Содержание к диссертации
Введение
1. Основы организации конкурентного оптового рынка электроэнергии в России 21
1.1. Модель конкурентного оптового рынка электроэнергии и возможности ее усовершенствования 21
1.2. Структура конкурентного оптового рынка электроэнергии 34
1.3. Общие принципы ценообразования на рынке электроэнергии 42
1.3.1. Классические модели ценообразования на рынках
электроэнергии 42
1.3.3. Стратегия поведения участников рынка 44
1.3.3. Принцип ценообразования на аукционе электриче
ской энергии 47
1.4. Основные функции системы оперативно-диспетчерского управления в рыночных условиях 60
1.5. Выводы 65
2. Совершенствование диспетчерского управления в условиях конкурентного рынка электро энергии 70
2.1. Основы экономичной диспетчеризации в различных моделях организации электроэнергетики 70
2.2. Оперативно-диспетчерское управление: история и новые требования 76
2.2.1. Анализ системы вертикально-интегрированного оперативно-диспетчерского управления в России 76
2.2.2. Изменение требований к диспетчерскому управлению в условиях функционирования конкурентного рынка 82
2.3. Системный оператор - технологический оператор рынка электроэнергии 88
2.3.1. Цели и задачи создания Системного оператора 88
2.3.2. Структура Системного оператора 89
2.3.3. Задачи Системного оператора, связанные с развитием оптового рынка электроэнергии 93
2.3.4. Новые технологии Системного оператора 98
2.3.5. Оптимизация структуры диспетчерского управления. 103
2.4. Выводы 111
Моделирование и планирование режимов с учетом актуальной топологии сети и парамет ров схем энергосистем 115
3.1. Изменение технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рынка электроэнергии 115
3.2. Технологии формирования большой расчетной модели ЕЭС России 125
3.2.1. Принципы проектирования базы данных 127
3.2.2. Задача актуализации расчетной модели ЕЭС 129
3.2.3. Синтез расчетной модели для проведения аукциона
для рынка на «сутки вперед» 133
3.3. Моделирование узловых нагрузок и распределение потребления 143
3.4. Принципы формирования- предварительного и расчетного диспетчерских графиков 155
3.4.1. Планирование и прогнозирование режимов 155
3.4.2. Планирование диспетчерских графиков в условиях оптового рынка электроэнергии 161
3.5. Выводы 174
Разработка алгоритмов решения оптимизаци онных задач системного оператора 177
4.1. Характеристика основных оптимизационных задач и возможных методов их решения 177
4.2. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка 185
4.3. Использование методов второго порядка и адаптация алгоритма аппроксимирующего и сепарабельного программирования для решения задачи комплексной оптимизации 192
4.4. Алгоритм решения задачи комплексной оптимизации с использованием метода внутренней точки 198
4.5. Оптимизационная задача выбора состава работающего генерирующего оборудования с учетом сетевых ограничений 207
4.6. Выводы 217
Специальные вопросы обеспечения сопровождения оптового рынка электроэнергии 219
5.1. Разработка алгоритма выделения опасных сечений 219
5.2. Рынок дополнительных системных услуг 226
5.3. Алгоритмы распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии 236
5.4. Алгоритмические основы построения тренажерного комплекса 250
5.5. Выводы 261
Заключение 263
Библиографический список
- Модель конкурентного оптового рынка электроэнергии и возможности ее усовершенствования
- Основы экономичной диспетчеризации в различных моделях организации электроэнергетики
- Изменение технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рынка электроэнергии
- Характеристика основных оптимизационных задач и возможных методов их решения
Введение к работе
Основой промышленно-хозяйственного комплекса Российской Федерации является электроэнергетическая отрасль, определяющая устойчивое поступательное развитие экономики и повышение качества жизни населения.
Единая энергетическая система (ЕЭС) - национальное достояние и гарантия энергетической безопасности страны - объединяет в общее технологическое пространство совокупность энергетических объектов. Она представляет собой сложный, непрерывно действующий механизм, режим работы которого определяется всей совокупностью условий и параметров, характеризующих процесс производства, передачи и потребления электрической энергии. Этот процесс непрерывен и может быть эффективным только при четко организованном взаимодействии всех элементов отрасли на каждом производственном этапе. Как показывает исторический опыт и проведенные исследования, надежное и качественное энергоснабжение всех потребителей возможно только при наличии единой централизованной системы оперативно-диспетчерского управления. Сложившаяся к 1969 году иерархическая структура диспетчерского управления ЕЭС, работа которой базировалась на принципе прямого оперативного подчинения нижестоящего уровня управления вышестоящему, обеспечивала соблюдение оперативной дисциплины и гарантировала выполнение диспетчерских команд. Надежное оперативно-диспетчерское управление позволило избежать крупных общесистемных аварий, несмотря на весьма напряженные условия работы ЕЭС в 1970-1980 годах.
Решение главной задачи оперативно-диспетчерского управления .— обеспечение надежности электроснабжения потребителей при соответствующем качестве электроэнергии - всегда определялось решением проблем, связанных с управлением режимами энергосистем и энергообъединений, оптимизацией режимов. В связи с этим особую актуальность приобретает развитие теории и мето-
дов исследования задач управления электрическими режимами, развитие принципов оперативно-диспетчерского управления.
