WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

АЮЕВ БОРИС ИЛЬИЧ

МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ

РЕЖИМАМИ ЕДИНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ

СИСТЕМЫ РОССИИ

Специальность 05.14.02 Электростанции и электроэнергетические

системы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Новосибирск 2008

  Работа выполнена  в ГОУ ВПО

«Уральский государственный технический университет – УПИ имени

первого Президента России Б.Н. Ельцина»

Научный консультант:  доктор технических наук, профессор

Бартоломей Петр Иванович

Официальные оппоненты:  доктор технических наук, профессор

Бердин Александр Сергеевич

 

 

  доктор технических наук, профессор

  Кучеров Юрий Николаевич

  доктор технических наук, профессор

  Фишов Александр Георгиевич

Ведущее предприятие: ОАО «Проектно-изыскательский и научно-  исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей» «Энергосетьпроект», г. Москва

Защита состоится 25 декабря 2008 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при ГОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет» по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К.Маркса 20, НГТУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан « » ноября 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета                 Тимофеев И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность проблемы. Новые экономические и политические условия, в которых работает электроэнергетическая отрасль России с 1991 года, дерегулирование электроэнергетического сектора и переход к конкурентным отношениям привели к необходимости разработки новых принципов, моделей, методов и технологий в области оперативно-диспетчерского управления режимами Единой электроэнергетической системы России.

Согласно Федеральному Закону об электроэнергетике целью деятельности системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике является «обеспечение надежного электроснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным иными нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом и розничном рынках».

Практическое достижение поставленной цели осуществляется путем решения комплекса задач оптимального планирования режимов работы и графиков ремонтов оборудования электрических станций, сетей и комплексов централизованной противоаварийной автоматики с учетом всех видов технических сетевых и системных ограничений, обеспечивающих нормативные уровни надежности функционирования энергосистем и качества электроэнергии.

Решение указанных задач на протяжении всего периода существования ЕЭС России было предметом пристального внимания отечественных и зарубежных ученых. Большой вклад в развитие этой области науки внесли Арзамасцев Д. А., Адонц Г. Т., Баринов В. А., Баркан Я. Б., Бартоломей П. И., Бердин А. С., Богатырев Л. Л., Бушуев В. В., Валдма М. Х., Веников В. А., Воропай Н. И., Воротницкий В. Э., Гамм А. З., Гераскин О. Т., Голуб И. И., Горнштейн В. М., Жежеленко И. В., Журавлев В. Г., Идельчик В. И., Китушин В. Г., Кучеров Ю. Н., Крумм Л. А., Курбацкий В. Г., Манусов В. З., Мызин А. Л., Паламарчук С. И., Портной М. Г., Розанов В. И., Руденко Ю. Н., Семенов В. А., Совалов С. А., Строев В. А., Суханов О. А., Тарасов В. И.,Фазылов Х. Ф., Филиппова Т. А., Фишов А. Г., Чебан В. М., Щербина Ю. В. и многие их коллеги.

Продолжающаяся либерализация экономики привела к созданию рынка  электроэнергии, который послужил экономическим толчком к началу процесса воспроизводства генерирующих мощностей и надежного, устойчивого развития ЕЭС. Значительным событием на пути формирования рыночной среды в электроэнергетике стал запуск  целевой модели конкурентного рынка электроэнергии, первым инфраструктурным институтом которого является Системный оператор, образованный для решения комплекса задач в новых экономических условиях.

Проводимая реструктуризация связана с декомпозицией интегрированных структур отрасли, введением конкуренции и выбора. При этом особую роль в достижении поставленных целей системы оперативно-диспетчерского управления играет технология управления режимами ЕЭС, обеспечивающая решение противоречивых задач эффективной работы рынков и сохранения нормативного уровня надежности энергоснабжения потребителей.

В настоящей диссертационной работе впервые делается попытка комплексного анализа проблем современной системы управления ЕЭС России с последующим синтезом общего решения. Областью исследования является современное оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России, развивающееся под влиянием  рыночной экономики с учетом приоритетного поддержания нормативного уровня надежности энергосистемы страны и ее регионов в реальном времени в ближайшем будущем и в перспективе. В работе рассмотрены концептуальные технологические и технические подходы к решению обозначенных задач,  технологии, методики и алгоритмы оптимального планирования режимов работы и развития ЕЭС России, адекватно отвечающие требованиям  дальнейшего развития электроэнергетики страны.

Цели и задачи исследования. Цель работы заключается в формировании новых моделей и технологий оперативно-диспетчерского управления в условиях функционирования рынков электроэнергии и международной интеграции энергообъединений.

Для достижения поставленной цели в работе были решены следующие проблемы и задачи:

  1. Разработаны концептуальные подходы к решению задач оптимального планирования и управления режимами ЕЭС России.
  2. Разработаны новые принципы диспетчеризации электроэнергетики с оптимизацией организационной структуры оперативно-диспетчерского управления.
  3. Определены объекты диспетчеризации и задачи синхронной работы с энергосистемами стран СНГ, Балтии, проблемы объединения с энергосистемами Западной Европы, а также стратегия развития Системного оператора.
  4. Обоснованы форма и содержание информационного обеспечения Системного оператора, которое включает в себя Систему мониторинга переходных режимов (СМПР) энергообъединения ЕЭС России и ОЭС стран СНГ и Балтии (далее ЕЭС/ОЭС). Определены структура, схема установки и основные задачи, решаемые с помощью СМПР.
  5. Предложены принципы и методы моделирования режимов электроэнергетической системы, разработана базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Предложены алгоритмы оценивания состояния, синтеза и актуализации расчетной модели электроэнергетической системы.
  6. Проанализированы и уточнены технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.
  7. Разработаны принципы регулирования частоты и активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС, определены объемы и принципы размещения резервов в энергосистемах синхронной зоны. Предложены решения проблем противоаварийной и режимной автоматики.

Методы исследования. Приведенные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных энергосистем. Использовались методы качественного анализа, концептуального проектирования и математического моделирования, обеспечивающие адекватную декларированным целям постановку задач и их решение, адаптированное для технологического применения.

Научная новизна. В результате проведенного комплекса исследований получены следующие новые результаты:

1. Переопределены стратегические цели, миссия и приоритетные направления деятельности Системного оператора. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и задачи их реинжиниринга.

2. Предложена модель балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией. Разработана концепция рынка системных услуг и рынка мощности, как неотъемлемых частей новой конкурентной модели рынка электроэнергии и мощности. Даны рекомендации по учету системных технологических ограничений функционирования рынка.

3. Показано, что совершенствование организационной структуры диспетчерского управления осуществляется за счет ликвидации промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд, перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению и изменению конфигурации операционных зон диспетчерских центров. Предложены концептуальные подходы к оптимизации организационной структуры оперативно-диспетчерского управления.

4. Определено, что важнейшими направлениями международной деятельности Системного оператора в области интеграции энергообъединений является работа по  повышению качества управления режимами ЕЭС/ОЭС, а также подготовка электрического соединения ЕЭС/ОЭС и энергосистем континентальной части Западной Европы, что позволит создать единую синхронную зону и единую рыночную платформу на Евразийском континенте.

5. Решена важная организационно-техническая и приоритетная экономическая задача – создание Системы мониторинга переходных режимов, которая дает точное представление о динамическом поведении электроэнергетической системы, а также позволяет проводить мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях и в нормальных режимах.

6 Разработана методика верификации базовой динамической модели, заключающаяся в сопоставлении результатов регистрации параметров переходного режима, проведенной с помощью СМПР, с расчетными параметрами, полученными для этого переходного режима с помощью программно-вычислительного комплекса EUROSTAG.

7. Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы, который реализуется с помощью программного комплекса оперативных расчетов режимов энергосистем. Для оценки наблюдаемости режима разработан метод, основанный на сравнении свойств системы уравнений, составленной на реальных измерениях, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей.

8. Рассмотрены различные аспекты планирования диспетчерских графиков, определяющих степень реализуемости и качество планирования режимов. Разработан бизнес-процесс создания единого диспетчерского графика, обеспечивающий участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

9. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели ЕЭС России, имеющие ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющиеся важнейшим этапом формирования диспетчерского графика.

10. Предложены методы решения задачи оптимального планирования режимов и выбора состава работающего оборудования. Разработана модель, предполагающая объединение задачи проведения непосредственно ценового аукциона (определения узловых цен) и планирования режима работы энергосистемы, построенная на минимизации стоимости генерации.

11. Разработана концепция регулирования частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС в части общего и нормированного первичного регулирования и реализации вторичного и третичного регулирования.

12. Предложен принцип и алгоритм централизованной системы противоаварийного управления, внедренный при непосредственном участии автора и успешно функционирующий в ЕЭС России, а также принцип управления нагрузкой.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается внедрением их в работу системы оперативно-диспетчерского управления на уровне ЕЭС России и расчетными экспериментами.

Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Практическая полезность работы состоит в предложении принципиально новой модели оперативного ведения режимов, дающей возможность использования рыночных отношений в качестве регулирующего механизма развития и функционирования электроэнергетической отрасли. Результаты работы внедрены в алгоритм функционирования расчетной системы, выполняющей все необходимые расчеты для оптового и балансирующего рынков электроэнергии. Это позволило создать концепцию единого бизнес-процесса формирования договорных суточных отношений участников оптового рынка, планирования диспетчерского графика и управления режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.

Значительная часть результатов вошла в состав правовых, регламентирующих и методических документов, определяющих принципы и технологию работы конкурентного оптового рынка.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-технической конференции по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала (Свердловск, 1982 г.); 8-й научно-технической конференции УПИ им. С. М. Кирова (Свердловск, 1988 г.); IX юбилейной научно-практической конференции УПИ им. С. М. Кирова (Свердловск, 1990 г.); X научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем» (Каунас, 1991 г.); всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта» (Днепропетровск, 1995 г.); научно-технической конференции регионального УрО АНН РФ (Екатеринбург, 1995 г.); всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); международном семинаре «Либерализация и модернизация электроэнергетических систем: управление перегрузками электрической сети» (Иркутск, 2003 г.); международной научно-технической конференции «Электроэнергия и будущее цивилизации» (Томск, 2004 г.); 2-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев,, Украина, 2004 г.); 2-й всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» (Екатеринбург, 2004 г.); 2-й международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (Новосибирск, 2004 г.); 5-м всероссийском совещании «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2004 г.); 3-й международной конференции «Технологии энергетики – 2005» (Санкт-Петербург, 2005 г.); 3-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, Украина, 2005 г.); 4-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2006 г.); 3-й международной конференции «Критические инфраструктуры» (Александрия, США, 2006 г.); всероссийской научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века» (Новосибирск, 2006 г.); международной научной конференции «Мониторинг параметров режимов электроэнергетической системы» (Москва, 2006 г.); 5-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, Украина, 2007 г.); международной конференции «Релейная защита и автоматика современных энергосистем» (Чебоксары, 2007 г.); XX конгрессе Мирового энергетического совета (Рим, Италия, 2007 г.); 2-й международной научно-технической конференции «Мониторинг параметров режимов электроэнергетической системы» (Санкт-Петербург, 2008 г.).

Различные аспекты диссертации были положены в основу работы совещаний и семинаров, посвященных:

• организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

• подготовке системы диспетчирования к введению рынка «5–15%» (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

• вопросам запуска конкурентного сектора «5–15%» и подготовке целевой модели конкурентного оптового рынка электроэнергии в России (протоколы от 22.07.2002 № 21-КС, от 10.08.2002 №13-КС и от 14.08.2002 № 24-КС) (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

• организации работ по усовершенствованию процесса ведения диспетчерского графика» (приказ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» от 15.12.2002 № 88), (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2003 г.);

• по либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

• проблемам создания АС ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (Жаворонки, 2002 г.);

• разработке методологии бизнес-процессов диспетчерского управления в рыночных условиях с учетом целевой модели рынка, в том числе долгосрочного планирования режимов ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем, планирования оперативных режимов на неделю и сутки вперед, балансирующего рынка и т.п. (приказ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» от 09.10.2002 № 41) (Пятигорск, 2002 г.).

Материалы работы докладывались на заседаниях:

• проектной группы ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» совместно с НП «АТС» и разработчиками программного обеспечения (Протокол № 13 ПГ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.);

• руководителей основных производственных служб ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (протокол от 22–23.07.2002 № 19-КС) (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.).

Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях оперативного штаба по запуску конкурентного рынка и по программе обучения «Организация взаимоотношений Системного оператора с другими участниками рынка» (Лондон-Эдинбург, Великобритания, 2002 г.). Различные аспекты диссертации были положены в основу работы семинаров и совещаний ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «СО ЕЭС», посвященных разработке принципов организации конкурентного рынка электроэнергии и совершенствованию системы оперативно-технологического управления ЕЭС России.

Материалы работы обсуждались и докладывались на встречах с независимыми Системными операторами рынков электроэнергии Болгарии, Великобритании, США.

Диссертация обсуждалась на научном семинаре электротехнического факультета ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ».

