Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ существующих методов и моделей оценки и обеспечения балансовой надежности сложных ЭЭС 11
1.1. Общие положения 11
1.2. Классификация задач надежности 13
1.3. Роль математических методов и моделей при оценке и обеспечении надежности ЭЭС 18
1.4. Существующие модели определения показателей надежности объединений ЭЭС 21
1.4.1. Модели, основанные на применении аналитических методов 23
1.4.2. Модели, основанные на статистическом моделировании 24
1.5. Существующие модели определения средств обеспечения надежности объединений ЭЭС 26
1.5.1. Строгие математические модели 29
1.5.2. Инженерные методики 31
1.6. Влияние либерализации электроэнергетики на решение задач анализа и синтеза надежности - 32
1.7. Выводы по главе 36
Глава 2. Модели определения показателей балансовой надежности ЭЭС для условий рыночных отношений 38
2.1. Общие положения 38
2.2. Особенности исследования надежности многоузловых ЭЭС 41
2.3. Методика оценки показателей надежности объединения ЭЭС применительно к рыночным условиям 43
2.4. Формирование расчетных состояний в объединении ЭЭС 46
2.5. Обоснование возможности применения методов статистического моделирования в многоузловом объединении ЭЭС 48
2.6. Модель анализа потокораспределения в задаче оценки случайного состояния системы 56
2.7. Показатели надежности и их определение в объединении ЭЭС 65
2.7.1. Показатели надежности при полной интеграции ЭЭС 66
2.7.2. Показатели надежности для условий рыночных отношений в электроэнергетике 68
2.8. Выводы по главе 71
Глава 3. Модели обоснования средств обеспечения надежности ЭЭС в условиях реформирования электроэнергетики 73
3.1. Общие положения 73
3.2. Методические подходы к нормированию надежности при управлении развитием ЭЭС 76
3.3. Методика обоснования оперативного резерва мощности для условий централизованного управления развитием ЭЭС 80
3.3.1. Существующие подходы 80
3.3.2. Условия оптимальности оперативного резерва мощности 84
3.4. Нормирование показателей надежности в условиях централизованного управления развитием ЭЭС 87
3.5. Нормирование показателей надежности в условиях рыночных отношений в электроэнергетике 88
3.6. Методика обоснования средств обеспечения надежности для условий рыночных отношений 95
3.7. Выводы по главе 97
Глава 4. Апробация методики оценки показателей и обоснования средств обеспечения надежности многозонных ЭЭС 99
4.1. Общие положения 99
4.2. Оценка влияния учета рыночных отношений на показатели и средства обеспечения надежности вариантов развития ЕЭС России 100
4.2.1. Характеристика расчетной схемы ЕЭС России 100
4.2.2. Влияние учета ЗСПМ на показатели балансовой надежности 104
4.2.3. Влияние учета ЗСПМ и моделей РДМ на средства обеспечения балансовой надежности 108
4.3. Оценка и анализ надежности схемы ЕЭС европейской части России ПО
4.4. Выводы по главе 120
Заключение 126
Литература
- Роль математических методов и моделей при оценке и обеспечении надежности ЭЭС
- Методика оценки показателей надежности объединения ЭЭС применительно к рыночным условиям
- Методика обоснования оперативного резерва мощности для условий централизованного управления развитием
- Оценка влияния учета рыночных отношений на показатели и средства обеспечения надежности вариантов развития ЕЭС России
Введение к работе
Изменение форм собственности в России, начатое в 1992 г., повлекло за собой и изменение взаимоотношений в цепочке производство - передача и распределение - потребление электроэнергии. В настоящее время для организации конкурентного рынка электроэнергии в электроэнергетической отрасли сформированы:
системный оператор (СО) ЕЭС России с его отделениями в операционных зонах объединенного и регионального диспетчерского управления (ОЗ ОДУ и РДУ) для управления режимами работы субъектов рынка электроэнергии;
федеральная сетевая компания (ФСК) с ее межрегиональными отделениями (ММСК) и филиалами для выполнения функций транспорта электроэнергии;
оптовые и территориальные генерирующие (ОГК и ТГК) и сбытовые компании для выработки и сбыта электроэнергии;
страховые компании и различные регулирующие органы.