Большой вклад в эту область науки внесли Д.А. Арзамасцев, Г.Т. Адонц, В.А. Баринов, Я.Б. Баркан, П.И. Бартоломей, А.С. Бердин, Л.Л. Богатырев, В.В. Бушуев, Г.Я. Вагин, М.Х. Валдма, В.А. Веников, В.Э. Н.И. Воропай, Воротниц-кий, А.З. Гамм, И.И. Голуб, О.Т. Гераскин, В.М. Горнштейн, И.В. Жежеленко, Ю.С. Железко, В.Г. Журавлев, В.И. Идельчик, В.Г. Китушин, Л.А. Кощеев, Л.А. Крумм, В.Г. Курбацкий, В.З., Манусов, СИ. Паламарчук, М.Г. Портной, В.И. Розанов, Ю.Н. Руденко, В.А. Семенов, С.А. Совалов, В.А. Строев, О.А. Суханов, В.И. Тарасов, Д.В. Тимофеев, Х.Ф. Фазылов, Т.А. Филиппова, А.Г.Фишов, Е.В. Цветков, Ю.В. Щербина, и многие их коллеги.
Начавшаяся либерализация всей экономики Российской Федерации привела к необходимости рыночных реформ и в электроэнергетической отрасли. Создание рыночных условий в энергетике страны стало необходимым для повышения ее экономической эффективности и инвестиционной привлекательности. Новая экономическая среда должна стать стимулом для начала процесса воспроизводства выбывающих генерирующих мощностей и устойчивого развития Единой энергетической системы государства. Анализ существующей обстановки в стране показывает, что как сторонники реформирования электроэнергетики, так и противники реформ осознают, что назрела необходимость технического перевооружения производства, повышения технологической устойчивости и создания стимулов для хозяйствующих субъектов для эффективной деятельности.
Рыночные преобразования в энергетике страны необходимы, чтобы начать процесс расширенного воспроизводства основных энергетических фондов, износ которых подошел к критической отметке, а экономическая эффективность не отвечает современному уровню развития мировых технологий и конкурентоспособности.
Опыт зарубежных стран, начавших либерализацию электроэнергетической отрасли в начале 90-годов прошлого столетия, показал, что создание рынка элек-
троэнергии обеспечивает существенное повышение показателей экономической
эффективности и, как правило, приводит к снижению тарифов на электроэнер-
г ГИЮ.
Началом рыночных отношений в электроэнергетике стал запуск оптового рынка электроэнергии переходного периода, важнейшим результатом функционирования которого следует считать раскрытие перед субъектами возможностей, возникающих в процессе проведения реформ и появления конкурентных отношений. Дальнейшее развитие рыночной среды предусматривает не просто механическое расширение сектора свободной торговли, а создание качественно новой конструкции, позволяющей достигнуть целевой модели [77, 151], базовые черты которой сегодня уже проработаны.
Создание и развитие конкурентного рынка электроэнергии стало возмож
ным благодаря организации его инфраструктуры. Первым инфраструктурным
[f> институтом отечественного рынка электроэнергии стал Системный оператор
[131, 134], образованный для решения комплекса задач по обеспечению централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в новых экономических условиях.
Переход к рыночным условиям функционирования электроэнергетики ока
зывает существенное влияние на принципы работы оперативно-диспетчерского
управления, выдвигает новые требования к методологической, методической,
программной оснащенности всех его уровней.
ф В настоящее время появилось уже достаточно работ, обосновывающих мо-
дель организации рынка электроэнергии в России, как с экономических позиций, так и в области проблем электроэнергетики (работы В.А. Баринова, Н.И. Воро-пая, А.З. Гамма, Л.Д. Гительмана, СИ. Паламарчука, Б.Е. Ратникова, А.Г. Фишо-ва, В.И. Эдельмана и др.).
Из зарубежных исследователей в теорию и практику развития рынка электроэнергии внесли значительный вклад Arroyo J., Averch Н., Conejo J., Chen L.,
Das D., Johnson L., Fink L., Ilic M., Galiano F.D., Gerald В., Kockar I.Z., Littechild S.C., Motto A.L., Herts D.B., Hogan В., Hunt S., Sheble G.B., Shuttleworth G.
Однако в этих работах проблемы работы оперативно-диспетчерского управления в новой рыночной среде практически не рассматриваются, в то время как переход к новым экономическим отношениям требует особого внимания к вопросам управления режимами и обеспечения надежности. Учитывая, что в ближайшей перспективе произойдет не просто расширение конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии, а предстоит создать рынок мощности, рынок резервов и системных услуг, обеспечить работу балансирующего рынка, сформировать систему двусторонних регулируемых договоров купли-продажи электрической энергии, необходимо определить новые принципы и цели работы системы оперативно-диспетчерского управления. Системному оператору предстоит обеспечить баланс интересов участников рынка и требований системной надежности. Из мирового опыта следует, что основным инструментом решения этого вопроса является развитый рынок системных услуг, создающий экономические стимулы для участия в поддержании системной надежности. От оперативно-диспетчерского управления в новых условиях потребуется все большая точность в управлении режимами, что в настоящее время невозможно ввиду явного несоответствия используемых технических и программных средств мировому уровню. Решение некоторых из перечисленных выше проблем представлено в данной диссертационной работе.
Актуальность проблемы. Переход к новым экономическим отношениям в электроэнергетической отрасли призван обеспечить, прежде всего, экономическую безопасность России.
