Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ моделей и принцинов организации рынков электроэнергии 14
1.1. Цель создания конкурентного рынка электрической энергии 14
1.2. Основные модели развития и структуризация электроэнергетики 15
1.3. Возможность изменения модели рынка электроэнергии 31
1.4. Особенности организации рынка электроэнергии в России.. 33
1.5. Принципы диспетчеризации электроэнергетики 38
1.6. Организация диспетчерского управления в России 39
1.7. Изменение требований к диспетчерскому управлению в условиях функционирования конкурентного рынка 43
2. Обоснование модели конкурентного оптового рынка электроэнергии для ЕЭС России 48
2.1. Структура модели конкурентного оптового рынка электроэнергии 48
2.2. Определение равновесной цены 54
2.3. Расчет узловых цен 58
2.4. Балансирующий рынок 67
3. Формирование договорных обязательств и пла нирование диспетчерских графиков 70
3.1. Основы определения объемов договорных суточных обязательств участников рынка 71
3.2. Стратегические и тактические действия по формированию договорных суточных обязательств 74
3.3. Виды договорных суточных обязательств 76
3.4. Бизнес-процесс формирования договорных суточных объемов 77
3.5. Разработка диспетчерского графика 85
3.4. Управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени 94
4 Технологические задачи конкурентного рынка электроэнергии 99
4.1. Обоснование необходимости создания единой расчетной модели 99
4-2. Математическая модель расчетной схемы 101
4.3. Синтез и актуализация единой расчетной модели ЕЭС России 121
4.4. Разработка технология согласования результатов аукционов электроэнергии «на сутки вперед» с Системным оператором 131
Заключение 138
Библиографический список 141
Приложение 153
- Основные модели развития и структуризация электроэнергетики
- Стратегические и тактические действия по формированию договорных суточных обязательств
- Управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени
- Синтез и актуализация единой расчетной модели ЕЭС России
Введение к работе
Происходящие в России экономические и структурные преобразования затронули и электроэнергетическую отрасль. Изменилась структура Единой энергетической системы (ЕЭС) России, принципы взаимодействия, обновились вычислительные средства и программные продукты, совершенствуется технология производства, передачи и распределения электрической энергии, система управления режимами электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений (ОЭС).
Следует, однако, признать, что в настоящее время электроэнергетика России находится в кризисном состоянии и требует значительных финансовых затрат для поддержания существующих ресурсов энергопредприятий в надлежащем техническом состоянии, а также и для их модернизации и развития. Современный парк генерирующих мощностей России сложился в 60-80-х годах и после 1985 года ввод новых мощностей в стране практически остановился. В настоящее время оборудование электростанций физически изношено и морально устарело. В результате следует ожидать снижения надежности функционирования ЕЭС России, постоянное увеличение тарифов на электроэнергию и дальнейшее технологическое отставание.
Как показывает анализ (рис. В.1) к 2011 году из-за отсутствия инвестиций в электроэнергетику генерирующие мощности практически окажутся равными мощности потребления. Резервы, снижаясь ежегодно (отсутствует строительство и ввод новых электростанций), в это же время достигнут критической нулевой отметки.
Для выхода из кризиса необходимо разработать стратегию привлечения в электроэнергетику инвестиций из негосударственного сектора экономики, что возможно только при условии существования прозрачной и стабильной среды хозяйствования энергопредприятий, стимулирующей повышение эффективности их деятельности, включая снижение издержек и увеличение прибыли.
140,0 139^ 138,6 ш>9 137,2 136,5 135,9
112,6
Р,ГВтд
160,0
140,0
120,0
100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 -20,0
,0 103,0 '«б.! ^.3
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 ГОДЫ
Рис. В. 1. Прогнозируемое изменение активной мощности: —— - генерации; -*- - потребления; -*- - резерва
В соответствии с принятым направлением реформирования экономики Российской Федерации в электроэнергетике требуется [84]: создать частные конкурентные генерирующие компании; отказаться от затратного ценообразования всех услуг и административного закрепления потребителей за производителями за счет организации конкурентного рынка электроэнергии; обеспечить прозрачность финансовых потоков и стопроцентную денежную оплату услуг отрасли; привлечь на этой основе значительные прямые инвестиции для модернизации отрасли, обновления ее производственного потенциала.
