Анализ и совершенствование методов и средств формирования диспетчерских графиков энергосистем по активной мощности с учётом состояния основного оборудования электростанций

Электроэнергетическая система (далее — ЭС) представляет собой организационное и технико-экономическое объединение электрических станций, подстанций, электрических и тепловых сетей и потребительских установок (вне зависимости от ведомственной принадлежности любого из этих объектов), работающих в электрической части, в основном параллельно (синхронно) и управляемых централизованно. Это централизованное управление осуществляется на основе единого энергобаланса ЭС путём согласования режимов отдельных объектов с точки зрения рационального распределения нагрузок между станциями, регулирования качества энергии и использования общего резерва и при наличии специальных технических средств регулирования и защиты. Централизованное управление работой энергосистемы имеет целью достижение наилучших технико-экономических показателей по системе в целом. При сооружении линий электропередачи между отдельными энергосистемами возникает объединение энергосистем. В результате сооружения соединительных линий между объединениями энергосистем возникают секции единой энергосистемы (ЕЭС) страны.

Основная характерная особенность электроэнергетики — тесная связь между потреблением и производством. Малейшие перебои в работе производящих и передающих элементов энергосистемы сразу же и притом иногда весьма болезненно отражаются на потребителях, вызывая подчас серьёзные убытки. Одной из важнейших задач эксплуатации энергосистемы является оптимальное согласование режимов всех её элементов. Это согласование достигается решением целого комплекса задач очень широкого спектра в области планирования, мониторинга, контроля, администрирования и многих других. Практически все эти задачи на текущий момент требуют использования вычислительной техники, специализированной информационной среды и методов обработки информации. Для обеспечения оптимального функционирования энергосистемы с выполнением требований по достижению надежного и качественного энергоснабжения при оптимальных затратах Постановлением Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 N 526 «О реформировании электроэнергетики РФ» [1] было начато реформирование электроэнергетики. Функции по диспетчерскому управлению были закреплены за Системным оператором Единой энергетической системы (СО ЕЭС).

Основные функции по диспетчерскому управлению, выполняемые СО.

ЕЭС:

• прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и • разработка балансов мощности и электроэнергии;

• определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС и обеспечение требуемого их уровня;

• оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;

• обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;

• централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));

• распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;

• разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;

• согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;

• решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии.

При выполнении этих функций Системный оператор взаимодействует со многими предприятиями и административными объектами. С введением рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и прежде всего балансирующего рынка (БР) возрос объем обрабатываемых данных и производимых СО ЕЭС и его филиалами расчётов для планирования и ведения режима. Это, как подчёркивается в [2], предъявляет дополнительные требования к информационной среде предприятий энергетики. Таким образом, возникла потребность в её модернизации, что в свою очередь привело к необходимости поиска новых технологий в области информационной базы и средств обработки, хранения и передачи информации. В частности, с введением ОРЭМ изменениям подверглись процессы планирования диспетчерских графиков, баланса активной мощности и электроэнергии. Образовавшаяся в результате реформирования децентрализованная структура электроэнергетики также предъявляет дополнительные требования к информационной среде предприятий энергетики. Таким образом, возникла необходимость поиска новых технологий в области анализа диспетчерских графиков, состояния оборудования и средств формирования информационной среды, обработки, хранения и передачи информации.

Настоящая диссертация посвящена анализу и возможным путям развития и совершенствования методов и средств формирования диспетчерских графиков нагрузки электростанций и энергосистем по активной мощности и оценки используемого для её выработки основного оборудования электростанций. В диссертации не рассматриваются проблемы, связанные с выработкой и потреблением реактивной мощности и вопросы связанные с системами передачи электроэнергии и их оборудованием.