Анализ работы электроэнергетических предприятий показывает, что за последнее время заметно снижается их экономичность и надежность. Оборудование большинства предприятий физически и морально устарело, выработало свой ресурс. Отрасль не может самостоятельно (без инвестиций) заниматься модернизацией существующих предприятий, а тем более осуществлять строительство но-
вых электростанций и линий электропередачи. Успешный выход отрасли из кризиса возможен только за счет ее перехода к работе в условиях конкуренции, что могло бы привлечь в электроэнергетику инвестиции из негосударственного сектора.
В условиях новой экономической среды изменяются требования к системе оперативно-диспетчерского управления, к ее целям и принципам работы. Для надежного и качественного управления режимами энергосистем и их объединений должны быть решены вопросы, связанные с изменением принципов работы системы оперативно-диспетчерского управления, определены ее задачи и цели. Необходимо создать новые технологии управления режимами, разработать новые подходы и алгоритмы для оптимизации режимов и их планирования.
Решение перечисленных выше проблем, являющихся актуальными для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны, и представлены в диссертационной работе.
Цели и задачи исследования. Цель работы состоит в формировании представления об оперативно-диспетчерском управлении как технологической инфраструктуре оптового рынка электроэнергии. Для этого были решены следующие основные задачи:
1. Выполнен анализ требований к системе оперативно-диспетчерского
управления, выдвигаемых условиями работы на конкурентном оптовом рынке
электроэнергии.
Определены недостатки действующих технологий оперативного диспетчерского управления и предложены новые, которые должны обеспечить объективность, прозрачность, эффективность и адаптируемость системы планирования и управления электроэнергетическими режимами ЕЭС России в условиях динамично меняющихся требований рыночного сообщества.
Показано, что в конкурентном рынке электроэнергии возрастают требования к точности и подробности математического описания энергосистем для планирования режимов и разработки часовых диспетчерских графиков, а также
диспетчерских графиков, имеющих меньшие временные интервалы. Для удовлетворения новых повышенных требований предложены новые подходы к расчету режимов энергосистем на большой расчетной модели ЕЭС России.
Для программного обеспечения работы конкурентных секторов рынка предложены методы и алгоритмы по комплексной оптимизации режимов и выбору состава оборудования.
Создана методика, позволяющая рассчитывать ограничения на перетоки мощности по контролируемым сечениям.
Предложены принципы функционирования и вариант организации рынка дополнительных системных услуг.
Рассмотрены вопросы распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии.
Методы исследования. Разработанные 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.
Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается внедрением их в работу системы оперативно-диспетчерского управления и расчетными экспериментами.
Научная новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований разработаны и предложены следующие новые результаты:
Переопределены функции оперативно-диспетчерской деятельности, критерии принятия решений для их соответствия требованиям к технологической инфраструктуре оптового рынка электроэнергии.
Построена функциональная модель для иерархически организованной оперативно-диспетчерской деятельности Системного оператора рынка.
Показано, что совершенствование структуры диспетчерского управления возможно за счет введения прямого диспетчерского управления с ликвидацией промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд и перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению между диспетчерскими центрами за счет изменения конфигурации операционных зон оперативно-диспетчерского управления.
Предложены принципы и алгоритмы эквивалентирования расчетной схемы объединенной энергосистемы для получения корректной технологической модели на уровне Администратора торговой системы и Системного оператора, обеспечивающей возможность ее использования как при проведении торгов электрической энергии, так и при планировании диспетчерских графиков.
Разработана методика расчета узловых нагрузок на основании данных контрольных замеров и распределения потребления между районами электрической сети.
Создана методика и алгоритм суточного планирования режимов и их комплексной оптимизации, которые являются основой для комплексного программного обеспечения, используемого на балансирующем рынке электроэнергии.
Для определения влияния системных ограничений на перетоки мощности предложен метод выделения «опасных» сечений в схемах энергосистем по условию сохранения статической устойчивости.
Предложен метод и алгоритм комплексной оптимизации при краткосрочном планировании режимов.
Разработан алгоритм выбора состава работающего генерирующего оборудования с учетом системных ограничений для планирования режимов работы энергосистем и автоматизированного отбора участников рынка электроэнергии на аукционе, проводимом Администратором торговой системы.
9. Выполнен анализ и разработаны рекомендации по применению алгоритмов и методов распределения потерь электрической энергии, значительно влияющих на ценообразование на рынке электроэнергии.
Практическая ценность и реализация результатов работы. 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, обеспечивающей возможность использования рыночных отношений в качестве основного регулирующего механизма развития и функционирования электроэнергетической отрасли. Результаты работы внедрены в алгоритм функционирования системы, выполняющей все необходимые расчеты для конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии.
Алгоритмы и методики, представленные в работе, также составили основу программного комплекса, обеспечивающего функционирование балансирующего рынка электроэнергии. Они позволили создать концепцию единого бизнес-процесса формирования договорных суточных отношений участников оптового рынка, планирования диспетчерского графика и управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.
Кроме того, значительная часть результатов вошла в состав правовых, регламентирующих и методических документов РАО «ЕЭС России», определяющих принципы и технологию работы конкурентного оптового рынка.
