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 || 6 | 7 |   ...   | 27 |

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

-- [ Страница 5 ] --

Определение объемов рыночных поставок электроэнергии и рыночных цен являет ся задачей ценового аукциона, проводимого между поставщиками и потребителями элек троэнергии. В первых моделях рынков аукцион рассматривался как задача, которая реша лась без учета каких-либо ограничений (кроме балансовых) и сводилась к отбору постав щиков и потребителей на основании ценовых заявок и уравновешивании цен поставки и покупки [4]. При достаточной пропускной и перегрузочной способности сети, наличии развитых средств регулирования напряжения, достаточном объеме резерва активной мощности и глубокой автоматизации энергосистемы такая модель аукциона позволяет обеспечить старт рынка и проанализировать перспективы его развития. Однако рано или поздно, непредвиденно, из-за выхода из строя оборудования, или постепенно, с ростом потребления, возникнет проблема реализуемости результатов такого аукциона. Безуслов но, надежность энергосистемы будет сохранена, поскольку Системный оператор обладает эффективными средствами планирования и ведения режима, но обязательства участников рынка не смогут быть выполнены в полной мере. Поэтому, в процессе развития теории рынков электроэнергии, модели аукционов постоянно усложнялись за счет ввода новых ограничений, которые учитывали особенности функционирования энергосистемы [5]. При нынешнем уровне развития вычислительной техники целесообразно разработать модель ценового аукциона, учитывающую все ограничения процессов планирования и ведения режима. Это позволит достичь высокой вероятности реализации графика работы как рын ка на сутки вперед, так и графика балансирующего рынка. В идеале модель аукциона мо жет быть заложена в алгоритмы AGC, что сделает управление режимом работы энерго системы в полной мере соответствующим требованиям рынка. Очевидно, что задача пла нирования может быть совмещена с задачей проведения аукциона только при условии достаточной детализации расчетной модели для индивидуального учета каждого участни ка рынка. Кроме того, необходим учет ограничений, связанных с реактивной мощностью, таких как токовые ограничения и ограничения по напряжению. Рассмотренные методы планирования на базе энергетической схемы этим требованиям не отвечают, что требует разработки новых методов, работающих с полной нелинейной моделью сети.



Модель ценового аукциона, совмещенного с планированием режима. Модель ценового аукциона, предполагающего объединение задачи проведения непосредственно ценового аукциона (определения узловых цен) и планирования режима работы энергосис темы, может быть построена, в одном из вариантов, на минимизации стоимости генерации.

Задача решается на некотором периоде времени, который разбит на T интервалов с различ ной продолжительностью. Каждый интервал представляет собой модель электрической се ти, на которую наложен срез системных и режимных параметров, соответствующий неко торому моменту времени. Параметры считаются постоянными на интервале [t, t + 1].

T M fi ( Pitген ) min F = (1) t =1 i = ген где f i ( Pit ) – кусочно-квадратичная функция f i ( Pit ) = a2,i ( Pit ) 2 + a1,i Pit + a0,i, ген ген ген ген ген принимающая единственное значение для любого Pit ;

Pit – мощность i-го генератора;

M – число генераторов;

T – число интервалов.

Рисунок 1 – Вариант применения переменного интервала расчета для недельного периода Разная продолжительность интервала позволяет организовать решение задачи на длительных периодах с различной детализацией. Например, если потребуется решать за дачу планирования на неделю, можно сформировать интервалы в начале периода с про должительностью в 1 час и менее, затем перейти на интервал продолжительностью 4 часа и т.д. (рисунок 1). Расчет длительного периода может потребоваться для учета интеграль ных ограничений по выработке, заданных на продолжительные интервалы. Исходные данные, определяемые краткосрочным прогнозом, известны с достаточной степенью дос товерности, и планирование в начале периода можно проводить для каждого часа и чаще.

По мере снижения достоверности прогноза детальный расчет перестает быть целесооб разным, поэтому можно перейти на более продолжительный интервал и сократить коли чество расчетов. Это, однако, не помешает учесть интегральные ограничения по выработ ке. Все, что требуется для использования переменного интервала, это соответствующее масштабирование интегральных ограничений по скоростям набора и сброса нагрузки.

Функции, характеризующие затраты генерации и потребителей, целесообразно за давать в виде ценовых характеристик f P, которые представляют собой кусочно-линей ные функции, монотонно возрастающие (для генерации) и убывающие (для потребления).

Ступенчатые ценовые заявки соответствуют этой форме и могут быть использованы в ка честве исходных данных при решении задачи (характеристики относительных приростов стоимости генерации также могут быть использованы в качестве исходных данных).

Ограничения, заданные системой узловых напряжений в полярных координатах, rr r (V,, K, P ген ) = 0, j = 1,..., N ;

j i, (2) r r r ген j (V,, K, Pi ) = 0, j = 1,..., N, r r r где V – вектор модулей напряжений;

– вектор углов напряжений;

K – вектор коэффи циентов трансформации;

N – число узлов.

В одном из узлов сети – базисном – должны быть заданы модуль и угол напряже ния. Балансирующий узел в задаче отсутствует.

Ограничения реактивной мощности и модуля напряжения в генераторных узлах:

Q min Q j Q max ;





j j (3) min V V max.

Vj j j Ограничения пределов изменения коэффициента трансформации:

min max Kv Kv Kv. (4) Ограничения допустимых токов по ветвям:

rr r доп I v (V,, K ) I v 0. (5) Ограничения мощности генератора или группы генераторов:

PG P PG, min max (6) G где G – множество генераторов в группе (группа может состоять из одного генератора).

Ограничения перетоков по сечениям:

rr r Psmin Ps (V,, K ) Psmax, (7) rr r где Ps (V,, K ) – поток в группе ветвей, выраженный через режимные параметры. Для учета этого ограничения в граф сети для каждого сечения вводится фиктивный узел, со единенный со всеми узлами, ограничивающими ветви, которые входят в сечение.

Интегральные ограничения генераторов или группы генераторов по выработке:

TG ( ) BG Piген t j +1 t j BG, min max (8) j i = где (t j +1 t j ) – длина интервала, на котором системные и режимные параметры счита ются постоянными.

Интегральные ограничения генераторов по скорости набора и сброса нагрузки:

сбр (t j +1 t j ) P ген P ген Wiнаб (t j +1 t j ).

Wi (9) i,t j +1 i,t j Для учета интегральных ограничений все модели, каждая из которых соответствует интервалу t, объединяются в одну. Граф новой модели (рисунок 2) модифицируется путем ввода фиктивных узлов для ограничений (8) и (9).

Рисунок 2 – Ввод фиктивных узлов для моделирования интегральных ограничений Рассмотренная система ограничений (2)(9) и целевая функция (1) соответствуют задаче комплексной оптимизации по активной и реактивной мощности на нелинейной мо дели электрической сети. В итоге задача сводится к виду:

min F ( x), hk ( x) = 0, k = 1, K, N,, (10) g i ( x) 0, i = 1, K, M, rr r где x = (V,, K, Piген, Qiген ) ;

h – ограничения типа равенство (2);

g – ограничения типа неравенство (3)(9). Ограничения типа неравенство преобразуются к виду g i ( x) + si = 0, i = 1, K, M, (11) где si – вспомогательная неотрицательная переменная.

Для решения задачи используется функция Лагранжа:

N M M ln(si ), L( x, h, g, s ) = F ( x) + h hk ( x) + g ( g i ( x) + si ) (12) k i i где – параметр возмущения, используемый для решения задачи методом внутренней точки:

M g si i = i, 0 1. (13) M Для нахождения минимума рассчитываются производные:

L g = i ;

si si L = g i ( x) + si ;

g i L F ( x) N h hk ( x) M g g j ( x) + k + j = ;

(14) xi xi xi xi k j L = hk ( x) ;

h k g i 0;

si 0.

Для решения нелинейной системы уравнений используется метод Ньютона с мат рицей вида:

g E 0 s T g ( x) s E 0 0 x g = R T (15) h( x) x g ( x) 0 H x x h h( x) 0 0 0 x где R – невязки уравнений;

H – симметричная матрица с элементами вида:

2 F ( x) N h 2 hk ( x) N g 2 g l ( x) + k + l hij =. (16) xi x j xi x j xi x j k l Как уже было показано, задача решается методом внутренней точки, который обеспечивает наилучшие характеристики сходимости после определения центрального пути поиска решения. Элементами матрицы задачи являются микроматрицы переменного размера. Наибольший размер микроматрицы составляет 44. Такая микроматрица соот ветствует узлу, для которого не заданы модуль и угол напряжения. Структура матрицы аналогична структуре матрицы в задаче расчета установившегося режима. Это позволяет использовать хорошо проработанные методы решения систем линейных уравнений, глав ным образом, методы минимизации ненулевых элементов при их решении. В реализации модели для этого успешно применяется алгоритм минимальной степени [6].

Модель генератора, характеристика которого задана в виде кусочно-линейной функции, представлена в виде совокупности так называемых элементарных генераторов, каждый из которых соответствует одному отрезку характеристики (рисунок 3).

Рисунок 3 – Переход от характеристики генератора к моделям элементарных генераторов Система уравнений для каждого элементарного генератора имеет вид:

r1 = max = 0;

smax r2 = min = 0;

smin (17) r3 = P Pmax + smax ;

r4 = P + Pmin + smin ;

r5 = a2 P + a + h + max min = 0 ;

r6 = (V, ) + P = 0, где max, min – множители Лагранжа для ограничения мощности элементарного гене ратора;

smax, smin – вспомогательные переменные;

Р, Pmax, Pmin – мощность элемен тарного генератора и ее ограничения.

