«МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ...»

электроэнергетических систем используются при решении последующих более конкретных задач развития электрических сетей (см. п. 4.2).

4.1.2. Количественная оценка эффективности развития ЕЭЭС России выполнялись на перспективу ориентировочно 2030 года. Исходные базовые условия соответствуют уровню 2005 г.

4.1.2.1. Оценка эффективности развития ЕЭЭС России до 2010 г.

электроэнергетических систем их количественная оценка является сложной задачей. Многие составляющие эффекта не поддаются достоверной количественной оценке, для ряда других отсутствуют соответствующие математические модели и программное обеспечение.

В связи с этим, ниже дана оценка лишь наиболее значимых с нашей точки зрения факторов, допускающих количественное измерение. К ним относятся:

* основные показатели “мощностного” эффекта за исключением составляющих, связанных с плановыми ремонтами оборудования и учета асинхронности стока рек различных водных бассейнов, * показатели “структурного” эффекта без учета экологических составляющих, эффекта от поточного строительства и строительства ЛЭП на стыке смежных энергосистем и Экологический эффект в работе не рассматривается.

“Частотный” эффект учтен в расчетах в том смысле, что отсутствуют ограничения на единичную мощность агрегатов в энергосистемах.

При анализе эффектов с точки зрения субъектов оптового рынка электроэнергии и мощности, органов государственной власти и потребителей электроэнергии рассматривались изменения прибыли энергосистем, себестоимости электроэнергии, изменения прибыли потребителей электроэнергии и “бюджетный” эффект, т.е. изменения отчислений в федеральный и региональные бюджеты.

В качестве субъектов, для которых оценивалась эффективность вариантов развития ЕЭЭС России, приняты: энергосистемы федерального и регионального уровней (ЕЭЭС, ОЭЭС) – суммарно генерирующие и электросетевые компании, федеральные и региональные органы власти, потребители электроэнергии. В качестве субъекта рассматривалось также народное хозяйство страны в целом при оценке потенциальных эффектов.

Базой для сравнения принимались два варианта развития ЕЭЭС России:

* вариант 0, предполагающий развитие структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС без развития межсистемной электрической сети с сохранением ее пропускных способностей между ОЭЭС на уровне 1996 г. и * вариант 1 с изолированными друг от друга объединенными энергосистемами с нулевыми пропускными способностями межсистемных связей.

В качестве основного оцениваемого варианта развития ЕЭЭС России принят вариант, рекомендуемый проектными организациями - вариант 3.

Наряду с этим рассматривался вариант с оптимизацией пропускных способностей электрических связей между объединенными энергосистемами - вариант 2 (см. табл. 4.1).

Краткое наименование Развитие электрической Без развития сети Развитие генерирующих мощностей Для обеспечения возможности подстройки структуры генерирующих мощностей под различные условия развития во всех рассматриваемых вариантах предусматривалась возможность изменения вводов мощностей на конденсационных электростанциях по сравнению с предлагаемыми вводами в варианте 3. Вводы на других типах электростанций (ТЭЦ, АЭС и ГЭС) принимались одинаковыми.

Основные технико-экономические показатели вводимого генерирующего и электротехнического оборудования, данные по перспективным уровням и режимам электропотребления, ценам на топливо и др. соответствуют принятым при разработке “Схемы развития ЕЭС России до 2010 г.”.

Анализ потенциальной эффективности развития ЕЭЭС России Во всех рассматриваемых вариантах при оценке комплексной эффективности ЕЭЭС на модели СОЮЗ, при заданных по вариантам перечисленных выше условиях, оптимизировались вводы мощностей на КЭС, режимы работы генерирующего оборудования энергосистем, выбирались оптимальные межсистемные пропускные способности (в варианте 2) и перетоки мощности и электроэнергии (в вариантах 0, 2 и 3).

В процессе расчетов моделировались суточные режимы работы ЕЭЭС для трех характерных суток: декабрьских рабочих и выходных и летних рабочих дней.

Территориально ЕЭЭС России представлялась в математической модели семью узлами, соответствующими ОЭЭС С-Запада, Центра, С.Кавказа (ныне Юга), Ср. Волги, Урала, Сибири и Востока, связанными соответствующими электрическими связями.

Пропускные способности существующих электрических связей между ОЭЭС, принятые в базовом варианте, приведены в таблице 4.2. Там же показаны их рекомендуемые значения на уровне 2010 г. (вариант 3). В варианте 2 с оптимальным выбором пропускных способностей межсистемных связей допускалось их развитие в больших масштабах, в частности, предусматривалась возможность сооружения к 2010 г. связи между ОЭЭС Сибири и Востока на напряжении 500 кВ. Во всех вариантах не учитывалась связь ОЭЭС Сибири с европейскими районами страны через Казахстан. Пропускная способность связи Центр - С.Кавказ определена в предположении возможности транзита электроэнергии через энергосистему Украины.

Пропускные способности межсистемных связей, МВт Основные результаты проведенных расчетов показаны в табл. 4.3.

Анализ варианта 3 (см. табл. 4.3) с рекомендуемым развитием межсистемной электрической сети показывает, что:

* развитие межсистемных связей эффективно: приведенные затраты на развитие и функционирование ЕЭЭС в этом варианте меньше в сравнении с базовым вариантом на 140 млн. долл., потребность в установленной мощности электростанций ниже на 1,1 ГВт, вводы генерирующих мощностей меньше на 1,5 ГВт, экономия капиталовложений составляет около 1 млрд.