Публикации.  Результаты диссертационной работы опубликованы в 70 печатных работах, в том числе 15  в изданиях, входящих в перечень рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Российской Федерации, 23  в сборниках научных трудов, 14  в материалах международных симпозиумов и конференций,  9 в материалах российских конференций, 6 в центральных журналах, 3 монографии. В автореферате приведен список публикаций, отражающих основные научные результаты.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения. Объем работы составляет 365 страниц основного текста, 54 рисунка, 20 таблиц. Список использованной литературы содержит 225 наименований.

Основное содержание работы. В первой главе проанализирован опыт создания рынков электроэнергии в крупнейших энергетических компаниях мира, предложена архитектура рынка электроэнергии России, разработаны принципы организации субрынков – рынка долгосрочных контрактов, балансирующего рынка, рынка мощности и рынка дополнительных системных услуг.

Во второй главе диссертационной работы определена миссия Системного оператора и задачи в области планирования, управления режимами и информационного обеспечения диспетчерского управления в новых экономических условиях. Дана структура Системного оператора, позволяющая выполнять сформулированные задачи на высоком технологическом и профессиональном уровне. Особое внимание обращено на организацию совместной работы единой энергосистемы, объединяющей ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и Балтии, а также разработку принципов и подходов к объединению на параллельную работу с энергосистемами стран Западной Европы.

В третьей главе диссертационной работы проанализированы пути совершенствования информационного комплекса оперативно-диспетчерского управления. Разработана и внедрена Система мониторинга переходных режимов, реализующая новую технологию векторного измерения и регистрации параметров режима. С запуском СМПР появилась возможность получать информацию нового качества, которая позволяет вывести на более высокий уровень изучение динамических свойств энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

В диссертационной работе сформулированы цели и задачи создания СМПР, разработаны технические требования к синхронизированной векторной регистрации параметров переходных режимов, обоснованы места установки регистраторов и предложена конфигурация СМПР. С помощью регистрограмм технологических нарушений проведен анализ динамических свойств ЕЭС/ОЭС с использованием таких характеристик, как наклон частотной характеристики, динамические и квазистатические отклонения частоты при небалансах активной мощности, демпфирование низкочастотных колебаний.

В четвертой главе рассмотрена система долгосрочного и краткосрочного планирования электрических режимов ЕЭС, основой которого является расчетная модель ЕЭС/ОЭС. Точность расчетной модели определяет эффективность планирования расчетного диспетчерского графика. Для анализа установившихся режимов используется единая расчетная модель, регулярно верифицируемая по результатам контрольных замеров и дающая приемлемые по точности результаты. Для проведения динамических расчетов предложена базовая динамическая модель, приведены ее основные параметры и отдельные компоненты. Особое внимание обращено на моделирование систем возбуждения синхронных машин, автоматических регуляторов возбуждения и скорости вращения турбин, автоматических регуляторов котлов, определяющих динамическое поведение ЕЭС/ОЭС.

Впервые в практике эксплуатации на базе СМПР разработана и внедрена процедура верификации базовой динамической модели. Такой подход к моделированию динамических процессов позволяет уточнить запасы динамической устойчивости энергообъединения, повысить качество оценки как текущих, так и вероятных перспективных переходных режимов.

Большое внимание в работе уделено оцениванию текущего режима энергообъединения на основе телеметрической информации, синтезу и актуализации расчетной модели ЕЭС, применяемой в ценовых аукционах, выбору оптимального состава работающего генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии.

Пятая глава посвящена вопросам управления режимами энергообъединения, то есть практической реализации стратегической цели и миссии Системного оператора. Важное место в работе занимает исследование вопросов управления частотой и активной мощностью. Разработана «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии». Предложена и внедрена в практику управления режимами ЕЭС/ОЭС «Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков».

Важнейшим элементом управления аварийными режимами, обеспечивающим надежную работу Единой энергосистемы, является противоаварийная автоматика. В диссертационной работе приводятся результаты многолетних исследований автора в области противоаварийной автоматики, приведших к созданию Централизованных систем противоаварийной автоматики, которые успешно функционируют в ряде объединенных электроэнергетических систем ЕЭС России.

Показано, что особую актуальность приобретают задачи управления электропотреблением. Предложен механизм добровольного ограничения нагрузки, позволяющий управлять спросом на электроэнергию на возмездной основе.

Таким образом, в диссертационной работе отражены результаты исследований важнейших технологических аспектов управления электрическими режимами энергообъединения, позволяющих повысить надежность электроснабжения потребителей в условиях конкурентных рынков электроэнергетики России.

В заключении сформулированы основные результаты работы и указаны направления дальнейших исследований и разработок.

В приложениях представлены дополнительные материалы, позволяющие лучше разобраться в некоторых разделах диссертационной работы и способствующие пониманию ее существа.

1. Рынок электроэнергии И его реализация в ЕЭС России

Развитие рынка электроэнергии в России происходило в несколько этапов – от Федерального (Общероссийского) оптового рынка электроэнергии (мощности) (ФОРЭМ), действовавшего на основании регулируемых государством тарифов, до Нового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ) с рыночной системой ценообразования, введенного в действие на завершающей стадии реформирования электроэнергетической отрасли. Целевая модель НОРЭМ включает в себя рынок долгосрочных двусторонних контрактов, спотовый рынок (рынок «на сутки вперед»), рынок мощности, балансирующий рынок, рынок системных услуг. В условиях Нового рынка электроэнергии и мощности Системный оператор решает свойственные ему задачи с учетом специфики, определяемой либо рыночным, либо директивно-нормативным характером метода их решения.

К задачам, основанным на требованиях технических нормативных документов, относятся:

  • планирование, координация и управление процессами ремонтов и обслуживания генерирующего и электросетевого оборудования;
  • прогноз электропотребления;
  • прогноз гидроресурсов и определение суточных объемов выработки гидрогенерации;
  • определение сетевых ограничений;
  • формирование требований к техническим параметрам различных классов резервов мощности, используемых в целях регулирования частоты и напряжения;
  • планирование графиков регулирования напряжения и использования источников реактивной мощности.

Подходы к решению данного круга задач не претерпели принципиального изменения при переходе к рыночной экономике.

Для другого типа традиционных задач оперативно-диспетчерского управления потребовались новая постановка и новые решения. К таким заново сформулированным с учетом рыночных подходов задачам относятся задачи конкурентного отбора:

  • поставщиков мощности;
  • состава включенного генерирующего оборудования;
  • поставщиков электроэнергии при планировании диспетчерских графиков на сутки вперед;
  • поставщиков электроэнергии на балансирующем рынке.

В рынке системных услуг, после  формирования необходимых объемов конкурентного предложения, в разряд рыночных рекомендуется добавить формальные процедуры в части организации поставок резервов активной мощности, услуг по регулированию частоты и управлению перегрузками электрической сети. В целях получения комплексного непротиворечивого решения определение цен и количественных характеристик обсуждаемых рыночных системных услуг целесообразно осуществлять одновременно (совместно) с определением цен и объемов электроэнергии на рынке «на сутки вперед» и на балансирующем рынке в рамках единой математической задачи сооптимизации поставок электроэнергии и системных услуг.

Другими значимыми направлениями совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике являются:

1. Распространение принципов конкурентного отбора на решение задач долгосрочного планирования режимов и перспективного развития энергосистем.

В первую очередь, это задача оптимального планирования скоординированных графиков ремонтов и технического обслуживания генерирующего и сетевого оборудования на год вперед и задача формирования динамической, имеющей отношение к каждому году перспективного периода, схемы перспективного развития ЕЭС России и ее регионов по годам для заданного временнго горизонта в будущем. Методика решения задачи оптимального планирования скоординированных графиков ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования на год вперед является результатом развития методического подхода, разработанного для решения задачи выбора состава включенного генерирующего оборудования, предусматривающей применение математических методов смешанного целочисленного программирования (MIP – mixed integer programming). Другими словами, речь идет о создании методики решения комплексной задачи выбора состава включенного генерирующего и электросетевого оборудования. Актуальность решения такой задачи определяется назревшей технико-экономической проблемой, вытекающей из недостаточной координации плановых графиков ремонтных компаний, процесса их формирования, а главное – практического выполнения. В рыночных условиях потребность решения этой задачи значительно повышается в силу значительных экономических потерь субъектов электроэнергетики, связанных с вынужденными переносами сроков проведения ремонтных работ.

Дополнительным или сопутствующим результатом решения задачи оптимального планирования графиков ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования является объективно сформированный (с учетом ремонтов и резервов) баланс электроэнергии и мощности на предстоящий год, который может использоваться как самими участниками процессов выработки, передачи, распределения и потребления электроэнергии, так и органами регулирования энергетики.

Методический подход к решению задачи оптимального развития энергосистем должен основываться на дальнейших разработках и усовершенствовании методик выбора состава включенного генерирующего и сетевого оборудования.

Для  решения задач конкурентного отбора при активном участии автора разработаны следующие алгоритмы:

  • формирование и актуализация параметров расчетной модели ЕЭС, используемой для проведения оптимизационных расчетов, представляющих собой формальный механизм конкурентного отбора;
  • внесение в расчетную модель ценовых заявок, поданных участниками рынка в торговую систему;
  • выполнение формальных процедур конкурентного отбора на базе специального программного обеспечения, основанного на решении задачи оптимизации;
  • анализ режимов работы и состояния энергосистемы и ее элементов, полученных на основании формального расчета, принятие решения о возможности использования результатов при формировании диспетчерских графиков или графиков строительства объектов энергетики.

2. Разработка действенной системы контроля (мониторинга) за проявлением рыночной силы отдельных участников рынка электроэнергии, снабженная средствами экономического и административного воздействия на участников в случае выявления злоупотреблений рыночной силой. В условиях дерегулирования энергетики внедрение такой системы необходимо для своевременного формирования сигналов, позволяющих защитить рыночное сообщество при эпизодически возможных явлениях локального монополизма отдельных участников рынка.

Конкурентный рынок электроэнергии, реализованный в России, охватывает два аспекта торговли электроэнергией:

• плановый (от нескольких лет до нескольких часов до реального времени);

• реальное время (темп принятия решений диспетчером в режиме, близком к реальному времени, или в темпе диспетчерского управления и управление в реальном времени, реализуемое автоматическими системами).

Практически все действующие в России конкурентные рынки электроэнергии и конкурентные процедуры действуют в режиме планирования.

Исключение составляет балансирующий рынок, занимающий промежуточную позицию и функционирующий как в режиме планирования  на несколько часов вперед, так и в темпе диспетчерского управления. Процедура конкурентного отбора или аукцион балансирующего рынка производится в плановом режиме за несколько часов до наступления реального времени. Однако, управление генерацией ЕЭС на интервалах времени между аукционами осуществляется диспетчерами в реальном времени. Развитие и автоматизация технологий актуализации расчетной модели ЕЭС России и сбора ценовых заявок от участников рынка предполагает перевод всех процедур балансирующего рынка во временной аспект реального времени.

На рынке «на сутки вперед» все участники подают заявки с указанием двух параметров - цены и соответствующего ей объема либо покупки (спрос на электропотребление), либо продажи (предложение генерации).

Геометрическая интерпретация двойного ценового аукциона, осуществляемого на рынке «на сутки вперед», приведена на рисунке 1.

Рис. 1. Геометрическая интерпретация определения равновесной цены на рынке «на сутки вперед».

Рисунок 1 иллюстрирует процесс образования конкурентной цены на электроэнергию для рынка, дизайн которого не предусматривает дифференцированного учета потерь электроэнергии в электрических сетях и сетевых ограничений. Полученная таким образом цена называется равновесной ценой рынка и является единой (и единственной) ценой покупки и продажи электроэнергии. Количественное значение равновесной цены определяется наиболее дорогим (замыкающим или предельным или маржинальным) ценовым предложением, необходимым для покрытия последнего мегаватта удовлетворенного спроса.

Геометрическая иллюстрация правил ценообразования на рынках, предполагающих учет зависимости цены от места расположения точки присоединения электроустановки участника рынка к электрической сети, графически ничем не отличается от приведенной на рисунке 1. Отличия состоят в том, что:

а) графики спроса и предложения должны быть представлены для каждого узла расчетной модели энергосистемы;

б) значение равновесной цены в каждом узле расчетной модели (узловой цены) определяется наиболее дешевой ценовой заявкой, необходимой для покрытия спроса, равного сумме последнего мегаватта спроса в этом узле и значения потерь в электрической сети при передаче электроэнергии в рассматриваемый узел из узла, в котором находится упомянутое, доступное по пропускной способности сети предложение. Математически узловая цена рынка определяется как частная производная стоимости электроэнергии в узле k, который располагает наиболее дешевым доступным предложением с точки зрения узла j, от нагрузки в данном узле j:

. (1)

На рынке мощности в процедуре конкурентного отбора включаемого генерирующего оборудования и на балансирующем рынке учитываются заявки только от генерирующих компаний. Спрос на этих рынках в настоящее время формируется Системным оператором средствами прогнозирования электропотребления. Эластичность спроса по отношению к цене в перечисленных задачах на практике не учитывается. Учет заявленной эластичности спроса сбытовых компаний и крупных потребителей должен быть организован по мере оснащения их технологиями управления электропотреблением, что позволит допустить эти компании к формированию спроса в виде ступенчатых ценовых заявок.