Под диспетчерским графиком (ДГ) понимают заданные объекту диспетчерского управления на планируемый период времени значения мощности генерации, потребления или резервов мощности, а так же фактические графики, полученные с помощью измерительных датчиков. Диспетчерские графики, как графики режимов работы ЭС должны рассматриваться, как элементы общего графика работы Единой энергетической системы России. Федеральным законом «Об электроэнергетике» определены основные принципы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, к которым относится обеспечение баланса производства и потребления электрической энергии [3]. Краткосрочные прогнозы потребления (от суток до недели) являются основой для формирования диспетчерских графиков. Одновременно определяются необходимые объемы и размещение резервов мощности в ЕЭС. Объемы потребления ЭС и субъектов рынка на всех временных этапах планирования и эксплуатации обязательно согласовываются с подразделениями и филиалами Системного оператора — региональными (РДУ), объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ) и службами центрального офиса СО ЕЭС. Согласованные графики потребления и генерации (диспетчерские графики) являются важнейшими для ЭС показателями, определяющими основные аспекты их работы — графики генерации электроэнергии станциями с учетом резервов, состав готового к работе генерирующего оборудования, объемы покупки и продажи электроэнергии и мощности на рынке. Помимо заявленных графиков потребления участников рынка, учтенных при расчете предварительного прогнозного диспетчерского графика (ПДГ), Системный оператор осуществляет собственный суточный прогноз потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов времени по территориям диспетчерского управления, которыми являются [4−6]:

• Единая энергетическая система России (ЕЭС России);

• Европейская часть ЕЭС России, включая ОЭС Урала (ЕЭС России без Сибири);

• Объединенные энергетические системы (ОЭС);

• Региональные электроэнергетические системы.

Развитие рынка электроэнергии, появление сектора свободной торговли (01.11.2003г.), а затем балансирующего рынка (20.10.2005г.), введение с 01.09.2006 г. новых правил оптового рынка переходного периода (ОРЭПП, НОРЭМ) [7−9] внесли изменения в традиционную технологию планирования диспетчерских графиков работы ЕЭС России. За последние несколько лет с учётом специфики рынка электроэнергии и мощности было разработано несколько новых методик планирования, для реализации которых внедрен ряд программных комплексов, вместе с тем, можно отметить недостаточное внимание уделяемое вопросу автоматизации в области управления генерацией в части команд отдаваемых диспетчером РДУ субъектам рынка. Вопросу общего подхода к учёту состояния оборудования так же уделяется недостаточно внимания, в то время как эта информация необходима как для вопросов планирования так и оперативного управления. На предприятиях энергетики для решения различных технологических задач эффективно используется большое количество программных комплексов. Однако каждый из комплексов является специализированным для той задачи которую решает, и как следствие использует информационную модель разработанную для этой задачи. Обобщённой модели, позволявшей единообразно описать предметную область каждой из технологических задач решаемых с помощью программных комплексов, в текущей практике не существует. Прежде всего, актуально формирование единой информационной модели базы состава и паспортных данных оборудования, так как данные об оборудовании требуются для большинства решаемых при планировании задач. Актуальна так же увязка существующих баз данных оборудования. Следует заметить, что на текущий момент в каждом филиале Системного оператора поддерживается параллельно, как минимум, 3 базы данных основного оборудования.

Основная цель работы заключалась в повышении эффективности диспетчерского управления за счёт принятия более оптимальных решений по управлению генерацией активной мощности и снижения количества ошибочных действий диспетчерского персонала. Задачи работы заключались в обобщении и критическом анализе современных методов и средств анализа диспетчерских графиков, информационных структур, описывающих оборудование и режимные параметры энергосистем, и последующей разработке современной объектной информационной модели, методов и средств, позволяющих решать на обобщённой платформе задачи обработки диспетчерских графиков, формирования компонент баланса активной мощности в условиях децентрализованной структуры электроэнергетики и функционирования конкурентных рынков мощности, электроэнергии и, в частности, балансирующего рынка.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. На основе проведённого критического анализа определены основные аспекты практического применения современных методов и средств информационного обеспечения и формирования диспетчерских графиков и балансов активной мощности энергосистем. Вместе с тем показаны задачи, требующие дальнейшего развития.

2. Разработаны методы и алгоритмы обработки и хранения диспетчерских графиков и информации о состоянии оборудования электростанций на основе объектного моделирования данных.

3. Разработан аналитический метод расчёта диспетчерских графиков активной мощности с учётом команд диспетчеров, разработанный на основе модели структуры оборудования и режимных параметров электростанций.

4. Разработан метод расчёта компонент балансов активной мощности с учётом изменений состава и состояния оборудования.

5. На основе разработанных методов и алгоритмов реализованы программные компоненты для решения следующих практических задач:

• Обработка и хранение диспетчерской информации, включая диспетчерские команды по управлению генерацией, данные состава и состояния оборудования электростанций и энергообъектов, графики ремонтов;

• Расчёт диспетчерских графиков, графиков снижения мощности, компонент баланса мощности электрических станций и энергосистем.

• Расчёт и прогноз отклонений диспетчерских графиков электрических станций и энергосистем в режиме реального времени.

