Методы и модели эффективного управления режимами Единой электроэнергетической системы России

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.

5. 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 0,02ч0,2 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.



Рис.3. Направления использования СМПР

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	Ед. изм.	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.

Рис. 4. Режимные частотные характеристики

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 (0,052) Гц с шагом 0,05 Гц.

2. Уровень напряжения, который может иметь значение в интервале (0120)%.

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 2005года, 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 - 15мГц. Оценка суммарной мощности колебаний во всей зоне UCTE, полученная с помощью динамической модели, составила более 1000МВт. 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.

6. 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 L - трапециевидная матрица размерности ; D - 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.

7. 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 500,01 Гц в период коррекции синхронного времени);

5. 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 .

6. 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.

7. 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.

8. 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.

9. 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 определению 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).

3. 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.

4. 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.

5. 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.

6. 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.

7. 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.

Рис.5. Расчет аварийного управления

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 В_i - вектор с нулевыми компонентами, за исключением -ой, равной единице; X_i- вектор-решение при -ой ненулевой компоненте в векторе правых частей.

Легко убедиться, что процедура решения (12) очень близка обращению матрицы A, 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:

...