долл., ежегодные издержки снижаются на 10 млн. долл. в год;

* эффект от развития межсистемных ЛЭП определяется главным образом “ мощностным” эффектом при присоединении ОЭЭС Сибири к европейским системам: из-за снижения потребности в мощности ОЭЭС Сибири вследствие совмещения максимумов нагрузки и взаимопомощи энергосистем в аварийных ситуациях, вводы мощностей на электростанция Сибири снижаются на 2,7 ГВт с частичной компенсацией этого снижения вводами мощностей в ОЭЭС Урала, Центра и увеличением использования существующих мощностей в ОЭЭС С-Запада и Центра;

* снижение эксплуатационных затрат на 10 млн. долл. в год определяется в первую очередь уменьшением постоянных ежегодных издержек на электростанциях вследствие снижения суммарной установленной мощности;

топливные затраты в ЕЭЭС даже несколько увеличиваются относительно базисного варианта на 100 млн. долл. из-за замещения выработки электроэнергии на КЭС Сибири на дешевых канско-ачинских углях выработкой на газо-мазутных КЭС европейских районов страны (при эффективны чем КЭС на газе в европейских энергосистемах);

межсистемных электрических связей, включая возможный эффект от оптимизационного варианта 2.

мощность, ГВт Ср.Волга Примечание: под «определившейся» мощностью здесь понимается оставшаяся в эксплуатации к 2010 г. существующая располагаемая мощность электростанций с учетом их демонтажа, модернизации и реконструкции.

Из результатов его расчета следует, что:

* в целом этот вариант эффективнее варианта 3: экономия приведенных затрат выше чем в варианте 3 в 2,5 раза (332 млн. долл.), капиталовложения в ЛЭП меньше на 1 млрд. долл. при незначительном увеличении капиталовложений в электростанции на 210 млн. долл., ниже ежегодные издержки и затраты на топливо;

* сооружение электрической связи ОЭЭС Востока с ОЭЭС Сибири может быть эффективно, выбранное значение пропускной способности составляет порядка 500 МВт;

* большее развитие межсистемных линий электропередачи в европейских районах России (за исключением сечения С-Запад - Центр) при принятых условиях не дает эффекта;

* эффективно усиление связей С-Запад - Центр и Урал - Сибирь, однако в меньших масштабах, чем это предполагается;

* требуется обеспечение пропускной способности связи С.Кавказ Центр порядка 1700 МВт, что, при возможном ограничении транзита Центр Украина - Кавказ, может потребовать усиления прямой связи Центр С.Кавказ.

Таким образом, анализ двух вариантов (2 и 3) развития межсистемных ЛЭП показывает, что такое развитие дает существенный эффект. Следует отметить, что значение этого эффекта в этих расчетах занижено вследствие некоторой избыточности вводов генерирующих мощностей в рекомендуемых вариантах. При более умеренных вводах и их рациональном территориальном размещении эффект может увеличиться. Большое влияние на величину эффекта может оказать и изменение соотношения цен на топливо относительно принятого. При относительном увеличении цены на газ (принятые цены на газ и уголь в европейских районах близки друг к другу) в европейских районах России и повышении тем самым эффективности транспорта электроэнергии из Сибири от КЭС на угле эффективность развития электрической сети будет выше.

Из приведенного выше анализа, да и из соображений здравого смысла следует, что системный эффект в ЕЭЭС не носит обязательного абсолютного характера, а определяется конкретными условиями и предположениями о развитии энергосистем. Очевидно, что при наличии мощной существующей электрической сети или при существенно избыточных вводах генерирующих мощностей в региональных энергосистемах этот эффект может быть сведен к нулю.

В этой связи представляет интерес оценка абсолютной величины межсистемного эффекта, имеющего место при переходе от изолированной работы энергосистем к работе в составе Единой системы России. С этой целью проведен расчет варианта 1, предполагающего раздельную работу ОЭЭС.

Как следует из этого расчета, изоляция энергосистем друг от друга приносит огромный ущерб - увеличивается потребность в установленной мощности нам величину порядка 6,9 ГВт, приведенные затраты выше на млрд. долл., потребность в дополнительных капиталовложениях составляет 5,8 млрд. долл., увеличиваются затраты на топливо на 82 млн. долл. в год, ежегодные издержки возрастают на 330 млн. долл. в год.

Этот ущерб несопоставим с требуемыми капиталовложениями в развитие межсистемных ЛЭП до существующего уровня, составляющими величину порядка 2 млрд. долл.

Оценка бюджетной эффективности развития ЕЭЭС.

превышение бюджетных отчислений по каждому варианту относительно базового (варианта 0).

Показатели бюджетной эффективности зависят от принятых подходов определения прибыли. Рассматривались два разных подхода:

* “затратный” с использованием среднеотраслевого показателя рентабельности (15%);

* “прогрессивный” с расчетом прибыли как разницы между себестоимости производства электроэнергии по вариантам.

Первый подход ориентирован на практику формирования регулируемых цен на электроэнергию на оптовом рынке. Второй подход соответствует рыночному механизму формирования оптовых цен.

При первом “затратном” подходе к расчету прибыли была сделана оценка дополнительных доходов в бюджет от других отраслей потребителей электроэнергии, имеющих дополнительную прибыль при снижении тарифов на электроэнергию.

Основные результаты расчетов приведены в таблице 4.4.

Основные показатели для анализа бюджетной эффективности вариантов развития ЕЭЭС России до 2010 г, млн. долл.

Себестоимость 34439 34842 34310 34350 34440 34842 Прирост налогов на При оценке бюджетной эффективности по первому подходу наиболее “эффективным” оказался вариант раздельной работы ОЭЭС, имеющий самую высокую себестоимость и показатель бюджетной эффективности около 74 млн. долл. в год. Остальные варианты (2, 3) имеют отрицательную эффективность (соответственно 24 и 17), даже с учетом эффекта других отраслей. Такие результаты объясняются типичной проблемой регулируемой электроэнергетики: “чем выше издержки, тем больше тариф, тем больше масса прибыли (при одинаковой рентабельности)”.

