Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем

Изменение форм собственности в России, начатое в 1992 г., повлекло за собой и изменение взаимоотношений в цепочке производство — передача и распределение — потребление электроэнергии. В настоящее время для организации конкурентного рынка электроэнергии в электроэнергетической отрасли сформированы:

— системный оператор (СО) ЕЭС России с его отделениями в операционных зонах объединенного и регионального диспетчерского управления (ОЗ ОДУ и РДУ) для управления режимами работы субъектов рынка электроэнергии;

— федеральная сетевая компания (ФСК) с ее межрегиональными отделениями (ММСК) и филиалами для выполнения функций транспорта электроэнергии;

— оптовые и территориальные генерирующие (ОГК и ТГК) и сбытовые компании для выработки и сбыта электроэнергии;

— страховые компании и различные регулирующие органы.

Опыт реформирования электроэнергетики в разных странах показывает, что введение механизмов конкуренции, повышая эффективность работы, может негативно сказаться на надежности энергоснабжения потребителей. Это происходит по многим причинам [17], из которых основными являются следующие две:

— в условиях долгосрочного планирования снижение мотивации в развитии достаточных для поддержания надежности резервных мощностей и системообразующих связей, в условиях эксплуатации — мотивации достаточного поддержания вращающегося резерва мощности;

— усложнение и утяжеление режимов работы электроэнергетических систем (ЭЭС) вследствие конкуренции, наличия множества конкурентных договорных отношений между субъектами рынка, недостаточной проработанности, особенно при планировании развития, принципов управления режимами в силу неопределенности технико-экономических показателей.

С этих позиций необходимость разработки методического и программного обеспечения, направленного на решение задачи обоснования уровней резервирования в 03 ОДУ и требований к пропускной способности системообразующих связей (ПССС) между ними еще более возрастает. Этому способствует и принятие Федерального закона от 4 ноября 2007 г. № 250 [69]. Его важной особенностью является повышение роли СО ЕЭС в обеспечении надежности электроснабжения, причем не только за счет управления функционированием, что сегодня уже нашло отражение [67] и в методических подходах, и в программном обеспечении, и в расчетных схемах, но и, что очень важно, — за счет управления развитием ЕЭС России. Об этом, в частности, комментируя закон в Совете Федерации, ее член В. Можевич высказался так «Мы посчитали необходимым повысить роль и ответственность СО в планировании развития энергосистемы России, существенно расширить его полномочия. В соответствии с принятым законом, СО, является на 100% государственной компанией, которая под контролем Правительства РФ отвечает за надежную работу энергосистем» [69].

В Федеральном Законе введено понятие зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ), которое по своей сущности близко к существовавшему ранее понятию концентрированной электроэнергетической системы (ЭЭС) [42]. Представленные статьи закона достаточно строго определяют наличие множества ЗСПМ в ЕЭС России, причем территориально они не всегда совпадают с территориями, обслуживаемыми ОГК и ТГК, а также ММСК и их филиалами. В законе также четко прописывается, что замена электроэнергии и мощности на таковые производимые на генерирующем оборудовании расположенном в другой ЗСПМ, может быть осуществлена только в пределах технических ограничений перетока мощности между этими зонами.

В информационном аспекте в новых условиях хозяйствования потребуется корректировка расчетных схем, предназначенных для оценки показателей надежности, разработанных в свое время для условий централизованного управления ЕЭС России. В тех условиях при управлении развитием ЕЭС Рос.

— 5 сии, также как и при текущем управлении режимами ее функционирования, в качестве агрегированных узлов выступали объединенные ЭЭС (ОЗ ОДЗ^У). С введением ЗСПМ необходимо зачитывать внутри каждой ОЗ ОДУ ре>зЕсимные ограничения, вызванные недостаточными ПСССГ^ в них.

