Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Рынок электроэнергии и его реализация в ЕЭС России 26
1.1. Этапы развития рынков электроэнергии 26
1.1.1. Опыт реформирования электроэнергетики зарубежных стран . 26
1.1.2. Рынок электроэнергии Англии и Уэльса 29
1.1.3. Рынок электроэнергии PJM 33
1.1.4. Рынки электроэнергии Западной Европы 35
1.2. Рынок электроэнергии в России 40
1.2.1. Предпосылки рыночных реформ электроэнергетики России 40
1.2.2. Новый конкурентный оптовый рынок переходного периода 45
1.2.3. Новый рынок электроэнергии и мощности 48
1.2.4. Структура и участники рынка 54
1.2.5. Концептуальная модель рынка системных услуг для ЕЭС России 57
1.2.6. Юридическая структура рынка системных услуг 63
1.2.7. Балансирующий рынок 64
1.3. Принципы ценообразования на рынке электроэнергии 67
1.3.1. Принцип маржинального ценообразования 67
1.3.2. Аукционы электрической энергии 72
Глава 2. Новая миссия системы оперативно-диспетчерского управления в рыночной электроэнергетике 76
2.1. Миссия и стратегическая цель Системного оператора 76
2.2. Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики 80
2.2.1. Принципы диспетчеризации электроэнергетики 82
2.2.2. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления 87
2.3. Оптимизация организационной структуры системы оперативно- диспетчерского управления 91
2.3.1 Ликвидация промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд 92
2.3.2. Перераспределение функций диспетчерского ведения и управления между диспетчерскими центрами 95
2.3.3. Изменение конфигурации операционных зон диспетчерских центров 98
2.4. Объект диспетчеризации - энергообъединение Содружества Независимых Государств и стран Балтии 101
2.4.1. Формирование ЕЭС/ОЭС 101
2.4.2. Структура и основные показатели ЕЭС/ОЭС 102
2.4.3. Балансы мощности и взаимодействие ЕЭС/ОЭС с энергосистемами дальнего зарубежья 105
2.4.4. Управление режимами ЕЭС/ОЭС 107
2.5. Задачи Системного оператора в области международной интеграции энергообъединений 109
2.5.1. Цель объединения 109
2.5.2. Существующие объединения электроэнергетических систем в Европе 112
2.5.3. Варианты объединения 115
2.5.4. Технические предпосылки синхронного объединения 116
2.6. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России 124
2.6.1. Приоритеты деятельности Системного оператора 126
2.6.2. Задачи планирования и управления режимами ЕЭС 129
Глава 3. Информационное обеспечение оперативно-диспетчерского управления 135
3.1. Новые требования к системе информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления 135
3.2. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС 138
3.2.1. Цель создания 138
3.2.2. Системы мониторинга в крупнейших энергосистемах мира 140
3.2.3. Технические требования к регистратору СМПР 143
3.2.4. Структура СМПР ЕЭС/ОЭС 149
3.2.5. Выбор мест установки регистраторов 156
3.2.6. Схема установки цифровых регистраторов в ЕЭС/ОЭС 170
3.3. Задачи, решаемые с помощью СМПР 172
3.3.1. Мониторинг низкочастотных колебаний 175
3.3.2. Экспериментальное определение крутизны статических характеристик энергообъединения ЕЭС/ОЭС 180
Глава 4. Моделирование и планирование электрических режимов ЕЭС России 184
4.1. Моделирование режимов ЕЭС/ОЭС 184
4.1.1. Синтез расчетной модели установившегося режима энергообъединения ЕЭС/ОЭС 186
4.1.2. Математическая модель динамического поведения электроэнергетической системы 189
4.1.3. Базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС . 192
4.1.4. Верификация БДМ 197
4.2. Оценивание состояния электроэнергетической системы 204
4.2.1. Методика и алгоритм одноуровневого оценивания 205
4.2.2. Иерархические расчеты режимов в пользу нижнего уровня 211
4.2.3. Иерархические расчеты режимов в пользу верхнего уровня 213
4.3. Планирование диспетчерских графиков 218
4.3.1. Новые требования к организации планирования диспетчерских графиков 218
4.3.2. Бизнес-процесс планирования расчетного диспетчерского графика 219
4.4. Синтез и актуализация расчетной модели для планирования режимов энергосистемы 226
4.4.1. Синтез расчетной модели ЕЭС России 226
4.4.2. Актуализация расчетной модели ЕЭС России 228
4.5. Технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов 233
4.5.1. Выбор оптимального состава включенного генерирующего оборудования 233
4.5.2. Технология согласования результатов аукционов электроэнергии «на сутки вперед» 259
4.5.3. Задачи планирования электроэнергетических режимов и проведение аукционов в условиях конкурентного рынка электроэнергии 261
Глава 5. Управление электрическими режимами ЕЭС России 276
5.1. Управление нормальными режимами 276
5.2. Регулирование частоты и активной мощности 278
5.3. Определение объемов и размещение резервов активной мощности . 293
5.3.1. Объемы и размещение первичных резервов 293
5.3.2. Объем и размещение вторичного резерва активной мощности . 295
