авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 27 |

«Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет – УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» ОАО «Системный ...»

-- [ Страница 2 ] --

Интеллектуальные средства поддержки решений по восстановлению ЭЭС [8]. Для решения задач восстановления ЭЭС после крупной аварии рассматривается создание экс пертной системы на основе конечно-автоматного представления знаний и данных. Задача анализа ситуации в системе решается с помощью конечно-автоматной модели, описы вающей поведение системы на языке событий, выраженных набором тех или иных лин гвистических переменных. На базе результатов анализа формируются управляющие воз действия, закладываемые в базу знаний и данных и рекомендуемые для реализации.

Заключение. Радикальное изменение внешних условий функционирования ЭЭС и появление принципиально новых средств управления требуют пересмотра принципов управления режимами для обеспечения эффективности функционирования, надежности и живучести ЭЭС. Основные концептуальные положения комплекса задач управления ре жимами связаны с реализацией новых возможностей управления в изменившихся услови ях. Некоторые результаты выполненных конкретных исследований демонстрируют эф фективность предложенных подходов к решению соответствующих задач.

Литература 1. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков, В.М. Горнштейн, Л.А. Крумм и др.;

Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979. 432 с.

2. Управление мощными энергобъединениями / Н.И. Воропай, В.В. Ершевич, Я.Н. Лу гинский и др.;

Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергоатомиздат, 1984. 256 с.

3. Энергетика XXI века: Системы энергетики и управление ими / С.В. Подковальников, С.М. Сендеров, В.А. Стенников;

Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука, 2004.

364 с.

4. Воропай Н.И., Этингов П.В. Развитие методов адаптации нечетких АРВ для повыше ния динамической устойчивости сложных электроэнергетических систем // Электриче ство, 2003, №11. С. 2–10.

5. Voropai N.I., Efimov D.N., Etingov P.V. Coordination of electric power system emergency control using artificial neural network // IFAC Symp. on Power Plants and Power Systems Control. Seoul, Korea, Sept. 15-19, 2003, p. 131–136.

6. Координированное противоаварийное управление нагрузкой и устройствами FACTS / Н.И. Воропай, П.В. Этингов, А.С. Удалов и др. // Электричество, 2005, № 10. С. 25–37.

7. Этингов П.В. Применение систем мониторинга переходных режимов для управления устройствами FACTS // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Сб. докл. семинара. Харьков: Харьковский нац. техн. ун-т, 2006.



С. 89–98.

8. Воропай Н.И., Кроль А.М., Новорусский В.В. Разработка интеллектуальных средств поддержки решений по восстановлению энергообъединения после аварии // Изв. РАН.

Энергетика, 1996, № 1. С. 14–22.

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НА КРАТКОСРОЧНУЮ И ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ В.Э. Воротницкий Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики»–ВНИИЭ 1. Итоги реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях за 2006–2007 гг. Важным стимулирующим и организующим факто ром активизации работ по расчету, анализу и снижению потерь электроэнергии в электри ческих сетях послужило издание приказа бывшим Минпромэнерго России от 04.10.2005 г.

№ 267 «Об утверждении Положения об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям» и начало работы в соот ветствии с этим Приказом Комиссии по утверждению нормативов потерь. Используемая для выполнения работ нормативно-правовая база приведена в приложении № 1.

За период исполнения Минпромэнерго России государственной функции по утвер ждению нормативов потерь электроэнергии по данным Росстата абсолютные потери элек троэнергии в электрических сетях России снизились с 112,6 млрд. кВт·ч в 2005 г., до 107, млрд. кВт·ч в 2007 г. при росте отпуска электроэнергии в сеть за этот период с 875,7 до 937,46 млрд. кВт·ч. Соответственно относительные потери снизились с 12,86 % в 2005 г. до 11,18 % в 2007 г. Вместе с тем, указанные потери в 2–2,5 раза превышают уровень относи тельных потерь электроэнергии в электрических сетях промышленно-развитых стран.

Около 80 % от общей величины потерь в электрических сетях России составляют потери в сетях БЕ «Холдинг МРСК» и ОАО «ФСК ЕЭС». Остальные 20 % – это потери в электрических сетях ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго», ОАО «Иркутскэнрего», ОАО «Новосибирскэнерго», муниципальных электрических сетях, электрических сетях промышленных предприятий и организаций, предприятий нефтегазового комплекса, ОАО «РЖД» и пр.

2. Резервы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях, эффек тивность их реализации. Несмотря на значительные усилия, прилагаемые к сдержива нию роста потерь электроэнергии в электрических сетях, в отдельных электросетевых ор ганизациях потери достигают 20 % и выше от отпуска электроэнергии в сеть при техноло гических потерях, не превышающих 10–12 %, а в целом, как отмечено выше, относитель ные потери в 2–2,5 раза выше, чем в электрических сетях промышленно развитых стран.

Суммарный резерв снижения потерь электроэнергии в электрических сетях России оценивается в размере 15-25 млрд. кВт·ч, в том числе около 3-5 млрд. кВт·ч – резерв сни жения технических потерь, обусловленных физическими процессами передачи электро энергии, и 12-20 млрд. кВт·ч – резерв снижения коммерческих потерь, обусловленных по грешностями системы учета электроэнергии, бездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии, недостатками в системе сбора и обработки данных о полезном отпуске электроэнергии потребителям.





Наличие указанных резервов объясняется:

– недостаточной мотивацией и квалификацией персонала электросетевых компаний для разработки и внедрения эффективных программ снижения потерь электроэнер гии в сетях;

– несовершенством нормативно-правовой базы для эффективной борьбы с хищения ми электроэнергии;

– использованием несовершенных расчетных методов определения количества от пущенной и потребленной электроэнергии при отсутствии приборов учета;

– недопустимыми погрешностями измерений объемов электроэнергии, поступившей в электрические сети и отпущенной из электрических сетей;

– несовершенством системы снятия показаний с приборов учета и выставления сче тов за потребленную электроэнергию;

– ростом бездоговорного и безучетного потребления электроэнергии (хищений) в связи с ростом тарифов на электроэнергию;

– моральным и физическим износом электросетевого оборудования;

– неоптимальными режимами работы электрических сетей по уровням напряжения и реактивной мощности;

– рядом других причин.

Значительное превышение фактических потерь над технологически обоснованны ми требует системного подхода к решению этой проблемы на долговременной и постоян ной основе. Передовой зарубежный опыт показывает, что даже при сравнительно благо получных относительных потерях электроэнергии в сетях отдельных зарубежных энерго компаний, временное ослабление внимания к ним неизменно приводит к росту потерь.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях требует существенных затрат на:

– совершенствование и автоматизацию средств и систем учета электроэнергии;

– модернизацию электросетевого оборудования и внедрение энергосберегающей но вой техники и технологий, в первую очередь, устройств компенсации реактивной мощности и средств регулирования напряжения;

– совершенствование и внедрение новых информационных технологий для расчетов фактических и прогнозных балансов электроэнергии в электрических сетях, техни ческих и коммерческих потерь, разработки и оценки эффективности мероприятий по снижению потерь;

– научно-исследовательские, проектные и опытно-конструкторские работы, связанные с расчетами, анализом, нормированием и снижением потерь электроэнергии в элек трических сетях, с разработкой и совершенствованием нормативных документов.

По предварительным оценкам Филиала ОАО «НТЦ Электроэнергетики» – ВНИИЭ, 0H для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях на 1 млрд. кВт·ч необ ходимо затратить от 0,8 до 1,5 млрд. рублей.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях позволяет:

– уменьшить убытки электросетевых организаций из-за сокращения оплаты сверх нормативных потерь и аккумулировать дополнительные средства на дальнейшее снижение потерь;

– разгрузить электрические сети от дополнительных потоков мощности и тем самым обеспечить возможность подключения дополнительной мощности к электрическим сетям;

– снизить расход топлива и вредные выбросы на электрических станциях на выра ботку электроэнергии для компенсации потерь;

– снизить объемы строительства генерирующих мощностей для надежного электро снабжения потребителей при намечающихся дефицитах активной мощности;

– уменьшить тарифы на услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям и тарифы на электроэнергию для конечных потребителей.

3. Основные положения Программы действий на краткосрочную и долгосроч ную перспективу по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. С уче том накопленного опыта ОАО «ФСК ЕЭС», БЕ «Холдинг МРСК», других сетевых компа ний на основании трехлетнего опыта Комиссии по нормированию технологических по терь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям, программа по снижению по терь электроэнергии на период 2009–2020 гг. должна состоять из шести блоков:

1) разработка и совершенствование нормативно-правовых документов, обеспечи вающих повышение заинтересованности (мотиваций) субъектов оптового и роз ничных рынков электроэнергии в снижении потерь и поддержание их на техно логически обоснованном уровне;

2) научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР), обеспе чивающие дальнейшее повышение точности учета электроэнергии, достоверно сти, прозрачности и обоснованности расчетов фактических и нормативных по терь электроэнергии, оценки эффективности мероприятий по снижению потерь;

3) внедрение новой энергосберегающей техники и технологий;

4) совершенствование системы мониторинга и государственного контроля и надзо ра за уровнем потерь электроэнергии в электрических сетях;

5) совершенствование системы расчетного и технического учета электроэнергии на электрических станциях, в электрических сетях и у потребителей;

6) оптимизация загрузки электрических сетей, их модернизация, техническое пере вооружение и развитие.