Не секрет, что в годы реформ в России значительно снизился интерес к регулярным исследованиям надежности ЭЭС. !Зтго обусловливалось существенным уменьшением напряженности режимов и соответствующим увеличением резервов генерирующей мощности и пропускной способности систелл о о бр а-зующей сети из-за общего спада потребления электроэнергии. Наблюдаьощийся сегодня рост электропотребления во многих^{регионах,} особенно в 1Ч/Госкве, Санкт-Петербурге, Московской, Ленинградское и Тюменской област^^с, при недостаточных вводах мощностей может привеоти к критическому положению в электроэнергетической отрасли. В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. [12] предполагалось уже до 2011 г. ввести более 40 ГВт генерирующей монцвости. В связи с экономическим кризисом эти планы корректируются в меныпгуто сторону, но после кгризиса мощности вновь потребуются. Именно поэтому и еще по ряду причин, раскрываемых ниже, сегодня исследования в области: обеспечения надежност^и: ЭЭС при управлении их развитием могут оказаться еще более значимыми и востребованными, нежели чем в 1970 — 1980 годах — этапе динамичного развития: теории надежности систем энергетики и ее практических приложений.

Таким образом, изменения в организациовсных формах управление электроэнергетикой России должны быть учтены каjec в методических, так и в модельных разработках, направленных на оценку показателей надежности., а. также в методических подходах к принятию решеноиш: по обеспечению надеэзЕсности как при управлении развитием ЭЭС, так и при рт^-с эксплуатации. Ранее разработанные в России и ближнем зарубежье програмггмно-вычислительные комплексы оценки балансовой надежности многозонвсых ЭЭС (ИСЭМ СО РАН —.

Г. Ф. Ковалев, ЭНИН — Г. А. Волков, Институт энергетики Молдавской АН.

Ф.Д. Гольденберг, Отдел энергетики ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАНЮ.Я. Чукреев, УГТУ-УПИ — В. П. Обоскалов и др.) не учитывали рыночных отношений в электроэнергетике. Зарубежные разработчики (R. Billinton, R.N. Allan, W. Li и др.) также не в полной мере учитывают либерализацию электроэнергетики.

Диссертация непосредственно связана с выполнением работ по теме «Методы изучения и моделирование надежности функционирования региональных энергетических систем с учетом их производственно-экономической организации», гос.рег. № 0120.603 398, выполняемой Институтом социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра УрО Российской АН в рамках исследований РАН 2.1.7. «Современная энергетическая политика и механизмы ее реализации. Управление энергетическими системами».

Цель диссертационного исследования состоит в разработке методических подходов, направленных на оценку показателей и обоснование средств обеспечения балансовой надежности объединений ЭЭС, с учетом рыночных отношений в электроэнергетике и их реализации в виде методик, алгоритмов и программных комплексов с апробацией на реальных схемах развития ЕЭС России.

На защиту выносятся следующие основные методические и прикладные результаты исследования:

1. Обоснование применения методов статистического моделирования для формирования случайных состояний объединенных ЭЭС, состоящих из ЗСПМ.

2. Математические модели распределения дефицита мощности в объединенных ЭЭС для условий рыночных отношений.

3. Методические подходы к обоснованию средств обеспечения надежности — резервов мощности ЗСПМ (ОЗ ОДУ) и требований к уровням ПССС в условиях либерализации электроэнергетики.

4. Реализация предлагаемых методических подходов и математических моделей в программно-вычислительных комплексах для персональных компьютеров.

Методология исследований, представленных в диссертационной работе, базируется на элементах теории системного анализа с использованием прикладной теории множеств и графов, теории вероятностей, теории моделирования и оптимизации, линейного и нелинейного программирования.

Проверка эффективности и точности предложенных методов и моделей основывалась на вычислительных экспериментах для различных тестовых и реальных схем объединений ЭЭС, в том числе и ЕЭС России.

Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что в ней применительно к условиям реформирования электроэнергетики России решена задача обоснования решений по обеспечению требуемого уровня надежности при управлении развитием многозонных ЭЭС, в том числе и ЕЭС России.