Частично результаты работы были использованы при выполнении исследований по научным грандам: гранд Российского фонда фундаментальных исследований (РФФИ) проект № 04-06-96044 «Разработка и исследование путей безопасности социально-экономического и энергетического развития Уральского федерального округа»; гранд Российского гуманитарного научного фонда (РГНФ) № 05-02-83216а/У «Оценка состояния и перспектив безопасного развития энергети-
ки крупного региона и его территорий в условиях реформирования энергетической отрасли».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на республиканском научно-техническом совещании «Основные направления и технические решения по созданию автоматизированной системы управления энергетикой и применение вычислительной техники» (Киев, 1972 г.); всесоюзной объединенной межвузовской конференции по физическому моделированию и кибернетики электрических систем (Баку, 1972 г.); на четвертой научно-технической конференции УПИ им. СМ. Кирова (Свердловск, 1973 г.); всесоюзном семинаре «Случайный поиск экстремума» (Киев, 1974 г.); всесоюзной межвузовской конференции по теории и методам расчета нелинейных электрических цепей (Ташкент, 1975 г.); на пятой научно-технической конференции УПИ им. СМ. Кирова (Свердловск, 1976 г.); на восьмой научно-технической конференции УПИ им. СМ. Кирова (Свердловск, 1988 г.); всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта» (Днепропетровск, 1995 г.); первой научно-технической конференции регионального УрО АНН РФ (Екатеринбург, 1995 г.); первой 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.); второй международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2004 г.); второй всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» (Екатеринбург, 2004 г.); второй международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (Новосибирск, 2004 г.); пятом всероссийском совещании «Энергосбережение и
энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2004 г.); третьей между-
* народной научно-практической конференции «Функционирование и развитие
Ь рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2005 г.); международной конференции Power Tech 2005 (Санкт-Петербург, 2005 г.).
Различные аспекты диссертации были положены в основу работы совещаний и семинаров, посвященных:
организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ИДУ, 2002 г.);
подготовке системы диспетчирования к введению рынка «5 - 15 %» (Москва, ЦЦУ, 2002 г.);
^ вопросам запуска конкурентного сектора «5 -15%» и подготовке целевой
модели конкурентного оптового рынка электроэнергии в России (протокол от 22.07.2002, № 21-КС; от 10.08.2002, №13-КС и от 14.08.2002, № 24-КС) (Москва,
''/ ЦДУ, 2002 г.);
проблемам создания автоматизированной системы Системного оператора (Жаворонки, 2002 г.);
по либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ЦЦУ, 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-ЦЦУ ЕЭС» от 09.10.2002 № 41) (Пятигорск, 2002 г.).
организации работ по усовершенствованию процесса ведения диспетчер-
Щ ского графика» (приказ ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС» от 15.12.2002 № 88), (Москва,
ЦЦУ, 2002 г.).
экономическому диспетчированию на конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии (протокол № 12 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2003 г.);
концепции управления персоналом; подготовке, переподготовке и повышению квалификации персонала (протокол № 19 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2003 г.);
созданию автоматизированной системы Системного оператора (Болгария, 2004 г.);
обеспечению надежности ЕЭС России в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике и приоритетным направлениям деятельности Системного оператора (протокол № 52 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2004 г.);
дальнейшему усовершенствованию деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в условиях переходной модели конкурентного оптового рынка электроэнергии (протокол № 61 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2004 г.);
оптимизации операционных зон центров оперативно-диспетчерского
управления (протокол № 102 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Моск
ва, 2005 г.);
Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях:
проектной группы «Системный оператор» совместно с АТС и разработчиками программного обеспечения (протокол № 13 ПГ «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.);
руководителей основных производственных служб ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (протокол от 22.07 - 23.07.2002 №19-КС) (Москва, ЦДУ, 2002 г.)
федеральной энергорегулирующей комиссии (Вашингтон, 2000 г.), Калифорнии (Сакраменто, 2000 г.), независимого Системного оператора PJM (Филадельфия, 2000 г.);
независимого Системного оператора Великобритании (Лондон, 2001 г.), национальной энергетической компании National Grid (Лондон, 2002 г.);
национального Системного оператора Болгарии - ЦДУ энергосистемы Болгарии (Болгария, 2004 г.).
Диссертация обсуждалась на научном семинаре электротехнического факультета ГОУ ВПО УГТУ-УПИ.
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 74 печатные работы, том числе 49 в реферируемых международных и российских журналах, в вестниках ВУЗов, сборниках международных и всероссийских конференций.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Объем работы составляет 261 страницы основного текста, 43 рисунка, 15 таблиц и приложений. Список использованной литературы содержит 211 наименований.
В первой главе рассмотрены особенности модели конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии, реализованного в России, как среды, определяющей новые цели, задачи и условия работы системы оперативно-диспетчерского управления. Проведен анализ возможных изменений модели и структуры рынка электроэнергии, которые в дальнейшем приведут к расширению функций Системного оператора - основной инфраструктуры рынка. Для определения принципов, критериев управления и оптимизации режимов рассмотрены особенности расчета ценообразования на аукционе электрической энергии. Выявлены основные функции системы оперативно-диспетчерского управления в рыночных условиях и приоритетные направления деятельности Системного оператора.