Только комплексное решение поставленных задач может привести к существенным изменениям в отрасли, повысить ее эффективность и надежность.
Актуальность работы. В настоящее время энергетическая безопасность России требует решительных и эффективных мер для надежного и беспере- бойного функционирования электроэнергетической отрасли, что предполагает наличие свободы экономической деятельности в области электроэнергетики и единства экономического пространства в сфере обращения электрической энергии. 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 новых 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.
Современные условия выдвинули на первый план целый ряд нерешен ных ранее вопросов: $ выбор и формирование модели рыночных отношений; определение условий перехода к рыночной экономике; создание расчетных моделей планирования диспетчерского графика; разработка и внедрение программно-аппаратного комплекса, обеспечивающего необходимые условия функционирование рынка.
Разработка методологии решения этих задач, которая представлена в диссертационной работе, является актуальной для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны.
Цели и задачи исследования. Цели работы заключаются в создании ре комендаций по формированию модели конкурентного оптового рынка элек троэнергии и решении ряда технологических задач, обеспечивающих успеш- ,ф ное функционирование рынка.
Для этого были решены следующие основные задачи:
1. Выполнен анализ существующих моделей рынка электроэнергии для выработки рекомендаций по использованию опыта организации рынков электроэнергии в мировой практике.
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 ЕЭС России, используемого для планирования режимов и разработки часовых диспетчерских графиков (а также диспетчерских графиков, имеющих меньшие временные интервалы). Для удовлетворения новых повышенных требований создана методика и алгоритм синтеза и актуализации энергосистем Европейской части ЕЭС России.
Научная новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований определены основные положения функционирования птового конкурентного рынка электрической энергии, а именно:
Разработаны принципы построения технологической модели конкурентного оптового рынка электрической энергии, предполагающей формирование взаимоотношений инфраструктурных организаций и участников рынка на этапе планирования суточного диспетчерского графика.
Разработана модель ценообразования, согласованная с технологической реализацией электрического режима энергообъединения.
Сформирован бизнес-процесс определения объемов договорных суточных обязательств участников оптового конкурентного рынка электрической энергии.
Предложен алгоритм планирования диспетчерского графика и управления генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени в условия работы оптового конкурентного рынка электрической энергии.
Создана методика и алгоритмы синтеза расчетной схемы и актуализации параметров расчетной модели энергосистем Европейской части России.
6. Разработана технология согласования результатов аукционов электрической энергии «на сутки вперед».
Практическая ценность и реализация результатов работы. Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Они позволяют 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.
Результаты работы внедрены в алгоритм функционирования системы, выполняющей все необходимые расчеты для сектора конкурентного оптового рынка в режиме имитации. Эти же технологии (возможно, при некоторой доработке) будут использованы при фактическом запуске оптового конкурентного рынка. Алгоритмы и методики, представленные в работе, составили основу программного обеспечения синтеза и актуализации расчетных моделей ОЭС и ЕЭС ActOpus.