5.3.3. Объем и размещение третичного резерва активной мощности . 299
5.4. Централизованное противоаварийное управление режимами ЕЭС/ОЭС 300
5.4.1. Роль противоаварийной и режимной автоматики в функционировании энергосистемы 300
5.4.2. Управляющие воздействия на генерацию, потребление и сетевое оборудование 301
5.4.3. Проблемы системы ПАУ в России, требующие решения 302
5.4.4. Противоаварийное управление и рынок дополнительных системных услуг 304
5.4.5. Централизованная система противоаварийного управления ОДУ Урала 307
5.4.6. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала 312
5.5. Управление электропотреблением 323
5.5.1. Методы управления спросом 323
5.5.2. Административные методы управления 325
5.5.3. Планирование применения ограничений и отключений. Субъекты и их функции 327
5.5.4. Управление электроснабжением в регионах повышенного риска 329
5.5.5. Экономические методы управления 331
Заключение 335
Библиографический список 341
Приложение 1 366
Приложение 2 385
- Рынок электроэнергии в России
- Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики
- Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС
- Оценивание состояния электроэнергетической системы
Введение к работе
Актуальность проблемы. Новые экономические и политические условия, в которых работает электроэнергетическая отрасль России с 1991 года, дерегулирование электроэнергетического сектора и переход к конкурентным отношениям привели к необходимости разработки новых принципов, моделей, методов и технологий в области оперативно-диспетчерского управления режимами Единой электроэнергетической системы России.
Согласно Федеральному Закону об электроэнергетике целью деятельности системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике является «обеспечение надежного электроснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным иными нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом и розничном рынках».
Практическое достижение поставленной цели осуществляется путем решения комплекса задач оптимального планирования режимов работы и графиков ремонтов оборудования электрических станций, сетей и комплексов централизованной противоаварийной автоматики с учетом всех видов технических сетевых и системных ограничений, обеспечивающих нормативные уровни надежности функционирования энергосистем и качества электроэнергии.
Решение указанных задач на протяжении всего периода существования ЕЭС России было предметом пристального внимания отечественных и зарубежных ученых. Большой вклад в развитие этой области науки внесли Арзамасцев Д. А., Адонц Г. Т., Баринов В. А., Баркан Я. Б., Бартоломей П. И., Бердин А. С., Богатырев Л. Л., Бушуев В. В., Валдма М. Х., Веников В. А., Воропай Н. И., Воротницкий В. Э., Гамм А. З., Гераскин О. Т., Голуб И. И., Горнштейн В. М., Жежеленко И. В., Журавлев В. Г., Идельчик В. И., Китушин В. Г., Кучеров Ю. Н., Крумм Л. А., Курбацкий В. Г., Манусов В. З., Мызин А. Л., Паламарчук С. И., Портной М. Г., Розанов В. И., Руденко Ю. Н., Семенов В. А., Совалов С. А., Строев В. А., Суханов О. А., Тарасов В. И.,Фазылов Х. Ф., Филиппова Т. А., Фишов А. Г., Чебан В. М., Щербина Ю. В. и многие их коллеги.
Продолжающаяся либерализация экономики привела к созданию рынка электроэнергии, который послужил экономическим толчком к началу процесса воспроизводства генерирующих мощностей и надежного, устойчивого развития ЕЭС. Значительным событием на пути формирования рыночной среды в электроэнергетике стал запуск целевой модели конкурентного рынка электроэнергии, первым инфраструктурным институтом которого является Системный оператор, образованный для решения комплекса задач в новых экономических условиях.
Проводимая реструктуризация связана с декомпозицией интегрированных структур отрасли, введением конкуренции и выбора. При этом особую роль в достижении поставленных целей системы оперативно-диспетчерского управления играет технология управления режимами ЕЭС, обеспечивающая решение противоречивых задач эффективной работы рынков и сохранения нормативного уровня надежности энергоснабжения потребителей.
В настоящей диссертационной работе впервые делается попытка комплексного анализа проблем современной системы управления ЕЭС России с последующим синтезом общего решения. Областью исследования является современное оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России, развивающееся под влиянием рыночной экономики с учетом приоритетного поддержания нормативного уровня надежности энергосистемы страны и ее регионов в реальном времени в ближайшем будущем и в перспективе. В работе рассмотрены концептуальные технологические и технические подходы к решению обозначенных задач, технологии, методики и алгоритмы оптимального планирования режимов работы и развития ЕЭС России, адекватно отвечающие требованиям дальнейшего развития электроэнергетики страны.