Определение прибыли по второму подходу позволяет при постоянной (и тем более растущей) выручке от реализации электроэнергии и ее снижающейся себестоимости увеличивать прибыль. В результате эффективными становятся варианты 2 и 3 с развитием межсистемной электрической сети.

Бюджетная эффективность этих вариантов - дополнительные отчисления в консолидированный бюджет соответственно 49 и 34 млн. долл. в год при снижении себестоимости производства электроэнергии относительно базисного варианта соответственно на 129 и 89 млн. долл.. Чистая прибыль (после уплаты налогов) энергосистем в этих вариантах выше базового на 88 и 61 млн. долл. в год. Снижение тарифов на электроэнергию в них не рассматривается.

4.1.2.2. Оценка эффективности развития ЕЭЭС России Количественные данные составляющих эффектов на уровне 2030 г.

получены на основе расчетов оптимизационного варианта развития ЕЭЭС, соответствующего достаточно высокому уровню электропотребления при относительно низких ценах “самофинансирования” на газ.

Сводные данные по основным составляющим эффекта показаны в табл.

4.5. Все приведенные показатели эффективности даны относительно варианта без развития межсистемных связей между объединенными энергосистемами ЕЭЭС России.

Как следует из этой таблицы, процесс интеграции в Единую энергетическую систему страны весьма эффективен для всех рассматриваемых субъектов отношений: народного хозяйства России, энергосистем федерального и регионального уровней, бюджета страны и областных бюджетов. Снижение себестоимости производства электроэнергии позволяет говорить о возможном эффекте у потребителей электроэнергии вследствие снижения тарифов на электроэнергию.

Основные составляющие эффекта развития ЕЭЭС России народное хозяйство страны  Величина получаемого эффекта существенно превышает затраты на его реализацию за счет сооружения и обслуживания межсистемных электропередачи на уровне 2010 г. приводит к экономии суммарных капиталовложений на 2,5 руб., прирост ежегодных издержек в ЛЭП на один рубль дает снижение ежегодных издержек в энергосистеме на 5,5 руб., отношение снижения приведенных затрат к вызывающему их приросту затрат в ЛЭП равно 3,1.

Вложения в развитие межсистемных линий приносят ощутимую прибыль: рубль вложений в ЛЭП снижает себестоимость электроэнергии на 19 коп, увеличивает ежегодную прибыль в ЕЭЭС на 12 коп, приносит в годовой консолидированный бюджет 7 коп.

Величина эффекта на уровне 2030 г. выше относительно 2010 г. в среднем в 3 - 4 раза.

Таким образом, выполненные исследования свидетельствуют о большой эффективности мероприятий по усилению интеграции ЕЭС России.

Полученные оценки являются достаточно осторожными, поскольку, как отмечалось, охватывают не все составляющие системной эффективности. Не анализировались возможности формирования условий развития ЕЭС, наиболее рациональных с точки зрения получения наибольшего системного взаимодействии входящих в них энергосистем. Учет этого внутреннего для ОЭС эффекта может повысить полученные оценки в 1,5-2 раза. Тем не менее, даже такие осторожные оценки показывают безусловную эффективность необходимых принципов хозяйственно-экономического управления и положений нормативно-правовой базы.

4.2. Моделирование развития основной электрической сети ЭЭС 4.2.1. Постановка задачи развития основной электрической сети ЭЭС Задача выбора рациональной (оптимальной) электрической сети – одна из основных и наиболее сложных задач, решаемых в процессе управления развитием электроэнергетических систем.

последовательный процесс взаимосвязанного решения различных задач на всех уровнях территориально-временной иерархии задач развития ЭЭС.

На практике проектирование развития электрических сетей заключается в выполнении комплекса проектных работ, включающих:

разработку схем развития ЕЭС и ОЭС, районных энергосистем, схем развития распределительных сетей ЭЭС или сетевых районов и, наконец, схем внешнего электроснабжения объектов экономики и социальной сферы (см. табл. 4.6.).

Как видно из этой таблицы, состав проектных работ различен по заблаговременности их выполнения, составу рассматриваемых объектов, принимаемым решениям.

В соответствии с этими различиями, для решения задач на каждом уровне должны решаться специфические подзадачи, применяться методы и математические модели, учитывающие тот набор факторов, который в наибольшей мере влияет на точность получаемого решения.

В тоже время, несмотря на различия проектных работ, все они имеют в основном следующее общее содержание [ 45 ]:

• анализ существующей сети, выявление проблем и узких мест;

• определение нагрузок потребителей, составление балансов активной мощности, обоснование сооружения новых подстанций и линий электропередачи;

• расчеты электрических режимов работы сети, статической и динамической устойчивости работы энергосистемы;

• составление баланса реактивной мощности, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств и их параметров;

• расчеты токов короткого замыкания, определение требований к коммутирующей аппаратуре;

• расчет сводных технико-экономических показателей проектных вариантов развития энергосистемы или проектируемых объектов.

Состав проектных работ по развитию электрических сетей Вид проектных временэлектри- Принимаемые решения Схема развития Схема развития энергосистем распределительных 35-110 распределительной сети, Схемы внешнего (потребителей) Задачи развития электрической сети энергосистем тесно связаны с задачами развития генерирующих мощностей, решаемыми при проектировании соответствующих энергосистем. При этом в первую очередь, как правило, принимаются решения о развитии электростанций, и лишь затем решения о развитии электрической сети, поскольку они требуют меньшей заблаговременности для своей реализации.

осуществляется взаимный обмен информацией и согласование решений по развитию сетей различных уровней и развития генерирующих мощностей.