Система (17) показывает, что при неактивных ограничениях по минимальной и максимальной нагрузке генератора множитель Лагранжа, при ограничении типа равенство h, равен значению характеристики генератора, которая при использовании ценовой за явки равна цене текущей мощности P. Для учета (8) и (9) вводится дополнительное огра ничение, которое определяет связь Pi и суммы нагрузок элементарных генераторов.

В рассмотренной постановке задачи предполагается, что спрос потребителей не эластичен. Действительно, в реальных условиях потребление мало зависит от стоимости энергии. Однако для проведения ценового аукциона на сутки вперед требуется определить цены с учетом заявки потребителя, которая предусматривает эластичность. Для этого це левая функция рассмотренной задачи (1) может быть переопределена в виде:

T C M f c ( Pct ) f i ( Pit ) наг ген min F = (18) t =1 c =1 i = наг где f c ( Pct ) – кусочно-квадратичная функция затрат потребителя, производной которой по P является кусочно-линейная функция. В качестве такой функции может быть исполь наг зована заявка потребителя;

Pct – мощность нагрузки потребителя c;

С – количество по требителей. Функция (18) представляет собой известную функцию общественного благо состояния [7].

Для учета эластичности потребления необходимо дополнительно ввести ограниче ния мощности нагрузки потребителей:

Pcmin Pcнаг Pcmax, (19) при этом Pcmin, Pcmax могут быть приняты по соответствующим значениям объемной части заявки. Pcнаг становится компонентом вектора неизвестных x. Реактивная мощность нагрузочного узла связана с активной мощностью постоянным коэффициентом нагрузки, который может быть получен как параметр базового электрического режима. Таким обра зом, нагрузка потребителя задается согласованным («conforming») графиком.

Учесть кусочно-линейную функцию f c при решении задачи можно аналогично учету f i (см. рисунок 3), представив потребителя с в виде совокупности фиктивных по требителей, каждый из которых соответствует отдельному отрезку f c. Учет каждого фик тивного потребителя возможен с помощью системы уравнений, аналогичной (17). Потре битель может быть отнесен как непосредственно к конкретному узлу (и в этом случае узлу соответствует отдельная ценовая заявка относительно потребителя), так и к группе узлов.

При отнесении к группе узлов необходима дополнительная обработка заявки потребителя, которая заключается в распределении расчетной нагрузки потребителя по узлам группы на основании априорных сведений (например, вектора коэффициентов или в пропорции базового режима). Для отнесения потребителя к группе узлов используется система огра ничений, аналогичная ограничениям, моделирующим группу генераторов.

Практическая реализация модели и особенности ее применения. Рассмотренная в предыдущем разделе математическая модель реализована в виде программного ком плекса Lincor-Win (рисунок 4), который является многоцелевым инструментом, способ ным решать задачи планирования, проведения ценового аукциона, а также задачи сетевого анализа. Архитектура программного комплекса построена таким образом, что расчетный блок может быть выделен для решения задачи комплексной оптимизации в составе авто матизированной системы управления генерацией.

Рисунок 4 – Архитектура программного комплекса Lincor-Win Расчетная модель базируется на схеме замещения для расчета установившегося ре жима и дополнена элементами для моделирования генерации, потребления и сетевых ог раничений. Расчетная модель предусматривает возможность работы с множеством вари антов одной схемы, которые отличаются значениями системных и режимных параметров.

В составе программного комплекса присутствует специальный модуль, способный по строить по заданным параметрам множество вариантов расчетной модели, каждый из ко торых соответствует некоторому расчетному интервалу. Этот процесс носит название «актуализация» и обеспечивает ввод в модель заявок, прогнозов потребления, ограниче ний по генерации, составу оборудования, сетевых ограничений и других параметров для каждого расчетного интервала. После проведения актуализации становится возможным проведение комплексной оптимизации на всем расчетном периоде с учетом интегральных ограничений. Возможен выбор вида целевой функции между (1), который может быть ис пользован для задач планирования, и (18), который позволяет проводить ценовой аукцион с учетом эластичности потребления и всех ограничений задачи планирования.

Вычислительные характеристики программного комплекса позволяют применять его для планирования диспетчерского графика на модели ЕЭС, насчитывающей около 6500 узлов, при расчетном периоде из 24 часовых интервалов. В настоящее время успеш но проведена опытная эксплуатация программного комплекса во всех ОДУ ЕЭС и завер шается ввод в промышленную эксплуатацию.

В процессе планирования режима программный комплекс обеспечивает не только расчет диспетчерского графика, но и определение ценовых индикаторов, которые показы вают стоимость того или иного ограничения и собственно складывающиеся узловые цены.

Программный комплекс может работать в режиме анализа или в режиме реального време ни, обеспечивая решение как перспективных, так и оперативных задач. Анализ расчетных стоимостей ограничений позволяет повысить качество решения задач долгосрочного пла нирования и перспективного развития. Возможность анализировать складывающиеся уз ловые цены на стадии оперативного планирования позволяет, при необходимости, пере смотреть запланированные ремонты и даже выявить локальные проявления рыночной си лы и принять меры по их компенсации.

Литература 1. Горнштейн В.М., Мирошниченко Б.П., Пономарев А.П. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергия, 1981.

2. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнер гии. М.: Мир, 2006.

3. Fred C. Schweppe, Michael C. Carmanis, Richard D. Tabors, Roger E. Bohn. Spot Pricing of Electricity. Kluwer academic publishers.

4. D. Kirschen, G. Strbac. Fundamentals of Power System Economics. Wiley, 2004.

5. Gerald B. Sheble. Computational Auction Mechanisms for Restructured Power Industry Operation. Kluwer academic publishers, 1999.

6. Джордж А., Лю Дж. Численное решение больших разреженных систем уравнений. М.:

Мир, 1984.

7. Гальперин В.М. и др. Микроэкономика. СпБ.: «Экономическая школа», 1998.

УЗЛОВАЯ ЦЕНА ТОКА В.П. Обоскалов ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ»

Несмотря на то, что рынок электрической энергии в мировой электроэнергетике функционирует уже более 20 лет, некоторые проблемы рынка остаются актуальными до сих пор. Прежде всего это относится к выбору структуры и механизмов реализации ры ночных отношений, которые априори не могут быть универсальными и определяются средой, уровнем развития общества в целом и спецификой энергопредприятий в частно сти. В число актуальных и до конца не решенных проблем входит задача формирования узловых цен (УЦ) [1, 2]. В зависимости от принятой математической модели (маржиналь ные или средневзвешенные цены (СВЦ)) различаются и спектры нерешенных окончатель но задач. В модели маржинальных цен (МЦ) – это проблемы нахождения неопределенных множителей Лагранжа или двойственных переменных в алгоритмах нелинейного или ли нейного программирования. В модели СВЦ – это неоднозначность алгоритмов адресности передачи активных и реактивных мощностей.

Как правило, в качестве основных варьируемых переменных принимаются мощно сти генераторов, что приводит к нелинейности и неаддитивности уравнений установивших ся режимов. Наиболее остро нелинейность проявляется в задаче распределения потерь мощ ности в электрической сети между потребителями и производителями электрической энер гии. В результате в настоящее время не существует математического метода, гарантирую щего абсолютную точность и адекватность распределения потерь [3–5]. Задача адресности распределения мощности тесно связана с проблемой распределения потерь [1]. В свою оче редь, неоднозначность распределения потерь распространяется на адресность. Именно по этому в задаче формирования узловых цен можно ожидать появления новых алгоритмов и процедур, предпочтительность которых будет выявлена практикой. Для решения упомяну тых задач в представленной работе предлагается использовать понятие цены тока.

Маржинальная цена тока. В получившей преимущественное применение модели МЦ двойственные переменные или множители Лагранжа, а также узловые цены опреде ляются в рамках единой оптимизационной задачи (например, минимизации функции бла госостояния при заданных режимных ограничениях [6]). Это связано с большой размерно стью (особенно в алгоритмах линейного программирования), громоздкостью и непрозрач ностью математической модели. Однако экономическая сущность двойственных перемен ных как теневых цен ограничений позволяет представить структуру узловых цен в виде линейной комбинации двойственных переменных, что прозрачность решения и позволяет получить ценовые сигналы. Возможно, именно это качество обеспечило предпочтитель ность МЦ.

Рассмотрим торговую модель, согласно которой цена товара (электроэнергии) в каждом узле (локальный рынок) электрической сети едина для всех поставщиков и поку пателей. При этом допускается, что на другом рынке (в другом узле) цена (электроэнер гии) ci, i = 1, K, n может быть иной. Считаем, что на расчетном интервале времени как активная, так и реактивная мощности неизменны. Отсюда, с целью упрощения математи ческих выражений, длительность интервала времени при представлении энергии исклю чена как константа.

Модель постоянного тока. Передача мощности Pij по ветви i-j связана c потерями мощности ij. Исходя из стоимостного баланса на каждой связи, стоимость товара в кон це пути равна стоимости в начале плюс издержки на транспорт. При передаче электро энергии потери мощности можно трактовать как транспортные издержки.

При известной узловой цене ci стоимость электроэнергии в начале пути i-j ci Pij = ciU i I ij, а в его конце c j Pji = c jU j I ij. С учетом платежного баланса получаем ciU i = c jU j. Таким образом, узловые цены на электроэнергию в модели МЦ распределя ются обратно пропорционально напряжениям ciU i = c jU j = ci = / U i, i. (1) Умножив левую и правую части на узловой ток, получаем равенство ci Pi = J i, i. (2) Отсюда параметр можно трактовать как единую по всей электрической сети цену тока. При этом стоимость энергии может быть определена через ток и его цену.

