автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методы и модели эффективного управления режимами единой электроэнергетической системы России

На правах рукописи

АЮЕВ БОРИС ИЛЬИЧ

МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЕДИНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические

системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

г#

Новосибирск - 2008

003456333

Работа выполнена вГОУВПО «Уральский государственный технический университет -первого Президента России Б.Н. Ельцина»

УПИ имени

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

Бартоломей Петр Иванович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Бердин Александр Сергеевич

доктор технических наук, профессор Кучеров Юрий Николаевич

доктор технических наук, профессор Фишов Александр Георгиевич

Ведущее предприятие: ОАО «Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей» «Энергосетьпроект», г. Москва

Защита состоится 25 декабря 2008 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при ГОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет» по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К.Маркса 20, НГТУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан «11» ноября 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета / J/ Тимофеев И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Новые экономические и политические условия, в которых работает электроэнергетическая отрасль России с 1991 года, либерализация 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., Берлин А. С., Богатырев Л. Л., Бушуев В. В., Валдма М. X., Веников В. А., Воропай Н. И., Воротницкий В. Э., Гамм А. 3., 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. 3., Мызин А. Л., Пала-марчук С. И., Портной М. Г., Розанов В. И., Руденко Ю. Н., Семенов В. А., Со-валов С. А., Строев В. А., Суханов О. А., Тарасов В. И.,Фазылов X. 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 выполнен комплексный анализ 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 в ближайшем будущем и в перспективе нормативного уровня надежности энергосистемы страны и ее регионов в реальном времени. 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 системы новых моделей и технологий оперативно-диспетчерского управления в условиях функционирования рынков электроэнергии и международной интеграции энергообъединений. Для достижения поставленной цели в работе были сформулированы проблемы и решены следующие задачи:

1. Предложены концептуальные подходы к решению задач оптимального планирования и управления режимами ЕЭС России.

2. Сформированы принципы диспетчеризации электроэнергетики с оптимизацией организационной структуры оперативно-диспетчерского управления в новых условиях.

3. Определены объекты диспетчеризации и задачи синхронной работы с энергосистемами стран СНГ, Балтии, проблемы объединения с энергосистемами Западной Европы, а также стратегия развития Системного оператора.

4. 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.

5. Предложены принципы и методы моделирования режимов электроэнергетической системы, разработана базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Разработаны алгоритмы оценивания состояния, синтеза и актуализации расчетной модели электроэнергетической системы.

6. Проанализированы и уточнены технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.

7. Разработаны технологии 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, а также изменения 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 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 ЕЦКОБТАС.

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. Разработана технология создания единого диспетчерского графика, обеспечивающая 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 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 противо-аварийного 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 использованы в алгоритме 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 - ЦЦУ 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 - ЦЦУ ЕЭС», 2003 г.);

• либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ОАО «СО - ЦЦУ ЕЭС», 2002 г.);

• проблемам создания АС ОАО «СО - ЦЦУ 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, а также в трех монографиях. 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.

Основное содержание работы. В первой главе проанализирован опыт создания рынков электроэнергии в крупнейших энергетических компаниях мира, предложена архитектура рынка электроэнергии России, разработаны принципы организации субрынков - рынка долгосрочных контрактов, балансирующего рынка, рынка мощности и рынка дополнительных системных услуг.

Во второй главе диссертационной работы определена миссия Системного оператора и задачи в области планирования, управления режимами и информационного обеспечения диспетчерского управления в новых экономических

условиях. Дана структура Системного оператора, позволяющая выполнять поставленные задачи на высоком технологическом и профессиональном уровне. Особое внимание обращено на организацию совместной работы единой энергосистемы, объединяющей ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и Балтии, а также разработку принципов и подходов к объединению на параллельную работу с энергосистемами стран Западной Европы.

В третьей главе диссертационной работы проанализированы пути совершенствования информационного комплекса оперативно-диспетчерского управления. Разработана и внедрена Система мониторинга переходных режимов, реализующая технологию векторного измерения и регистрации параметров режима. С запуском СМПР появилась возможность получать информацию нового качества, которая позволяет вывести на более высокий уровень изучение динамических свойств энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

В диссертационной работе сформулированы цели и задачи создания СМПР, разработаны технические требования к синхронизированной векторной регистрации параметров переходных режимов, обоснованы места установки регистраторов и предложена конфигурация СМПР. С помощью регистрограмм технологических нарушений проведен анализ динамических свойств ЕЭС/ОЭС с использованием таких характеристик, как наклон частотной характеристики, динамические и квазистатические отклонения частоты при небалансах активной мощности, демпфирование низкочастотных колебаний.

В четвертой главе рассмотрена система долгосрочного и краткосрочного планирования электрических режимов ЕЭС, основой которого является расчетная модель ЕЭС/ОЭС. Точность расчетной модели определяет эффективность планирования расчетного диспетчерского графика. Для анализа установившихся режимов используется единая расчетная модель, регулярно верифицируемая по результатам контрольных замеров и дающая приемлемые по точности результаты. Для проведения динамических расчетов предложена базовая динамическая модель, приведены ее основные параметры и отдельные компоненты. Особое внимание обращено на моделирование систем возбуждения синхронных машин, автоматических регуляторов возбуждения и скорости вращения турбин, автоматических регуляторов котлов, определяющих динамическое поведение ЕЭС/ОЭС.

Впервые в практике эксплуатации на базе СМПР разработана и внедрена процедура верификации базовой динамической модели. Такой подход к моделированию динамических процессов позволяет уточнить запасы динамической устойчивости энергообъединения, повысить качество оценки как текущих, так и вероятных перспективных переходных режимов.

Большое внимание в работе уделено оцениванию текущего режима энергообъединения на основе телеметрической информации, синтезу и актуализации расчетной модели ЮС, применяемой в ценовых аукционах, выбору оптимального состава работающего генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии.

Пятая глава посвящена вопросам управления режимами энергообъединения, то есть практической реализации стратегической цели и миссии Систем-

ного оператора. Важное место в работе занимает исследование вопросов управления частотой и активной мощностью. Разработана «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии». Разработана и внедрена в практику управления режимами ЕЭС/ОЭС «Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков».

Важнейшим элементом управления аварийными режимами, обеспечивающим надежную работу ЕЭС, является противоаварийная автоматика. В диссертационной работе приводятся результаты многолетних исследований автора в области противоаварийной автоматики, которые привели к созданию Централизованных систем противоаварийной автоматики, успешно функционирующих в ряде объединенных электроэнергетических систем ЕЭС России.

Показано, что особую актуальность приобретают задачи управления электропотреблением. Предложен механизм добровольного ограничения нагрузки, позволяющий управлять спросом на электроэнергию на возмездной основе.

Таким образом, в диссертационной работе отражены результаты исследований важнейших технологических аспектов управления электрическими режимами энергообъединения, позволяющих повысить надежность электроснабжения потребителей в условиях конкурентных рынков электроэнергетики России.

В заключении сформулированы основные результаты работы и указаны направления дальнейших исследований.

В приложениях представлены дополнительные материалы, позволяющие лучше разобраться в некоторых разделах диссертационной работы и способствующие пониманию ее содержания.

1. РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ЕГО РЕАЛИЗАЦИЯ В ЕЭС РОССИИ

Развитие рынка электроэнергии в России происходило в несколько этапов - от Федерального (Общероссийского) оптового рынка электроэнергии (мощности) (ФОРЭМ), действовавшего на основании регулируемых государством тарифов, до Нового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ) с рыночной системой ценообразования, введенного в действие на завершающей стадии реформирования электроэнергетической отрасли. Целевая модель НОРЭМ включает в себя рынок долгосрочных двусторонних контрактов, спотовый рынок (рынок «на сутки вперед»), рынок мощности, балансирующий рынок, рынок системных услуг. В условиях НОРЭМ Системный оператор решает свойственные ему задачи с учетом специфики, определяемой либо рыночным, либо директивно-нормативным характером метода их решения.

К задачам, основанным на требованиях технических нормативных документов, относятся:

• планирование, координация и управление процессами ремонтов и обслуживания генерирующего и электросетевого оборудования;

• прогноз электропотребления;

• прогноз гидроресурсов и определение суточных объемов выработки гидрогенерации;

• определение сетевых ограничений;

• формирование требований к техническим параметрам различных классов резервов мощности, используемых в целях регулирования частоты и напряжения;

• планирование графиков регулирования напряжения и использования источников реактивной мощности.

Подходы к решению данного круга задач не претерпели принципиального изменения при переходе к рыночной экономике.

Для другого типа традиционных задач оперативно-диспетчерского управления потребовались и новая постановка, и новые решения. К таким заново сформулированным с учетом рыночных подходов задачам относятся задачи конкурентного отбора:

• поставщиков мощности;

• состава включенного генерирующего оборудования;

• поставщиков электроэнергии при планировании диспетчерских графиков на сутки вперед;

• поставщиков электроэнергии на балансирующем рынке.

К рыночным системным услугам, после формирования необходимых объемов конкурентного предложения, рекомендуется добавить формальные процедуры, касающиеся организации поставок резервов активной мощности, услуг по регулированию частоты и управлению перегрузками электрической сети. В целях получения комплексного непротиворечивого решения определение цен и количественных характеристик обсуждаемых рыночных системных услуг целесообразно осуществлять одновременно (совместно) с определением цен и объемов электроэнергии на рынке «на сутки вперед» и на балансирующем рынке в рамках единой математической задачи сооптимизации поставок электроэнергии и системных услуг.

Другими значимыми направлениями совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике являются:

1. Распространение принципов конкурентного отбора на решение задач долгосрочного планирования режимов и перспективного развития энергосистем.

В первую очередь, это задача оптимального планирования скоординированных графиков ремонтов и технического обслуживания генерирующего и сетевого оборудования на год вперед и задача формирования динамической, имеющей отношение к каждому году перспективного периода, схемы перспективного развития ЕЭС России и ее регионов. Методика решения задачи оптимального планирования на год вперед скоординированных графиков ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования является результатом развития методического подхода, разработанного для решения задачи выбора состава включенного генерирующего оборудования, которая предусматривает применение математических методов смешанного целочисленного программирования (MIP - mixed integer programming). Другими словами, речь идет о создании методики решения комплексной задачи выбора состава включенного генерирующего и электросетевого оборудования. Актуальность решения такой задачи определяется назревшей технико-экономической проблемой, вытекающей из не-

достаточной координации плановых графиков ремонтных компаний, процесса их формирования, а главное - практического выполнения. В рыночных условиях потребность решения этой задачи значительно повышается в силу значительных экономических потерь субъектов электроэнергетики, связанных с вынужденными переносами сроков проведения ремонтных работ.

Дополнительным результатом решения задачи оптимального планирования графиков ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования является объективно сформированный (с учетом ремонтов и резервов) баланс электроэнергии и мощности на предстоящий год, который может использоваться как самими участниками процессов выработки, передачи, распределения и потребления электроэнергии, так и органами регулирования энергетики.

Методический подход к решению задачи оптимального развития энергосистем должен основываться на дальнейших разработках и усовершенствовании методик выбора состава включенного генерирующего и сетевого оборудования.

Для решения задач конкурентного отбора, при активном участии автора, разработаны следующие алгоритмы:

• формирование и актуализация параметров расчетной модели ЕЭС, используемой для проведения оптимизационных расчетов, представляющих собой формальный механизм конкурентного отбора;

• внесение в расчетную модель ценовых заявок, поданных участниками рынка в торговую систему;

• выполнение формальных процедур конкурентного отбора на базе специального программного обеспечения, основанного на решении задачи оптимизации;

• анализ режимов работы и состояния энергосистемы и ее элементов, полученных на основании формального расчета, принятие решения о возможности использования результатов при формировании диспетчерских графиков или графиков строительства объектов энергетики.

2. Разработка действенной системы контроля (мониторинга) за проявлением рыночной силы отдельных участников рынка электроэнергии, снабженная средствами экономического и административного воздействия на участников в случае выявления злоупотреблений рыночной силой. В условиях дерегулирования энер-внедрение такой системы необходимо для своевременного формирования сигналов, позволяющих защитить рыночное сообщество от возможных эпизодических проявлений локального монополизма отдельных участников рынка.

Конкурентный рынок электроэнергии, реализованный в России, охватывает два аспекта торговли электроэнергией:

• плановый (от нескольких лет до нескольких часов до реального времени);

• реальное время (темп принятия решений диспетчером в режиме, близком к реальному времени, и управление в реальном времени, реализуемое автоматическими системами).

Практически все действующие в России конкурентные рынки электроэнергии и конкурентные процедуры работают в режиме планирования.

Исключение составляет балансирующий рынок, занимающий промежуточную позицию и функционирующий как в режиме планирования на несколь-

ко часов вперед, так и в темпе диспетчерского управления. Процедура конкурентного отбора, или аукцион балансирующего рынка, производится в плановом режиме за несколько часов до реализации поставок. Однако, управление генерацией ЕЭС на интервалах времени между аукционами осуществляется диспетчерами в реальном времени. Развитие и автоматизация технологий актуализации расчетной модели ЕЭС России и сбора ценовых заявок от участников рынка предполагает перевод всех процедур балансирующего рынка во временной аспект реального времени.

На рынке «на сутки вперед» все участники подают заявки с указанием двух параметров - цены и соответствующего ей объема либо покупки (спрос на электропотребление), либо продажи (предложение генерации).

Графическая интерпретация двойного ценового аукциона, осуществляемого на рынке «на сутки вперед», приведена на рисунке 1.

Рисунок I иллюстрирует процесс образования конкурентной цены на электроэнергию для рынка, организация которого не предусматривает дифференцированного учета потерь электроэнергии в электрических сетях и сетевых ограничений. Полученная таким образом цена называется равновесной ценой рынка и является единой (и единственной) ценой покупки и продажи электроэнергии. Количественное значение равновесной цены определяется наиболее дорогим (маржинальным) ценовым предложением, необходимым для покрытия последнего мегаватта удовлетворенного спроса.

Объем, МВт-ч

Рис. 1. Графическая интерпретация определения равновесной цены на рынке «на сутки вперед»

Графическая иллюстрация правил ценообразования на рынках, предполагающих учет зависимости цены от места расположения точки присоединения к электрической сети электроустановки участника рынка, визуально не отличается от приведенной на рисунке 1, но:

а) графики спроса и предложения должны быть представлены для каждого узла расчетной модели энергосистемы;

б) значение равновесной цены в каждом узле расчетной модели (узловой цены) определяется наиболее дешевой ценовой заявкой, необходимой для покрытия спроса, равного сумме последнего мегаватта спроса в этом узле и значения потерь в электрической сети при передаче электроэнергии в рассматриваемый узел из узла, в котором находится доступное по пропускной способности сети предложение.

Предложение

Математически маржинальная узловая цена рынка Р^ узла} определяется как частная производная стоимости электроэнергии в узле к, который располагает наиболее дешевым доступным предложением с точки зрения узла у, от нагрузки

(1)

На рынке мощности в процедуре конкурентного отбора включаемого генерирующего оборудования и на балансирующем рынке учитываются заявки только от генерирующих компаний. Спрос на этих рынках в настоящее время формируется Системным оператором средствами прогнозирования электропотребления. Эластичность спроса по отношению к цене в перечисленных задачах на практике не учитывается. Учет заявленной эластичности спроса сбытовых компаний и крупных потребителей должен быть организован по мере оснащения их технологиями управления электропотреблением, что позволит допустить эти компании к формированию спроса в виде ступенчатых ценовых заявок.

Графическая интерпретация ценового аукциона, осуществляемого на балансирующем рынке, рынке мощности и в процедуре выбора состава включенного генерирующего оборудования, приведена на рисунке 2.

Спрос, сформированный Системным оператором

ю &

X

Равновесная цена

Г

Предложение

Объем, МВт-ч

Рис. 2. Графическая интерпретация определения равновесной цены

Решение всех задач конкурентного отбора производится по следующей универсальной схеме:

1) торговая система собирает заявки участников;

2) заявки накладываются на расчетную модель, формируемую и актуализируемую Системным оператором в соответствии с планируемыми системными условиями;

3) производится оптимизационный расчет с учетом системных ограничений - ценовой аукцион, - в результате которого у участников рынка формируются обязательства (графики поставки/покупки и цен);

4) на основании полученного решения определяются режимные параметры ЕЭС и ее элементов, позволяющие реализовать результаты аукциона.

В рассматриваемой модели оптового рынка электроэнергии торговые отношения строятся исключительно на конкурентной основе и в ценах, формируемых с помощью рыночных механизмов ценообразования.

Системные услуги для ЕЭС России должны обеспечивать надежность и качество электроснабжения. Для целевой модели рынка системных услуг автором рекомендованы следующие услуги:

1. Нормированное первичное регулирование частоты.

2. Автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности, осуществляемое за счет автоматической системы регулирования частоты и мощности.

3. Третичные (оперативные) резервы, в том числе вращающиеся резервы и несинхронизированные резервы быстрого старта.

4. Регулирование напряжения.

5. Запуск системы «с нуля».

6. Предоставление нагрузки и (или) генерации для работы противоаварий-ной автоматики.

Оказание системной услуги по вращающимся резервам производится добровольно на основе экономически эффективного планирования и ведения режимов рынка электроэнергии. В предоставлении этой услуги будут также участвовать ресурсы, имеющие резервы для неавтоматического вторичного регулирования. Системная услуга по невращающимся резервам быстрого старта осуществляется также добровольно, но по ценам, определяемым на конкурентном рынке мощности.

В большинстве крупных регионов, находящихся в ведении объединенных диспетчерских управлений, ресурсы для обязательного предоставления услуги «по запуску с нуля» будут назначаться Системным оператором, поскольку потенциальных поставщиков этой услуги мало. Услуга может быть добровольной и производиться на конкурентной основе в тех регионах, где ситуация с поставщиками обратная.

Предоставление нагрузки и (или) генерации для работы противоаварий-ной автоматики связано с функционированием автоматических систем, позволяющих отключать генераторы и потребителей для предотвращения токовых перегрузок линий и нарушений устойчивости. Эта услуга дает возможность Системному оператору увеличить перетоки по определенным сечениям (группам линий электропередачи). Она должна быть обязательной для тех потребителей и генераторов, которые в настоящее время оснащены соответствующими системами автоматики. Дальнейшее развитие данного направления связывается с технологиями векторного измерения и регистрации параметров режима, лежащими в основе СМПР и систем мониторинга запасов устойчивости, и предполагает создание системы более тонкого (по сравнению с дискретным воздействием на отключение) противоаварийного воздействия на регулируемое силовое оборудование энергосистемы.

Показано, что целесообразной является следующая схема взаимоотношений между поставщиками системных услуг, Системным оператором и субъектами электроэнергетики:

1. Системный оператор заключает договор с каждым из поставщиков системных услуг и оказывает всем субъектам электроэнергетики услуги по обеспечению надежного и качественного электроснабжения.

2. Затраты на приобретение системных услуг у их поставщиков включаются в тариф Федеральной службой тарифов как плата за услуги по обеспечению надежного и качественного электроснабжения и оплачиваются всеми плательщиками тарифа.

3. Федеральная служба тарифов устанавливает специальный «тариф системной надежности», по которому будут оплачиваться агрегированные системные услуги. Собранные средства распределяются среди поставщиков услуг в соответствии с их конкретными затратами.