Опыт реформирования электроэнергетики в разных странах показывает, что введение механизмов конкуренции, повышая эффективность работы, может негативно сказаться на надежности энергоснабжения потребителей. Это происходит по многим причинам [17], из которых основными являются следующие две:
в условиях долгосрочного планирования снижение мотивации в развитии достаточных для поддержания надежности резервных мощностей и системообразующих связей, в условиях эксплуатации - мотивации достаточного поддержания вращающегося резерва мощности;
усложнение и утяжеление режимов работы электроэнергетических систем (ЭЭС) вследствие конкуренции, наличия множества конкурентных договорных отношений между субъектами рынка, недостаточной проработанности, особенно при планировании развития, принципов управления режимами в силу неопределенности технико-экономических показателей.
С этих позиций необходимость разработки методического и программного обеспечения, направленного на решение задачи обоснования уровней резервирования в ОЗ ОДУ и требований к пропускной способности системообразующих связей (ПССС) между ними еще более возрастает. Этому способствует и принятие Федерального закона от 4 ноября 2007 г. № 250 [69]. Его важной особенностью является повышение роли СО ЕЭС в обеспечении надежности электроснабжения, причем не только за счет управления функционированием, что сегодня уже нашло отражение [67] и в методических подходах, и в программном обеспечении, и в расчетных схемах, но и, что очень важно, - за счет управления развитием ЕЭС России. Об этом, в частности, комментируя закон в Совете Федерации, ее член В. Можевич высказался так «Мы посчитали необходимым повысить роль и ответственность СО в планировании развития энергосистемы России, существенно расширить его полномочия. В соответствии с принятым законом, СО, является на 100 % государственной компанией, которая под контролем Правительства РФ отвечает за надежную работу энергосистем» [69].
В Федеральном Законе введено понятие зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ), которое по своей сущности близко к существовавшему ранее понятию концентрированной электроэнергетической системы (ЭЭС) [42]. Представленные статьи закона достаточно строго определяют наличие множества ЗСПМ в ЕЭС России, причем территориально они не всегда совпадают с территориями, обслуживаемыми ОГК и ТГК, а также ММСК и их филиалами. В законе также четко прописывается, что замена электроэнергии и мощности на таковые производимые на генерирующем оборудовании расположенном в другой ЗСПМ, может быть осуществлена только в пределах технических ограничений перетока мощности между этими зонами.
В информационном аспекте в новых условиях хозяйствования потребуется корректировка расчетных схем, предназначенных для оценки показателей надежности, разработанных в свое время для условий централизованного
управления ЕЭС России. В тех условиях при управлении развитием ЕЭС Рос-
сии, также как и при текущем управлении режимами ее функционирования, в качестве агрегированных узлов выступали объединенные ЭЭС (ОЗ ОДІЦУ). С введением ЗСПМ необходимо учитывать внутри каждой ОЗ ОДУ резфсимные ограничения, вызванные недостаточными ПСССГ^ в них.
Не секрет, что в годы реформ в России значительно снизился инггерес к регулярным исследованиям надежности ЭЭС. Это обусловливалось существенным уменьшением напряженности режимов к соответствующим увелигчеыием резервов генерирующей мощности и пропусюэюй способности систеїч/цообра-зующей сети из-за общего спада потребления электроэнергии. Наблюдакоихийся сегодня рост электропотребления во многих [регионах, особенно в ТЧ/Госкве, Санкт-Петербурге, Московской, Ленинградской и Тюменской областзчсх:., при недостаточных вводах мощностей может привеоти к критическому поло:жению в электроэнергетической отрасли. В соответствии с Генеральной схемоії размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. [12] предполагалось ^у^ке до 2011 г. ввести более 40 ГВт генерирующей мопглнсости. В связи с экономическим кризисом эти планы корректируются в меньшгуто сторону, но после кгризиса мощности вновь потребуются. Именно поэтому и еще по ряду причин, раскрываемых ниже, сегодня исследования в области: обеспечения надежностли ЭЭС при управлении их развитием могут оказаться еще более значимыми и востребованными, нежели чем в 1970 - 1980 годах - этапе динамичного развитіи^т теории надежности систем энергетики и ее практических приложений.
Таким образом, изменения в организациовсных формах управление электроэнергетикой России должны быть учтены k^lk в методических, так із: в модельных разработках, направленных на оценку показателей надежности., а также в методических подходах к принятию решеноигії по обеспечению надеэзЕсности как при управлении развитием ЭЭС, так и при и^?с эксплуатации. Ранее разработанные в России и ближнем зарубежье програмгллно-вычислительные коічл:гілек-сы оценки балансовой надежности многозонвсых ЭЭС (ИСЭМ СО ЗР.АН — Г.Ф. Ковалев, ЭНИН - Г.А. Волков, Институт энергетики Молдавской J\H -
Ф.Д. Гольденберг, Отдел энергетики ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН -Ю.Я. Чукреев, УГТУ-УПИ - В.П. Обоскалов и др.) не учитывали рыночных отношений в электроэнергетике. Зарубежные разработчики (R. Billinton, R.N. Allan, W. Li и др.) также не в полной мере учитывают либерализацию электроэнергетики.