Цена тока опосредованно определяется ценовыми характеристиками (ЦХ) постав щиков электроэнергии, Fi ( Pi ). Принимая во внимание, что производитель не может про давать товар по цене ниже заявленной, принцип равной для всех производителей цены то ка соответствует модели МЦ. В этом случае единую цену тока следует рассматривать как маржинальную. Учитывая (1), можно записать Fi (P ) ci = /Ui. Знак неравенства обуслов i лен тем, что могут быть ограничения по мощности. В результате маржинальная цена тока определяется условием = max {Ui Fi ( P ), i}.

i При неизменной цене тока условие финансового баланса платежей потребителей и производителей по схеме постоянства цены тока сводится к тривиальному условию равен ства нулю суммы токов.

Идеология единой цены тока может быть принята не обязательно по всему рынку, а в каком-либо ограниченном его секторе, например, в сфере электропотребления. В этом случае единая для всех потребителей цена тока может быть и средневзвешенной по узлам поставки (модель единого закупочного агентства [7]), и какой-то другой.

Модель переменного тока. Цена энергии c = ( c, c)t (символ t – признак транс понирования вектора) в электрической сети переменного тока формируется из цены за ак тивную ( c ) и реактивную ( c ) энергию. В соответствии с ценой определяются платежи П =c t S = cP + cQ, состоящие из двух компонент – платежей П p за активную и П q за реактивную энергию. Здесь и далее, в зависимости от места в математической модели, од на и та же переменная, например S, может представляться либо вектором S = (P, Q ) t, ли бо комплексной величиной S = P + jQ.

В условиях сделанных предположений о том, что цена на электроэнергию в узле одинакова, как для потребителей, так и производителей, платежи за электроэнергию в на чале линии электропередачи i–j (со стороны узла i) составят ( ci, Sij ) = ci Pij + ciQij = ci (U i J ij + U iJ ij ) + ci (U iJ ij U i J ij ) = = ( ciU i + ciU i ) J ij + ( ciU i ciU i ) J ij = Re ci U i J ij, * * & где операция Re() означает получение действительной части комплексного числа.

( ) Аналогично, платежи в конце связи i–j (со стороны узла j) c j, S ji = Re c*U j J ij, * j& где c* – сопряженное значение c j. С учетом платежного баланса j Re ci U i J ij = Re c*U j J ij.

* * * & j& (3) Принимая во внимание, что данное соотношение справедливо при любых токах по связи, получаем критериальное соотношение ci U i = c*U j =, *& & (4) j которое можно трактовать как принцип равенства комплексной цены тока. При этом пла тежи за электроэнергию () П i = Re J i* = J i + J i. (5) Таким образом, в сети переменного тока носителями стоимости являются действи тельная и мнимая составляющие токов. Платежный баланс автоматически соблюдается согласно первому закону Кирхгофа для действительной и мнимой составляющих токов.

Соотношение (4) может быть получено также исходя из принципа распределения потерь мощности. При отсутствии потерь мощности в модели единой маржинальной цены во всех узлах электрической сети установится одинаковая цена, равная цене c0 электро энергии в балансирующем узле (БУ). Неравенство узловых цен (ci ) определяется факто ром потерь мощности S.

В простейшей двухузловой схеме, где один из узлов (с номером 0) является балан сирующим (БУ), S 0 = S 1 + S. При этом уравнение платежного баланса может быть представлено через скалярные произведения П = ( c1, S1 ) = ( c0, S0 ) = ( c0, S1 + S ). Таким образом, платежи за электроэнергию в узле 1 определяются суммой платежей за потреб ленную электроэнергию и потери мощности в электрической сети по цене источника пи тания. Обобщая на случай электрической сети произвольной размерности, получаем.

( ci, Si ) = ( c0, Si + Si ) = ( c0, Si ) + ( c0, Si ) ( ci c0, Si ) = ( c0, Si ) или ( ci, Si ) = ( c0, Si ), (6) где Si – часть суммарных потерь мощности, отнесенная к узлу i = 1,…, n.

В результате, задача распределения узловых цен определяется подходами, принци пами и алгоритмами распределения суммарных потерь мощности. Известно, что число таких подходов достаточно велико [2–4] и, в силу нелинейности и неаддитивности функ ции потерь, пока невозможно выделить какой-либо из них как абсолютно точный [4]. При решении практических задач следует выбирать тот подход, который в большей степени пригоден для рассматриваемой задачи.

Одним из таких принципов является пропорциональное токовое распределение по терь. Действительно, суммарные потери мощности могут быть представлены в виде n n S = S i = vi J i*, & i =1 i = & & где vi = U 0 U i – снижение напряжения в узле i = 1,…, n по отношению к напряжению & & U в БУ.

Из последнего аддитивного равенства в качестве базового принципа распределения потерь можно, например, принять соотношение S i = vi J i*.

& Составляющие (6), представляющие дополнительные платежи за потери электро энергии могут быть представлены в виде ( ci, Si ) = ci Re (U i J i* ) + ci Im (U i J i* ) = Re (ci*U i J i* ) ;

& & & ( c0, Si ) = c0 Re (vi J i* ) + c0 Im (vi J i* ) = Re (c0vi J i* ).

*& & & Отсюда Re (ci U i J i* ) = Re (c0 vi J i* ). Поскольку данное соотношение справедливо *& *& ) ( )( ) ( при любых токах, то ci c0 U i = c0 ( U 0 U i ) ci U i = c0U 0 =, что подтверждает (4).

* *& *& *& *& & Соотношение (4) позволяет определить цену составляющих тока для каждого гене ратора. Максимальная цена принимается единой по всей электрической сети. Выраже ние (5) позволяет вычислить узловые платежи за электроэнергию. Однако, как правило, интерес представляют не только результирующие платежи, но и узловые цены { ci } на электроэнергию, которые могут быть получены из (4): ci = / U i = U i* / U i2. Однако * & & & данная формула может привести к появлению погрешности расчетов, поскольку при вы воде (4) использовалось соотношение равенства только действительных составляющих (3), а не полностью комплексных чисел.

Скалярное произведение ( c0, Si ) в (6) не позволяет определить раздельно обе со ставляющие ci (добавки к цене за активную и реактивную энергию). В то же время, при выбранном способе распределения потерь, нетрудно получить величину платежей за по p q тери мощности S i = i + jqi : П i = c0 i + c0 qi. Поскольку потери мощности зависят от квадрата тока, то разумно предположить, что платежи за потери распределяются межу активной и реактивной составляющими пропорционально квадратам мощностей, то есть Pi2 ci Pi = c0 i + c0 qi p p q = П i ;

P2 + Q2 1 + tg i i i Qi2 tg i ci Qi = c0 i + c0 qi q p q = П i.

P2 + Q2 1 + tg i i i Отсюда узловые добавки к цене электрической энергии q П i tg i p П i ci = ci =.

;

Pi 1 + tg 2 Qi 1 + tg i i Пример. В качестве примера рассмотрим про Z=2+j16 стейшую электрическую схему из двух узлов (рису S1=80+j нок 1). Напряжение базисного узла (БУ) равно 120 кВ;

S1 = 80 + j 60. Цена электроэнергии в БУ Рисунок 1 – Двухузловая схема p q c0 = 1, c0 = 0,1. В результате расчета установивше гося режима было получено: U1 = 108,9 j 9,66 ;

J1 = 0,681 j 0,612 ;

S 0 = 81,67 + j 73,4.

Платежи за потребляемую (раздельно – активную и реактивную) электроэнергию состав ляют П 0 = (81,67;

7,34). При этом суммарные платежи П 0 = 89,01.

Потери мощности S = 1,67 + j13,4. Платежи потребителя за потери мощности П = 1·1,67 + 0,1·13,4 = 3,01. Их распределение по активной и реактивной составляющим (802 + 602 ) = 1,93 ;

П q = 3,01 602 (802 + 602 ) = 1,08. Изме мощности П р = 3,01 80 нение цены c p = П р Р1 = 1,93 80 = 0,024 ;

c q = П q Q1 = 1,08 60 = 0,018. Результи рующая цена электроэнергии в узле 1:

p p p q q q c1 = c0 + c1 = 1 + 0,024 = 1,024 ;

c1 = c0 + c1 = 0,1 + 0,018 = 0,118.

Платежи потребителя в узле 1, выраженные через цену электрической энергии p q П1 = c1 P + c1 Q1 = 1,024 80 + 0,118 60 = 89,01 = П 0.

p q p q В расчетах через цену тока = c0 U 0 + c0 U 0 = 120 и = c0 U 0 c0 U 0 = 12.

Платежи П 0 = П1 = 120 0,681 + (12) (0,612) = 89,06. Из этой величины нетрудно П1 = П1 c0 P c0Q1 = получить составляющую на потери электроэнергии = 89,01 1 80 0,1 60 = 3,06, что совпадает с предыдущими расчетами. Аналогично мож но выполнить распределение П1 между активной и реактивной составляющими мощно сти. Однако для сопоставления методик вычислим узловые цены на электроэнергию по формуле c* = / U = U * / U 2 :

& & & i i i i c i = *U i / U i2 = (120 + j12)(108,9 j 9,66) (108,9 2 + j 9,66 2 ) = 1,113 + j 0,018, & & что несколько отличается от ранее полученных результатов. В силу отмеченных методи ческих нюансов, на наш взгляд, более предпочтительным является распределение, про порциональное квадратам мощностей.

Средневзвешенные узловые цены. Существующие принципы формирования уз ловых цен в методологии СВЦ наиболее полно описаны в [2]. В отечественных разработ ках наиболее известным является алгоритм адресности [1]. Введение понятия цены на ток позволяет максимально использовать линейные свойства токов, применить топологиче ские методы и получить аналитическое решение поставленной задачи.