На допроектном уровне с еще большей заблаговременностью (20- лет и более) также решается ряд задач, связанных с развитием электрической сети. Это: определение рациональных объемов дальнего межрегионального транспорта электроэнергии в процессе оптимизации топливноэнергетического комплекса страны и ее регионов, анализ эффективности интеграции энергосистем в Единую энергетическую систему России (см. п.

4.1), выбор шкалы высших номинальных напряжений межсистемных связей, оценка системной эффективности и выбор параметров новых типов электротехнического оборудования и др.

рациональной структуры основной электрической сети, под которой понимается костяк линий высших напряжений электроэнергетической системы, выполняющих системообразующие функции и обеспечивающих межсистемные перетоки электроэнергии и мощности, выдачу мощности крупных электростанций, связность районных ЭЭС.

В основном эти задачи решаются в ходе выполнения схем развития ЕЭС и ОЭС (см. табл. 4.6). С одной стороны, решение этих задач требует использования специализированных отраслевых (электроэнергетических) математических моделей и соответствующих расчетов электрических режимов работы энергосистем. С другой стороны, принимаемые решения носят достаточно общий характер и могут уточняться впоследствии при дальнейшей конкретизации очередности и сроков сооружения отдельных электротехнических объектов в ходе проектирования районных систем с меньшей заблаговременностью. Рассматриваемый перспективный расчетный период для этих задач составляет 5-15 лет.

Решения по развитию основной электрической сети на уровне ЕЭС России с заблаговременностью порядка 15 лет включают следующие основные составляющие: определение концепции и технической политики формирования электрической сети ЕЭС, технико-экономическое обоснование рациональной интеграции энергосистем в рамках ЕЭС, степени территориального расширения ЕЭС и конфигурации ЕЭС, основных параметров развития системообразующих электрических связей (пропускных способностей, технических параметров и сроков ввода электротехнических объектов межсистемного значения).

Дальнейшая детализация этих решений осуществляется в процессе проектирования электрической сети в рамках разработки схем развития ОЭС.

Для этого уровня решения задачи, в силу меньшей заблаговременности принятия решений, известна более точная исходная информация по нагрузкам потребителей, развитию генерирующих мощностей и межсистемных связей ЕЭЭС. Здесь принимаются конкретные решения о начале проектирования и строительства новых электросетевых объектов (ЛЭП, подстанций и др.). Решаются технические вопросы: выбора наилучших вариантов схемы (конфигурации) сети, определения пропускных способностей и параметров основных ЛЭП, определение перспективных потребностей в электротехническом оборудовании и материалах.

Заблаговременность решения этой задачи – 5-10 лет.

Изложенные выше задачи весьма сложны в математическом плане и трудоемки в процессе решения. Это определяется большой размерностью задачи, в силу значительного числа описываемых объектов моделируемой электрической сети (сотни и тысячи объектов), и необходимостью учета функционирование проектируемой электроэнергетической системы.

Сейчас, а тем более в перспективе, по завершении идущего в настоящее время процесса формирования системы рынков в электроэнергетике, инфраструктурным элементом рыночной среды. Электрические сети обеспечивают реализацию основных параметров развитого рынка в электроэнергетике: доступность электроэнергии для потребителей, свободный доступ на рынок производителей электроэнергии, широкую конкуренцию всех участников рынка.

Таким образом, роль электрической сети в условиях рыночной электроэнергетики существенно повышается, растет ответственность и цена принимаемых решений по ее развитию. В то же время, в рыночных условиях увеличивается сложность задачи развития электрической сети из-за необходимости учета при принятии решений интересов всех участников электроэнергетического рынка и роста неопределенности в параметрах спроса и предложения электроэнергии.

Для решения этой задачи необходима разработка соответствующих формулировка математических моделей для традиционной постановки, ориентированной в основном на централизованную систему управления развитием электроэнергетики, и постановки задач с явным учетом рыночной специфики развития электрических сетей.

Ниже приводится наиболее простая постановка задачи развития электрической сети в условиях централизованного принятия решений, без явного учета рыночных аспектов функционирования ЭЭС. Задача развития сети рассматривается как типовая «транспортная» задача развития транспортной системы [18 ].

Эта линейная модель входит в предлагаемый в работе комплекс моделей для оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС и является ее оптимизационным ядром [129]. Формулировка математической модели предложена автором, ее программная реализация выполнена совместно автором и В.Р. Такайшвили.

В тоже время, модель может быть использована и самостоятельно для укрупненной технико-экономической оценки множества различных вариантов развития электрической сети и предварительного выбора потенциально рациональных вариантов в предпроектной практике и в научных исследованиях.

Принятые допущения и упрощения модели:

- предполагается известным и заданным развитие генерирующих мощностей и потребная нагрузка потребителей электроэнергии;

- рассматривается один расчетный интервал времени (статическая или “квазидинамическая” постановка задачи );

- не учитывается дискретность вводов цепей ЛЭП;

- рассматривается один режим работы ЭЭС (в час совмещенного максимума нагрузки системы);

- в качестве критерия оптимальности принимается традиционный для плановой экономики критерий минимума приведенных затрат.

В отличие от описанной ранее модели СОЮЗ в данной модели расчетная схема ЭЭС имеет значительно большую размерность (порядка сотен узлов и ветвей схемы). Каждая из этих ветвей моделирует развитие конкретной линии электропередачи определенного класса напряжений и вида электротехнического оборудования, а узел - конкретную преобразовательную подстанцию.