Диссертация непосредственно связана с выполнением работ по теме «Методы изучения и моделирование надежности функционирования региональных энергетических систем с учетом их производственно-экономической организации», гос.рег. №0120.0603398, выполняемой Институтом социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра УрО Российской АН в рамках исследований РАН 2.1.7. «Современная энергетическая политика и механизмы ее реализации. Управление энергетическими системами».
Цель диссертационного исследования состоит в разработке методических подходов, направленных на оценку показателей и обоснование средств обеспечения балансовой надежности объединений ЭЭС, с учетом рыночных отношений в электроэнергетике и их реализации в виде методик, алгоритмов и программных комплексов с апробацией на реальных схемах развития ЕЭС России.
На защиту выносятся следующие основные методические и прикладные результаты исследования:
Обоснование применения методов статистического моделирования для формирования случайных состояний объединенных ЭЭС, состоящих из ЗСПМ.
Математические модели распределения дефицита мощности в объединенных ЭЭС для условий рыночных отношений.
Методические подходы к обоснованию средств обеспечения надежности - резервов мощности ЗСПМ (03 ОДУ) и требований к уровням ПССС в условиях либерализации электроэнергетики.
4. Реализация предлагаемых методических подходов и математических моделей в программно-вычислительных комплексах для персональных компьютеров.
Методология исследований, представленных в диссертационной работе, базируется на элементах теории системного анализа с использованием прикладной теории множеств и графов, теории вероятностей, теории моделирования и оптимизации, линейного и нелинейного программирования.
Проверка эффективности и точности предложенных методов и моделей основывалась на вычислительных экспериментах для различных тестовых и реальных схем объединений ЭЭС, в том числе и ЕЭС России.
Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что в ней применительно к условиям реформирования электроэнергетики России решена задача обоснования решений по обеспечению требуемого уровня надежности при управлении развитием многозонных ЭЭС, в том числе и ЕЭС России.
Практическая ценность работы. Предложенные в работе методы и модели, реализованные в программно-вычислительном комплексе «Орион-М-ЗСПМ» позволяют при управлении развитием электроэнергетики оценивать показатели надежности отдельных территориальных зон и обосновывать рекомендации по их изменению. Разработанные в диссертации теоретические положения, методические подходы и модели оценки показателей балансовой надежности позволяют выявить мероприятия, наиболее эффективно влияющие на надежность энергоснабжения, что особенно важно в условиях рыночных отношений в электроэнергетике, в том числе и с позиций обоснования инвестиций в развитие элек-трогенерирующих и сетевых объектов. Разработанный программный комплекс оценки показателей надежности многозонных ЭЭС «Орион-М-ЗСПМ», прошел апробацию на реальных схемах развития ЕЭС России для временных уровней 2011, 2015 и 2020 годов в ОАО «Институт Энергосетьпроект», г. Москва.
Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные разделы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции
«Февральские чтения профессорско-преподавательского состава Сыктывкарского лесного института» (г. Сыктывкар, 2006, 2007 и 2008 гг.); Х-й юбилейной научно-практической конференции «Исследования молодежи - экономике, производству, образованию» (г. Сыктывкар, 2006 г.); VII-й международной молодежно-научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г. Ухта, 2006 г.); международной конференции «Security and reliability of electric power systems» (Tallinn, Estonia, 2007 г.); международном научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Харьков, 2006 г., г. Вологда 2007 г., г. Иркутск, 2008 г.); 3-й Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (г. Екатеринбург, 2008 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе две в журналах Известия РАН. Энергетика и Известия Вузов. Проблемы энергетики, входящих в список рецензируемых журналов ВАК.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, приложения и списка литературы из 101 наименований. Общий объем включает 158 страниц текста, 32 рисунка, 12 таблиц.
Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы основные направления исследования и дается краткое изложение содержания работы.
В первой главе приводится роль математического моделирования в задачах обеспечения надежности сложных электроэнергетических систем и краткая характеристика существующих методических подходов, методов и математических моделей направленных на решения данной задачи. Показаны достоинства и недостатки этих моделей и на этой основе приводится постановка задачи исследования применительно к условиям либерализации электроэнергетики.
