Разработка методов и алгоритмов оптимизации энергетических режимов ЕЭС России в условиях энергетического рынка тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Абакшин, Павел Сергеевич

• Абакшин, Павел Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Абакшин, Павел Сергеевич

Глава 1. Постановка задач исследований.

1.1 Краткая характеристика ЕЭС России.

1.2 Управление режимами ЕЭС России.

1.3 Конкурентный рынок.

1.4 Суточные энергетические режимы ЕЭС России.

1.5 Долгосрочные энергетические режимы ЕЭС России.

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

1.7 Задачи исследования диссертации.

1.8 Выводы по главе.

Глава 2. Предлагаемая система планирования оптимальных долгосрочных энергетических режимов.

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

2.2 Прогноз характерных суточных графиков электропотребления и внешних перетоков.

2.3 Оптимизация характерных суточных режимов.

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

2.5 Планирование ремонтов и рабочей мощности.

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

2.7 Информационное обеспечение.

2.7.1 Структура информационного обеспечения.

2.7.2 Состав и структура входной и выходной информации.

2.8 Выводы по главе.

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

3.1 Задача суточной оптимизации.

3.1.1 Постановка задачи.

3.1.2 Требования к алгоритму и программному модулю.

3.2 Решение часовой оптимизационной задачи.

3.2.1 Постановка задачи как задачи линейного программирования.

3.2.2 Модифицированный симплекс-метод.

3.2.3 Учет двусторонних ограничений при решении часовой задачи.

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

3.2.5 Параметрическое программирование для учета потерь мощности в сети

3.2.6 Расчет маржинальных цен.

3.2.7 Опыт применения квадратичного программирования.

3.3 Учет интегральных ограничений.

3.3.1 Учет интегральных ограничений методом декомпозиции.

3.3.2 Учет интегральных ограничений методом разложения по ресурсам.

3.4 Выводы по главе.

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

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

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

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

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

4.5 Использование разработанных методов и программ в составе комплекса

• ПРЭС на уровне ОДУ ЕЭС России.

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

4.7 Выводы по главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов и алгоритмов оптимизации энергетических режимов ЕЭС России в условиях энергетического рынка»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Абакшин, Павел Сергеевич

4.7 Выводы по главе.

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

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

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

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

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

Заключение.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Абакшин, Павел Сергеевич, 2004 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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