автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка методов и алгоритмов оптимизации энергетических режимов ЕЭС России в условиях энергетического рынка

Открытое акционерное общество Научно-исследовательский институт электроэнергетики ОАО «ВНИИЭ»

На правах рукописи УДК 621.311

Абакшин Павел Сергеевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И АЛГОРИТМОВ ОПТИМИЗАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЕЭС РОССИИ В УСЛОВИЯХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА.

Специальность 05.14.02 - электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2004 г.

Работа выполнена в ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ»), г.Москва.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Цветков Е.В.

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Железко Ю.С.

кандидат технических наук Кудряшов Ю.М.

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление единой энергетической системы», г. Москва.

Защита состоится 1 июня 2004г. в 1400 часов на заседании Диссертационного Совета Д.512.002.01 при ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ») по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря Диссертационного Совета Д.512.002.01 по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З, ОАО «ВНИИЭ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИЭ».

Автореферат разослан «_»_2004 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Д.512.002.01,

д.т.н., профессор Воротницкий В.Э.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Управление работой ЕЭС России, осуществляемое СО-ЦДУ совместно с его филиалами -ОДУ и РДУ, подчинено единой цели - обеспечению наиболее экономичной работы ЕЭС в целом при рациональном расходовании энергоресурсов и удовлетворении требований надежности энергоснабжения и качества энергии. Основным средством достижения указанной цели является широкое использование на всех иерархических уровнях диспетчерского управления методов и программных средств оптимизации режимов электростанций, энергосистем и ЕЭС в целом.

Проблема оптимизации режимов такого уникального энергообъединения, каким является ЕЭС России, достаточно сложна и многогранна. Работа над методами и алгоритмами задач оптимизации режимов продолжалась многие годы. В результате было разработано и внедрено адаптированное к нашим условиям, достаточно эффективное, алгоритмическое и программное обеспечение задач оптимизации. Однако основное созданное программное обеспечение, по оптимизации режимов разработано много лет назад и не вполне учитывает современные рыночные условия.

В то же время актуальность развития работ по АСДУ вообще и задач оптимизации режимов в том числе резко возрастает, что обусловлено как развитием ЕЭС, так и увеличением возможностей вычислительной техники для разработчиков. Это позволяет учитывать в методах большее количество влияющих факторов, усложнять расчетные схемы, развивать комплексные методы решения. Улучшилось информационное и системотехническое обеспечение задач АСДУ, получают дальнейшее развитие интерактивные методы решения. Рост потребностей в развитии методов и программ обусловлен усложнением ЕЭС России и особенно развитием рыночных отношений, а также реструктуризацией электроэнергетической отрасли. Вместо действующего оптового рынка ФОРЭМ осуществляется переход к более эффективному конкурентному рынку и при этом роль оптимизационных задач возрастет.

Ведущую роль в задачах оптимизации режимов при переходе к конкурентному рынку занимают краткосрочное и долгосрочное планирование энергетических режимов; именно эти задачи являются предметом внимания предлагаемой диссертационной работы.

Исследования диссертационной работы выполнялись в соответствии с Отраслевой научно-технической программой 0.03 «Надежность и совершенствование эксплуатации ЕЭС России».

Цель работы заключается в разработке и совершенствовании методов и задач долгосрочного и краткосрочного планирования энергетических режимов ЕЭС России с учетом складывающейся в электроэнергетике системы рыночных отношений, разработке модуля оптимизации суточных режимов и создании на его основе программной системы планирования долгосрочных и краткосрочных энергетических режимов, балансов мощности и энергии. Работа ориентирована для использования подразделениями СО-ЦДУ, ОДУ и РДУ.

Для достижения указанной цели были поставлены следующие задачи исследований: разработка метода, алгоритма и программного обеспечения для решения задачи оптимизации с у а режима по л ь н ы х

ограничений по выработке

разработка программных комплексов планирования долгосрочных и краткосрочных энергетических режимов для уровней СО-ЦДУ и ОДУ,

разработка системы взаимоувязанного планирования энергетических режимов ЕЭС России на уровнях СО-ЦДУ и ОДУ на основе разработанных программных комплексов.

Методы исследования

При решении поставленных в работе задач использованы анализ и обобщение данных научно-технической литературы, производственных материалов и существующих методик планирования энергетических режимов ЕЭС России, математические методы линейного и квадратичного программирования, статистической обработки данных, а также аппарат объектно-ориентированного программирования.

Научная новизна

Основными научными результатами, полученными в ходе выполнения диссертационной работы, следующие:

• разработан метод и алгоритм решения задачи оптимизации суточного энергетического режима по активной мощности. Решение обеспечивается при различных целевых функциях. Предложенный алгоритм применим для решения задач большой размерности, при этом достигается значительное быстродействие и, главное, высокая надежность получения решения в части учета многочисленных режимных ограничений.

• разработан эффективный алгоритм балансировки энергетического режима для случаев, когда при заданных исходных данных невозможно получить допустимый режим по условиям технологических ограничений. Балансировка режима заключается в таком целенаправленном изменении исходных данных, при котором режим вводится в допустимую область. В предложенном алгоритме используются оптимизационные процедуры и интерактивный режим работы.

• проведены исследования эффективности применения разработанного метода и алгоритма оптимизации суточных режимов для решения задач краткосрочного и долгосрочного планирования энергетических режимов.

• предложены алгоритмы расчетов экономических показателей полученного суточного режима - маржинальных стоимостных оценок режима и равновесных цен, которые используются для решения задач моделирования энергетического рынка.

• на основе проведенного анализа современных задач системного оператора при оперативно-диспетчерском управлении разработана система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов, балансов мощности и электроэнергии на предстоящий год, квартал. Характерные особенности этой системы следующие:

применение математических оптимизационных методов позволяет получить оптимальные, т е допустимые и экономически выгодные, энергетические режимы, в едином комплексе взаимоувязанно решаются задачи прогнозирования электропотребления и графиков нагрузки, расчета рабочих мощностей электростанций и оптимизации энергетических режимов,

осуществляется взаимоувязанное планирование долгосрочных энергетических режимов, балансов мощности и энергии на уровнях СО-ЦДУ и ОДУ на базе автоматизированного межуровневого обмена информацией.

Практическая ценность.

Разработанные в диссертации методы и алгоритмы для решения задач планирования энергетических режимов нашли практическое применение в виде программных систем планирования долгосрочных и краткосрочных энергетических режимов.

Система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов обеспечивает для каждого месяца, квартала и года в целом получение оптимальных балансов мощности и электроэнергии, оптимальных характерных суточных графиков генерации электростанций и генераторных групп, оптимальных перетоков мощности и электроэнергии по контролируемым линиям и сечениям основной электрической сети.

Система планирования оптимальных краткосрочных энергетических режимов обеспечивает решение задач СО-ЦДУ для конкурентного рынка «на сутки вперед».

Реализация результатов работы

Разработанные в диссертации методы и алгоритмы суточной оптимизации реализованы во ВНИИЭ в программных комплексах «ПРЭС» для целей долгосрочного планирования энергетических режимов и «ПРЭС-СУТКИ» для целей краткосрочного планирования энергетических режимов.

В состав этих комплексов входит разработанная диссертантом программа оптимизации суточных энергетических режимов (суточный модуль).

При активном участии диссертанта разработан и доведен до практического внедрения комплекс программ долгосрочного планирования энергетических режимов «ПРЭС», в состав которого входят разработанный суточный модуль, программы прогнозирования энергопотребления, планирования ремонтов и расчета рабочих мощностей, а также ряд информационных и сервисных программ. Этот комплекс внедрен в практику эксплуатации СО-ЦДУ и ОДУ и используется Системным оператором для обоснования принимаемых решений по плановым балансам электроэнергии и мощности.

Разработанный суточный модуль также входит в состав комплекса краткосрочного планирования энергетических режимов «ПРЭС-СУТКИ», внедряемого в СО-ЦДУ и ОДУ, и используется для получения предварительных и расчетных диспетчерских графиков в составе созданной СО-ЦДУ и АТС системы конкурентного отбора производителей и потребителей электроэнергии.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на ряде заседаний научно-технических советов СО-ЦДУ и АО «ВНИИЭ», а также на Открытой всероссийской научно-технической конференции «Управление режимами Единой энергосистемы России» (г.Москва, 27-31 мая 2002 г.) и на научно-техническом семинаре «Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии» (г.Москва, 17-21 ноября 2003 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ и 2 работы в электронном журнале "Новое в российской электроэнергетике" (www.rao-ees.ru).