Разработанные программные компоненты интегрированы в комплекс «Энергостат» и внедрены в эксплуатацию в ряде филиалов СО ЕЭС.

Диссертационная работа выполнена в филиале ОАО «НТЦ электроэнергетики» — «ВНИИЭ». Объектами исследования и внедрения являлись филиалы СО ЕЭС. Автор благодарен сотрудникам филиалов СО.

ЕЭС за оказанную помощь при исследовании вопросов современного диспетчерского управления, ввода рынка электроэнергии и мощности и внедрении работы в промышленную эксплуатацию. Следует также отметить, что цели и задачи работы во многом были сформулированы благодаря участию автора в разработке и внедрении в ряде энергосистем России в 20 032 007 гг. комплекса прогнозирования и планирования электропотребления и балансов «Энергостат» .

Апробация работы.

Основные положения работы докладывались:

• На 1Д1ДПДУ, У специализированных научно-технических семинарах «Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии» (2003;2007 гг).

• На научно-практической конференции «Единая система классификации и кодирования в электроэнергетике. Проблемы и пути решения.» (2006 г).

• На четвёртом научно-техническом семинаре-выставке «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях». (2006г).

• На всероссийской конференции «Разработки молодых специалистов в области электроэнергетики — 2008».

• На седьмом научно-техническом семинаре «Системы АИИС КУЭ (АСКУЭ) и автоматизация расчетов с потребителями электроэнергии в энергосистемах» (2008 г).

• На семинарах во Всероссийском Институте Повышения Квалификации энергетиков (ВИПК энерго).

• На семинарах в филиалах СО ЕЭС, (ОДУ Урала, Юга, Сибири, Северо.

Запада, Востока).

Основные результаты диссертационной работы изложены в 16 публикациях, в их числе три статьи в центральных отраслевых журналах «Электрические станции», «Энергетик» и 13 в сборниках докладов различных семинаров и конференций. В статьях, написанных в соавторстве, основные положения, касающиеся темы диссертации, сформулированы автором.

Практическая ценность и реализация результатов работы:

На основе разработанных методов созданы программные компоненты «Состояние оборудования», «ЭЖК диспетчера РДУ», «ЭЖК начальника смены станции» [10−14]. Программные компоненты используются в ежедневной практике диспетчерского управления Московского РДУ с 2004 года.

Компоненты внедрены в эксплуатацию также в следующие филиалы СО ЕЭС: Нижегородское РДУ, Смоленское РДУ, Архангельское РДУ, Кольское РДУ, Пензенское РДУ, Ульяновское РДУ, Кубанское РДУ, Оренбургское РДУ, Пермское РДУ, Тюменское РДУ, Удмуртское РДУ, Бурятское РДУ, Красноярское РДУ, Омское РДУ, Томское РДУ, Читинское РДУ, Амурское РДУ, Приморское РДУ, Хабаровское РДУ.

4.4. Выводы.

1. Разработаны программные методы и средства реализации предложенной информационной модели.

2. Реализованы интерфейсы и программные алгоритмы доступа к объектной модели.

3. На основе разработанных методов и алгоритмов реализованы программные компоненты для решения следующих практических задач:

• Обработка и хранение диспетчерской информации, включая диспетчерские команды по управлению генерацией, данные состава и состояния оборудования электростанций и энергообъектов, графики ремонтов;

• Расчёт диспетчерских графиков, графиков снижения мощности и компонент баланса мощности электрических станций и энергосистем.

• Расчёт и прогноз отклонений диспетчерских графиков электрических станций и энергосистем в режиме реального времени.

4. На базе полученной с помощью разработанных программных компонент информации о составе и состоянии оборудования, диспетчерских командах и диспетчерских графиках, проведены опытные расчёты.

5. Программные компоненты внедрены в ряд филиалов СО ЕЭС. Внедрение «ЭЖК» позволило сократить время фиксации команд, сократить количество ошибок при фиксации команд на 20%. Обеспечило доступ служб ДУ (сопровождения рынка, оперативного планирования) к оперативным данным по рассчитанным диспетчерским графикам (УДГ, отклонения ДГ).

Заключение

.

В работе получены следующие научные и практические результаты:

1. Произведены обобщение и критический анализ существующего состояния методов и средств в области обработки диспетчерской информации в филиалах СО ЕЭС и энергокомпаний. Произведён анализ зарубежного опыта разработки информационных сред предметной области диспетчерского управления активной мощностью. Обоснована необходимость единой классификации и кодификации объектов энергетики.