Ниже приводятся предложения по содержанию каждого из блоков.

По блоку разработки и совершенствования нормативно-правовых документов не обходимо:

– ускорить рассмотрение и утверждение проекта Правил коммерческого учета элек троэнергии на розничных рынках электроэнергии;

– внести изменения/дополнения в Правила розничного и оптового рынков электро энергии (Постановления Правительства Российской Федерации № 530 и 529 от 31.08.06 г.);

– обеспечить исполнение Постановления Правительства Российской Федерации в части реформы ЖКХ с целью определения по договорам оказания услуг на переда чу электроэнергии исполнителя коммунальных услуг;

– подготовить предложения по устранению противоречий в Правилах розничного рынка и Правилах недискриминационного доступа к сети.

Блок 2 – подпрограмма НИОКР должна содержать:

– разработку новых документов по порядку расчета и обоснования нормативов тех нологических потерь электроэнергии при ее передаче через распредустройства электрических станций и электрические сети промышленных предприятий;

– разработку и совершенствование методов расчета технологических и коммерче ских потерь электроэнергии, балансов и фактических потерь электроэнергии;

– разработку и совершенствование методов прогнозирования потерь и балансов элек троэнергии;

– совершенствование действующих нормативных документов по учету электроэнер гии, методам расчета эффективности мероприятий по снижению потерь.

Блок 3 – внедрение новой энергосберегающей техники и технологий, в том числе:

– управляемых статических компенсаторов реактивной мощности (СТАТКОМ);

– управляемых шунтирующих реакторов;

– компенсирующих симметрирующих устройств для распределительных электриче ских сетей;

– оптических измерительных трансформаторов;

– измерительных трансформаторов с магнитопроводом из аморфных и нанокристал лических сплавов;

– систем учета электроэнергии и информационных технологий оплаты за электро энергию на основе чип-карт;

– устройств и технологий на основе явления высокотемпературной сверхпроводимо сти: кабелей переменного и постоянного тока, трансформаторов и реакторов, уст ройств ограничения токов к.з.;

– накопителей и локальных источников электрической энергии;

– новых средств выявления и контроля причин и источников потерь электроэнергии;

– методического и программного обеспечения анализа технических и коммерческих потерь электроэнергии, в том числе с использованием современных геоинформа ционных технологий.

Блок работ по мониторингу и государственному контролю и надзору за уровнем потерь электроэнергии в электрических сетях предусматривает:

– разработку, согласование и утверждение единых унифицированных форм отчетности по балансам и потерям электроэнергии в электрических сетях субъектов оптового и розничного рынков электроэнергии и порядка и регламента заполнения этих форм;

– разработку регламентов взаимодействия и ответственности субъектов рынка за снижение потерь электроэнергии в электрических сетях;

– создание механизма разделения полномочий по утверждению нормативов техноло гических потерь, контролю и надзору за их выполнением между Минэнерго Рос сии, Администрациями субъектов РФ и органами местного самоуправления;

– разработку, внедрение и использование автоматизированной системы мониторинга динамики потерь электроэнергии и эффективности мероприятий по их снижению.

Блок 5 – совершенствование системы расчетного и технического учета электро энергии на электрических станциях, в электрических сетях и у потребителей включает:

– оборудование около 400 тыс. точек поставки электроэнергии в многоквартирные дома приборами учета электроэнергии;

– замену или приведение в соответствие с нормативными требованиями около 8 млн.

двухтарифных счетчиков в точках поставки электроэнергии в частные домовладения;

– установку и модернизацию приборов контроля реактивной мощности в более чем 300 тыс. точках поставки электроэнергии потребителям – юридическим лицам с присоединенной мощностью более 150 кВт;

– установку и модернизацию более 350 тыс. шт. приборов учета в точках поставки электроэнергии потребителям с присоединенной мощностью менее 150 кВт;

– работы по метрологическому обеспечению измерений и учета электроэнергии на оптовом и розничном рынке электроэнергии, в том числе:

– анализ и актуализацию нормативно-правовой и нормативно-технической базы мет рологического обеспечения в электроэнергетике;

– разработку регламентов и стандартов взаимодействия метрологических служб – участников оптового и розничного рынков электроэнергии в части повышения точности и достоверности учета электроэнергии.

– замену морально устаревших электросчетчиков и устройств сбора и передачи дан ных (далее – УСПД), в составе АИИС КУЭ МСК, переданных в ОАО «ФСК ЕЭС»;

– оснащение всех присоединений с техническим учетом электросчетчиками в соот ветствии с требованиями расчетного учета и с выполнением всех требований мет рологического обеспечения;

– проведение в полном объеме работ по проектированию и модернизации вторичных цепей с заменой измерительных трансформаторов тока и напряжения;

– замену морально устаревших и снятых с производства электросчетчиков Евро Альфа в АИИС КУЭ на ПС 330–750 кВ, модернизацию или замену УСПД для обеспечения функции автоматической фиксации перевода присоединения через обходной выключатель (2100 электросчетчиков, 146 УСПД);

– оснащение всех присоединений межгосударственных линий электропередачи, на ходящихся на балансе распределительных сетевых компаний, электросчетчиками, измерительными трансформаторами тока и напряжения в соответствии со стандар том ОАО «ФСК ЕЭС» СО 153 – 34. 20.122-2006 «Нормы технологического проек тирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ» и тре бованиями ОРЭМ, с последующей интеграцией в АИИС КУЭ ЕНЭС;

– создание автоматизированных систем контроля качества на базе сертифицированных устройств контроля качества электроэнергии по границе ЕНЭС на ПС 220–750 кВ;

– создание АИИС КУЭ на ПС РСК, находящихся в стадии реконструкции с заходом– выходом ВЛ 220 кВ и вводом автотрансформаторов 220/110/35/6–10 кВ.

Конкретные объёмы и сроки выполнения работ (в том числе предварительное об следование, технико-экономическое обоснование и т.д.) будут определены в ходе реали зации проекта создания АИИС КУЭ ЕНЭС на период 2010–2012 гг.

В рамках шестого блока должны быть разработаны, согласованы и утверждены для ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», муниципальных электрических сетей, элек трических сетей промышленных предприятий, ОАО «РЖД» и других организаций, а так же для бытовых потребителей по субъектам Российской Федерации перспективные меро приятия по повышению пропускной способности электрических сетей, оптимизации их загрузки, внедрению новой техники и технологий передачи и распределения электроэнер гии, в первую очередь, устройств компенсации реактивной мощности для снижения тех нических потерь электроэнергии.

Затраты на реализацию Программы действий на краткосрочную и долгосрочную перспективу по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях оцениваются ве личиной 27 млрд. рублей. Причем 80 % требуемых средств должны обеспечить компании, в частности, ОАО «ФСК ЕЭС», БЕ «Холдинг МРСК», ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкир энерго», ОАО «Иркутскэнрего», ОАО «Новосибирскэнерго», включив предлагаемый ком плекс мероприятий в качестве приоритетного в их инвестиционные программы. В рамках реализации Федеральной целевой программы «Повышение эффективности энергопотре беления в Российской Федерации» возможно привлечь 20 % средств, прежде всего софи нансирование проведения НИОКР в части обеспечения дальнейшего повышения точности учета электроэнергии, достоверности, прозрачности и обоснованности расчетов фактиче ских и нормативных потерь электроэнергии, оценки эффективности мероприятий по сни жению потерь. В процессе разработки Программы требуемые затраты на реализацию от дельных ее блоков подлежат уточнению.

Разработка и реализация указанной Программы обеспечит значительное снижение потерь электроэнергии в электрических сетях Российской Федерации и доведение их до технико-экономически обоснованных параметров.

Приложение № Нормативно-правовая база снижения потерь в электрических сетях Основой для реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии в элек трических сетях являются следующие нормативно-правовые и организационно распорядительные документы:

1. Федеральный закон Российской Федерации от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ «Об электро энергетике».

2. Федеральный закон Российской Федерации от 03.04.1996 г. № 28-ФЗ «Об энергосбе режении».

3. Закон Российской Федерации от 27.04.1993 г. № 4871-1 «Об обеспечении единства измерений».

4. Постановление Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 г. № 109 «О це нообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Феде рации».

5. Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 г. № 861 «О пра вилах недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг».

6. Постановление Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 г. № 529 «О со вершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

7. Постановление Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 г. № 530 «Об ут верждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

8. Постановление Правительства Российской Федерации от 23.05.2006 г. № 307 «О по рядке предоставления коммунальных услуг гражданам».

9. Методические указания по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (утверждены приказом ФСТ России от 21.03.2006 № 56-э/1).

10. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (утверждены приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2).

11. Приказ Минпромэнерго России от 04.10.2005 г. № 267 (зарегистрирован в Минюсте России за № 7122 от 22.10.2005) «Об утверждении Положения об организации в Ми нистерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утвер ждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».

