№ 4
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2008
УДК 621.311.019.3
© 2008 г. ЧУКРЕЕВ Ю. Я., ЧУКРЕЕВ М. Ю.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РАЗВИТИЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ДЛЯ УСЛОВИЙ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
Приведен анализ имеющихся методов для решения задачи обеспечения надежности объединений ЭЭС. Показана необходимость перехода на строгие математические модели обоснования резервов мощности в объединении ЭЭС. Приведено обоснование требований к нормативам интегральных показателей надежности для условий рыночных преобразований в электроэнергетике.
Введение. Изменение форм собственности и либерализация экономики России потребовали реструктуризацию электроэнергетики и изменение взаимоотношений в цепочке "производство - распределение - потребление электроэнергии". Для организации конкурентного рынка электроэнергии в электроэнергетической отрасли сформированы:
- федеральная сетевая компания (ФСК) с ее региональными отделениями, для выполнения функций транспорта электроэнергии;
- оптовые и территориальные генерирующие компании (ОГК и ТГК), а также сбытовые компании, для выработки и сбыта электроэнергии;
- территориальные операционные зоны диспетчерского управления (ОЗДУ), для управления режимами работы субъектов рынка электроэнергии с соответствующими самостоятельными структурами - системными операторами СО-ЦДУ ЕЭС, СО-ОДУ и СО-РДУ.
Опыт реформирования электроэнергетики в разных странах показывает, что введение механизмов конкуренции и повышение эффективности работы может негативно сказаться на надежности энергоснабжения потребителей. Это происходит по многим причинам [1], из них две основные:
- в условиях долгосрочного планирования снижение мотивации в развитии достаточных для поддержания надежности резервных мощностей и системообразующих связей, в условиях эксплуатации - мотивации достаточного поддержания вращающегося резерва мощности;
- усложнение режимов работы электроэнергетических систем вследствие конкуренции, наличия множества конкурентных договорных отношений между субъектами рынка, недостаточной проработанности, особенно при планировании развития, принципов управления режимами из-за силу неоднозначности технико-экономических показателей.
В годы реформ в России значительно снизился интерес к регулярным исследованиям надежности электроэнергетических систем (ЭЭС). Это обусловливалось существенным уменьшением напряженности режимов и соответствующим увеличением резервов генерирующей мощности и пропускной способности системообразующей сети из-за общего спада потребления электроэнергии. Наблюдающийся сегодня рост электропотребления во многих регионах, особенно в Москве, Московской и Тюменской обл., может быстро исчерпать имеющийся запас прочности. В соответствии с программой развития ЕЭС
России предполагается до 2010 г. ввести более 40 ГВт генерирующей мощности. Следует отметить, что эти вводы предполагается осуществить в условиях, когда созданы частные ОГК и/или ТГК. В государственной собственности остаются только АЭС, ГЭС, электрические сети и диспетчерские управления. В такой ситуации роль исследований в области обеспечения надежности ЭЭС при управлении их развитием и разработки соответствующего модельно-программного обеспечения может оказаться более значительной, чем в 1970-1980 гг. - этапе динамичного развития теории надежности систем энергетики и ее практических приложений.
Изменения в организационных формах управления электроэнергетикой России должны быть учтены в методических и модельных разработках по оценке показателей надежности, и в подходах к принятию решений по обеспечению надежности и при управлении развитием ЭЭС, и при их эксплуатации. Состав субъектов, связанных с реализацией услуг по обеспечению надежности электроснабжения потребителей в электроэнергетической отрасли, включает, кроме электрогенерирующих и электросетевых компаний, системного оператора рынка электроэнергии с его филиалами в операционных зонах диспетчерского управления, а также страховые компании и регулирующие органы. Все эти субъекты на рынке электроэнергии естественно несут дополнительные затраты по обеспечению должного уровня надежности ЕЭС России, т.е. задача обеспечения надежности электроснабжения потребителей связана с взаимоотношением отдельных субъектов, вовлеченных в процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, при несовпадающих интересах сторон и многокритери-альности задачи. Ее решение должно учитывать интересы всех субъектов рыночных отношений при соблюдении заданных требований и ограничений, отражающих конкретные условия.