Цели и задачи исследования. Цель работы заключается в формировании новых моделей и технологий оперативно-диспетчерского управления в условиях функционирования рынков электроэнергии и международной интеграции энергообъединений.
Для достижения поставленной цели в работе были решены следующие проблемы и задачи:
-
Разработаны концептуальные подходы к решению задач оптимального планирования и управления режимами ЕЭС России.
-
Разработаны новые принципы диспетчеризации электроэнергетики с оптимизацией организационной структуры оперативно-диспетчерского управления.
-
Определены объекты диспетчеризации и задачи синхронной работы с энергосистемами стран СНГ, Балтии, проблемы объединения с энергосистемами Западной Европы, а также стратегия развития Системного оператора.
-
Обоснованы форма и содержание информационного обеспечения Системного оператора, которое включает в себя Систему мониторинга переходных режимов (СМПР) энергообъединения ЕЭС России и ОЭС стран СНГ и Балтии (далее ЕЭС/ОЭС). Определены структура, схема установки и основные задачи, решаемые с помощью СМПР.
-
Предложены принципы и методы моделирования режимов электроэнергетической системы, разработана базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Предложены алгоритмы оценивания состояния, синтеза и актуализации расчетной модели электроэнергетической системы.
-
Проанализированы и уточнены технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.
-
Разработаны принципы регулирования частоты и активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС, определены объемы и принципы размещения резервов в энергосистемах синхронной зоны. Предложены решения проблем противоаварийной и режимной автоматики.
Методы исследования. Приведенные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных энергосистем. Использовались методы качественного анализа, концептуального проектирования и математического моделирования, обеспечивающие адекватную декларированным целям постановку задач и их решение, адаптированное для технологического применения.
Научная новизна. В результате проведенного комплекса исследований получены следующие новые результаты:
1. Переопределены стратегические цели, миссия и приоритетные направления деятельности Системного оператора. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и задачи их реинжиниринга.
2. Предложена модель балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией. Разработана концепция рынка системных услуг и рынка мощности, как неотъемлемых частей новой конкурентной модели рынка электроэнергии и мощности. Даны рекомендации по учету системных технологических ограничений функционирования рынка.
3. Показано, что совершенствование организационной структуры диспетчерского управления осуществляется за счет ликвидации промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд, перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению и изменению конфигурации операционных зон диспетчерских центров. Предложены концептуальные подходы к оптимизации организационной структуры оперативно-диспетчерского управления.
4. Определено, что важнейшими направлениями международной деятельности Системного оператора в области интеграции энергообъединений является работа по повышению качества управления режимами ЕЭС/ОЭС, а также подготовка электрического соединения ЕЭС/ОЭС и энергосистем континентальной части Западной Европы, что позволит создать единую синхронную зону и единую рыночную платформу на Евразийском континенте.
5. Решена важная организационно-техническая и приоритетная экономическая задача – создание Системы мониторинга переходных режимов, которая дает точное представление о динамическом поведении электроэнергетической системы, а также позволяет проводить мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях и в нормальных режимах.
6 Разработана методика верификации базовой динамической модели, заключающаяся в сопоставлении результатов регистрации параметров переходного режима, проведенной с помощью СМПР, с расчетными параметрами, полученными для этого переходного режима с помощью программно-вычислительного комплекса EUROSTAG.
7. Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы, который реализуется с помощью программного комплекса оперативных расчетов режимов энергосистем. Для оценки наблюдаемости режима разработан метод, основанный на сравнении свойств системы уравнений, составленной на реальных измерениях, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей.
8. Рассмотрены различные аспекты планирования диспетчерских графиков, определяющих степень реализуемости и качество планирования режимов. Разработан бизнес-процесс создания единого диспетчерского графика, обеспечивающий участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.
9. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели ЕЭС России, имеющие ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющиеся важнейшим этапом формирования диспетчерского графика.
10. Предложены методы решения задачи оптимального планирования режимов и выбора состава работающего оборудования. Разработана модель, предполагающая объединение задачи проведения непосредственно ценового аукциона (определения узловых цен) и планирования режима работы энергосистемы, построенная на минимизации стоимости генерации.
11. Разработана концепция регулирования частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС в части общего и нормированного первичного регулирования и реализации вторичного и третичного регулирования.
12. Предложен принцип и алгоритм централизованной системы противоаварийного управления, внедренный при непосредственном участии автора и успешно функционирующий в ЕЭС России, а также принцип управления нагрузкой.
Практическая ценность и реализация результатов работы. Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается внедрением их в работу системы оперативно-диспетчерского управления на уровне ЕЭС России и расчетными экспериментами.
Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Практическая полезность работы состоит в предложении принципиально новой модели оперативного ведения режимов, дающей возможность использования рыночных отношений в качестве регулирующего механизма развития и функционирования электроэнергетической отрасли. Результаты работы внедрены в алгоритм функционирования расчетной системы, выполняющей все необходимые расчеты для оптового и балансирующего рынков электроэнергии. Это позволило создать концепцию единого бизнес-процесса формирования договорных суточных отношений участников оптового рынка, планирования диспетчерского графика и управления режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.
Значительная часть результатов вошла в состав правовых, регламентирующих и методических документов, определяющих принципы и технологию работы конкурентного оптового рынка.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-технической конференции по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала (Свердловск, 1982 г.); 8-й научно-технической конференции УПИ им. С. М. Кирова (Свердловск, 1988 г.); IX юбилейной научно-практической конференции УПИ им. С. М. Кирова (Свердловск, 1990 г.); X научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем» (Каунас, 1991 г.); всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта» (Днепропетровск, 1995 г.); научно-технической конференции регионального УрО АНН РФ (Екатеринбург, 1995 г.); всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); международном семинаре «Либерализация и модернизация электроэнергетических систем: управление перегрузками электрической сети» (Иркутск, 2003 г.); международной научно-технической конференции «Электроэнергия и будущее цивилизации» (Томск, 2004 г.); 2-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев,, Украина, 2004 г.); 2-й всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» (Екатеринбург, 2004 г.); 2-й международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (Новосибирск, 2004 г.); 5-м всероссийском совещании «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2004 г.); 3-й международной конференции «Технологии энергетики – 2005» (Санкт-Петербург, 2005 г.); 3-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, Украина, 2005 г.); 4-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2006 г.); 3-й международной конференции «Критические инфраструктуры» (Александрия, США, 2006 г.); всероссийской научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века» (Новосибирск, 2006 г.); международной научной конференции «Мониторинг параметров режимов электроэнергетической системы» (Москва, 2006 г.); 5-й международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, Украина, 2007 г.); международной конференции «Релейная защита и автоматика современных энергосистем» (Чебоксары, 2007 г.); XX конгрессе Мирового энергетического совета (Рим, Италия, 2007 г.); 2-й международной научно-технической конференции «Мониторинг параметров режимов электроэнергетической системы» (Санкт-Петербург, 2008 г.).
Различные аспекты диссертации были положены в основу работы совещаний и семинаров, посвященных:
организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);
подготовке системы диспетчирования к введению рынка «5–15%» (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);
вопросам запуска конкурентного сектора «5–15%» и подготовке целевой модели конкурентного оптового рынка электроэнергии в России (протоколы от 22.07.2002 № 21-КС, от 10.08.2002 №13-КС и от 14.08.2002 № 24-КС) (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);
организации работ по усовершенствованию процесса ведения диспетчерского графика» (приказ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» от 15.12.2002 № 88), (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2003 г.);
по либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);
проблемам создания АС ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (Жаворонки, 2002 г.);
разработке методологии бизнес-процессов диспетчерского управления в рыночных условиях с учетом целевой модели рынка, в том числе долгосрочного планирования режимов ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем, планирования оперативных режимов на неделю и сутки вперед, балансирующего рынка и т.п. (приказ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» от 09.10.2002 № 41) (Пятигорск, 2002 г.).
Материалы работы докладывались на заседаниях:
проектной группы ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» совместно с НП «АТС» и разработчиками программного обеспечения (Протокол № 13 ПГ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.);
руководителей основных производственных служб ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (протокол от 22–23.07.2002 № 19-КС) (Москва, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», 2002 г.).
Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях оперативного штаба по запуску конкурентного рынка и по программе обучения «Организация взаимоотношений Системного оператора с другими участниками рынка» (Лондон-Эдинбург, Великобритания, 2002 г.). Различные аспекты диссертации были положены в основу работы семинаров и совещаний ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «СО ЕЭС», посвященных разработке принципов организации конкурентного рынка электроэнергии и совершенствованию системы оперативно-технологического управления ЕЭС России.
Материалы работы обсуждались и докладывались на встречах с независимыми Системными операторами рынков электроэнергии Болгарии, Великобритании, США.
Диссертация обсуждалась на научном семинаре электротехнического факультета ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ».
Публикации. Результаты диссертационной работы опубликованы в 70 печатных работах, в том числе 15 в изданиях, входящих в перечень рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Российской Федерации, 23 в сборниках научных трудов, 14 в материалах международных симпозиумов и конференций, 9 в материалах российских конференций, 6 в центральных журналах, 3 монографии. В автореферате приведен список публикаций, отражающих основные научные результаты.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения. Объем работы составляет 365 страниц основного текста, 54 рисунка, 20 таблиц. Список использованной литературы содержит 225 наименований.