4. Требования к потенциальным или реальным поставщикам системных услуг, а также принципы взаимодействие всех поставщиков системных услуг между собой и с Системным оператором должны определяться государством.

2. НОВАЯ МИССИЯ СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В РЫНОЧНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Миссия и стратегическая цель Системного оператора. Объективная необходимость непрерывного оперативно-диспетчерского управления процессом производства, передачи и распределения электроэнергии в совокупности с новыми задачами, обусловленными статусом Системного оператора как инфраструктурного института рынка, определяют его стратегическую цель и миссию.

Стратегическая цель Системного оператора - создание механизма надежной работы ЕЭС с помощью ценовых сигналов, адресуемых участникам рынка.

Миссия Системного оператора - управление электроэнергетическим режимом в целях непрерывного обеспечения возможности:

• генераторам - вырабатывать (продавать) электроэнергию;

• потребителям - получать (покупать) электроэнергию нормативного качества;

• сетям и генераторам - с оптимальными издержками эксплуатировать оборудование, в том числе своевременно ремонтировать.

Необходимо существенно изменить деловые процессы управления режимами, обеспечивая выполнение миссии Системного оператора в условиях планирования диспетчерского графика. Для этого требуется:

• реинжиниринг функциональной модели Системного оператора;

• построение организационной структуры, адекватной исполняемым функциям;

• увязка системы взаимоотношений субъектов электроэнергетики с новыми функциями и организационной структурой Системного оператора;

• создание материального базиса, соответствующего функциям и организационной структуре.

Системному оператору необходимо на договорной основе обеспечивать баланс интересов участников рынка и требований системной надежности. Приоритетными направлениями деятельности Системного оператора являются:

1. Развитие технологий расчета, анализа и регулирования электроэнергетических режимов.

2. Разработка и дальнейшее совершенствование технологий поддержки торговых процедур и отчетности, обеспечение функционирования конкурентных рынков в электроэнергетике.

3. Улучшение управляемости ЕЭС за счет оптимизации организационной структуры системы оперативно-диспетчерского управления.

4. Повышение функциональной живучести диспетчерских центров и системы оперативно-диспетчерского управления.

5. Увеличение надежности профессиональной деятельности персонала.

6. Реновация компонент действующих информационно-вычислительных и программно-технических систем.

7. Создание инфраструктуры для обеспечения оперативно-диспетчерского управления.

Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики определяет принципы диспетчеризации и необходимость решения следующих основных задач:

• планирование и ведение режимов энергообъектов; планирование и подготовка ремонтных работ;

• обеспечение надежности функционирования энергосистемы, ОЭС и ЕЭС России; выполнение требований к качеству электрической энергии;

• создание условий для экономичной работы энергосистем за счет минимизации затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии;

• предотвращение и ликвидация технологических нарушений (локализация аварий и восстановление нормального режима работы);

• производство переключений, пусков и остановов оборудования. Эффективная диспетчеризация требует адекватной организационной

структуры системы оперативного управления объектами, а также максимально быстрой переработки информации на всех ступенях оперативного управления.

Для качественного изменения этой системы должны быть обеспечены финансовая прозрачность предприятий диспетчерского управления, открытость процессов принятия решений при осуществлении диспетчеризации, внедрена система управления издержками, четко структурирована нормативно-правовая и технологическая оболочка.

Главными задачами Системного оператора следует считать:

• обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России с соблюдением нормативных показателей качества;

• организацию и развитие технологической структуры конкурентного рынка электроэнергии;

• совершенствование технологического управления процессом передачи электроэнергии для реализации принципа недискриминационного доступа субъектов рынка к электрической сети;

• оказание оперативно-технологических услуг всем участникам параллельной работы и субъектам оптового рынка электроэнергии на недискриминационной основе.

Кроме того, Системный оператор обязан выполнять и дополнительные функции, связанные с организацией параллельной работы субъектов рынка: задание системных ограничений для проведения торгов на рынке «на сутки вперед»; расчет, задание и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России, ОЭС и субъектов оптового рынка электроэнергии; анализ работы балансирующего рынка и др.

Анализ деловых процессов, выполняемых Системным оператором, показывает, что фактически в диспетчерском управлении реализуется ограни-

ченное количество глобальных деловых процессов, число которых может быть сведено к пяти основным:

• планирование состава генерирующего и передающего оборудования;

• распределение между генераторами спроса на электроэнергию;

• расчет областей допустимых значений параметров режима с учетом нормативных запасов устойчивости;

• определение принципов действия автоматики;

• организация переключений в электрической схеме.

На три первых деловых процесса в первую очередь влияет переход к конкурентному рынку. На два последних - структурная реформа отрасли.

Цель реинжиниринга заключается в переходе к управлению режимами с помощью адресованных генераторам и потребителям ценовых сигналов, формирующихся в рамках рынка и мотивирующих его участников на добровольное исполнение действий для управления режимом.

Средствами реинжиниринга являются разработка и внедрение деловых процессов диспетчерского управления, адекватных модели конкурентного рынка, а также технологий, необходимых для их поддержания.

Следствием реинжиниринга должно стать неуклонное улучшение показателей надежности работы ЕЭС.

Оптимизация организационной структуры системы оперативно-диспетчерского управления. Изменения и тенденции развития отрасли требуют совершенствования организационной структуры по следующим основным направлениям:

• ликвидация промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских

команд;

• перераспределение функций по диспетчерскому ведению и управлению

между диспетчерскими центрами;

• изменение конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

При прямом управлении объектами диспетчеризации достигаются следующие преимущества:

1. Снижение времени ликвидации технологических нарушений и аварий и, как следствие, минимизация экономического ущерба для участников оптового рынка.

2. Сокращение времени плановых переключений и связанных с ними сетевых ограничений.

3. Повышение экономической эффективности диспетчерского управления, снижение экономических потерь в системе.

4. Повышение оперативности информационного обмена в процессе оперативного управления.

Исключение промежуточных звеньев из схемы прохождения диспетчерских команд приводит к снижению рисков, порождаемых различными факторами.

Верхние уровни диспетчерского управления должны сосредотачиваться на задачах, связанных с управлением режимом. Это определяет необходимость поэтапного пересмотра принципов распределения оборудования по способу диспетчерского управления для максимального освобождения высшего иерар-

хического уровня. Перераспределение функций по диспетчерскому управлению и ведению между уровнями диспетчерской иерархии должно обеспечить условия для оптимального управления электроэнергетическим режимом ЕЭС.

Анализ имеющихся операционных зон диспетчерских центров по ряду таких параметров, как площадь территории, численность населения, установленная мощность генерирующих источников, объем потребления, протяженность и конфигурация электрических сетей, показал их различия и неоднородность (табл. 1). Следствием этого являются неодинаковые объемы решаемых задач и функциональная нагрузка диспетчерских центров.

Таблица 1

Структура операционных зон диспетчерских центров

оэс Параметрь1\^ Востока к & ю 5 и Урала Средней Волги Юга Центра Северо-Запада

Количество РДУ 3 10 9 8 5 17 6

Установленная мощность электростанций, МВт 11444 45945 42602 23940 16150 48812 21000

Количество электростанций с установленной мощностью свыше 5 МВт Общее 17 87 98 49 88 132 105

АЭС 1 - 1 1 1 4 2

ГЭС 2 8 8 4 28 10 35

ТЭС 14 79 89 44 59 118 68

Протяженность линий электропередачи, км 154 кВ - - — - - 2727

220 кВ 15613 24409 20609 8071 4422 22134 5375

330 кВ - - — 2680 2100 | 5542

400 кВ - - — ■ - 127

500 кВ 2219 9482 11653 3688 1997 8698 -

750 кВ - - - - 206 2416 388

1150 кВ - 817 - - - - 1 -

Очевидно, что попытка полностью формализовать задачу представляется крайне сложной из-за многофакторности критериев оценки эффективности существующей системы и параметров, характеризующих операционную зону. Критерием оптимальности конфигурации операционных зон диспетчерского управления следует считать максимальную эффективность функционирования системы. В соответствии с общими положениями оптимизации целевая функция представляет собой функцию эффективности диспетчерского управления, которая зависит от некоторого числа параметров, описывающих ту или иную операционную зону.

Результат, полученный в процессе решения оптимизационной задачи с использованием формализованных параметров, позволяет предварительно оценить оптимальность существующей конфигурации операционных зон и стать

основанием для проведения комплексного многофакторного анализа с целью разработки мероприятий по изменению границ диспетчерской ответственности.

Энергообъединение Содружества Независимых Государств и стран Балтии как объект диспетчеризации. В настоящее время ЕЭС России работает параллельно с объединенными энергосистемами СНГ и Балтии, образуя Восточную синхронную зону. Мощность наиболее крупных электростанций составляет: АЭС - 4000 МВт, ТЭС - 4800 МВт, ГЭС - 6400 МВт.

В состав ЕЭС России входят шесть параллельно работающих ОЭС: Центра, Средней Волги, Северо-Запада, Урала, Юга, Сибири, а также электроэнергетическая система Янтарьэнерго. ОЭС Востока работает отдельно от ЕЭС, хотя имеет слабую электрическую связь на напряжении 220 кВ. Объединенные энергосистемы стран СНГ включают в себя энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Киргизстана, Молдовы, Монголии, Таджикистана, Узбекистана и Украины. В ОЭС стран Балтии входят энергосистемы Латвии, Литвы и Эстонии.

Энергосистемы, входящие в Восточную синхронную зону, представляют протяженную структуру в пределах 6 часовых поясов.

Сложность комплексной задачи оперативно-диспетчерского управления режимами энергообъединения вызывает необходимость ее декомпозиции на ряд взаимосвязанных задач, решаемых на различных ступенях диспетчерского управления (территориальный аспект) и для различных временных уровней.

В ЕЭС России в территориальном аспекте существуют три уровня оперативно-диспетчерского управления. На первом уровне находится Системный оператор — Центральное диспетчерское управление ЕЭС, на втором уровне -семь ОДУ, на третьем уровне - 60 региональных диспетчерских управлений. Декомпозиция на временном уровне традиционно предусматривает следующие виды деятельности:

• долгосрочное планирование режимов (год, квартал, месяц);

• краткосрочное планирование режимов (час, сутки, неделя),

• оперативное управление текущими режимами;

• автоматическое управление нормальными и аварийными режимами.

Задачи Системного оператора в области международной интеграции.

Объединение Восточной синхронной зоны с западной Европой позволяет создать самое большое работающее синхронно электроэнергетическое объединение, которое будет простираться на 9 часовых поясов и иметь суммарно более 860 ГВт установленной мощности. Для России переход на синхронную работу с энергосистемами европейских стран означает интеграцию в европейский рынок.

Преимущества от объединения очевидны. Это оптимизация загрузки электростанций, повышение качества электроэнергии, создание технологической инфраструктуры, без которой невозможен переход к задачам формирования единого евроазиатского пространства. Энергосистемы стран-участниц получат и чисто технические выгоды, связанные с оптимизацией генерирующих мощностей и первичных энергоресурсов за счет сокращения резервов мощности и несовпадения по времени максимумов нагрузки, взаимопомощью в аварийных ситуациях, повышением надежности энергоснабжения и обменом передовыми технологиями.

Сегодня на европейском континенте имеется три крупных независимых энергообъединения: Восточная синхронная зона (ЕЭС/ ОЭС); Северная синхронная зона (NORDEL), в которую входят энергосистемы стран Скандинавии, и Западная синхронная зона (UCTE), включающая энергосистемы 23-х стран континентальной Европы.

Синхронное объединение ЕЭС/ОЭС и UCTE предполагает работу энергосистем с единой частотой. Оно требует точного согласованного регулирования и выполнения общих правил. Значительные технические проблемы связаны с тем, что Западная и Восточная синхронные зоны существенно различаются и по действующим нормам организации внутреннего взаимодействия, и по способам управления. Поэтому совместная работа должна регулироваться специально разработанными правилами, в основе которых лежит неухудшение достигнутого уровня работы, главным образом, надежности энергоснабжения и качества электроэнергии.

Проведенные исследования не выявили каких-либо фундаментальных проблем, препятствующих синхронной работе ЕЭС/ОЭС и UCTE, и позволили принять новую концепцию объединения, предполагающую сохранение, по возможности, в обеих системах действующих норм, стандартов управления, а также разработку минимального набора технических и организационных мер. В работе показаны основные способы передачи электроэнергии по направлению Восток-Запад, технологическое обоснование которых является самостоятельной задачей. При необходимости возможно создание новых структур для управления совместной работой. Главенствующий принцип при разработке этих мероприятий - исключение негативного влияния систем друг на друга после соединения. Запланированы следующие основные работы, затрагивающие технологические аспекты объединения:

1. Анализ установившихся режимов позволит исследовать ряд характерных ситуаций (например, при зимнем максимуме нагрузки или при минимуме потребления летом), как нормальных, так и аварийных, и подробно проанализировать распределение потоков мощности, уровни напряжений и запасы реактивной мощности.

2. Подробные исследования динамического поведения объединенной энергосистемы после крупных возмущений (например, отключение энергоблоков станций или отдельных энергосистем). В качестве расчетных приняты небалансы мощности 3000 МВт в UCTE и 1200 МВт в ЕЭС/ОЭС. Эти небалансы используются для определения возможных ограничений передаваемой мощности и уточнения требований к системам защиты.

3. Анализ межзональных колебаний между отдельными энергоблоками объединения. Если не обеспечить демпфирование колебаний с частотой в диапазоне от 0,1 до 1 Гц, они могут представлять опасность для оборудования, вызывать отключения энергоблоков или линий и перерывы в энергоснабжении.

Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России. Существующие общие стандартные подходы к разработке стратегии развития предполагают последовательность решения следующих задач стратегического менеджмента: определение миссии и целей; разработка стратегии; внедрение и осуществ-

ление стратегического плана; оценка деятельности. Миссия Системного оператора заключается в управлении электроэнергетическими режимами, а стратегической целью компании следует считать создание механизма обеспечения надежной работы.

Для реализации стратегической цели необходимо четко обозначить приоритеты деятельности Системного оператора, которые удовлетворяют четырем принципам: развитие, повышение, улучшение и реновация. Представленные приоритеты деятельности призваны изменить принципы организации диспетчерского управления, которые должны:

• создать прозрачную, проверяемую и эффективную систему планирования и ведения электроэнергетических режимов;

• ввести основные индикаторы оперативно-диспетчерского управления -ценовые сигналы рынка электроэнергии;

• обеспечить разработку диспетчерского графика исходя из критерия максимальной суммарной выгоды участников рынка электроэнергии. Процессы диспетчерского управления должны измениться таким образом, чтобы в диспетчерские центры поступала вся информация, необходимая при проведении расчетов. Для этого в области технических новаций Системному оператору необходимо разработать принципы экономического стимулирования участия генераторов в управлении частотой и перетоками; создать технологию автоматического синтеза расчетной модели узловых цен; внедрить программное обеспечение решения задачи оптимального распределения нагрузки между генераторами и доведения команд управления генерацией до мест исполнения.

Перечисленные выше задачи решены для различных уровней управления на основе централизованных или иерархических систем распределенных вычислений управляющих воздействий. Для их эффективного решения созданы программные комплексы, рассчитывающие установившиеся и переходные режимы.

В ЕЭС России в результате целенаправленных мероприятий по модернизации оборудования и систем регулирования на выделенных электростанциях осуществлен переход на мировые стандарты регулирования частоты.

3. ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Новые требования к системе информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления. Как показывает опыт, основным условием реализации бизнес-процессов управления режимами ЕЭС является качественная информация о состоянии системы. Часть этой информации представляет собой потоки данных с объектов управления об их состоянии и режимах работы (состояние коммутационных аппаратов, значения напряжения, мощности и др.). Обработка поступающей информации ведется в режиме реального времени, поэтому качество принимаемых диспетчером решений и условия работы автоматических систем зависят от надежности и производительности информационных систем, реализующих данный функционал.

Другая часть информации представляет собой поток данных для осуществления долгосрочного и краткосрочного планирования режимов, координации ремонтной деятельности. Эти виды информации не являются оперативными, но от них зависит точность оптимизации, в том числе и экономическая.

В настоящее время к информационным системам Системного оператора требования предъявляются, прежде всего, как к набору подсистем автоматизированной системы диспетчерского управления.

Развитие информационных систем, являясь важным фактором повышения эффективности систем диспетчерского и технологического управления, рассматривается не только как важная организационно-техническая, но и как приоритетная экономическая задача. К первоочередным и критически важным направлениям развития информационных систем относятся:

• совершенствование средств и систем автоматизации процессов технологического управления;

• улучшение технологий передачи, обработки и защиты информации;

• разработка корпоративных информационно-сетевых систем. Согласованное развитие этих направлений имеет ключевое значение для

разработки многофункциональной отраслевой информационной платформы, объединяющей телематические, вычислительные и информационные системы в единый комплекс для решения взаимоувязанных задач управления.

Перспективными направлениями развития информационных систем следует считать:

• внедрение цифровых систем телеметрии объектов и ресурсов электроэнергетики и создание отраслевых защищенных телематических систем;

• развитие технологий управления на основе систем оперативного мониторинга объектов и ресурсов;

• интеграция систем диспетчерского управления, визуализации и отображения информации и развитие технологий управления на основе мониторинга и прогнозирования состояния объектов и ресурсов.

Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС. Одним из приоритетов технологического развития является создание и внедрение в эксплуатацию Системы мониторинга переходных режимов (СМПР), которая позволяет получить необходимую информацию об электромеханическом переходном режиме. Особенностями СМПР, отличающими ее от существующих систем телеметрии, является синхронизация измерений параметров режимов с помощью космических спутников с дискретностью регистрации параметров 0,02+0,2 с.

Цель создания СМПР - повышение качества управления режимами за счет освоения новой технологии синхронизированной векторной регистрации параметров переходных режимов, дополняющей существующую систему телеизмерений ЕЭС/ОЭС.

Задачи, решаемые с помощью СМПР. Основные направления использования СМПР показаны на рис. 3. В процессе эксплуатации и развития СМПР появляется ряд новых задач, решение которых станет возможным в результате изучения динамических свойств энергосистемы на базе детального анализа параметров переходных режимов.

Режим on-line

Мониторинг взаимных углов Оценивание состояния Мониторинг напряжений Визуализация Мониторинг динамической устойчивости Режимное и противоаварийное управление

Рис. 3. Направления использования СМПР Наибольшего эффекта при использовании СМПР удается достичь в процессе анализа причин и последствий технологических нарушений и системных аварий, при верификации динамических моделей, оценивании состояния режимов, визуализации текущего состояния режима и решении задач информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления.

Регистратор СМПР, предназначенный для измерений мгновенных значений токов и напряжений, вычислений, записи и последующей передачи в диспетчерский центр информации, устанавливается на энергообъекте. Характеристики отечественного регистратора приведены в табл. 2. Режимные параметры, к которым относятся частота в каждой фазе, угол между синусоидой напряжения сети и синусоидой 50 Гц, фазные активные и реактивные мощности и их суммарные значения, фазные напряжения и время, записываются и передаются пользователю в виде архивов.