Кроме того, значительная часть результатов вошла в состав правовых, регламентирующих и методических документов РАО «ЕЭС России», определяющих принципы и технологию работы конкурентного оптового рынка.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на восьмой научно-технической конференции УПИ им. СМ. Кирова (Свердловск, УПИ, 1988 г.); всесоюзной научно-технической конференции (Днепропетровск, 1990 г.); научной конференции ИФТПЭ АН Литвы «Моделирование электроэнергетических систем» (Вильнюс, 1991 г.); всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); научно-практическом семинаре «Проблемы и достижения в промышленной энергетике» (Екатеринбург, УГТУ, 2002 г.); всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики» (Екатеринбург, УГТУ, 2002 г.); научно-практической конференции «Энергосберегающие техника и технологии» (Екатеринбург, 2003 г.); межрегиональном научно-техническом семинаре «Оперативное управление ЭЭС - новые технологии» (Сыктывкар, 2003 г.). f Различные аспекты диссертации были положены в основу работы сове- щании и семинаров, посвященных: организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ИДУ, 2002 г.); подготовке системы диспетчирования к введению рынка «5 - 15 %» (Москва, ИДУ, 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, ПДУ, 2002 г.); организации работ по усовершенствованию процесса ведения диспетчерского графика» (приказ ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 15.12.2002 № 88), (Москва, ИДУ, 2003 г.). по либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ЦДУ, 2002 г.); проблемам создания автоматизированной системы (АС) Системного оператора (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, плани- (9 рования оперативных режимов на неделю и сутки вперед, балансирующего рынка и т.п. (приказ ОАО «CO-ИДУ ЕЭС» от 09.10.2002 № 41) (Пятигорск, 2002 г.).
Материалы работы докладывались на заседаниях: проектной группы «Системный оператор» совместно с Администрато ром торговой системы (АТС) и разработчиками программного обеспечения <4 (Протокол № і з ПГ «CO-ОДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.); руководителей основных производственных служб ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (протокол от 22.07 - 23.07.2002 №19-КС) (Москва, ОДУ, 2002 г.)
Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях оперативного штаба по запуску конкурентного рынка и по программе обучения «Организация взаимоотношений Системного оператора (СО) с другими участниками рынка» (Лондон, Эдинбург, 2002 г.).
Публикации. Основные положения диссертации отражены в 15 печатных работах [7, 9, 10, 14, 15, 24, 43, 51, 55, 56, 57, 58, 61, 77, 78].
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав, ж заключения, списка литературы и приложения. Материал изложен на 140 страницах машинописного текста. Список использованной литературы содержит 108 наименований.
В первой главе «Анализ моделей и принципов организации рынков электроэнергии» показано, что функционирование электроэнергетической отрасли по вертикально интегрированной структуре бесперспективно с позиции дальнейшего развития. Выполнен анализ существующих моделей рынка электроэнергии и изучение опыта их применения в мировой практике, позволяющий рекомендовать к внедрению на конкурентном оптовом рынке России модель, по качественным показателям близкую к третьей классической модели «Оптовый рынок с полным возмещением затрат». Обоснована необходимость введения новой организационной структуры диспетчерского управления - Систем-ного оператора, адекватной к требованиям рыночного сообщества.
Во второй главе «Обоснование модели конкурентного оптового рынка электроэнергии для ЕЭС России» представлена модель конкурентного оптового рынка электроэнергии, построенная на рыночных механизмах ценообразо- вания. Показаны свойства модели (саморегулирование, отсутствие внеэкономической дискриминации, простота, принцип децентрализации и т.д.), приводящие к созданию механизма и выявляющие объекты для вложения инвестиций. Рассмотрены вопросы ценообразования на рынке, состав участников и субъектов рынка и принципы их взаимодействия.
Предложено для расчета узловых цен применять нелинейную оптимизационную модель, позволяющую адекватно учитывать системные ограничения. В качестве целевой функции рекомендуется использовать стоимость затрат на выработку и передачу электроэнергии в целом на рассматриваемом интервале времени. Решение задачи выполняется с использованием методов аппроксимирующего и сепарабельного программирования.
В третьей главе «Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков» рассматриваются бизнес-процессы и высокоуровневые алгоритмы работы Системного оператора, без которых невозможно обеспечить новые повышенные требования конкурентного оптового рынка к качеству планирования режимов.
Показано, что планирование режимов производится по договорным суточным обязательствам по поставке и потреблению объемов электроэнергии участниками рынка, которые создаются путем разбиения объемов поставки электроэнергии на основании плановых месячных балансов и результатов торгового аукциона. Для формирования договорных суточных обязательств в работе предлагается строго регламентированная и формализованная система передачи данных, результатов оптимизационных и других расчетов. Выполнение требований этой системы обязательно для всех инфраструктур и участников рынка.