В математической модели СВЦ процедура определения УЦ следует за задачей оп тимизации, где определяются не только оптимальные значения генерируемых мощностей, но и все режимные параметры (напряжения узлов, токи и мощности по связям, потери мощности суммарные и в элементах электрической сети). Эти величины считаются из вестными при формировании УЦ.

В отличие от модели маржинальных цен, где цена всех потоков мощности, входящих в узел и выходящих из него, считается одинаковой и равной узловой цене, в модели СВЦ цены входящих и выходящих потоков мощности, как правило, отличаются. Математиче ская модель СВЦ определяется условиями формирования цен на потоки мощности по свя зям и понятием узловой цены. Нами рассмотрена модель, основанная на двух допущениях:

1) цена всех выходящих из рассматриваемого узла мощностей (токов) одинакова и равна узловой цене;

2) узловая цена является средневзвешенной на множестве входящих в узел мощностей (токов) ценой.

Поскольку узловые цены формируются на базе анализа потоков мощности по свя зям, то акцент при построении математической модели должен быть сделан на топологи ческие методы. Топология и параметры элементов электрической сети позволяют полу чить первую матрицу инциденций М, число строк которой равно числу узлов n (без БУ), а число столбцов – числу ветвей m. При этом М ij = +1, если узел i является начальной вер шиной ветви j, М ij = 1, если узел i является конечной вершиной ветви j и М ij = 0, если узел i не является вершиной ветви j [8]. Апостериорный характер задачи определения УЦ позволяет выбрать направления ветвей схемы так, чтобы они совпадали с реальными на правлениями токов в ветвях.

)t определяются через цены ( Узловые цены на электрическую мощность c = c p, c q ( ) на токи в узлах (УЦТ) i = (, ) t, i и связях wl = wij = wij, wij t, l. При этом ii платежи за электрическую энергию вычисляются через вещественные и мнимые состав ляющие узловых токов П i = J i + J i. Источники питания (в том числе и БУ), для ко i i торых цена тока считается известной, представляются узловыми ценовыми инъекциями ( gi, J gi ).

Независимость распределения вещественной и мнимой составляющих токов позво ляет использовать модель постоянного тока отдельно для каждой из составляющих. По этому в дальнейшем идентификация токов и цен по вещественной и мнимой составляю щим не производится.

Согласно первому допущению для ветви i-j, исходящей из узла i, выполняется ус ловие wij = i, j i+, i = 1,..., n + 1, (7) где i+ – множество узлов, инцидентных узлу i, в направлении которых передается ток из узла i (БУ имеет номер n+1).

Второе условие может быть представлено в виде i = gi J gi + wij I ji J gi + I ji, i = 1,..., n + 1, (8) ji ji где i – множество узлов, из которых ток передается в узел i.

Для матричного представления условий (7), (8) матрица инциденций М представля ется двумя матрицами: M + – матрицей инциденций исходящих ветвей, где +1 стоит на линии узла i, соответствующего первому индексу ветви i–j;

и M – матрицей инциденций входящих ветвей, где +1 стоит на линии конечного узла j соответствующей ветви l. Ос тальные элементы матриц равны нулю. При этом матрицы M + и M дополнены строкой, соответствующей БУ (номер n+1). Тогда условие (7) может быть представлено через M + n + M i+ i, l, wl = l i = где wl – цена тока по ветви l. В матричном виде W = M +t. (9) Аналогичные преобразования могут быть выполнены для выражения (8) i = gi J gi + M i wl I l hi, l l где hi = J gi + M i I l, i = 1,..., n + 1 определяет суммарный входящий или выходящий ток l l узла. Последнее соотношение может быть записано в матричном виде ) ( = diag ( I b ) M diag (1 / h ) W + r или = M *Ib /h W + r, t (10) где I b – вектор токов в ветвях;

r = g * J g / h – вектор относительных цен генерирующих узловых токов;

h = J g + M I b ;

diag( I b ) – диагональная матрица, построенная на базе вектора I b. Операции *, / соответствуют адамаровым (поэлементным) произведениям и делениям матриц.

Матричные уравнения (9), (10) могут быть объединены в блочно-матричную струк туру M + t W W E ) ( A = =.

r M * I / h E b Из данного матричного уравнения нетрудно получить искомый вектор цен W = A1.

r С целью сокращения размерности решаемой задачи, полученные соотношения можно преобразовать относительно вектора, подставляя вектор W из первого матрич ного уравнения во второе. В результате будет получен искомый вектор узловых цен = E M * I b / h M +t t (11) r.

Пример. Рассмотрим процедуру расчета узловых 1 БУ цен в электрической сети, представленной на рисунке 2, где проводимости всех ветвей одинаковы, yij = 0,04 j 0,2. В результате расчета установившегося J = (1;

2;

3;

1;

1)t, режима получены токи I b = (0,64;

0,55;

0,91;

0,64;

1,46;

0,36)t (узел 5 является ба лансирующим). При этом нумерация ветвей следующая:

Рисунок 2 – Электрическая I b = (I 51;

I12 ;

I 31;

I 34 ;

I 32 ;

I 54 ).

сеть (5 узлов) Результаты расчета сведены в таблицу 1, где представлены матрицы инциденций входящих и исходящих ветвей, ряд узловых параметров g, J g, ( М I b ), h, r, матрица E M * I b / h M + t и результирующий вектор. В матрицах M +, M содержатся t только положительные единицы и нули. При этом каждой ветви соответствует вектор, со держащий только одну единицу. В частности, для соединяющей узлы 5, 1 ветви l1 в мат рице M + единица ставится в пятой строке, соответствующей узлу 5 (исходящий узел), а в матрице M единица ставится в первой строке, соответствующей узлу 1 (входящий узел).

Цена тока в узле 3 принята равной 1 о.е., а в БУ равной 2 о.е (вектор g ). Столбец J g яв ляется частью вектора узловых токов, относящейся к генерирующим узлам (3, 5). Столбец ( M ) I b определяет сумму входящих в рассматриваемый узел токов по смежным связям.

В частности, для первого узла входящими токами являются токи по связям 5– ( I 51 = 0,64 ) и 3–1 ( I 31 = 0,91 ). В сумме это составляет 1,55. Столбец суммарных узловых токов h является суммой двух предшествующих столбцов. Вектор относительных цен ге нерируемых узловых токов r = g * J g / h не равен цене тока генератора лишь в том слу чае, если в генерирующий узел дополнительно к собственной генерации входит еще ка кой-либо ток. Матрица легко вычисляется согласно приведенному матричному выраже нию. В частности, В13 = ((1 0,64);

0;

(1 0,91);

0;

0 ) (0;

0;

1;

0;

0)t 1,55 = 0,91 1,55 = 0,59.

Результирующий вектор определяется согласно выражению (11) через обраще ние матрицы B. Интересно проверить условие платежного баланса при J = (1;

2;

3;

1;

1)t. Платежи потребителей составляют П = 1·1,41+2·1,11+1·1,36 = 4, о.е. При этом платежи производителей П = 3·1+1·2 = 5 о.е. Разница определяется погреш ностью округления расчетных величин.

Таблица 1 – Узловые цены тока Матрица входящих Матрица исходящих B = E M * I b / h M +t t g ветвей, М- ветвей, М+ r М- I b h Jg у\в 1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 1 1 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1,55 1,5 0 1 0 -0,59 0 1, -0, 2 0 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0 1 -0,73 0 0 1, -0, 3 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 1 3 0 3 1 0 0 1 0 0 4 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 -0,64 1 1, -0, 5 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 2 1 0 1 2 0 0 0 0 1 Литература 1. Гамм А. З. Адресность передачи активных и реактивных мощностей в электроэнергети ческой системе / А. З. Гамм, И.И. Голуб // Электричество, 2003, № 3. С. 9–16.

2. Старостюк А. Исследования к вопросу об адресности поставки электрической энергии в электроэнергетических системах. Дис. на соиск. уч. степени д-ра техн. наук. Кишинев.

Ин-т энергетики АНМ. 2007. – htpp:// http://cnaa.acad.md/ru/thesis/6508/ .

3. Аюев Б.И. Алгоритмы распределения потерь между участниками оптового рынка элек троэнергии / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, А.В. Паздерин, Т.Ю. Паниковская // Вестник УГТУ-УПИ. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. Екатеринбург: ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ», 2005. С. 61–69.

4. Conejo, A.J.;

Arroyo, J.M.;

Alguacil, N.;

Guijarro, A.L. Transmission loss allocation: A Com parison of Different Practical Algorithms. // IEEE Trans. Power Syst., vol. 17, рр. 571–576, Aug 2002.

5. Кирпиков А.В. К вопросу о распределении потерь мощности в электрических сетях / А.В. Кирпиков, И.Л. Кирпикова, В.П. Обоскалов. // Оптимизация режимов работы элек тротехнических систем: межвуз. сб. научн. тр.: Красноярск: СФУ, 2008. С. 56–64.

6. Ерохин П.М. Разработка алгоритма планирования режимов крупного энергообъедине ния для системного оператора / П.М. Ерохин, В.Г. Неуймин, Е.В. Машалов // Вестник УГТУ-УПИ. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. № 12 (64). С.47–53.

7. Кэмпбелл Р. Макконел, Стенли Л.Брю. Экономикс. Принципы, проблемы и политика.

М.: Изд. «Республика», 1992. 400 с.

8. Мельников Н.А. Матричные методы расчета рабочих режимов замкнутых электриче ских сетей / Н.А. Мельников, Л.А. Солдаткина. М.: Изд. МЭИ, 1965. 132 с.