За представление комплекса программ планирования долгосрочных энергетических режимов «ПРЭС» на выставке "Вычислительная техника в электроэнергетике" автор награжден медалью лауреата ВВЦ.

На «Комплекс программ планирования долгосрочных энергетических режимов (ПРЭС)» диссертантом получено авторское свидетельство в РОСПАТЕНТЕ за №2003610247.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 69 наименований. Материал изложен на 180 страницах машинописного текста и содержит 61 рисунок и 16 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, отражена ее новизна и практическая ценность, дана общая характеристика работы.

В первой главе рассмотрена структура ЕЭС России, проведен анализ изменений, происходящих в электроэнергетике, в частности, в системе диспетчерского управления, в связи с введением рыночных отношений и происходящим реформированием отрасли, приведен обзор математических методов оптимизации, применяемых для решения задач планирования режимов.

Отмечается, что в системе рыночных отношений в электроэнергетике, складывающейся в настоящее время, органам диспетчерского управления (ЦЦУ, ОДУ, РДУ) одновременно с решением традиционных задач диспетчерского управления необходимо выполнять функции системных (технологических) операторов рынка:

участвовать в процессе долгосрочного планирования. энергобалансов, корректируя предложения субъектов рынка и коммерческих операторов с точки зрения режимных и других технологических ограничений,

наряду с коммерческими операторами и субъектами рынка, осуществлять краткосрочное планирование режимов и энергобалансов, исходя из правил функционирования оптового рынка, режимных и других технологических ограничений,

осуществлять оперативное планирование и управление режимами работы электростанций, энергосистем и системообразующих сетей, в том числе с учетом спроса-предложения на спотовом рынке.

Решение этих задач невозможно без оптимизации энергетических режимов. На основе проведенного анализа тенденций развития электроэнергетики, современного уровня информационного и системотехнического обеспечения автоматизированной системы диспетчерского управления, а также требований к решению задач оптимизации и планирования долгосрочных и краткосрочных энергетических режимов, определены основные направления решения задач исследования в данной работе.

Во-первых, это разработка нового метода, алгоритма и программы оптимизации суточного режима, обеспечивающего:

• высокую надежность получения решения для любых, встречающихся в практике условий,

• учет всей возможной гаммы режимных ограничений - как часовых, так и интегральных (суточных),

• возможность использования целевой функции общего вида,

• достаточную быстроту работы алгоритма и программы на современных ПЭВМ,

• возможность оперативной адаптации на любую модель расчетной энергетической схемы. Суточный модуль разрабатывался как универсальный для задач краткосрочного и

долгосрочного планирования энергетических режимов. Обусловлено это естественной экономией трудозатрат на разработку и эксплуатацию программы, преемственностью, сравнимостью результатов планирования долгосрочных и краткосрочных режимов.

Во-вторых, это разработка комплекса программ долгосрочного планирования энергетических режимов, обеспечивающего взаимоувязанное решение задач оптимизации энергетических режимов, планирования балансов мощности и энергии ЕЭС России на различных территориальных уровнях диспетчерского управления.

Комплекс программ должен функционировать на единой информационной базе данных для обеспечения информационного взаимодействия задач комплекса. В качестве СУБД должны использоваться 8рЬ-совместимые системы. Для организации интерактивного режима работы с задачами и информацией комплекса целесообразно использовать стандартных форматов WINDOWS-приложений. Для обеспечения взаимоувязанного планирования балансов мощности и энергии на различных уровнях диспетчерского управления, необходимо разработать автоматизированную систему межуровневого обмена между СО-ЦДУ, ОДУ и РДУ.

Разработанные в диссертации методы алгоритмы и программы учитывают указанные выше требования, а также используют лучший опыт отечественных и зарубежных исследований.

Во второй главе описана предлагаемая система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов.

Предлагаемая система планирования долгосрочных энергетических режимов (комплекс ПРЭС) предназначена для определения оптимальных почасовых режимов энергосистем и энергообъединений, балансов мощности и энергии, оптимальных режимов ГЭС, графиков ремонтов основного оборудования электростанций и составляющих рабочей мощности оборудования электростанций на этапах годового и квартального планирования энергетических режимов. Балансы определяются на основе расчета оптимальных суточных почасовых графиков потребления и генерации электроэнергии характерных дней месяца любого планируемого периода от месяца до года.

В расчетах годовых и квартальных оптимальных, характерных суточных режимов каждый месячный, либо недельный интервал периода планирования представляется четырьмя характерными сутками - средний рабочий день, суббота, воскресенье и понедельник, что вполне оправдано и определяется точностью выполняемого прогноза почасовых графиков электропотребления на этапах годового и квартального планирования.

Оптимальные балансы электроэнергии и мощности формируются с учетом топливных или стоимостных характеристик ТЭС, ограничений по пропускной способности сечений электрической сети, запасов топлива и гидроресурсов и могут быть представлены в ФЭК России для согласования и утверждения в качестве плановых балансов.

В качестве критерия оптимальности балансов рассматривается критерий минимума суммарных эксплуатационных затрат на производство и передачу электроэнергии (при планировании на предстоящий год), либо критерий минимума стоимости поставки электроэнергии на рынок (на этапах квартального планирования, при заданных тарифах на электроэнергию). При этом выполняется учет следующих системных ограничений : по балансам мощности и энергии, по диапазону регулирования электростанций, по часовой скорости набора/сброса нагрузки электростанций, по пропускной способности электрической сети, по обеспеченности электростанций энергоресурсами.

Для расчета потоков мощности в сети и относительных приростов потерь мощности в сети используются матрицы сетевых коэффициентов. Расчет матриц сетевых коэффициентов выполняется по электрической схеме энергобъединения. Периодичность уточнения информации по матрицам сетевых коэффициентов определяется условиями изменения схемы электрических соединений и характерными периодами года.

На Рис. 1 приведен состав задач комплекса ПРЭС, решаемых на уровнях СО-ЦДУ и ОДУ на этапе долгосрочного планирования.

Рис. 1 Состав задач комплекса ПРЭС.

В состав программного обеспечения комплекса ПРЭС входят три группы программ: программы информационного обеспечения комплекса в целом, программы межуровневого обмена и технологические программы. К числу основных технологических программ относятся:

программа прогнозирования объемов и графиков электропотребления и внешних перетоков, программа коррекции по режимным условиям планов ремонтов генерирующего оборудования и расчета на этой основе рабочих мощностей электростанций (данная группа задач решается на уровне ОДУ),

- программа подготовки топливных характеристик тепловых электростанций,

программа суточной оптимизации энергетических режимов по различным критериям при учете всего множества режимных ограничений,

программа расчета технико-экономических показателей - маржинальных цен и топливных затрат.

На Рис. 2 представлена технологическая блок-схема решения группы задач "Электропотребление и внешние перетоки". Исходными данными для расчета являются заявленные годовые или квартальные энергии электропотребления АО-энерго или ОЭС и статистические суточные графики потребления АО-энерго за несколько лет.

На основе решения производственно-статистических задач обработки показателей суточной ведомости формируется многолетний архив фактических средних графиков потребления, генерации и перетоков, который используется для задания конфигурации графиков потребления. По предшествующему году подсчитываются статистические долевые коэффициенты: для суток - часовые нагрузки в долях от среднесуточной, для месяца -месячные нагрузки в долях от среднегодовых или квартальных. Используя эти коэффициенты, выполняется прогноз любых показателей потребления, например, если задан объем годового/квартального электропотребления - рассчитываются месячное электропотребление и характерные суточные графики.

Задаваемая энергия электропотребления и внешних перетоков может быть результатом прогноза или быть одним из вариантов расчета, например, проектные варианты. При прогнозе графиков потребления на предстоящий год в СО-ЦЦУ и ОДУ также проводится анализ экстремальных точек графиков. Анализ экстремальных точек графиков потребления связан с распределением месячных максимальных мощностей электропотребления ЭС на час экстремума в течение планируемого года. При наличии выбросов электропотребления ЭС на час совмещенного максимума ОЭС эти точки на графиках ЭС и, соответственно, графики корректируются. После коррекции формы кривых пересчитываются коэффициенты распределения электропотребления по месяцам года, квартала, суткам и часам суток и обновляются графики электропотребления ЭС. Окончательные графики записываются в БД для использования в других задачах комплекса.