Таблица 2

Характеристики отечественного регистратора

Параметр Единицы измерения Точность регистрации

Частота Гц 0,001

Угол напряжения Градус 0,1

Действующее значение напряжения % 0,3-0,5

Действующее значение тока % 0,3-0,5

Активная и реактивная мощности % 0,3-0,5

Дискретность АЦП Гц 6400-12800

Погрешность времени синхронизации от GPS МКС 20

Для определения максимального допустимого кванта передачи телеинформации, необходимого для решения вышеперечисленных задач, в работе применена методика построения областей колебательной устойчивости, которая основана на исследовании поведения системы при тестовом возмущении.

Обработка отклика на тестовое возмущение (в качестве функции отклика системы рассматривается частота напряжения генератора в точке регулирования) выполняется с помощью дискретного преобразования Фурье, в результате чего рассчитывается режимная частотная характеристика системы.

При подаче возмущения в обмотку возбуждения генератора в режимной частотной характеристике будут присутствовать все (в том числе и низкочастотные) составляющие движения, «наблюдаемые» на данной станции. Очевидно, что количество «наблюдаемых» составляющих движения зависит от схемных условий работы станции в энергосистеме. Таким образом, расчет режимной частотной характеристики крупных станций, работающих на шины высокого напряжения и расположенных вблизи межсистемных связей, позволяет получить представление о частотном спектре всего энергообъединения. Для выполнения этих исследований использована цифровая модель энергообъединения. На рисунке 4 представлены режимные частотные характеристики для ряда электростанций, полученные из расчетов электромеханических переходных процессов.

Рис. 4. Режимные частотные характеристики Из рисунка видно, что резонансные частоты энергосистемы расположены в диапазоне от 0 до 2 Гц. Спектры частот электростанций, входящих в энергообъединение, сугубо индивидуальны, но в каждом из них проявляются различные низкочастотные составляющие (0,05-0,55 Гц), соответствующие взаимному движению различных концентрированных частей или целых энергосистем друг относительно друга, а также собственные резонансные частоты генераторов станций (0,6-1,6 Гц). Появление же резонансов на частотах свыше 2 Гц может быть вызвано только действием устройств регулирования и управления (в основном - каналами стабилизации автоматических регуляторов возбуждения), однако эти составляющие движения в величинах перетоков по межсистемным связям и частоте отсутствуют вследствие инерционности обмотки возбуждения.

Таким образом, для верификации цифровой модели необходимо обеспечить регистрацию режимных параметров со скважностью (степенью дискретизации), позволяющей фиксировать процессы на частотах от 0 до 2 Гц.

Схема регистрации параметров переходных режимов содержит три уровня. На первом уровне (уровень регистратора) проводится измерение токов и напряжений с помощью многофункциональных измерительных преобразователей. Полученная информация о токах и напряжениях нормального режима передается в коммуникационный сервер, синхронизируется с помощью меток точного времени и архивируется. Коммуникационный сервер контролирует текущий режим в соответствии с настройками конфигурационного файла, которые определяют признаки возникновения аварийного режима. Такими признаками являются:

1. Скорость изменения частоты. Уставка конфигурационного файла может быть определена в интервале (0,05+2) Гц с шагом 0,05 Гц.

2. Уровень напряжения, который может иметь значение в интервале (0+120) %.

В случае идентификации аварийного режима производится регистрация его параметров в аварийном архиве. Запись аварийного режима содержит параметры режима, предшествующего аварии, в течение 100 с, и аварийного режима—в течение 1000 с.

Второй уровень СМПР располагается в региональных центрах управления СМПР, находящихся в ОДУ ЕЭС России. На этом уровне размещаются региональные автоматизированные рабочие места СМПР.

Третий уровень СМПР - Центр управления - находится в ОАО «СО ЕЭС». Здесь происходит интеграция параметров аварийных режимов, их анализ и решение задач, перечисленных выше.

Расчет частоты производится с помощью соответствующего сигнала напряжения, который оцифровывается с частотой 12800 Гц и фильтруется цифровым фильтром низких частот, затем определяются моменты перехода напряжения через нуль с использованием линейной аппроксимации в окрестности нуля, и вычисляется период и частота сигнала. Такой подход обеспечивает точность определения частоты 0,001 Гц, мощностей - 0,5 %.

На основе массивов кодов токов и напряжений производится вычисление параметров режима: частоты, действующих значений фазных токов и напряжений; линейного напряжения; активных и реактивных фазных мощностей.

Размещение регистраторов на объектах ЕЭС/ОЭС. Для решения поставленных перед СМПР задач необходимо разместить регистраторы в соответствии со следующими требованиями:

1. Регистраторы необходимо устанавливать в крупных энергоузлах -электростанциях и подстанциях - для возможности верификации и настройки цифровых моделей ЕЭС/ОЭС.

2. При размещении регистраторов необходим учет протяженности структуры ЕЭС/ОЭС. Энергообъекты с регистраторами должны распределяться с Востока на Запад и с Юга на Север ЕЭС/ОЭС. Это позволит контролировать низкочастотные межзональные колебания и определить мероприятия по их демпфированию.

3. Схема размещения регистраторов должна давать возможность измерения межсистемных перетоков с целью оценки поведения различных районов регулирования.

4. Регистраторы целесообразно установить на электростанциях вторичного регулирования частоты для оценки его эффективности.

В соответствии с этими требованиями выбраны места установки регистраторов на 41 объекте ЕЭС/ОЭС.

Анализ низкочастотных колебаний и крутизны частотной характеристики. СМПР предоставляет уникальную возможность изучения динамических характеристик энергообъединения. В работе представлены результаты исследований низкочастотных колебаний, риск появления которых возникает при возможном объединении ЕЭС/ОЭС и энергосистем иСТЕ. Эти колебания с частотами в диапазоне 0,1-2 Гц могут ограничить режим работы системы из-за сокращения перетоков мощности и привести к широкомасштабным технологическим нарушениям.

В настоящее время в энергообъединении иСТЕ наблюдаются незатухающие или слабозатухающие электромеханические колебания.

После расширения иСТЕ в 1995 году межзональные колебания стали присущи всему энергообъединению. Например, на протяжении 2005 года в синхронной зоне Западной Европы возникло не менее шести аварийных ситуаций из-за плохо демпфированных межзональных колебаний. Отклонения частоты при колебаниях были почти постоянными и по оценкам экспертов иСТЕ составляли 10-15 мГц. Полученная с помощью динамической модели оценка суммарной мощности колебаний во всей зоне иСТЕ составила более 1000 МВт. Несмотря на большое внимание, которое уделяется проблеме низкочастотных колебаний экспертами иСТЕ, у них пока нет четких представлений о причинах их возникновения.

Создание СМПР открывает широкие возможности для исследования межзональных низкочастотных колебаний в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.

С помощью СМПР проводится мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях, в процессе которого на основе преобразования Фурье рассчитываются и строятся амплитудно-частотные характеристики регистрограмм частоты. Анализ амплитудно-частотных характеристик показывает, что при технологических нарушениях в ЕЭС/ОЭС появляются колебания с частотами от 0,1 до 0,5 Гц, но амплитуды этих колебаний (0,2-1,5 мГц) незначительны и находятся в пределах точности регистрации частоты.

Для проверки уровня низкочастотных колебаний в установившихся режимах в ЕЭС/ОЭС в 2007 году была проведена регистрация параметров в третью среду декабря и в выходной день 23 декабря на семи объектах ЕЭС/ОЭС, расположенных от Восточной до Западной границ синхронной зоны: Назаров-ская ГРЭС (ОЭС Сибири), Рефтинская ГРЭС (ОЭС Урала), Загорская ГАЭС (ОЭС Центра), Ставропольская ГРЭС (ОЭС Юга), Южноукраинская АЭС и ПС Западноукраинская (ОЭС Украины). Суточные регистрограммы разбивались на отрезки длительностью 30 минут, и для каждого отрезка проводился Фурье-анализ с построением амплитудно-частотных характеристик. Результаты их

анализа показывают, что опасные для динамической устойчивости низкочастотные колебания 0,05-2,5 Гц в настоящее время в ЕЭС/ОЭС отсутствуют.

Регистрограммы, получаемые с помощью СМПР, позволяют уточнить значения крутизны частотной характеристики, которая является важнейшей динамической характеристикой энергообъединения и учитывается при оперативно-диспетчерском управлении, а при анализе аварий, определяет настройку ряда устройств режимной и противоаварийной автоматики. Мониторинг крутизны частотной характеристики в течение 2005-2007 годов показывает, что ее среднее значение составляет 22667 МВт/Гц, максимальное - 28700 МВт/Гц и минимальное -17500 МВт/Гц.

Регистрация частоты, проведенная экспертами иСТЕ в энергообъединении Западной Европы, показывает, что среднее значение крутизны частотной характеристики составляет 25000 МВт/Гц. Сравнивая это значение со средним значением крутизны в ЕЭС/ОЭС, можно сделать вывод, что оба энергообъединения характеризуются близкими значениями этого важного технологического параметра.

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЕЭС РОССИИ

Моделирование режимов ЕЭС/ОЭС является одним из важнейших направлений деятельности по осуществлению оперативно-диспетчерского управления, которое обеспечивает решение задач проверки допустимости, запасов устойчивости и надежности существующих или планируемых режимов, а также соответствия режимов критериям оптимальности.

Традиционный подход к математическому моделированию энергосистем основывается на применении математических моделей, которые должны быть адекватны перечисленным выше задачам.

Процесс математического моделирования содержит несколько этапов:

• выяснение и формулирование математических законов, связывающих основные количественные величины, характеризующие объект или явление;

• решение математических задач для исследования модели;

• сопоставление результатов аналитического исследования математической модели с результатами опыта для проверки ее соответствия объекту исследования и для подтверждения пригодности модели.

Различный характер задач предопределяет различные подходы к определению целесообразной степени подробности математического описания энергосистем, используемого для их решения.

Так, для описания установившихся режимов применяются более подробные модели элементов сети, которые играют существенную роль в определении потокораспределения и уровней напряжения.

Столь же подробное представление этих элементов для моделирования электромеханических переходных процессов, как правило, не требуется. Математические модели, используемые для выполнения расчетов электромеханических переходных процессов, отличаются друг от друга принятыми условиями, допущениями и упрощениями, а также различными формами математического

описания модели. Выбор той или иной модели системы диктуется целями исследования, которое во всех без исключения случаях основано на системе дифференциальных уравнений, записанных для всех элементов системы.

Задачи планирования, базирующиеся на выполнении оптимизационных расчетов, упрощенно учитывают сетевые ограничения, используя линейное математическое описание энергосистемы.

Вследствие такого дифференцированного подхода на предприятиях Системного оператора было сформировано множество различных видов моделей, описывающих одни и те же энергосистемы и их части, но предназначенных для различных целей.

В современных рыночных условиях, которые характеризуются множеством самостоятельных субъектов, функционирующих совместно в единой системе, но имеющих собственные интересы, требования к объективности и обоснованности решений, принимаемых системой оперативно-диспетчерского управления, значительно повысились.

Новые требования повлекли за собой изменение подходов к организации математического моделирования ЕЭС России, ее энергообъединений и энергосистем. В основе нового подхода лежит идея единой расчетной модели ЕЭС России - родоначальницы всех необходимых частных моделей, получение которых должно осуществляться путем применения формальных преобразований.

Впервые разработка принципов формирования единой модели ЕЭС России была выполнена под непосредственным методическим руководством автора диссертационной работы в 2002 году в рамках работ по запуску первого в России конкурентного рынка электроэнергии, действующего в темпе планирования на сутки вперед.

В единой расчетной модели ЕЭС/ОЭС представлены вся системообразующая сеть от 220 кВ и выше, линии более низких классов напряжения, значимые для субъектов рынка с точки зрения корректного описания объемов поставки электроэнергии, границ федеральной сетевой компании, межгосударственных перетоков мощности, выдачи мощности от электростанций, а также электростанции, имеющие установленную мощность более 5 МВт и крупные узлы потребления.

Базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. В настоящее время в Системном операторе ЕЭС создана базовая динамическая модель, дающая возможность объективного анализа динамических свойств энергообъединения.

Базовая динамическая модель должна удовлетворять следующим требованиям:

1. Соответствие структуры и конфигурации схемы модели установившихся режимов.

2. Включение в расчетные модели всех линий 220 кВ и выше без эквива-лентирования. Эквиваленты сетей 110 (154) кВ и ниже представляются в случае, если они оказывают существенное влияние на режим основной сети.

3. Детальное моделирование электростанций, включая генераторы, турбины, котлы и их системы регулирования.

4. Детальное моделирование энергоблоков 200 МВт и выше и каждого блока электростанций суммарной мощностью 800 МВт и выше. Остальные энергоблоки эквивалентируются и замещаются упрощенными моделями.

5. Представление моделей нагрузок их статическими характеристиками.

Базовая динамическая модель регулярно верифицируется с помощью

СМПР. Разработана и периодически, 4-5 раз в год, реализуется процедура, в соответствии с которой при технологическом нарушении, приводящем к значительным небалансам активной мощности, осуществляются следующие шаги:

1. Идентификация аварийного режима. В энергосистемах, расположенных вблизи границ синхронной зоны верифицируется вид возмущения - небаланс мощности, вызванный отключением генерирующей мощности; отделение ОЭС от ЕЭС/ОЭС, либо прочие аварии, приводящие к возникновению значительного небаланса; размер небаланса - 800 МВт и выше; место небаланса, при котором наблюдаются наибольшие отклонения частоты при одних и тех же уровнях возмущения.

2. Регистрация параметров аварийного режима, создание архивов аварийного режима и передача их в Центр управления.

3. Регистрация параметров режима, предшествующего аварии, с помощью оперативно-информационных комплексов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, сбор информации о составе и загрузке генераторного оборудования и располагаемых резервах мощности в предшествующем технологическому нарушению режиме.

4. Расчет параметров переходного режима, вызванного технологическим нарушением в местах их регистрации СМПР, с помощью программно-вычислительного комплекса Е1Л108ТА0.

5. Сравнение зарегистрированных и рассчитанных параметров. В случае их значительного расхождения производится настройка модели изменением параметров тех элементов базовой динамической модели, которые имеют значительные допущения. Таковыми, в первую очередь, являются турбины с регуляторами их скорости и нагрузочные совокупности.

Оценивание состояния электроэнергетической системы. Оперативную информацию составляют телеизмерения и телесигналы, которые поступают в программу оценивания состояния из оперативно-информационных комплексов с «собственных» объектов. В большинстве случаев информации от соседних энергосистем явно недостаточно для создания модели, обеспечивающей качественное решение задач оперативного управления. Поэтому формирование расчетных моделей режимов энергосистем должно производиться по иерархическому принципу. Несомненным преимуществом такого подхода является система ответственности, при которой каждый участник единой системы отвечает за качество описания собственного объекта.

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 по предварительному описанию топологии основной сети и отдельных энергообъекгов - электростанций и подстанций.

Расчетная схема, сформированная в результате решения подзадачи синтеза, содержит к узлов, а телеметрическая система обеспечивает поступление п замеров. Измеряются 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.

Уравнения, отражающие связь между независимыми и измеряемыми параметрами режима, образуют исходную нелинейную систему

У(и',и") = У-\V, (2)

где У,У,\У - «-мерные векторы функции независимых параметров, измеряемых величин, погрешностей измерения соответственно; II', и" — продольные и поперечные составляющие узловых напряжений.

Нелинейная система (2) решается итерационными методами. Ее линеаризованный вид представлен уравнением:

_,ГД£/'"

= AV' - W, (3)

где J' =

Аи

- матрица Якоби размерностью пх2к] AV' - «-мерные

дУ дУ

_dU' 8U\

векторы расчетных значений параметров режима и небалансов; AU', AU" -приращения составляющих независимых переменных.

Необходимым условием существования решения линейной системы (3) является полный ранг матрицы коэффициентов rank J = 2к.

Если в число независимых переменных включить погрешность измерений (W*0), то в этом случае система будет иметь множество решений, и для получения единственного вводится дополнительное условие - минимизация целевой функции

^¿Ы- (4)

/=1

Наблюдаемость зависит как от общего числа измерений, так и от их расположения на схеме замещения. Алгебраические критерии наблюдаемости опираются на проверку свойств матриц коэффициентов линеаризованной системы. Ненаблюдаемость обуславливается дефицитом линейно независимых уравнений в системе (3) и приводит к уменьшению ранга матрицы коэффициентов rank J < 2 к.

Выявить ненаблюдаемость можно в процессе разложения

J = L D, (5)

где Ь - трапециевидная матрица размерности пх2к; Б - верхняя треугольная матрица размерности 2кх2к.

Для проверки наблюдаемости был реализован подход, основанный на сравнении свойств системы уравнений, составленной на основе реальных измерений, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей, и, следовательно, гарантированно наблюдаемой.

В большинстве случаев энергосистемы не располагают информацией о режиме смежных энергосистем в достаточном объеме. Однако для адекватного решения задач моделирования необходимо, чтобы в математической модели были представлены схемы соседних систем, хотя, возможно, и в упрощенном виде.

Планирование режимов ЕЭС России. При планировании и управлении режимами решаются следующие задачи:

1. Выбор состава включенного генерирующего оборудования на неделю вперед с уточнением выбранного состава в течение недели.

2. Планирование режимов ЕЭС России на предстоящие сутки на основании выбранного состава генерирующего оборудования и законтрактованных объемов поставок электроэнергии, формирование прогнозного диспетчерского графика.

3. Оперативное (внутрисуточное) планирование режимов ЕЭС России на некоторый установленный интервал упреждения, формирование поставок электроэнергии в рамках балансирующего рынка.

4. Формирование диспетчерских графиков и другой информации, необходимой оперативному персоналу, инфраструктурным организациям и участникам рынка для управления режимами ЕЭС России в реальном времени в соответствии с целями, установленными действующими нормативными документами (правилами), при условии соблюдения технологических ограничений.

5. Классификация и фиксирование отклонений объемов фактических поставок электроэнергии от договорных значений на оптовом рынке.

Единый бизнес-процесс работы Системного оператора на конкурентном оптовом рынке электроэнергии, включает следующие основные бизнес-процессы.

Синтез и актуализация расчетной модели для планирования режимов энергосистемы. Модель оптового рынка электроэнергии предполагает проведение процедур конкурентного отбора или торгов с использованием единой расчетной модели ЕЭС России. Таким образом, единая расчетная модель используется при решении задач планирования 1-3, приведенных выше.

Формирование единой расчетной модели производится путем синтеза расчетных моделей объединенных энергетических систем (ОЭС) и энергосистем ряда близлежащих зарубежных стран, режимы работы которых влияют на режимы работы ЕЭС России. Расчетные модели ОЭС создаются в соответствующих ОДУ на основе контрольных замеров и ежемесячно уточняются с учетом изменения состава участников рынка, схем присоединения их электроустановок к электрическим сетям ЕЭС, а также при изменении условно-постоянной информации о модели (основное состояние электрических связей, параметры электротехнического оборудования и т.п.). Расчетные модели зарубежных стран разрабатываются в исполнительном аппарате Системного оператора по данным, получаемым от Системных операторов зарубежных энергосистем с

тем же самым регламентом, с которым производится формирование расчетных моделей ОЭС.