УПРАВЛЕНИЕ СПРОСОМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА В.П. Обоскалов, И.В. Карпов ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ»

Основной целью при введении рыночных отношений в электроэнергетике является снижение цен на электрическую энергию через конкуренцию между производителями и из менение спроса со стороны потребителей. При этом в качестве базисного принимается равно весное состояние, определяемое пересечением кривых спроса и предложения [1]. Покупатель здесь является стороной, равноправной с производителем. Однако реально потребитель прак тически исключен из процесса разработки стратегии развития и функционирования рынка электроэнергии [2]. Этому способствует ряд причин. Во-первых, большинство потребителей из-за их относительно малой доли электропотребления индивидуально практически не оказы вают какого-либо влияния на равновесное состояние и, тем самым, на формирование цены.

Во-вторых, в равновесной зоне кривая спроса характеризуется малой эластичностью, что снижает эффективность участия в процессе динамического регулирования цены практически до нуля. В-третьих, усиление финансовой и регулирующей способности потребителей через создание объединений противоречит антимонопольным принципам рынка.

Возможно, по этим причинам в большинстве рыночных моделей нагрузка рассмат ривается как нечто неизменное на заданном интервале времени, входящее в состав огра ничивающих факторов [2]. В то же время связанный с экономическим развитием общест ва рост нагрузки ставит перед электроэнергетической системой (ЭЭС) ряд задач, решение которых возможно не только эффективным управлением генерирующей и транспортной подсистемами, но и путем управления спросом на электрическую энергию.

Темпы роста нагрузки превышают темпы ввода новых генерирующих мощностей, что приводит к появлению ряда проблем, связанных со снижением надежности и качества функционирования ЭЭС. К их числу относятся: снижение резервов генерирующей мощ ности;

перегрузка межсистемных связей или сечений;

увеличение числа системных ава рий, связанных с отключением потребителей;

снижение качества электроэнергии (откло нения частоты и напряжений в дефицитных режимах) и др.

Генерирующие энергокомпании (ГЭК) практически не заинтересованы в решении отмеченных проблем, поскольку по мере увеличения дефицита мощности и энергии рас тет маржинальная цена электроэнергии и прибыль ГЭК [3]. Снижение надежности по ставки электроэнергии по вине производителя также мало влияет на суммарную прибыль ГЭК, поскольку, как правило, в контрактах оговаривается максимально возможная гене рация и приемлемая ответственность за отказы в генерирующей части ЭЭС.

Безусловно, по мере роста цены на электроэнергию усиливается инвестиционная привлекательность генерирующего сектора, однако в условиях полуэластичного рынка и регулируемых темпов роста цен на электроэнергию ввод новых генерирующих мощностей неизбежно будет отставать во времени. Решение проблемы обеспечения резервов возмож но либо при абсолютно свободном рынке (нет ограничений по росту цен на электроэнер гию), что недопустимо на переходном этапе развития рыночных отношений, либо путем строительства новых и развития существующих электростанций за счет государства. В любом случае потребительский сектор должен играть более активную регулирующую роль (непосредственно и опосредованно – через развитии ЭЭС) в функционировании рын ка электрической энергии. Поскольку согласно антимонопольным принципам объедине ние потребителей с целью более активного участия в рыночных отношениях недопустимо, то единственно возможным механизмом здесь является управление спросом на электриче скую энергию и управление рисками от недопоставки электрической энергии в аварийных ситуациях [4].

Известные стратегии управления нагрузкой направлены на снижение стоимости по требляемой электроэнергии путем рационального планирования электропотребления в ус ловиях суточной неравномерности цены. При этом можно выделить три разновидности управления спросом: прямое управление нагрузкой, которое позволяет снизить нагрузку потребителей (путем их полного или частичного отключения) в одностороннем порядке;

непрямое управление нагрузкой, которое дает возможность потребителям управлять своей нагрузкой в соответствии с ценовыми сигналами;

и управление электропотреблением с по мощью накопителей энергии и автономных источников питания (гидроаккумулирующие, газотурбинные и дизельные электростанции), что позволяет и потребителям эффективно перераспределять электропотребление в течение рассматриваемого периода времени [4].

Генерирующие, передающие и распределительные компании становятся заинтере сованными в развитии и управлении надежностью ЭЭС в том случае, если ущерб от недо отпуска электроэнергии (ограничение электропотребления) в аварийных режимах компен сируется за счет прибыли того субъекта, по вине которого произошла авария. В этом слу чае поставщики электроэнергии будут активно участвовать в привлечении потребителей к регулированию спроса и, тем самым, надежности функционирования ЭЭС. В частности, ограничение электропотребления в часы максимальной нагрузки позволяет увеличить ре зерв мощности и, тем самым, снизить вероятность появления дефицита мощности и повы сить надежность ЭЭС в целом и, как результат, отодвинуть в будущее ввод новых генери рующих мощностей [5].

Ключевым моментом в управлении нагрузкой являются механизмы выплат, стиму лирующих потребителей к участию в программах управления спросом. Здесь требуется сис темный подход с целью координации управляющих воздействий. При создании оптималь ных управляющих программ могут быть использованы алгоритмы теории игр [5]. Доста точно перспективным направлением является анализ характеристик спроса и выделение группы потребителей, наиболее чувствительным к ценовым сигналам [2]. Эффективным средством является организация особых торговых площадок и подключение третьей сторо ны в лице энергосервисных компаний для согласования воздействий производителей и по требителей по регулированию спроса и реализации ценовых альтернатив [6].

В последнем случае меняется регулирующая функция потребителя. Если ранее по требитель только пассивно реагировал на формируемые без его участия ценовые сигналы и возможные ценовые надбавки и скидки [7, 8], то в качестве Продавца ограничений на грузки он активно вмешиваются в процессы формирования рыночных отношений.

Опыт зарубежных стран показывает, что проведение мероприятий по управлению спросом является оправданным и востребованным. В той или иной форме программы по управлению спросом использовались во Франции, Швеции, Великобритании и др.

Основными направлениями управления спросом являются [6]: ограничение пико вых нагрузок;

перераспределение нагрузки на временном интервале;

заполнение графика;

стратегическое энергосбережение;

стратегический рост нагрузки;

гибкая надежность (ри сунок 1). Каждое из перечисленных направлений наиболее эффективно лишь в опреде ленных условиях функционирования ЭЭС и рынка.

Гибкая Стратегическое Ограничение Стратегический Заполнение Перенос энергосбережение надежность пиковых нагрузок рост нагрузки графика нагрузки Рисунок 1 – Управление спросом Снижение максимальных нагрузок является главным управляющим воздействи ем, особенно в энергодефицитных регионах. Данное направление позволяет снизить со вмещенный суммарный максимум нагрузки и тем самым снизить затраты на производство электроэнергии и маржинальные цены. Разгрузка генерирующих блоков связана с перехо дом режима генерации из области максимальных относительных приростов стоимости (ХОПС) в область, близкую к максимальному КПД, что повышает эффективность исполь зования энергоресурсов. Несмотря на то, что реальная характеристика затрат на производ ство электроэнергии часто аппроксимируется параболой (линейная характеристика ХОПС), реальная ХОПС является кусочно-линейной с большими угловыми коэффициен тами в области максимальных нагрузок. В результате, даже небольшое снижение макси мальной нагрузки приводит к существенному энергосберегающему эффекту.

Снижение суммарного максимума нагрузки приводит к увеличению вращающегося резерва мощности, что непосредственно влияет на показатели надежности и, в частности, на вероятность дефицита мощности в ЭЭС. Часто этот фактор является определяющим при выборе стратегии управления спросом. Дополнительным положительным моментом рассматриваемого управляющего воздействия является разгрузка электрической сети, что позволяет, во-первых, снизить потери мощности и энергии и, во-вторых, снизить вероят ность перегрузки межсистемных связей или сечений.

Основным, стимулирующим к снижению максимума фактором, является достаточ но высокий тариф на заявленную максимальную мощность. Однако данное управляющее воздействие должно быть обоснованным и применяться, в основном, к потребителям с большой неравномерностью суточного графика нагрузки. Более эффективным, на наш взгляд, является введение ценовых надбавок в часы суточного максимума за счет ценовых скидок в часы суточного минимума [7]. Третьим направлением стимулирования снижения максимума является введение рынка ограничения нагрузки [8, 9], что более соответствует рыночным отношениям.

Перераспределение нагрузки на интервале времени часто является следствием предыдущего направления. Действительно, снижение нагрузки, а следовательно, и произ водства основной продукции предприятия на некотором временном интервале связано с дополнительной загрузкой предприятия и увеличением нагрузки на другом интервале времени. Известно, что идеальным для производителя графиком нагрузки является посто янное во времени электропотребление. Отсюда производитель заинтересован в выравни вании графика нагрузки.

Спотовый рынок реализует идеологию зонных тарифов через маргинальные меха низмы. При этом цена электроэнергии в часы максимальных нагрузок существенно выше цены в часы минимальных нагрузок. В результате потребитель заинтересован в снижении электропотребления в часы максимальных нагрузок за счет увеличения нагрузки в другие периоды суток. Однако управляющее воздействие здесь может быть усилено путем введе ния штрафов за неравномерность графика (такие показатели, как: дисперсия, коэффициент формы, коэффициент минимума и др.). Система штрафов также должна быть избиратель ной. Потребитель, имеющий максимум в часы минимальной суммарной нагрузки и мини мум в часы максимальной нагрузки должен не штрафоваться, а поощряться.