Во второй главе выполнен анализ организации работы системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. Показано, что в изменившихся экономических условиях функционирования электроэнергетической отрасли неизбежно меняются критерии диспетчеризации. Обосновывается необходимость пе-
ресмотра структуры, принципов действия и целей системы оперативно-диспетчерского управления, поскольку на конкурентном оптовом рынке электроэнергии требуется создание прозрачной, проверяемой и эффективной системы планирования и ведения электроэнергетических режимов. Предложена организационная структура Системного оператора, адекватная требованиям рыночного сообщества, способная в потенциале обеспечить нормальное функционирование конкурентного рынка электроэнергии в России. Разработаны предложения по дальнейшему усовершенствованию структуры диспетчерского управления и оптимизации операционных зон диспетчерских центров, что должно привести к минимизации экономического ущерба для участников оптового рынка.
В третьей главе обоснована необходимость изменения технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рыночной экономики, определены основные задачи, выполнение которых должно обеспечивать режимное управление, отмечены недостатки существующего программного обеспечения и намечены мероприятия по ликвидации отставания в этой области.
Для управления режимами в соответствии с реализуемой моделью рыночных отношений разработаны принципы и алгоритмы проектирования базы данных, синтеза и актуализации большой расчетной модели ЕЭС России. Предложена и апробирована методика расчета узловых нагрузок по данным контрольных замеров и распределения потребления между районами электрической сети с учетом прогнозной информации.
Рассмотрены принципы планирования режимов на основании договорных суточных обязательств по поставке и потреблению объемов электроэнергии участниками рынка. Предложен алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика, предусматривающий минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами.
В четвертой главе приводится характеристика основных оптимизационных задач, формулируются основные отличия в их математической постановке, вызванные спецификой рыночно ориентированного подхода к определению оптимального потокораспределения. Анализируются существующие алгоритмы суточного планирования режимов с позиций их адаптации к новым критериям управления и планирования режимов «на сутки вперед» при выполнении расчетов на большой расчетной модели ЕЭС России.
Для дальнейшего развития программного обеспечения конкурентного рынка электроэнергии разработана методика оптимизации и алгоритм планирования режимов на электрической схеме с учетом комплексной системы ограничений. Предложены эффективные способы моделирования кусочно-линейной характеристики генераторов и сетевых ограничений.
Предлагается вариант реализации оптимизационной задачи выбора состава работающего генерирующего оборудования, ее алгоритм, ориентированный на создание программного обеспечения для схем большой размерности.
В пятой главе дается решение специальных вопросов, связанных с технологиями оперативно-диспетчерского управления, его функционированием на рынке электроэнергии. Разработан алгоритм выделения «опасных» сечений для определения влияния системных ограничений на перетоки мощности.
Рассмотрен мировой опыт организации рынков дополнительных системных услуг и предложен вариант реализации для России, администратором которого предполагается Системный оператор, планирующий потребности в услугах и проводящий необходимые технологические расчеты. Определены типы, принципы оплаты и поставщики системных услуг, которые могут предоставлять такие услуги на начальном этапе реализации.
Выполнен анализ принципов распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии, рассмотрены и предложены новые ме-
тоды распределения, усовершенствована технология разнесения потерь пропорционально участию в потоках со смежными узлами.
Поскольку нормальное функционирование системы оперативно-диспетчерского управления невозможно без наличия высококвалифицированного персонала в пятой главе разработаны методики, алгоритмы обучающих программ моделирования рынка электроэнергии, предназначенные для подготовки и переподготовки специалистов электроэнергетических предприятий работающих в рыночных условиях.
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 лучшему пониманию ее существа.
Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические системы» электротехнического факультета Уральского государственного технического университета, где сложилась признанная научная школа по исследованию методологии управления режимами сложных энергосистем и их оптимизации.
Настоящая работа не могла быть выполнена без постоянной творческой поддержки и опоры на накопленный научный и творческий потенциал ученых кафедры и коллектива ОДУ Урала.
Автор выражает искреннюю благодарность доктору технических наук, профессору Бартоломею П.И. за постоянное внимание при обсуждении постановок задач, хода проводимых исследований и полученных результатов.
Автор признателен всем сотрудникам ОДУ Урала и кафедры «Автоматизированные электрические систем», а также всем специалистам, взявшим на себя труд и представившим свои замечания по содержанию и оформлению работы.
Модель конкурентного оптового рынка электроэнергии и возможности ее усовершенствования
В настоящее время электроэнергетика России находится в глубоком финансово-экономическом кризисе, выражающемся, прежде всего, в том, что отрасль не в состоянии мобилизовать средства для поддержания существующих ресурсов в надлежащем техническом состоянии [16] и, тем более, привлечь их для модернизации и развития отрасли.
Одним из главных источников инвестиций в электроэнергетику являются вложения негосударственного сектора, которые могут быть предложены инвесторами только при условии существования прозрачной и стабильной среды хозяйствования предприятий, стимулирующей к повышению эффективности их деятельности, включая снижение издержек и увеличение прибыли. Для создания этих условий необходимо перейти на современные рыночные отношения, призванные не только реформировать структуру сложившихся финансовых взаимодействий в секторе, но и создать стимулы к изменению подхода работников к своей деятельности, позволяя реализовать огромный потенциал кадровых ресурсов.
Международный опыт показывает, что переход к рыночным принципам функционирования в электроэнергетике создает реальную связь между эффективностью хозяйственной деятельности и размером прибыли за счет искоренения затратных тенденций [133, 157], что ведет к существенному росту заинтересованности инвесторов во вложении средств в этот сектор.