При синтезе единой расчетной модели, состоящей из нескольких фрагментов, происходит изменение потоков мощности по отдельным связям. Это объясняется тем, что при расчете установившегося режима отдельно взятого фрагмента используется приближенная информация о схемах и режимах внещ-них энергосистем.

Синтез единой расчетной модели должен выполняться по следующему алгоритму:

• удаляются внешние эквиваленты из расчетной схемы каждого ОДУ (оставляется только фрагмент соответствующей ОЭС);

• полученные фрагменты стыкуются между собой по заданному списку межсистемных ветвей;

• балансирующие узлы находятся во внешних эквивалентах в расчетных схемах всех ОДУ и удаляются при сборке вместе с ними;

• после объединения балансирующий узел единой схемы остается в ЕЭС России;

• при сборке контролируется активная мощность балансирующего узла, существенное изменение которой до и после сборки свидетельствует о несбалансированности режима, поскольку алгебраическая сумма сальдо внешних перетоков активной мощности всех объединяемых фрагментов по определению равна нулю;

• контроль совместимости присылаемых фрагментов включает в себя также контроль совпадения перетоков между ОЭС перед объединением схем ОЭС в единую расчетную модель.

Использование такого алгоритма позволяет определить и локализовать возможные ошибки, объединить списки сетевых ограничений, проверить их полноту и ввести дополнительные, сформировать расчетную модель.

Актуализация расчетной модели ЕЭС России. Под актуализацией расчетной модели ЕЭС России понимается адаптация (один раз в месяц) параметров синтезированной базовой модели к ожидаемым системным условиям: почасовому графику потребления, состоянию топологии электрических сетей, готовности к работе генерирующего оборудования. В ходе процесса актуализации решаются еще две важные задачи: распределение агрегированного электропотребления (прогнозного или заявленного) по узлам расчетной модели и адаптация сетевых ограничений. На выходе процесса актуализации появляется муль-тиинтервальная единая расчетная модель, готовая к выполнению процедур соответствующего конкурентного отбора. Так, для решения задачи выбора состава генерирующего оборудования формируется 168-интервальная модель, для рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка - 24-интервальная.

В настоящее время единая расчетная модель включает в себя более 7000 узлов, 10000 ветвей и 800 генераторов.

В ходе создания технологий синтеза и актуализации расчетной модели ЕЭС России при непосредственном участии и под руководством автора диссертационной работы были разработаны:

• методики разнесения по узлам расчетной модели агрегированного по территориям прогноза электропотребления, сохранения значений заявленных участниками рынка объемов почасового потребления электроэнергии при изменении режимов в ЕЭС, формирования диспетчерских графиков на основании результатов формальных процедур конкурентного отбора;

• регламенты деловых процессов, осуществляемых подразделениями ОАО «СО ЕЭС», ОДУ и РДУ;

• действующее унифицированное программное обеспечение синтеза и актуализации расчетных моделей ОЭС и ЕЭС.

Выбор оптимального состава генерирующего оборудования. Выбор состава работающего оборудования выполняется в режиме «на неделю вперед» с регулярным уточнением результатов в течение недели. Основной (первый за неделю) расчет выполняется с использованием 168-интервальной единой расчетной модели.

Задача оптимизации рассматривается как линейная, часть переменных которой являются бинарными (0/1). К таковым относятся параметры, характеризующие состояние или изменение состояния энергетического блока, подлежащего процедуре конкурентного отбора, на рассматриваемом интервале времени. Целевая функция и большинство ограничений являются интегральными, поэтому решение задачи осуществляется на период времени (для определенности будем считать интервал планирования - неделя, шаг дискретизации - час). Неизвестными являются мощность каждого г'-го генератора в каждый час суток - р\, его состояние (включен - 1, отключен - 0) - s¡, запуск генератора в час t (запущен - 1, нет - 0) - и', останов генератора в час t (остановлен - 1, нет - 0) -

d¡. На вспомогательные переменные накладываются ограничения, моделирующие запуск и останов, необходимые для того, чтобы избежать одновременного включения и отключения:

sj-sj~l=u¡-d¡, u¡+d¡< 1.

Целевая функция задачи оптимизации записывается в виде

168

minf^ZZ^PÍ+Ziuj) (6)

í=l i

где c¡ - ценовая заявка; Z¡ - затраты на запуск генератора.

В набор входят такие ограничения, как диапазон мощности генератора, скорость набора и сброса мощности, мощность вращающегося резерва, сетевые ограничения на перетоки в сечениях, минимальное время нахождения во включенном и отключенном состоянии.

На основании предлагаемого алгоритма был разработан действующий программный комплекс выбора состава включенного генерирующего оборудования, имеющий совместимую базу и общее ядро с программными комплексами расчета установившегося режима, синтеза и актуализации единой расчетной модели, расчета электромеханических переходных процессов, комплексной оптимизации электроэнергетического режима по активной и реактивной мощности.

Планирование режима на предстоящие сутки. Разработаны две математические модели для решения задачи планирования электроэнергетического режима на предстоящий период времени.

Первая модель позволяет решать оптимизационные задачи планирования в условиях неэластичного спроса на электроэнергию.

Вторая модель предусматривает эластичный спрос, задаваемый ценовыми заявками покупателей электроэнергии, которые выражаются нисходящими ступенчатыми характеристиками, где каждой ступени соответствует пара значений: цена и количество, при этом цена на каждой следующей ступени ниже, чем на предыдущей. Вторая модель может быть использована как при решении традиционных задач планирования электрического режима путем комплексной оптимизации с учетом ограничений, так и для проведения двойного ценового аукциона на электроэнергию, например, в рамках рынка «на сутки вперед».

Обе постановки задачи предполагают учет всех известных технологических ограничений электроэнергетической системы, которые представляются нелинейными уравнениями.

5. УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ ЕЭС РОССИИ

Управление режимами ЕЭС России является краеугольным камнем деятельности Системного оператора, определяет его стратегическую цель и миссию и подразделяется на три вида:

• диспетчерское управление, которое осуществляет комплекс мер по оперативному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики силами оперативно-диспетчерского персонала, обеспечивая надежность электроснабжения и качество электроэнергии;

• автоматическое управление нормальными режимами в части регулирования частоты, перетоков активной мощности по линиям электропередачи и их ограничения решает задачу недопущения выхода текущего режима за максимально допустимые границы;

• автоматическое противоаварийное управление предотвращает и локализует аварийные режимы в электрических сетях ЕЭС России, предупреждая развитие аварий в энергосистемах.

Направления совершенствования оперативно-диспетчерского управления в новых экономических условиях подробно рассмотрены в главе 2 настоящей работы.

Регулирование частоты и перетоков активной мощности, как часть режимного управления, играет существенную роль в управлении нормальными режимами энергообъединения ЕЭС/ОЭС, обеспечивая поддержание частоты на нормативных уровнях. Вопросам участия энергосистем синхронной зоны ЕЭС/ОЭС в первичном, вторичном и третичном регулировании частоты уделяется особое внимание Электроэнергетического Совета стран СНГ и Комиссии по оперативно-технологической координации, которой в последние годы руководит автор диссертационной работы.

Повышению эффективности регулирования частоты в ЕЭС/ОЭС способствовала «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъе-

динении стран СНГ и Балтию), утвержденная Решением Электроэнергетического Совета в 2005 году. Концепция разработана под руководством и при непосредственном участии автора и учитывает как опыт организации регулирования частоты в энергообъединении Западной Европы, так и многолетний опыт управления синхронной зоной ЕЭС/ОЭС.

Основные положения Концепции формулируются следующим образом.

1. Все энергосистемы ЕЭС/ОЭС принимают участие в общем и нормированном первичном регулировании частоты, ограничивая ее отклонения как в нормальных режимах (под действием нерегулярных колебаний нагрузки), так и при аварийных изменениях общего баланса мощности.

2. Общее первичное регулирование должно осуществляться на всех электростанциях (по мере их возможности), а нормированное первичное регулирование - на выделенных электростанциях, на которых первичное регулирование имеет требуемые качественные характеристики (зона нечувствительности, ста-тизм, быстродействие) и поддерживается заданный первичный резерв. При возникновении небаланса мощности и изменении частоты в энергообъединении первичное регулирование реализуется в результате действия автоматических регуляторов частоты вращения всех турбин.

3. В энергосистемах всех стран-участниц параллельной работы ЕЭС/ОЭС должно быть реализовано вторичное регулирование за счет поддержания заданного графика суммарного внешнего перетока по внешним межгосударственным связям с коррекцией по частоте. Вторичное регулирование обеспечивает контроль загрузки и экстренную разгрузку транзитных связей в случае возникновения их перегрузки, осуществляя ограничение перетоков по этим связям. Поскольку вторичное регулирование является децентрализованным, оно не обеспечивает качественного регулирования частоты. Поэтому необходимо дополнить его общим вторичным регулированием частоты в энергообъединении.

4. Третичное регулирование предназначено для восстановления регулировочных диапазонов вторичного регулирования, использованных в процессе компенсации небалансов мощности. Оно производится за счет третичного резерва на электростанциях третичного регулирования.

5. Согласованное участие всех энергосистем в первичном, вторичном и третичном регулировании с периодической коррекцией синхронного времени создает постоянное поддержание параметров нормального режима работы энергообъединения в пределах технологических норм.

6. При совместном участии всех энергосистем в первичном регулировании частоты между ними должен быть распределен необходимый суммарный нормируемый первичный резерв энергообъединения. Распределение нормируемого первичного резерва (согласование коэффициентов распределения) должно выполняться ежегодно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии.

Важнейшим условием эффективного регулирования частоты является наличие необходимого объема резервов активной мощности и их оптимальное размещение на территории синхронной зоны. Под руководством автора и при его участии разработана «Методика определения величины и размещения ре-

зервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков», утвержденная решением Электроэнергетического Совета СНГ в октябре 2006 года. Методика определяет следующие требования к вторичному и третичному регулированию частоты:

1. Вторичное регулирование обеспечивает поддержание суммарного внешнего перетока данной энергосистемы на заданном уровне с коррекцией по частоте, то есть полную компенсацию «собственных», возникших в пределах данной энергосистемы, небалансов мощности, и, тем самым, участие в поддержании частоты в энергообъединении.

2. Общее вторичное регулирование в энергообъединении должно выполняться одной из энергосистем - координатором параллельной работы, - которой эта задача поручается всеми субъектами параллельной работы.

3. При соединении энергообъединения стран СНГ и Балтии на параллельную работу с энергообъединением Западной и Восточной Европы общее вторичное регулирование должно быть переведено в режим регулирования суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад с согласованной частотной коррекцией.

4. Региональное и общее вторичное регулирование выполняется по критерию сетевых характеристик, при котором регулируемым параметром (подлежащим сведению к нулю) является ошибка регулирования С, вычисляемая по выражению

в = АР66+Кч-у, (7)

где ДР0б = Ров ~ отклонение обменной мощности Роб (суммарного внешнего перетока) от заданного значения Р^ при номинальной частоте; Кч - заданный коэффициент частотной коррекции; А/ = /- /3 - отклонение частоты/ от заданного значения /3 (номинально 50,0 Гц и 50±0,01 Гц в период коррекции синхронного времени).

5. Ошибка регулирования может быть также определена как разность

между заданной с коррекцией мощностью Р^б и фактической обменной мощностью Р0б района регулирования

0 = Р£-Ро6, (8)

где Р&* = Роб + КЧ-А/ - заданная с частотной коррекцией обменная мощность при текущем отклонении частоты А/.

6. Энергосистемы стран СНГ и Балтии самостоятельно решают вопросы структуры и реализации автоматических систем регионального вторичного регулирования. В случае отсутствия собственной возможности автоматического регулирования энергосистемы со своими соседями могут образовывать зональные районы регулирования в целях совместных действий на договорной основе.

7. Вторичные резервы, необходимые для покрытия расчетных небалансов и колебаний баланса энергосистем, должны устанавливаться совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии и создаются каждой энергосистемой самостоятельно.

8. В качестве третичного («минутного») резерва для восстановления регулировочных возможностей первичного и вторичного регулирования должны использоваться: пуск-останов резервных гидрогенераторов и газотурбинных электростанций и пуск-останов или перевод в генераторный или насосный режим агрегатов гидроаккумулирующих электростанций.

9. В качестве менее быстродействующего третичного резерва могут быть применены загрузка (разгрузка) газомазутных энергоблоков, энергоблоков АЭС и отключение (включение) потребителей - регуляторов. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются энергосистемой (районом регулирования) самостоятельно. Третичный резерв должен быть достаточным для обеспечения эффективного функционирования первичного и вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования, а также для возмещения погрешности планирования баланса мощности и потери генерации.

Требования к определению объемов и размещению резервов активной мощности сводятся к следующему:

1. При выборе объема первичного резерва определяющим фактором является аварийный расчетный небаланс мощности энергообъединения, то есть небаланс, который может привести к аварийному отклонению частоты. Резерв первичного регулирования равняется по величине аварийному расчетному небалансу, принятому в энергообъединении ЕЭС/ОЭС равным ±1200 МВт.

2. Необходимый расчетный резерв первичной мощности распределяется между энергосистемами стран СНГ и Балтии пропорционально их годовой выработке электроэнергии. Коэффициенты распределения С,- общего необходимого резерва между энергосистемами (районами регулирования) рассчитываются в соответствии со следующей формулой

С.-^/^сум, (9)

где Щ - годовая выработка электроэнергии в /-й энергосистеме (районе регулирования); 1Усум - суммарная годовая выработка электроэнергии во всех энергосистемах (районах регулирования) синхронной зоны (энергообъединение стран СНГ и Балтии).

3. Размещение резервов мощности для первичного регулирования рекомендуется выполнять таким образом, чтобы пропускная способность электрической сети не ограничивала их полной реализации. Резервы первичной мощности распределяются внутри каждой энергосистемы по возможности равномерно, что снижает вероятность перегрузки слабых связей и сечений при возникновении аварийных небалансов мощности.

4. Величины необходимых вторичных резервов в каждой энергосистеме и в энергообъединении в целом определяются величинами тех возмущений (небалансов мощности), которые должно компенсировать (подавлять) вторичное регулирование в данном районе регулирования.

5. В случае если величина минимального резерва вторичного регулирования Я по модулю не меньше величины расчетного небаланса мощности энергосистемы, то она рассчитывается как

/? = ±л/а-Ртах + 62-6, (10)

где Ртах - максимум нагрузки в данной энергосистеме (районе регулирования); а = 10 МВт, Ъ = 150 МВт - эмпирически подобранные коэффициенты.

6. В случае если расчетный небаланс мощности в энергосистеме, связанный с потерей генерации, больше величины R, то величина вторичного резерва на загрузку должна приниматься равной его величине.

7. Третичный резерв должен обеспечивать эффективное функционирование вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования частоты и перетоков. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются органом оперативно-диспетчерского управления энергосистемы (района регулирования) самостоятельно.

В настоящее время Системным оператором модернизирована центральная координирующая система автоматического регулирования режима по частоте и активной мощности ЕЭС России, что позволило впервые в отечественной практике привлекать энергоблоки ТЭС к автоматическому управлению режимом ЕЭС России по частоте и активной мощности.

Централизованное противоаварийное управление режимами ЕЭС/ОЭС. Важнейшим средством обеспечения балансирования потребления и производства электроэнергии в режиме реального времени, предотвращения и локализации аварийных режимов в электрических сетях ЕЭС России является система противоаварийного управления. Необходимость применения противо-аварийной автоматики обусловлена рядом особенностей электрических сетей в России: большой протяженностью электрических связей, высокой концентрацией генерирующих мощностей и удаленностью центров производства от центров потребления. Устройства противоаварийной автоматики позволяют при слабых связях обеспечить синхронную работу ЕЭС России в послеаварийных режимах. Они локализуют и предотвращают развитие аварий: нарушения устойчивости, асинхронные режимы, снижения частоты и напряжения, перегрузки оборудования.

Реализация противоаварийного управления достигается воздействием на генерацию, потребление и сетевое оборудование, которое в случае возникновения сетевых ограничений позволяет уменьшить и даже устранить их (помимо сетевого строительства).

Централизованная система противоаварийного управления впервые была создана при непосредственном участии автора и успешно эксплуатируется в ОЭС Урала. Ее основное назначение состоит в обеспечении статической устойчивости при аварийных возмущениях в основной сети 500 кВ ОЭС Урала. Одним из основных блоков является блок расчета послеаварийных режимов, выполняющий следующие функции:

1. Расчет послеаварийных потоков в ветвях схемы замещения, которые необходимы для блока анализа статической устойчивости.

2. Расчет коэффициентов чувствительности дРтн / дРу^я для послеава-

рийной схемы сети, необходимых для блока выбора управляющих воздействий.

Проведенные исследования позволили разработать программный модуль расчета послеаварийного установившегося режима в составе централизованной противоаварийной автоматики ОЭС Урала. На рис. 5 показаны, во-первых, ситуации, когда наступает необходимость в расчете послеаварийного режима, во-вторых, назначение полученных расчетов и, в-третьих, основные алгоритмические особенности ситуационных расчетов.

Рис. 5. Расчет аварийного управления Три алгоритма представлены в блоках А,В,С. Хотя алгоритм С является смешанным (использует идеи алгоритмов А к В), он имеет самостоятельную ценность. Последовательно возникающие ситуации и работа алгоритмов следующие.

А. При возникновении небаланса мощности в узле г схема сети не изменяется. Если располагать частными производными дРлт]- / д.Рузл/, то послеава-

рийные потоки мощности в ветвях могут быть найдены как

ЯР

а»

сгузт

где Р™н/ - послеаварийный активный поток в ветвиРл0И1у- - доаварийный поток активной мощности; А/>,— аварийный небаланс в узле /.

Допущение о линейности режима позволяет перейти от дифференциально малых к конечным приращениям, т.е. осуществить замену:

^лин/ _ ^лин/

дР ■ ~ АР •

и1 УЗЛ1 УЗЛ1

При АРузд =1 это приводит к дРт^ / , где £,"аб - коэффици-

ент наброса мощности на линию) от узла г в доаварийной схеме. Решаемую систему можно записать в виде

АХ,.=В,., х = \,7, (12)

где В,- - вектор с нулевыми компонентами, за исключением 1-й, равной единице; X— вектор-решение при ¿-й ненулевой компоненте в векторе правых частей. Легко убедиться, что процедура решения (12) очень близка обращению матрицы А, что говорит о значительных затратах времени на ее осуществление.

Для каждого узла, в котором возможен наброс мощности, формируется

вектор коэффициентов £,"аб, соответственно весь массив коэффициентов может

быть представлен в следующем виде:

Ц*5 = АРЛЩ), ] = й, / = и, при А/} = 1.

Конечный вид формулы для вычисления потоков в ветвях: рпар _ рО 7.набдр -' лин; ~1 лицу т •

Б. При отключении линии с потоком Рша^ послеаварийные потоки мощности в остальных ветвях могут быть определены следующим образом:

рпаР _ рО ,п0 яр / яр -Глину ~ глащ т гтш(иг лиц ' иглине>

где РдШе - доаварийный поток активной мощности в отключаемой линии I.