Одним из основных способов обеспечения необходимого уровня надежности ЭЭС при управлении их развитием всегда было создание резервов генерирующих мощностей и избыточных уровней пропускных способностей связей. Анализ существующих до настоящего времени методик определения величин резервов мощности, применяемых в проектной практике, показал, что они ориентированы на упрощения расчетов и не пригодны для условий рыночных отношений. Упрощения расчетов оперативного резерва мощности были вызваны недопустимо большими затратами времени на получение результатов оценки надежности рассматриваемых вариантов развития ЭЭС по точным моделям и программным комплексам [2, 3], без учета задачи оптимизации этого варианта с позиций резервирования. В настоящее время при решении задачи определения потребности в мощности электростанций для надежного покрытия нагрузки, включающей в себя и задачу расчета оперативных резервов, нет серьезных ограничений в вычислительных ресурсах. Поэтому данную задачу следует решать путем многократной, целенаправленной оценки показателей надежности различных вариантов оперативных резервов мощности, и выбора из них наиболее экономичного. Такой подход позволит учесть особенности рыночных отношений, неопределенность исходной информации, начальные условия, схемные ограничения и т.п.
Таким образом, основой определения потребности в резервной мощности при разработке перспективных балансов остается задача оценки показателей надежности вариантов развития ЕЭС, так называемая задача анализа надежности. Следует заметить, что решение этой задачи в условиях рыночных отношений мало отличается от такового в условиях централизованного принципа управления электроэнергетической отраслью. Существенные изменения в условиях рыночных отношений касаются так называемых задач синтеза надежности, связанных с обеспечением нормативных показателей надежности отдельных ОЗДУ и всего объединения в целом и средств их обеспечения - оперативных резервов мощности и требований к пропускной способности связей. Немаловажен и вопрос, связанный с распределением средств, вовлеченных в процесс обеспечения нормативной надежности между субъектами ее обеспечивающими, но он в данной статье не рассматривается.
Определение показателей надежности в объединении ЭЭС, независимо от принципов управления отраслью, можно условно разделить на два этапа [4, 5]. На первом - методами статистического моделирования или комбинаторики формируются случайные состояния отдельных ОЗДУ из аналитически полученных вероятностных функций изменения их генерирующей мощности, вследствие аварийных выходов оборудования, и нагрузки из-за ее случайных изменений, вызванных ошибками прогнозирования. Следует отметить, что ОЗДУ включает в себя всех субъектов рынка электроэнергии (ТГК, ОГК, сетевые и сбытовые компании, потребителей), расположенные на ее территории. В этой зоне не может быть каких-либо сетевых ограничений на поставку мощности, и действует один и тот же диапазон цен на электроэнергию [6]. Этот этап оценки показателей надежности для рыночных условий остается таким же, каким он был для централизованной системы управления, но вместо ОЗДУ ранее были объединенные ЭЭС.
На втором этапе методами линейного или нелинейного программирования производится анализ сформированных случайных состояний на предмет обеспечения потребителей с учетом ограничений по пропускной способности связей между ОЗДУ. Эта задача в моделях оценки показателей надежности получила название задачи распределения дефицита мощности (РДМ). Именно она значительно изменяется и от ее постановки зависит решение задачи синтеза надежности - определения оперативного резерва мощности и требований к пропускным способностям связей между ОЗДУ.
Коллективный и локальный принципы распределения дефицита мощности. В рыночных условиях дефицит мощности может возникнуть как на уровне ОЗДУ, так и на уровне отдельной ОГК и/или ТГК. Недопоставка мощности (электроэнергии) потребителю обычно значительно дороже ее покупки на рынке системных услуг. Поэтому в условиях рыночных отношений, так же как и при централизованном управлении развитием ЭЭС, на каждом случайном состоянии, дефицит мощности в системе возможен только в случаях либо недостаточности генерирующей мощности, либо недостаточности пропускных способностей связей, либо того и другого. В то же время, в соответствии с правилами оптового рынка [6], каждый поставщик генерирующей мощности (ТГК, ОГК) будет стараться в первую очередь обеспечить мощностью потребителей своей ОЗДУ и потребителей других ОЗДУ, с которыми у него заключены двусторонние договоры на поставку энергии. Во вторую очередь обеспечиваются потребители других ОЗДУ, с которыми нет двусторонних договоров, причем по более высоким тарифным планам. В условиях одной ОЗДУ сетевые ограничения не рассматриваются, считается, что пропускные способности связей не обусловливают дефицита мощности. Если ОЗДУ разные, то договор на поставку мощности из одной зоны в другую, должен быть обеспечен соответствующей пропускной способностью связи между данными зонами [6]. Такой принцип РДМ назван авторами локальным ("жадным").
В условиях централизованного управления при планировании развития ЭЭС принимался принцип РДМ в те ОЗДУ, которые его определяли (влияли на его величину), причем пропорционально их нагрузкам в данный момент времени (так называемый коллективный принцип РДМ [4, 5]. На рисунке приведена гипотетическая схема объединения ЭЭС [3, 4, 7], на которой, для одн
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.