Практическая ценность работы. Предложенные в работе методы и модели, реализованные в программно-вычислительном комплексе «Орион-М-ЗСПМ» позволяют при управлении развитием электроэнергетики оценивать показатели надежности отдельных территориальных зон и обосновывать рекомендации по их изменению. Разработанные в диссертации теоретические положения, методические подходы и модели оценки показателей балансовой надежности позволяют выявить мероприятия, наиболее эффективно влияющие на надежность энергоснабжения, что особенно важно в условиях рыночных отношений в электроэнергетике, в том числе и с позиций обоснования инвестиций в развитие элек-трогенерирующих и сетевых объектов. Разработанный программный комплекс оценки показателей надежности многозонных ЭЭС «Орион-М-ЗСПМ», прошел апробацию на реальных схемах развития ЕЭС России для временных уровней 2011, 2015 и 2020 годов в ОАО «Институт Энергосетьпроект», г. Москва.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные разделы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции.

Февральские чтения профессорско-преподавательского состава Сыктывкарского лесного института" (г. Сыктывкар, 2006, 2007 и 2008 гг.) — Х-й юбилейной научно-практической конференции «Исследования молодежи — экономике, производству, образованию» (г. Сыктывкар, 2006 г.) — VII-й международной молодежно-научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г. Ухта, 2006 г.) — международной конференции «Security and reliability of electric power systems» (Tallinn, Estonia, 2007 г.) — международном научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Харьков, 2006 г., г. Вологда 2007 г., г. Иркутск, 2008 г.) — 3-й Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (г. Екатеринбург, 2008 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе две в журналах Известия РАН. Энергетика и Известия Вузов. Проблемы энергетики, входящих в список рецензируемых журналов ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, приложения и списка литературы из 101 наименований. Общий объем включает 158 страниц текста, 32 рисунка, 12 таблиц.

4.4. Выводы по главе.

1. На конкретных схемах развития ЕЭС России показано, что разработанные модели и программы оценки показателей надежности позволяют выявлять слабые в смысле надежности места в системе и находить оптимальные по надежности решения по величинам оперативного резерва генерирующей мощности и требуемых уровней пропускных способностей межсистемных связей, в том числе для условий рыночных отношений в электроэнергетике.

— 120.

2. Бурное развитие средств вычислительной техники, особенно их быстродействие, позволяет использовать разработанные программные комплексы оценки показателей надежности и для решения задачи обоснования средств ее обеспечения для объединений ЭЭС, в том числе и ЕЭС России. В доказательство этого для конкретных схем развития ЕЭС России на уровень 2010 г. приведены результаты оптимизации средств обеспечения надежности, полученные по инженерной методике руководящих указаний, реализованной в программе «Резерв», и на основе интерактивного использования программного комплекса Орион-М.

3. Показана невозможность применения инженерной методики для решения задачи обоснования средств обеспечения надежности, в силу того, что изменились взаимоотношения между отдельными ЭЭС объединения. Разработка инженерной методики была направлена на облегчение и убыстрение расчетов на базе точной методики, реализованной в комплексе программ «Орион». Сегодня эта проблема не актуальна. Приведены результаты распределения оперативных резервов мощности и требований к пропускной способности системообразующих связей, полученные по инженерной методике и ПВК «Орион-М». Эти результаты показывают значительные погрешности инженерной методики, что легко объясняется заложенными в нее эмпирическими формулами.

Кола.

R 250 R. 250.

Л.: 550 =0.2416 Л =0,1182.

— 0.136 Л=0,122.

Арх+Коми.

Д: 1239 Л: 1250.

Сев-Зап Я: 10 R: НО' п =0.0001.

Л -0,6.

Ср.Волга j?: 4400 R: 3400.

Рг. 3000 Рь: 3000.

У&bdquo- =0.5 Уп =0,0 Jr -0,6 Уг=0,6.