12. Приказ Минпромэнерго России от 01.10.2007 г. № 470 (зарегистрирован в Минюсте России за № 10565 от 28.10.2007) «Об утверждении Административного регламента Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации по исполнению государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».

13. Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. № 338 «Об организации работ по сокращению потерь электроэнергии в электрических сетях».

14. Сводный план работ по снижению потерь электрической энергии в сетях всех классов напряжения ЕЭС России на период до 2008 г. (утвержден Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 05.06.2005 г. № 408 «О внесении изменений в приказ ОАО РАО «ЕЭС России» № 165 «Об организации работ по сокращению потерь электроэнергии в элек трических сетях»).

15. Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.12.2005 г. № 348 «Об организации работ по сбору данных учета, формировании интегральных актов и балансов электроэнергии по ЕНЭС с 1 января 2006 г.»

16. Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» (утверждено Правлением ОАО РАО «ЕЭС России» от 23.01.2006 г. за № 138 пр/1 и Правлением ОАО «ФСК ЕЭС» от 21.12.2005 г.) 17. Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе (утверждено распоряжением ОАО РАО «ЕЭС России и ОАО «ФСК ЕЭС» от 25.10.2006 г. № 270р/293р).

18. Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений элек трических сетей. РД 153-34.3-09.166-00.

КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ И ОПЫТ ПОДГОТОВКИ КАДРОВ ДЛЯ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА ЕЭС РОССИИ П.М. Ерохин Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала Современную электроэнергетику без преувеличения можно считать одной из са мых наукоемких и рыночно ориентированных отраслей народного хозяйства. Поэтому ОАО «СО ЕЭС» предъявляет к уровню подготовки молодых специалистов – выпускников вузов – все более высокие требования и уделяет пристальное внимание подготовке кад ров. Технологический персонал ОАО «СО ЕЭС», управляя режимами работы Единой энергетической системы Российской Федерации, должен, прежде всего, обеспечивать её надежность и, кроме того, способствовать её устойчивому развитию.

В специфических производственных условиях, когда уровень ответственности и цена ошибки персонала очень высоки, когда диспетчерам и ряду других специалистов и руководителей приходится постоянно выдерживать высокие психофизиологические на грузки, вполне понятен возникающий соблазн иметь опытных, давно и профессионально работающих сотрудников, прошедших «огонь и воду» и показавших себя с лучшей сторо ны в нестандартных ситуациях. Однако при этом следует иметь в виду, что такие пробле мы, как:

– падение престижа инженерных специальностей;

– недостаточное качество подготовки молодых специалистов;

– длительность подготовки и профессиональной адаптации специалистов в ОАО «СО ЕЭС»;

– конкуренция со стороны компаний энергетического сектора на уровне поиска и удержания специалистов, вызванная реформированием электроэнергетики;

– сокращение в ближайшие 10 лет числа российских студентов на 30–40 % вследст вие «демографической ямы» и одновременное увеличение доли персонала пенси онного возраста в ОАО «СО ЕЭС», грозят ощутимым дефицитом высококвалифицированных кадров уже в ближайшей пер спективе.

Согласно представленной на рисунке 1 диаграмме, 71 % опрошенных в 2007 г. ра ботодателей энергетического сектора признали, что молодых специалистов им не хватает.

Для преодоления описанной выше ситуации ОАО «СО ЕЭС» разработало концеп туальные подходы к подготовке молодых кадров на основе консолидации своих собствен ных усилий и усилий высших учебных заведений, ведущих многоуровневую подготовку специалистов по востребованным в ОАО «СО ЕЭС» специальностям.

В ходе выработки путей и механизмов специализированной подготовки студентов ОАО «СО ЕЭС» в сотрудничестве с высшими учебными заведениями пришлось преодо левать и трудности, непосредственно связанные с проблемами системы высшего образо вания в России. Среди них в качестве наиболее существенных и распространенных следу ет отметить:

– стареющую экспериментально-лабораторную базу вузов;

– отсутствие или недостаточное количество академических часов, отведенных на изучение специальных дисциплин, ориентированных именно на потенциальных работников ОАО «СО ЕЭС»;

– недостаточное число преподавателей, способных осуществлять подготовку спе циалистов на должном уровне;

Рисунок 1 – Доля молодых специалистов в отраслях промышленности0 F – вполне понятное желание некоторых вузов улучшить материальное положение профессорско-преподавательского состава и переоснастить свою эксперименталь но-лабораторную базу, не осуществляя значимого вклада в разработку учебных программ и специализированную подготовку студентов.

Таким образом, «Концепция взаимодействия ОАО «СО ЕЭС» с высшими учебны ми заведениями», выработанная в ОАО «СО ЕЭС» и утвержденная в виде внутреннего нормативного документа, имеет целью формирование системного подхода к подготовке молодых кадров для Системного оператора на базе профильных высших учебных заведе ний и факультетов. В рамках указанной Концепции сотрудничество с вузами представля ется взаимовыгодным и решающим целый ряд актуальных задач, стоящих как перед ОАО «СО ЕЭС», так и перед вузами-партнерами. Среди таких задач необходимо отметить сле дующие:

– обеспечение притока молодых квалифицированных специалистов в ОАО «СО ЕЭС»;

– повышение качества подготовки молодых специалистов для ОАО «СО ЕЭС»;

– рост престижа профессии энергетика в обществе в целом;

– укрепление материально-технической базы профильных высших учебных заведе ний;

– увеличение доли молодых работников в профессорско-преподавательском составе профильных кафедр.

Концептуальный подход Системного оператора к подготовке молодых специали стов отражает специфику взаимоотношений с высшими учебными заведениями и заклю чается:

– в максимальном привлечении к сотрудничеству региональных вузов, расположен ных в операционных зонах филиалов ОАО «СО ЕЭС»;

– в усилении «индивидуальной составляющей» в подходах к взаимодействию с ре гиональными вузами и филиалами;

– в участии филиалов при формировании у студентов положительного имиджа Сис темного оператора как перспективного, уникального и престижного работодателя;

данные Независимого рейтингового агентства «РейтОР», источник:

http://www.apsc.ru/base_apsc/investigations/inv_hr/inv_2007/izbytok/ – в применении практико-ориентированного обучения будущих молодых специали стов через активное вовлечение в образовательный процесс работников Системно го оператора;

– в привлечении профессионалов ОАО «СО ЕЭС» к разработке учебных планов и образовательных программ специализированной подготовки студентов;

– в оказании материальной, методической и информационной поддержки профиль ным кафедрам региональных высших учебных заведений, находящихся в операци онных зонах филиалов Общества;

– в поддержке идеи интегрированных образовательных проектов «школа – вуз – предприятие», способствующих углубленной подготовке учащихся по профиль ным предметам, а также повышению их заинтересованности в получении профес сии по электроэнергетическим специальностям;

– в выработке активной позиции филиалов при формировании мотивации студентов к работе в качестве специалистов-стажеров.

Претворяя в жизнь указанные принципы, Системный оператор за последние 3 года накопил уникальный и достаточно разнообразный опыт подготовки молодых специали стов. В настоящее время в Системном операторе реализуются четыре модели взаимодей ствия с вузами в подготовке кадров.

1. Модель специализированной подготовки студентов. Модель предполагает обучение в высшем учебном заведении отобранной группы студентов по специально раз работанной учебной программе, включающей как учебные курсы лекций и практические занятия, так и проведение для указанной группы студентов стажировок в Системном опе раторе и его филиалах. Модель специализированной подготовки студентов в высших учебных заведениях позволяет ОАО «СО ЕЭС»:

– готовить уникальных работников на основе собственных критериев качества и профессионального уровня будущих молодых специалистов;

– обеспечить принимаемым в ОАО «СО ЕЭС» молодым специалистам достойную академическую подготовку в высшем учебном заведении;

– помочь студентам получить опыт практической работы в ОАО «СО ЕЭС» во время стажировки;

– сформировать профессиональную мобильность;

– осуществить подготовку молодых специалистов, осмысленно и творчески относя щихся к карьере в энергетике;

– реализовать возможность получения Системным оператором специалиста, подго товленного также для научно-исследовательской, преподавательской деятельности, и тем самым осуществить кадровую поддержку базовых кафедр высших учебных заведений.

На сегодня Системный оператор осуществляет специализированную подготовку студентов на базе Санкт-Петербургского государственного политехнического университе та и Уральского государственного технического университета–УПИ. В ближайшей пер спективе подобные проекты начнут реализовываться в Южнороссийском государствен ном техническом университете (НПИ), Томском политехническом университете, Иванов ском государственном энергетическом университете, Самарском государственном техни ческом университете, Северокавказском государственном техническом университете, Дальневосточном государственном университете путей сообщения, Челябинском государ ственном техническом университете, Московском физико-техническом институте. Как подчеркивалось выше, Системный оператор считает принципиально важным развитие взаимовыгодного сотрудничества именно с региональными вузами, расположенными в операционных зонах его филиалов и отлично зарекомендовавших себя на рынке образова тельных услуг в секторе электроэнергетических специальностей.