Предложен алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика, предусматривающий минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами. Диспетчерский график создается на основании сделок, заключенных по результатам торгов на конкурентном секторе оптового рынка «на сутки вперед». Бизнес- процесс разработки расчетного диспетчерского графика базируется на предварительном диспетчерском графике, синтезе и актуализации расчетной модели ЕЭС России и на основании информации, полученной Системным оператором от Администратора торговой системы.
Показано, что управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени требует модернизация и автоматизация способов формирования и исполнения команд диспетчерского управления ЕЭС России. Разработан бизнес-процесс управления диспетчерской документацией и взаимодействием диспетчерских служб при управлении режимами в реальном времени.
В четвертой главе «Технологические задачи конкурентного рынка электроэнергии» представлено решение задачи синтеза и актуализации единой расчетной модели Европейской части ЕЭС России - главной составляющей исходных данных для проведения ценовых аукционов на оптовом конкурентном рынке электроэнергии. Разработаны принципы моделирования узлов расчетной схемы модели — генерации и нагрузки. В частности, нагрузка в расчетах установившихся режимов представляется тремя моделями «Нагрузка», «Система» и «Сальдо». Предложены математические модели вычисления нагрузки по трем базовым режимам с определением коэффициентов участия.
Созданы математические модели, позволяющие производить агрегирование информации о поставках электроэнергии и модификацию ценовых характеристик рынка, предложен способ учета в работе рынка системных генераторов, разработана технология согласования результатов аукциона рынка «на сутки вперед».
В заключении сформулированы основные результаты работы и указаны направления дальнейших исследований и разработок.
В приложении представлены дополнительные материалы, позволяющие лучше разобраться в некоторых разделах диссертационной работы и способствующие лучшему пониманию ее существа.
Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические сис темы» электротехническом факультете Уральского государственного универ- ситета-УПИ. Она полностью соответствует научному направлению кафедры в области моделирования и управления процессами функционирования сложных * электроэнергетических систем.
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 научному руководителю, доктору технических наук, профессору Бартоломею П.И. за общее руководство, постоянное внимание и творческую поддержку в ходе выполнения работы. Автор признателен всем сотрудникам кафедры и ОДУ Урала, а также всем специалистам, взявшим на себя труд и представившим свои замечания по содержанию и оформлению работы.
1. АНАЛИЗ МОДЕЛЕЙ И ПРИНЦИПОВ ОРГАНИЗАЦИИ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Основные модели развития и структуризация электроэнергетики
Известны четыре способа структуризации электроэнергетики [80, 83], которые являются основными моделями ее развития: в первой модели конкуренция отсутствует; во второй - допускается конкуренция между производителями электроэнергии, реализуемая через деятельность единого закупочного агентства, выбирающего поставки от ряда различных производителей электроэнергии с целью поощрения конкуренции в области выработки электроэнергии; в третьей модели дистрибьюторам (компании, которые владеют линиями электропередачи и осуществляют розничную продажу электроэнергии) разрешается выбирать своих поставщиков, что создает конкуренцию в области производства электроэнергии и оптовых поставок; в четвертой - все потребители могут выбирать своего поставщика, что предусматривает полноценную конкуренцию на оптовом рынке.
Модели соответствуют различной степени монополизации, конкуренции и выбора в отрасли. Рассмотрим подробнее каждую из моделей для выбора оптимального ва рианта организации конкурентного оптового рынка электрической энергии в России. Модели предполагают: различные типы торговых соглашений, заключение различных кон трактов; разные требования по регулированию ценообразования, взаимодействия и т.п.; разные формы собственности; разное отношение к независимым производителям электрической энергии. Определяющими признаками моделей являются конкуренция, выбор и разное отношение к независимым производителям. В данной модели организации электроэнергетики в сфере производства электроэнергии конкуренция отсутствует. Единая монопольная компания занимается производством и передачей электрической энергии по сети электропередачи к компаниям дистрибьюторам и (или) к конечным потребителям. Модель характеризуется вертикально интегрированной системой. На одной и той же территории одна и та же электроснабжающая компания владеет и эксплуатирует все электростанции и линии электропередачи и распределительную сеть. Она также осуществляет розничную продажу электроэнергии конечным потребителям, являясь монополистом.