Стратегический рост нагрузки характерен для развивающегося потребителя. Его развитие приводит к увеличению общественного продукта и должно поощряться (по крайней мере, не пресекаться), если это не связано с существенным снижением индекса надежности ЭЭС. Увеличение электропотребления в избыточной ЭЭС увеличивает доход ГЭК, снижает перегрузку межсистемных связей и сечений, уменьшает суммарные потери мощности в электрической сети, увеличивает загрузку электростанций, в том числе и в часы минимальных нагрузок. Все это должно учитываться при разработке механизмов по ощрения потребителей к их развитию.

Направление, связанное с заполнением графика за счет увеличения электропо требления в часы минимальных нагрузок, по существу является следствием предыдущего направления со всеми его положительными особенностями. Отсутствие роста нагрузки в часы суточного максимума дополнительно позволяет расширить область данного направ ления – его можно рекомендовать практически для любой ЭЭС.

Стимулирование потребителей к управлению надежностью (гибкая надежность) является перспективным направлением управления спроса в современных условиях, когда в условиях роста нагрузки из-за изношенности и вывода из эксплуатации энергетического оборудования практически все энергосистемы России становятся дефицитными. Частично потребители уже вовлечены в процесс управления надежностью через их принудительное подключение к системе автоматической частотной разгрузки (АЧР). Принуждение не яв ляется лучшим управляющим воздействием. Должны быть разработаны механизмы по ощрения подключения потребителей к системе АЧР. Однако управление надежностью не ограничивается только АЧР. Желательно выделить и включить в систему управления на дежностью сегмент потребителей, готовых в любое время снизить или увеличить свое электропотребление. Одним из действенных механизмов здесь является рынок отключае мой мощности [6].

Стратегическое энергосбережение в современных условиях является общенацио нальной или, даже, общемировой задачей по причине актуальной необходимости ограни чения потребления определенных видов энергоресурсов, а также решения экологических проблем, таких как глобальное потепление. Повышение энергоэффективности экономики, которое невозможно без проведения мероприятий по повышению эффективности функ ционирования ЭЭС, будет способствовать улучшению экологической ситуации в стране и мире в целом, уменьшению количества парниковых газов и др. Это является предметом Киотского соглашения об охране окружающей среды, основанном на рыночных механиз мах регулирования – механизме международной торговли квотами на выбросы парнико вых газов.

Заключение. Отмеченные направления управления спросом связаны со специфи ческими особенностями ЭЭС. Сопутствующие задачи могут решаться на разных времен ных уровнях как по ЭЭС в целом, так и локально. Налаживание гибких связей между спросом и предложением даст дополнительные механизмы рыночного регулирования при условии их прозрачности и доступности.

Литература 1. Кэмпбелл Р. Макконел, Стенли Л.Брю. Экономикс. Принципы, проблемы и политика. М.: Изд.

«Республика», 1992. 400 с.

2. Kirschen D.S. Demand-side view of electricity markets //IEEE Trans. Power Systems. Vol. 18. May.

2003, pp. 520–527.

3. Кирпикова И.Л. Стратегия поведения производителя электрической энергии в условиях кон курентного рынка / И.Л.Кирпикова, Ф.Ю. Черных, В.П.Обоскалов // Вестник УГТУ-УПИ № (42). Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. С. 60–64.

4. Sheble Gerald B. Computational auction mechanisms for restructured power industry operation // The Kluwer International series in engineering and computer science, 1999. 340 c.

5. Fahrioglu, M. Designing Incentive Compatible Contracts for Effective Demand Management. / M.

Fahrioglu, F.L. Alvarado // IEEE Trans. Power Syst., vol. 15, рр. 1255 -1260, Nov. 2000.

6. Sanghvi A.P. Flexible strategies for load/demand management using dinamic pricing. // IEEE Trans.

Power Syst., vol. 4, рр. 83–93, Feb. 1989.

7. Обоскалов В.П. Дифференцированные во времени надбавки скидки к тарифам за электроэнер гию // Изв. РАН-Энергетика, 1998.№ 6. С. 54–62.

8. Ерохин П.М. Карпов И.В., Обоскалов В.П. Ценовые скидки за ограничение нагрузки в часы су точного максимума // Вестник УГТУ–УПИ. Энергосистема: управление, качество, конкуренция.

Екатеринбург: УГТУ–УПИ, 2004. С. 48–52.

9. Карпов И.В. Обоскалов В.П. Экономический эффект регулирования нагрузки на конкурентном рынке электроэнергии // Вестник УГТУ–УПИ, № 12(64). Екатеринбург: УГТУ–УПИ, 2005, С.70–75.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РОЗНИЧНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ И ЕГО ПРОБЛЕМ А.В. Паздерин1, Ю.А. Пименов2, Е.В. Шерстобитов ГОУ ВПО УГТУ–УПИ, 2МРСК Урала, Екатеринбургская электросетевая компания История Свердловской энергосистемы началась с создания Акционерного общест ва по строительству екатеринбургских электростанций, преобразованного в 1930 году в Уральское управление электростанций и сетей «Уралэнерго». Электроэнергетика Сверд ловской области 75 лет развивалась и функционировала на базе вертикально-интегриро ванного энерго-холдинга в условиях естественного монополизма. С 1 апреля 2005 года из состава ОАО «Свердловэнерго» выделились электрические станции, энергосбытовая ком пания и энергосервисные компании. С 3 октября 2005 года электросетевые объекты клас сом напряжения 220 кВ переданы в ОАО «Свердловские магистральные сети». В настоя щее время ОАО «Свердловэнерго» выполняет функции распределительной сетевой ком пании (РСК), основным видом деятельности является передача и распределение электри ческой энергии. Согласно решению Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» от 23.04.2004 №168 и решению Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 13.04.2005 № 1192пр ОАО «Свердловэнерго» относится к конфигурации МРСК–3 (ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала и Волги» – 14 августа 2007 года компания пе реименована в ОАО «МРСК Урала»).

Таким образом, будучи долгое время компанией с объединенными функциями – генерация, транспорт, диспетчирование и сбыт электроэнергии, – ОАО «Свердловэнерго»

утверждало в РЭК Свердловской области тарифы на энергоснабжение, большей частью включавшие в себя оплату собственно электро- и тепловой энергии, а также услуг по дос тавке этой энергии до конечного потребителя. Сбор средств осуществлялся также самим ОАО «Свердловэнерго». С реформой пришли и новые сложности взаимодействия разных акционерных обществ, выделившихся из региональной монополии. Возникли новые зако нодательные решения и требования по учету электроэнергии, информационному обмену, регламенты взаимодействия, договоры купли/продажи электроэнергии и договоры на ока зание услуг транспорта электроэнергии. Одновременно появились новые участники те перь уже конкурентного рынка электроэнергии – независимые сбытовые компании, тер риториальные сетевые организации. Сбытовые компании начинают отбирать и перемани вать друг у друга клиентов – Потребителей электроэнергии. Доходность и убыточность сбыта характеризуются величиной проданной конечным потребителям электроэнергии.

Сетевая компания (Свердловэнерго) осваивает свои характеристики доходности – объем переданной электрической энергии – и убытка – потерь электроэнергии при передаче. От ветственность за потери электроэнергии ложится целиком и полностью на сетевую ком панию. Объем нормативных потерь электроэнергии, учтенных в тарифе на передачу, ре гулирующие органы каждый год снижают, принуждая сети привлекать инвестиции на борьбу с потерями.

Одновременно происходит усложнение договорных условий. На территории Свердловской области в 2006–начале 2007 гг. функционирует почти два десятка сбытовых компаний, в том числе семь Гарантирующих поставщиков, более двух сотен сетевых ор ганизаций и огромное количество потребителей разного уровня, работа по переоформле нию договоров с которыми продолжается до сих пор. В начале 2008 г. состав энергопред приятий на территории Свердловской области претерпевает очередные изменения в связи с утверждением правил функционирования оптового и розничного рынка электроэнергии.

Основными субъектами электроэнергетического комплекса Свердловской области теперь являются:

1. ОАО «Свердловэнерго» – региональная сетевая компания (РСК).

2. Территориальные сетевые организации (ТСО) – предприятия, основным видом деятельности которых является оказание услуг по передаче электрической энергии.

На территории Свердловской области на данный момент имеют собственный та риф на передачу электроэнергии 104 ТСО. Кроме того, существуют владельцы электрических сетей, по разным причинам не утвердившие в РЭК тариф на пере дачу, для которых транспорт электроэнергии является побочным видом деятель ности.

3. Гарантирующие поставщики (ГП) - на территории Свердловской области их 5, один из них – ОАО «Свердловэнергосбыт» – до 2008 г. являлся единственным уча стником Оптового рынка. Остальные осуществляли покупку электроэнергии у ОАО «Свердловэнергосбыт». Кроме того действуют четыре сбытовых компании, не имеющие статуса ГП.

4. Оптовые потребители-перепродавцы (ОПП) – предприятия, приобретающие у Гарантирующих поставщиков электрическую энергию по специальному оптовому тарифу для последующей продажи по установленным тарифам – независимые сбы товые компании.

5. Промышленные и непромышленные предприятия, имеющие на своем балансе электрические сети и передающие электрическую энергию для собственных нужд и своим субабонентам.