Рис. 2 Блок-схема решения группы задач "Электропотребление и внешние перетоки".

На Рис. 3 представлена блок-схема решения группы задач планирования ремонтов, расчета рабочей мощности и баланса мощности. Для решения данной группы задач на уровне ОДУ создана база данных энергетического оборудования электростанций. Расчет рабочей мощности выполняется на основе информации о графиках ремонтов генерирующего оборудования электростанций и паспортных данных оборудования.

При наличии ремонтных заявок планирование сводится к анализу и коррекции заявленных ремонтов, исходя из условий соблюдения балансов мощности. Для этих целей в составе комплекса разработана имитационная модель планирования ремонтов (Рис. 4).

Имитационная модель предназначена для коррекции сроков и снижений мощности, выводимого в ремонт энергетического оборудования электростанций, просмотра ремонтных площадок электростанций и энергосистемы в целом, коррекции годового плана ремонтов по информации месячного плана. Данная модель позволяет в интерактивном режиме проводить анализ и коррекцию заявленных планов ремонтов по отдельным станциям энергосистем. Применение имитационной модели позволяет оперативно создавать варианты графиков ремонтов - скорректированный, утвержденный.

Рис. 3 Блок-схема планирования ремонтов и расчета рабочей мощности.

Рис. 4. Имитационная модель планирования ремонтов.

Технологическая блок-схема решения группы задач "Оптимальные суточные режимы" представлена на Рис 5. Блок расчета графиков заданной генерации позволяет получить необходимые графики при наличии заданных выработок электростанций, конфигурации графика, взятой из статистики или предыдущего интервала, рабочей мощности, условий по сальдо узла, в состав которого входит данная электростанция. Расчет эквивалентных ХОП(С) выполняется, как правило, на уровне ОДУ для передачи данных в СО-ЦДУ. Расчет характеристик удельных расходов выполняется для последующих оценок экономических показателей энергетического режима.

Балансировка режима выполняется итерационно, т.е. после очередной коррекции исходных данных выполняется оптимизация режима. Итерации продолжаются либо до достижения допустимого, оптимального режима ОЭС, либо достижения минимальной величины дефицитов/избытков в рамках технологически" возможной коррекции исходных данных. В последнем случае, возможно, потребуется принятие решения о прекращении/переносе сроков ремонтов, пуске/останове энергетического оборудования и т.п.

Рис. 5 Блок-схема решения группы задач "Оптимальные суточные режимы".

Информационный интерфейс программного обеспечения комплекса построен с учетом наличия баз данных в СО-ЦЦУ и ОДУ, в качестве которых использована реляционная, SQL-совместимая СУБД, обеспечивающая функционирование в локальной сети ПЭВМ. В качестве СУБД для СО-ЦДУ в настоящее время используется ORACLE 8, в ОДУ - ORACLE или MS SQL Server.

Указанные группы технологических задач являются составными частями единого комплекса, они взаимоувязаны по входной и выходной информации и функционируют на единой локальной базе данных и под единым управлением.

Помимо вышеперечисленных технологических задач планирования долгосрочных энергетических режимов в состав системы входят следующие программные компоненты, реализующие функции анализа, межуровневого обмена и некоторые сервисные функции: программы решения технологических задач анализа режимов, программы организации локальной базы данных и работы с ней, программы информационного интерфейса локальной базы данных системы,

- программы обработки суточной ведомости и телеизмерений для формирования архива статистической информации, используемого в задачах прогнозирования,

- программы стыковки по информации с внешними комплексами (комплекс расчета электрических режимов, комплекс планирования режимов каскадов ГЭС),

программы межуровневого обмена информацией между СО-ЦДУ, ОДУ и РДУ.

В настоящее время в составе комплекса ПРЭС функционирует система взаимоувязанных расчетов долгосрочных оптимальных режимов и балансов мощности и энергии ЕЭС на базе автоматизированного межуровневого обмена информацией между РДУ(АО-энерго)-ОДУ-ЦЦУ. Общий регламент выполнения таких расчетов на уровнях ЦДУ и ОДУ заключается в следующем.

На первом этапе АО-энерго, электростанции РАО и федерального уровня подчинения разрабатывают свои балансы мощности и энергии и передают их в виде предложений в вышестоящие уровни управления, в том числе и в ОДУ. В ОДУ на основе полученной информации из АО-энерго выполняется прогноз характерных суточных графиков электропотребления, выполняется расчет рабочей мощности для контроля и анализа отдельных составляющих, рассчитываются топливные характеристики оборудования. Эта информация передается из ОДУ в СО-ЦДУ. На основе этой информации в СО-ЦЦУ выполняется расчет оптимальных режимов всех субъектов рынка, входящих в схему ЕЭС, по характерным суткам каждого месяца, либо недели планируемого периода.

При этом определяются почасовые графики потребления и оптимальных генераций субъектов рынка и перетоков мощности между ОЭС с разбивкой по направлениям и они передаются во все ОДУ для уточнения их режимов. На основе рассчитанных оптимальных почасовых режимов ЕЭС формируются балансы мощности и энергии отдельных субъектов рынка , ОЭС и ЕЭС в целом. Предложения СО-ЦДУ по балансам мощности и энергии ЕЭС передаются для рассмотрения в РАО ЕЭС и ФЭК.

В третьей главе представлены разработанные методы и алгоритмы для оптимизации суточных энергетических режимов.

Математическая постановка задачи оптимизации суточного режима электростанций заключается в нахождении режима мощностей всех оптимизируемых электростанций во все часы суток удовлетворяющих критерию минимума целевой функции (ЦФ), т.е. суммарного расхода топлива (в стоимостном выражении):

при соблюдении следующих ограничений в каждом часе суток:

- по балансу мощности в энергосистеме

- по предельным мощностям оптимизируемых ГГ

ппип < р'' < и — т — п 1

- по предельным мощностям контролируемых ВЛ

ртт ^ рВ.7 ^ ртах

- по всем оптимизируемым ГЭС и по некоторым ТЭС (с ограничениями по топливу) должны

дополнительно выдерживаться интегральные ограничения по интервальной энергии

э„ < э™,

где ! - номер часа суток, ] - номер ВЛ, П - номер оптимизируемой ГГ, т - номер НГ, 1 -номер ВП, - номер генератора, работающего в заданном режиме.

Также возможно задание ограничений по скорости набора/сброса нагрузки на отдельных оптимизируемых ГГ, ограничений по мощности сальдо узлов, включающих отдельные ГГ и НГ.

В диссертации были исследованы два метода оптимизации энергетических суточных режимов на основе линейного и квадратичного программирования. Оба этих метода были доведены до программной реализации и проведены многочисленные сопоставительные расчеты.

Хотя с точки зрения аппроксимации целевой функции задачи более предпочтительна квадратичная функция, все же в качестве основного метода для решения часовой оптимизационной задачи был выбран метод линейного программирования (ЛП), обеспечивающий лучшую и надежную сходимость итерационного • процесса при различных исходных данных для данной задачи. Было проведено большое количество расчетных экспериментов, подтвердивших правильность сделанного выбора.

При разработке модуля суточной оптимизации использованы последние достижения в области линейного программирования для учета особенностей решаемой задачи: большая размерность, наличие большого количества двухсторонних ограничений по пределам генерации электростанций, наличие потерь в сети, наличие контролируемых линий, которые не должны перегружаться в результирующем оптимальном режиме. При учете потерь в сети и интегральных ограничений часовая оптимизационная задача решается многократно, итерационно, при чем количество промежуточных суточных режимов в некоторых случаях может сто и более. Поэтому при разработке суточного модуля очень большое значение придавалось снижению времени расчета.

В общем случае ЦФ, построенная на основе ХОП(С), является нелинейной. Для преобразования ЦФ к линейному виду, пригодному для использования методов линейного программирования (ЛП), исходные ХОП(С) автоматически аппроксимируются кусочно-постоянной функцией. При выполнении расчетов с помощью разработанной программы возможно задание либо количества аппроксимирующих участков, либо точности аппроксимации, тогда количество участков будет определяться автоматически. Хотя при аппроксимации количество независимых переменных увеличивается в десятки-сотни раз, время расчета увеличивается незначительно, т.к. при использовании метода ЛП оно слабо зависит от количества переменных. Кроме того, появляющиеся дополнительные, двусторонние ограничения учитываются особым образом.