До создания в России Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) вся электроэнергетическая отрасль страны работала по принципам первой классической модели организации электроэнергетики - монополия на всех уровнях: генерация, передача и распределение электроэнер гии производилось одной унитарной (вертикально интегрированной) компанией. В сфере производства отсутствовала конкуренция, потребители были лишены возможности выбора поставщика.
Анализ показывает, что электроэнергетическая отрасль большинства стран мира до 90-х годов прошлого столетия работала по принципу монополии [166, 170, 186, 188, 189], в которой не предусматривались независимые производители энергии. В некоторых странах существовала одна монопольная компания, а в ряде других - несколько независимых (местных). Примером может служить электроэнергетическая отрасль Великобритании, Новой Зеландии, Италии, Малайзии, Японии. Подобная форма до сих пор практикуется в некоторых странах.
В России первая модель функционирования электроэнергетической отрасли оставалась основной на протяжении нескольких десятилетий, и на то есть свои причины. Эта форма интегрированной организации сделала возможным развитие масштабных систем электропередачи, постройку крупных электростанций. Полная монополия позволяла субсидировать менее развитые территории, осуществлять электрификацию сельской местности.
Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности [36], на котором реализуется основной объем электрической энергии, представляет собой вторую классическую модель оптового рынка - «Закупочное агентство» [75, 156, 168, 176, 192, 209], значительно модифицированную по сравнению с теоретической моделью.
К субъектам Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности относятся: АО-энерго; АО «Электрические станции» - дочерние и зависимые акционерные общества ОАО РАО «ЕЭС России»; атомные электрические станции; оператор экспорта-импорта электрической энергии в лице ОАО РАО «ЕЭС России». Все выше перечисленные субъекты функционируют в единой сфере торговли электрической энергией и мощностью, покупая и продавая на рынке следующие виды товаров: электрическую энергию сальдо перетоков АО-энерго; полезный отпуск электроэнергии электростанций — субъектов ФОРЭМ; мощность сальдо перетока АО-энерго, зафиксированную в отчетный час рабочих суток месяца; установленную мощность электрических станций - субъектов ФОРЭМ.
Расчетным периодом на ФОРЭМ принят месяц. Оплата за использованную электроэнергию осуществляется по двухставочным тарифам [150], введенным с целью: организации конкуренции среди поставщиков электрической энергии на оптовом рынке; экономического стимулирования дефицитных АО-энерго и крупных потребителей, выведенных на оптовый рынок, к рациональному использованию мощности и энергии, покупаемых на оптовом рынке; согласования систем тарифов оптового и потребительских рынков электрической энергии и мощности для организации конкуренции электростанций АО-энерго и электростанций — субъектов ФОРЭМ; создания условий для применения на потребительских рынках тарифов, стимулирующих внедрение энергосберегающих технологий.
Конкуренция поставщиков электрической энергии и мощности на регулируемом оптовом рынке организуется на стадиях планирования, оперативного (ежесуточного) распределения нагрузки и реализации диспетчерских графиков.
Основы экономичной диспетчеризации в различных моделях организации электроэнергетики
В соответствии с федеральным законом «Об электроэнергетике» от 21.02.2003 в электроэнергетике должно быть обеспечено развитие конкурентного рынка электрической энергии. Основными задачами конкурентного рынка следует считать создание: энергетической безопасности Российской Федерации; технологического единства электроэнергетики; надежного и бесперебойного функционирования электроэнергетики, удовлетворяющего спрос потребителей на электрическую энергию; свободы экономической деятельности в области электроэнергетики и единства экономического пространства в сфере обращения электрической энергии (с учетом технологических ограничений); баланса экономических интересов производителей и потребителей электрической и тепловой энергии; необходимых условий для привлечения инвестиций, обеспечивающих развитие и надежное функционирование российской электроэнергетической системы.
Рыночные отношения и конкуренция должны быть использованы как основной инструмент формирования устойчивой системы удовлетворения потребностей в электрической энергии, имеющей надлежащее качество и минимальную стоимость.
Внедрение рыночных отношений в электроэнергетику требует тщательного и прозрачного экономического обоснования таких вопросов, как стратегия коммерческой деятельности, анализ издержек и цен, структурные изменения отрасли и разработка контрактов. Необходимо иметь полное понимание и
опыт в решении экономических проблем, в разработке и внедрении новых рыночных структур и структуры регулирования, в реструктуризации и приватизации отдельных объектов электроэнергетической отрасли в условиях России.
Особую важность в новых условиях приобретает определение места системы оперативного диспетчерского управления, поскольку часто высказывается мнение, что Системный оператор и рынок, оперативно-диспетчерское управление и рынок-вещи не совсем совместимые.
Поэтому необходимо показать, а скорее доказать теоретически и практически совместимость системы оперативно-диспетчерского управления и рынка, что подтверждается многолетней практической работой конкурентных рынков электроэнергии.
В основу диспетчерской деятельности положены принципы, обеспечивающие надежную, экономичную и эффективную работу энергосистем [45, 46, 175]. Рассмотренные в первой главе модели организации электроэнергетической отрасли предполагают использование различных критериев управления (в частном случае - оптимизации).