Постановка задачи:

функционирование электрической сети:

ограничений на генерируемую мощность в узлах:

ограничений на потребляемую мощность в узлах:

где перетоки мощности по всем ЛЭП удовлетворяют условиям:

с ограничениями на использование существующих ЛЭП:

I – множество узлов, L – множество связей (ЛЭП), (МВт), - пропускная способность существующей линии между узлами i и j (МВт), X iпотр - потребляемая мощность в узле i (МВт), Pi потр - нагрузка в узле i (МВт), X iген - генерируемая мощность в узле i (МВт), Pi ген - располагаемая мощность в узле i (МВт), Pi ген.ниж - заданная генерация в узле i ( МВт), - удельный коэффициент потерь мощности при передаче по связи между узлами i и j (в отн. единицах), - удельные постоянные затраты на единицу передаваемой мощности существующей линии (руб/МВт), Cij = Eн Kijуд.лэп + Cijуд.пост.лэп, где Ен - коэффициент эффективности капиталовложений (ставка дисконтирования или стоимость капитала на фондовом рынке), j (руб/МВт), Cijуд.пост.лэп мощности новой линии (руб/МВт), Сiпотр - удельные постоянные затраты на единицу потребляемой мощности для существующей подстанции (руб/МВт), для новых подстанций (руб/МВт), Сiуд.пот р - удельные постоянные затраты в новую подстанцию (руб/МВт), Сiген - удельные переменные затраты на генерируемую мощность (руб/МВт):

biуд - удельный расход топлива в генерирующих установках i-го узла (т/МВт.ч), ai - цена топлива в узле i (руб/т), Н - длительность режима в году (час).

Ограничения (4.7) могут включать и ограничения на обязательный ввод межсистемных линий электропередачи, эффективность которых доказана ранее при оценке эффективности интеграции энергосистем в ЕЭС России (см. п. 4.1).

специфическую структуру и близка по постановке к классической транспортной задаче линейного программирования и сетевым потоковым моделям.

4.2.3. О возможности использования методов потокового программирования в задачах развития электрических сетей ЭЭС Приведенный ниже анализ такой возможности выполнен автором настоящей диссертационной работы.

При решении задач развития электрических сетей на разных уровнях иерархии требуется, вообще говоря, учет разного состава влияющих факторов и различные математические модели. В общем случае для этих задач характерны следующие положения:

- динамичность развития - требуется определить развитие элементов сети в динамике (по годам расчетного периода);

- нелинейность параметров - квадратичная зависимость потерь в линиях электропередачи от величины перетока; нелинейная, разрывная зависимость затрат на сооружение цепи ЛЭП от ее пропускной способности;

- дискретность - развитие сети осуществляется путем реализации единичных дискретных мероприятий (ввод отдельных элементов сети);

- многорежимность - эффективность сооружения элементов сети определяется совокупностью всех (многих) режимов их использования в течение расчетного периода;

- большая размерность из-за большого числа элементов сети (сотни и тысячи элементов).

Учет в полной мере всех этих факторов в рамках единой математической модели практически невозможен из-за отсутствия соответствующих методов решения таких задач достаточно большой размерности.

Наибольшие трудности в математическом плане вызывает учет соответствующие программные средства громоздки, медленны и трудны в реальном использовании.

В тоже время, известны эффективные, быстродействующие алгоритмы существенно снизить время решения задачи в сравнении с традиционными методами линейного и нелинейного программирования.

Эти методы развиваются и в настоящее время охватывают обширный круг математических постановок задач с учетом многих факторов, достаточно близких к реальным задачам развития и функционирования сетей электрические сети и др.).

На базе методов потокового программирования [131] сформулированы теплоснабжения и др. [130, 132, 133]. В то же время в задачах развития электрических систем в России такие математические модели пока не используются. Учитывая это, ниже дается оценка возможности применения методов потокового программирования в задачах развития электрических сетей.

стоимости вида:

Здесь: Fij - поток из узла i в узел j, Cij - стоимость единицы потока Fij, балансирующих и потребляющих узлов.

Целевая функция этой модели включает полные затраты на передачу потоков по сети, балансовые ограничения описывают балансы потоков для соответственно генерирующих, промежуточных и потребляющих узлов сети, способностей ветвей сети.

К такой формулировке можно свести как задачи функционирования электрической сети (потокораспределения), так и задачи развития, путем включения в сеть избыточных альтернативных ветвей со значениями затрат Cij, отражающими затраты на сооружение цепей ЛЭП.

Для решения задачи развития основной электрической сети крупной ЭЭС на длительную перспективу фактор дискретности развития не является последующих более локальных и краткосрочных задач развития сетей региональных ЭЭС. Это позволяет в дальнейшем реально рассматривать возможности использования потоковых моделей.

Линейный учет величины потерь электроэнергии при ее передаче по цепи возможен в более общей постановке, т.н. обобщенной задаче потока минимальной стоимости, где в балансах учитывается линейная зависимость потока в конце участка сети от входного потока в начале участка. Известны эффективные алгоритмы решения и таких задач [134 и др.].

Учет нелинейных зависимостей удельных затрат Cij от величины потока Fij возможен путем линейной аппроксимации этих зависимостей и включения их в качестве параллельных фиктивных ветвей в моделируемую сеть.

В ряде случаев, для квадратичных функций Cij(Fij) существуют достаточно эффективные специализированные методы, явным образом учитывающие нелинейность целевой функции [ 134, 135,137 ].

однопродуктовых моделей, когда потоки в сети моделируют передачу единого вида продукции. Известны многопродуктовые сетевые модели в которых допускаются перетоки по ветвям сети разных видов продукции с единым, суммарным по ним ограничением на пропускную способность каждой ветви. Разработаны алгоритмы решения таких задач [ 135, 136 и др. ].

Они существенно медленнее, чем методы решения однопродуктовых задач, но, тем не менее, эффективнее традиционных методов решения общей задачи линейного программирования. К таким постановкам могут быть сведены многорежимные задачи развития электрических сетей с ограничениями на межсистемный транспорт электроэнергии.