2. Модель интегрированного образовательного проекта. Отдельное внимание ОАО «СО ЕЭС» уделяет обучению молодых специалистов уже со школьной скамьи, про водя довузовский отбор и подготовку абитуриентов в рамках модели интегрированного образовательного проекта «школа – вуз – предприятие». Такая модель сочетает в себе привлечение и отбор учащихся общеобразовательных учебных заведений в профильные классы (группы) с обучением предметам, которые необходимы для введения в специаль ности, связанные с электроэнергетикой, и преподаются с участием профессорско-препо давательского состава профильных кафедр вузов, включенных в интегрированный проект.

После окончания общеобразовательного учебного заведения учащиеся профильных клас сов нацеливаются на поступление в профильные вузы.

Реализация последней стадии интегрированного образовательного проекта предпо лагает привлечение и отбор части студентов, пришедших в вуз из профильного класса, к обучению в аспирантуре/докторантуре, то есть получение ими послевузовского образова ния.

Применение модели интегрированного образовательного проекта, взаимодействие не только с вузами, но и с общеобразовательными учебными заведениями дает возмож ность:

– напрямую проводить необходимую профориентацию в школах и гимназиях с уча стием преподавателей высших учебных заведений и специалистов Системного оператора, мотивируя будущих абитуриентов на карьеру в энергетике;

– осуществлять отбор наиболее увлеченных, талантливых, способных школьников и гимназистов – будущих абитуриентов высших учебных заведений;

– правильно сориентировать школьников и их родителей на будущую профессию, а значит – максимально застраховаться от неверного выбора профессии.

Пилотный интегрированный проект начал осуществляться в 2007 г. Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала при поддержке Благотворительного фонда «Надежная Сме на» в сотрудничестве с гимназией № 47 г. Екатеринбурга и УГТУ–УПИ. Сегодня ребята из первого в России «энергетического» класса успешно продолжают обучение в выпуск ном 11-ом классе.

В 2008 г. интегрированный проект получил развитие в виде второго четырехсто роннего договора, в котором принял участие лицей № 130 г. Екатеринбурга. Договор пре дусматривает организацию в лицее специализированных групп с углубленным изучением точных наук, а также проведение мероприятий по профессиональной ориентации учащих ся и оказание наиболее перспективным из них помощи в подготовке к поступлению в вуз.

Договором также гарантированы поддержка лучших студентов электротехнического фа культета УГТУ–УПИ поощрительными стипендиями, создание программы грантов для преподавателей, дальнейшее трудоустройство выпускников.

Аналогичный проект реализуется филиалом Системного оператора – ОДУ Сибири и фондом «Надежная смена» на базе Томского РДУ.

Кроме того, в рамках интегрированного образовательного проекта в апреле 2008 г.

состоялась Региональная школьная олимпиада, которая прошла в Уральском государст венном техническом университете, по таким предметам как математика, физика и химия.

Полученные на олимпиаде баллы были зачтены приемной комиссией при поступлении в УГТУ–УПИ шести абитуриентам, показавшим лучший результат. Одним из организато ров олимпиады выступил Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала.

3. Модель подготовки молодых специалистов непосредственно на рабочих местах. В рамках этой модели Системный оператор формирует внутренний кадровый ре зерв из числа студентов высших учебных заведений, проявивших интерес к стажерским вакансиям, предложенным технологическими и информационными подразделениями ОАО «СО ЕЭС». Студенты старших курсов, принятые на вакансии специалистов стажеров, получают редкую возможность увидеть сложную работу Системного оператора изнутри, приобщиться к высокопрофессиональному коллективу, применить полученные в вузе знания по специальности на практике, принести пользу организации, выполняя под руководством опытного наставника конкретные производственные задачи. Со своей сто роны, Системный оператор оценивает результаты работы стажеров, их компетенцию и рассматривает возможность трудоустройства молодых специалистов по окончании вуза в Системном операторе и его филиалах.

4. Модель пакетного предложения вузам и студентам. Чтобы иметь больший выбор среди выпускников высших учебных заведений и в целях привлечения максималь ного числа заинтересованных студентов и высших учебных заведений к установлению взаимосвязей с Системным оператором, ОАО «СО ЕЭС» сформировало и начинает рас пространять в региональных вузах России, имеющих профильные факультеты и кафедры, так называемое пакетное предложение.

Пакетное предложение для вузов состоит из основных и дополнительных компо нентов. Его основными компонентами являются: приглашение студентов в Общество и его филиалы на производственную и преддипломную практику, на стажировки в летний период и в любой период, удобный для студентов (на срок не менее двух недель);

предос тавление студентам возможности выполнять дипломные работы на базе структурных под разделений Системного оператора и его филиалов;

приглашение студентов к участию в конкурсе на вакансии специалистов-стажеров в ОАО «СО ЕЭС» и его филиалах;

проведе ние конкурса на звание «Лучший специалист-стажер» на уровне филиалов ОДУ;

участие студентов старших курсов в Стипендиальной программе Системного оператора.

Вузам также предлагается: участие ОАО «СО ЕЭС» в формировании механизмов создания совместных кафедр на базе профильных учебных заведений и факультетов;

уча стие ОАО «СО ЕЭС» в формировании профессиональных стандартов;

прямая поддержка профильных вузов, факультетов и кафедр через формирование мест производственной, преддипломной практики и стажировок;

создание совместных лабораторий;

поддержка материальной, лабораторной, учебно-методической базы;

участие ОАО «СО ЕЭС» в за ключении договоров на специализированную подготовку отобранной группы студентов на базе конкретного профильного вуза, факультета, кафедры.

В целом пакетное предложение для вузов может включать как все вышеизложен ные позиции, так и любой их набор по выбору студента или вуза.

Выводы. Концептуальные подходы и приобретенный ОАО «СО ЕЭС» опыт по подготовке молодых кадров отличаются комплексностью и вариативностью. Индивиду альный подход к каждому потенциальному вузу-партнеру, активное участие филиалов в специализированной подготовке студентов, привлечение персонала Системного оператора к практико-ориентированному обучению будущих молодых специалистов на базе про фильных факультетов и кафедр, поддержка интегрированных проектов «школа – вуз – предприятие», формирование внутреннего кадрового резерва из числа студентов старших курсов профильных специальностей – все это позволяет Системному оператору рассчиты вать на то, что даже при общем возрастающем дефиците молодых кадров в электроэнерге тическом секторе ему удастся подготовить и, при необходимости, трудоустроить именно тех молодых специалистов, которые будут отвечать требованиям специфики Системного оператора и всерьез и надолго свяжут с ним свое профессиональное развитие.

О СОВРЕМЕННОМ СОСТОЯНИИ И ПЕРСПЕКТИВАХ РАЗВИТИЯ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ Ф.Ю. Опадчий, Г.В. Лабутин ОАО «СО ЕЭС»

Постановление Правительства Российской Федерацииот 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» определило основные на правления рыночных преобразований в электроэнергетической отрасли России, в том числе и повышение конкуренции путем создания оптового рынка электроэнергии.

Точкой старта конкурентных рыночных отношений в электроэнергетике РФ приня то считать 1 ноября 2003 г. – дату запуска в европейской части ЕЭС России, включая ОЭС Урала, «Сектора свободной торговли» (далее ССТ), определившего систему взаимоотно шений между участниками рынка. В дальнейшем работа зона действия ССТ была расши рена за счет включения в нее ОЭС Сибири.

Следующей вехой в развитии конкурентных отношений стал запуск 20 октября 2005 г. Балансирующего рынка, позволившего перейти к конкурентному ценообразова нию отклонений участников от графика поставок электроэнергии и уйти от оплаты откло нений по административно устанавливаемым ценам. Кроме того, с запуском Баланси рующего рынка принятие решений об изменении графиков загрузки генерирующих агре гатов стало осуществляться на основании ценовых сигналов участников оптового рынка.

В силу особенностей организации модели ССТ конкурентные цены в подавляющем большинстве случаев формировались на уровне установленного государством тарифа на покупку электроэнергии с учетом мощности. Для такого подхода имелись веские причи ны. Во-первых, модель ССТ должна была дать участникам опыт работы на конкурентном рынке. В формировании нерегулируемых цен участвовали лишь ценовые заявки на незна чительные объемы поставки (не более 15 %) и покупки (не более 30 %) электроэнергии.

Основные объемы электроэнергии торговались в так называемом «Регулируемом секторе»

оптового рынка по тарифам, установленным государством. Во-вторых, покупатель, не ку пивший электроэнергию в ССТ, всегда мог «докупить» ее в «Регулируемом секторе».

Эти недостатки были устранены после запуска с 1 сентября 2006 г. модели «Нового оптового рынка электроэнергии» (далее НОРЭМ), в которой не существует разделения на «Регулируемый сектор» и ССТ. Свободные цены на рынке устанавливаются в результате конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков (покупателей) на полные объемы по ставки (покупки). Несмотря на то, что значительные объемы поставки электроэнергии и мощности по-прежнему реализуются по устанавливаемым государством ценам в рамках регулируемых двусторонних договоров (далее РДД), профиль и динамика нерегулируемой цены, формирующейся на рынке, отражает соотношение спроса и предложения. Благодаря этому создаются условия реальной конкуренции, и возрастает эффективность загрузки ге нерирующих мощностей.