Ju =0,0257 Уд=0,0051.

Тюмень.

R: — 1000 R: — 1000.

0.1005 .=0,1037.

Уп =0.1093 Уп =0,101 II.

Урал ft:4193.

Уд =0.19 Уп =0,19 J, =0,25 yr=0,26.

R: 2200 3. 4.

M[AW] = 1195.5 млн кВтч M[AW] = 1051,1 млн кВтч.

5.

6.

7.

8. I.

Максимум нагрузки.

МВт. 3600 2700 11 387 46 992 15 400 15 242 26 690 14 110 136 121.

У, =0.0246 './,-=0,516.

АДЛУ1 = 2599 млн руб. При у" = 18 руб./кВтч.

Rt = 14 950 МВт 14 950 МВт.

Рис. 4.2. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части Россииисходный вариант (числитель), перераспределение мощности между ОЭС Центра, Средней Волги, Северо-Запада и Сев. Кавказа (знаменатель).

Тюмень.

J, =0 л 095 ./'-0,221.

Рйм. 900 Сев-Зап.

Рг. 2200^-ОД093 4=0,196.

R: 1400.

Зудк= 0.65 р/Вт. -V=0−48 р/Вт. у0 = 3R = 9,72- 3L = 5,14- 31⁷;

3r = 9,72- 3L = 8,06- Л/[У]=0.48- ЗУ.

Jr=0,24 1737.3 млн кВтч = 26,59 млн кВтч.

18 р/кВтч. = 3,6 р/кВгч =39.25- 85,38 млрд руб 2,71- 3^=20,97 млрд руб.

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11 387 46 992 15 400 15 242 26 690 14 110 136 121.

Rt= 14 953 МВт ЯЕ= 14 950 МВт.

Рис. 4.3. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части Россииисходный вариант (числитель), балансовые перетоки (знаменатель).

Кола.

R. 1100.

Тюмень.

Jr=0.1 522 Л=0,422.

Сев-Зап.

El850 R: 105.

ЛЛАИЛ = 183,68 млн кВтч М[А IV] = 65,29 млн кВтч.

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11 387 46 992 15 400 15 242 26 690 14 110 136 121.

J, =0,519 .7,-0,419.

0,65 р/Вт, V=0−48 р/ВтУо = 3r = 7,48- 3L = 3,01- А/[ У]=3,31;

Зп = 7,89: 3L = 3.59- ЩУ}= 1,37;

18 р/кВтч. За, = 3,6 р/кВтч = 3,58*. 17.38 млрд руб 2.56-%= 15,21 млрд руб.

RT = 11 500 МВт.

Rz= 12 150 МВт.

Рис. 4 4 Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части Россииоптимальные варианты резервированияПВК «Резерв» (числитель), ПВК «Орион-М» (знаменатель).

Кола.

R: 1150/.

— 0,0043.

Тюмень.

R: 1500.

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11 387 46 992 15 400 15 242 26 690 14 110 136 121.

Rj = 12 150 МВт Rj= 12 650 МВт.

Рис. 4.5. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России Оптимальные варианты резервирования по ПВК «Орион-М» С.к.о. ошибки прогноза стандарт (цвет), увеличена на 10% (цвет).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В диссертационной работе осуществлено методическое обобщение проблемы обеспечения балансовой надежности многозонных ЭЭС, в том числе и ЕЭС России при управлении их развитием для условий рыночных отношений в электроэнергетике. При этом получены следующие результаты:

1. Либерализация электроэнергетики требует совершенствования методиче ского и программного обеспечения задачи оценки показателей балансовой надежности и средств ее обеспечения — оперативных резервов мощности и пропускных способностей системообразующих связей многозонных электроэнергетических систем сложной конфигурации, в том числе и ЕЭС России. В работе выполнен анализ существующих методических подходов и модельно-программных разработок, направленных на решение данной задачи для условий централизованного управления отраслью и представлены направления их совершенствования применительно к условиям рыночных отношений.