Подобной структурой обладает Единая энергетическая система (ЕЭС) России и созданные на первых этапах реформирования электроэнергетики АО-энерго. В модели могут присутствовать отдельные компании дистрибьюторы, представляющие дополнительные структуры, владеющие низковольтными ли ниями распределения и осуществляющие розничную торговлю на обслужи ваемой ими территории. Эти компании, покупая электрическую энергию у мо нополиста, сами монополизируют своих потребителей (вертикальная интегра ция на основе контракта). Появление компаний дистрибьюторов определяется экономическими и технологическими причинами. При большой протяженности территории обслуживания и большом числе потребителей проще принимать решения на местах мелкими компаниями (выставление счетов, контроль за потреблением, технологическое обслуживание и т.д.). Электроснабжающая компания управляет мелкими компаниями, получая обобщенные сведения. Кроме того, следует учитывать различие в подготовке ремонтно-эксплуатационного персонала, обслуживающего низковольтные и высоковольтные сети. Электроснабжающая компания несет обязательства по обслуживанию потребителей на данной территории по тарифу, который регулируется в зависимости от себестоимости услуг и определяет доход электроснабжающей компании.
Монополизация может быть жесткой или предусматривать возможность производства электроэнергии для собственных нужд с продажей очень ограниченного ее избыточного количества электроснабжающей компании по регулируемым ценам типа «покупка назад». Так на территории ЕЭС России (АО-энерго) имеются подобные производства - ТЭЦ промышленных предприятий. В модели не предусматривается существование независимых производителей электрической энергии. В модели предусматривается возможность торговли электрической энергией через общую энергосистему - создание рынка с «частичным возмещением затрат». Компании заключают соглашения о координации своих усилий или об объединении своей продукции в едином рынке, организованном по типу пула. Производители координируют отпуск электрической энергии между объединениями, заключая краткосрочные соглашения, основанные на сравнении с предельными затратами за некоторый короткий период работы (рынок «срочных контрактов») [81, 82, 98].
Стратегические и тактические действия по формированию договорных суточных обязательств
Необходимо создать системы долгосрочного и среднесрочного модели рования электроэнергетических режимов, основанные на выполнении серий линейных и нелинейных расчетов, осуществляемых для каждого часа моделируемого периода, учитывающих: часовые прогнозы потребления электроэнергии по ЕЭС, ОЭС и региональным энергосистемам; статистические данные, необходимые для формирования узловых нагрузок активной и реактивной мощности потребления; прогнозы гидравлических ресурсов; данные о планируемых ремонтах сетевого и генерирующего оборудования участников рынка; прогнозируемые данные о параметрах генерирующего оборудования участников рынка; прогнозируемые данные о топливных ограничениях генерации участников рынка; прогнозируемые данные о работе системных генераторов. Результатом действия системы должны стать часовые значения генерации электроэнергии участников рынка в ЕЭС. Целевая функция, позволяющая определить результаты действия предлагаемой системы планирования должна совпадать с целевой функцией конкурентного оптового рынка электроэнергии, описанной в второй главе диссертационной работы.