Дальнейшие этапы развития оптового рынка будут связаны с уменьшением доли электроэнергии, реализуемой в рамках регулируемых двусторонних договоров.

Динамика «либерализации» оптового рынка (т.е. снижения объемов электроэнер гии, реализуемой через систему регулируемых двусторонних договоров), определенная постановлением Правительства РФ от 7 апреля 2007 г. № 205, позволит перейти к реали зации по свободным ценам всей электроэнергии к 1 января 2011 г. Указанные сроки либе рализации не касаются населения и приравненных к нему групп потребителей, которые по-прежнему будут приобретать всю электроэнергию по ценам, установленным государ ством.

Участниками оптового рынка электроэнергии со стороны покупателей являются крупные промышленные предприятия, самостоятельно работающие на оптовом рынке, а также сбытовые компании, появившиеся в результате реорганизации региональных энер госистем или сбытовые компании, представляющие интересы крупных промышленных холдингов и промышленных предприятий, которые по ряду причин не работают на опто вом рынке самостоятельно. Поставщиками электроэнергии на оптовый рынок являются Оптовые и Территориальные генерирующие компании, ОАО «Концерн «Энергоатом»

(представляет интересы АЭС), ОАО «Русгидро» (представляет интересы ГЭС), а также ряд компаний, имеющих собственные генерирующие объекты. Экспортно-импортные операции в настоящее время осуществляет ОАО «Интер РАО ЕЭС». К инфраструктурным организациям относятся сетевые компании, коммерческий оператор оптового рынка ОАО «Администратор торговой системы», системный оператор ОАО «СО ЕЭС», а также не коммерческое партнерство НП «Совет рынка».

В настоящее время на оптовом рынке существуют две ценовые и две неценовые зоны.

В первую ценовую зону входят ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги, ОЭС Юга, ОЭС Северо-Запада (за исключением энергосистем республики Коми и Архангельской облас ти) и ОЭС Центра. Вторую ценовую зону образует ОЭС Сибири. В ценовых зонах функ ционирует система отношений по покупке/продаже электроэнергии, основанная на конку рентном узловом маржинальном ценообразовании.

Первую неценовую зону образуют энергосистемы республики Коми и Архангель ской области, а вторую – ОЭС Востока. На этих территориях, ввиду отсутствия или огра ниченности конкуренции, функционирует система отношений по покупке/продаже элек троэнергии, основанная на тарифах, устанавливаемых государством.

Для работы на оптовом рынке субъект должен заключить ряд обязательных дого воров, а также обладать рядом количественных характеристик (величина установленной мощности для поставщиков и величина присоединенной мощности для покупателей).

Кроме того, у субъекта должна быть система коммерческого учета электроэнергии и сис темы связи с системным оператором (в первую очередь для генерирующих компаний).

Основой для функционирования Рынка на сутки вперед (далее РСВ) и Баланси рующего рынка является расчетная модель. Она представляет собой описание электро энергетической системы, предназначенное для построения математической модели про цесса производства, передачи и потребления электрической энергии, с помощью которой рассчитываются технически реализуемые в этой электроэнергетической системе объемы производства и потребления электрической энергии и соответствующие им равновесные цены.

Узловая расчетная модель используется в настоящее время ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «АТС». Ее преимущество перед зональной расчетной моделью заключается в следующем:

– только узловая расчетная модель учитывает все известные системные ограничения в условиях исторически сложившейся топологии ЕЭС с большим количеством кон тролируемых сетевых ограничений, что обеспечивает технологическую реализуе мость рассчитываемых электроэнергетических режимов работы Единой энергосис темы;

– даже при большой размерности узловой расчетной модели обеспечивается макси мально точный учет нагрузочных потерь, что позволяет корректно рассчитать рав новесную цену электроэнергии в каждом узле электрической сети и, следователь но, подать адекватные ценовые сигналы участникам рынка.

Применение в качестве информационной основы для расчета энергорынков под робной узловой модели, учитывающей законы физики и электротехники, позволяет сфор мировать технологически реализуемые режимы работы Единой энергосистемы с исполь зованием рыночных механизмов, т.е. обеспечить надежность ее работы.

С целью минимизации возможных негативных, прежде всего экономических, по следствий для участников рынка в настоящее время часть электроэнергии на оптовом рынке обращается в рамках регулируемых двусторонних договоров. РДД заключаются между поставщиками и покупателями, ценой договора является тариф, установленный го сударством. Данные договоры работают про принципу «take or pay», т.е. покупка/продажа электроэнергии по ним будет осуществляться всегда – вне зависимости от того, были ли соответствующие объемы физически произведены/потреблены сторонами по договору.

Разница между этими величинами должна быть куплена/продана в рамках рынка на сутки вперед.

Рынок на сутки вперед использует принципы маржинального ценообразования, ко гда все участники, прошедшие конкурентный отбор, либо оплачивают приобретенную электроэнергию, либо получают за проданную электроэнергию цену последнего принято го рынком мегаватт-часа. На РСВ продаются/покупаются также незаконтрактованные двусторонними договорами (регулируемыми или свободными) объемы электроэнергии.

Для формирования экономически эффективной загрузки генерирующих мощно стей, основанной на минимизации стоимости поставки электроэнергии, а также объектив ных ценовых сигналов, дестимулирующих самовольные отклонения от плановых значе ний и стимулирующих выполнение команд СО по управлению режимом, был разработан и запущен Балансирующий рынок. Он основан на проводимом СО несколько раз в сутки конкурентном отборе ценовых заявок участников с учетом произошедших в энергосисте ме изменений потребления, топологии сети и состава генерирующего оборудования, а также на комплексе мер по управлению электроэнергетическим режимом в реальном вре мени, который формируется ценовыми заявками участников рынка.

Для оплаты участниками оптового рынка – поставщиками электрической энергии – условно-постоянных затрат, не связанных напрямую с выработкой электрической энергии (например, заработной платы персонала или затрат на техническое обслуживание основ ного оборудования), в настоящее время функционирует «переходная модель рынка мощ ности». Она основана на конкурентном отборе генерирующих мощностей для покрытия прогнозируемого спроса, исходящем из объемов, заданных сводным прогнозным балан сом, утверждаемым Федеральной службой по тарифам. При условии прохождения атте стации и поддержания в работе отобранной в результате конкурентной процедуры мощ ности гарантирована оплата по тарифам, установленным государством, а также предос тавлено право продажи по свободным ценам в пределах установленной доли либерализа ции НОРЭМ.

В дальнейшем существующая модель рынка мощности будет преобразована в «це левую модель рынка мощности». Ее основные отличия состоят в том, что определенные в конкурентном отборе мощности имеют гарантию по оплате, но на поставщика накладыва ется обязательство по поставке мощности с определенными параметрами. Мощности, не выбранные в конкурентном отборе, могут работать на РСВ, однако гарантий по плате мощности не имеют.

У участников оптового рынка, прошедших конкурентный отбор мощности и, соот ветственно, имеющих гарантию по оплате мощности, также появляются обязательства:

– участие в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ);

– участие во вторичном регулировании (для ГЭС);

– обеспечение готовности оборудования к работе;

– соблюдение диспетчерской дисциплины.

Таким образом, после запуска целевой модели рынка мощности в России будет функционировать система рыночных отношений, обеспечивающая:

– краткосрочную (оперативную) надежность за счет системы прямых экономических стимулов к выполнению команд диспетчера, поддержания мощностей в работе, а также повышения точности планирования режимов потребления;

– среднесрочную и долгосрочную надежность работы ЕЭС за счет создания эконо мической привлекательности инвестиций в строительство необходимых объемов генерирующих мощностей на заданных участках энергосистемы, а также повыше ния предсказуемости перспективных режимов работы ЕЭС за счет принятия инве сторами обязательств по своевременному вводу новых мощностей;

– экономическую эффективность электроэнергетики за счет развития конкурентных отношений, как при оперативной оптимизации загрузки электростанций, так и при принятии долгосрочных инвестиционных решений;

– возможность принятия наиболее экономически обоснованных решений относи тельно развития сетевой инфраструктуры за счет использования ценовых сигналов РСВ и рынка мощности.

Важным аспектом реформирования Российской электроэнергетики так же является определенный Правительством РФ адаптационный период, предполагающий постепенное увеличение доли либерализации рынков электроэнергии (мощности). Доля регулируемого рынка снижается с заранее определенной скоростью, что предоставляет возможность уча стникам в максимально возможной степени адаптироваться к работе в новых условиях.