Исходные ХОП(С), которые сами являются кусочно-постоянными, как правило это тарифные характеристики или характеристики удельных расходов в стоимостном выражении, конечно, не подвергаются преобразованию.

Для того чтобы при наличии дефицитов/избытков в энергообъединении система

ограничений не становилась несовместностной, дополнительно к независимым переменным

добавляются участки, небалансов: д е ф и ц I (Рле1'1) I избытков (Р1"5). Тогда загрузка ¡-ой

электростанции, необходимая для удовлетворения системе ограничений, должна быть равна:

р°Т> _ р^ + р леф _ р «6

Т.е в случае недостатка мощности для выполнения системы ограничений должны быть загружены дефициты, если же заданные минимальные пределы генерации необходимо снизить, например, из-за ограничения по балансу мощности или контролируемой линии, то загружаются избытки. Для того чтобы участки небалансов загружались лишь в случае необходимости в

качестве коэффициентов ЦФ, используются штрафы с величиной значительно превышающей самый большой относительный прирост самой неэкономичной электростанции

При добавлении к исходным характеристикам участков небалансов отпадает необходимость введения в расчетную энергетическую схему фиктивных узлов для локализации дефицитов/избытков

Если после расчета часовой оптимизационной задачи оказались загруженными дефициты или избытки, это означает, что исходная информация (потребление, внешние перетоки, рабочие мощности и др ) требует коррекции Для выполнения такой коррекции диспетчер-технолог может изменить не любые заявленные исходные данные, а лишь ограниченный набор составляющих баланса мощности (отключать или включать блоки отдельных станций, ограничивать потребление отдельных АО-энерго и т п) Величина коррекции должна быть минимальной и достаточной для получения оптимального сбалансированного энергетического режима Поэтому сама по себе задача распределения дефицитов и избытков между узлами энергообъединения является очень актуальной

Для решения задачи распредепения дефицитов и избытков между узлами ХОП достраиваются за пределами генерации соответствующих электростанций На Рис 6 показана произвольная ХОП и примеры достраиваемых участков ХОП(С) для дефицитов - линии CD и EF (для избытков характеристика достраивается аналогично) Изменяя величину начального штрафа и угол наклона можно обеспечить необходимое распределение

возможных небалансов Чем больше величина начального штрафа и угол наклона достроенного участка ХОП электростанции в узле, тем меньше вероятность возникновения и величина расчетного небаланса в этом узле схемы Закон распределения небалансов выбирается и задается технологом

ь

е

»>

Диапазон генерации

в Г

/ Зона

дефицитов

Рис 6 Пример построения характеристики для участка дефицитов электростанции Аппарат ЛП достаточно хорошо развит и содержит множество модификаций, предназначенных для учета особенностей целевой функции или вида системы ограничений В

диссертации был проведен анализ некоторых из них и в результате разработан итоговый метод эффективный для рассматриваемой задачи.

Так как прямой симплекс-метод является не очень эффективной в вычислительном отношении процедурой, то для решения часовой задачи с помощью ЛП был выбран модифицированный симплекс-метод. Кроме того, были применены модификации, построеные на последних достижениях в этой области, позволяющие сократить время расчета и размер массивов в оперативной памяти:

метод учета двусторонних ограничений вида Такими ограничениями

являются пределы генерации оптимизируемых ГГ и дополнительные участки дефицитов/избытков;

- двойственный симплекс-метод, который позволяет исключить на каждом шаге ЛП учет всех контролируемых линий схемы. При этом на каждом шаге выполняется лишь контроль за перетоками мощности и определение критических линий, учет которых при выполнении шага действительно необходим;

параметрическое программирование для учета потерь в сети.

Для учета потерь электроэнергии в сети используется подход, при котором потери входят в прогнозируемое потребление средней прогнозной величиной, а в ЦФ учитываются коррекцией относительных приростов расхода топлива - Коррекция относительных

приростов расхода топлива приводит к изменению ЦФ и, соответственно, к перераспределению загрузки оптимизируемых станций, те, в свою очередь, к изменению и так далее пока изменения не станут в пределах необходимой точности. Учет потерь электроэнергии в сети выполняется итерационно с использованием метода параметрического программирования для, изменяющейся в процессе расчета, целевой функции. Блок-схема учета потерь в сети при оптимизации приведена на Рис. 7.

_I_

Получение решения часовой задачи оптимизации методами ЛП

Рис. 7. Блок-схема учета потерь в сети при решении часовой оптимизационной задачи методами параметрического программирования.

Наиболее сложным является учет интегральных ограничений по выработке электроэнергии оптимизируемыми генераторами за период месяц/сутки. Для учета этих ограничений были исследованы два метода: метод декомпозиции Данцига-Вульфа и метод разложения по ресурсам.

В методе декомпозиции Данцига-Вульфа происходит неявное получение оптимального распределения интервальных выработок между часами суток посредством введения дополнительных, управляющих цен для каждого ресурса, в методе разложения по ресурсам происходит явное присвоение некоторой доли интервальной выработки для часовой подзадачи. Проводится расчет начального приближения и далее на каждом шаге решения часовых подзадач определяется, является ли заданное распределение оптимальным и выполняется действие, приводящее к уменьшению стоимости производства электроэнергии.

Начальное приближение для ГГ с интегральными ограничениями по выработке выполняется хорошо себя зарекомендовавшим в энергетических задачах методом "вписывания". Метод "вписывания" обеспечивает выполнение ограничений по интервальным выработкам, пределам генерации и по скорости набора/сброса нагрузки данных ГГ. При этом ограничения по пропускной способности сети могут не выполняться, так как они будут учтены при решении часовых задач. Метод "вписывания" заключается в размещении графика генерации лимитированных ГГ (ГЭС и ТЭС) в пиковую часть графика нагрузки энергообъединения при максимальном использовании заданного диапазона генерации. Особенно хорошее приближение метод "вписывания" дает для ГЭС, так как оптимальные режимы ГЭС обычно близки к пиковым и полупиковым.

Итерационный процесс продолжается до тех пор пока:

- величина снижения стоимости производимой электроэнергии не станет меньше требуемой

точности,

- величина шага не станет менее требуемой величины.

Можно отметить, что в отличие от метода декомпозиции Данцига-Вульфа, в котором технологически допустимое решение можно получить лишь на последней итерации, метод разложения по ресурсам позволяет получать технологически допустимое решение на каждой итерации и корректировать процесс сходимости для выполнения некоторых дополнительных ограничений, в частности, по скорости набора/сброса нагрузки.

Разработанный метод обладает хорошей сходимостью, что проиллюстрировано на Рис. 8 на примере расчета энергетического режима ЕЭС России для целей суточного планирования (28 узлов, 48 ГТ, 40 контролируемых сечений).

Проведено сравнение разных методов применительно к задаче оптимизации суточных режимов энергообъединений на различных расчетных моделях ЕЭС России и ОЭС, с точки зрения скорости сходимости и надежности получения решения для больших энергетических систем при наличии многочисленных режимных ограничений. В результате в качестве основного инженерного, математического метода для разработки алгоритмов и программ для комплексов оптимального планирования долгосрочных и краткосрочных энергетических режимов разработан оригинальный метод, сочетающий в себе модифицированный симплекс-метод с методом разложения по ресурсам.

о Ю 20 30 40 50 во 70 ВО

Итараина

Рис. 8. Ход итерационного процесса метода разложения по ресурсам.

В четвертой главе приведены результаты практического применения разработанных методов, алгоритмов и программ долгосрочного и краткосрочного планирования энергетических режимов.

Разработанный программный комплекс ПРЭС нашел широкое применение в эксплуатационной практике на этапах долгосрочного планирования режимов энергосистем и энергообъединений. На основе комплекса ПРЭС создана система взаимоувязанного планирования оптимальных энергетических режимов, балансов мощности и энергии на уровнях СО-ЦДУ и ОДУ. Результаты расчетов по комплексу ПРЭС используются при планировании балансов мощности и энергии ЕЭС России, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Северного Кавказа и др.

На основе разработанного комплекса проведены количественные исследования, позволившие определить целесообразность применения разработанных методов и алгоритмов для различных этапов планирования долгосрочных энергетических режимов.