Графическая интерпретация ценового аукциона, практически осуществляемого на балансирующем рынке, рынке мощности и в процедуре выбора состава включенного генерирующего оборудования, приведена на рисунке 2.

Рис. 2. Геометрическая интерпретация определения равновесной цены

Решение всех задач конкурентного отбора производится по следующей универсальной схеме: торговая система собирает заявки участников; заявки накладываются на расчетную модель, формируемую и актуализируемую Системным оператором в соответствии с планируемыми системными условиями; производится оптимизационный расчет с учетом системных ограничений – ценовой аукцион, в результате которого у участников рынка формируются обязательства (графики поставки/покупки и цен); на основании полученного решения определяются режимные параметры ЕЭС и ее элементов, позволяющие реализовать результаты аукциона.

В рассматриваемой модели оптового рынка электроэнергии торговые отношения строятся исключительно на конкурентной основе и в ценах, формируемых с помощью рыночных механизмов ценообразования.

Рынок системных услуг для ЕЭС России включает перечень системных услуг, обеспечивающих надежность и качество электроснабжения. Для целевой модели рынка системных услуг автором рекомендованы следующие услуги:

1. Нормированное первичное регулирование частоты.

2. Автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности, осуществляемое за счет автоматической системы регулирования частоты и мощности.

3. Третичные (оперативные) резервы, в том числе вращающиеся резервы и несинхронизированные резервы быстрого старта.

4. Регулирование напряжения.

5. Запуск системы «с нуля».

6. Участие в работе противоаварийной автоматики по ограничению нагрузки и (или) генерации.

Оказание системной услуги по вращающимся резервам производится добровольно на основе экономически эффективного планирования и ведения режимов рынка электроэнергии. В предоставлении этой услуги будут также участвовать ресурсы, имеющие резервы для неавтоматического вторичного регулирования. Системная услуга по невращающимся резервам быстрого старта осуществляется также добровольно, но по ценам, определяемым на конкурентном рынке мощности.

В большинстве крупных регионов, находящихся в ведении объединенных диспетчерских управлений, ресурсы для обязательного предоставления услуги «по запуску с нуля» будут назначаться Системным оператором, поскольку потенциальных поставщиков этой услуги мало. Услуга может быть добровольной и производится на конкурентной основе в тех регионах, где имеется много ее потенциальных поставщиков.

Участие в работе противоаварийной автоматики по ограничению нагрузки и генерации связано с функционированием автоматических систем, позволяющих отключать генераторы и потребителей для предотвращения нарушений устойчивости и токовых перегрузок линий. Эта услуга дает возможность Системному оператору увеличить перетоки по определенным сечениям (группам  линий электропередачи). Она должна быть обязательной для тех потребителей и генераторов, которые в настоящее время оснащены соответствующими системами автоматики. Дальнейшее развитие данного направления связывается с технологиями векторного измерения и регистрации параметров режима, лежащими в основе СМПР и систем мониторинга запасов устойчивости, и предполагает создание системы более тонкого противоаварийного воздействия (по сравнению с дискретным воздействием на отключение) на регулируемое силовое оборудование энергосистемы.

Показано, что целесообразной является следующая схема взаимоотношений между поставщиками системных услуг, Системным оператором и субъектами электроэнергетики:

1. Системный оператор заключает договор с каждым из поставщиков системных услуг и оказывает всем субъектам электроэнергетики услуги по обеспечению надежности и качества электроснабжения.

2. Затраты на приобретение системных услуг у их поставщиков включаются Федеральной службой тарифов в тариф как плата за услуги по обеспечению надежности и качества электроснабжения и оплачиваются всеми плательщиками тарифа.

3. Федеральная служба тарифов устанавливает специальный «тариф системной надежности», по которому будут оплачиваться агрегированные системные услуги. Собранные средства распределяются среди поставщиков услуг в соответствии с их конкретными затратами.

4. Требования к потенциальным или реальным поставщикам системных услуг, а также взаимодействие всех поставщиков системных услуг между собой и их отношения с Системным оператором должны регулироваться.

2. НОВАЯ МИССИЯ СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ в рыночной электроэнергетике

Миссия и стратегическая цель Системного оператора. Объективная необходимость непрерывного оперативно-диспетчерского управления процессом производства, передачи и распределения электроэнергии в совокупности с новыми задачами, обусловленными статусом Системного оператора, как инфраструктурного института рынка определяют его стратегическую цель и миссию.

Стратегическая цель Системного оператора – создание механизма надежной работы ЕЭС с помощью ценовых сигналов, адресуемых участникам рынка.

Миссия Системного оператора – управление электроэнергетическим режимом, чтобы непрерывно обеспечивались возможности:

• генераторам – вырабатывать (продавать) электроэнергию;

• потребителям – получать (покупать) электроэнергию нормативного качества;

• сетям и генераторам – с оптимальными издержками эксплуатировать оборудование, в том числе своевременно ремонтировать.

Необходимо существенно изменить деловые процессы управления режимами, обеспечивая выполнение миссии Системного оператора в условиях планирования диспетчерского графика. Для этого требуется:

• реинжиниринг функциональной модели Системного оператора;

• построение организационной структуры адекватной исполняемым функциям;

• увязка системы взаимоотношений субъектов электроэнергетики с новыми функциями и организационной структурой Системного оператора;

• создание материального базиса, соответствующего функциям, организационной структуре и взаимоотношениям.

Системному оператору необходимо на договорной основе обеспечивать баланс интересов участников рынка и требований системной надежности. Приоритетными направлениями деятельности Системного оператора являются:

1. Развитие технологий расчета, анализа и регулирования электроэнергетических режимов.

2. Разработка и дальнейшее совершенствование технологий поддержки торговых процедур, сопровождения рынка и отчетности, обеспечение функционирования конкурентных рынков в электроэнергетике.

3. Улучшение управляемости ЕЭС за счет оптимизации организационной структуры системы оперативно-диспетчерского управления.

4. Повышение функциональной живучести диспетчерских центров и системы оперативно-диспетчерского управления.

5. Увеличение надежности профессиональной деятельности персонала.

6. Реновация компонент действующих информационно-вычислительных и программно-технических систем.

7. Обеспечение инфраструктуры для функционирования оперативно-диспетчерского управления.

Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики определяет принципы диспетчеризации и выполнение следующих основных задач:

• планирование и ведение режимов энергообъектов; планирование и подготовка к производству ремонтных работ;

• обеспечение надежности функционирования энергосистемы, ОЭС и ЕЭС России; выполнение требований к качеству электрической энергии;

• создание условий экономичности работы энергосистем за счет минимизации затрат на производство, передачу и распределение электрической энергии;

• предотвращение и ликвидация технологических нарушений (локализация аварий и восстановление нормального режима работы);

• производство переключений, пусков и остановов оборудования.

Диспетчерское управление обеспечивает организационное построение системы управления объектами, быстрое получение и переработку информации на всех ступенях оперативного управления.

Для качественного изменения системы диспетчерского управления должна быть обеспечена финансовая прозрачность предприятий диспетчерского управления, внедрена система управления издержками, обеспечена открытость процессов принятия решений при осуществлении диспетчеризации, четко структурирована нормативно-правовая и технологическая оболочка.

Главными задачами Системного оператора следует считать:

• обеспечение надежного и эффективного функционирования Единой энергетической системы России с соблюдением нормативных показателей качества;

• организацию и развитие технологической структуры конкурентного рынка электроэнергии;

• совершенствование технологического управления процессом передачи электроэнергии для реализации принципа недискриминационного доступа к электрической сети субъектов рынка;

• оказание оперативно-технологических услуг всем участникам параллельной работы и субъектам оптового рынка электроэнергии на недискриминационной основе.

Кроме того, Системный оператор обязан выполнять и дополнительные функции, связанные с организацией параллельной работы субъектов рынка: задание системных ограничений для проведения торгов на рынке «на сутки вперед»; расчет, задание и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России, ОЭС и субъектов оптового рынка электроэнергии; анализ работы балансирующего рынка и др.

Анализ деловых процессов, выполняемых СО, показывает, что фактически в диспетчерском управлении реализуется ограниченное количество глобальных деловых процессов, число которых может быть сведено к пяти основным:

• планирование состава генерирующего и передающего оборудования;

• распределение между генераторами спроса на электроэнергию;

• расчет областей допустимых значений параметров режима с учетом нормативных запасов устойчивости;

• определение принципов действия автоматики;

• организация переключений в электрической схеме.

На первые три деловых процесса в первую очередь влияет переход к конкурентному рынку. На два последних – структурная реформа отрасли.

Цель реинжиниринга заключается в переходе к управлению режимами с помощью адресованных генераторам и потребителям ценовых сигналов, формирующихся в рамках рынка, мотивирующих его участников на добровольное исполнение действий для управления режимом.

Средствами реинжиниринга являются разработка и внедрение деловых процессов диспетчерского управления, адекватных модели конкурентного рынка, а также технологий, необходимых для поддержки новых деловых процессов.

Следствием реинжиниринга должно быть дальнейшее неуклонное улучшение показателей надежности работы ЕЭС в процессе реформирования.

Оптимизация организационной структуры системы оперативно-диспетчерского управления. Изменения и тенденции развития отрасли требуют совершенствования организационной структуры по следующим основным направлениям:

• ликвидация промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд;

• перераспределение функций по диспетчерскому ведению и управлению между диспетчерскими центрами;

• изменение конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

При прямом управлении объектами диспетчеризации достигаются следующие преимущества:

1. Снижение времени ликвидации технологических нарушений и аварий и, как следствие, минимизация экономического ущерба для участников оптового рынка.

2. Сокращение времени плановых переключений и связанных с ними сетевых ограничений.

3. Повышение экономической эффективности диспетчерского управления, снижение экономических потерь в системе.

4. Повышение оперативности информационного обмена в процессе оперативного управления.

Исключение промежуточных звеньев из схемы прохождения диспетчерских команд приводит к снижению рисков, порождаемых различными факторами.

Верхние уровни диспетчерского управления должны сосредотачиваться на задачах, связанных с управлением режимом. Это определяет необходимость поэтапного пересмотра принципов распределения оборудования по способу диспетчерского управления для максимального освобождения высшего иерархического уровня. Перераспределение функций по диспетчерскому управлению и ведению между уровнями диспетчерской иерархии и нижестоящими диспетчерскими центрами должно обеспечить условия для оптимального управления электроэнергетическим режимом ЕЭС.

Анализ имеющихся операционных зон диспетчерских центров по ряду таких параметров как площадь территории, численность населения, установленная мощность генерирующих источников, объем потребления, протяженность и конфигурация электрических сетей, показал их различия и неоднородность (табл. 1). Вследствие этого неодинаковы объемы решаемых задач и функциональная нагрузка диспетчерских центров.

Таблица 1.

Структура операционных зон диспетчерских центров

 

ОЭС

Востока

Сибири

Урала

Средней

Волги

Юга

Центра

Северо-

Запада

Количество РДУ

3

10

9

8

5

17

6

Установленная мощность электростанций, МВт

11444

45945

42602

23940

16150

48812

21000

Количество электростанций с

установленной мощностью свыше 5 МВт

Общее

17

87

98

49

88

132

105

АЭС

1

-

1

1

1

4

2

ГЭС

2

8

8

4

28

10

35

ТЭС

14

79

89

44

59

118

68

Протяженность линий

электропередач, км

154 кВ

-

-

-

-

-

-

2727

220 кВ

15613

24409

20609

8071

4422

22134

5375

330 кВ

-

-

-

-

2680

2100

5542

400 кВ

-

-

-

-

-

-

127

500 кВ

2219

9482

11653

3688

1997

8698

-

750 кВ

-

-

-

-

206

2416

388

1150 кВ

-

817

-

-

-

-

-

Очевидно, что попытка полностью формализовать задачу представляется крайне сложной из-за многофакторности критериев оценки эффективности существующей системы и параметров, характеризующих операционную зону. Критерием оптимальности конфигурации операционных зон диспетчерского управления следует считать максимальную эффективность функционирования системы. В соответствии с общими положениями оптимизации целевая функция представляет собой функцию эффективности диспетчерского управления в зависимости от некоторого числа параметров, описывающих ту или иную операционную зону.

Результат, полученный в процессе решения оптимизационной задачи с использованием формализованных параметров, позволяет предварительно оценить оптимальность существующей конфигурации операционных зон и стать основанием для проведения комплексного многофакторного анализа с целью разработки мероприятий по изменению границ диспетчерской ответственности.

Объект диспетчеризации энергообъединение Содружества Независимых Государств и стран Балтии. В настоящее время ЕЭС России работает параллельно с объединенными энергосистемами СНГ и Балтии, образуя Восточную синхронную зону. Мощность наиболее крупных электростанций составляет: АЭС – 4000 МВт, ТЭС – 4800 МВт, ГЭС – 6400 МВт.

В состав ЕЭС России входят шесть параллельно работающих ОЭС: Центра, Средней Волги, Северо-Запада, Урала, Юга, Сибири, а также электроэнергетическая система Янтарьэнерго. ОЭС Востока работает отдельно от ЕЭС, хотя имеет слабую электрическую связь на напряжении 220 кВ. Объединенные энергосистемы стран СНГ включают в себя энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Киргизстана, Молдовы, Монголии, Таджикистана, Узбекистана и Украины. В ОЭС стран Балтии входят энергосистемы Латвии, Литвы и Эстонии.