В условиях вертикально-интегрированной отрасли критерием оперативной диспетчеризации является оптимальное распределение активной нагрузки между генерирующими источниками по критерию минимизации расходов условного топлива (используется характеристика относительных приростов -ХОП) [11]. Критерием оптимальности работы системы является равенство относительных приростов расхода топлива с, =є2 = = „ =єб, (2.1) SB:/ г где Sj = "Др , i = l,n - характеристики относительных приростов i-тых генерирующих источников, включая балансирующий узел (єб). Сетевой фактор изменяет критерий оптимальности, приводя к его к виду ejkj =s2k2 =... = e„kn =єб, (2.2) где kj - поправочный коэффициент, учитывающий относительный прирост потерь a J в электрической сети; к; = 1 /(1 - а,). Генераторы, имеющие слишком заниженные или завышенные ХОП, могут оказаться на своих пределах рабочих диапазонов (Рш Pg Рах) и для них условия (2.1) или (2.2) будут невыполнимыми. Другие режимные ограничения (узловые и линейные) также могут приводить к нарушению равенства относительных приростов затрат на генерацию мощности.
В этом случае диспетчеризация учитывает только технические характеристики генерации и нагрузки. Такой подход совершенно оправдан при рассмотрении целостной и централизованно регулируемой технической системы и определении оптимальных режимов единой энергосистемы.
В процессе либерализации отрасли исчезает монополия на межсистемную торговлю электроэнергией. Вместо вертикально-интегрированной структуры появляются новые экономические субъекты, сферы деятельности которых разделены по видам бизнеса (производство, транспорт, сбыт). При этом глобальной целью каждого субъекта, (часть которых работает на рынке электроэнергии), является повышение своей экономической эффективности. Отсюда, основной же целью диспетчеризации дополнительно к обеспечению надежности и экономичности режимов становятся условия максимального согласования и обеспечения интересов субъектов рынка.
Так в модели второго типа - «Закупочное агентство» - для достижения экономичной диспетчеризации оплата за электроэнергию должна соответствовать предельным затратам на эксплуатацию электростанции. Однако, оплата по фактическим затратам снижает стимулирование производителей в уменьшении этих затрат (кроме того, в данной модели необходим тщательный контроль затрат, на что могут потребоваться дополнительные материальные и трудовые ресурсы).
Изменение технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рынка электроэнергии
Одним из важнейших направлений деятельности Системного оператора по выполнению возложенной на него Федеральным законом «Об электроэнергетике» [101] задачи обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и поддержания качества электроэнергии является планирование производства и потребления электрической энергии, а также разработка плановых балансов электроэнергии и мощности.
Переход к конкурентной экономической модели означает изменение целевой функции управления режимами и, как следствие, изменение технологических подходов к решению основной комплексной задачи диспетчерского управления - управления электроэнергетическими режимами ЕЭС России [29, 31]. В сложившейся ситуации невозможно прямое копирование технологий, используемых на зарубежных рынках электроэнергии, необходима их адаптация с учетом существующих особенностей управления ЕЭС России.
Из-за сложности комплексной задачи оперативно-диспетчерского управления режимами возникает необходимость ее декомпозиции на ряд взаимосвязанных задач, решаемых на различных ступенях диспетчерского управления (территориальный аспект) и для различных временных уровней.
Декомпозиция на временном уровне традиционно предусматривает: долгосрочное планирование режимов (год, квартал, месяц); краткосрочное планирование режимов (сутки, неделя); оперативное управление текущими режимами; автоматическое управление нормальными и аварийными режимами.
Таким образом, основная задача диспетчерского управления реализуется через следующие процессы [21]:
на этапе долгосрочного планирования: планирование состава генерирующего и сетевого оборудования с учетом ремонтов; определение областей допустимых значений параметров режимов; определение принципов действия проти-воаварийной и режимной автоматики;
на этапе краткосрочного планирования: разрешение заявок на ремонт оборудования; расчет диспетчерского графика генерации; уточнение принципов действия автоматики; выдача указаний по управлению режимом;
на этапе оперативного планирования: уточнение плана по генерации при изменении режимных условий; оперативное изменение автоматики; переключения в схеме; управление генерацией.
Единая энергосистема России представляет собой энергообъединение со слабыми межсистемными связями. Надежность и живучесть такого уникального энергообъединения были определены жесткой централизацией управления и широким использованием средств противоаварийной автоматики [79, 92, 93, 115, 127]. Режимное управление (в части регулирования частоты, перетоков активной мощности по линиям электропередачи и их ограничение) решало задачу недопущения выхода текущего режима за максимально допустимые границы. Учитывая большую капиталоемкость и значительные сроки строительства электроэнергетических объектов, следует признать, что в обозримый период структура генерирующих мощностей и конфигурация электрической сети ЕЭС России качественно не изменится, при этом значение режимного управления возрастет.
В новых экономических условиях режимное управление должно обеспечить выполнение следующих задач [31, 32]: 1. Уточнение пропускной способности сети для эффективного снижения системных ограничений экономически оправданных перетоков мощности. 2. Повышение степени использования эффективных по цене поставщиков, что должно привести к снижению затрат на покупку электроэнергии для потребителей. 3. Оптимизация выполнения ремонта генерирующего и электросетевого оборудования. 4. Обеспечение надежности параллельной работы участников рынка и живучести ЕЭС. 5. Минимизация затрат участников рынка при ведении нормальных режимов и ущерба от технологических нарушений.