На этапах формирования прогнозных вариантов балансов на предстоящий год для оценки величины тарифов на электроэнергию используются методы оптимизации по критерию получения минимума топливных затрат на производство электроэнергии.

На этапах квартального планирования, при формировании корпоративного баланса ЕЭС России на уровне СО-ЦДУ выполняется дооптимизация утвержденного баланса электроэнергии по критерию получения минимальной стоимости поставки электроэнергии на ФОРЭМ, что обеспечивает снижение дефицита стоимостного баланса.

Расчетные модели энергетических схем для разных уровней диспетчерского управления отличаются разной детализацией как в части нагрузочных узлов (могут быть выделены отдельные районы АО-энерго), так и в части состава генераторных групп, которыми могут быть отдельные электростанции АО-энерго и даже группы оборудования электростанций. В Таблице 1 приведен состав объектов энергетических схем, которые используются в СО-ЦДУ и ОДУ для расчетов с помощью комплекса ПРЭС.

Таблица 1

ОДУ Кол-во Кол-во Кол-во Кол-во Кол-во внеш. Кол-во коктрол.

узлов ГГ ТЭС ГЭС перетоков Сечений

СО-ЦДУ - ЕЭС России 121 184 83 34 39 98

ОДУ Центра 37 55 27 6 39 60

ОДУ Северо-Запада 12 65 53 3 8 12

ОДУ Средней Волги 29 39 27 4 33 77

ОДУ Северного Кавказа 15 26 10 4 9 41

ОДУ Урала 17 28 12 6 12 36

ОДУ Сибири 21 33 18 5 7 25

ОДУ Востока 11 27 21 4 2 18

В процессе практического внедрения комплекса ПРЭС в ОДУ проведен анализ результатов оптимизации режимов соответствующих энергообъединений и определены существенные ограничения, влияющие на процесс оптимизации и балансировки режимов. Определены оптимальные алгоритмы балансировки, рекомендованные технологическим службам ОДУ для практического применения.

Разработанные в диссертации метод, алгоритм и программа суточной оптимизации составляют основу комплекса краткосрочного планирования ПРЭС-СУТКИ, который в настоящее время широко внедряется в СО-ЦДУ и ОДУ. Актуальность практического применения разработанного модуля суточной оптимизации определяется требованиями создаваемого конкурентного рынка электроэнергии и мощности.

В диссертации приведены примеры расчетных энергетических схем ЕЭС России и некоторых ОЭС, применяемые при краткосрочном планировании режимов. Представлены некоторые характерные результаты работы оптимизационного суточного модуля в составе комплекса краткосрочного планирования ПРЭС-СУТКИ.

Для планирования суточных энергетических режимов в оптимизационном модуле учтены специфические требования, связанные с суточным периодом планирования:

- переменные по часам пределы генерации оптимизируемых ГГ,

- переменные по часам пределы перетоков мощности контролируемых сечений,

- переменная по часам скорость набора/сброса нагрузки оптимизируемых ГГ,

- учет загрузки последнего часа предыдущих суток,

- использование нескольких МСК в течение суток,

- использование нескольких ХОП(С) в течение суток для каждой оптимизируемой ГГ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

I. На основе проведенного в диссертации анализа управления режимами ЕЭС России, территориальной, временной и функциональной декомпозиции режимных задач обоснована, целесообразность и необходимость разработки и использования единого унифицированного оптимизационного суточного модуля во всех задачах СО-ЦДУ и ОДУ планирования краткосрочных и долгосрочных энергетических режимов. Сформулированы требования к суточному модулю, приведена развернутая постановка задачи суточной оптимизации.

2. Разработан эффективный метод и алгоритм решения задачи оптимизации суточного энергетического режима (унифицированный суточный модуль). Задача решается в традиционной постановке - минимизируется целевая функция при учете режимных ограничений по пределам генерации электростанций, по пределам перетоков мощности контролируемых линий, по балансу мощности, интегрально по суточной выработке электроэнергии генераторными группами, по скорости изменения загрузки генераторных групп от часа к часу.

Особенности разработанного алгоритма следующие. Решение обеспечивается при любом построении целевой функции— на основе ХОПС, удельных расходов топлива в стоимостном выражении, тарифов на электроэнергию, конкурсных заявок электростанций, причем кривая этих характеристик может содержать любое число горизонтальных и вертикальных участков, что особенно важно для конкурентного сектора рынка при оперировании с конкурентными заявками производителей электроэнергии.

Предусмотрен учет потерь мощности в электрической сети на основе заранее рассчитанных эквивалентных характеристик электрической сети (МСК).

Предложенный алгоритм пригоден для любых энергетических схем большой размерности - до нескольких сотен генераторных групп, ранее не использовавшихся и необходимых для энергетического рынка. При этом обеспечивается хорошее быстродействие и, главное, высокая надежность получения решения, особенно в части учета многочисленных режимных ограничений.

3. Разработан, как часть суточного модуля, достаточно эффективный алгоритм балансировки расчетного режима в случае недопустимого режима, т.е. наличия дефицитов и/или избытков, а также несовместности заданной системы ограничений. Балансировка режима заключается в целенаправленном изменении исходных данных, при котором режим вводится в допустимую область. Возможны разные варианты балансировки режима и выбор лучшего варианта осуществляет технолог на основе заданных технологических соображений. Работа алгоритма балансировки должна предшествовать решению задачи оптимизации- режима. В предложенном алгоритме используются оптимизационные процедуры и интерактивный режим работы.

4. В соавторстве разработана система оптимального планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов и оптимальных балансов мощности и электроэнергии на предстоящий год, квартал. Характерные особенности этой системы следующие:

в едином комплексе решаются задачи прогнозирования энергопотребления и графиков нагрузки, расчета рабочих мощностей электростанций и оптимизации энергетических режимов;

- осуществляется взаимоувязанное планирование на уровнях ЦДУ, ОДУ на основе поступающей от энергосистем исходной информации.

5. Система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов и оптимальных балансов мощности и электроэнергии обеспечивает расчет для каждого месяца, квартала и года в целом:

- оптимальных балансов энергии и мощности, удовлетворяющих заданным потребностям в электроэнергии и мощности за счет генераций электростанций и энергосистем;

- оптимальных типовых суточных графиков генерации отдельных электростанций или групп электростанций для каждых характерных суток каждого месяца года соответственно для схем ЕЭС, ОЭС и энергосистем;

- оптимальных суточных графиков перетоков мощности и электроэнергии по отдельным линиям и сечениям основной электрической сети. В том числе перетоки между ОЭС и энергосистемами, узлами нагрузки и отдельными электростанциями. Определяется степень приближения этих перетоков к допустимым пределам;

- скорректированных по режимным условиям заявленных планов капитальных и средних ремонтов генерирующего оборудования (на уровне ОДУ), а также рассчитанных на основе планов ремонтов рабочих мощностей электростанций;

- прогнозных объемов нагрузки и характерных суточных графиков электропотребления для узлов и характерных суточных графиков внешних перетоков;

- прогнозов годовых выработок электроэнергии ГЭС на условия заданной водности с разбивкой по кварталам и месяцам года;

- технико-экономических показателей режимов, включающих маржинальные цены и топливные составляющие затрат на производство электроэнергии.

Решение этих задач комплекса обеспечивает взаимоувязанное выполнение функций СО-ЦЦУ и ОДУ, а также решение ряда задач для департаментов РАО ЕЭС России и ФЭК. Во-первых, это непосредственные функции оперативно-диспетчерского управления: проверка выполнимости и оптимальности предстоящих режимов ЕЭС России, оценка подготовленности отдельных электростанций и энергосистем к ожидаемым режимам работы с расчетом экономической эффективности этих режимов, подготовка информации для суточной оптимизации, например, в части интегральных ограничений.

Во-вторых, это представление информации по регулируемому сектору конкурентного рынка, в том числе информации для заключения договоров с субъектами ФОРЭМ.

В-третьих, это количественные оценки режимов и балансов для решения разнообразных задач структурных и рыночных преобразований в РАО ЕЭС РФ. Например, оценка доходности функционирования отдельных электростанций для последующего учета при решении вопроса о формировании генерирующих компаний, которую производила проектная группа "Генерирующие компании".

И, наконец, предоставление рассчитанных оптимальных балансов мощности и электроэнергии в департаменты РАО ЕЭС и в ФЭК для расчета тарифов и производственных планов РАО ЕЭС.