Во второй главе рассматриваются проблемы определения показателей балансовой надежности электроэнергетических систем, характерные для условий реформирования электроэнергетики и введения рыночных отношений. Основное внимание уделено вопросам адекватности использования методов стати-
стического моделирования для формирования случайных состояний генерирующей мощности, вызванных аварийными выходами агрегатов и линий электропередачи, а также нагрузки вследствие ошибок прогноза ее. регулярного максимума. Показана необходимость значительного изменения существующих в условиях централизованного управления математических моделей моделирования случайных состояний. Предлагается линейная модель, направленная на оценку случайного состояния, включающая в себя помимо минимизации величины системного дефицита мощности еще и обоснованное распределение избытков генерирующей мощности и минимизацию потерь мощности в системообразующих связях.
В третьей главе сформулированы особенности решения задачи обоснования средств обеспечения надежности - оперативных резервов мощности территориальных зон диспетчерского управления и требований к пропускной способности системообразующих связей между ними в условиях либерализации электроэнергетики. Показана необходимость, в условиях неопределенности информации, использования накопленного опыта решения данной задачи в условиях централизованного управления отраслью. Предложены нормативные требования к интегральным показателям надежности для условий либерализации электроэнергетики и методика решения поставленной задачи.
В четвертой главе приведены результаты расчетов показателей надежности для реальных схем развития ЕЭС России. Для этих схем путем сравнения различных программных комплексов показана адекватность предлагаемых во второй и третьей главах работы методических подходов, направленных на учет рыночных отношений при решении задач оценки показателей и средств обеспечения балансовой надежности.
В заключении приведены основные результаты, полученные в диссертационной работе.
В приложении приводится описание программно-вычислительных комплексов «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ» и инструкция пользователю ими.
Роль математических методов и моделей при оценке и обеспечении надежности ЭЭС
Получение количественных показателей надежности любых технически сложных систем, и ЭЭС в частности, невозможно без применения соответствующих математических методов и моделей. Математические модели, построенные на основе применения тех или иных методов, позволяют рассчитать предполагаемые параметры ЭЭС при принятии решений по обеспечению их надежности. Широкое использование математического моделирования позволяет значительно совершенствовать прогнозирование процессов развития и эксплуатации ЭЭС. С помощью моделирования удается сделать иногда такие выводы, которые при его отсутствии потребовали бы многих лет ре альной эксплуатации системы, т.е. отнимали бы массу средств и людских усилий, а появлялись с большим опозданием [1-3, 5, 6, 21-27, 30, 31, 36, 40-42, 45-50, 57, 64, 65 72-74, 93, 94 и др.].
Для достаточно адекватного отображения реальных процессов исследуемых объектов, разрабатываемые математические модели, должны в полной мере использовать имеющуюся в распоряжении информационную базу. Уточнение математической модели возможно лишь при сопоставлении теоретических (моделируемых) результатов с опытными данными, получаемыми в процессе реальной эксплуатации системы. В то же время более точная и, как правило, более сложная математическая модель требует более подробных исходных данных, с одной стороны, и более строгих методов математического моделирования - с другой. Исходные данные в большинстве случаев получаются экспериментально на основе ограниченного количества опытных или ретроспективных данных, не являющихся к тому же иногда и в полной мере достоверными.
В силу сложности и многогранности связей в ЭЭС при разработке математических моделей обеспечения надежности приходится прибегать к различным вычислительным методам, приводящим вследствие своей природы к неизбежным погрешностям (например, приближенные численные методы, агрегирование, методы статистического моделирования и др.). Эти два фактора: недостоверность (или неточность) исходных данных и погрешности вычислительных методов могут свести на нет преимущества, обеспечиваемые созданием достаточно точной математической модели. Отсюда возникает вопрос о целесообразной точности математической модели ЭЭС [1,6, 13-16, 24, 31, 32, 35, 47, 48, 50, 71, 75, 87, 88, 94, 95, 98 и др.].