Энергосистемы, входящие в Восточную синхронную зону, представляют протяженную структуру в пределах 6 часовых поясов.

Сложность комплексной задачи оперативно-диспетчерского управления режимами энергообъединения вызывает необходимость ее декомпозиции на ряд взаимосвязанных задач, решаемых на различных ступенях диспетчерского управления (территориальный аспект) и для различных временных уровней.

В ЕЭС России в территориальном аспекте существуют три уровня оперативно-диспетчерского управления. На первом уровне находится Системный оператор – Центральное диспетчерское управление ЕЭС, на втором уровне – семь ОДУ, на третьем уровне находятся 58 региональных диспетчерских управлений. Декомпозиция на временном уровне традиционно предусматривает следующие виды деятельности:

• долгосрочное планирование режимов (год, квартал, месяц);

  • краткосрочное планирование режимов (час, сутки, неделя),

• оперативное управление текущими режимами;

• автоматическое управление нормальными и аварийными режимами.

Задачи Системного оператора в области международной интеграции. Объединение Восточной синхронной зоны с западной Европой создает самое большое синхронно работающее электроэнергетическое объединение, которое будет простираться на 9 часовых поясов и иметь суммарно более 860 ГВт установленной мощности. Для России переход на синхронную работу с энергосистемами европейских стран означает интеграцию в европейский рынок.

Преимущества от объединения очевидны: это и оптимизация загрузки электростанций; повышение качества электроэнергии; создание технологической инфраструктуры, без которой невозможен переход к задачам формирования единого евроазиатского пространства. Энергосистемы стран-участниц получат и чисто технические выгоды, связанные с оптимизацией генерирующих мощностей и первичных энергоресурсов за счет сокращения резервов мощности и несовпадения по времени максимумов нагрузки; взаимопомощь в аварийных ситуациях; повышение надежности энергоснабжения и обмен передовыми технологиями.

Сегодня на европейском континенте имеется три крупных независимых энергообъединения: Восточная синхронная зона (ЕЭС/ ОЭС); Северная синхронная зона (NORDEL), в которую входят энергосистемы стран Скандинавии, и Западная синхронная зона (UCTE), включающая энергосистемы 23-х стран континентальной Европы.

Синхронное объединение ЕЭС/ОЭС и UCTE предполагает работу энергосистем с единой частотой. Оно требует точного согласованного регулирования и выполнения общих правил. Значительные технические проблемы связаны с тем, что Западная и Восточная синхронные зоны существенно различаются и по действующим нормам организации внутреннего взаимодействия, и по способам управления. Поэтому совместная работа должна регулироваться специально разработанными правилами, основной принцип которых заключается в неухудшении достигнутого уровня работы, главным образом, надежности энергоснабжения и качества электроэнергии.

Проведенные исследования не выявили каких-либо фундаментальных проблем, препятствующих синхронной работе ЕЭС/ОЭС и UCTE и позволили принять новую концепцию объединения, предполагающую по возможности сохранение в обеих системах действующих норм, стандартов управления, разработку минимального набора технических и организационных мер. Эти меры ориентированны, главным образом, на зону интерфейса. Показаны основные способы передачи электроэнергии по направлению Восток-Запад, технологическое обоснование которых является самостоятельной задачей. При необходимости возможно создание новых структур для управления совместной работой. Главенствующий принцип при разработке этих мероприятий – исключение негативного влияния систем друг на друга после соединения. Запланированы следующие основные работы, затрагивающие технологические аспекты объединения:

1. Анализ установившихся режимов позволит исследовать ряд характерных ситуаций (например, при зимнем максимуме нагрузки или при минимуме потребления летом), как нормальных, так и аварийных, и подробно проанализировать распределение потоков мощности, уровни напряжений и запасы реактивной мощности.

2. Подробные исследования динамического поведения объединенной энергосистемы после крупных возмущений (например, отключение энергоблоков станций или отдельных энергосистем). В качестве расчетных приняты небалансы мощности 3000 МВт в UCTE и 1200 МВт в ЕЭС/ОЭС. Эти небалансы используются для определения возможных ограничений передаваемой мощности и уточнения требований к системам защиты.

3. Анализ межзональных колебаний между отдельными энергоблоками объединения. Если не обеспечить демпфирование колебаний с частотой в диапазоне от 0,1 до 1 Гц, они могут представлять опасность для оборудования, вызывать отключения энергоблоков или линий и перерывы в энергоснабжении.

Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России. Существующие общие стандартные подходы к разработке стратегии развития предполагают последовательность решения следующих задач стратегического менеджмента: определение миссии и целей; разработка стратегии; внедрение и осуществление стратегического плана; оценка деятельности. Миссия Системного оператора заключается в управлении электроэнергетическими режимами, а стратегической целью компании следует считать создание механизма обеспечения надежной работы.

Для реализации стратегической цели необходимо четко обозначить приоритеты деятельности Системного оператора, которые удовлетворяют четырем принципам: развитие, повышение, улучшение и реновация. Представленные приоритеты деятельности призваны изменить принципы организации диспетчерского управления, которые должны:

• создать прозрачную, проверяемую и эффективную систему планирования и ведения электроэнергетических режимов;

• ввести основные индикаторы оперативно-диспетчерского управления – ценовые сигналы рынка электроэнергии;

• обеспечить разработку диспетчерского графика исходя из критерия максимальной суммарной выгоды участников рынка электроэнергии.

Процессы диспетчерского управления должны измениться таким образом, чтобы в диспетчерские центры поступала вся информация, необходимая при проведении расчетов. Для этого Системному оператору в области технических новаций необходимо разработать принципы экономического стимулирования участия генераторов в управлении частотой и перетоками; создать технологию автоматического синтеза расчетной модели узловых цен; внедрить программное обеспечение решения задачи оптимального распределения нагрузки между генераторами и доведения команд управления генерацией до мест исполнения.

Перечисленные выше задачи решены для различных уровней управления на основе централизованных или иерархических систем распределенных вычислений управляющих воздействий. Для их эффективного решения созданы программные комплексы, рассчитывающие установившиеся и переходные режимы.

В ЕЭС России в результате целенаправленных мероприятий по модернизации оборудования и систем регулирования на выделенных электростанциях осуществлен переход на мировые стандарты регулирования частоты.

3. Информационное обеспечение ОПЕРАТИВНО-

ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Новые требования к системе информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления. Как показывает опыт, основным условием реализации бизнес-процессов управления режимами ЕЭС является качественная информация о состоянии системы. Часть этой информации представляет собой потоки данных с объектов управления об их состоянии и режимах работы (состояние коммутационных аппаратов, значения напряжения, мощности и др.). Обработка поступающей информации ведется в режиме реального времени, поэтому качество принимаемых диспетчером решений и условия работы автоматических систем зависят от надежности и производительности информационных систем, реализующих данный функционал.

Другая часть информации представляет собой поток данных для осуществления долгосрочного и краткосрочного планирования режимов, координации ремонтной деятельности. Эти виды информации не носят оперативный характер, но от них зависит точность оптимизации, в том числе и экономическая.

В настоящее время требования к информационным системам Системного оператора определяются, прежде всего, как к набору подсистем автоматизированной системы диспетчерского управления.

Развитие информационных систем, являясь важным фактором повышения эффективности систем диспетчерского и технологического управления, рассматривается не только как важная организационно-техническая, но и как приоритетная экономическая задача. К первоочередным и критически важным направлениям развития информационных систем относятся:

• совершенствование средств и систем автоматизации процессов технологического управления;

• улучшение технологий передачи, обработки и защиты информации;

• разработка корпоративных информационно-сетевых систем.

Согласованное развитие этих направлений имеет ключевое значение для разработки многофункциональной отраслевой информационной платформы, объединяющей телематические, вычислительные и информационные системы в единый комплекс для решения взаимоувязанных задач управления.

Перспективными направлениями развития информационных систем следует считать:

• внедрение цифровых систем телеметрии объектов и ресурсов электроэнергетики и создание отраслевых защищенных телематических систем;

• развитие технологий управления на основе систем оперативного мониторинга объектов и ресурсов;

• интеграция систем диспетчерского управления, визуализации и отображения информации и развитие технологий управления на основе мониторинга и прогнозирования состояния объектов и ресурсов.

Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС. Одним из приоритетов технологического развития является создание и внедрение в эксплуатацию Системы мониторинга переходных режимов (СМПР), позволяющей получить необходимую информацию об электромеханическом переходном режиме. Особенностями СМПР, отличающими ее от существующих систем телеметрии, являются синхронизация измерений параметров режимов с помощью космических спутников и  дискретностью регистрации параметров, составляющая  0,020,2 секунды.

Цель создания СМПР – повышение качества управления режимами за счет освоения новой технологии синхронизированной векторной регистрации параметров переходных режимов, дополняющей существующую систему телеизмерений ЕЭС/ОЭС.

Задачи, решаемые с помощью СМПР. Основные направления использования СМПР показаны на рис. 3.

В процессе эксплуатации и развития СМПР появляется ряд новых задач, решение которых станет возможным в результате изучения динамических свойств энергосистемы на базе детального анализа параметров переходных режимов.

Наибольшего эффекта при использовании СМПР удается достичь в процессе анализа причин и последствий технологических нарушений и системных аварий, при верификации динамических моделей, оценивании состояния режимов, визуализации текущего состояния режима и решении задач информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления.

Регистратор СМПР, предназначенный для измерений мгновенных значений токов и напряжений, вычислений, записи и последующей передачи в диспетчерский центр информации, устанавливается на энергообъекте. Характеристики отечественного регистратора даны в табл. 2. Режимные параметры, к которым относятся частота в каждой фазе, угол между синусоидой напряжения сети и синусоидой 50 Гц, фазные активные и реактивные мощности и их суммарные значения, фазные напряжения и время, записываются и передаются пользователю в виде архивов.

Для определения максимального допустимого кванта передачи телеинформации, необходимого для решения вышеперечисленных задач, в работе применена методика построения областей колебательной устойчивости, которая основана на исследовании поведения системы при тестовом возмущении.

Обработка отклика на тестовое возмущение (в качестве функции отклика системы рассматривается частота напряжения генератора в точке регулирования) выполняется с помощью дискретного преобразования Фурье, в результате чего рассчитывается режимная частотная характеристика системы.

Таблица 2.

Характеристики отечественного регистратора

Параметр

Единицы

измерения

Точность

регистрации

Частота

Гц

0,001

Угол напряжения

Градус

0,1

Действующее значение напряжения

%

0,3-0,5

Действующее значение тока

%

0,3-0,5

Активная и реактивная мощности

%

0,3-0,5

Дискретность АЦП

Гц

6400-12800

Погрешность времени синхронизации от GPS

мкс

20

При подаче возмущения в обмотку возбуждения генератора в режимной частотной характеристике будут присутствовать все (в том числе и низкочастотные) составляющие движения, «наблюдаемые» на данной станции. Очевидно, что количество «наблюдаемых» составляющих движения зависит от схемных условий работы станции в энергосистеме. Таким образом, расчет режимной частотной характеристики крупных станций, работающих на шины высокого напряжения и расположенных вблизи межсистемных связей, позволяет получить представление о частотном спектре всего энергообъединения. Для выполнения этих исследований использована цифровая модель энергообъединения. На рис. 4. представлены расчеты электромеханических переходных процессов, получены режимные частотные характеристики для ряда электростанций.

Из рисунка видно, что резонансные частоты энергосистемы расположены в диапазоне от 0 до 2 Гц. Спектры частот электростанций, входящих в энергообъединение сугубо индивидуальны, но в каждом из них проявляются различные низкочастотные составляющие (0,05-0,55 Гц), соответствующие взаимному движению различных концентрированных частей или целых энергосистем друг относительно друга, а также собственные резонансные частоты генераторов станций (0,6-1,6 Гц). Появление же резонансов на частотах свыше 2 Гц может быть вызвано только действием устройств регулирования и управления (в основном – каналами стабилизации автоматических регуляторов возбуждения), однако эти составляющие движения в величинах перетоков по межсистемным связям и частоте отсутствуют вследствие инерционности обмотки возбуждения.

Таким образом, для верификации цифровой модели необходимо обеспечить регистрацию режимных параметров со скважностью (степенью дискретизации), позволяющей фиксировать процессы на частотах от 0 до 2 Гц.

Схема регистрации параметров переходных режимов содержит три уровня. На первом уровне (уровень регистратора) проводится измерение токов и напряжений с помощью многофункциональных измерительных преобразователей.

Полученная информация о токах и напряжениях нормального режима передается в коммуникационный сервер, синхронизируется с помощью меток точного времени и архивируется. Коммуникационный сервер контролирует текущий режим в соответствии с настройками конфигурационного файла, которые определяют признаки возникновения аварийного режима. Такими признаками являются:

1. Скорость изменения частоты. Уставка конфигурационного файла может быть определена в интервале (0,05÷2) Гц с шагом 0,05 Гц.

2. Уровень напряжения, который может иметь значение в интервале (0÷120)%.