электроэнергетических систем на длительную перспективу могут быть сформулированы в терминах известных потоковых моделей, допускающих эффективное решение, что дает возможность создания соответствующего программного обеспечения для оперативного решения задач достаточно большой размерности.

электрической сети ЭЭС (4.1)-(4.7) сводится к стандартной постановке обобщенной задачи потока минимальной стоимости (4.8) путем следующих преобразований:

дополнительными дугами и узлами сети;

- по каждой электрической связи предусматривается две дуги сети в прямом и обратном направлении;

- нижние ограничения вида дополнительных дуг и узлов расчетной сети.

Основным недостатком описанной линейной модели является весьма упрощенный учет физических законов потокораспределения электрической энергии и ограничений на пропускную способность связей по условиям устойчивости. Явный их учет в процессе оптимизации делает задачу неподъемной. В связи с этим, в работе предлагается использование комплекса моделей, включающего, наряду с описанной линейной моделью, позволяющей упрощенно определять пропускную способность сети по условиям статической устойчивости и более точно моделировать распределения потоков мощности.

4.2.4. Методический подход к выбору рациональной схемы основной Как указывалось выше, изложенная линейная математическая модель весьма упрощенно описывает режим работы электроэнергетической системы (моделью постоянного тока). Используемые в этой модели ограничения на пропускную способность линий электропередачи заданы извне как постоянные величины, характеризующие каждую электрическую связь.

Фактически же эти значения определяются не только параметрами этой конкретной связи, а и свойствами электрической сети в целом.

В реальной ЭЭС потоки электроэнергии между узлами подчиняются более сложным физическим закономерностям. С целью учета этих закономерностей в процессе оптимизации может использоваться предложенная Н.А. Абраменковой, Н.И. Воропаем и Т.Б. Заславской методика «структурного» анализа [ 138, 139 ].

Показатели структурного анализа здесь применяются для упрощенного определения предельных мощностей в сечениях и по отдельным связям, т.к.

расчет детальных моделей электрических режимов в процессе оптимизации развития электрической сети невозможен из-за значительного количества рассчитываемых вариантов. Показателями структурного анализа ЭЭС являются:

- взаимные структурные мощности генераторов:

где Ei, Ej – переходная ЭДС генераторов в модели «шины – переходное сопротивление – переходная ЭДС» в узлах i и j, а yij – взаимная проводимость между узлами с Ei и Ej;

- собственные структурные мощности генераторов:

где gii– активная составляющая собственной проводимости узла i (yii).

Структурные мощности генераторов определяют верхние оценки областей статической апериодической устойчивости ЭЭС.

Допустимость использования (в процессе оптимизации развития ЭЭС на перспективу) таких упрощений при составлении расчетных схем замещения электрической сети определяется большой неопределенностью данных о параметрах перспективной электрической сети.

Аналогичная попытка применения показателей структурного анализа ЭЭС для оценки условий статической устойчивости в задачах развития электрических сетей была реализована в модели ОРС [ 140 ]. Однако в ней предельные по «статике» мощности в сечениях определяются с большой погрешностью, вызванной значительными упрощениями при определении параметров схемы замещения электрической сети. В [ 141 ] предложен метод определения предельных по условиям статической устойчивости мощностей в сечениях ЭЭС с учетом коэффициента запаса, а также на практических примерах показана его достаточность.

Для определения показателей (4.9) – (4.10) схема замещения рассматриваемой электрической сети приводится (любым из известных методов эквивалентирования) к полному графу, в вершинах которого лежат узлы с ЭДС. Пример такого преобразования приведен на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Схема замещения ЭЭС: а – расчетная; б – эквивалентная Сечения, для которых рассчитывается предельная по статической устойчивости мощность, могут быть разделены на два типа: генераторные (когда в одной подсистеме находится один генератор) и сетевые (все остальные).

Предельная по статической устойчивости мощность для первого типа сечений генератора i по всем его связям в эквивалентной схеме; кз – коэффициент запаса по активной мощности в сечении.

Для второго типа сечений предельная по статической устойчивости мощность в q-м сечении, разделяющем систему на подсистемы A и B при передаче потока мощности из A и B равна – максимальная мощность сечения q, равная сумме собственных мощностей генераторов подсистемы A и сумме взаимных мощностей генераторов подсистем A и B, получаемая при условии В выражении (4.15) Р iном – номинальная мощность i-го генератора подсистемы A, г – малая величина, применяемая для оценки связности i-го генератора подсистемы A с генераторами подсистемы В.

Введение условия (4.15) позволяет рассчитать предельную по статической устойчивости мощность в сечении (4.11), исключив из нее собственные и взаимные мощности генераторов подсистемы А, имеющие слабые связи с подсистемой В (локальные или удаленные генераторы). В соответствии с [143] для генераторных узлов мощностью менее 3000 МВт значение г рекомендуется принимать в диапазоне 0,1-0,15, а для узлов свыше 3000 МВт – в интервале 0,1-0,05.

Требования учета специфики законов потокораспределения электроэнергии в электрических сетях, а также некоторых других факторов при выборе рациональной перспективной схемы электрической сети приводят к необходимости использования для этой цели комплекса взаимосвязанных математических моделей. Ниже описывается «человекомашинная» методика оптимизации развития основной электрической сети, основанная на этом принципе.

Идея реализации этой методики в виде итеративного алгоритма предложена автором настоящей диссертационной работы. Детализация, практическая реализация и апробация алгоритма выполнены И.Ю. Усовым.

Эти результаты вошли в его диссертационную работу выполненную под руководством автора.

Предлагаемая методика (см. рис. 4.2) включает следующие основные этапы [142].