В обеспечение обязательств перед потребителями электроэнергии Свердловской области, в соответствии с требованиями законодательства, а также принятых Постановле нием Правительства РФ № 530 «Правил функционирования розничных рынков электри ческой энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (далее ПФРРЭ), действовала схема взаимоотношений между основными субъектами, отраженная на рисунке 1. Каждая ТСО, защищая свой индивидуальный тариф на передачу электро энергии, самостоятельно выстраивала свои отношения со Сбытовыми организациями и ГП в рамках договоров на передачу и покупку потерь электроэнергии у ГП. Схема взаи моотношений, соответствующая основной нормативной базе, достаточно простая и про зрачная для потребителей. Основная часть потребителей заключала договоры на энерго снабжение со сбытовыми компаниями и ГП. Они, в свою очередь, перед потребителями брали на себя обязательства урегулировать все вопросы, связанные с покупкой необходи мого количества электроэнергии и оплаты услуг за ее передачу. Однако эта схема взаимо отношений породила множество ситуаций, при которых конечный тариф энергоснабже ния для сопоставимых по своим характеристикам потребителей в одном регионе был раз ным: тариф рос вместе с ростом количества ТСО в цепочке от РСК до конечного потреби теля.


Постановлением Правительства РФ № 590 от 31.08.2006 г. были внесены измене ния в систему ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии. Эти из менения привели к появлению так называемого «котлового метода» ценообразования на передачу электроэнергии. На территории Свердловской области «котловая» схема тари фообразования, обеспечивающая равенство тарифов на услуги по передаче электроэнер гии для всех потребителей, расположенных на территории Свердловской области и при надлежащих к одной тарифной группе, была принята с 2007 года. Конечный тариф энер госнабжения для потребителей может отличаться в пределах сбытовых надбавок, что при условии равенства сетевых тарифов должно привести к развитию конкурентных отноше ний между Сбытовыми компаниями.

ОРЭМ ФСК РАО СВЕРДЛОВЭНЕРГОСБЫТ СВЕРДЛОВЭНЕРГО - поток электрической энергии - оплата эл.энергии -оплата услуг ТСО ТСО 1 по передаче ОПП ОП (ЭСК) ТСО ПОТРЕБИТЕЛИ Рисунок 1 – Схема розничного рынка электроэнергии до введения «котлового» метода В связи с реализацией данной тарифной схемы, а также с началом покупки элек троэнергии на ОРЭ ещё несколькими ГП, изменились взаимоотношения между субъекта ми энергорынка Свердловской области (см. рисунок 2).

ФСК ОРЭМ СВЕРДЛОВЭНЕРГОСБЫТ РАО СВЕРДЛОВЭНЕРГО - поток электрической энергии - оплата эл.энергии - оплата потерь ТСО ТСО 1 -оплата услуг ГП ОП по передаче (ЭСК) ТСО ПОТРЕБИТЕЛИ Рисунок 2 – Схема розничного рынка электроэнергии после введения «котлового» метода Для пояснения представим схемы финансовых расчетов между субъектами рознич ного рынка в соответствии со схемой рисунка 2:

1. Потребители энергии рассчитываются с ГП и ЭСК по выбранному варианту тарифного меню, включающего в себя:

– одноставочные тарифы, дифференцированные по числу часов использования максимума;

– двухставочные тарифы;

– зонные тарифы, дифференцированные по часам суток;

– тарифы купли-продажи (без услуг по передаче).

Тарифы для населения, сельхозтоваропроизводителей и бюджетных потребителей на всей территории Свердловской области одинаковы.

2. ГП, ЭСК и потребители рассчитываются с ОАО «Свердловэнерго» по единым (котловым) тарифам на передачу электроэнергии, дифференцированным по уровням на пряжения и категориям потребителей.

3.ОАО «Свердловэнерго» рассчитывается с сетевыми организациями по индиви дуальным экономически обоснованным тарифам:

– ставкам на содержание сетей, дифференцированным по уровням напряжения, руб/кВт мес;

– ставкам на компенсацию потерь, дифференцированным по уровням напряже ния, руб/кВт·ч.

4. ГП рассчитываются с другими ГП (не вышедшими на ОРЭМ) по тарифам купли продажи электроэнергии для ГП:

– одноставочные тарифы, дифференцированные по числу часов использования максимума;

– двухставочные тарифы.

5. ГП рассчитываются с ЭСК по тарифам купли/продажи для прочих потребителей:

– одноставочные тарифы, дифференцированные по числу часов использования максимума;

– двухставочные тарифы.

6. Сетевые организации рассчитываются с ГП по тарифу для компенсации потерь (нормативного расхода электроэнергии на передачу), одинаковому для всех ГП.

7. Сбытовая надбавка ГП и ЭСК устанавливается без учета обслуживания точек поставки потребителей (руб/кВт·ч).

Для населения, бюджетников и сельхозтоваропроизводителей ставка сбытовой над бавки минимальна и у всех ГП и ЭСК одинакова. Сбытовая надбавка прочих потребите лей не дифференцирована по уровням напряжения. Содержит перекрестное субсидирова ние населения, бюджетников, сельхозтоваропроизводителей и потерь.

Таким образом, обладателем «котла» в Свердловской области становится РСК «Свердловэнерго» – единственная в регионе организация, которая имеет право заключать договор на передачу электроэнергии с ГП, ЭСК и потребителями, и производить расчеты по индивидуальным тарифам со всеми нижестоящими ТСО.

Что изменилось с введением «котлового» метода?

1. Покупку потерь электроэнергии все ТСО продолжают осуществлять у ГП, по этому ГП необходимо формировать баланс по каждой ТСО в своей зоне с целью миними зации небаланса: ГП стремится продать всю электроэнергию, которую купил на ОРЭ или у прочих поставщиков на розничном рынке электроэнергии.

2. РСК «Свердловэнерго», являясь обладателем котла, обязан и заинтересован сводить баланс по каждой ТСО в разрезе всех ЭСК и ГП в зоне своего действия. В резуль тате, у ТСО возникает необходимость ежемесячно согласовывать полезный отпуск элек троэнергии не только со смежными СО, но и с каждым ГП (ЭСО), потребители которых подключены к их сетям, причем процедура согласования усложнилась.

3. При этом, естественно, возникает масса накладок в ситуациях, когда каждая ТСО, ЭСК, ГП и РСК ведут свои базы данных по потребителям. Информация об одном и том же потребителе фигурирует как минимум в двух базах данных. Кроме того, информа ция о расходе электроэнергии предоставляется от разных источников: самосписание по требителем и предоставление данных в ЭСК;

списание показаний оператором коммерче ского учета «энергобаланс»;

посредством АИИС КУЭ. В первых двух способах однознач но фигурирует «человеческий фактор», являющийся основной причиной рассогласован ности.

Создание АИИС КУЭ и организация её эксплуатации на должном уровне, как пра вило, снимает остроту вопроса при согласовании расхода электроэнергии, являясь самым веским аргументом как для потребителя, ТСО, так и для ЭСК. При этом максимально об легчается процедура согласования полезного отпуска, полученного по данным АИИС КУЭ. Кроме того, профили нагрузки и электроэнергии в почасовом/получасовом разрезе могут быть полезными для самих потребителей в решении задач энергосбережения и оп тимизации тарифа на электроэнергию.

На сегодняшний день базы данных с показаниями приборов учета электроэнергии любого субъекта розничного рынка – это один из основных активов компании. Никто ин формацией делиться не желает. Это означает, что информацию невозможно собрать в од ном месте и провести ее анализ. Точность и достоверность данных учета, балансов и по терь контролировать практически невозможно. Механизмы, обеспечивающие информаци онную «прозрачность», на сегодняшнем рынке отсутствует. Необходим центр сбора ком мерческой информации и программное обеспечение с широкими возможностями ее обра ботки. К числу актуальных задач можно отнести: формирование структурированных ба лансов электрической энергии, верификацию коммерческой измерительной информации, оптимизацию всех видов тарифов и цен, связанных с электроэнергией и ее транспортом, расчет нормативов на потери электрической энергии, повышение энергоэффективности, выравнивание графиков нагрузки и др.

До применения «котлового» метода тарифообразования региональные балансы сводили по регионам только ГП – участники ОРЭ, задача которых была продать всю куп ленную электроэнергию по зарегистрированным на оптовом рынке точкам поставки ОПП, потребителям, ЭСК и ТСО в качестве потерь электроэнергии. После применения «котло вого» метода задача сведения региональных балансов лежит на РСК. В тоже время необ ходимость сведения балансов для ГП также осталась, поскольку все потери ТСО покупа ют у ГП.

В ситуации, когда владельцы сетей не имеют тарифа на передачу и, соответствен но, не осуществляют покупку потерь в своих сетях, очевидным становится неизбежное существование небаланса электроэнергии у ГП, продающих потери. В Правилах функ ционирования розничного рынка электроэнергии (п. 121) прописан механизм распределе ния небаланса, предусматривающий возможность Сбытовой компании распределить не баланс, связанный с потерями электроэнергии, только между теми сетевыми компаниями, которые не предоставили в сбытовую компанию сведения о величине потерь электроэнер гии в своих сетях. Первое, что можно предположить – эту участь разделят между собой РСК с теми ТСО, с которыми у РСК не согласован баланс. А что делать, если все предста вили отчетные документы? В этом случае в п. 121 предлагается распределить потери про порционально между всеми ТСО. При этом у ТСО на руках есть отчетные документы, и проблема выльется либо в судебные тяжбы, либо в «договоренность» двух сторон.

При существующем законодательстве и постоянно растущем уровне либерализа ции энергетического бизнеса абсолютно все участники рынка начинают понимать необхо димость повышения прозрачности рыночных отношений. Механизмы работы рынка под талкивают к этому введением требований к системам учета электроэнергии, формирова нием цены электроэнергии, зависящей на всех уровнях розничного рынка от складываю щейся цены оптового рынка электроэнергии, платой за отклонения. В таких условиях ка чество учета и планирования становится едва ли не основным показателем безубыточно сти бизнеса всех предприятий энергетики. Понимая это, как сбытовые, так и сетевые ком пании одна за другой все больше инвестиций вкладывают в развитие информационных технологий и информационного взаимодействия.