Перейдя к конечным приращениям и вычисляя потоки в линиях при единичном потоке в отключаемой ветви, можно получить так называемые коэффициенты отключения При таких условиях коэффициенты равны приращениям потоков в линиях:

= Д^лин/,У=ТД,при АРе=\. (13)

С использованием коэффициентов отключения послеаварийные потоки

определяются следующим образом:

рпар _ р0 ,.орсрО /14\

глии/ ~ -Глину ^ К1] ■глин£- V1 V

При вычислении коэффициентов отключения (при ДРЛИН^=1) данные

описываются как

*Г=^лину>/ = 1,^ = 1,/ (15)

Коэффициенты чувствительности АРЛИН / АРу^ для послеаварийной схемы сети, необходимые для блока выбора управляющих воздействий, могут быть получены в ходе процедуры, аналогичной получению коэффициентов на-броса для доаварийной схемы. Для этого необходимо откорректировать матрицу А в левой части (12) и обратить ее.

Если принять за основу информацию о коэффициентах наброса к"^ для послеаварийной схемы при отключении с номером к, то в соответствии с принципом наложения, справедливым для линейной схемы, поток мощности Р¿пар в послеаварийной режиме в некоторой линии I можно вычислить как

/Г (16)

где Р® - поток в доаварийном режиме (может быть зафиксирован по данным телеметрии); Рщ), - потоки мощности в отключаемой линии к в доаварийном режиме (могут быть известны также по телеметрии) соответственно со стороны узла / и].

Учитывая, что приближенно Р^ = - Рц^, получаем:

Р™? = РЧ + Р°к{1)(к??6 -к$б). (17)

В. Наброс от узловой инъекции в послеаварийной схеме может быть интерпретирован как совмещение отключения ветви и небаланса мощности в узле. При этом последовательность возмущений для линейной цепи значения не имеет. В таком случае при отключении ветви ( после наброса мощности в узле

С\Т\Сг НЯп/

г согласно принципу суперпозиции приращение потока APJ■ ' в ветви у равно:

дротк^.наб/ = ^набдр. + ¿отКд/)„аб; ^ (18)

где АР™5' - приращение потока в ветви £ после наброса в узле г. В свою очередь последнее приращение равно:

А^наб,' = ^н/бАР,, (19)

Соответственно, после подстановки (19) в (18) получаем

дротк<?,наб; = ¿отк/,наб1д/> > (20)

где ^'наб/ - искомый коэффициент; =к^6+ к^КкЦаб.

Последняя формула позволяет эффективно вычислять коэффициенты дРшн /ЭРузл для послеаварийной схемы, пользуясь коэффициентами наброса и

отключения, полученными в доаварийной схеме. Основной объем вычислений связан с решением системы (12), которое выполняется многократно при получении ку* и к"/6 для исходной схемы.

При обновлении телеметрической информации осуществляется только подстановка измеренных значений мощностей. На основании рассчитанных значений мощностей выполняется анализ статической устойчивости.

Таким образом, для большинства аварий расчет коэффициентов наброса для послеаварийнош режима не проводится, что дает ощутимую экономию машинного времени.

Управление электропотреблением. Опыт работы в традиционно сложных условиях прохождения осенне-зимних максимумов нагрузки и сохраняющаяся недостаточность развития энергосистемы по отношению к сложности режимов ее работы показывают, что управление спросом на электроэнергию становится важным и необходимым элементом в управлении режимом работы энергосистемы.

Все методы, управляющие спросом на электроэнергию, можно подразделить на экономические и внеэкономические.

К экономическим методам относятся: увеличение цен на энергию и мощность в периоды и в узлах высокого спроса; повышение платы за присоединение к сети в узлах высокого спроса; скидки для потребителей, снижающих мощность нагрузки.

Внеэкономические методы включают в себя административные ограничения и отключения потребителей сетевыми компаниями, повсеместно используемые в мировой практике для ликвидации и предотвращения аварийных режимов. Для точного понимания сути применяемых административных методов управления важно отметить, что основное различие между ограничениями и отключениями - темп принятия решений об их применении.

С помощью ограничений планируемый режим приводится к допустимым параметрам, т. е. исключается «запланированная» перегрузка энергооборудования. При этом Системный оператор обязан обеспечить допустимость любого из режимов, которые могут сложиться при возникновении нормативных возмущений - выходе из строя генераторов, линий или другого оборудования.

Для того чтобы обеспечить достаточную эффективность вводимых ограничений и минимизировать предпосылки возникновения необходимости применения отключений, требуется высокая координация, тщательное планирование и совместная проработка организационно-технических вопросов.

Чтобы снизить ущерб, наносимый потребителям отключениями, требуются высокая четкость и согласованность действий всех участников, которые нарабатываются тренировками.

В современной рыночной системе отношений наибольший эффект дают методы управления, учитывающие экономические интересы потребителей. В соответствии с этим разработан механизм, который уже в ближайшее время позволит управлять спросом на электроэнергию на возмездной основе. Предлагаемая технология получила название «добровольное ограничение нагрузки».

Добровольное ограничение нагрузки предусматривает экономическое стимулирование снижения энергопотребления за счет выплаты потребителям за каждый непотребленный киловатт-час суммы, существенно превышающей стоимость электроэнергии на оптовом рынке. Источником средств для оплаты должен стать оптовый рынок электроэнергии.

В добровольном ограничении нагрузки может участвовать любой конечный потребитель на договорной основе. При этом не имеет значения, включен ли данный потребитель в графики ограничений, формируемые административно. Если потребитель не желает участвовать в ограничениях за вознаграждение, то он остается участником графиков административных ограничений.

Режим ограничения нагрузки активируется по команде Системного оператора только в отношении конкретных часов и проблемных территорий. При возникновении необходимости в первую очередь ограничения вводятся для участников программы добровольного отключения нагрузки. Если из-за тяжести режима объема добровольного ограничения нагрузки недостаточно, ограничения вводятся уже для потребителей, участвующих в графиках ограничений, формируемых в административном порядке.

Таким образом, у потребителей есть выбор или в первоочередном порядке добровольно снизить потребление электроэнергии и получить за это весомое вознаграждение, или ограничить потребление в соответствии с административно установленным графиком во вторую очередь, после участников программы добровольного ограничения нагрузки, но при этом бесплатно.

Внедрение добровольного ограничения нагрузки повысит эффективность управления спросом, благодаря чему уменьшится объем административных ограничений и снизится вероятность применения отключений потребителей.

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы и заключения:

1. В России создан рынок электроэнергии, состоящий из рынка долгосрочных контрактов, спотового рынка, балансирующего рынка, рынка системных услуг и рынка мощности. В работе предлагается модель балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией, оператором которого является Системный оператор. Разработана и предложена концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой, конкурентной модели рынка электроэнергии и мощности. При проведении аукционов электроэнергии обеспечен учет системных ограничений.

2. В работе определены стратегическая цель и миссия Системного оператора, появившиеся в результате реформирования электроэнергетической отрасли, а также приоритетные направления деятельности на ближайшую перспективу. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и определены задачи их реинжиниринга, улучшающего показатели надежности ЕЭС.

3. Сформулированы задачи и цели электрического соединения ЕЭС/ОЭС и иСТЕ, которое позволит создать единую рыночную платформу на Евразийском континенте. Предложена структура проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и иСТЕ».

4. Разработаны технические требования к создаваемой в ЕЭС/ОЭС Системе мониторинга переходных режимов, значительно повышающей уровень исследований динамических свойств ЕЭС/ОЭС. На базе СМПР проведены исследования низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС при технологических нару-

шениях и в нормальных режимах работы энергообъединения. Регулярный частотный анализ параметров режимов с помощью СМПР показывает, что низкочастотные колебания в диапазоне (0,1-2) Гц хорошо демпфируются и их амплитуды находятся в интервалах погрешности измерений.

5. Сформулированы требования к модели расчета и анализа установившихся режимов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, ориентированные на задачи планирования и управления режимами в условиях конкурентного рынка электроэнергии, приведены технические характеристики расчетной модели ЕЭС/ОЭС.

6. Предложен подход к динамическому моделированию энергообъединения ЕЭС/ОЭС, заключающийся в создании базовой динамической модели, в которой представлены подробные модели систем регулирования основных элементов, определяющих динамическое поведение системы.

7. Разработана процедура верификации базовой динамической модели ЕЭС/ОЭС, основанная на результатах мониторинга динамического поведения энергообъединения с помощью СМПР и его моделирования.

8. Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы.

9. 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.

10. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющей ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющейся важнейшим этапом при формировании диспетчерского графика.

11. Предложен метод решения задачи оптимального планирования режимов, позволяющий определить оптимальный режим работы объектов, при котором достигалась бы максимальная эффективность при заданных критериях экономичности. Решена задача выбора состава работающего оборудования.

12. Сформулированы требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности, которое является одной из основных системных услуг, предоставляемых Системным оператором участникам параллельной работы энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Рассмотрена концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии, в которой впервые сформулированы требования к энергосистемам, входящим в ЕЭС/ОЭС в части первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и мощности.

13. Разработана методика определения объемов и размещения резервов мощности в энергосистемах, входящих в состав синхронного объединения ЕЭС/ОЭС, установлен порядок расчета и размещения первичных и вторичных резервов активной мощности.

14. Предложен принцип и алгоритм централизованного противоаварийного управления, внедренный и успешно функционирующий в ЕЭС России.

15. Разработана технология добровольного ограничения нагрузки, которая предусматривает экономическое стимулирование снижения электропотребления.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих основных публикациях:

1. Аюев Б. И. Применение метода главных компонент при расчете псевдоизмерений для задачи оценивания состояния / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. В. Липес // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. - Иркутск : Изд-во СЭИ СО АН СССР, 1982. - С. 95-104.

2. Аюев Б. И. Синтез системы моделей для задачи управления электрическими режимами ЭЭС / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. В. Липес // Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. - Новосибирск : Наука, 1985.

3. Аюев Б. И. Опыт применения задачи оценивания состояния в оперативном управлении ОЭС Урала / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. П. Копсяев // Электрические станции. -1986.-№9.-С. 40-43.

4. Липес А. В. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала / А. В. Липес, Б. И. Аюев // Информационное обеспечение: Задачи реального времени в диспетчерском управлении. - Каунас : Изд-во Ин-та физ.-техн. проблем энергетики АН Литовской ССР, 1989. - С. 30-35.

5. Аюев Б. И. Алгоритмы управления аварийными режимами энергетических систем / Б. И. Аюев, В. В. Зубарев // Управление и автоматизация электроэнергетических систем : Меж-вуз. сб. науч. тр. - Новосибирск : Изд-во НЭТИ, 1991. - С. 83-90.

6. Аюев Б. И. Система противоаварийного управления Уральской энергосистемой на ЭВМ ЕС1011 / Б. И. Аюев, Е. А. Мошкин, Б. И. Слодарж // Управляющие системы и машины / Ин-т кибернетики им. В. М. Глушкова. - Киев. - 1991.-№4.-С. 120-129.

7. Аюев Б. И. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго / Б. И. Аюев, В. Д. Ермоленко, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник ФЭК России. -1998. - № 6. - С. 67-71.

8. Аюев Б. И. Определение параметров радиальных узловых эквивалентов в ЦПА ОЭС Урала / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ-УПИ : Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. - С. 207-211.

9. Аюев Б. И. Реформа диспетчерского управления как фактор улучшения инвестиционного климата в электроэнергетике / Б. И. Аюев // Энергетик. - 2002. - № 12. - С. 4-5.

10. Аюев Б. И. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений / Б. И. Аюев, А. Т. Демчук, В. Л. Прихно // - 2002. - № 5. -С. 9-12.

11. Аюев Б. И. Оптовый рынок электроэнергии и реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 16-19.

12. Аюев Б. И. Системная надежность / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 237-249.

13. Аюев Б. И. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Материалы докл. V Всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России», 10-12 ноября 2004 г. - Томск : Изд-во ЦНТИ, 2004. - С. 49-54.

14. Аюев Б. И. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в связи с запуском конкурентного сектора «5-15%» оптового рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». - Томск : Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. - С. 27-30.

15. Аюев Б. И. Планирование режимов энергосистем в целях обеспечения надежности / Б. И. Аюев // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В. П. Горелова, Н. Н. Лизалека. - Новосибирск : Изд-во Но-восиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. - С. 7-9.

16. Аюев Б. И. Принципы диспетчеризации электроэнергетики / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качест-

во, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 13-15.

17. Аюев Б. И. Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Электронное обозрение / Ин-т проблем моделирования в энергетике HAH Украины. - Киев. - 2004. - № 6. - С. 73-83.

18. Аюев Б. И. Основные технологические задачи Системного оператора / Б. И. Аюев, Е. В. Машалов, В. Г. Неуймин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004, № 12 (42): Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2004. - С. 27-30.

19. Аюев Б. И. Выбор оптимального состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, В. Г. Неуймин, А. С. Александров // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». - Томск : Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. - С. 31-33.

20. Аюев Б. И. Оптимизация состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, В. Г. Неуймин, А. С. Александров // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В. П. Горелова, Н. Н. Лиза-лека. - Новосибирск : Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. - С. 10-12.

21. Аюев Б. И. Оптимизация структуры диспетчерского управления / Б. И. Аюев, П.М. Ерохин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П. И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2005. - С. 9-14.

22. Аюев Б. И. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, В. Г. Неуймин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. - 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П.И. Бартоломей; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». -Екатеринбург, 2005. - С. 15-22.

23. Аюев Б. И. Вариант реализации балансирующего рынка электроэнергии в России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы : Межвуз. науч. сб. - Уфа : УГАТУ, 2005. - С. 288-292.

24. Аюев Б. И. Организация рынка системных услуг в ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа : Материалы второй науч.-практич. конф. / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. - Киев, 2005. - С. 16-20.

25. Ayuyev В. I. The Software Complex of Optimal Power Flow Solution for United Power System of Russia in a Competitive Eiectricity Market / В. I. Ayuyev, P. M. Yerohin, V. G. Neuymin, E. V. Mashalov, N. G. Shubin // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27-30 June 2005). Paper №696.

26. Ayuyev В. I. Unit Commitment with Network Constraints / В. I. Ayuyev, P. M. Yerohin, V. G. Neuymin, N. G. Shubin, A. A. Alexandrov // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27-30 June 2005). Paper № 697.

27. Аюев Б. И. Информационная система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ-УПИ. -2005, № 12 (64) : Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П. И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». - Екатеринбург, 2005. - С. 29-31.

28. Аюев Б. И. Принципы организации международной системы мониторинга переходных режимов I Б. И. Аюев // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. -Киев, 2006.-С. 7-11.

29. Аюев Б. И. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Инта проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2006. -С. 12-20.

уГ

30.AyuevB. International Scientific Conference & Exhibition 'Monitoring of Power System Dynamic Performance'/ B. Ayuev, Y. Kulikov, M. Korolev // ELECTRA. - 2006. - № 228. - P. 18-26.

31. Ayuev B. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: Application for Digital Model Validation / B. Ayuev, Y. Kulikov //// Third International Conference on Critical Infrastructures (Alexandria, VA, USA, 25-28 September 2006).

32. Ayuev B. IPS/UPS Wide Area Measurement System / B. Ayuev, P. Erokhin, Y. Kulikov // CI-GRE Session 41 (Paris, 27 August - 1 September 2006). Paper C2-211.

33. Аюев Б. И. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Ю. А. Куликов // Технологии управления режимами энергосистем XXI века : Сб. докл. Всерос. науч.-пракгич. конф. (Новосибирск, 29-30 сентября 2006 г.) / Отв. ред. А. Г. Фишов. - Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2006. - С. 83-92.

34. Аюев Б. И. Взаимосвязь задач планирования электроэнергетических режимов и проведения аукционов на конкурентных рынках электроэнергии / Б. И. Аюев, А. А. Багрянцев, Е. В. Машалов, В. Г. Неуймин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2007. - С. 8-17.

35. Аюев Б. И. Обеспечение операционных резервов на территории синхронной зоны Европы / Б. И. Аюев, К А. Никишин, П. М. Ерохин / Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. - Киев, 2007. - С. 18-27.

36. Аюев Б. И. Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России / Б. И. Аюев. - Екатеринбург : УрО РАН, 2007. - 107 с.

37. Ayuev В. PMU Application for UPS/IPS Dynamic Performance Monitoring and Study / B. Ayuev, P. Erokhine, Y. Kulikov // CIGRE Session 42 (Paris, 24-29 August 2008). Paper C2-101.

38. Opadchiy F. Y. The Impact of the Capacity Market on Providing the Power System Reliability / F. Y. Opadchiy, A. M. Kataev, В. I. Ayuev // CIGRE Session 42 (Paris, 24-29 August 2008). Paper C5-304.

39. Аюев Б. И. Концептуальные основы рынка мощности в ЕЭС России / Б. И. Аюев // Электрические станции. - 2008. -№ 8. - С. 4-8.

40. Аюев Б. И. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев, А. С. Герасимов, А. X. Есипович, Ю. А. Куликов // Электричество. - 2008. - № 5. - С. 2-7.

41. Аюев Б. И. Анализ эффективности вычислительных моделей расчета установившихся режимов электрических систем / Б. И. Аюев, В. В. Давыдов, В. Г. Неуймин // Электричество. - 2008. - № 8. - С. 2-14.

42. Аюев Б. И. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах / Б. И. Аюев, В. В. Давыдов, П. М. Ерохин, В. Г. Неуймин. -М.: Флинта: Наука, 2008. -256 с.

43. Аюев Б. И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы / Б. И. Аюев. - Екатеринбург: УрО РАН, 2008. - 276 с.

Подписано в печать 16.10.2008 г. Формат 60x84/16 Бумага типографская № 1 Офсетная печать Тираж 200 экз. Заказ 532

Усл. печ. л. 2,79 Уч.-изд. л. 2,0

Ризография НИЧ ГОУ ВПО УГТУ-УПИ 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира 19

Список использованных сокращений.

Введение.

Глава 1. Рынок электроэнергии и его реализация в ЕЭС России.

1.1. Этапы развития рынков электроэнергии.

1.1.1. Опыт реформирования электроэнергетики зарубежных стран

1.1.2. Рынок электроэнергии Англии и Уэльса.

1.1.3. Рынок электроэнергии РЖ.

1.1.4. Рынки электроэнергии Западной Европы.

1.2. Рынок электроэнергии в России.

1.2.1. Предпосылки рыночных реформ электроэнергетики России.

1.2.2. Новый конкурентный оптовый рынок переходного периода.

1.2.3. Новый рынок электроэнергии и мощности.

1.2.4. Структура и участники рынка.

1.2.5. Концептуальная модель рынка системных услуг для ЕЭС России

1.2.6. Юридическая структура рынка системных услуг.

1.2.7. Балансирующий рынок.

1.3. Принципы ценообразования на рынке электроэнергии.

1.3.1. Принцип маржинального ценообразования.

1.3.2. Аукционы электрической энергии.

1.4. Выводы.

Глава 2. Новая миссия системы оперативно-диспетчерского управления в рыночной электроэнергетике.

2.1. Миссия и стратегическая цель Системного оператора.

2.2. Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики.

2.2.1. Принципы диспетчеризации электроэнергетики.

2.2.2. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления.

2.3. Оптимизация организационной структуры системы оперативнодиспетчерского управления.

2.3.1 Ликвидация промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд.