На первом этапе формируются исходные данные для описанной выше линейной математической модели: граф электрической сети, состоящий из располагаемые мощности электростанций Pi, мощности нагрузок в узлах Piпотр, удельные приведенные затраты на единицу передаваемой мощности по ЛЭП Cij, включающие капиталовложения и постоянные издержки, удельные переменные затраты на генерируемую мощность Ci, пропускные существующих ЛЭП здесь используется наименьшая из предельных мощностей по нагреву провода или по статической устойчивости для отдельной связи с учетом коэффициента запаса. Для новых ЛЭП основной сети использование таких мощностей, как правило, ведет к существенному завышению их транспортных возможностей. Поэтому с целью сокращения области поиска оптимального решения в качестве пропускной способности для каждой (s-ой) новой ЛЭП основной сети может быть также использован дополнительный показатель, определяемый по формуле:

Pбgпред – предел мощности q-го сечения в базовой схеме, где соответствующей исходному состоянию развития сети; Psg - предел мощности q-го сечения в схеме s, которая отличается от базовой схемы наличием s-ой новой ЛЭП.

При значительном количестве вариантов усиления сечений основной сети формула (4.16) позволяет выбрать из них совокупность наиболее рациональных, путем исключения в процессе оптимизации вариантов, не дающих существенного прироста пропускной способности усиливаемых сечений. Такая процедура не должна приводить к отбрасыванию новых ЛЭП, обеспечивающих надежность схемы.

Полученные исходные данные используются на втором этапе методики при решении оптимизационной задачи развития электрической сети на линейной математической модели, описанной в предыдущем параграфе работы.

Рис. 4.2. Методика оптимизации развития системообразующей непрерывным – в виде минимально необходимых пропускных способностей межузловых связей электрической сети.

Третий этап представляет собой дискретизацию решения линейной квалифицированным экспертом на основе данных о пропускной способности сечений основной электрической сети, величине неиспользованной располагаемой мощности станций в каждой из подсистем с учетом характеристик каждой новой ЛЭП (номинального напряжения, пропускной способности, требуемых капиталовложений и т.д.). Эта процедура позволяет сформировать совокупность наиболее рациональных дискретных вариантов схем развития сети на основании величин потоков мощности по новым ЛЭП, а также учесть требования надежности в соответствии с требованиями [45].

Наличие потока, отличного от нуля, как правило, говорит о необходимости определяется группа новых ЛЭП, которые войдут в расчетную схему электрической сети, соответствующую одному из намеченных вариантов развития сети.

сформированных вариантов развития электрической сети, который требуется, если при оптимизации не удается рассмотреть все множество расчетных режимов. Он выполняется для каждого из отобранных вариантов и нужен для принятия решения о включении в схему сети тех новых ЛЭП, которые обеспечат требуемую надежность. При этом анализе должен быть учтен как имеющийся опыт проектирования, который в частности отражен в соответствующих рекомендациях по проектированию электрических сетей, капиталовложениям, объемам строительства и т.д.).

На четвертом этапе осуществляется проверка сформированных вариантов развития сети с точки зрения возможности передачи расчетных потоков мощности, включающая несколько стадий:

мощности в них, по результатам расчета на линейной модели;

- составление расчетных схем замещения для сформированных вариантов электрической сети;

- расчет с помощью структурной модели ЭЭС предельно допустимых мощностей с учетом коэффициента запаса для контролируемых - сравнение этих мощностей с полученными в линейной модели потоками мощности в тех же сечениях.

Если потоки мощности, определенные в линейной модели, меньше допустимых для всех контролируемых сечений, то данный вариант схемы развития электрической сети считается обеспечивающим передачу расчетных потоков мощности, он включается в совокупность наилучших вариантов развития сети, подлежащих детальным проектным исследованиям на этапе рассматриваемый вариант сети должен быть скорректирован (усилен).

Для этого на пятом этапе требуется новый цикл оптимизации структуры электрической сети с измененными значениями пропускных способностей сечений, в которых требуется усиление. Линейная модель при этом должна быть дополнена ограничениями вида:

где Pg – предельная мощность q-го сечения с учетом коэффициента запаса по (4.13) – (4.14).

После корректировки ограничений на потоки мощности в сечениях производится следующий цикл оптимизации структуры электрической сети.

На основе его решения формируется новый вариант (группа вариантов) развития сети с увеличенными пропускными способностями сечений. Эта продолжается до тех пор, пока все варианты развития сети, вошедшие в эту группу, не будут нуждаться в корректировке.

Учет динамики развития электрической сети в данной работе предлагается осуществлять упрощенно – псевдодинамически. При этом необходимо рассмотреть последовательно несколько этапов развития электрической сети, для каждого из которых выполняются расчеты по изложенной методике. На каждом новом временном этапе развития исходным состоянием будет один наиболее предпочтительный вариант многорежимного характера работы ЭЭС также может быть реализован за счет последовательного рассмотрения нескольких характерных расчетных режимов возможных в течение года, для каждого из этих режимов должны быть выполнены все этапы изложенной выше процедуры. Выбор окончательных рекомендаций по развитию сети осуществляется экспертом на основе результатов совокупности всех этих расчетов.

4.2.5. Иллюстративный пример использования предлагаемой методики для Описанная выше методика использовались при решении задачи развития основной электрической сети объединенной электроэнергетической системы (ОЭС) Востока на среднесрочную перспективу [129, 141-142].

Численные расчеты выполнены И.Ю.Усовым при участии В.Р. Такайшвили под руководством автора диссертационной работы.