6. На основе предложенных методов, алгоритмов и системы планирования разработаны программные комплексы, которые внедрены в практику эксплуатационных расчетов диспетчерских управлений СО-ЦДУ и ОДУ:

- комплекс оптимального планирования долгосрочных энергетических режимов ПРЭС, в состав которого входят разработанный суточный модуль, программы прогнозирования энергопотребления и расчета рабочих мощностей, а также ряд образующих комплекс информационных и системотехнических программ,

- комплекс оптимального планирования краткосрочных (на сутки вперед) энергетических режимов ПРЭС-СУТКИ.

7. Кроме оптимизационного модуля в состав комплекса ПРЭС входят, разработанные автором диссертации, программы расчета характерных суточных графиков загрузки электростанций,

работающих в заданном режиме, в зависимости от исходных данных (заданная выработка, заданная форма графика), ввода и тестирования МСК, формирования эквивалентных ХОП(С) ГТ и узлов, формирования характеристик удельных расходов ГГ по показателям оборудования, формирования оптимальных балансов элекроэнергии и мощности в виде различных форм, часть задач прогноза суточных графиков электропотребления и внешних перетоков, графического анализа результатов расчетов, межуровневого обмена данными,.

8. Выполненные исследования и разработки не исчерпывают проблему оптимального планирования краткосрочных и долгосрочных энергетических режимов, поэтому ближайшими задачами, развивающими данную работу, являются уточненный учет при суточной оптимизации режимов электрической сети за счет итеративного уточнения МСК и решение задачи пуска/останова оборудования для блочных тепловых электростанций.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Окин А.А., Бордюгов В.М., Цветков Е.В., Протопопова Т.Н., Абакшин П.С. Комплекс программ планирования и анализа долгосрочных энергетических режимов энергосистем и энергообъединений. Вестник ВНИИЭ-97, 1997.

2. Абакшин П.С, Протопопова Т.Н. Подсистема оптимального долгосрочного планирования и среднесрочных энергетических режимов на уровнях ЦЦУ ЕЭС и ОДУ. Электронный журнал "Новое в российской электроэнергетике" (www.rao-ees.ru), №10, октябрь 2002.

3. Абакшин П.С, Протопопова Т.Н. Подсистема оптимального планирования долгосрочных и среднесрочных энергетических режимов на уровнях ЦДУ ЕЭС и ОДУ. Открытая всероссийская научно-техническая конференция «Управление режимами Единой энергосистемы России» 27-31 мая 2002, Сборник докладов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

4. Абакшин П.С, Алябышева Т.М., Яганов P.M. Программное обеспечение для планирования суточных энергетических режимов ЕЭС России (ПРЭС-СУТКИ.). Открытая всероссийская научно-техническая конференция «Управление режимами Единой энергосистемы России» 27-31 мая 2002, Сборник докладов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

5. Абакшин П.С, Алябышева Т.М., Яганов P.M. Программное обеспечение для планирования суточных энергетических режимов ЕЭС России (ПРЭС-СУТКИ.). Электронный журнал "Новое в российской электроэнергетике" (www.rao-ees.ru), №6, июнь 2002.

6. Абакшин П.С. Комплекс планирования долгосрочных и среднесрочных энергетических режимов на уровнях СО-ЦДУ ЕЭС России. Специализированный научно-технический семинар "Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии" М.: 17-21 ноября 2003.

7. Абакшин П.С, Протопопова Т.Н., Лелюхин М.Н. Задача оптимизации по тарифам при планировании долгосрочных энергетических режимов энергосистем. Специализированный научно-технический семинар "Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии" М.: 17-21 ноября 2003.

8. Абакшин П.С, Алябышева Т.М., Яганов P.M. Комплекс программ планирования суточных режимов энергосистем ПРЭС-СУТКИ. Специализированный научно-технический семинар "Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии" М.: 17-21 ноября 2003.

9. Абакшин П.С. Модель оптимизации долгосрочных энергетических режимов ЕЭС России по активной мощности. Электрические станции, март, 2004.

ir 9456

Глава 1. Постановка задач исследований.

1.1 Краткая характеристика ЕЭС России.

1.2 Управление режимами ЕЭС России.

1.3 Конкурентный рынок.

1.4 Суточные энергетические режимы ЕЭС России.

1.5 Долгосрочные энергетические режимы ЕЭС России.

1.6 Обзор существующих математических методов и алгоритмов оптимизации суточных режимов энергообъединений.

1.7 Задачи исследования диссертации.

1.8 Выводы по главе.

Глава 2. Предлагаемая система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов.

2.1 Общая характеристика и состав задач системы планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов.

2.2 Прогноз характерных суточных графиков электропотребления и внешних перетоков.

2.3 Оптимизация характерных суточных режимов.

2.4 Оптимизация режимов работы федеральных станций по критерию минимума стоимости поставки электроэнергии на рынок и формирование стоимостных балансов.

2.5 Планирование ремонтов и рабочей мощности.

2.5.1 Планирование ремонтов основного генерирующего оборудования электростанций и расчет ремонтных площадок ОЭС и энергосистем . 59 2.5.2 Расчет и прогноз составляющих рабочей мощности и баланса мощности . 64 2.6 Взаимоувязанное планирование оптимальных долгосрочных энергетических режимов на уровнях ЦДУ-ОДУ-РДУ.

2.7 Информационное обеспечение.

2.7.1 Структура информационного обеспечения.

2.7.2 Состав и структура входной и выходной информации.

2.8 Выводы по главе.

Глава 3. Методы н алгоритмы оптимизации суточных энергетических режимов энергосистем.

3.1 Задача суточной оптимизации.

3.1.1 Постановка задачи.

3.1.2 Требования к алгоритму и программному модулю.

3.2 Решение часовой оптимизационной задачи.

3.2.1 Постановка задачи как задачи линейного программирования.

3.2.2 Модифицированный симплекс-метод.

3.2.3 Учет двусторонних ограничений при решении часовой задачи.

3-.2.4 Двойственный симплекс-метод для учета ограничений по контролируемым линиям.

3.2.5 Параметрическое программирование для учета потерь мощности в сети

3.2.6 Расчет маржинальных цен.

3.2.7 Опыт применения квадратичного программирования.

3.3 Учет интегральных ограничений.

3.3.1 Учет интегральных ограничений методом декомпозиции.

3.3.2 Учет интегральных ограничений методом разложения по ресурсам.

3.4 Выводы по главе.

Глава 4. Результаты практического применения разработанных методов, алгоритмов и программ.

4.1 Применение разработанных методов и программ в составе комплекса ПРЭС на уровне СО-ЦДУ ЕЭС России.

4.2 Расчетные энергетические схемы ЕЭС России при долгосрочном планировании энергетических режимов.

4.3 Пример оптимизации долгосрочных режимов ЕЭС России по критерию минимума стоимости затрат на производство электроэнергии.

4.4 Пример оптимизации режимов работы федеральных станций по критерию минимума стоимости поставки электроэнергии на рынок.

4.5 Использование разработанных методов и программ в составе комплекса

• ПРЭС на уровне ОДУ ЕЭС России.

4.6 Практическое применение разработанных методов и программ при краткосрочном (суточном) планировании энергетических режимов ЕЭС России

4.7 Выводы по главе.

Управление работой ЕЭС России, осуществляемое ЦДУ совместно с ОДУ и РДУ (объединенные и региональные диспетчерские управления энергосистем), подчинено единой цели - обеспечению наиболее экономичной работы ЕЭС в целом при рациональном расходовании энергоресурсов и удовлетворении требований надежности энергоснабжения и качества энергии [1,2]. Основным средством достижения указанной цели является широкое использование на всех иерархических уровнях диспетчерского управления разнообразных методов и программных средств оптимизации режимов электростанций, энергосистем и ЕЭС в целом. Проблемы оптимизации режимов такого уникального энергообъединения, каким является ЕЭС России, достаточно сложна и многогранна. Работа над методами и алгоритмами задач оптимизации режимов продолжалась многие годы, теоретические основы проблемы оптимизации режимов были разработаны выдающимися нашими учеными - Горнштейн В.М., Руденко Ю.Н., Совалов С.А. и др. В результате было разработано и внедрено адаптированное к нашим условиям и достаточно эффективное алгоритмическое и программное обеспечение задач оптимизации [3-8].