Математические модели, предназначенные для решения задач надежности для различных уровней территориальной и временной иерархии управления ЭЭС должны быть различными. Опыт решения задач обеспечения надежности позволяет сформулировать требования к надежности, которые должны учитываться в соответствующих математических моделях ЭЭС. Задача вы бора структуры генерирующих мощностей ЭЭС решается в рамках стратегии развития (20-25 лет) и программы (схемы) развития (15 лет) электроэнергетики России в соответствии с планами-прогнозами развития генерирующих и: сетевых компаний в соответствии с прогнозируемыми уровнями и режимом электропотребления, направлениями технического прогресса в энергетике, развитием добычи энергоресурсов. На данном этапе надежность ЭЭС не является решающим и определяющим фактором. В моделях оптимизации структуры ЭЭС надежность может учитываться крайне упрощенно: некоторой средней величиной оперативного резерва генерирующей мощности в отдельных операционных зонах объединенного диспетчерского управления (ОЗ ОДУ) ЭЭС, пропорциональной суммарной мощности нагрузки рассматриваемой зоны. За-благовременность решения этой задачи обычно составляет 15 лет и более. В результате ее решения выявляется совокупность равнооптимальных структур генерирующих мощностей ОЗ ОДУ для заданных вариантов уровней электрических нагрузок и структуры топливно-энергетического баланса.
При решении задачи выбора резервов генерирующих мощностей в объединении ЭЭС, их размещения между ОЗ ОДУ, определения требований к пропускным способностям межсистемных связей и выявления требований к системе управления фактор надежности является решающим. Математическая модель ЭЭС должна включать достаточно большой спектр характеристик, влияющих на надежность ЭЭС. Вместе с тем все искомые здесь параметры ЭЭС определяются преимущественно простыми отказами оборудования ЭЭС. Поэтому математическая модель может строиться в предположении, что система управления ЭЭС является либо идеальной, либо учитывается крайне упрощенно. Заблаговременность решения этой задачи обычно составляет от 5 до 15лет.
При решении задачи определения параметров системы управления ЭЭС предполагаются известными структура системы, область возможных режимов работы. Математическая модель системы должна учитывать помимо перечисленной исходной информации область допустимых состояний ЭЭС (прежде всего по условиям статической и динамической устойчивости), надежность и техническое совершенство отдельных элементов системы управления и средств управления. В результате решения перечисленных выше задач определяются основная структура ОЗ ОДУ ЭЭС и оптимальные пропускные способности межсистемных связей между ними, формулируются требования к системе управления ЭЭС.
При решении задачи определения параметров системы управления ЭЭС предполагаются известными структура системы, область возможных режимов работы. Математическая модель системы должна учитывать помимо перечисленной исходной информации область допустимых состояний ЭЭС (прежде всего по условиям статической и динамической устойчивости), надежность и техническое совершенство отдельных элементов системы управления и средств управления.
Методика оценки показателей надежности объединения ЭЭС применительно к рыночным условиям
Вопросам разработки математических моделей исследования надежности многоузловых ЭЭС при управлении их развитием посвящено достаточное число работ как у нас в стране, так и за рубежом [1, 6, 24-27, 30, 41, 45, 49, 59, 71 и др.]. Решение задачи оценки показателей надежности требует формирования теми или иными способами случайных состояний генерирующих мощностей и линий электропередачи связей, вызванных их аварийностью, нагрузок отдельных ЭЭС, вследствие их изменчивости во времени, а также оценки этих состояний на предмет обеспечения потребителей электроэнергией в полном объеме и должного качества. При разработке математических моделей оценки показателей надежности многоузловых ЭЭС как у нас в стране, так и за рубежом применяются либо аналитические методы, либо методы комбинаторного и статистического моделирования.
На количественные величины показателей надежности в объединении ЭЭС в основном влияют следующие факторы и случайные события [9, 11,42,86,88,92,95,96,100]: - генерирующие мощности и их структура в отдельных ЗСПМ; -технологические уровни пропускных способностей и экономически обоснованные величины балансовых перетоков по системообразующим связям; - ценовые показатели зон оптового рынка электроэнергии и мощности; - плановые ремонты оборудования (текущие, средние и капитальные); - графики изменения нагрузок энергоузлов в разрезе года и суток; - снижения генерирующей мощности отдельных ЭЭС и пропускной способности системообразующих связей из-за аварийных повреждений агрегатов электростанций и линий электропередачи; - нерегулярные колебания нагрузки и ошибки прогнозирования спроса потребителей.
Генерирующие мощности определяются установленной мощностью электростанций с учетом различных ограничений, пропускные способности - предельно возможными режимами по статической устойчивости ЭЭС и в течение расчетного периода времени могут меняться за счет ввода нового и демонтажа старого оборудования. Это приводит к изменению структуры генерирующего и сетевого оборудования в объединении ЭЭС. Балансовые перетоки обусловлены необходимостью экономически обусловленной замены мощности, производимом на генерирующем оборудовании, расположенном в другой ЗСПМ. Безусловно, все эти моменты также как и изменения нагрузки в расчетном периоде времени, должны учитываться при определении показателей надежности.