2.3.2. Перераспределение функций диспетчерского ведения и управления между диспетчерскими центрами.

2.3.3. Изменение конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

2.4. Объект диспетчеризации - энергообъединение Содружества Независимых Государств и стран Балтии.

2.4.1. Формирование ЕЭС/ОЭС.

2.4.2. Структура и основные показатели ЕЭС/ОЭС.

2.4.3. Балансы мощности и взаимодействие ЕЭС/ОЭС с энергосистемами дальнего зарубежья.

2.4.4. Управление режимами ЕЭС/ОЭС.

2.5. Задачи Системного оператора в области международной интеграции энергообъединений.

2.5.1. Цель объединения.

2.5.2. Существующие объединения электроэнергетических систем в Европе.

2.5.3. Варианты объединения.

2.5.4. Технические предпосылки синхронного объединения.

2.6. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России.

2.6.1. Приоритеты деятельности Системного оператора.

2.6.2. Задачи планирования и управления режимами ЕЭС.

2.7. Выводы.

Глава 3. Информационное обеспечение оперативно-диспетчерского управления.

3.1. Новые требования к системе информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления.

3.2. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС.

3.2.1. Цель создания.

3.2.2. Системы мониторинга в крупнейших энергосистемах мира.

3.2.3. Технические требования к регистратору СМПР.

3.2.4. Структура СМПР ЕЭС/ОЭС.

3.2.5. Выбор мест установки регистраторов.

3.2.6. Схема установки цифровых регистраторов в ЕЭС/ОЭС.

3.3. Задачи, решаемые с помощью СМПР.

3.3.1. Мониторинг низкочастотных колебаний.

3.3.2. Экспериментальное определение крутизны статических характеристик энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

3.4. Выводы.

Глава 4. Моделирование и планирование электрических режимов

ЕЭС России.

4.1. Моделирование режимов ЕЭС/ОЭС.

4.1.1. Синтез расчетной модели установившегося режима энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

4.1.2. Математическая модель динамического поведения электроэнергетической системы

4.1.3. Базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС

4.1.4. Верификация БДМ.

4.2. Оценивание состояния электроэнергетической системы.

4.2.1. Методика и алгоритм одноуровневого оценивания.

4.2.2. Иерархические расчеты режимов в пользу нижнего уровня.

4.2.3. Иерархические расчеты режимов в пользу верхнего уровня.

4.3. Планирование диспетчерских графиков.

4.3.1. Новые требования к организации планирования диспетчерских графиков.

4.3.2. Бизнес-процесс планирования расчетного диспетчерского графика.

4.4. Синтез и актуализация расчетной модели для планирования режимов энергосистемы.

4.4.1. Синтез расчетной модели ЕЭС России.

4.4.2. Актуализация расчетной модели ЕЭС России.

4.5. Технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.

4.5.1. Выбор оптимального состава включенного генерирующего оборудования.

4.5.2. Технология согласования результатов аукционов электроэнергии «на сутки вперед».

4.5.3. Задачи планирования электроэнергетических режимов и проведение аукционов в условиях конкурентного рынка электроэнергии.

4.6. Выводы.

Глава 5. Управление электрическими режимами ЕЭС России.

5.1. Управление нормальными режимами.

5.2. Регулирование частоты и активной мощности.

5.3. Определение объемов и размещение резервов активной мощности

5.3.1. Объемы и размещение первичных резервов.

5.3.2. Объем и размещение вторичного резерва активной мощности

5.3.3. Объем и размещение третичного резерва активной мощности

5.4. Централизованное противоаварийное управление режимами ЕЭС/ОЭС

5.4.1. Роль противоаварийной и режимной автоматики в функционировании энергосистемы.

5.4.2. Управляющие воздействия на генерацию, потребление и сетевое оборудование.

5.4.3. Проблемы системы ПАУ в России, требующие решения.

5.4.4. Противоаварийное управление и рынок дополнительных системных услуг.

5.4.5. Централизованная система противоаварийного управления

ОДУ Урала.

5.4.6. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала.

5.5. Управление электропотреблением.

5.5.1. Методы управления спросом.

5.5.2. Административные методы управления.

5.5.3. Планирование применения ограничений и отключений. Субъекты и их функции.

5.5.4. Управление электроснабжением в регионах повышенного риска

5.5.5. Экономические методы управления.

5.6. Выводы.

В обозримом будущем роль и место России в мировом сообществе будет определять ее способность привлекать масштабные инвестиции в реальный сектор национальной экономики. Одним из факторов, понижающих инвестиционный рейтинг страны, является дорогая и (или) некачественная индустриальная инфраструктура. Поскольку ее улучшение, в свою очередь, требует инвестиций, возникает необходимость приоритетного привлечения мировых финансовых ресурсов в инфраструктурные отрасли нашей страны.

К важнейшим элементам индустриальной инфраструктуры относится электроэнергетика, основой которой является Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) России. По праву считаясь надежным базисом будущего экономического роста страны, ЕЭС России в течение последних лет испытывает недостаток капиталовложений. Необходимость мобилизации значительных ресурсов при недостаточности госбюджетного финансирования стала одной из причин готовности российского общества к конкретным шагам по пути привлечения частных инвестиций в электроэнергетику.

Инвестиционная привлекательность электроэнергетической отрасли определяется политической стабильностью государства, перспективами развития страны, а следовательно, электропотребления, прозрачностью и объективностью правил электроэнергетического рынка, эффективностью использования существующих электроэнергетических активов, в частности, электрических станций, степенью свободы выбора, предоставляемой участникам рынка, уровнем организации оперативно-диспетчерского управления. Мировой опыт развития электроэнергетики показывает, что инвестиционная привлекательность тесно связана с процессом перевода электроэнергетики на рыночные рельсы развития, важными индикатором которого являются институциональные реформы, заключающиеся в реструктуризации, приватизации и дерегулировании отрасли. Это разные, но одинаково значимые стороны реформирования электроэнергетики, соответствующие логике практической деятельности. В результате реструктуризации отрасли появляется возможность организационно отделить потенциально конкурентные предприятия электроэнергетики, обеспечивающие генерацию и сбыт электроэнергии, от предприятий, относимых к естественно монопольной сфере (как это видится на текущий момент времени). В результате приватизации у предприятий, занимающихся потенциально конкурентной деятельностью, форма собственности изменяется с государственной на частную. Появляются владельцы, заинтересованные в рациональной эксплуатации имущества, сочетающейся с эффективным управлением процессом совместного функционирования объектов электроэнергетики. Дерегулирование позволяет ввести рыночную систему ценообразования и снять экономические ограничители, сводящие на «нет» заинтересованность владельцев энергетического оборудования в снижении издержек.

Во многом эффективность деятельности участников рынка, работающих в составе энергосистемы, определяется качеством и объективностью оперативно-диспетчерского управления.

В сложившихся экономических и политических условиях, в которых работает электроэнергетическая отрасль России с 1991 года, реформа отрасли 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».

На практике поставленная цель достигается при решении комплекса задач по оптимальному планированию 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 функционировании 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 эту область науки внесли Адонц Г.Т., Арзамасцев Д.А., Баринов В.А., Баркан Я.Б., Бартоломей П.И., Бердин A.C., Богатырев JI.JL, Бушуев В.В., Вагин Г.Я., 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., Железко Ю.С., Журавлев В.Г., Идельчик В.И., Карташов И.И., Китушин В.Г., Кучеров Ю.Н., Крумм JI.A., Курбацкий В.Г., Манусов В.З., Паламарчук С.И., Портной М.Г., Розанов В.И., Руденко Ю.Н., Семенов В.А., Со-валов С.А., Строев В.А., Суханов O.A., Тарасов В.И., Тимофеев Д.В., 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 [77, 151] конкурентного рынка электроэнергии, первым инфраструктурным институтом которого является Системный оператор, образованный для решения комплекса задач в новых экономических условиях.

Следует отметить существенный вклад, который внесли в развитие рынка электроэнергии в России такие ученые как Баринов В.А., Воропай Н.И., Гамм А.З., Гительман Л.Д., Кучеров Ю.Н., Паламарчук С.И., Ратников Б.Е., Фишов А.Г., Эдельман В.И. и др.

Большое значение в развитии теории и практики рынка электроэнергии имеют труды таких зарубежных ученых, как Arroyo J., Averch Н., Conejo J., и

Chen L., Das D., Johnson L., Fink L., Ilic M., Galiano F.D., Gerald В., Kockar I.Z., Littechild S.C., Motto A.L., Herts D.B., Hogan В., Hunt S., Sheble G.B., Shuttleworth G.

Проводимая реструктуризация связана с декомпозицией интегрированных структур отрасли, введением конкуренции и выбора. При этом особую роль в достижении поставленных перед системой оперативно-диспетчерского управления целей играет технология управления режимами ЕЭС, обеспечивающая решение противоречивых задач - эффективной работы рынков и сохранения нормативного уровня надежности энергоснабжения потребителей.

В настоящей диссертационной работе впервые сделан комплексный анализ 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 в перспективе нормативного уровня надежности энергосистемы страны и ее регионов. В работе исследованы 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.

Актуальность проблемы. Новые экономические условия, в которых работает электроэнергетическая отрасль, потребовали разработки новых принципов и подходов в области управления режимами, а также требований к системе оперативно-диспетчерского управления. Наибольшие изменения касаются тех задач Системного оператора, решение которых определяется их рыночной сущностью. К таковым относятся задачи конкурентного отбора:

- поставщиков мощности;

- состава включенного генерирующего оборудования;

- поставщиков электроэнергии при планировании диспетчерских графиков на сутки вперед;

- поставщиков электроэнергии на балансирующем рынке.

Кроме того, новых постановок потребовали задачи, решаемые в рамках рынков системных услуг. К этому кругу относятся задачи по регулированию частоты и напряжения, поддержанию необходимых объемов резервов активной мощности, развороту электростанций «с нуля» и др.

Главные требования к решению всех перечисленных задач - прозрачность алгоритмов и объективность результатов. Выполнение указанных требований возможно только при формализации принятия решений на основе беспристрастного математического моделирования.

Поэтому в настоящей диссертационной работе представлено решение проблем, которые являются актуальными для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны и связаны с основанным на математическом моделировании поведения энергосистем управлением режимами, с изменениями принципов работы системы оперативно-диспетчерского управления, созданием новой стратегии работы Системного оператора, его информационным обеспечением, разработкой расчетных моделей ЕЭС и их верификацией.

Цели и задачи исследования. Цель работы заключается в формировании новых требований к оперативно-диспетчерскому управлению в условиях работы рынка электроэнергии и международной интеграции энергообъединений.

В ходе достижения поставленной цели в работе были получены следующие научные и практические результаты:

1. Разработаны новые принципы диспетчеризации электроэнергетики с оптимизацией организационной структуры оперативно-диспетчерского управления.

2. Определены объекты диспетчеризации и задачи при объединении со странами ИСТЕ, энергообъединениями Содружества Независимых Государств (СНГ) и стран Балтии (ЕЭС/ОЭС), а также стратегия развития Системного оператора.

3. Создана система мониторинга переходных режимов (СМПР) ЕЭС/ОЭС как подсистема информационного обеспечения Системного оператора. Определены структура, схема установки регистраторов и основные задачи, решаемые с помощью СМПР.

4. Предложены принципы и методы моделирования режимов электроэнергетической системы, разработана динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Приведены алгоритмы оценивания состояния, синтеза и актуализации расчетной модели электроэнергетической системы.

5. Рассмотрены технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.

6. Для повышения управляемости ЕЭС России разработаны принципы регулирования частоты и активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС, предложены подходы к определению объемов и размещению резервов активной мощности. Рассмотрены проблемы противоаварийной и режимной автоматики (ПА и РА).

Методы исследования. Приведенные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных энергосистем. В работе использовались методы качественного анализа, концептуального проектирования и математического моделирования, обеспечивающие адекватную декларированным целям постановку задач и их решение, адаптированное для технологического применения.

Обоснованность и достоверность результатов научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается их внедрением в работу системы оперативно-диспетчерского управления и расчетными экспериментами.

Научная новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований разработаны и 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. Разработан методологический подход к совершенствованию организационной структуры диспетчерского управления. Показано, что эффективность оперативно-диспетчерского управления повышается за счет ликвидации промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд, перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению и изменению конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

3. Определено, что важнейшим направлением международной деятельности Системного оператора в области интеграции энергообъединений является работа по подготовке электрического соединения ЕЭС/ОЭС и ИСТЕ, которое позволит снизить объемы оперативных резервов мощности и предоставит возможность торговли электроэнергией. Проведен научный анализ функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы, ее совместимости и вариантов синхронной работы с ЕЭС России и ОЭС стран СНГ и Балтии.

4. Решена важная научно и организационно-техническая, а также приоритетная экономическая задача - создание системы мониторинга переходных режимов, которая дает точное представление о динамическом поведении электроэнергетической системы и позволяет проводить мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях и авариях.

5. 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 основе реальных измерений, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей.

6. Рассмотрены различные аспекты планирования диспетчерских графиков, определяющих степень реализуемости и качество планирования режимов.

Разработана и внедрена технология создания единого диспетчерского графика, обеспечивающая участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

7. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющие ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющиеся важнейшим этапом формирования диспетчерского графика.

8. Предложены методы решения задачи оптимального планирования режимов и выбора состава работающего генерирующего оборудования. Разработана модель ценового аукциона, предполагающего объединение задачи проведения ценового аукциона (определения узловых цен) и планирования режима работы энергосистемы с учетом технологических и технических ограничений, построенная на минимизации стоимости генерации.

9. Предложена модель балансирующего рынка, обеспечивающая минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией. Разработана концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой модели конкурентного рынка электроэнергии и мощности.

10. Разработана концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии в части общего и нормированного первичного регулирования и реализации вторичного и третичного регулирования.

11. Предложен принцип и алгоритм централизованной системы противо-аварийного управления, внедренный и успешно функционирующий в ЕЭС России, а также технология добровольного ограничения нагрузки (ДОН).

Практическая ценность и реализация результатов работы. Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Практическая полезность работы состоит в предложении принципиально новой модели оперативного ведения режимов, обеспечивающей возможность использования рыночных отношений в качестве основного регулирующего механизма развития и функционирования электроэнергетической отрасли. Алгоритмы и методики, представленные в работе, составили основу программных комплексов, обеспечивающих функционирование процедур конкурентного отбора при выборе состава включенного генерирующего оборудования, рынка электроэнергии «на сутки вперед», балансирующего рынка. Они позволили создать концепцию единой технологии формирования договорных отношений участников оптового рынка в ходе краткосрочного планирования и управления электроэнергетическим 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.

Научные статьи, монографии и учебные пособия автора являются в настоящий момент базовыми источниками знаний в процессе подготовки инженерных и научных кадров для реформированной электроэнергетической отрасли.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала (Свердловск, 1982 г.); на восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова (Свердловск, 1988 г.); на IX юбилейной научно-практической конференции Уральского политехнического института им. С.М. Кирова (Свердловск:, 1990 г.); на X научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем» (Каунас, 1991 г.); на всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта» (Днепропетровск, 1995 г.); на первой научно-технической конференции Уральского отделения академии наук РФ (Екатеринбург, 1995 г.); на первой всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); на международном семинаре «Либерализация и модернизация электроэнергетических систем: управление перегрузками электрической сети» (Иркутск, 2003 г.); на международной научно-технической конференции «Электроэнергия и будущее цивилизации» (Томск, 2004 г.); на второй международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2004 г.); на второй всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» (Екатеринбург, 2004 г.); на второй международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (Новосибирск, 2004 г.); на пятом всероссийском совещании «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2004 г.); на третьей международной конференции Power Tech 2005 (Санкт-Петербург, 2005 г.); на третьей международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2005 г.); на четвертой международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2006 г.); на третьей международной конференции on Critical Infrastructures, (Александрия, VA, USA, 2006 г.); на международной научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века» (Новосибирск, 2006 г.); на международной научной конференции «Мониторинг динамики электроэнергетических систем» (Москва, 2006 г.); на пятой международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2007 г.); на международной конференции «Релейная защита и автоматика современных энергосистем» (Чебоксары, 2007 г.); на двадцатом конгрессе of World Energy Council (Рим, 2007 г.); на международной научной конференции «Мониторинг динамики электроэнергетических систем» (Москва, 2008 г.), на 41 и 42 сессиях CIGRE (Париж, 2006 и 2008 г.г.); на III международной научно-технической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (Екатеринбург, 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 (протокол 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 от 15.12.2002 № 88), (Москва, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», 2003 г.).

-либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

-проблемам создания автоматизированной системы 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, 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 «Системный оператор» совместно с Некоммерческим предприятием «Администратор торговой системы» (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 22.07 - 23.07.2002 №19-КС) (Москва, 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, 2002 г.). Различные аспекты диссертации были положены в основу работы семинаров и совещаний РАО «ЕЭС России», открытого акционерного общества «Системный оператор Единой электроэнергетической системы» (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 Западной Европы, США, Бразилии, Индии, Китая.

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, а также в трех монографиях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложений. Объем работы составляет 365 страниц основного текста, 54 рисунка, 20 таблиц. Список использованной литературы содержит 225 наименований.

Основные результаты, полученные в данной работе, сводятся к следующему:

1. Определены стратегическая цель и миссия Системного оператора, изменившиеся в процессе реформирования электроэнергетической отрасли.

Стратегическая цель Системного оператора на современном этапе заключается в обеспечении надежной работы ЕЭС в рамках действующего нормативно-правового поля и с помощью ценовых сигналов, адресуемых участникам рынков электроэнергии и мощности.

Миссия Системного оператора - это управление электроэнергетическим режимом, которое непрерывно позволяет генераторам вырабатывать (продавать), потребителям получать (покупать) электроэнергию нормативного качества, а электрическим сетям и генераторам с оптимальными издержками эксплуатировать оборудование.

Определены приоритетные направления деятельности на ближайшую перспективу. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой: планирование возможного состава генерирующего и передающего оборудования, распределение между генераторами спроса на электроэнергию, расчет областей допустимых значений параметров режима с учетом нормативных запасов устойчивости, определение условий работы автоматики, организация переключений в электрической схеме. Определены задачи их реинжиниринга, улучшающего показатели надежности ЕЭС.

2. Предложены математические постановки и методики решения задач конкурентного выбора, которые составляют основу рынка электроэнергии «на сутки вперед» и краткосрочного планирования, а именно: формальной процедуры выбора состава включенного генерирующего оборудования и двойного ценового аукциона электроэнергии на выбранном оборудовании, проводимого с учетом всех известных технологических ограничений ЕЭС России.

3. Разработана концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой модели конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Рынок системных услуг включает в себя такие услуги, как:

- нормированное первичное регулирование частоты;

- автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности;

- третичные (оперативные) резервы;

- регулирование напряжения;

- запуск системы «с нуля»;

- участие в работе противоаварийной автоматики.

4. Описана модель и разработана технология балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией.

5. Сформулированы задачи и цели электрического соединения ЕЭС/ОЭС и иСТЕ: создание рыночной платформы на евроазиатском континенте, диверсификация поставок энергоносителей из стран СНГ в Западную Европу, создание новой технологической основы для сотрудничества России с западноевропейскими странами в вопросах повышения надежности энергоснабжения на континенте. Предложена структура проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и иСТЕ» и представлены предварительные результаты исследования в рамках проекта.