Подобная система среднесрочного планирования будет адекватна системе планирования диспетчерского графика и исключит возникновение отклонений поставок электроэнергии на оптовом рынке, связанных с методологической несовместимостью. До времени реализации стратегических действий рекомендуется создание временных эмпирических технологий, позволяющих осуществить корректный переход от квартальных и месячных плановых объемов поставки электроэнергии к суточным объемам поставки и часовым режимам электроэнергетических систем, планируемым в цикле разработки диспетчерского графика. В частности рекомендуется использование следующего временного подхода: 1. Необходимо выделить условно-независимые от Системного оператора параметры балансов электроэнергии. 2. Определить (путем сбора данных от участников рынка) значения условно-независимых параметров балансов электроэнергии. 3. Выполнить цикл итерационных расчетов условно-зависимых от Системного оператора параметров, производимых последовательно в иерархической системе диспетчерского управления, начиная с верхнего уровня - уровня ЦДУ, и заканчивая нижним уровнем - регионального диспетчерского управления. Это позволит обеспечить: сбалансированность расчетных суточных договорных объемов поставок электроэнергии в ЕЭС России; скоординированные графики прямых поставок электроэнергии, осуществляемых в рамках торгов и Энергопула. В качестве примера применения временного подхода к решению указанной задачи ниже приводится бизнес-процесс формирования суточных договорных обязательств участников рынка, возникающих из месячных договорных обязательств по балансам электроэнергии, утвержденным ФЭК России, разработанный автором диссертационной работы.
Управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени
В настоящее время управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии (далее - «управление режимами») в реальном времени основано на неавтоматизированном («ручном») способе формирования и исполнения команд диспетчерского управления ЕЭС России [18]. Необходима модернизация и автоматизация процесса управления режимами, позволяющая осуществить: 1. Управление режимами ЕЭС России в темпе реального времени в соответствии с действующими нормативными документами (правилами) и направленное на обеспечение оптимального значения целевой функции балансирующего рынка при соблюдении надежности функционирования ЕЭС России и поддержании стандартных показателей качества электроэнергии. 2. Прозрачное централизованное документирование команд оперативного диспетчерского управления, отдаваемых персоналом СО на уровнях ЦДУ, ОДУ и РДУ, приводящих к изменению (коррекции) расчетного диспетчерского графика участников рынка. В условиях регулируемого рынка электрической энергии и мощности диспетчерское управление должно стремиться исполнить заданный диспетчерский график работы ЕЭС, способный обеспечить: надежность работы ЕЭС в реальном масштабе времени; экономическую стабильность участников рынка; планирование и контроль стоимостного баланса рынка (в крайнем случае - должно делаться все возможное для минимизации его дефицита).
Представление продукта должно осуществляться в форме документированных команд, проходящих по иерархии диспетчерского управления. В процессе реализации бизнес-процесса должны быть сформулированы требования, определяющие: взаимодействие диспетчерского персонала; структуру информации об актах управления режимами; автоматическое электронное дублирование информации об актах управления режимами; документирование информации об актах управления режимами; действия дежурного диспетчерского персонала по управлению режимами и документированию своих действий при приемке смены.
В приложении приведен фрагмент требований к автоматическому электронному дублированию информации об актах управления режимами. 1. Конкурентный рынок электроэнергии выдвигает новые повышенные требования к степени реализуемости и качеству планирования, а также формирует новые задачи, решение которых невозможно без создания единого бизнес-процесса работы Системного оператора. 2. В новых рыночных условиях планирование режимов предлагается производить на основании договорных суточных обязательств по поставке и потреблению объемов электроэнергии участниками рынка. 3. Договорные суточные обязательства формируются на основании разбиения объемов поставки электроэнергии по плановым месячным балансам и результатов торгового аукциона. Их создание должно быть строго регламентировано на основе формализованной системы передачи данных и результатов оптимизационных и других расчетов. 4. Диспетчерский график должен создаваться в соответствии со сделками, заключенными по результатам торгов на конкурентном секторе оптового рынка «на сутки вперед» и на основании информации, полученной Системным оператором от Администратора торговой системы. 5. Алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика должен предусматривать минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами. 6. Бизнес- процесс создания расчетного диспетчерского графика предлагается проводить на предварительном диспетчерском графике, синтезе и актуализации расчетной модели. Этот процесс требует точного выполнения регламента. 10. Управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени требует модернизации и автоматизации способов формирования и исполнения команд диспетчерского управления ЕЭС России.