В случае идентификации аварийного режима производится регистрация его параметров в аварийном архиве. Запись аварийного режима содержит параметры режима, предшествующего аварии в течение 100 секунд, и аварийного режима в течении 1000 секунд.

Второй уровень СМПР располагается в региональных центрах управления СМПР, находящихся в ОДУ ЕЭС России. На этом уровне размещаются региональные автоматизированные рабочие места СМПР.

Третий уровень СМПР – Центр управления – находится в ОАО «СО ЕЭС». Здесь происходит интеграция параметров аварийных режимов, их анализ и решение задач, перечисленных выше.

Расчет частоты производится с помощью соответствующего сигнала напряжения, который оцифровывается с частотой 12800 Гц и фильтруется цифровым фильтром низких частот, затем определяются моменты перехода напряжения через нуль с использованием линейной аппроксимации в окрестности нуля и вычисляется период и частота сигнала. Такой подход обеспечивает точность определения частоты 0,001 Гц, мощностей – 0,5%.

На основе массивов кодов токов и напряжений производится вычисление параметров режима: частоты, действующих значений фазных токов и напряжений; линейного напряжения; активных и реактивных фазных мощностей.

Размещение регистраторов на объектах ЕЭС/ОЭС. Для решения поставленных перед СМПР задач необходимо разместить регистраторы в соответствии со следующими требованиями.

  1. Регистраторы необходимо устанавливать в крупных энергоузлах - электростанциях и подстанциях для возможности верификации и настройки цифровых моделей ЕЭС/ОЭС.
  2. При размещении регистраторов необходим учет протяженности структуры ЕЭС/ОЭС. Энергообъекты с регистраторами должны распределяться с Востока на Запад и с Юга на Север ЕЭС/ОЭС. Это позволит контролировать низкочастотные межзональные колебания и определить мероприятия по их демпфированию.
  3. Схема размещения регистраторов должна давать возможность измерения межсистемных перетоков с целью оценки поведения различных районов регулирования.
  4. Регистраторы целесообразно установить на электростанциях вторичного регулирования частоты для оценки его эффективности.

В соответствии с этими требованиями выбраны места установки регистраторов на 41 объекте ЕЭС/ОЭС.

Анализ низкочастотных колебаний и крутизны частотной характеристики. СМПР предоставляет уникальную возможность изучения динамических характеристик энергообъединения. В работе представлены результаты исследований низкочастотных колебаний, риск появления которых возникает при возможном объединении ЕЭС/ОЭС и энергосистем UCTE. Эти колебания с частотами в диапазоне (0,1 – 2) Гц могут ограничить режим работы системы из-за сокращения перетоков мощности и привести к широкомасштабным технологическим нарушениям.

В настоящее время в энергообъединении UCTE наблюдаются незатухающие или слабозатухающие электромеханические колебания.

После расширения UCTE в 1995 году межзональные колебания стали присущи всему энергообъединению. На протяжении 2005 года, например, в синхронной зоне Западной Европы возникло не менее шести аварийных ситуаций из-за плохо демпфированных межзональных колебаний. Отклонения частоты при колебаниях были почти постоянными и составляли по оценкам экспертов UCTE 10 – 15 мГц. Оценка суммарной мощности колебаний во всей зоне UCTE, полученная с помощью динамической модели, составила более 1000 МВт. Несмотря на большое внимание, которое уделяется проблеме низкочастотных колебаний экспертами UCTE, у них пока нет четких представлений о причинах их возникновения.

Создание СМПР открывает широкие возможности для исследования межзональных низкочастотных колебаний в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.

С помощью СМПР проводится мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях, в процессе которого на основе преобразования Фурье рассчитываются и строятся амплитудно-частотные характеристики регистрограмм частоты. Анализ  амплитудно-частотных характеристик показывает, что при технологических нарушениях в ЕЭС/ОЭС появляются колебания с частотами от 0.1 до 0,5 герц, но амплитуды этих колебаний (0,2-1,5 миллигерц) незначительны и находятся в пределах точности регистрации частоты.

Для проверки уровня низкочастотных колебаний в установившихся режимах в ЕЭС/ОЭС проведена регистрация параметров в третью среду декабря 2007 года и в выходной день 23 декабря 2007 года на семи объектах ЕЭС/ОЭС, расположенных от Восточной до Западной границ синхронной зоны: Назаровская ГРЭС (ОЭС Сибири), Рефтинская ГРЭС (ОЭС Урала), Загорская ГАЭС (ОЭС Центра), Ставропольская ГРЭС (ОЭС Юга), Южноукраинская АЭС и ПС Западноукраинская (ОЭС Украины). Суточные регистрограммы разбивались на отрезки длительностью 30 минут и для каждого отрезка проводился Фурье анализ с построением амплитудно-частотных характеристик. Результаты их анализа показывают, что опасные для динамической устойчивости  низкочастотные колебания (0,05 – 2,5 Гц)  в настоящее время в ЕЭС/ОЭС  отсутствуют.

Регистрограммы, получаемые с помощью СМПР, позволяют уточнить значения крутизны частотной характеристики, являющейся важнейшей динамической характеристикой энергообъединения, которая учитывается при оперативно-диспетчерском управлении, при анализе аварий, определяет настройку ряда устройств режимной и противоаварийной автоматики. Мониторинг крутизны частотной характеристики в течение 2005 – 2007 годов показывает, что ее среднее значение составляет 22667 МВт/Гц, максимальное – 28700 МВт/Гц и минимальное – 17500 МВт/Гц.

Регистрация частоты, проведенное экспертами UCTE в энергообъединении Западной Европы показывает, что среднее значение крутизны частотной характеристики составляет 25000 МВт/Гц. Сравнивая это значение со средним значением крутизны в ЕЭС/ОЭС можно сделать вывод, что оба энергообъединения характеризуются близкими значениями этого важного технологического параметра.

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ И планирование электрических

режимов ЕЭС россии


Моделирование режимов ЕЭС/ОЭС является одним из важнейших направлений деятельности по осуществлению оперативно-диспетчерского управления, обеспечивающим решение задач проверки допустимости, запасов устойчивости и надежности существующих или планируемых режимов, а также соответствия режимов критериям оптимальности.

Традиционный подход к математическому моделированию энергосистем основывается на применении математических моделей, которые должны быть адекватны перечисленным выше задачам.

Процесс математического моделирования содержит несколько этапов:

• выяснение и формулирование математических законов, связывающих основные количественные величины, характеризующие объект или явление;

• решение математических задач для исследования математической модели;

• сопоставление результатов аналитического исследования математической модели с результатами опыта для проверки соответствия математической модели объекту исследования и для подтверждения пригодности модели.

Различный характер задач предопределяет различные подходы к определению целесообразной степени подробности математического описания энергосистем, используемого для их решения.

Так, для описания установившихся режимов применяются более подробные модели элементов, которые играют существенную роль в определении потокораспределения и уровней напряжения.

Столько же подробное представление этих элементов для моделирования электромеханических переходных процессов, как правило, не требуется.  Математические модели, используемые для выполнения расчетов электромеханических переходных процессов, отличаются друг от друга принятыми условиями, допущениями и упрощениями, а также различными формами математического описания модели. Выбор той или иной модели системы диктуется целями исследования, которое во всех без исключения случаях базируется на системе дифференциальных уравнений, записанных для всех элементов системы.

Задачи планирования, базирующиеся на выполнении оптимизационных расчетов, упрощенно учитывают сетевые ограничения, используя линейное математическое описание энергосистемы.

Вследствие такого дифференцированного подхода на предприятиях Системного оператора формировалось множество различных видов моделей, описывающих одни и те же энергосистемы и их части, но предназначенные для различных целей.

В современных рыночных условиях, характеризующихся множеством самостоятельных субъектов функционирующих совместно в единой системе, но имеющих собственные интересы, требования к объективности и обоснованности решений, принимаемых системой оперативно-диспетчерского управления, значительно повысились.

Новые требования повлекли за собой изменение подходов к организации математического моделирования ЕЭС России, ее энергообъединений и энергосистем. В основе нового подхода лежит идея единой расчетной модели ЕЭС России, являющейся родоначальницей всех необходимых частных моделей, получение которых должно осуществляться путем применения формальных преобразований.

Впервые разработка принципов формирования единой модели ЕЭС России была выполнена под непосредственным методическим руководством автора диссертационной работы в 2002 году в рамках работ по запуску первого в России конкурентного рынка электроэнергии, действующего в темпе планирования на сутки вперед.

В единой расчетной модели ЕЭС/ОЭС представлена вся системообразующая сеть от 220 кВ и выше, линии более низких классов напряжения, значимые с точки зрения корректного описания объемов поставки электроэнергии субъектов рынка, границ федеральной сетевой компании, межгосударственных перетоков мощности, выдачи мощности от электростанций, а также электростанции, имеющие установленную мощность более 5 МВт и крупные узлы потребления.

Базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. В настоящее время в СО ЕЭС создана базовая динамическая модель, дающая возможность объективного анализа динамических свойств энергообъединения.

Базовая динамическая модель должна удовлетворять следующим требованиям:

1. Структура и конфигурация схемы соответствует модели установившихся режимов.

2. Расчетные модели включают все линии 220 кВ и выше без эквивалентирования. Эквиваленты сетей 110 (154) кВ и ниже представляются, если они оказывают существенное влияние на режим основной сети.

3. Производится детальное моделирование электростанций, включая генераторы, турбины, котлы и их системы регулирования.

4. Учитываются детальные модели энергоблоков 200 МВт и выше и каждого блока электростанций суммарной мощностью 800 МВт и выше. Остальные энергоблоки эквивалентируются и замещаются упрощенными моделями.

5. Модели нагрузки представляются их статическими характеристиками.

Базовая динамическая модель регулярно верифицируется с помощью СМПР. Разработана и периодически 4-5 раз в год реализуется процедура, в соответствии с которой при технологическом нарушении, приводящем к значительным небалансам активной мощности, осуществляются следующие шаги:

1. Идентификация аварийного режима. Верифицируется вид возмущения – небаланс мощности, вызванный отключением генерирующей мощности; отделение ОЭС от ЕЭС/ОЭС, либо прочие аварии, приводящие к возникновению значительного небаланса; размер небаланса – 800 МВт и выше; место небаланса, при котором наблюдаются наибольшие отклонения частоты при одних и тех же уровнях возмущения – в энергосистемах, расположенных вблизи границ синхронной зоны.

2. Регистрация параметров аварийного режима, создание архивов аварийного режима и передача их в Центр управления.

3. Регистрация параметров режима, предшествующего аварии с помощью оперативно-информационных комплексов  энергообъединения ЕЭС/ОЭС, сбор информации о составе и загрузке генераторного оборудования и располагаемых резервах мощности в предшествующем технологическому нарушению режиме.

4. Расчет параметров переходного режима, вызванного технологическим нарушением в местах их регистрации СМПР, с помощью программно-вычислительного комплекса EUROSTAG.

5. Сравнение зарегистрированных и рассчитанных параметров. В случае их значительного расхождения производится настройка модели – изменения параметров элементов базовой динамической модели, которые имеют значительные допущения. Таковыми, в первую очередь, являются турбины с регуляторами их скорости и нагрузочные совокупности.

Оценивание состояния электроэнергетической системы. Оперативную информацию составляют телеизмерения и телесигналы, которые поступают в программу оценивания состояния из оперативно-информационных комплексов с «собственных» объектов. Информации от соседних энергосистем, в большинстве случаев, явно недостаточно для создания модели, обеспечивающей качественное решение задач оперативного управления. Поэтому формирование расчетных моделей режимов энергосистем должно производиться по иерархическому принципу. Несомненным преимуществом такого подхода является система ответственности, при которой каждый участник единой системы отвечает за качество формирования описания собственного объекта.

Модель установившегося режима формируется на основе телеметрической информации в результате решения следующих задач: синтеза расчетной схемы; проверки наблюдаемости режима; отбраковки грубых ошибок в измерениях; расчета режима в соответствии с принятым критерием оценивания.

Задача синтеза расчетной схемы решается по предварительному описанию топологии основной сети и отдельных энергообъектов – электростанций и подстанций.

Расчетная схема, сформированная в результате решения подзадачи синтеза, содержит узлов, а телеметрическая система обеспечивает поступление замеров. Измеряются потоки активных и реактивных мощностей по линиям электропередачи и трансформаторам, генерации и нагрузки активных и реактивных мощностей и напряжения на шинах. В качестве искомых параметров расчета принимаются продольные и поперечные составляющие комплексных напряжений в узлах схемы. Если расчетная схема состоит из подсистем, то для вычисления продольных и поперечных составляющих узловых напряжений требуется уравнений. Для упрощения будем считать, что необходимо уравнений, добавляя при этом к реальным измерениям равных нулю псевдоизмерений поперечных составляющих напряжений в опорных узлах каждой из подсистем.

Уравнения, отражающие связь между независимыми и измеряемыми параметрами режима, образуют исходную нелинейную систему

  (2)

где – -мерные векторы, соответственно, функции независимых параметров, измеряемых величин, погрешностей измерения; – продольные и поперечные составляющие узловых напряжений.

Нелинейная система (2) решается итерационными методами, линеаризованная система которых имеет вид

, (3)

где – матрица Якоби размерностью ; – -мерные векторы расчетных значений параметров режима и небалансов; – приращения составляющих независимых переменных.