Однако основные созданные методы, алгоритмы, программное обеспечение по оптимизации энергетических режимов разработано много лет назад. В то же время актуальность развития работ по АСДУ вообще и задач оптимизации в том числе резко возрастает, что обусловлено как развитием ЕЭС, так и увеличением возможностей для разработчиков. Резко выросли возможности вычислительной техники по всем параметрам - по скорости счета, оперативной и дисковой памяти и пр. Это позволяет учитывать в методах большее количество влияющих факторов, усложнять расчетные схемы, развивать комплексные методы решения. Улучшилось информационное и системотехническое обеспечение задач АСДУ, получают дальнейшее развитие интерактивные методы решения. Рост потребностей в развитии методов и программ обусловлен усложнением структуры ЕЭС РФ и особенно развитием рыночных отношений, а также реструктуризацией электроэнергетической отрасли. Проведено совершенствование организационной структуры управления ЕЭС - создан Системный Оператор, включающий ЦДУ, ОДУ и РДУ. Вместо действующего оптового рынка ФОРЭМ осуществляется переход к более эффективному конкурентному рынку и при этом роль оптимизационных задач возрастет [9]. Ведущую роль в задачах оптимизации режимов при переходе к конкурентному рынку занимают краткосрочное и долгосрочное планирование энергетических режимов; именно эти задачи являются предметом внимания рассматриваемой диссертационной работы.

Исследования диссертационной работы выполнялись в соответствии с подпрограммой 02.03.03.03 «Разработка программного комплекса интсгрировашюй системы оптимизации долгосрочных и краткосрочных режимов работы ЕЭС России» Отраслевой научно-технической программы 0.03 «Надежность и совершенствование эксплуатации ЕЭС России».

Дадим краткий обзор содержанию диссертации, содержательная часть которой состоит из четырех глав и заключения.

Первая глава посвящена постановке задач исследования диссертации. Рассмотрена структура мощностей ЕЭС России и система диспетчерского управления. Особое внимание уделено задачам конкурентного рынка и реструктуризации энергетической отрасли. Рассмотрены задачи краткосрочного и долгосрочного планирования в условиях конкурентного рынка. Определены задачи исследований - создание универсального суточного модуля и системы долгосрочного планирования режимов. Обоснованы требования к суточному модулю и системе долгосрочного планирования.

Во второй главе рассмотрена предлагаемая система оптимального долгосрочного планирования энергетических режимов - комплекс программ ПРЭС. Дана общая структура комплекса. Далее отдельно рассматриваются методы решения основных задач комплекса: прогнозирования графиков электропотребления, расчета рабочих мощностей электростанций, расчета долгосрочных режимов ГЭС и оптимизации характерных суточных режимов. Рассмотрены этапы и особенности взаимоувязанного планирования долгосрочных режимов на уровнях ЦДУ и ОДУ. Некоторое внимание уделено информационному и системотехническому обеспечению комплекса ПРЭС.

Третья глава посвящена методам и алгоритмам решения задачи оптимизации суточного режима ЕЭС России. В математическом отношении - это задача оптимизации нелинейной, выпуклой целевой функции при большом числе режимных ограничений. В число последних входят часовые и интегральные (суточные) ограничения, причем наибольшую сложность представляют часовые ограничения по контролируемым ВЛ и интегральные ограничения по интервальной выработке электростанций. В диссертации исследовались методы решения, основанные на квадратичном и линейном программировании, предпочтительными оказались последние.

В результате отбора наиболее эффективных для данной задачи подходов линейного программирования и разработанных приемов учета нелинейностей разработан достаточно эффективный метод и алгоритм задачи оптимизации суточного режима. На основе аппроксимации учитывается нелинейный характер целевой функции; путем итеративного пересчета режимов учитываются потери мощности в электрической сети. Для учета интегральных ограничений исследовалось применение ряда методов, эффективным оказался специализированный вариант градиентного метода.

Помимо собственно задачи оптимизации режима решена также задача балансировки режима, т.е. ввода режима в допустимую область за счет целенаправленного изменения статей исходной информации.

В последней четвертой главе рассмотрены аспекты практического применения разработанных методов и алгоритмов. Это, во-первых, описание разработанных программ на ПЭВМ. И, во-вторых, анализ применения программ в СО-ЦДУ и ОДУ. Программы разработаны для суточного модуля и для комплекса долгосрочного планирования ПРЭС. Вначале программы разрабатывались в ОС MS-DOS, а в последние годы осуществлен перевод программ в ОС Windows. Программы разработаны как универсальные, они легко настраиваются на новые расчетные энергетические схемы.

Наиболее широкое практическое применение получил комплекс программ ПРЭС, который уже много лет успешно используется в СО-ЦДУ и большинстве ОДУ. Начато использование суточного модуля в программном комплексе ПРЭС-СУТКИ для суточного планирования энергетических режимов (2002-2003 гг. - опытная эксплуатация и внедрение в СО-ЦДУ, 2003 г - внедрение в трех ОДУ и 2004 г - внедрение в остальных ОДУ).

Разработанные программы могут использоваться и для количественных оценок режимов и балансов для решения разнообразных задач структурных и рыночных преобразований в РАО ЕЭС России. Например, для оценки доходности функционирования отдельных электростанций для последующего учета при решении вопроса о формировании генерирующих компаний, что производила проектная группа "Генерирующие компани-и".

В разделе "Заключение" подведены итоги диссертационного исследования и, кроме того, намечены задачи дальнейших исследований. К числу последних относятся задачи уточненного учета при суточной оптимизации режимов электрической сети за счет итеративного уточнения МСК, а также более строгое решение задачи пуска/останова оборудования для блочных тепловых электростанций.

4.7 Выводы по главе.

Разработанный, при непосредственном участии автора диссертации, комплекс планирования долгосрочных энергетических режимов энергосистем (ПРЭС) позволяет решать актуальные задачи диспетчерского управления на уровнях СО-ЦДУ и ОДУ. При создании комплекса применены не только разработанные математические методы, но и большой технологический опыт диспетчерских служб СО-ЦДУ и ОДУ.

Комплекс ПРЭС (в той или иной версии) прошел опытную эксплуатацию в СО-ЦДУ и во всех ОДУ. Наиболее сложной расчетной схемой является энергетическая схема ЕЭС России, включающая около 250 узлов и около 100 контролируемых сечений. Использование задачи балансировки расчетных режимов позволяет технологично скорректировать исходные данные для получения допустимого энергетического режима. Расчетные энергетические схемы ОЭС на уровнях ОДУ отличаются различными схемами построения и подробностью представления генерирующего оборудования.

Комплекс ПРЭС находит успешное применение для экономических расчетов. Результаты расчетов, проведенных по критерию минимума стоимости затрат на производство электроэнергии с использованием стоимостных характеристик удельных расходов для оптимизируемых электростанций НЭС России в 1998 году, показали, что в ряде случаев почти на 10% возможно снижение себестоимости производства электроэнергии за счет оптимального распределения загрузки электростанций.

Моделирование с помощью комплекса ПРЭС условий оптового рынка электроэнергии с использованием представленной методики коррекции тарифов на отклонение поставок электроэнергии от утвержденных ФЭК позволило снизить стоимость поставки электроэнергии на рынок и соответственно дефицита стоимостного баланса приблизительно на 22 млн. руб. в августе 2003 года.

Предлагаемые в данной диссертационной работе, математические методы успешно используются для краткосрочного планирования суточных энергетических режимов (комплекс ПРЭС-СУТКИ). Комплекс ПРЭС-СУТКИ проходит тестирование и внедряется в СО-ЦДУ и ОДУ.

Заключение.

1. Проведен анализ структуры и состава ЕЭС России, особенностей управления ее режимами в том числе и в условиях перехода к конкурентному рынку и при рестуктуризации электроэнергетической отрасли.

2. Рассмотрена территориальная, временная и функциональная декомпозиция режимных задач. Детально рассмотрены задачи планирования краткосрочных и долгосрочных энергетических режимов, являющиеся предметом исследования диссертации. Раскрыта взаимосвязь энергетических режимов с электрическими с помощью МСК, показаны пути повышения эффективности этой взаимосвязи на основе итеративного уточнения МСК.

3. На основе проведенного в диссертации анализа обоснована целесообразность и необходимость разработки и использования единого унифицированного оптимизационного суточного модуля во всех задачах СО-ЦДУ планирования краткосрочных и долгосрочных энергетических режимов. Сформулированы требования к суточному модулю, приведена развернутая постановка задачи суточной оптимизации.