Синтез и актуализация единой расчетной модели ЕЭС России
Модель оптового рынка электроэнергии предполагает проведение торгов с использованием единой расчетной модели ЕЭС России. Под расчетной моделью понимаются схема для расчета установившегося электрического режима и системные ограничения, включающие сетевые ограничения (допустимые перетоки активной мощности по контролируемым сечениям), а также характеристики генерирующего оборудования (технический минимум, скорость загрузки (разгрузки), ограничение выработки электроэнергии за определенный интервал времени). Создание расчетной модели ЕЭС России связано с необходимостью решения следующих вопросов [78]: 1. Согласование результатов расчетов всеми субъектами и участниками рынка. Используемая для проведения почасовых торгов расчетная модель технически не может быть согласована, поэтому должна быть создана и утверждена базовая расчетная модель ЕЭС России. 2. Проведение торгов на каждый час планируемых суток, приводит к необходимости актуализации единой модели в условиях иерархического управления ЕЭС. Процесс актуализации требует распределения расчетов по уровням иерархии и создания соответствующих технологий, позволяющих решить задачу за весьма ограниченное время.
Для базовой модели, предназначенной для обеспечения возможности проведения согласования результатов торгов, главной является топологическая часть, требования к которой сводятся к: связности расчетных схем ОЭС России и энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС; наглядности и корректности для участников и субъектов рынка моделирования на расчетной схеме потокораспределения всех планируемых схем-но-режимных ситуаций; правильности учета системных ограничений; корректности привязки генерирующего оборудования. Исходя из этих требований, на сегодняшний день сформирована базовая единая расчетная схема Европейской части ЕЭС России размерностью 5209 узлов и 7493 ветви. Единая расчетная схема включает в себя в качестве фрагментов электрические расчетные схемы: ОЭС Урала, Средней Волги, Центра, Северо-Запада, Северного Кавказа; расчетные схемы прилегающих параллельно работающих с ЕЭС России энергосистем зарубежных государств: ОЭС Украины, Беларуси и стран Балтии, наличие которых в единой расчетной схеме ЕЭС обусловлено тем, что они образуют контуры Центр - Украина - Северный Кавказ - Центр, а также Центр - Беларусь - страны Балтии - Северо-Запад - Центр, чем существенно определяют потокораспределение в ЕЭС (исходя из чего определяется степень их эквивалентирования). Остальные зарубежные энергосистемы (Азербайджана, Грузии и Казахстана), влияющие на режим ЕЭС только своими балансами мощности, представлены лишь внешними перетоками. Расчетная схема соответствует нормальной топологии электрических сетей. Последующие изменения базовой схемы, связанные с развитием ЕЭС, появлением новых участников рынка, будут производиться уже в соответствии с установленной рыночным сообществом процедурой.
Кйпахсган Азербайдаан Технология формирования единой расчетной схемы разработана в соответствии со следующими основными правилами [43]: кодировка (нумерация) узлов расчетной схемы ОЭС остается неизменной для ОДУ (хотя первоначально предполагалось ввести единую кодировку для всех узлов ЕЭС); в узлах электростанций соблюдается привязка генераторов к своим шинам высшего напряжения; узлы энергоемких потребителей рынка электроэнергии и мощности выделяются в отдельные энергорайоны; номера пограничных узлов межсистемных связей (ОЭС-ОЭС) должны быть одинаковыми в расчетных схемах смежных ОЭС; объем расчетной схемы каждой ОЭС определяется из условий кор ректного моделирования поставок электроэнергии участниками оптового рын ка; для этого в расчетной схеме приводятся все внешние связи напряжением 110 кВ и выше каждого участника оптового рынка и межгосударственные свя зи в неэквивалентном виде. Представление внутренних транзитов 110 кВ выбирается из условий их значимости для отдельных АО-энерго: активные нагрузки узлов учитываются моделью Р = const, реактивные нагрузки могут быть заданы статическими характеристиками по напряжению; балансирующие узлы (БУ) в расчетных схемах всех ОЭС (кроме одной, для определенности - ОЭС Центра) должны находиться в эквивалентных схемах смежных ОЭС, а БУ ОЭС Центра должен иметь минимальный небаланс.