Рынок электроэнергии в России
Монополистический принцип организации вертикально интегрированных территориальных структур [18, 42, 45, 53, 67, 135, 136, 159, 177] естественным образом соответствовал общегосударственному устройству СССР. Территориальные энергосистемы - локальные монополии - стали отделениями глобальной государственной монополии, выполняющей функцию электроснабжения народного хозяйства. Плановая экономика создала самую благоприятную почву для укоренения идеи регулируемых тарифов. Предопределенность цен любых ресурсов позволяла использовать примитивную методику регулирования, которая предусматривала возмещение плановых «общественно необходимых» затрат. Энергетические тарифы выполняли чисто расчетную функцию стыковки межотраслевых материальных балансов.
При расчете тарифов на электроэнергию производственные издержки разносились всего лишь между двумя центрами затрат. Первый - топливные затраты, зависящие от количества выработанных киловатт-часов. Второй - все остальные затраты, которые считались постоянными, независящими от количества выпускаемой продукции, и подлежали безусловному возмещению в плановом объеме.
Первый центр затрат определяет тариф за энергию: отношение плановых затрат на топливо к плановой выработке. При постоянстве цены на топливо суммы средств, рассчитанной как произведение тарифа на фактическую выработку, достаточно для возмещения реальных топливных затрат. Все средства, собираемые через такой тариф, превращаются в горючее и сжигаются в топках парогенераторов. Денег должно хватить для выработки заданного количества электромагнитной энергии переменного тока. Для других целей средства, вырученные через тариф за энергию, не предназначаются. Без особых натяжек этот вид деятельности можно назвать «переработка топлива в электричество».
Второй центр затрат соответствует тарифу за максимальную заявленную мощность потребителей: отношение плановых затрат, за вычетом топливных, к сумме максимальных заявленных мощностей всех потребителей. Каждый потребитель вносит свой вклад в возмещение плановых затрат энергоснабжающей организации, равный произведению этого тарифа на заявленную потребителем максимальную мощность. Выручки от такого тарифа достаточно для возмещения всех фактических затрат энергоснабжающей организации, за исключением топливных. Неизменные государственные цены на эксплуатационные материалы и фиксированные расходы на оплату труда предопределяют равенство плановых и фактических издержек. Через тариф за максимальную заявленную мощность в энергосистему поступает весь объем средств, необходимых для выполнения производственных функций. Следовательно, энергосистема продает единственный продукт - «обеспечение электроснабжения», который представляет собой полностью непрозрачную запакованную услугу. Необходимо отметить, что максимальная заявленная мощность потребителей является константой. Если стоимость слуги определяется как произведение двух констант -тарифа и максимальной заявленной мощности, - то это означает, что после расчета тарифа стоимость ни от чего не зависит. Поскольку все затраты, кроме топливных, считаются постоянными и равными запланированным, то для их возмещения нужна постоянная ни от чего не зависящая выручка. Эта постоянная выручка собирается через реализацию услуги по обеспечению электроснабжения.
Россия унаследовала от СССР вместе с энергетикой и систему ценообразования в ней [92, 93]. Применявшаяся Госпланом методика расчета тарифов была несколько адаптирована к новым экономическим реалиям, но ее суть осталась прежней. Производственные объединения энергетики и электрификации преобразовались в акционерные общества, которые стали классическими монопольными вертикально интегрированными структурами [18]. При этом оказалось, что объективно регулировать их цены, наблюдая только за двумя центрами затрат, практически невозможно. Государственное регулирование свелось к принудительному сдерживанию тарифов, а это привело к убыточности отрасли. Российская электроэнергетика полностью потеряла привлекательность для инвесторов.
Поскольку в дореформенный период в России основными бизнес-единицами в электроэнергетике являлись вертикально интегрированные монополии, осуществляющие два псевдовида деятельности («переработку топлива в электричество» и «обеспечение электроснабжения»), предварительно необходимо было изменить структуру отрасли. Существовавшее организационное построение электроэнергетики не позволяло вести иного учета затрат, кроме как по принципу «общего котла», при котором бессмысленно обособлять отдельные виды деятельности и объявлять их конкурентными, так как возможные в них убытки могут свободно покрываться за счет регулируемой деятельности. Смысловое содержание реформы [18] заключалось в том, чтобы детально структурировать затраты путем организационного оформления бизнес-единиц, производящих элементарные виды деятельности. Для этого необходимо было так дезинтегрировать монопольные структуры и предусмотреть такие виды деятельности, чтобы можно было однозначно совместить центры затрат с вновь созданными бизнес-единицами. Каждый вид деятельности требовалось оценить своим тарифом. Только после этого появилась возможность ставить задачу прекращения регулирования тарифов. Дополнительным требованием, обеспечивающим успешное решение задачи дерегулирования, является запрет на ведение одной бизнес-единицей одновременно регулируемых и нерегулируемых видов деятельности.