Для учета этих изменений расчетный период времени Гр должен разбиваться на периоды времени Tt, в течение которых структура генерирующей мощности и линий электропередачи (с учетом оборудования, находящегося в плановом ремонте), балансовые перетоки мощности, а также нагрузка ЭЭС остаются неизменными. Определение показателей надежности должно проводиться для каждого такого периода времени.
В разделах этой главы при изложении методических положений по разработке математических моделей определения показателей надежности многоузловых ЭЭС при управлении их развитием предполагается, что структура сети, генерирующих мощностей электростанций ТГК и ОГК, а также нагрузка энер гоузлов в течение рассматриваемого периода времени Гр остаются неизменными. С учетом этого и перечисленных выше сложностей в этой главе последовательно, от простого к сложному, рассматриваются вопросы разработки моделей исследования надежности многоузловой ЭЭС. Первые разделы посвящены вопросам определения показателей надежности для различных условий агрегирования и территориальной иерархии: - представления ЕЭС России в виде одной концентрированной ЭЭС; -разбиения ЕЭС на отдельные ЭЭС - операционные зоны объединенного диспетчерского управления (03 ОДУ) - верхний уровень территориальной иерархии; - деления 03 ОДУ на территориальные зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ); - низкий уровень территориальной иерархии.
Процесс определения показателей надежности в объединении ЭЭС независимо от принципов взаимодействия субъектов системы можно условно разделить на два взаимосвязанных этапа:
1. Формирование расчетных состояний системы и вычисление вероятностей их существования, обусловленных случайными состояниями элементов системы в рассматриваемый период времени.
2. Определение обобщенных в виде показателей надежности последствий для потребителей, вызванных различными состояниями системы (далее для краткости этот этап будем называть оценкой случайного состояния).
Наибольшее использование в практике разработки математических моделей определения показателей надежности объединения ЭЭС нашли подходы, основанные на комбинированном применении аналитических методов и методов статистического моделирования [71, 77]. В соответствии с приведенными выше этапами алгоритм оценки показателей надежности объединения ЭЭС должен включать в себя модели формирования расчетных состояний системы и модели их оценки (рис. 2.3). Формирование расчетных случайных состояний возможно осуществить двумя способами: полным перебором всех возможных состояний генерирующей мощности отдельных ЭЭС объединения и методами статистического моделирования. В методике, реализованной в ПВК «Орион-М» [71, 77-86] данный процесс осуществляется методами статистического моделирования на основе аналитически полученных функций распределения дефицитов и избытков генерирующей мощности ЭЭС объединения.
Методика обоснования оперативного резерва мощности для условий централизованного управления развитием
Для условий централизованного управления отраслью в 70 - 90 годах прошлого столетия были разработаны программные комплексы, позволяющие находить величины компенсационных затрат в объединениях ЭЭС (сегодня ОДУ) и на их основе теми или иными методами решать задачу обоснования оптимальных величин оперативного резерва мощности в объединении ЭЭС (раздел 1.5.1). Эти модели в соответствии с условной классификацией, приведенной в предыдущем разделе, относятся к первому уровню формирования нормативов надежности в системах энергетики, когда сначала определяются показатели надежности, а затем требуемые уровни резервирования в генерирующих и сетевых звеньях системы. Так в моделях [6, 24] математическое ожидание ущерба определяется аналитическим способом «свертки» рядов вероятностей дефицитов и избытков мощности. В модели [6] для оптимизации используется одна из разновидностей градиентного метода — метод наискорейшего спуска. По начальным значениям оптимизируемых переменных — резервов генерирующей мощности j-x ЭЭС объединения Rj и пропускных способностей /-Х МСС P{L определяются показатель компенсационных затрат в виде м.о. ущерба от ненадежности М[У] и значение целевой функции (3.1). Затем численным дифференцированием определяются производные сМ[У](П)/ dHj, j = 1,2,..., п , дМ[УІП)/дРЇ,1 = 1,2,... ,т, и производится вычисление градиента целевой функции. В модели (АМОН/П) [24] используется метод деформируемого многогранника, не требующий вычисления производных. Этот метод более приспособлен к оптимизации негладких функций, но более инерционен в силу того, что очередной шаг производится не из лучшей точки, а из центра тяжести К точек в к -мерном пространстве, среди которых находится лучшая точка.