6. Разработаны технические требования к создаваемой в ЕЭС/ОЭС Системе мониторинга переходных режимов, значительно повышающей уровень исследований динамических свойств ЕЭС/ОЭС. Основные требования к СМПР - синхронизация регистраторов с помощью космических спутников, обеспечение дискретности измеряемых параметров режима в интервале 0,02-0,2 с, размещение регистраторов по всей территории синхронной зоны ЕЭС/ОЭС и установка их на крупных электрических станциях и подстанциях. На базе СМПР проведены исследования низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС при технологических нарушениях и в нормальных режимах работы энергообъединения. Регулярный частотный анализ параметров режимов, как в нормальных, так и в аварийных режимах показывает, что низкочастотные колебания в диапазоне (0,1 - 2) Гц хорошо демпфируются, а их амплитуды находятся в интервалах погрешности измерений.

7. Сформулированы требования к модели расчета и анализа установившихся режимов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, ориентированной на задачи планирования и управления режимами в условиях конкурентного рынка электроэнергии. Требования включают в себя соглашение о принципе кодировки, уточнение границ единой расчетной модели, степень детализации различных элементов модели, формирование внешних по отношению к ОЭС электрических сетей других ОЭС и соседних государств. Приведены технические характеристики расчетной модели ЕЭС/ОЭС.

8. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющей ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющейся важнейшим этапом при формировании диспетчерского графика. Процедура синтеза базовой расчетной модели заключается в том, что каждое ОДУ ЕЭС России разрабатывает на основе контрольного замера в заданный момент времени схему «своей» ОЭС. ОАО «СО ЕЭС» готовит расчетные модели зарубежных энергосистем для того же момента времени. После чего в каждой расчетной модели ОЭС, которая рассматривается как фрагмент создаваемой единой модели, производится перекодировка узлов с целью исключения возможности появления одинаковых номеров и далее -сборка фрагментов в единую расчетную модель. Актуализация расчетной модели ЕЭС производится путем адаптации параметров синтезированной базовой модели (синтез производится один раз в месяц) к ожидаемым системным условиям: почасовому графику потребления, состоянию топологии электрических сетей, готовности к работе генерирующего оборудования.

9. Предложен и реализован новый методологический подход к динамическому моделированию энергообъединения ЕЭС/ОЭС, заключающийся в создании базовой динамической модели, структура и конфигурация схемы которой соответствуют модели установившихся режимов, принятой за базовую и применяемой в расчетной практике при планировании и оперативно-диспетчерском управлении режимами. В базовой динамической модели представлены подробные модели систем регулирования генераторов, турбин, котлов и других элементов, определяющих динамическое поведение системы.

10. Разработана процедура верификации базовой динамической модели ЕЭС/ОЭС, которая осуществляется путем сравнения параметров переходного режима, зарегистрированных при возмущениях в реальной системе с помощью СМПР, с аналогичными параметрами при этом же возмущении, полученными расчетным путем на программно-вычислительном комплексе ЕШЮЗТАО. При несовпадении зарегистрированных и расчетных параметров проводится настройка модели путем изменения параметров моделей регуляторов турбин и(или) статических характеристик нагрузки.

И. Предложен новый подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы, основанный на формировании расчетных моделей режимов энергосистем по иерархическому принципу. Такой подход предполагает обмен информацией между различными уровнями иерархии диспетчерского управления. Решение задачи обеспечивается существенным расширением возможностей межмашинного обмена, как с использованием технических средств Интернета, так и выделенных высокоскоростных каналов.

12. Разработана технология создания единого диспетчерского графика, обеспечивающая участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

13. Сформулированы требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС, которое является одной из основных системных услуг, обеспечиваемых Системным оператором для участников параллельной работы.

Предложена концепция регулирования частоты и перетоков в ЕЭС/ОЭС, в которой впервые сформулированы требования к энергосистемам стран СНГ и Балтии в части первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и мощности.

14. Разработана методика определения объемов и размещения резервов активной мощности в энергосистемах, входящих в состав синхронного объединения ЕЭС/ОЭС. Показано, что необходимый расчетный резерв первичного регулирования распределяется между энергосистемами стран СНГ и Балтии пропорционально их годовой выработке электроэнергии. Величины необходимых вторичных резервов в каждой энергосистеме и энергообъединении в целом определяются величинами тех расчетных возмущений, которые подлежат компенсации системой вторичного регулирования.

Установлен порядок расчета и размещения первичных и вторичных резервов активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.

15. Предложен принцип и алгоритм централизованного противоаварий-ного управления, которое является важнейшим средством обеспечения балансирования потребления и производства электроэнергии в темпе реального времени, предотвращения и локализации аварийных режимов в электрических сетях ЕЭС России. Основной функцией комплекса устройств и аппаратов системы противоаварийного управления является оперативное воздействие на генерацию и потребление. Система противоаварийного управления внедрена и успешно функционирует в ЕЭС России.

16. Рассмотрены экономические и внеэкономические методы управления спросом на электроэнергию в ЕЭС России. Показано, что наибольший эффект дают методы управления, учитывающие экономические интересы потребителей. Разработана технология добровольного ограничения нагрузки, которая предусматривает экономическое стимулирование снижения электропотребления и повышает эффективность управления частотой и перетоками мощности в энергообъединении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Создание конкурентного рынка электроэнергии привело к необходимости пересмотра принципов работы оперативно-диспетчерского управления. Были сформулированы и выдвинуты новые требования к методологической, методической и программной оснащенности всех его уровней. Системный оператор в новых экономических условиях обязан обеспечить управление ЕЭС России с соблюдением баланса интересов участников рынка без нарушения системной надежности и качества электроснабжения. В настоящей диссертационной работе показано, что Системный оператор в состоянии обеспечить требуемый уровень функционирования рынка «на сутки вперед», балансирующего рынка и рынка дополнительных системных услуг.

1. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков,

2. B.М. Горнштейн, JI.A. Крумм и др. Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979 -422 с.

3. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами / О.Н. Войтов, В.Н. Воропай, А.З. Гамм // Автоматизация управления энергообъединениями / Под ред. С.А. Совалова. -М.: Энергия, 1979.

4. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / В.А. Баринов, А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров и др. Под общ. ред. Ю.Н.Руденко и В.А. Семенова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. 648 с.

5. Агафонов В.М., Аюев Б.И., Порошин В.И. Оперативная оптимизация режимов ОЭС Урала. Тезисы доклада восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1988.1. C. 26.

6. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем / П.А. Мурашко, Ю.А. Охорзин, JI.A. Крумм и др. Новосибирск: Наука, 1987. 240 с.

7. Арбачаускене H.A., Грибалюнас А.К., Каминскас В.А. Динамическое оценивание режимных и сетевых параметров электроэнергетических систем // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: Изд. СЭИ СО АН СССР, 1982. С. 61-70.

8. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. АСУ и оптимзация режимов энергосистем. М.: Высшая школа, 1983.

9. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Липес A.B. Расчет и анализ установившихся режимов больших электрических систем // Изв. вузов. Энергетика. 1975. № 1.С. 3-10.

10. Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Мызин А.Л. Модели развития энергосистем. М.: Высшая школа, 1987. 271 с.

11. Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Скляров Ю.С. Моделирование нагрузок и определение интегральных характеристик режимов электрических систем. Свердловск: Изд. УПИ, 1971.

12. Аюев Б.И. Определение параметров радиальных узловых эквивалентов в ЦПА ОЭС Урала // Вестник УГТУ-УПИ: Сб. трудов кафедры «Автоматизированные электрические системы». Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. С. 207-211.

13. Аюев Б.И. Реформа диспетчерского управления как фактор улучшения инвестиционного климата в электроэнергетике // Ежемесячный производственно-массовый журнал «Энергетик», 2002, № 12. С. 4-5.

14. Аюев Б.И. Системная надежность // Вестник УГТУ-УПИ. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. Сборник докладов II Всероссийской научно-технической конференции. Екатеринбург: Изд-во ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004, №12 (42). С. 237-249.

15. Аюев Б.И. В едином ритме с Европой // Мировая энергетика, № 6 (42),2007.

16. Аюев Б.И.Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России. -Екатеринбург: УрО РАН, 2007. 107 с.

17. Аюев Б.И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы. М.: 2008.

18. Аюев Б.И., Бартоломей П.И. Расчеты установившихся режимов в задачах оперативного и автоматического управления ЭЭС: Учебн. пособие. Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 1999.

19. Аюев Б.И., Герасимов A.C., Есипович А.Х., Куликов Ю.А. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС // Электричество, №5, 2008. С. 2-7.

20. Аюев Б.И., Давыдов В.В., Ерохин П.М., Неуймин В.Г. Вычислительные модели потокораспределения электрических систем М.:Наука, 2008. -278 с.

21. Аюев Б.И., Демчук А.Т., Прихно B.JI. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений. -М.: НТФ «Энергопрогресс», 2002. № 5, С. 9-12.

22. Аюев Б.И., Ермоленко В.Д., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго // Вестник ФЭК России. Информационно-аналитический журнал № 6. М.: 1998. С. 67-71.

23. Аюев Б.И., Ермоленко В.Д., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. Оптовый рынок электрической энергии. Двусторонние финансовые контракты. Екатеринбург: Энергетика региона, 2000, № 11. С. 49-52.

24. Аюев Б.И., Ерохин П.М. Оптимизация структуры диспетчерского управления // Вестник УГТУ-УПИ. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. Екатеринбург: Изд-во ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005, №12 (64). С. 9-14.

25. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Никишин К.А. Анализ организации управления режимами в больших электроэнергетических системах // Материалы конференции «ФРЭГ-2008», Киев, 2008.

26. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Чунарев И.В., Шубин Н.Г. Вариант реализации балансирующего рынка электроэнергии в России // Межвузовский научный сборник «Электротехнические комплексы и системы». Уфа: УГАТУ,2005. С. 288-292.

27. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Чунарев И.В., Шубин Н.Г. Ценообразование на конкурентных рынках электроэнергии // Межвузовский научный сборник «Электротехнические комплексы и системы». Уфа: УГАТУ, 2005. С. 208-211.

28. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Чунарев И.В., Шубин Н.Г. Развитие информационной системы диспетчерского управления Единой энергетической системой России // Межвузовский научный сборник «Электротехнические комплексы и системы». Уфа: УГАТУ, 2005. С. 158-160.

29. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России // Вестник УГТУ-УПИ. Сб. трудов кафедры «Автоматизированные электрические системы». Екатеринбург: Изд-во Урал, гос. техн. ун-та, 2000. С. 248-256.

30. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России // Материалы докладов V всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России». Томск: Изд-ва ЦНТИ, 2004. С. 49-54.

31. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. Рынки генерации и их диспетчеризация, как факторы инвестиционного климата в электроэнергетике // Вестник ФЭК России. № 7-12. М.: 2000. С. 80-87.

32. Аюев Б.И., Зифферман Э.О., Липес A.B. Синтез системы моделей для задачи управления электрическими режимами ЭЭС // В кн. Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. Новосибирск: Наука, 1985.

33. Аюев Б.И., Зифферман Э.О., Копсяев А.П. Опыт применения задачи оценивания состояния в оперативном управлении ОЭС Урала // Электрические станции, 1986, № 9. С. 40-43.

34. Аюев Б.И., Зифферман Э.О., Липес A.B. Применение метода главных компонент при расчете псевдоизмерений для задачи оценивания состояния // В кн.: Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: Изд.-во СЭИ СО АН СССР, 1982, С. 95-104.

35. Аюев Б.И., Зубарев В.В. Алгоритмы управления аварийными режимами энергетических систем // Межвузовский сб. научных трудов «Управление и автоматизация электроэнергетических систем». Новосибирск: Изд.-во НЭ-ТИ, 1991. С. 83-90.

36. Аюев Б.И., Макаркин П.Ф., Левандовский A.B. Конкурентный сектор «5-15 %» оптового рынка электроэнергии. Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 3.

37. Аюев Б.И., Мошкин Е.А., Слодарж Б.И. Система противоаварийного управления Уральской энергосистемой на ЭВМ ЕС 1011. Киев: Изд.-во ин-та кибернетики им. В.М. Глушкова, 1991. Научно-производственный журнал «Управляющие системы и машины», № 4. С. 120-129.

38. Аюев Б.И., Семенов Г.А. Новый оптовый рынок в Российской Федерации // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 6.

39. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц //Электричество. 1983. №2. С. 8-15.

40. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы систем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990. 440 с.

41. Аюев Б.И. О системе мониторинга переходных режимов // Энергорынок, №2, 2006.

42. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Куликов Ю.А. Перспективные направления использования системы мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС // Международная конференция «Релейная защита и автоматика современных энергосистем». Чебоксары, 10-12 сентября 2007. С. 3-7.

43. Аюев Б.И. Управление потреблением: административные и экономические методы // Энергорынок, № 4, 2007. С. 14-18.

44. Бондаренко А.Ф., Ляшенко B.C., Могирев В.В., Утц H.H. От параллельной работы отдельных электростанций к параллельной работе межгосударственных энергообъединений // Электрические станции, 2005, № 1. С. 27-39.

45. Васин A.A., Васина П.А. Модели конкуренции функций предложения и их приложение к сетевым аукционам // Консорциум экономических исследований и образования. Серия «Научные доклады». № 05/03 М.: EERC, 2005. -48 с.

46. Веников В.А. Методологические аспекты исследования больших электроэнергетических систем кибернетического типа // В кн.: Вопросы кибернетики, вып. 32. М.: Наука, 1977.

47. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1986. 536 с.

48. Веников В.А., Суханов O.A. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоиздат, 1982. - 312 с.

49. Веников В.А., Суханов O.A. Принципы кибернетического моделирования электрических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1974, №3. С. 112-122.

50. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояний электроэнергетических систем. М.: Наука, 1976. 220 с.

51. Единая расчетная модель ЕЭС России для аукциона на конкурентном оптовом рынке электроэнергии / A.A. Ган, В.П. Герих, В.Г. Неуймин, В.К. Паули, В.А. Шкатов, Н.Г. Шубин // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 17-24.

52. Герасимов A.C., Есипович А.Х., Зеккель A.C. и др. Оптимизация настройки регуляторов возбуждения генераторов Северо-Западной ТЭЦ для обеспечения ее параллельной работы с энергосистемой NORDEL // Электрические станции, №4, 2004. С. 12-18.

53. Горев А.Д. Введение в теорию устойчивости параллельной работы электрических станций. Л.: Кубуч, 1935. 206 с.

54. Горнштейн В. М., Мирошниченко Б. П., Пономарев А. П. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергия, 1981.

55. Джордж А., Лю Дж. Численное решение больших разреженных систем уравнений. М.: Мир, 1984.

56. Джоскоу П.Л., Шмаленси Р. Рынки электроэнергии. Анализ сокращения вмешательства государства в деятельность электрической коммунальной компании. Эм-Ай-Ти (Масачусетский Институт Технологии Пресс), Кембридж, Масачусетс, 1983.

57. Димо П. Узловой анализ электрических систем. М.: Мир, 1973. 264 с.

58. Динамические свойства энергообъединений / В.В. Бушуев, H.H. Лиза-лек, Н.Л. Новиков. М.: Энергоатомиздат, 1995. 320 с.

59. Дорофеев В.В. О развитии конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности на базе единой энергетической системы Российской Федерации (концепция) // Топливно-энергетический комплекс. 1998. № 3-4. С. 54-58.

60. Дорофеев В.В., Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Рынок электрической энергии и мощности России: каким ему быть / Под ред. Эдель-мана. М.: Энергоатомиздат, 2000.

61. Дубилович В.М. Автоматическое регулирование мощности энергетических блоков. Мн.: «Наука и техника», 1978.

62. Дубров А.Н., Лагоша Б.А., Хрусталев Е.Ю. Моделирование рисковых ситуаций в экономике и бизнесе. М.: Финансы и статистика, 1999.

63. Дьяков А.Ф., Окин A.A., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъединениями. М.: Изд-во МЭИ, 1996.

64. Есипович А.Х., Зеккель A.C. Программный комплекс расчета колебательной устойчивости и выбора настройки регуляторов возбуждения // Электрические станции №12, 1995.

65. Жданов П.С., Лебедев С.А. Устойчивость параллельной работы электрических систем. М.; Л.: Госэнергоиздат, 1934. 397 с.

66. Жуков Л.А., Стратан И.П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей: Методы расчетов. М.: Энергия, 1979. 416 с.

67. Закон РФ от 26.03.2003 № 35 «Об электроэнергетике».

68. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем / Под ред. В.А. Веникова. М.: «Энергия», 1977.192 с.

69. Кириенко Е.И. Модернизация программных средств суточного планирования режимов энергообъединений // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 33-35.

70. Коган Ф.Л. Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка // Электрические станции, 2002, № 4. С. 2-9.

71. Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии. Утверждена Решением Электроэнергетического Совета СНГ от 27 октября 2005 г. Протокол № 28.

72. Котельников В.А. О пропускной способности «эфира» и проволоки в электросвязи. ВЭК, 1933.

73. Кощеев Л.А. Системная автоматика в ЕЭС СССР (России) // Электрические станции, 2005, № 1. С. 59-63.

74. Крушвиц Л. Инвестиционные расчеты / Пер. с нем. под общей редакцией В.В. Ковалева, З.А. Сабова. СПб: Питер, 2001. 432 с.

75. Кучеров Ю.Н. О концепции совместной работы энергообъединений Востока и Запада // Электричество, 2000, № 6.

76. ПЗ.Липес A.B. Применение методов математической статистики для решения электроэнергетических задач: Учебное пособие. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1983. 88 с.

77. Липес A.B., Аюев Б.И. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала // В кн.: Информационное обеспечение. Задачи реального времени в диспетчерском управлении.

78. Каунас: Изд-во ин-та физ.-техн. проблем энергетики АН Литовской ССР, 1989. С. 30-35.

79. Лисицин Н.В., Морозов Ф.Я., Окин A.A., Семенов В.А. Единая энергосистема России. М.: Изд-во МЭИ, 1999. 314 с.

80. Лоусон Ч., Хенсон Р. Численное решение задач метода наименьших квадратов. М.:Наука, 1986. 230 с.

81. Лукашов Э.С. Введение в теорию электрических систем. Новосибирск: Наука, 1981.173 с.

82. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. -352 с.

83. Маркушевич И.М. Автоматизированная система диспетчерского управления.-М.: Энергоатомиздат, 1986. 132 с.

84. Меламед Л.Б., Суслов Н.И. Экономика энергетики: основы теории. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000. 180 с.

85. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учеб. пособие, 2-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. школа, 1982.319 с.

86. Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков. Утверждена Решением Электроэнергетического Совета СНГ от 13 октября 2006 г. Протокол № 30.

87. Методы оптимизации режимов энергосистем / Под ред. В.М. Горн-штейна. М.: Энергоиздат, 1981.

88. Мошкин Е.А., Слодарж A.M., Файнберг Э.В. Система централизованной противоаварийной автоматики сети 500 кВ ОЭС Урала // Электрические станции, 1983, № 11. С. 51-54.