2. С учётом анализа современных технологий построения информационной среды диспетчерского управления предложены новые методы формирования модели описания структуры оборудования и режимных параметров. На основе предложенных методов разработана модель описания структуры основного оборудования электростанций и его характеристик. Использование объектного подхода в сочетании с классификацией оборудования позволяет облегчить гармонизацию разработанной модели с международными стандартами, использующими аналогичные подходы к построению модели.

3. Разработаны методы, алгоритмы обработки и хранения диспетчерских графиков и информации о состоянии оборудования на основе объектного моделирования данных.

4. На основе модели описания структуры оборудования и режимных параметров электростанций разработан аналитический метод расчёта диспетчерских графиков по активной мощности с учётом команд диспетчеров с использованием кусочно-детерминированных функций. Разработан метод представления диспетчерских команд в объектной модели с использованием кортежей темпоральных свойств.

5. Разработан метод и алгоритм учёта состояния оборудования в расчёте диспетчерского графика. Метод позволяет в режиме реального времени отслеживать выполнимость диспетчерских графиков генерации на основе текущего состояния генерирующего оборудования.

6. На основе модели описания основного оборудования электростанций разработан метод расчёта составляющих балансов мощности с учётом событий изменения состояния оборудования. Для автоматизации актуализации данных о состоянии оборудования разработаны программные средства интеграции с комплексом «АСУРЭО» (ПК «Заявки»).

7. На основе разработанных методов и алгоритмов реализованы программные компоненты для решения следующих практических задач:

• Обработка и хранение диспетчерской информации, включая диспетчерские команды по управлению генерацией, данные состава и состояния оборудования электростанций и энергообъектов, графики ремонтов;

• Расчёт диспетчерских графиков, графиков снижения мощности и компонент баланса мощности электрических станций и энергосистем.

• Расчёт и прогноз отклонений диспетчерских графиков электрических станций и энергосистем в режиме реального времени.

Программные компоненты используются в ежедневной практике диспетчерского управления Московского РДУ с 2004 года. Внедрение, основанного на разработанных методах, электронного журнала команд в Московское РДУ позволило сократить время фиксации команд, что облегчает действия диспетчеров в период реакции на команду диспетчера вышестоящего уровня, когда надо быстро распределить нагрузку по субъектам. Позволило сократить количество ошибок при фиксации команд на 20%. Обеспечило доступ служб ДУ (сопровождения рынка, оперативного планирования и т. д.) к оперативным данным по диспетчерским графикам (УДГ, отклонения).

Разработанные компоненты интегрированы в комплекс «Энергостат» и внедрены в эксплуатацию в ряде филиалов СО ЕЭС: Нижегородское РДУ, Смоленское РДУ, Архангельское РДУ, Кольское РДУ, Пензенское РДУ, Ульяновское РДУ, Кубанское РДУ, Оренбургское РДУ, Пермское РДУ, Тюменское РДУ, Удмуртское РДУ, Бурятское РДУ, Красноярское РДУ, Омское РДУ, Томское РДУ, Читинское РДУ, Амурское РДУ, Приморское РДУ, Хабаровское РДУ.

Основные положения диссертации, выдвигаемые автором на защиту:

1. Для более эффективного диспетчерского управления ЕЭС России и её составных элементов требуется обобщённая модель, позволяющая единообразно описать предметную область решаемых технологических задач. В настоящее время в практике эксплуатации обобщённая модель не применяется. Прежде всего, актуально формирование единой обобщённой информационной модели состава, состояния и режимных параметров основного оборудования, поскольку эти данные необходимы для большинства решаемых при диспетчерском управлении технологических задач.

2. Использование объектного подхода к классификации энергообъектов, процессов и их свойств позволяет сформировать указанную обобщённую модель и в последствии осуществлять гармонизацию с международными стандартами, поскольку в них используются аналогичные подходы.

3. На основе предложенной информационной модели с использованием кусочно-детерминированных функций разработан аналитический метод расчёта диспетчерских графиков с учётом команд диспетчеров. Для практического использования разработанного метода реализованы соответствующие программные средства.

4. Разработан метод расчёта компонент балансов мощности с учётом событий изменения состояния оборудования и соответствующие программные средства.

5. На основе разработанных методов и алгоритмов реализованы программные компоненты для решения практических задач.