Основным недостатком оптимизации резервов генерирующей мощности ЭЭС и пропускных способностей системообразующих связей, присущим для данных моделей является возможность их применения только для схем объединений ЭЭС радиальной конфигурации (этот недостаток относится в первую очередь к задаче оценки показателей надежности) и необходимость определения шагов изменения оптимизируемых переменных численными методами, что требует многократного решения задачи оценки показателей надежности.
Принципиально иной подход для решения задачи оптимального распре деления оперативного резерва генерирующей мощности реализован в модели SIANR-МЭИ [64]. Этот подход полностью соответствует первому уровню фор мирования нормативов надежности в системах энергетики. Минимум функцио нала (3.1) определяется методом проб и ошибок (метод деления шага пополам). Определение направлений изменений оптимизируемых переменных осуществ ляется по так называемым коэффициентам экономической эффективности рав ным отношению оптимальных и расчетных значений интегральных показателей надежности. Последние являются показателями производных а4у](п)/ эгу,7=1,2,...,/2 и а/[у](п)/ af ,/ = 1,2,... , т по оптимизируемым переменным системы.
Эффективность применения описанных выше прямых методов оптимизации крайне незначительная. Совершенно по иному поставлен вопрос оптимизации оперативного резерва мощности в работах [71, 77]. Здесь на основе описанных выше инженерных методик (раздел 1.5.2, главы 1) приближенно определяется резерв генерирующей мощности в отдельных ОЗ ОДУ и требования к пропускным способностям системообразующих мвязей объединения, а затем производится дооптимизация этих параметров по программно-вычислительному комплексу «Орион-М».
Другими, принципиально отличающимися подходами к решению задачи обоснования величины оперативного резерва мощности, являлись подходы [15, 20, 34, 38, 39], базирующиеся на применении так называемых инженерных методик. Эти подходы не предполагали вычисления показателей надежности вариантов развития ЭЭС (ЕЭС России), а строились на основе получения путем многочисленных расчетов каких-то фрагментов схем, эмпирических зависимостей и формул для прямого определения величин оперативного резерва мощности. Так в работе [15, 38, 39] для определения оперативного резерва мощности в объединении ЭЭС предложена эмпирическая формула
Оценка влияния учета рыночных отношений на показатели и средства обеспечения надежности вариантов развития ЕЭС России
Необходимые исходные данные. Расчеты показателей надежности, обоснование оперативного резерва мощности и требований к ПССС выполнялись на основе предварительно разработанных вариантов балансов мощности энергосистем работающих в объединении. При этом основными задаваемыми параметрами являются: — количественный состав генерирующих мощностей - единичная мощность, аварийность, нормы капитального, среднего и текущего ремонтов; — располагаемая и используемая в балансе мощность электростанций (возможные разрывы мощности, недоиспользование мощности различных типов станций и т.п.); — планируемые величины спроса (собственные максимумы нагрузки, сальдо перетоков, экспорт); — погрешности определения максимума нагрузки, обусловленные как ошибкой прогноза, так и случайными факторами, влияющими на величину максимума на грузки (в основном, метеорологическими); — характеристики суточного графика нагрузки зимнего и летнего рабочих дней; — характеристики годового графика месячных максимумов нагрузки; — величины возможностей аварийной взаимопомощи отдельных ЭЭС объединения друг другу в условиях рынка электроэнергии; — нормативные показатели надежности отдельных ЭЭС объединения и межсистемных связей; — структура межсистемных связей, их пропускные способности в обоих направлениях, аварийность; — рассчитанные по экономическим соображениям балансовые перетоки между отдельными ЭЭС объединения.
Характеристика расчетной схемы ЕЭС России. В качестве расчетной принята схема объединения, включающая в себя 42 территориально выделенные зоны свободного перетока мощности ЕЭС России на временной уровень 2010 г. Эти зоны в рамках диспетчерского управления разделены на шесть операционных зон. Граф расчетной схемы приведен на рис. 2.4. Исходные характеристики рассматриваемой схемы представлены в табл. 4.1 и 4.2.
Нагрузка в объединении характеризуется разновременностью прохождения максимумов нагрузок. Собственный максимум нагрузки составляет величину 164877 МВт, совмещенный - 162148 МВт. Разница составляет 2729 МВт. Это, безусловно, скажется как на показателях надежности, так и в большей степени на средствах ее обеспечения.
Суммарный резерв мощности для одного из оптимальных вариантов развития ЕЭС России на уровне 2010 г. составляет 16,96 ГВт (10,46 % от годового совмещенного максимума нагрузки), в том числе оперативный 11,317 ГВт (6,97 %) и ремонтный 4,88 ГВт (3,01 %). Отдельные 03 ОДУ, входящие в объединение, имеют разный уровень резервирования.