Анализ технологических взаимодействий показывает, что внутри вертикально интегрированных структур можно выделить производственные блоки, работающие достаточно независимо друг от друга. Их объединяет не декларируемая неразрывность технологических процессов, а единое административное управление, общая ремонтно-эксплуатационная база и «котловой» принцип учета затрат и выручки. Ни один из «объединяющих» факторов не может быть признан существенным, а последний просто необходимо ликвидировать.
Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики
Основной специфической особенностью электроэнергетической системы является синхронная работа всех электрических генераторов ЕЭС, что требует их непрерывной диспетчеризации. Существует объективная необходимость вмешательства диспетчера в технологический процесс, осуществляемый любым из субъектов энергетического рынка.
Команды диспетчера влияют на многие бизнес-процессы в энергетике -от закупки топлива до выпуска готовой продукции - и создают для управляемого субъекта потенциальную угрозу неэффективного использования имущества. Если диспетчеризация осуществляется на основе внеэкономического принуждения, то такая система диспетчерского управления создает для инвесторов значительные риски.
Если же основным инструментом диспетчерского управления являются ценовые сигналы, формируемые по прозрачным правилам, то взаимоотношения диспетчера и субъектов энергетического бизнеса соответствуют рыночным категориям. Такой принцип построения диспетчерского управления в электроэнергетике определяется либеральной моделью экономики и не противоречит остальным рыночным институтам [12].
Можно утверждать, что при нелиберальной системе диспетчерского управления электроэнергетикой инвестиционные риски настолько велики, что отрасль теряет привлекательность для частных инвесторов. Именно поэтому неотъемлемой составной частью структурной реформы электроэнергетики стала реформа ее важной подсистемы - диспетчеризации. Диспетчеризация может и должна учитывать существование рынка электрической энергии как фундамента инвестиционной привлекательности отрасли.
Более того, до тех пор, пока диспетчер не перейдет от директивных методов управления к экономическим, создать энергетический рынок невозможно. Это означает, что без реформы существующей системы диспетчерского управления ЕЭС России невозможно поступление инвестиций в электроэнергетику в необходимом объеме.
Ухудшение инвестиционной привлекательности регулируемой электроэнергетики характерно не только для России. В конце 80-х годов прошлого века правительствам многих стран стало очевидно, что если не прекратить регулирование тарифов, отток средств частных инвесторов в другие секторы экономики настолько усилится, что его станет невозможно компенсировать никакими рациональными экономическими механизмами.
В современной модели хозяйствования, основанной на рыночных принципах, на первое место выходят экономические факторы, определяющие интересы участников торговых отношений, при безусловном выполнении требований по надежности энергосистем. Программа реформирования электроэнергетики России предусматривает переход к конкурентным принципам ценообразования на электрическую энергию, который потребовал приведения принципов диспетчерского управления в соответствие с моделью конкурентного рынка.
В основу диспетчерской деятельности положены принципы, обеспечивающие надежную, экономичную и эффективную работу энергосистем [49, 96, 194].
В условиях конкурентного оптового рынка электроэнергии диспетчер обязан поддерживать стабильность режимов работы ЭЭС и действовать в качестве контролера трафика. Чтобы избежать потенциальных проблем, возникающих в результате операций в собственных интересах, диспетчер должен быть независим от покупателей и продавцов.
Оперативно-диспетчерское управление в России всегда заключалось в выполнении следующих основных задач: - планирование и ведение режимов энергообъектов (электростанций, се тей, энергосистем, ОЭС и ЕЭС России), обеспечивающих электроснабжение потребителей в соответствии с условиями и положениями заключенных дого воров; - планирование и подготовка к производству ремонтных работ; -обеспечение надежности функционирования энергосистемы, ОЭС и ЕЭС России; - выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла; - обеспечение экономичности работы энергосистем, ОЭС и ЕЭС России за счет минимизации затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии с учетом условий и положений заключенных договоров; - предотвращение и ликвидация технологических нарушений (локализация аварий и восстановление нормального режима работы) при производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла; - производство переключений, пусков и остановов оборудования. Оперативное управление объектами электросетевых предприятий основано на принципе ступенчатого диспетчирования. Для выполнения этого принципа диспетчерское управление должно обеспечивать: - организационное построение системы управления объектами, отвечающее возможности быстрой реализации централизованного оперативного руководства с расширением областей передачи и переработки информации и максимальной самостоятельностью действий нижестоящего (местного) оперативного персонала [119, 136, 140]; - быстрое получение и переработка информации на всех ступенях оперативного управления [136]; - техническую подготовленность оперативного персонала и соответствие его производственных качеств специфике работы. Формирование оперативно-диспетчерского управления Единой энергетической системой России происходило в рамках административно-командной государственной системы, задававшей жесткие стандарты для хозяйственной деятельности предприятий электроэнергетики [53] и формировавшей следующие негативные тенденции, которые распространились и на рыночные отношения: - процесс принятия решений диспетчерским персоналом не был форма лизован и осуществлялсяся на основании индивидуальных знаний, умений и навыков отдельных работников;
Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС
Одним из приоритетов технологического развития крупнейших энергосистем мира является создание и внедрение в практику их эксплуатации систем мониторинга переходных режимов (СМПР), получивших на Западе название Wide Area Measurement System (WAMS). Эти системы широко используются для повышения уровня информационного обеспечения и качества управления режимами энергообъединений [165, 199, 212].