СЕКЦИЯ I. УПРАВЛЕНИЕ, ОПТИМИЗАЦИЯ, КОНКУРЕНЦИЯ СРАВНЕНИЕ АЛГОРИТМОВ ВЫБОРА ВКЛЮЧЕННОГО ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ОСНОВЕ СМЕШАННО-ЦЕЛОЧИСЛЕННОГО ЛИНЕЙНОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ И МОДИФИЦИРОВАННОГО ДИНАМИЧЕСКОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ А.С. Александров1, П.И. Бартоломей2, В.Г. Неуймин1, Н.Г. Шубин ЗАО «TechSystem Group», 2ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ»

Введение. Определение включенного состава генерирующего оборудования (ВСВГО) представляет собой многокритериальную задачу оптимального планирования. В её реше нии необходимо учитывать большое количество ограничений. Самым существенным из них является требование целочисленности получаемого результата [1]. Интерес к данной задаче в настоящее время обуславливается реформами энергетики России [2]. Переход к большей самостоятельности производителей электроэнергии требует изменения сложив шихся методов ВСВГО. При сохранении существующего порядка планирования возмож ны ситуации, когда генераторы, подавшие заявки выше равновесной цены, будут выраба тывать минимальную мощность и станут ценопринимающими. Такая ситуация невыгодна как генераторам, вырабатывающим минимальную мощность (и получающим за нее по равновесной цене, которая ниже их заявки), так и другим генераторам, чья заявка не была полностью реализована. В этих условиях необходимо совместить выбор состава генери рующего оборудования и аукцион электроэнергии.

Метод ВСВГО базируется на смешанно-целочисленном линейном программи ровании (СЦЛП) и использует опыт реализации систем планирования для крупных ОЭС таких разработчиков, как Areva, ABB, Siemens и д.р. [3].

Применительно к условиям функционирования Единой энергосистемы России предлагается следующая математическая модель. В целевой функции оптимизации учи тываются заявки генераторов на продажу электроэнергии и пуск. При приемлемых допу щениях эта функция становится линейной и приобретает вид [4]:

T (c tg i Pg i t +c t u it ) min, F= (1) up i t =1 iG где c t – стоимость выработки генератором энергии на интервале времени t ;

Pg – ис t g i i t комая мощность генератора i на интервале времени t ;

cup – стоимость пуска агрегата в i t час t ;

ui – бинарная переменная, равная 1 при пуске агрегата i в час t и 0 – в противном случае.

Исходя из реальных условий работы генераторов и для облегчения поиска реше ния, генерирующие блоки разделены на три типа. Каждый тип имеет свои особенности при учете тех или иных ограничений [5]:

– «обычные» – можно отключать и включать при планировании режима. Для моде лирования этих блоков используются все переменные, входящие в целевую функ цию (1) и в ограничения, представленные в табл. 1;

– «неотключаемые» – нельзя отключать при планировании режима. Такие генера t торные блоки учитываются значением вырабатываемой мощности Pg, при этом i целочисленные переменные не используются;

– «балансирующие» – обеспечивающие баланс активной мощности в системе. По ха рактеру использования их в целевой функции (1) они соответствуют «неотключае мым» блокам. Диапазон изменения мощности этих блоков задается от нуля до очень большой величины, а цена электроэнергии принимается на порядок выше, чем цена «обычных» и «неотключаемых».

Таблица 1 – Ограничения целевой функции по генерирующим блокам № Наименование Формула и пояснения п/п P t min sit P t P t max sit, где sit – бинарная переменная, gi gi gi Диапазон измене характеризующая состояние агрегата i в момент времени t (0 – 1 ния мощности t min t max отключен, 1 – включен), P,P – минимальная и мак блока gi gi симальная мощность блока, если он находится в работе + Скорость набора P t P t 1 dP + sit 1, где dPg – скорость набора мощности 2 gi gi gi мощности блоком i Скорость сброса P t 1 P t dPg i sit, где dPg i – скорость сброса мощности 3 gi gi мощности блоком (t + Tiu 1) Tiu u it sik, где uit – бинарная переменная (1 – если Минимальное вре- k =t 4 мя во включенном блок стартует в момент времени t, 0 – в противном случае), состоянии Tiu – минимальное количество интервалов планирования, на которых блок должен находиться в работе, если он стартовал на интервале времени k (t + Tid 1) Tid d it (1 sik ), где dit – бинарная переменная (1 – Минимальное вре- k =t мя в отключенном если блок останавливается в момент времени t, 0 – в против состоянии ном случае), Tid – минимальное количество интервалов пла нирования, на которых блок должен находиться в отключен ном состоянии, если он отключается на интервале времени k sit sit 1 = uit dit, – если блок изменил свое состояние, то он Логические соот либо стартует ( uit = 1 ), либо останавливается ( d it = 1 ), ношения между бинарными пере- ui + d it 1 – запрет на одновременный пуск и останов блока, t менными sit 1, uit 1 – ограничения на переменные состояния Основную сложность в создании математической модели представляет формирова ние сетевых ограничений. Для учета изменения потоков мощности в линии используется формула линеаризации приращений перетока мощности по линии и агрегация коэффици ентов влияния по нагрузочным и генераторным группам.

Работоспособность и надежность данного алгоритма были проверены на ряде тес товых расчетов, а также на реальных данных суточного планирования состава оборудова ния ЕЭС России. В результате была продемонстрирована применимость данной методики для решения задачи ВСВГО крупных энергосистем. Максимальная рассчитанная задача ВСВГО с сетевыми ограничениями на 24 интервала планирования содержала схему ОДУ Урала, состоящую из 820 узлов, 1300 ветвей и 331 генератора.

Поскольку выбор состава оборудования по методике СЦЛП связан с линеаризацией как целевой функции, так и уравнений установившегося режима и системы ограничений, то необходимо исследование влияния нелинейности на погрешность решения.

ВСВГО на основе нелинейной оптимизации по характеристикам относитель ных приростов расхода топлива (ХОП) и одной из модификаций динамического про граммирования, использующей свойство сепарабельности [6] – эта методика является продолжением разработок 70-х годов прошлого века, выполненных в нашей стране. Ее преимуществом является широкая распространенность суточного планирования загрузки генерирующих блоков на основе ХОП. В связи с этим полученная модификация ВСВГО обладает большей доступностью для восприятия технологами, чем метод, основанный на СЦЛП. Это помогает объединить расчет оптимального режима по ХОП и выбор состава оборудования при условии его наивыгоднейшей загрузки по нелинейной модели энерго системы.

В целевую функцию в задаче ВСВГО входят суммарные затраты на выработку электроэнергии генерирующими блоками. Для упрощения изложения материала ниже рассматривается минимизация расхода топлива:

B( PГ i ), BC ( PC ) = (2) iN где BC ( PC ) – суммарный расход топлива в энергосистеме при нагрузке системы PC ;

B ( PГi ) – расход топлива генератором i при мощности PГ i ;

N – множество всех генера торов. Здесь моделирование расхода топлива осуществляется нелинейной функцией.

Задаются следующие исходные данные:

– ХОП на весь доступный диапазон регулирования активной мощности от Pmin до Pmax с указанием минимального min и максимального max относительного прироста расхода топлива блоком;

– тангенс угла наклона ХОП.

– затраты на пуск блока;

– график прогноза нагрузки PC (t ).

Разработанная методика выбора состава оборудования использует покоординатную оптимизацию (сепарабельность по генерирующим блокам), модификацию динамического программирования (называемую ниже методом «динамических переходов») при опреде лении состояния i-го блока Si (t ) на интервале времени t для получения графика состояния на всем промежутке планирования Т.

Для общей характеристики алгоритма можно выделить следующие этапы решения задачи ВСВГО:

1) определение максимально допустимого состава генерирующего оборудования.

Генераторы ранжируются по возрастанию относительного прироста расхода топлива п, соответствующего точке пересечения кривой удельных расходов топлива ( p) и относи тельных приростов расхода топлива ( p). Начиная с максимального возможного состава оборудования, последовательно отключаются генераторы в порядке уменьшения п, пока не будет обеспечено прохождение минимума нагрузки;

2) расчет нагрузки оставшегося оборудования по ХОП. Последовательно выпол няя процедуру распределения нагрузки между генераторами в соответствии с их ХОП, получаются графики работы блоков;

3) определение блока, работа которого приводит к максимальному суммарному перерасходу топлива на всех интервалах планирования. Для этого рассчитываются пере расходы топлива блоком на каждом интервале планирования, по сравнению с оптималь ным режимом:

Pп если Pр Pп, [ ( p ) ( p )]dp, Pр П( p) = (3) Pр если Pр Pп, [ ( p ) ( p )]dp, Pп где Pп – мощность, при которой пересекаются кривые удельного расхода топлива и отно сительных приростов расхода топлива;

Pр – мощность, полученная в результате распреде ления нагрузки между генераторами;

4) расчет перерасхода топлива, вызванного участием в работе наиболее неэконо мичного блока. Величина перерасхода равна разнице между расходом топлива при работе данного генератора и при его отключении. Составляется график экономии топлива от от ключения данного генератора, например, как это показано на рисунке 1. Дополнительная экономия топлива соответствует положительным значениям, перерасход – отрицательным значениям;


Э, т.у.т.

t T - - - - Рисунок 1 – Экономия топлива блоком на интервалах планирования 5) определение интервалов отключения. Методом «динамических переходов»

формируется график состояния блока S (t ). Например, на рисунке 2 показан график со стояния одного блока на интервале T, предусматривающий одно отключение (момент tоткл ) и одно включение (момент t вкл ). Более подробно работа данного алгоритма рас смотрена ниже;

S( t ) 0 tотк л tвкл T t Рисунок 2 – График отключений блока 6) проверка окончания расчета. Проверяется, не превышает ли экономия топлива на одном из интервалов планирования затраты на пуск блока: если да, то блок отключает ся и расчет повторяется с пункта 2;

если нет, то происходит завершение работы.