Необходимым условием существования решения линейной системы (3) является полный ранг матрицы коэффициентов .

Если в число независимых переменных включить погрешность измерений (), то в этом случае система будет иметь множество решений и для получения единственного вводится дополнительное условие – минимизация целевой функции

. (4)

Наблюдаемость зависит как от общего числа измерений, так и от их расположения на схеме замещения. Алгебраические критерии наблюдаемости опираются на проверку свойств матриц коэффициентов линеаризованной системы. Ненаблюдаемость обуславливается дефицитом линейно независимых уравнений в системе (3) и приводит к уменьшению ранга матрицы коэффициентов .

Выявить ненаблюдаемость можно в процессе разложения

, (5)

где – трапециевидная матрица размерности ; – верхняя треугольная матрица размерности .

Для проверки наблюдаемости был реализован подход, основанный на сравнении свойств системы уравнений, составленной на основе реальных измерений, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей, и, следовательно, гарантированно наблюдаемой.

Энергосистемы, в большинстве случаев, не располагают в достаточном объеме информацией о режиме смежных энергосистем. Однако для адекватного решения задач моделирования необходимо, чтобы в математической модели были представлены схемы соседних систем, хотя, возможно, и в упрощенном виде.

Планирование режимов ЕЭС России. При планировании и управлении режимами решаются следующие задачи:

1. Выбор состава включенного генерирующего оборудования на неделю вперед с уточнением выбранного состава в течение недели.

2. Планирование режимов ЕЭС России на предстоящие сутки на основании выбранного состава генерирующего оборудования и законтрактованных объемов поставок электроэнергии, формирование прогнозного диспетчерского графика.

3. Оперативное (внутрисуточное) планирование режимов ЕЭС России на некоторый установленный интервал упреждения, формирование поставок электроэнергии в рамках балансирующего рынка.

4. Формирование диспетчерских графиков и другой информации, необходимой оперативному персоналу, инфраструктурным организациям и участникам рынка для управления режимами ЕЭС России в реальном времени в соответствии с целями, установленными действующими нормативными документами (правилами), при условии соблюдения технологических ограничений.

5. Классификация и фиксирование отклонений объемов фактических поставок электроэнергии от договорных значений на оптовом рынке.

Единый бизнес-процесс работы Системного оператора на конкурентном оптовом рынке электроэнергии, включает следующие основные бизнес-процессы.

Синтез и актуализация расчетной модели для планирования режимов энергосистемы. Модель оптового рынка электроэнергии предполагает проведение процедур конкурентного отбора или торгов с использованием единой расчетной модели ЕЭС России. Таким образом, единая расчетная модель используется при решении вышеперечисленных задач 1, 2 и 3.

Формирование единой расчетной модели производится путем объединения - синтеза расчетных моделей объединенных энергетических систем (ОЭС) и энергосистем ряда близлежащих зарубежных стран, режимы работы которых влияют на режимы работы ЕЭС России. Расчетные модели ОЭС создаются в соответствующих ОДУ на основе контрольных замеров и ежемесячно уточняются с учетом изменения состава участников рынка, схем присоединения их электроустановок к электрическим сетям ЕЭС, а также при изменении условно-постоянной информации модели (основное состояние электрических связей, параметры электротехнического оборудования и т.п.). Расчетные модели зарубежных стран разрабатываются в исполнительном аппарате Системного оператора по данным, получаемым от Системных операторов зарубежных энергосистем с тем же самым регламентом, с которым производится формирование расчетных моделей ОЭС.

При синтезе единой расчетной модели, состоящей из нескольких фрагментов, происходит изменение потоков мощности по отдельным связям. Это объясняется тем, что при расчете установившегося режима отдельно взятого фрагмента используется приближенная информация о схемах и режимах внешних энергосистем.

Синтез единой расчетной модели должен выполняться по следующему алгоритму:

• удаляются внешние эквиваленты из расчетной схемы каждого ОДУ (оставляется только фрагмент соответствующей ОЭС);

• полученные фрагменты стыкуются между собой по заданному списку межсистемных ветвей;

• балансирующие узлы находятся во внешних эквивалентах в расчетных схемах всех ОДУ и удаляются при сборке вместе с ними;

• после объединения балансирующий узел единой схемы остается в ЕЭС России;

• при сборке контролируется активная мощность балансирующего узла, существенное изменение которой до и после сборки свидетельствует о несбалансированности режима, поскольку алгебраическая сумма сальдо внешних перетоков активной мощности всех объединяемых фрагментов по определению равна нулю;

• контроль совместимости присылаемых фрагментов включает в себя также контроль совпадения перетоков между ОЭС перед объединением схем ОЭС в единую расчетную модель.

Использование такого алгоритма позволяет определить и локализовать возможные ошибки; объединить списки сетевых ограничений, проверить их полноту и ввести дополнительные; сформировать расчетную модель.

Актуализация расчетной модели ЕЭС России. Под актуализацией расчетной модели ЕЭС России понимается адаптация параметров синтезированной базовой модели (один раз в месяц) к ожидаемым системным условиям: почасовому графику потребления, состоянию топологии электрических сетей, готовности к работе генерирующего оборудования. В ходе процесса актуализации решаются еще две важные задачи: распределение агрегированного электропотребления (прогнозного или заявленного) по узлам расчетной модели и адаптация сетевых ограничений. На выходе процесса актуализации появляется мультиинтервальная единая расчетная модель, готовая к выполнению процедур соответствующего конкурентного отбора. Так, для решения задачи выбора состава генерирующего оборудования формируется 168-интервальная модель, для рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка – 24-интервальная.

В настоящее время единая расчетная модель включает в себя более 7000 узлов, более 10000 ветвей и 800 генераторов.

В ходе создания технологий синтеза и актуализации расчетных модели ЕЭС России при непосредственном участии и под руководством автора диссертационной работы были разработаны:

  • методики разнесения агрегированного по территориям прогноза электропотребления по узлам расчетной модели, сохранения значений заявленных участниками рынка объемов почасового потребления электроэнергии при изменении режимов в ЕЭС, формирования диспетчерских графиков на основании результатов формальных процедур конкурентного отбора;
  • регламенты деловых процессов, осуществляемых подразделениями ОАО «СО ЕЭС», ОДУ и РДУ;
  • действующее унифицированное программное обеспечение синтеза и актуализации расчетных моделей ОЭС и ЕЭС.

Выбор оптимального состава генерирующего оборудования. Выбор состава работающего оборудования выполняется в режиме «на неделю вперед» с регулярным уточнением результатов в течение недели. Основной (первый за неделю) расчет выполняется с использованием 168-интервальной единой расчетной модели.

Задача оптимизации рассматривается как линейная, в которой часть переменных является бинарными (0/1). К таковым относятся параметры, характеризующие состояние или изменение состояния энергетического блока, подлежащего процедуре конкурентного отбора, на рассматриваемом интервале времени. Целевая функция и ограничения в большинстве своем являются интегральными, поэтому решение задачи осуществляется на период времени (для определенности будем считать интервал планирования – неделя, шаг дискретизации – час). Неизвестными являются мощность каждого -го генератора в каждый час суток (), его состояние (включен – 1, отключен – 0) – , запуск генератора в час (запущен – 1, нет – 0) – , останов генератора в час t (остановлен – 1, нет – 0) – . На вспомогательные переменные накладываются ограничения, моделирующие запуск и останов, а также необходимые для того, чтобы избежать одновременного включения и отключения:

Целевая функция задачи оптимизации записывается в виде

(6)

где – ценовая заявка; – затраты на запуск генератора.

В набор входят такие ограничения, как: диапазон мощности генератора, скорость набора и сброса мощности, мощность вращающегося резерва, сетевые ограничения на перетоки в сечениях, минимальное время нахождения во включенном и в отключенном состоянии.

На основании предлагаемого алгоритма был разработан действующий программный комплекс выбора состава включенного генерирующего оборудования, имеющий совместимую базу и общее ядро с программными комплексами расчета установившегося режима, синтеза и актуализации единой расчетной модели, расчета электромеханических переходных процессов, комплексной оптимизации электроэнергетического режима по активной и реактивной мощности.

Планирование режима на предстоящие сутки. Разработаны две математические модели для решения задачи планирования электроэнергетического режима на предстоящий период времени.

Первая модель позволяет решать оптимизационные задачи планирования в условиях неэластичного спроса на электроэнергию.

Вторая модель предусматривает эластичный спрос, задаваемый ценовыми заявками покупателей электроэнергии, выраженными в виде понижающихся ступенчатых характеристик, где каждой ступени соответствует пара значений: цена и количество, при этом цена на каждой следующей ступени ниже, чем на предыдущей. Вторая модель может быть использована как при решении традиционных задач планирования электрического режима путем комплексной оптимизации с учетом ограничений, так и для проведения двойного ценового аукциона на электроэнергию, например, в рамках рынка «на сутки вперед».

Обе постановки задачи предполагают учет всех известных технологических ограничений электроэнергетической системы, представленных нелинейными уравнениями.

5. Управление электрическими режимами ЕЭС России


Управление режимами ЕЭС России является краеугольным камнем деятельности Системного оператора, определяет его стратегическую цель и миссию и подразделяется на три вида:

  • Оперативно-диспетчерское управление, которое осуществляет комплекс мер по управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики, обеспечивая надежность электроснабжения и качество электроэнергии.
  • Автоматическое управление нормальными режимами (режимное управление) в части регулирования частоты, перетоков активной мощности по линиям электропередачи и их ограничение решает задачу недопущения выхода текущего режима за максимально допустимые границы.
  • Автоматическое противоаварийное управление предотвращает и локализует аварийные режимы в электрических сетях ЕЭС России, предупреждая развитие аварий в энергосистемах.

Направления совершенствования оперативно-диспетчерского управления в новых экономических условиях подробно рассмотрены в главе 2 настоящей работы.

Регулирование частоты и перетоков активной мощности, как часть режимного управления, играет существенную роль в управлении нормальными режимами энергообъединения ЕЭС/ОЭС, обеспечивая поддержание частоты на нормативных уровнях. Вопросам участия энергосистем синхронной зоны ЕЭС/ОЭС в первичном, вторичном и третичном регулировании частоты уделяется особое внимание Электроэнергетического Совета стран СНГ и Комиссии по оперативно-технологической координации, руководимой в последние годы автором диссертационной работы.

       Повышению эффективности регулирования частоты в ЕЭС/ОЭС способствовала «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии», утвержденная Решением Электроэнергетического Совета в 2005 году. Концепция разработана под руководством и при непосредственном участии автора и учитывает как опыт организации регулирования частоты в энергообъединении Западной Европы, так и многолетний опыт управления синхронной зоной ЕЭС/ОЭС.

Основные положения Концепции формулируются следующим образом.

  1. Все энергосистемы ЕЭС/ОЭС принимают участие в общем и нормированном первичном регулировании частоты, ограничивая ее отклонения как в нормальных режимах под действием нерегулярных колебаний нагрузки, так и при аварийных изменениях общего баланса мощности.
  2. Общее первичное регулирование должно осуществляться на всех электростанциях (по мере их возможности), а нормированное первичное регулирование – на выделенных электростанциях, на которых первичное регулирование имеет требуемые качественные характеристики (зона нечувствительности, статизм, быстродействие) и поддерживается заданный первичный резерв. При возникновении небаланса мощности и изменении частоты в энергообъединении первичное регулирование реализуется в результате действия автоматических регуляторов частоты вращения всех турбин.
  3. В энергосистемах всех стран-участниц параллельной работы ЕЭС/ОЭС должно быть реализовано вторичное регулирование за счет поддержания заданного графика суммарного внешнего перетока по внешним межгосударственным связям с коррекцией по частоте. Вторичное регулирование обеспечивает контроль загрузки и экстренную разгрузку транзитных связей в случае возникновения их перегрузки, осуществляя ограничение перетоков по этим связям. Поскольку вторичное регулирование является децентрализованным, оно не обеспечивает качественного регулирования частоты. Поэтому необходимо дополнить его общим вторичным регулированием частоты в энергообъединении.
  4. Третичное регулирование предназначено для восстановления регулировочных диапазонов вторичного регулирования, использованных в процессе компенсации небалансов мощности. Оно производится за счет третичного резерва на электростанциях третичного регулирования.
  5. Согласованное участие всех энергосистем в первичном, вторичном и третичном регулировании с периодической коррекцией синхронного времени создает постоянное поддержание параметров нормального режима работы энергообъединения в пределах технологических норм.
  6. При совместном участии всех энергосистем в первичном регулировании частоты необходимый суммарный нормируемый первичный резерв энергообъединения должен быть распределен между ними. Распределение нормируемого первичного резерва (согласование коэффициентов распределения) должно выполняться ежегодно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии.