Целью создания СМПР является повышение качества информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления путем внедрения новой технологии синхронизированной векторной регистрации параметров переходных режимов, дополняющей существующую систему телеизмерений ЕЭС/ОЭС и дающей возможность повысить уровень изучения динамических свойств электроэнергетической системы [72,170, 172,173, 174, 211].
Существующие в настоящее время цифровые регистраторы аварийных процессов (ЦРАП) не позволяют получить информацию о длительном электромеханическом переходном процессе, т.к. ориентированы на задачи анализа действия защиты и противоаварийной автоматики. Система телеизмерений, являющаяся базой информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления, дает информацию о параметрах режима с дискретностью 1-10 с, что не позволяет анализировать быстропротекающие переходные режимы (рис. 3.1).
Единственным инструментом, позволяющим получить необходимую информацию об электромеханическом переходном режиме, является система мониторинга переходных режимов [70, 71], созданная в настоящее время в ЕЭС/ОЭС. Особенности СМПР, отличающие ее от существующих систем телеметрии (синхронизация измерений параметров режимов с помощью космических спутников и дискретность регистрации параметров 0,02-0,2 с), определяют широчайший спектр ее применения.
Наибольшего эффекта при использовании СМПР удается достичь в процессе анализа причин и последствий технологических нарушений и системных аварий, при верификации динамических моделей электроэнергетических систем, оценивании состояния режимов, визуализации текущего состояния режима и решении задач информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления режимами ЭЭС [171].
Впервые векторные регистраторы параметров режима ЭЭС (Phasor Measurement Units, PMU) были установлены в 1988 году в США в энергосистеме Bonneville Power Administration (ВРА) энергообъединения Western Electric Coordinating Council (WECC). В ВРА были проведены лабораторные и натурные испытания первого прототипа регистратора, разработанного в политехническом институте Вирджинии [165]. В 1994 году в WECC были установлены первые коммерческие регистраторы в рамках научно-исследовательского проекта Electric Power Research Institute (EPRI) [199].
В настоящее время в энергосистеме США установлено более 140 PMU, и по прогнозу компании AREVA [213] общее количество регистраторов в течение 5 лет должно достигнуть 500 единиц.
Разработка принципов мониторинга и управления режимами осуществляется в рамках научно-исследовательского проекта «North American Synchro-Phasor Initiative» (NASPI), который ранее назывался «Eastern Interconnect Phasor Project» (EIPP), и проекта «Power Systems Research Consortium» (PSRC). Оба проекта реализуются Системными операторами при активном участии университетов Джорджии, Вайоминга, политехнического института Вирджинии, технического университета Джорджии и др.
К выполнению проекта NASPI привлечены эксперты, объединенные в семь рабочих групп, занимающихся вопросами сбора данных, стандартизации регистраторов, планирования развития, организации функционирования, научными исследованиями.
Миссия рабочих групп NASPI - создание надежной, широко применяемой и безопасной инфраструктуры синхронизированных измерений параметров режимов для решения задач планирования и управления режимами Восточного энергообъединения США.
Целью проекта PSRC является «повышение надежности энергообъединения с помощью распределенных измерений, мониторинга и управления».
Проект NASPI предполагает следующие виды деятельности: -инвентаризация всех установленных в Восточном энергообъединении США регистраторов и создание объединенной базы данных измерений; - идентификация всех наблюдаемых с помощью PMU интерфейсов перетоков мощности; - документирование методов и алгоритмов обработки данных; - анализ технологических нарушений на постоянной основе ; -качественная проверка измерений параметров технологических нарушений с помощью расчетов на модели сети с участием Операторов передающей сети; - разработка методов и алгоритмов мониторинга уровней напряжения и динамической устойчивости; - измерение и моделирование межзональных низкочастотных колебаний; - создание алгоритмов и методов идентификации возможных причин и мест технологических нарушений; - разработка интегрированного программного обеспечения.
Таким образом, в рамках только перечисленных проектов проводятся масштабные исследования и разработка различных приложений системы мониторинга для управления режимами энергообъединений США.