Работа алгоритмов в части определения интервалов отключения может быть про иллюстрирована следующим примером.

Пусть получены результирующие экономии топлива для одного генератора на ин тервалах планирования, как это показано на рисунке 3. Здесь ширина области рассмотре ния принята равной трем интервалам и показана пунктирной «рамкой». Экономия от от ключения блока нанесена либо над, либо под графиком состояния.

Э, т.у.т S( t ) -12 9 -2 8 -11 3 -1 11 -12 t T Рисунок 3 – Область рассмотрения Объединение интервалов в рамках рассматриваемого окна выгодно в том случае, когда суммарная экономия топлива на интервалах в рамках окна больше либо равна мак симальной экономии на одном из рассматриваемых интервалов:

Э 0 max (Э1, Э 2, Э3 ), (4) где Э 0 – экономия от объединения интервалов планирования во всей области рассмотре ния, Э 0 = Э1 + Э 2 + Э3 ;

Э1 – экономия от отключения блока на интервале 1 в области рассмотрения;

Э 2 – экономия от отключения блока на интервале 2 в области рассмотре ния;

Э3 – экономия от отключения блока на интервале 3 в области рассмотрения.

При последовательном перемещении рамки находится область с максимальной вы годой от суммирования. В зависимости от заданного числа отключений на интервале T процесс оптимизации графика либо заканчивается, либо повторяется.

Сравнение алгоритмов ВСВГО осуществлялось формированием заданий для про граммы «UnCom», реализующей алгоритмы:

1 – на основе использования СЦЛП;

2 – на основе использования оптимизации по ХОП и метода «динамических переходов».

При сопоставлении алгоритмов 1 и 2 полученные расходы топлива блоками рас считывались вначале по нелинейной модели, а затем по линейной. Это связанно с тем, что алгоритм 1 использует линейную модель, а алгоритм 2 – нелинейную, поэтому результаты необходимо, прежде всего, привести к единой мере оценки, а именно: либо к линейной, либо к нелинейной модели расхода топлива. Была проведена серия из 8 расчетов на 24 ин тервалах, при этом в двух первых заданиях планировалась работа 10 генераторов, в 6 по следующих заданиях – 100 генераторов.

Расчеты проводились на компьютере с процессором Intel Pentium IV 3000 МГц с 256 Мб оперативной памяти под управлением Windows XP SP2. Расчет каждого варианта занимал незначительное время, сопоставимое с временем формирования задания на рас чет, поэтому измерение времени поиска решения не осуществлялось.

Вычислялись значения целевой функции как по нелинейной модели расхода топ лива (таблица 2), так и по линейной (таблица 3). Цифры, соответствующие минимальным расходам топлива, выделены жирным шрифтом. Принятые обозначения: Rвыр – расход на выработку электроэнергии блоками, т.у.т.;

Rизм – расход на изменение состояния блока (включение, отключение), т.у.т.;

Rсумм – суммарный расход топлива, т.у.т. Относитель ная разница R в суммарных расходах топлива по алгоритмам 1 и 2 вычислялась как:

R1 сумм Rсумм R = 100%, (5) R сумм где R1 сумм и Rсумм – суммарные расходы топлива по алгоритмам 1 и 2.

Таблица 2 – Расходы топлива, рассчитанные по нелинейной модели Разница 1 – СЦЛП 2 – ХОП Номер 1– задания на Rвыр, Rсумм, Rвыр, Rсумм, R, Rизм, Rизм, расчет % т.у.т. т.у.т.

т.у.т. т.у.т. т.у.т. т.у.т.

1 36217 0 36217 36205 0 0, 2 35899 0 36083 633 36716 –0, 3 435596 11616 435496 12126 447623 –0, 4 466754 15531 471634 11423 483057 –0, 5 446687 14219 460906 448769 11995 0, 6 407279 13812 421091 408903 11939 0, 7 411388 11518 422906 413557 9034 0, 8 471134 11704 482838 470932 11704 0, Таблица 3 – Расходы топлива, рассчитанные по линейной модели Разница 1 – СЦЛП 2 – ХОП Номер 1– задания Rвыр, Rсумм, Rвыр, Rсумм, R, Rизм, Rизм, на расчет % т.у.т. т.у.т.

т.у.т. т.у.т. т.у.т. т.у.т.

1 36324 0 36334 0 36334 –0, 2 36020 0 36179 633 36812 –0, 3 436458 11616 436606 12126 448732 –0, 4 467466 15531 473004 11423 484427 –0, 5 447257 14219 449810 11995 461805 –0, 6 408292 13812 410310 11939 422249 –0, 7 412347 11518 415040 9034 424074 –0, 8 472316 11704 472510 11704 484214 –0, Выводы. Проведенные расчеты показывают, что алгоритмы дают составы обору дования одинаковые по своей экономичности в пределах инженерной погрешности. Алго ритм 1, использующий СЦЛП, дает лучший результат, если расход топлива рассчитывать по линейной модели. Алгоритм 2, использующий ХОП, показывает хорошие результаты для нелинейной модели. Поскольку расчет расхода топлива по нелинейной модели отве чает реальности в большей степени, то можно сказать о том, что с позиции адекватности моделируемому объекту (ЭЭС) в данном вычислительном эксперименте оказался лучшим алгоритм 2. Однако, учитывая хорошую проработанность алгоритма СЦЛП на основе ре шателей и незначительную разницу в полученных расходах топлива (см. R ), а также вы сокую готовность программы «UnCom» для промышленного использования, следует на данном этапе разработки матобеспечения отдать предпочтение алгоритму 1.

Литература 1. Горнштейн В.М. Расчет оптимального режима энергетической системы с выбором оп тимального состава агрегатов / В.М. Горнштейн, Б.П. Мирошниченко // Труды ВНИИИЭ, 1978. Вып. 54. С. 58–71.

2. Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Москва, 2000.

3. Sheble G. B. Unit commitment literature synopsis / G. B. Sheble, G. N. Fahd // IEEE 4. Arroyo J. Mutiperiod Auction for Pool-Based Electricity Market / J. Arroyo, A.J. Conejo // IEEE Transactions On Power Systems, vol. 17, no. 4, pp.1225-1231, November 2002.

5. Аюев Б.И. Оптимизация состава генерирующего оборудования в условиях конкурент ного рынка электроэнергии / Б.И. Аюев, В.Г. Неуймин, А.С. Александров // В тр. вто рой международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энерго сбережение, транспорт». Под ред. В.П. Горелова, Н.Н. Лизалека. Новосибирск: Изд-во Новосиб. Гос. акад. водн. трансп., 2004. С. 10–12.

6. Бартоломей П.И. Долгосрочное планирование работы тепловых блоков в энергосисте ме / П.И. Бартоломей // Применение математических методов и вычислительной тех ники в энергетике: Свердловск. Изд. УПИ, 1975 № 236. С. 20–25.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕЭС РОССИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ А.В. Андреев ЗАО «Институт Энергетических систем»

Введение. Частота электрического тока является одним из основных показателей качества электроэнергии. В условиях развивающего рынка потребители и производители предъявляют весьма жесткие требования к обеспечению стабильности, то есть поддержа нию отклонений частоты в допустимых пределах, поскольку это напрямую влияет на на дежность электроснабжения и продолжительность работы электрооборудования [1]. При ватизация и последующая реструктуризация энергетики поставили задачу разработки ме тодических и нормативных документов, определяющих функции независимых производи телей электроэнергии и других участников энергетического производства за обеспечение качества электроэнергии, поставляемой потребителям, и их ответственность за надеж ность энергоснабжения [2, 3].

Актуальность рассматриваемой проблемы еще больше возросла при постановке на повестку дня задачи подготовки Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России к вклю чению на параллельную синхронную работу с энергообъединениями Центральной и За падной Европы. Это определяется тем, что при организации синхронной параллельной работы энергосистем разных стран, образующих межгосударственное объединение, одной из основных является именно проблема поддержания в них единой частоты с высокой точ ностью и регулируемых обменов электрической энергией и мощностью между ними [4].

Совместные исследования перспектив объединения поставили вопрос об унификации тре бований, предъявляемых к регулированию частоты и мощности в ЕЭС России и в Европе [3, 5, 6]. Все эти аспекты нашли отражение в методических указаниях и нормативных доку ментах по регулированию частоты и мощности, разработанных в последнее время [7–12].

Регулирование частоты и мощности энергосистемы является сложной технологиче ской задачей, требующей решения ряда организационных вопросов и разработки меха низмов автоматизированного управления в различных временных диапазонах. Сложность задачи возрастает при регулировании большого энергообъединения [1].