89. Мошкин Е.А., Хлоптунов В.И., Демчук А.Т. Экспресс-расчеты режима энергосистемы в диспетчерском управлении // Электрические станции, 1989, №2. С. 7-10.

90. Мурганов Б.П., Черномзав И.З. Модель трехагрегатной электроэнергетической системы для исследования противоаварийной автоматики // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт. №5, 1970. С. 68-75.

91. Муртаф Б. Современное линейное программирование. М.: Мир, 1984. 224 с.

92. Неуймин В.Г. Программный комплекс расчета и анализа режимов работы электрических сетей «RASTR» // Вестник УГТУ-УПИ № 2 (10). Екатеринбург: Изд-во УГТУ-УПИ, 2000. С. 187-189.

93. Нутек. Шведский рынок электроэнергии от монополии к конкуренции, 1992.

94. Орнов В.Г., Моржин Ю.В. Развитие оперативно-информационных комплексов автоматизированных систем диспетчерского управления в России // Электрические станции, 2005, № 1. С. 49-58.

95. Осадчий Ф.Ю., Катаев A.M. Эволюция диспетчерского управления в процессе либерализации электроэнергетической отрасли // Электрические станции, № 1, 2005. С. 40^19.

96. Отчет «Об итогах проведения натурного эксперимента по управлению режимом Европейской части ЕЭС в соответствии с диспетчерским графиком, сформированным по результатам имитационных торгов в конкурентном секторе «5-15 %» ОРЭ. М.: 2003.

97. Паули В.К., Пономарев Д.В. Первые шаги на пути реформирования электроэнергетики России // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 6. С. 18-25.

98. Постановление правительства РФ № 24 от 27.01.2004 «Об утверждении стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков электроэнергии».

99. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. 264 с.

100. Приоритетные направления деятельности до 2008 года / Под общей редакцией Председателя Правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», к.т.н. Б.И.Аюева. Москва Санкт-Петербург, 2005. 126 с.

101. Прихно В.Л., Черненко П.А. Оперативный расчет стационарного режима энергообъединения при недостатке телеизмерений // Электричество, 1985, № 12. С. 12-15.

102. Проблемы диспетчерского и автоматического управления // Сб. докл. и статей. М.: Изд-во МЭИ, 1977. 218 с.

103. Результаты натурных системных испытаний по определению качества первичного регулирования частоты в ЕЭС // Отчет Филиала ОАО ИЦ ЕЭС -«Фирма ОРГРЭС», инв. № 50987, Москва, 2004.

104. Рудницкий М.П. Статическая устойчивость сложных электроэнергетических систем. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1981. 81 с.

105. Рудницкий М.П. Элементы теории устойчивости и управления режимами энергосистем. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1984. 86 с.

106. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. Аналитический обзор. М.: НЦ ЭНАС, 1998.

107. Сенди К. Современные методы анализа электрических систем: пер. с венгр. М.: Наука, ФМЛ, 1965.

108. Совалов С.А. Режимы Единой энергосистемы. М.: Энергоатомиз-дат, 1983. 384 с.

109. Современное управление. Энциклопедический справочник. В 2-х томах / Под ред. Карпухина Д.Н., Мильнера Б.З. М. «Издатцентр», 1997. 584 с.

110. Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России». Автоматическое противоаварий-ное управление режимом энергосистемы. Противоаварийная автоматика энергосистем. ОАО РАО «ЕЭС России», 2008.

111. Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России». Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. ОАО РАО «ЕЭС России», 2007.

112. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии: пер. с англ. М.: Мир, 2006. 623с.

113. Суслов Н.И. Анализ взаимодействий экономики и энергетики в период рыночных преобразований. Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2002. 270 с.

114. Томпсон А., Стрикленд А. Стратегический менеджмент. М.: ИНФРА-М, 2000.412 с.

115. Тукенов A.A. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. -М.: Энергоатомиздат, 2005. 416 с.

116. Цырков A.B. Методология проектирования в мультиплексной информационной среде. М.: ВИМИ, 1998. 281 с.

117. Унароков A.A. Математическое обеспечение подсистемы оперативно-информационного управляющего комплекса для энергосистем // Электричество. 1944, №8. С. 18-21.

118. Уроки, извлеченные из либерализации рынков электроэнергии. Опыт энергорынков. МЭА (международное энергетическое агентство). 2005. (ОЭРС/МЭА 2005). 274 с.

119. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. М.: Мир, 1985. 509 с.

120. Черняк В.З. Оценка бизнеса. М.: Финансы и статистика. 1996. 176 с.

121. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. М.: Издательство иностранной литературы, 1963.

122. Электрические системы: Автоматизированные системы управления режимами энергосистем / Под ред. В.А. Веникова. М.: Высшая школа, 1979.

123. Экономика электроэнергетики: рыночная политика / Отв. ред. Э. Хо-уп, Л.Б. Меламед, М.В. Лычагин. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2001. -448 с.

124. Phadke A.G., Thorpe J.S. and Adamiak M.G., "A New Measurement Technique of Tracking Voltage Phasors, Local System Frequency and Rate of Change of Frequency," IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-102, No. 5, May 1983.

125. Arroyo J., Conejo A J. Mutiperiod Auction for Pool-Based Electricity Market //IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 4, pp.1225-1231, November 2002.

126. Ayuev В., Erokhine P., Kulikov Y. PMU application for IPS/UPS dynamic performance monitoring and study. CIGRE, 42 Session, 2008.

127. Ayuev B.I., Yerohin P.M., Neuymin V.G., Shubin N.G., Alexandrov A.A. Unit commitment with network constraints. IEEE. Conference Proceedings Power Tech 2005. St. Petersburg: June 27-30, 2005. № 697.

128. Ayuev B. Wide Area Measurement System: current state and perspectives of development. International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 28-30, 2008.

129. Ayuev B. Outlook of development of IPS/UPS Wide Area Measuring System International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 25-27, 2006.

130. Ayuev B., Gerasimov A., Esipovitch A., Kulikov Y. IPS/UPS transients monitoring. International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 25-27, 2006.

131. Ayuev B., Erokhine P., Kulikov Y. IPS/UPS Wide Area Measuring System, CIGRE, 2006, 41 Session, August 27-September 01.

132. Ayuev B., Kouzmin S., Kulikov Y. IPS/UPS UCTE Power system Synchronous Interconnection Technical Aspects. 20th Congress of World Energy Council, Rome, November 2007.

133. Ayuev B., Kulikov Y. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: application for digital model validation. Third International Conference on Critical Infrastructures, Alexandria, VA, USA, September 25-28, 2006/

134. Ayuev B., Shubin N., Neuymin V., Mashalov E., Nikishin K. Modern methodology of simultaneous solution for scheduling and auction problems // Cambridge, UK, 2008.

135. Bergen A.A. Power System Analysis. New Jersey: PRENTICE-HALL, Enlewood Cliffs. 1986 - 529 p.

136. Chen L., Suzuki H. Components of Nodal Prices for Electric Power Systems // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 1, p. 41-49, February 2002.

137. Chow J., Sanches-Gasca J., Ren H., Wang S. Power system damping control design using multiple input signals. IEEE Control System Magazine, 82-90, August 2000.

138. Cohen A.I., Ostrowski G. Scheduling Units with Multiple Operating Modes in Unit Commitment //IEEE Trans. On Power Systems, vol. 11, no. 1, p. 497503, February 1996

139. Conejo A.J., Galiana F.D. Economic Inefficiencies and Cross-Subsidies in an Auction-Based Electricity Pool // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 18, no. 1, pp.221-227, February 2000.

140. Costa V.M., Martins N., Pereira J.L.R. Developments in the Newton Raphson power flow formulation based on current injections // IEEE Transactions on power System, Vol.14, No. 4, November, 1999, p. 1320-1326.

141. Das D., Wollenberg B.F. Risk Assessment of Generators Bidding in Day-Ahead Market 416 IEEE Transactions on power systems, Vol. 20, No. 1, February 2005.

142. D. Kirschen, G. Strbac. Fundamentals of Power System Economics. Wiley, ISBN 0-470-84572-4, 2004.

143. El-Havary M.E., Wellon O.K. The alpha-modified quasi-second order Newton-Raphson method for load flow solution in rectangular form // IEEE Trans. PAS-101, 1982, № 4. P 854-859.

144. Fang R.S., David A.K. Transmission Congestion Management in an Electricity Market // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 14, no. 3, p. 877-883, August 1999.

145. Fred C. Schweppe, Michael C. Carmanis, Richard D. Tabors, Roger E. Bohn. Spot Pricing of Electricity. Kluwer academic publishers, ISBN 0-89838-2602, 2002.

146. Gan D., Litvinov E. Energy and Reserve Market Designs With Explicit Consideration to Lost Opportunity Costs // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 18, no. 1, p. 53-59, February 2003.

147. Galiana F.D., Conejo A.J. Incremental Transmission Loss Allocation Under Pool Dispatch // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 1, p. 26-33, February 2000.

148. Galiana F.D., Phelan M. Allocation of Transmission Losses to Bilateral Contracts in a Copetitive Environment // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 15, no. 1, p. 143-149, February 2000.

149. Gerald B. Sheble G.B. Computational Auction Mechanisms for Restructured Power Industry Operation. Kluwer academic publishers, ISBN 0-7923-8475-X, 1999.

150. Gerald B., Sheble G.B. Computational auction mechanisms for restructured power industry operation. Kluwer Academic Publishers. Boston. London. 2002.

151. Herts D.B., Thomas H. Risk Analysis and its Applications. Chichester: New York, 1983.

152. Herts D.B., Thomas H. Practical Risk Analysis. Chichester: New York,1984.

153. Hillier F.S. The derivation of probabilistic information for the evaluation of risky investments / Managemant Science. 1963, vol. 9. p. 443-457.

154. Hubbi W. Simulation second order load flow // Commun. And Energy Conf., Montreal, 2-4 Oct., 1984, N.Y., 1984, 5-8.Kahn A.E. Great Britain in the World Economy. Columbia University Press, 1946.

155. Kahn A.E. Great Britain in the World Economy. Columbia University Press, 1946.

156. Kenneth E. Martin. «Phasor Measurement Systems in the Western Grid», Third International Conference on Critical Infrastructure, Alexandria, VA, Sept, 2006.

157. Knight U.G. Power Systems in Emergencies. From Contingency Planning to Crisis Management. John Wiley&Sons, Chichester, 2001.

158. Kimbark E. W. Power System Stability, Volumes I, II, and III, IEEE Press Classic Reissue Set, 1995.

159. Kockar I., Galiana F.D. Combined Pool/Bilateral Dispatch: Part II Curtailment of Firm and Nonfirm Contracts // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 4, p. 1184-1190, November 2002.

160. Littlechild S.C. Regulation of British Telecommunications Profitability / Report for Secretary of State, 1983.

161. Makarov Y.V., Hill D.J., Hiskens I.A. Properties of quadratic equations and their application to power system and analyses. Electrical Power & Energy System, vol. 22, no 5, p. 313-323, June 2000.

162. Motto A.L., Galiana F.D., Conejo A.J. On Walrasian Equilibrium for Pool-Based Electricity Markets // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 3, p.774-781, August 2002.

163. Noroozain M., Andersson G. Power flow control by use controllable series components // IEEE Trans of Power Delivery, vol 8, no 3, p. 1420-1449, 1993.

164. Paserba J. Analysis and control of power system oscillation, CIGRE Special Publication 38.01.07, Technical Brochure 111, 1966.

165. Post D.L., Coppinger S.S., Sheble G.B. Application of Auctions as a Pricing Mechanism for the Interchange of Electric Power. //IEEE Transactions on Power Systems, vol. 10, no. 3, August 1995.

166. Ilic M., Galiano F., Fink L. Power Systems Restructuring: Engineering and Economics. Kluwer academics publishers. Second print. 2000. 560 p.

167. International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance». ELECTRA, № 228, December 2006.

168. Rehtanz C., Bertsch J. Wide area measurement and protection system for emergency voltage stability control // IEEE Winter Meeting, Panel Session on Emergency Voltage Stability Control, New York, January 2002.

169. Rene Avila-Rosales and Jay Giri. The Case for Using Wide-Area Control. Techniques to Improve the Reliability of the Electric Power Grid. REAL TIME STABILITY IN POWER SYSTEMS, edited by Savu С Savulescu, Springer, 2002.

170. Hunt S. and Shuttleworth G. Competition and choice in Electricity -Chichester, England: Wiley. Перевод на русский язык ÑERA.

171. Singh H., Hao S., Papalexopoulos A. Transmission congestion management in competitive electricity markets // IEEE Transactions on Power Systems, vol. 13, no. 2, May 1998. p. 672-680.

172. Soman S.A., Khararde S.A., Pandit Shubha. Computational Methods for Large Sparse Power Systems Analysis. An Object Oriented Approach. Kluwer academics publishers. Second print. 2001. 335 p.

173. Son Y.S., Baldick R., Lee K.-H., Siddiqi S. Short Term Electricity Market Auction Game Analysis Uniform and Pay as -Bid Pricing // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 19, No. 4, November 2004.

174. Spot pricing of Electricity / Shweppe F.C., Caramanis M., Tabors R. -Boston, Kluwer Academic Publisher, 1988.

175. Stott B. Decoupled Newton load flow // IEEE Trans. PAS. 1972. - Vol. 91, Sept/October. - P. 3754-3761.

176. System Disturbance on 4 November 2006. UCTE final report, 2006. (httpWwww.ucte.org).

177. The effects of system extention on inter-area oscillations. UCTE annual report, 2002. (httpWwww.ucte.org).

178. Vucetic S., Tomsovic K., Obradovic Z. Discovering Price-Load Relationships in California's Electricity Market // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 16, no. 2, p. 280-286, May 2001.

179. Vickery W. Counterspeculation, Auction, and Sealed Tenders. Journal of Finance. 16: 8-37. 1962.Stoer J., Burlisch R. Introduction to Numerical Analysis. New Jork. 1980.

180. Virmani S., Adrian E., Imhof K Implementation of a Lagrangian Relaxation Based Unit Commitment Problem // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 4, no. 4, p. 1373-1379, October 1989.

181. ООКаЗЯЁБ (ЗУ)гКд(ЗЕ5 (УЦ^ТСКЕБ (ЦК)Огіив (ШОНпЛЕЗ (ЦК)Уиаіпоі*г (ДОНЖШ

182. Ц^ТКЗЯЕЗ (38)№БКЕ5) (БВуУІа (КЗвЛайіЕ (КЗУКагСЯЕЗ

183. Колов ЬаЭЗ Іеліпдга<>5кауа БЭ Іепіпдгаїізкауа ЭЭ (PWL) Яуагагвкауа ТРР ЗйУгороГзкауа ТРР НтеГгйскауа ЫРР ¿араОпоикгаїгекауа 882611.2006 16.30.04 Отключение блока №2 назг^омовн-тек (8гХ.МСРАО-ІЕМАЕ8 (СМ)КЗОРЕЗ-2А(ЗАЕ8 іЛ> (СМ)гАСАЕЗ-КОЗТРМ

184. ШИй, (Уи^ТСРЕЗ-СГЛТЗД. , ^ жк\ (Уи^ОЮЕв-ШЕО! иге.* (вЧОгнЮЕв-Аго* Ли I (1Ж)КРСРЕЗ-Тутеп1 і\І»»ЗІ«ЗіиЕ8В1.ОК03

185. Южно-Украинской АЭС (1000 №т)иР)ТРОРЕ8-Зоко1 (ЗВ)Н1«ЗРЕ8-ИВОМ (ЗВ)МЛЗРЕ8-КРСЕ81 (К2)ЕкіЬазШ2-Ваг (КЗУиКагйРЕЗ-АІт (иАропЪазз-РоЬей (ЦА)НМ1АЕЗ-С НАЕЭ (ЦА)УщЬпоикг-Опе (ЦА)2ара<1поикг-Нт2711.2006 06.03.35 Отделение Центральной Азии от ЕЭС (800 МВт)

186. I (82)К0М08Н-\€И5К (ЦАРопЬавв-М/АЕЗ1.(Э^СРАО-ЬЕМАЕЗ (ЦА)НМАЕЗ-СНАЕ8

187. СЫ)К8СРЕ8-ЗДВАЕ8 (ЦА)Уи2Лпоикг-0пврги (С^РЛЖЕЗ-ИРЕСК (ІІА)2араі1поикг-НтАЕЗ(СМ)гАСАЕ8-КОЗТРМ (иР)РРСРЕЗ-ТутеШи (8В)НКСКЕЗ-Н-В0М1 (иР^ЯСРЕЗ^ВЮКОЗ

188. ЬШ СепегаНоп оіЛаде, ІІугпо-икгаіпзкау МРР 21.05.2007 10:48:24.000 (МЭК)1050 Ш/ ЭепегаНоп оіИаде, Уоідойопзкауа ЫРР 25.11.2007 06:07:15.380 (МЭК;

189. КОЗТЯОМЭКАУА ТРР КУАгА^КЛУА ТРР гАСОРЭКАУД РЭР ЭЭ ЕКЩАЗТигЭКАУА -КА2АКН8ТАМЗКАУА ТРРээ аітау

190. МАгАЯОУЗКАУА ТРР ^МО-ЗНиЗНЕЫЗКАУА НРР гНЮиЬЕУЭКАУА НРР ЬЕММСКАйЗКАУА ЭЭ ЭЭ ООМВАЗЭКАУА КНМЕ1МСКАУА МРР Эв УІКН.-ІІКРАІМЗКАУА ЕРТ^ЭКАУА ТРР ВШСК 9 ТЯОІТЗКАУА ТРР ЗТАУРЮРОІ-ЗКАУА ТРР УО^НЭКАУА НРР

191. Зіаугороізкауа ТРР БЗ СЫгуиП УоИзкауа НРР Козігогт^кауа ТРР Руагапькауа ТРР Ладогекауэ РЭРР ¿Иідиіеузкауа НРР

192. ЭЭ 1-етпдга<і5кауа 5ауапо-5ЬизЬеп5кауа НРР

193. РеГСпэкауа ТРР--- КИтеїпіКкауа ЫРР

194. Зигдиїзкауа ТРР2 УигИпоикгаіпзкауа

195. Тгоійк.ауа ТРР ББ Zapadnoukra¡nskaya ЗЭАНаузкауа "" ЭБ ЕкіЬагІиг

196. КЬагапогскауа ТРР/игЬпокагакЬзІапзкауа ТРР №2аг0'/5кауа ТРР1. Рмсс.МВт1. Рвл,МВт1. Эстония-Латвия18.41. ВЛ 330 кВ Тарту-Валмиера32.8

197. Рис. П. 1.20. Перетоки в сечении Эстония Латвия50.1450.1350.1250.1150.0950.081. ПС Винницкая-75050.071. ПС Североукраинская-75050.0650.051. ПС Запорожская-75050.0450.031. ПС Донбасская-50050.0250.0149.99

198. Изменение перетоков по линиям электропередачи1. Рис. П2.12. ОЭС Сибири

199. Рвл, МВт п! 1 гт и' 1 1. — ВЛ-500 кВ ПС Экибастузская ПС Барнаульская (СМПР)-ВЛ-500 кВ ПС Экибастузская ПС Барнаульская (модель)