Оценивание состояния электроэнергетической системы
В основе практически всех технологий, реализуемых в современных EMS (Energy Management System) системах, находится оценивание состояния параметров электрического режима [6, 26]. Методы и средства оценивания состояния разрабатываются уже в течение нескольких десятилетий. Если период с 1975 по 1980 год был периодом исследований алгоритмических решений [82], то последующие 5 лет стали годами поиска модели, которая в максимальной степени соответствовала бы алгоритмическим особенностям метода и технологическим особенностям реальной энергосистемы [58, 59].
В настоящее время программы оценивания состояния широко используются при решении задач, связанных с краткосрочным планированием режимов и оперативным управлением. Кроме того, оценивание состояния часто является составной частью систем, функционирующих в автоматическом режиме, таких как советчик диспетчера, централизованная система противоаварийной автоматики и др.
Информацию, необходимую для формирования моделей, можно разбить на условно-постоянную и оперативную. К первой относятся параметры отдельных элементов схемы замещения, а также описания схем первичных коммутаций станций и подстанций. Оперативную информацию составляют телеизмерения и телесигналы, которые поступают в программу оценивания состояния из оперативно-информационных комплексов. Доступ к ретроспективной информации обеспечивается тем, что обязательной функцией любого ОИК является ведение архивов телеизмерений и телесигналов.
Опыт эксплуатации программ оценивания режимов обнаружил некоторые проблемы. Как правило, в ОИК поступают измерения и сигналы о параметрах режима с собственных объектов. Информации от соседних энергосистем в большинстве случаев явно недостаточно для создания модели, обеспечивающей качественное решение задач оперативного управления. Кроме того, объем информации, которым располагают при оценивании на уровне энергообъединений, существенно меньше того объема, который используется в энергосистемах. И в том, и в другом случае можно поставить задачу ретрансляции необходимого объема измерений из энергосистем, которые этой информацией располагают. Однако такое решение вряд ли будет эффективным. Даже если получить необходимую информацию в полном объеме, возникает проблема формирования и поддержания в актуальном состоянии расчетных схем, некоторые фрагменты которых технологи знают плохо, поскольку они находятся не в их ведомственном подчинении и управлении.
В связи со сказанным возникла задача формирования расчетных моделей режимов энергосистем по иерархическому принципу. Такой подход предполагает обмен информацией между различными уровнями иерархии диспетчерского управления в энергетике. Технически решение задачи обеспечивается существенным расширением возможностей межмашинного обмена, как с использованием технических средств Интернета, так и выделенных высокоскоростных каналов.
Несомненным преимуществом такого подхода является система ответственности, при которой каждый участник единой системы отвечает за качество формирования описания собственного объекта, его сопровождение, качество используемой телеметрической информации и обеспечение необходимого объема телеизмерений и телесигналов.
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 на основе предварительного описания топологии основной сети и отдельных энергообъектов - электростанций и подстанций. Разработана методика формирования описания схем первичных коммутаций с помощью специализированного графического редактора, который позволяет подготовить изображение схемы, выполнить ее топологический анализ и задать параметры отдельных элементов схемы. В процессе анализа изображений формируются таблицы узлов и ветвей каждой из схем. В качестве ветвей коммутационной схемы выступают выключатели, разъединители и трансформаторы, а в качестве узлов - шины и точки соединения ветвей. Формирование таблиц узлов и ветвей коммутационных схем является внутренней функцией графического редактора, и пользователь не имеет доступа к их содержимому. Описания коммутационных схем, как правило, готовятся для наиболее значимых объектов.
При вводе телеметрической информации выключатели устанавливаются в положения, соответствующие поступившим телесигналам. В случае необходимости состояние выключателей и разъединителей может изменяться вручную, непосредственным воздействием на изображение элемента в схеме.
Синтез расчетной схемы начинается с обработки описаний схем первичных коммутаций. В результате формируется некоторое число узлов и ветвей. При этом внутренние узлы каждой из коммутационных схем, соединенные включенными ветвями нулевого сопротивления (выключателями и разъединителями) объединяются. Объединение узлов сопровождается преобразованиями, позволяющими получить некоторые эквивалентные параметры элементов, подключенных к внутренним узлам. После завершения обработки схем первичных коммутаций, формируемые таблицы расширяются за счет выборки из описания основной схемы энергосистемы тех узлов и ветвей, которые не представлены в описаниях коммутационных схем.
Предположим, расчетная схема, сформированная в результате решения подзадачи синтеза, содержит к узлов, а телеметрическая система обеспечивает поступление п замеров. Измеряются, как правило, 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 т подсистем, то для вычисления к продольных и к-т поперечных составляющих узловых напряжений требуется 2к-т уравнений. Для упрощения будем считать, что необходимо 2к уравнений, добавляя при этом к реальным измерениям т равных нулю псевдоизмерений поперечных составляющих напряжений в опорных узлах каждой из подсистем (введение дополнительных псевдоизмерений соответствует фиксации фаз этих узлов).