       Важнейшим условием эффективного регулирования частоты является наличие необходимого объема резервов активной мощности и их оптимальное размещение на территории синхронной зоны. Под руководством автора и при его участии разработана «Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков», утвержденная решением Электроэнергетического Совета СНГ в октябре 2006 года. Методика определяет следующие требования к вторичному и третичному регулированию частоты:

  1. Вторичное регулирование обеспечивает поддержание суммарного внешнего перетока данной энергосистемы на заданном уровне с коррекцией по частоте, то есть полную компенсацию «собственных», возникших в пределах данной энергосистемы, небалансов мощности и, тем самым, участие в поддержании частоты в энергообъединении.
  2. Общее вторичное регулирование в энергообъединении должно выполняться одной из энергосистем – координатором параллельной работы, которой эта задача поручается всеми субъектами параллельной работы.
  3. При соединении энергообъединения стран СНГ и Балтии на параллельную работу с энергообъединением Западной и Восточной Европы общее вторичное регулирование должно быть переведено в режим регулирования суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад с согласованной частотной коррекцией.
  4. Региональное и общее вторичное регулирование выполняется по критерию сетевых характеристик, при котором регулируемым параметром (подлежащим сведению к нулю) является ошибка регулирования , вычисляемая по выражению

                                       , (7)

где – отклонение обменной мощности (суммарного внешнего перетока) от заданного значения при номинальной частоте; – заданный коэффициент частотной коррекции; – отклонение частоты от заданного значения (нормально 50,0 Гц и 50±0,01 Гц в период коррекции синхронного времени);

  1. Ошибка регулирования может быть определена также как разность между заданной с коррекцией мощностью и фактической обменной мощностью района регулирования

                                       , (8)

       где – заданная с частотной коррекцией обменная мощность при текущем отклонении частоты .

  1. Энергосистемы стран СНГ и Балтии самостоятельно решают вопросы структуры и реализации автоматических систем регионального вторичного регулирования. В случае отсутствия собственной возможности автоматического регулирования, энергосистемы могут образовывать зональные районы регулирования со своими соседями в целях совместного регулирования на договорной основе.
  2. Вторичные резервы, необходимые для покрытия расчетных небалансов и колебаний баланса энергосистем, должны устанавливаться совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии и создаются каждой энергосистемой самостоятельно.
  3. В качестве третичного («минутного») резерва для восстановления регулировочных возможностей первичного и вторичного регулирования должен использоваться: пуск-останов резервных гидрогенераторов и газотурбинных электростанций и пуск-останов, перевод в генераторный или насосный режим агрегатов гидроаккумулирующих электростанций.
  4. В качестве менее быстродействующего третичного резерва могут быть применены загрузка (разгрузка) газомазутных энергоблоков, энергоблоков АЭС и отключение (включение) потребителей – регуляторов. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются энергосистемой (районом регулирования) самостоятельно; третичный резерв должен быть достаточным для обеспечения эффективного функционирования первичного и вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования, а также возмещения погрешности планирования баланса мощности и потери генерации.

Требования к определе нию объемов и размещению резервов активной мощности сводятся к следующим:

  1. При выборе объема первичного резерва основным фактором является аварийный расчетный небаланс мощности энергообъединения, то есть небаланс, который может привести к аварийному отклонению частоты. Резерв первичного регулирования равняется по величине аварийному расчетному небалансу принятому в энергообъединении ЕЭС/ОЭС равному ±1200 МВт.
  2. Необходимый расчетный резерв первичной мощности распределяется между энергосистемами стран СНГ и Балтии пропорционально их годовой выработке электроэнергии. Коэффициенты распределения общего необходимого резерва между энергосистемами (районами регулирования) рассчитываются в соответствии со следующей формулой

, (9)

где – годовая выработка электроэнергии в i-ой энергосистеме (районе регулирования); – суммарная годовая выработка электроэнергии во всех энергосистемах (районах регулирования) синхронной зоны (энергообъединение стран СНГ и Балтии).

  1. Размещение резервов мощности для первичного регулирования рекомендуется выполнять таким образом, чтобы пропускная способность электрической сети не ограничивала их полную реализацию. Резервы первичной мощности распределяются внутри каждой энергосистемы по возможности равномерно, что снижает вероятность перегрузки слабых связей и сечений при возникновении аварийных небалансов мощности.
  2. Величины необходимых вторичных резервов в каждой энергосистеме  и в энергообъединении в целом определяются величинами тех возмущений (небалансов мощности), которые должно компенсировать (подавлять) вторичное регулирование в данном районе регулирования.
  3. В случае, если величина минимального резерва вторичного регулирования не меньше по модулю величины расчетного небаланса мощности энергосистемы, то она рассчитывается как

  ,  (10)

где – максимум нагрузки в данной энергосистеме (районе регулирования); – эмпирически подобранные коэффициенты.

  1. В случае если расчетный небаланс мощности в энергосистеме, связанный с потерей генерации, больше величины , то величина вторичного резерва на загрузку должна приниматься равной величине данного расчетного небаланса.
  2. Третичный резерв должен обеспечивать эффективное функционирование вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования частоты и перетоков. Оно осуществляется оперативно-диспетчерским персоналом и может быть реализовано в составе систем АРЧМ. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются органом оперативно-диспетчерского управления энергосистемы (района регулирования) самостоятельно.

В настоящее время Системным оператором модернизирована центральная координирующая система автоматического регулирования режима по частоте и активной мощности ЕЭС России, позволяющая впервые в отечественной практике привлекать энергоблоки ТЭС к автоматическому управлению режимом ЕЭС России по частоте и активной мощности.

Централизованное противоаварийное управление режимами ЕЭС/ОЭС. Важнейшим средством обеспечения балансирования потребления и производства электроэнергии в режиме реального времени, предотвращения и локализации аварийных режимов в электрических сетях ЕЭС России является система противоаварийного управления. Необходимость применения противоаварийной автоматики обусловлена рядом особенностей электрических сетей в России: большой протяженностью электрических связей, высокой концентрацией генерирующих мощностей и удаленностью центров производства от центров потребления. Устройства противоаварийной автоматики позволяют при слабых связях обеспечить синхронную работу ЕЭС России в послеаварийных режимах. Они локализуют и предотвращают развитие аварий: нарушения устойчивости, ликвидации асинхронного режима, ограничения снижения частоты и напряжения, ликвидации перегрузки оборудования.

Реализация противоаварийного управления достигается воздействием на генерацию, потребление и сетевое оборудование, которое в случае возникновения сетевых ограничений позволяет уменьшить и даже устранить их (помимо сетевого строительства).

Централизованная система противоаварийного управления впервые была создана при непосредственном участии автора и успешно эксплуатируется в ОЭС Урала. Ее основное назначение состоит в обеспечении статической устойчивости при аварийных возмущениях в основной сети 500 кВ ОЭС Урала. Одним из основных блоков является блок расчета послеаварийных режимов, выполняющий следующие две функции:

1. Расчет послеаварийных потоков в ветвях схемы замещения, необходимых для блока анализа статической устойчивости.

2. Расчет коэффициентов чувствительности для послеаварийной схемы сети, необходимых для блока выбора управляющих воздействий.

Проведенные исследования позволили разработать программный модуль расчета послеаварийного установившегося режима в составе централизованной противоаварийной автоматики ОЭС Урала. На рис. 5 показаны, во-первых, ситуации, когда наступает необходимость в расчете послеаварийного режима, во-вторых, назначение полученных расчетов и, в-третьих, основные алгоритмические особенности ситуационных расчетов.

Три алгоритма представлены в блоках . Хотя алгоритм является смешанным (использует идеи алгоритмов и ), его следует рассматривать как самостоятельный.

Последовательно возникающие ситуации и работа алгоритмов следующие.

А. При возникновении небаланса мощности в узле схема сети не изменяется. Если располагать частными производными , то послеаварийные потоки мощности в ветвях могут быть найдены как

(11)

где – послеаварийный активный поток в ветви ; – доаварийный поток активной мощности; – аварийный небаланс в узле .

Допущение о линейности режима позволяет перейти от дифференциально-малых к конечным приращениям, т.е. осуществить замену:

При это приводит к , где – коэффициент наброса мощности на линию от узла в доаварийной схеме.

Решаемую систему можно записать в виде

      ,  (12)

где Вi – вектор с нулевыми компонентами, за исключением -ой, равной единице; Xi– вектор-решение при -ой ненулевой компоненте в векторе правых частей.

Легко убедиться, что процедура решения (12) очень близка обращению матрицы , что говорит о значительных затратах времени на ее осуществление.

Для каждого узла, в котором возможен наброс мощности, формируется вектор коэффициентов , соответственно весь массив коэффициентов может быть представлен в следующем виде:

Конечный вид формулы для вычисления потоков в ветвях:

.

Б. При отключении линии с потоком послеаварийные потоки мощности в остальных ветвях могут быть определены следующим образом:

,

где – доаварийный поток активной мощности в отключаемой линии .

Перейдя к конечным приращениям и вычисляя потоки в линиях при единичном потоке в отключаемой ветви, можно получить так называемые коэффициенты отключения . При таких условиях коэффициенты равны приращениям потоков в линиях:

. (13)

С использованием коэффициентов отключения послеаварийные потоки определяются следующим образом:

.  (14)

При вычислении коэффициентов отключения в онлайновую часть данные передаются через буфер в оперативной памяти, описываемой как

(15)

Коэффициенты чувствительности для послеаварийной схемы сети, необходимые для блока выбора управляющих воздействий, могут быть получены в ходе процедуры, аналогичной получению коэффициентов наброса для доаварийной схемы. Для этого необходимо откорректировать матрицу в левой части (12) и обратить ее.

Если принять за основу информацию о коэффициентах наброса для послеаварийной схемы при отключении с номером , то в соответствии с принципом наложения, справедливого для линейной схемы, поток мощности в послеаварийной режиме в некоторой линии можно вычислить как

,  (16)

где – поток в доаварийном режиме (может быть зафиксирован по данным телеметрии); – потоки мощности в отключаемой линии в доаварийном режиме (могут быть известны также по телеметрии) соответственно со стороны узла и .

Учитывая, что приближенно , получаем:

.  (17)

В. Наброс от узловой инъекции в послеаварийной схеме может быть интерпретирован как совмещение отключения ветви и небаланса мощности в узле. При этом последовательность возмущении для линейной цепи значения не имеет. В таком случае при отключении ветви после наброса мощности в узле согласно принципу суперпозиции приращение потока в ветви равно:

, (18)

где – приращение потока в ветви после наброса в узле .

В свою очередь последнее приращение равно:

. (19)

Соответственно, после подстановки (44) в (45) получаем

(20)

где – искомый коэффициент; .

Последняя формула позволяет эффективно вычислять коэффициенты для послеаварийной схемы, пользуясь коэффициентами наброса и отключения, полученными в доаварийной схеме. Основной объем вычислений связан с решением системы (12), выполняемом многократно при получении и для исходной схемы.

При обновлении телеметрической информации осуществляется только подстановка измеренных значений мощностей. На основании рассчитанных значений мощностей выполняется анализ статической устойчивости.

Таким образом, для большинства аварий расчет коэффициентов наброса для послеаварийного режима не проводится, что дает ощутимую экономию машинного времени.

Управление электропотреблением.

Опыт работы в традиционно сложных условиях прохождения осенне-зимних максимумов нагрузки и сохраняющаяся недостаточность развития энергосистемы по отношению к сложности режимов ее работы показывают, что управление спросом на электроэнергию становится важным и необходимым элементом в управлении режимом работы энергосистемы.

Все методы, управляющие спросом на электроэнергию можно подразделить на экономические и внеэкономические.

К экономическим методам относятся увеличение цен на энергию и мощность в периоды и в узлах высокого спроса; повышение платы за присоединение к сети в узлах высокого спроса; скидки для потребителей, снижающих мощность нагрузки.

Внеэкономические методы включают в себя административные ограничения и отключения потребителей сетевыми компаниями, повсеместно используемые в мировой практике для ликвидации и предотвращения аварийных режимов. Для точного понимания сути применяемых административных методов управления важно отметить, что основное различие между ограничениями и отключениями – темп принятия решений об их применении.

С помощью ограничений планируемый режим приводится к допустимым параметрам, т. е. исключается «запланированная» перегрузка энергооборудования. При этом Системный оператор обязан обеспечить допустимость любого из режимов, которые могут сложиться при возникновении нормативных возмущений – выходе из строя генераторов, линий или другого оборудования.

Для того чтобы обеспечить достаточную эффективность вводимых ограничений и минимизировать предпосылки возникновения необходимости применения отключений, требуется высокая координация, тщательное планирование и совместная проработка организационно-технических вопросов.

Чтобы снизить ущерб, наносимый потребителям отключениями, необходимы высокая четкость и согласованность действий всех участников, которые нарабатываются тренировками.

В современной рыночной системе отношений, очевидно, наибольший эффект дают методы управления, учитывающие экономические интересы потребителей. В соответствии с этим разработан механизм, который уже в ближайшее время позволит управлять спросом на электроэнергию на возмездной основе. Предлагаемая технология получила название – добровольное ограничение нагрузки.

Добровольное ограничение нагрузки предусматривает экономическое стимулирование снижения энергопотребления за счет выплаты потребителям за каждый непотребленный кВтч суммы, существенно превышающей стоимость электроэнергии на оптовом рынке. Источником средств для оплаты является оптовый рынок электроэнергии.

В добровольном ограничении нагрузки может участвовать любой конечный потребитель на договорной основе. При этом не имеет значения, включен ли данный потребитель в графики ограничений, формируемые административно. Если потребитель не желает участвовать в ограничениях за вознаграждение, то он остается участником графиков административных ограничений.

