Методы и модели эффективного управления режимами Единой электроэнергетической системы России

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЕДИНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

Аюев Борис Ильич

Новосибирск - 2008

1. 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: электроэнергия оператор управление диспетчерский

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.

2. 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.

3. 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 временнуго 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.

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.

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

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.

4. 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

Параметры	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
Кол-во 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:

...