2. При решении задачи обоснования величины оперативного резерва генерирующей мощности в ЭЭС, его размещения между ОЗ ОДУ и ЗСПМ, определения требований к ПССС фактор надежности является решающим. С этих позиций, в работе показано, что разрабатываемые математическая модели решения данной задачи должны учитывать большой спектр характеристик, влияющих на надежность ЭЭС. К ним относятся как достаточно постоянные, мало изменяющиеся параметры — надежность генерирующего и сетевого оборудования, их единичные мощности и пропускные способности, так и изменчивые, а часто и имеющие значительную неопределенность на перспективу параметрывеличины регулярных максимумов нагрузок, стоимостные показатели резервной мощности, ущербы от ненадежности электроснабжения, стоимости на рынке системных услуг и т. д.

3. Обоснована необходимость учета зон свободного перетока мощности в расчетных схемах ЕЭС России и предложены способы моделирования возможных случайных состояний генерирующей мощности и нагрузки в них, адекватно описывающих реально существующие процессы в системе.

4. На реальных схемах развития ЕЭС России показано влияние дробления состава генерирующего оборудования и регулярного максимума нагрузки ОЗ ОДУ по ЗСПМ на функции изменения генерирующей мощности при использовании для моделирования случайных состояний строгих аналитических методов и методов статистического моделирования. Дана оценка возможных погрешностей моделирования и разработаны способы их устранения.

5. Предложены дополнительные показатели надежности, непосредственно характеризующие рыночные принципы управления развитием ЕЭС Россииматематическое ожидание сокращения объема ограничений за счет получения избытков мощности из объединения и математическое ожидание электроэнергии, выдаваемой j-й ОЗ ОДУ (ЗСПМ) для целей взаиморезервирования при дефиците мощности во всем объединении в длительных послеаварийных режимах, которые в определенной степени влияют на распределение оперативных резервов мощности между ОЗ ОДУ и ЗСПМ.

6. Показано, что применяемый принцип РДМ (пропорциональный или коллективный) в объединении ЭЭС с учетом дополнительных ПН влияет на величину оперативного резерва мощности в ОЗ ОДУ и требования к ПССС между ними. Проведено обоснование коллективного принципа РДМ в рыночных условиях для моделей оценки ПН. Его использование приводит к перераспределению резервов генерирующей мощности между ОЗ ОДУ ЕЭС России и к увеличению требований к ПССС.

7. Реализована методика учета балансовых перетоков мощности между отдельными ЗСПМ (ОЗ ОДУ) в задаче оценки случайного состояния системы в составе ПВК «Орион-М-ЗСПМ».

8. Показано, что установленные для условий централизованного управления отраслью значения нормативных требований к интегральным показателям надежности территориальных 03 ОДУ (J^ на уровне величины.

1 — /д опт = 0,996 с определенными дополнениями приемлемы и для условий рыночных отношений. В качестве дополнения предлагается норматив примерного равенства интегральных вероятностей реального дефицита мощности.

У?) во всех территориальных 03 ОДУ.

9. Развитие средств вычислительной техники, особенно увеличение их быстродействия, позволяет уже в настоящее время использовать разработанный программный комплекс оценки показателей надежности для решения задачи обоснования средств ее обеспечения для объединений ЭЭС. В доказательство этого в работе для конкретных схем развития ЕЭС России для уровня 2010 г. приведены результаты оптимизации средств обеспечения надежности, полученные по инженерной методике руководящих указаний, реализованной в программе «Резерв», и на основе интерактивного использования программных комплексов «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ».

10. Показаны возможности разработанных и модернизированных для среды «Windows» ПВК «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ». Комплекс имеет встроенную инструкцию пользователю (Помощь) и является инструментом для оценки ПН и обоснования средств ее обеспечения сложных ЭЭС в рыночных условиях.