4. Разработан эффективный метод и алгоритм решения задачи оптимизации суточного энергетического режима (унифицированный суточный модуль). Задача решается в традиционной постановке — минимизируется целевая функция при учете режимных ограничений. К последним относятся следующие ограничения: по пределам генерации электростанций в каждый час суток, по пределам перетоков мощности по контролируемым линиям расчетной схемы, по балансу мощности в каждом часе суток, интегрально по суточной выработке электроэнергии генераторными группами, по скорости изменения загрузки генераторных групп от часа к часу.

Особенности разработанного алгоритма следующие. Решение обеспечивается при любом построении целевой функции - на основе ХОПС, удельных расходов топлива в стоимостном выражении или тарифов на электроэнергию, причем кривая этих характеристик может содержать любое число горизонтальных и вертикальных участков, что особенно важно для конкурентного сектора рынка при оперировании с конкурентными заявками производителей электроэнергии.

Предусмотрен учет потерь мощности в электрической сети на основе заранее рассчитанных эквивалентных характеристик электрической сети (МСК).

Предложенный алгоритм пригоден для энергетических схем большой размерности - до нескольких сотен генераторных групп, ранее не использовавшихся и необходимых для регулируемого сектора энергетического рынка. При этом обеспечивается хорошее быстродействие и, главное, высокая надежность получения решения, особенно в части учета многочисленных режимных ограничений.

Разработан, как часть суточного модуля, достаточно эффективный алгоритм балансировки расчетного режима в случае недопустимого режима, т.е. наличия дефицитов и/или избытков, а также несовместности заданной системы ограничений. Балансировка режима заключается в целенаправленном изменении исходных данных, при котором режим вводится в допустимую область. Возможны разные варианты балансировки режима и выбор лучшего варианта осуществляет технолог на основе заданных технологических соображений. Работа алгоритма балансировки должна предшествовать решению задачи оптимизации режима. В предложенном алгоритме используются оптимизационные процедуры и интерактивный режим работы.

Предложены алгоритмы расчетов стоимостных показателей полученного суточного режима: полных и маржинальных цен режима и равновесных цен. Все эти оценки необходимы для работы энергетического рынка.

В соавторстве разработана система оптимального планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов и оптимальных балансов мощности и электроэнергии на предстоящий год, квартал, месяц. Характерные особенности этой системы следующие: в едином комплексе решаются задачи прогнозирования энергопотребления и графиков нагрузки, расчета рабочих мощностей электростанций и оптимизации энергетических режимов; осуществляется взаимоувязанное планирование на уровнях ЦДУ, ОДУ на основе поступающей от энергосистем исходной информации. На основе предложенных методов и алгоритмов разработаны типовые компьютерные программы, которые внедрены в практику работы диспетчерских управлений ЦДУ и ОДУ. Конкретно сделано следующее.

Разработана промышленная программа оптимизации суточных энергетических режимов (суточный модуль). Эта программа встроена в созданную СО-ЦДУ систему планирования суточных режимов (систему конкурентного отбора производителей и потребителей электроэнергии).

Разработан комплекс программ ' планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов ПРЭС, в состав которого входят разработанный суточный модуль, программы прогнозирования энергопотребления и расчета рабочих мощностей, а также ряд образующих комплекс информационных и системотехнических программ. Этот комплекс внедрен в практику эксплуатационных расчетов ЦДУ и ОДУ.

Кроме оптимизационного модуля в состав комплекса ПРЭС входят, разработанные автором диссертации, программы расчета характерных суточных графиков загрузки электростанций, работающих в заданном режиме, в зависимости от исходных данных (заданная выработка, заданная форма графика), ввода и тестирования МСК, формирования эквивалентных ХОП(С) ГГ и узлов, формирования характеристик удельных расходов ГГ по показателям оборудования, формирования оптимальных балансов элекроэнергии и мощности в виде различных форм, часть задач прогноза суточных графиков электропотребления и внешних перетоков, графического анализа результатов расчетов, межуровневого обмена данными. 9. Система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов и оптимальных балансов мощности и электроэнергии обеспечивает расчет для каждого месяца, квартала и года в целом:

- оптимальных балансов энергии и мощности, удовлетворяющих заданным потребностям в электроэнергии и мощности за счет генераций электростанций и энергосистем;

- оптимальных типовых суточных графиков генерации отдельных электростанций или групп электростанций для каждых характерных суток каждого месяца года соответственно для схем ЕЭС, ОЭС и энергосистем; оптимальных суточных графиков перетоков мощности и электроэнергии по отдельным линиям и сечениям основной электрической сети. В том числе перетоки между ОЭС и энергосистемами, узлами нагрузки и отдельными электростанциями. Определяется степень приближения этих перетоков к допустимым пределам;

- скорректированных по режимным условиям заявленных планов капитальных и средних ремонтов генерирующего оборудования (на уровне ОДУ), а также рассчитанных на основе планов ремонтов рабочих мощностей электростанций; прогнозных объемов нагрузки и характерных суточных графиков электропотребления для узлов и характерных суточных графиков внешних перетоков; прогнозов годовых выработок электроэнергии ГЭС на условия заданной водности с разбивкой по кварталам и месяцам года;

- технико-экономических показателей режимов, включающих маржинальные цены и топливные составляющие затрат на производство электроэнергии.

Решение этих задач комплекса обеспечивает выполнение функций СО-ЦДУ и ОДУ, а также решение ряда задач для департаментов РАО ЕЭС России и ФЭК. Во-первых, это непосредственные функции оперативно-диспетчерского управления: проверка выполнимости и оптимальности предстоящих режимов ЕЭС России, оценка подготовленности отдельных электростанций и энергосистем к ожидаемым режимам работы с расчетом экономической эффективности этих режимов, подготовка информации для суточной оптимизации, например, в части интегральных ограничений.

Во-вторых, это представление информации по регулируемому сектору конкурентного рынка, в том числе информации для заключения договоров с субъектами ФОРЭМ.

В-третьих, это количественные оценки режимов и балансов для решения разнообразных задач структурных и рыночных преобразований в РАО ЕЭС РФ. Например, оценка доходности функционирования отдельных электростанций для последующего учета при решении вопроса о формировании генерирующих компаний, которую производила проектная группа "Генерирующие компании".

И, наконец, предоставление рассчитанных оптимальных балансов мощности и электроэнергии в департаменты РАО ЕЭС и в ФЭК для расчета тарифов и производственных планов РАО ЕЭС.

10. Выполненные исследования и разработки естественно не исчерпывают очень сложную проблему оптимального планирования краткосрочных и долгосрочных энергетических режимов. Число новых задач будет расти по мере дальнейшего развития ЕЭС России и углубления рыночных методов управления, перечислить все эти задачи сейчас затруднительно. Поэтому укажем лишь ближайшие задачи, по которым автор диссертации будет продолжать работу. Это - задачи уточненного учета при суточной оптимизации режимов электрической сети за счет итеративного уточнения МСК, а также решение задачи пуска/останова оборудования для блочных тепловых электростанций.

1. Лисицын Н.В., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Единая энергосистема России. М.: Изд-во МЭИ, 1999.

2. Автоматизация управления энергообьединениями / Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979.

3. Методы оптимизации режимов энергосистем / Под ред. В.М. Горнштейна. М.: Энергоиздат, 1981.

4. Цветков Е.В., Алябышева Т.М., Парфенов Л.Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1984.

5. Мирошниченко Б.П. Разработка усовершенствованного метода оптимального планирования краткосрочных режимов энергосистем по активной мощности. Дисс. на соиск. ученой степени канд. техн. наук.М.: ВНИИЭ, 1986.

6. Кудряшев Ю.М. Разработка и исследование методов баланса активной мощности энергосистем с учетом вывода в ремонт основного оборудования электростанций. Дисс. на соиск. ученой степени канд. техн. наук.М.: ВНИИЭ, 1987.

7. Описание модели рынка. Технический отчет РАО ЕЭС, версия от 2 апреля 2001.

8. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983.

9. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике. Под ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова. М.: Издательство МЭИ, 2000.

10. Технологические правила оптового рынка электроэнергии (проект от 10 апреля 2001 г). Технический отчет РАО ЕЭС.

11. Системные исследования проблем энергетики. / Под ред. член-корр. РАН Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2000.14.