Основные средства информационного взаимодействия – АИИС КУЭ межсистем ных перетоков (учет по внешним границам Свердловэнерго, учет на границах с генераци ей, ФСК, смежными РСК, потребителями ОРЭ), данные с которого поступают в режиме реального времени всем заинтересованным участникам рынка. АИИС КУЭ собственных потребителей как оптового, так и розничного рынков электроэнергии, подключенные на общий сервер АИИС Свердловэнерго – проект, который будет реализован в ближайшем будущем.

Постановления Правительства РФ № 529 и №530 от 31.08.2006 – Правила оптового и розничного рынков электроэнергии в переходный период – хотя и позволили довольно четко разделить обязанности энергопредприятий по видам деятельности, но так и не дают полноты картины по взаимодействию энергопредприятий между собой в условиях рынка.

Выводы:

1. Розничный рынок электроэнергии по своей структуре и организации является достаточно сложным. В процессе формирования конкурентной среды на розничном рынке электрической энергии Свердловской области выявлены основные участники, однако этот процесс еще не завершен.

2. Для обеспечения гармоничных взаимоотношений между всеми субъектами роз ничного рынка необходимо создать механизмы для большей открытости в отношении данных учета электрической энергии и формирования единой базы данных по показаниям всех измерительных комплексов.

3. Необходима разработка механизмов верификации измерительной информации, поступающей от разнородных систем учета электроэнергии (АИИС КУЭ и традиционных) и собираемой с участием большого числа организаций, для достоверизации коммерческой информации о балансах и потерях электроэнергии.

4. Необходимо совершенствование методов распределения ответственности за технические и коммерческие потери электроэнергии между сетевыми и сбытовыми ком паниями, действующими на территории области.

ВЫБОР СОСТАВА ВКЛЮЧЕННОГО ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ В.И. Порошин, Ф.Ю. Черных Филиал ОАО «СО ЕЭС» – ОДУ Урала На оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) 3 ноября 2007 года запу щен механизм, позволяющий на конкурентной основе выбирать состав генерирующего оборудования (ВСВГО). Это означает принципиальное изменение подхода к отбору мощ ностей электростанций, которые планируется использовать при производстве электро энергии на предстоящей неделе.

До сих пор решения о составе работающих энергоблоков принимались исключи тельно диспетчерскими подразделениями ОАО «Системный оператор Единой энергетиче ской системы» (ОАО «СО ЕЭС»), которые ориентировались на тарифы производителей и объёмы поставок, определённые балансами электроэнергии, с учётом информации о про гнозе потребления, состоянии генерирующего и сетевого оборудования и т.д.

Таким образом, основными критериями выбора состава генерирующего оборудо вания являются [1]:

обеспечение балансов мощности и энергии в ЕЭС и отдельных регионах;

обеспечение необходимых резервов мощности на загрузку и разгрузку;

обеспечение необходимых третичных резервов мощности;

выполнение технологических и режимных ограничений по составу оборудования станций;

обеспечение экономичности режимов;

ограничение числа пусков-остановов блоков;

учет графиков ремонтов оборудования.

Эти критерии и легли в действующий механизм ВСВГО.

Процесс ВСВГО охватывает трёх участников:

участники ОРЭМ - подача в ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (ОАО «АТС») уведомлений по отдельным блокам электро станций с указанием ценовых параметров: стоимости пуска и останова каждого энергоблока, а так же стоимости поставляемой электроэнергии;

ОАО «АТС» - прием заявок, финансовые расчеты;

ОАО «СО ЕЭС» - проведение расчетов режимов работы генерирующих мощностей и определение оптимального состава оборудования на основе отбора заявок на конкурентной основе.

Механизм взаимодействия участников процесса ВСВГО представлен на рисунке 1.

Субъекты ОРЭМ передают в ОАО «АТС» ценовые показатели, которые учитыва ются в процессе ВСВГО, пример представлен в таблице.

Максимальная цена Максимальная Максимальная Станция Блок в паре цена-количество, стоимость пуска, стоимость останова, руб/МВт руб/МВт руб/МВт ГРЭС 1 Бл 1 1200 3000 ОАО «СО ЕЭС» выполняет еженедельный расчет режимов работы генерирующих мощностей на 7 дней (с субботы до следующей пятницы), а также уточняющий расчёт на 3 дня (со среды до пятницы).

Рисунок 1 – Взаимодействие участников процесса ВСВГО При расчёте используются следующие исходные данные:

ценовые заявки участников рынка;

макеты участников рынка с составом и параметрами оборудования;

прогноз потребления, выполняемый на уровне РДУ и ОДУ;

режимные условия (топология и ограничения в электрической сети, обеспечение топливом, режим работы ГЭС и т.д.);

перечень режимных генераторов (РГ);

перечень блоков в вынужденных режимах (ВРБ).

Режимными генераторами называются единицы генерации, у которых включенное в сеть состояние или режимы работы являются вынужденно необходимыми условиями нормального функционирования электроэнергетической системы в ситуациях, не модели руемых при проведении оптимизационных расчётов [2].

Перечень режимных генераторов составляется в соответствии с утверждённой ме тодикой [2]. Назначение режимных генераторов производится, как правило, для обеспече ния:

нормативного времени перехода к допустимому режиму в послеаварийных схемах;

требуемого уровня маневренности генерирующего оборудования;

допустимых уровней напряжения;

нормативных запасов по статической и динамической устойчивости и условиям то ковой загрузки;

предотвращения погашения энергоузла при его возможном выделении на изолиро ванную работу (при недостаточности нагрузки, подключенной под АЧР);

селективности работы релейной защиты на шинах электростанций в магистральных электрических сетях;

необходимых объемов управляющих воздействий систем противоаварийной авто матики (ЛАПНУ, ЦСПА).

Генераторами, работающими в вынужденных режимах, называются единицы гене рации или РГЕ, чей режим ограничивается в целях нормального функционирования либо рынков тепла, либо оборудования конкретных участников рынка.

Перечень блоков в вынужденных режимах составляется на основе согласованных ремонтов и испытаний, проводимых по утвержденным программам.

Результатом расчёта является оптимальный состав генерирующего оборудования, который обеспечивает минимальную стоимость поставок электроэнергии. Это, в свою очередь, безусловно, способствует снижению цены на электроэнергию, реализуемую по ставщиками на ОРЭМ.

На рисунке 2 представлен пример исходных и результирующих данных ВСВГО на 7 дней по ОЭС в целом.

Рисунок 2 – Исходные данные и результаты расчёта ВСВГО Таким образом, можно отметить, что введение механизма ВСВГО обеспечило пе реход к рыночным принципам выбора состава генерирующего оборудования, включаемо го на следующие сутки. Также это явилось ещё одним шагом на пути к либерализации рынка в электроэнергетике, обеспечив ему открытость и сделав принципы его работы бо лее понятными, как для потребителей, так и для производителей электроэнергии.

Литература 1. Регламент актуализации расчётной модели. М: НП «АТС», 2008. 30 с.

2. Методика назначения режимных генераторов. М: ОАО «СО ЕЭС», 2007. 8 с.

СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ Ю.А. Секретарев, Т.В. Чекалина НГТУ В условиях, когда энергетика была отраслью, управлявшейся государством, ее функционирование заключалось в выполнении следующих требований: при заданном объеме и графике поставки потребителям электрической и тепловой энергии с соблюде нием условий надежности энергетической системы и системных ограничений определить оптимальный режим, удовлетворяющий заданному экономическому критерию, под кото рым понималась минимизация эксплуатационных затрат.

В настоящее время разработана и реализуется стратегия реформирования электро энергетической отрасли, которая подразумевает поэтапный переход к конкурентному рынку, где каждый хозяйствующий субъект самостоятельно будет определять объемы производства электрической и тепловой энергии и режимы функционирования.

Среди характерных недостатков существующего принципа управления функцио нированием можно выделить следующие: несоответствие цели управления современным условиям, когда каждый хозяйствующий субъект заинтересован в увеличении собствен ной прибыли, и неэффективность прежнего критерия управления, ориентированного на задание объемов выработки электрической и тепловой энергии более высокими уровнями управления [1].

Наличие этих недостатков обуславливает необходимость выработки иных принци пов и методов управления функционированием энергетического объекта.

В настоящей работе предложено использовать экономический критерий максими зации прибыли для оптимального управления нагрузкой тепловых станций в современных условиях, а также разработана стратегия развития энергетического объекта с учетом ана лиза различных секторов энергетического рынка [2].

Согласно этому критерию производитель будет максимизировать прибыль, произ водя продукцию в той точке, где предельный доход равен предельным издержкам. Этот руководящий принцип максимизации прибыли называется правилом равенства предель ных издержек предельным доходам. Графическая иллюстрация данного условия пред ставлена на рисунке 1.

цена Р, ед.прод.

а Р MC b Ропт e c Р2 d D MR 0 Э, ед.прод.

Э1 Э опт Э Рисунок 1 – Определение оптимального объема выпуска продукции:

D – спрос на производимую энергию за определенный временной период;

Э опт – оптимальная величина выработки за период;

Ропт – цена продажи, соответствующая оптимальному объему производства Предельный доход (MR) от продажи определяется дифференциальной кривой спроса на энергетическую продукцию, а предельные издержки (MC) – дифференциальной составляющей затрат на производство энергии, которую для тепловых электростанций можно представить как характеристику относительных приростов топливных издержек.

Все эти величины имеют одинаковую размерность (цена/ед. прод.), следовательно, могут быть сопоставимы при расчетах.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 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.