Общие положения. Задача регулирования частоты в энергообъединении подразде ляется на четыре взаимосвязанных задачи (рисунок 1) [1, 2, 12]:

– первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, то есть удержание отклонений частоты в допустимых пределах при нарушениях общего баланса мощности в любой части объединения и по любой причине, включая ава рийные изменения мощности;

отличаясь быстродействием, оно первым реагирует на любое изменение частоты;

– вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня час тоты и плановых режимов обмена мощностью между энергосистемами (регионами);

– третичное регулирование, под которым (в рамках регулирования частоты) можно понимать использование третичного резерва для восстановления использованного резерва вторичного регулирования, то есть поддержание постоянной эффективно сти вторичного регулирования;

– коррекция синхронного времени, устраняющая ошибку синхронного времени, кото рая возникает и накапливается из-за неточности и дискретности измерения факти ческой частоты, погрешности в регулировании средней частоты в системах вто ричного регулирования и вызывает отклонения фактических значений обменов электроэнергией и мощностью от плановых договорных значений.

Все эти задачи распределяются во временном диапазоне (рисунок 2). Первичное регулирование осуществляется в течение первых 30 с после момента возникновения зна чительного небаланса мощности (скачка), затем вступает действие вторичное регулирова ние, которое продолжается до 15 минут. Только после этого, при необходимости, в дейст вие вступает третичное регулирование, действующее до восстановления резерва вторич ного регулирования. Если ошибка синхронного времени выходит за пределы максимально допустимого диапазона (±30 с), то в течение суток производится коррекция синхронного времени на регуляторах частоты, путем изменения уставки частоты [12, 13].

Рисунок 1 – Организация регулирования частоты Рисунок 2 – Временное распределение задач регулирования частоты Первичное регулирование имеет три составляющие [12]:

1. Первичное регулирование мощности нагрузки потребителей (регулирующий эф фект нагрузки по частоте) выражается в изменении мощности потребителей при изме нении частоты вследствие саморегулирования.

2. Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ), осуществляемое всеми элек тростанциями в пределах имеющихся в данный момент времени регулировочных возмож ностей систем первичного регулирования электростанций (энергоблоков) с характеристи ками систем первичного регулирования, заданными действующими нормативами, и имею щее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростан ций при аварийных отклонениях частоты.

3. Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ), осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надежности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) норми рованного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддержи ваются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регу лирования.

Первая составляющая зависит от структуры и величины текущей нагрузки энерго системы, и потому различна в разные периоды. Обычно она изменяется в пределах 1–3 % мощности на 1 % отклонения частоты [1].

Вторая зависит от быстродействия систем первичного регулирования и зоны не чувствительности первичных регуляторов [12]. В основном ОПРЧ позволяет избежать аварийных ситуаций, которые вызываются большим отклонением частоты, так как оно может мобилизовать все имеющиеся возможности турбин и котлов для удержания часто ты в безопасных для собственных нужд пределах, а также привести производительность котла в соответствие с мощностью турбины для снижения вероятности аварийного оста нова энергоблока из-за внезапного изменения электрической мощности генератора. В нор мальных же ситуациях оно способствует стабилизации частоты в меру возможностей [3].

Третья составляющая предназначена для формирования гарантированного уровня качества первичного регулирования частоты, обеспечивающего удержание текущих зна чений частоты в безопасных пределах (50 ± 0,8 Гц в динамике и 50 ± 0,2 Гц в квазистати ке) при возникновении расчетного аварийного небаланса мощности как для энергоблоков АЭС и ГРЭС, так и для потребителей (предотвращение срабатывания автоматической час тотной разгрузки (АЧР)).

Для достижения этого гарантированного уровня в России уже модернизировано 35 энергоблоков с общей суммарной мощностью 14000 МВт, которые имеют возмож ность обеспечить ± 700 МВт нормированного первичного резерва. Планируется увеличить число модернизированных блоков до 100 ед., тогда их суммарная мощность достигнет 32000 МВт (10 % от полной установленной мощности ЕЭС России). Это позволит увели чить нормированный первичный резерв до величины ±1600 МВт, который с запасом мо жет компенсировать расчетный аварийный небаланс мощности ЕЭС России, равный поте ре энергоблока с мощностью 1200 МВт.

При характерных отклонениях частоты в нормальных режимах в ЕЭС России (в пределах 0,2 Гц) реакция электростанций, участвующих в ОПРЧ, имеет случайный харак тер и, таким образом, общая крутизна частотной характеристики для всей системы не стабильна (изменяется в диапазоне 10000–30000 МВт/Гц). Среднее значение этой величи ны при потере генерации равно 22700 МВт/Гц. Введение нормированного первичного ре зерва стабилизирует это значение, так как способно мобилизовать свой резерв в течение 30 с при отклонениях частоты до 200 мГц.

Общие принципы вторичного регулирования. Вторичное регулирование мощ ности обеспечивает компенсацию возникающих в области регулирования небалансов мощности путем изменения мощности электростанций под воздействием центрального регулятора (автоматическое) или по командам диспетчера (оперативное) для поддержания плановых обменов мощностью между энергосистемами, восстановления нормального уров ня частоты (50±0,05 Гц), а также ликвидации перегрузки транзитных связей и сечений.

Вторичное регулирование не должно противодействовать взаимопомощи энерго систем в результате действия первичного регулирования и должно восстанавливать нару шенный баланс мощности, тем самым освобождая регулировочный диапазон первичного регулирования. Для выполнения указанных требований на электростанциях, выделенных для вторичного регулирования, постоянно должен поддерживаться вторичный резерв, достаточный для выполнения порученных функций вторичного регулирования. При этом мобилизация вторичного резерва при выполнении функций регулирования баланса (час тоты, обменной мощности) должна выполняться в пределах 15 минут, а ограничения пе ретоков за время не более 5 минут [12].

Структура и функции системы вторичного регулирования. Автоматическое вторичное регулирование в ЕЭС России образовано на нескольких уровнях:

– центральная координирующая система (ЦКС автоматического регулирования час тоты и перетоков мощности (АРЧМ) ЕЭС России);

– территориальные (в объединенных диспетчерских управлениях (ОДУ)) централи зованные системы (ЦС АРЧМ объединенной энергетической системы (ОЭС));

– терминалы АРЧМ, обеспечивающие взаимодействие с ЦС АРЧМ, и местные сис темы автоматического управления мощности (САУМ на ТЭС и ГРАМ на ГЭС) на выделенных энергоблоках и электростанциях вторичного регулирования.

Системы вторичного регулирование мощности на электростанциях обеспечивают необходимую динамику мобилизации вторичного резерва.

ЦС АРЧМ поддерживают перетоки мощности по связям и сечениям энергообъеди нения в допустимых диапазонах (рисунок 3), регулируют сальдо внешних перетоков с коррекцией по частоте (только в ОЭС Сибири). При этом предусматривается возможность перехода на астатическое регулирование частоты при отделении ОЭС на работу в изоли рованном режиме (режиме «острова»).

ЦКС АРЧМ выполняют следующие основные функции:

– регулирование частоты в синхронной зоне стран СНГ и Балтии (рисунок 4);

– поддержание перетоков по межсистемным связям и сечениям в допустимых диапа зонах.

Рисунок 3 – Автоматическое ограничение Рисунок 4 – Автоматическое регулирование перетока по сечению Украина, Волгоград- частоты в синхронной зоне энерго–Ростовэнерго в ОЭС Юга Также в ЦКС АРЧМ предусмотрена возможность регулирования сальдо с коррек цией по частоте (при необходимости).

Структура вторичного регулирования в ЕЭС России является централизованной и повторяет иерархию диспетчерского управления. Высшим уровнем вторичного регулиро вания режима является диспетчерский центр в центральном диспетчерском управлении (ЦДУ), нижним – диспетчерские центры ОДУ и электростанций.

В данный момент идут работы по созданию иерархической системы АРЧМ ЕЭС России (рисунок 5), в которой ЦС АРЧМ будут ограничивать перетоки в заданных сече ниях и передавать управляющие воздействия от ЦКС АРЧМ на регулирующие станции в своих ОЭС, при условии, что это не приводит к перегрузке контролируемых сечений.

Управляющие воздействия могут быть при этом как суммарные на ОЭС, так и прямыми на конкретный энергоблок ТЭС или ГЭС. Суммарные управляющие воздействия распре деляются между регулирующими станциями, закрепленными за данным ОДУ в соответст вии с их коэффициентами долевого участия. При этом на каждый объект регулирования должно подаваться только одно управляющее воздействие.

Рисунок – 5. Структура иерархической системы АРЧМ ЕЭС России Уже прошли испытания по подключению энергоблоков Пермской, Киришской, Ставропольской ГРЭС для выполнения команд ЦКС АРЧМ и участия их в автоматиче ском регулировании частоты в синхронной зоне стран СНГ и Балтии совместно с Жигу левской ГЭС. Испытания показали, что модернизированные энергоблоки успешно могут участвовать в автоматическом регулировании частоты. Более того, энергоблоки Пермской ГРЭС на протяжении нескольких лет участвуют в автоматическом регулировании и огра ничении перетоков по сечениям ОЭС Урала, что показывает реальность их использования и для этой задачи. Таким образом, энергоблоки ТЭС наряду с гидроагрегатами ГЭС могут решать весь комплекс задач автоматического вторичного регулирования. Это позволит не только увеличить общий резерв автоматического вторичного регулирования, но и иметь необходимый резерв в паводковые и маловодные периоды, ограничивающие участие ГЭС во вторичном регулировании.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 27 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.