Режим ограничения нагрузки активируется по команде Системного оператора только в отношении конкретных часов и проблемных территорий. При возникновении необходимости в первую очередь ограничения вводятся для участников программы добровольного отключения нагрузки. Если из-за тяжести режима объема добровольного ограничения нагрузки недостаточно, ограничения вводятся уже для потребителей, участвующих в графиках ограничений, формируемых в административном порядке.

Таким образом, у потребителей есть выбор или в первоочередном порядке добровольно снизить потребление электроэнергии и получить за это весомое вознаграждение, или ограничить потребление в соответствии с административно установленным графиком во вторую очередь, после участников программы добровольного ограничения нагрузки, но при этом бесплатно.

Внедрение добровольного ограничения нагрузки повысит эффективность управления спросом, благодаря чему уменьшится объем административных ограничений и снизится вероятность применения отключений потребителей.

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы и заключения:

1. В России создан рынок электроэнергии, состоящий из рынка долгосрочных контрактов, спотового рынка, балансирующего рынка, рынка системных услуг и рынка мощности. В работе предлагается модель балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией, оператором которого является Системный оператор. Разработана и предложена концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой, конкурентной модели рынка электроэнергии и мощности. При проведении аукционов электроэнергии обеспечен учет системных ограничений.

2. В работе определены стратегическая цель и миссия Системного оператора, появившиеся в результате реформирования электроэнергетической отрасли, а также приоритетные направления деятельности на ближайшую перспективу. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и определены задачи их реинжиниринга, улучшающего показатели надежности ЕЭС.

3. Сформулированы задачи и цели электрического соединения ЕЭС/ОЭС и UCTE, которое позволит создать единую рыночную платформу на Евразийском континенте. Предложена структура проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и UCTE».

4. Разработаны технические требования к создаваемой в ЕЭС/ОЭС Системе мониторинга переходных режимов, значительно повышающей уровень исследований динамических свойств ЕЭС/ОЭС. На базе СМПР проведены исследования низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС при технологических нарушениях и в нормальных режимах работы энергообъединения. Регулярный частотный анализ параметров режимов с помощью СМПР показывает, что низкочастотные колебания в диапазоне (0,1 – 2) Гц хорошо демпфируются и их амплитуды находятся в интервалах погрешности измерений.

5. Сформулированы требования к модели расчета и анализа установившихся режимов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, ориентированные на задачи планирования и управления режимами в условиях конкурентного рынка электроэнергии, приведены технические характеристики расчетной модели ЕЭС/ОЭС.

6. Предложен подход к динамическому моделированию энергообъединения ЕЭС/ОЭС, заключающийся в создании базовой динамической модели, в которой представлены подробные модели систем регулирования основных элементов, определяющих динамическое поведение системы.

7. Разработана процедура верификации базовой динамической модели ЕЭС/ОЭС, основанная на результатах мониторинга динамического поведения энергообъединения с помощью СМПР и его моделирования.

8.  Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы.

9.  Разработан бизнес-процесс создания единого диспетчерского графика, обеспечивающий участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

10. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющей ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющейся важнейшим этапом при формировании диспетчерского графика.

11. Предложен метод решения задачи оптимального планирования режимов, позволяющий определить оптимальный режим работы объектов, при котором достигалась бы максимальная эффективность при заданных критериях экономичности. Решена задача выбора состава работающего оборудования.

12. Сформулированы требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности, которое является одной из основных системных услуг, представляемых Системным оператором участникам параллельной работы энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Рассмотрена концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии, в которой впервые сформулированы требования к энергосистемам, входящим в ЕЭС/ОЭС в части первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и мощности.

13. Разработана методика определения объемов и размещения резервов мощности в энергосистемах, входящих в состав синхронного объединения ЕЭС/ОЭС, установлен порядок расчета и размещения первичных и вторичных резервов активной мощности.

14. Предложен принцип и алгоритм централизованного противоаварийного управления, внедренный и успешно функционирующий в ЕЭС России.

15. Разработана технология добровольного ограничения нагрузки, которая предусматривает экономическое стимулирование снижения электропотребления.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих основных публикациях:

  1. Аюев Б. И. Применение метода главных компонент при расчете псевдоизмерений для задачи оценивания состояния / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. В. Липес // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. – Иркутск : Изд-во СЭИ СО АН СССР, 1982. – С. 95–104.
  2. Аюев Б. И. Комплекс программ для оперативного анализа стационарных режимов ОЭС Урала / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, В. Л. Прихно, П. А. Черненко // Тез. докл. науч.-техн. конф. по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала. – Свердловск, 1982. – С. 27–30.
  3. Аюев Б. И. Синтез системы моделей для задачи управления электрическими режимами ЭЭС / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. В. Липес // Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. – Новосибирск : Наука, 1985.
  4. Аюев Б. И. Опыт применения задачи оценивания состояния в оперативном управлении ОЭС Урала / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. П. Копсяев // Электрические станции. – 1986. – № 9. – С. 40–43.
  5. Липес А. В. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала / А. В. Липес, Б. И. Аюев // Информационное обеспечение: Задачи реального времени в диспетчерском управлении. – Каунас : Изд-во Ин-та физ.-техн. проблем энергетики АН Литовской ССР, 1989. – С. 30–35.
  6. Аюев  Б. И. Алгоритмы управления аварийными режимами энергетических систем / Б. И. Аюев, В. В. Зубарев // Управление и автоматизация электроэнергетических систем : Межвуз. сб. науч. тр. – Новосибирск : Изд-во НЭТИ, 1991. – С. 83–90.
  7. Аюев Б. И. Система противоаварийного управления Уральской энергосистемой на ЭВМ ЕС1011 / Б. И. Аюев, Е. А. Мошкин, Б. И. Слодарж // Управляющие системы и машины / Ин-т кибернетики им. В. М. Глушкова. – Киев. – 1991. – № 4. – С. 120–129.
  8. Аюев Б. И. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго / Б. И. Аюев, В. Д. Ермоленко, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник ФЭК России. – 1998. – № 6. – С. 67–71.
  9. Аюев Б. И. Определение параметров радиальных узловых эквивалентов в ЦПА ОЭС Урала / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ–УПИ : Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». – Екатеринбург : Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. – С. 207–211.
  10. Аюев Б. И. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ : Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». – Екатеринбург : Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. – С. 248–256.
  11. Аюев Б. И. Рынки генерации и их диспетчеризация как факторы инвестиционного климата в электроэнергетике / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник ФЭК России. – 2000. – № 7–12. – С. 80–87.
  12. Аюев Б. И. Реформа диспетчерского управления как фактор улучшения инвестиционного климата в электроэнергетике / Б. И. Аюев // Энергетик. – 2002. – № 12. – С. 4–5.
  13. Аюев Б. И. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений / Б. И. Аюев, А. Т. Демчук, В. Л. Прихно // – 2002. – № 5. – С. 9–12.
  14. Аюев Б. И. Оптовый рынок электроэнергии и реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 16–19.
  15. Аюев Б. И. Системная надежность / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 237–249.
  16. Аюев Б. И. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Материалы докл. V Всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России», 10–12 ноября 2004 г. – Томск : Изд-во ЦНТИ, 2004. – С. 49–54.
  17. Аюев Б. И. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в связи с запуском конкурентного сектора «5–15%» оптового рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». – Томск : Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. – С. 27–30.
  18. Аюев Б. И. Планирование режимов энергосистем в целях обеспечения надежности / Б. И. Аюев // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В. П. Горелова, Н. Н. Лизалека. – Новосибирск : Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. – С. 7–9.
  19. Аюев Б. И. Принципы диспетчеризации электроэнергетики / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 13–15.
  20. Аюев Б. И. Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Электронное обозрение / Ин-т проблем моделирования в энергетике НАН Украины. – Киев. – 2004. – № 6. – С. 73–83.
  21. Аюев Б. И. Основные технологические задачи Системного оператора / Б. И. Аюев, Е. В. Машалов, В. Г. Неуймин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 27–30.
  22. Аюев Б. И. Выбор оптимального состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, В. Г. Неуймин, А. С. Александров // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». – Томск : Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. – С. 31–33.
  23. Аюев Б. И. Оптимизация состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, В. Г. Неуймин, А. С. Александров // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В. П. Горелова, Н. Н. Лизалека. – Новосибирск : Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. – С. 10–12.
  24. Аюев Б. И. Оптимизация структуры диспетчерского управления / Б. И. Аюев, П.М. Ерохин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П. И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2005. – С. 9–14.
  25. Аюев Б. И. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, В. Г. Неуймин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2005, № 12 (64) : Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П.И. Бартоломей; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». – Екатеринбург, 2005. – С. 15-22.
  26. Аюев Б. И. Вариант реализации балансирующего рынка электроэнергии в России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы : Межвуз. науч. сб. – Уфа : УГАТУ, 2005. – С. 288–292.
  27. Аюев Б. И. Ценообразование на конкурентных рынках электроэнергии / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы: Межвуз. науч. сб. – Уфа : УГАТУ, 2005. – С. 208–211.
  28. Аюев Б. И. Организация рынка системных услуг в ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа : Материалы второй науч.-практич. конф. / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. – Киев, 2005. – С. 16–20.
  29. Приоритетные направления деятельности ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» до 2008 года / Под общей ред. Б. И. Аюева. – М. : ОМЕГА-Л, 2005. – 128 с.
  30. Ayuyev B. I. The Software Complex of Optimal Power Flow Solution for United Power System of Russia in a Competitive Electricity Market / B. I. Ayuyev, P. M. Yerohin, V. G. Neuymin, E. V. Mashalov, N. G. Shubin // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27–30 June 2005). Paper № 696.
  31. Ayuyev B. I. Unit Commitment with Network Constraints / B. I. Ayuyev, P. M. Yerohin, V. G. Neuymin, N. G. Shubin, A. A. Alexandrov // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27–30 June 2005). Paper № 697.
  32. Аюев Б. И. Информационная система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2005, № 12 (64) : Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П. И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2005. – С. 29–31.
  33. Аюев Б. И. Принципы организации международной системы мониторинга переходных режимов / Б. И. Аюев // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2006. – С. 7–11.
  34. Аюев Б. И. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2006. – С. 12–20.
  35. Ayuev B. International Scientific Conference & Exhibition ‘Monitoring of Power System Dynamic Performance’/ B. Ayuev, Y. Kulikov, M. Korolev // ELECTRA. – 2006. – № 228. – P. 18–26.
  36. Ayuev B. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: Application for Digital Model Validation / B. Ayuev, Y. Kulikov //// Third International Conference on Critical Infrastructures (Alexandria, VA, USA, 25–28 September 2006).
  37. Ayuev B. IPS/UPS Wide Area Measurement System / B. Ayuev, P. Erokhin, Y. Kulikov // CIGRE Session 41 (Paris, 27 August – 1 September 2006). Paper C2–211.
  38. Аюев Б. И. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Ю. А. Куликов // Технологии управления режимами энергосистем XXI века : Сб. докл. Всерос. науч.-практич. конф. (Новосибирск, 29-30 сентября 2006 г.) / Отв. ред. А. Г. Фишов. – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2006. – С. 83–92.
  39. Аюев Б. И. Взаимосвязь задач планирования электроэнергетических режимов и проведения аукционов на конкурентных рынках электроэнергии / Б. И. Аюев, А. А. Багрянцев, Е. В. Машалов, В. Г. Неуймин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2007. – С. 8–17.
  40. Аюев Б. И. Обеспечение операционных резервов на территории синхронной зоны Европы / Б. И. Аюев, К А. Никишин, П. М. Ерохин / Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2007. – С. 18–27.
  41. Аюев Б. И. Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России / Б. И. Аюев. – Екатеринбург : УрО РАН, 2007. – 107 с.
  42. Ayuev B. PMU Application for UPS/IPS Dynamic Performance Monitoring and Study / B. Ayuev, P. Erokhine, Y. Kulikov // CIGRE Session 42 (Paris, 24–29 August 2008). Paper C2–101.
  43. Opadchiy F. Y. The Impact of the Capacity Market on Providing the Power System Reliability / F. Y. Opadchiy, A. M. Kataev, B. I. Ayuev // CIGRE Session 42 (Paris, 24–29 August 2008). Paper C5–304.
  44. Аюев Б. И. Концептуальные основы рынка мощности в ЕЭС России / Б. И. Аюев // Электрические станции. – 2008. – № 8. – С. 4–8.
  45. Аюев Б. И. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев, А. С. Герасимов, А. Х. Есипович, Ю. А. Куликов // Электричество. – 2008. – № 5. – С. 2–7.
  46. Аюев Б. И. Анализ эффективности вычислительных моделей расчета установившихся режимов электрических систем / Б. И. Аюев, В. В. Давыдо, В. Г. Неуймин // Электричество. – 2008. – № 8. – С. 2–14.
  47. Аюев Б. И. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах / Б. И. Аюев, В. В. Давыдов, П. М. Ерохин, В. Г. Неуймин. – М. : Флинта: Наука, 2008. – 256 с.
  48. Аюев Б. И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы / Б. И. Аюев. – Екатеринбург : УрО РАН, 2008. – 286 с.
 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.