Первоочередной задачей на конкурентном рынке (и рынке переходного периода) является управление генерацией в соответствии с моделью формирования ценовых сигналов рынка, поскольку именно генерация служит основным инструментом управления режимом. Система диспетчеризации должна реализовать управление генерацией с помощью ценовых сигналов, создаваемых рынком [32].
При проведении аукциона электроэнергии Администратор торговой системы использует широко известную из мировой практики работы конкурентных оптовых рынков модель «узловых цен», которая позволяет оптимизировать нагрузку каждого генератора, корректно формировать ценовые сигналы, учитывающие технические ограничения, и полностью централизовать принятие решения о плановой генерации, что радикально повышает прозрачность этой процедуры. Таким образом, модель «узловых цен» базируется на централизованном определении генерации и оперативном управлении режимом.
Характеристика основных оптимизационных задач и возможных методов их решения
С отказом от централизованного регулирования электроэнергетики актуальным становится вопрос о разработке процедур определения оптимального потокораспределения (optimal power flow - OPF), которые могли бы учитывать дополнительные рыночно-ориентированные ограничения типа неравенство (например, системные ограничения, обязательства генераторов, ценовые заявки участников рыночного сообщества и др.).
При осуществлении режимного управления в конкурентной среде Системный оператор вынужден каждое свое решение обосновывать расчетами, подтверждающими его эффективность и экономичность. Изменение принципов управления требует модификации подходов к классической постановке задачи оптимизации режимов (2.1), которая успешно применялась в вертикально-интегрированных компаниях [11]. В конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии оптимизационная задача (2.5) соответствует условию общего благосостояния участников рынка и максимизирует их суммарный выигрыш. Следует отметить, что математические формулировки оптимизационных задач, при внешнем различии целевых функций в регулируемом и конкурентном секторах, очень близки.
Однако некоторые отличия потребовали создания процедур, учитывающих специфику формирования рыночно-ориентированного оптимального потокораспределения. К числу таких основных отличий можно отнести следующие:
1. В связи с развитием сетевой инфраструктуры, увеличением количества генерирующих мощностей и ростом нагрузок задача расчета оптимальных режимов становится более трудоемкой. Необходимо использовать методы решения, которые сочетают надежность, устойчивость и быстроту получения ре зультатов, а также способны учитывать ограничения типа равенство и неравенство.
2. Изменилось число дополнительных функциональных ограничений типа неравенство, например, ограничения по сечениям, ограничения генераторов по минимальной (максимальной) мощности, скорости сброса и набора мощности и т.д.
3. В зависимости от постановки задачи планирования в целевую функцию оптимизации могут входить различные по своей природе характеристики: характеристики относительных приростов стоимости (ХОПС), основанные на физических расходных характеристиках оборудования; тарифные ценовые характеристики (ТХ), утверждаемые энергетическими комиссиями; ценовые заявки (ЦЗ) генераторов и оптовых покупателей, подаваемые на конкурентный рынок электроэнергии.
4. Алгоритмы учета ограничений должны обладать быстродействием, не требуя полного пересчета режима.
Для расчета оптимальных режимов существует большое разнообразие методов и алгоритмов [1, 18, 51, 52, 111, 161, 162, 201, 210]. Однако далеко не все из них имеют достаточный потенциал расширения для учета рыночных условий и ограничений. К таким алгоритмам относятся методы второго порядка, основанные на идеях аппроксимирующего и сепарабельного программирования и обобщенного метода Ньютона [11, 39, 40, 154, 160], получившие широкое распространение в мировой практике с развитием и совершенствованием вычислительных средств.
Одной из важнейших задач Системного оператора является оптимизация режима ЕЭС при решении задач суточного и оперативного планирования.
Задача суточного планирования режимов более трудоемка по сравнению с оперативным планированием, так как на суточном интервале необходимо учитывать не только мгновенные ограничения, но и интегральные (например, суммарную выработку электроэнергии, суточный расход топлива и др.). В на стоящее время наиболее распространенными являются две группы алгоритмов суточного планирования.
Первый предполагает использование упрощенной модели, называемой энергетической схемой, которая получается на основе линеаризации электрической в одном из характерных режимов. Электрические узлы агрегируются в генераторные и нагрузочные группы [122], представляющие собой совокупность близко расположенных узлов, мощности в которых изменяются однотипно. Формируются линейные зависимости активных мощностей в контролируемых группах линий и относительных приростов потерь от активных мощностей нагрузочных и генераторных групп, называемые матрицей сетевых коэффициентов. Такой подход к решению задачи достаточно прост и распространен в объединенных энергосистемах России. Его недостатком является необходимость постоянной корректировки линейной формы (например, при помощи формирования матрицы сетевых коэффициентов близкой к текущему режиму), сложность учета большого числа ограничений по потокам активной мощности и невозможность контроля ограничений, связанных с реактивной мощностью - по напряжению и допустимому току.
Второй подход заключается в оптимизации режима непосредственно на электрической схеме. При этом расчет установившегося режима рассматривается как составная часть оптимизационного алгоритма. Именно этот подход и был принят за базовую платформу при разработке технологии оптимизации для планирования режимов на рынке «на сутки вперед» и оперативного планирования [18, 38, 90, 104, 114, 158].