Введение ЗСПМ приводит к увеличению числа узлов в расчетных схемах ЕЭС России. Приведенный во второй главе (раздел 2.5) анализ влияния ЗСПМ на функции изменения генерирующей мощности, вследствие аварийных выходов агрегатов и нагрузки из-за нерегулярных колебаний и ошибок их прогноза, показывает на необходимость оценки этого явления на величины показателей балансовой надежности. Ниже, данная оценка приведена для двух случаев представления расчетной схемы ЕЭС России на временном уровне перспективных нагрузок 2010 г. (рис. 2.4). В первом случае расчетная схема ЕЭС России представлялась, как в условиях централизованного управления отраслью, в виде 7 узловой схемы (6 03 ОДУ плюс Северный Казахстан- на рис. 2.4 выделены пунктирной линией). Во втором-42 узловой схемы (41 ЗСПМ и Северный Казахстан) с неограниченными значениями пропускных способностей системообразующих связей между ЗСПМ, входящими в ту или иную 03 ОДУ. Моделирование случайных состояний во втором случае проводилось при использовании ПВК «Орион-М», т.е. без какой-либо выборки состояний по генерирующей мощности, описанной в разделе 2.5, и с выборкой, реализованной в ПВК «Орион-М-ЗСПМ». Показатели надежности для ОЗ ОДУ представлены в табл. 4.3, для ЗСПМ они не столь интересны, поэтому приведены только для ОЗ ОДУ Средней Волги. Уровень резервирования в ЕЭС России составляет 7 % и приближен к оптимальному значению при выполнении нормативных требований к надежности в отдельных ОЗ ОДУ на уровне J". — 0,004.
Анализ результатов, представленных в табл. 4.3, показывает на практически совпадающие результаты показателей надежности при использовании ПВК «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ», что говорит об адекватности изменения алгоритма моделирования случайных состояний системы при увеличении числа узлов с введением ЗСПМ, предложенного в разделе 2.4.1. В тоже время, как и следовало ожидать, прямое использование для моделирования случайных состояний алгоритма, реализованного в ПВК «Орион-М», при учете ЗСПМ не приемлемо. Разница в значениях показателей надежности по интегральным вероятностям потенциального дефицита мощности ,7 составляет более двух раз (0,01048 и 0,00509). а по м.о. недоотпуска электроэнергии M[/W] более 2,5 раз (102,97 и 38,27 млн.кВт-ч).
В табл. 4.4 представлены результаты показателей надежности, полученные по ПВК «Орион-М-ЗСПМ» для схемы ЕЭС России (рис. 2.4) при том же уровне резервирования, что и в первой серии расчетов, но с реальными уровнями пропускных способностей системообразующих связей между ЗСПМ внутри ОЗ ОДУ для двух вариантов: без учета балансовых перетоков мощности между ЗСПМ и с таковыми, учитывающимися по методике, изложенной в разд. 2.6 Для простоты балансовые перетоки мощности введены только в одной 03 ОДУ Средней Волги. Их величины для связей внутри ОЗ ОДУ следующие (рис. 2.4): 17-16 -300 МВт, 18-16-500 МВт, 20-22-700 МВт, 19-18-200 МВт, 20-18-700 МВт, 19-16-200 МВт, 20-19 -400 МВт, 19-22 -300 МВт, 22-21 -300 МВт и 21-17 -200 МВт.
Как видно наблюдается значительная разница в показателях надежности вариантов развития ЕЭС России без учета ограничений по пропускных способностей системообразующих связей между ЗСПМ внутри ОЗ ОДУ (табл. 4.3) и с их учетом (табл. 4.4). В частности;, показатели надежности для ЕЭС России в целом соответственно составляют: интегральные вероятности потенциального дефицита мощности /д =0,00509 и 0,01172, т.е. ухудшение в 2,3 раза, м.о. недоотпуска электроэнергии M[/W] =38,27 и 62,61 млн. кВт-ч (1,64 раза). Расхождение значений показателей надежности для вариантов развития ЕЭС России далеких от оптимального, значительно превосходят представленные в табл. 4.3 и 4.4. Они вызваны недостаточными величинами пропускных способностей системообразующих связей, соединяющих ЗСПМ (рис. 2.4). В представленном варианте развития ЕЭС России уровни пропускных способностей системообразующих связей достаточные, о чем свидетельствуют интегральные вероятности их перегрузки, составляющие значения от 0 до 0,002, при рекомендуемых [44] значениях до 0,002.