ОЭС Востока охватывает территорию Амурской и Хабаровской областей, Приморского края и южную часть Якутии. Она имеет большую протяженность с запада на восток (около 2700 км) и относится к "цепочечному" типу. Основная часть генерации сосредоточена в западной части, а основные потребители - на востоке системы, что требует передачи значительной мощности с запада (от Зейской и Бурейской ГЭС) на восток (в Приморскую энергосистему). Электрические сети такой структуры, как правило, имеют низкие показатели надежности и сниженные пропускные способности в сечениях по условиям статической устойчивости.

Укрупненная электрическая схема ОЭС Востока, включающая «рациональные» линии электропередачи, определенные с использованием предлагаемой методики, приведена на рисунке 4.3.

Основными направлениями развития ОЭС Востока в рассматриваемом варианте приняты: развитие каскадов больших и малых ГЭС за счет которых, планируется, в основном, покрытие прироста нагрузки, стабилизация величины установленной мощности электростанций Приморской энергосистемы (ввод новых источников электроэнергии на тепловых станциях не эффективен из-за высокого уровня топливных издержек), а также увеличение в перспективе объемов экспорта электроэнергии в приграничные страны.

Рис. 4.3. «Рациональная» схема развития основных электрических В связи с этим, задача развития электрических сетей ОЭС Востока формулируется как оптимизационная, и, следовательно, подходит для апробации предлагаемой методики оптимизации развития основной электрической сети.

Первоочередными направлениями развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу 10-15 лет являются: завершение создания магистральной сети 500 кВ по трассе Зейская ГЭС – ПС Дальневосточная и повышение надежности и пропускной способности основной электрической сети, рациональная выдача новых мощностей ГЭС Амурской энергосистемы, осуществление наиболее предпочтительного варианта транспорта мощности на экспорт.

Решение этих задач осуществлялось в рамках предложенной методики оптимизации развития электрической сети, при этом рассматривалась временная перспектива до 15-20 лет. Для оценки эффективности предложенного подхода выполнено сравнение сформированных вариантов развития с проектом развития электрической сети ОЭС Востока на тот же период, который был составлен в профильном проектном институте (Дальневосточное отделение института Энергосетьпроект).

С помощью предложенного выше алгоритма было отобрано несколько альтернативных вариантов прохождения трасс новых ЛЭП. На их основе сформирован рациональный вариант развития электрической сети ОЭС Востока. Этот вариант оказался весьма близким варианту, предложенному проектировщиками, однако требуемые для реализации этого варианта капиталовложения меньше на 15,4 млн. долл. за счет отсутствия в нем нескольких электросетевых объектов, предложенных институтом Энергосетьпроект для повышения надежности электроснабжения отдельных узлов.

Для сходимости итеративного алгоритма выбора рационального варианта потребовалось всего две итерации, с вводом на второй итерации четырех дополнительных цепей ВЛ, показанных на рисунке пунктирными линиями.

Условия нормального функционирования удовлетворялись для всех рассматриваемых вариантов развития электрической сети ОЭС Востока.

Проверка этих условий производилась по упрощенным критериям (4.11)– (4.13) в структурной модели.

Кроме того, для проверки допустимости использования показателей структурного анализа для расчета пропускных способностей сечений (4.13) – (4.14) проведены детализированные расчеты установившихся режимов и статической устойчивости с помощью специализированного программновычислительного комплекса АНАРЭС. Эти расчеты подтвердили, что оборудования и нормативам по статической устойчивости ЭЭС.

отличаются от значений, полученных более точным методом, на величину порядка 15 % в сторону завышения. Как показали расчеты, такая погрешность при оптимизации развития электрической сети на перспективу 10-20 лет, допустима, поскольку в перспективе недостаток пропускной способности сечений может быть ликвидирован изменением состояния и режима существующих устройств регулирования напряжения в узлах компенсаторов, увеличением мощности синхронных компенсаторов и т.д.), а также вводом новых устройств. Кроме того, в редких случаях, когда существенного влияния на прирост пропускной способности сечения, может потребоваться установка устройств продольной компенсации.

Таким образом, проведенные с использованием предложенного среднесрочную перспективу (10-15 лет) позволили оценить влияние условий статической устойчивости на формируемое решение, показали низкую избыточность и применимость показателей предельных структурных мощностей (4.11)–(4.13) для решения практических задач оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС, а также показали допустимость применения в линейной потоковой модели упрощенных ограничений (4.17).

4.2.6. Моделирование развития электрической сети с учетом рыночных факторов. Подход и математические модели Как указывалось ранее, при переходе к рыночным условиям функционировании электроэнергетики, электрические сети становятся основным технологическим инфраструктурным элементом рыночной среды, обеспечивающим доступность электроэнергии для потребителей, свободный вход на рынок производителей электроэнергии, широкую конкуренцию всех участников рынка.

Ниже приводятся предлагаемые автором постановки задач и математические модели, используемые при принятии решений о развитии электрической сети, в явной мере (с той или иной детализацией) учитывающие влияние принимаемых решений на участников рынков в электроэнергетике [144, 145].

Анализ потенциала существующей электрической сети Начальным этапом принятия решений о развитии электрической сети является анализ существующей сети в части:

- технологических возможностей перетоков мощности по ней, определения запасов пропускных способностей по отдельным сечениям сети, выявления узких мест в сети с максимальной загрузкой;

- экономических эффектов от увеличения перетоков мощности по отдельным линиям электропередачи или сечениям в сети.

Для такого анализа могут использоваться разнообразные математические модели.

В частности, для анализа технического потенциала сети могут использоваться математические модели расчета установившихся электрических режимов, модели анализа статической устойчивости и другие модели, описывающие физические закономерности потокораспределения в существующей электрической сети.

ретроспективный анализ перетоков мощности по линиям и «узких» мест по данным служб диспетчерского управления.

существующей электрической сети могут использоваться математические модели спотового рынка электроэнергии.

Спотовый рынок электроэнергии (рынок на сутки вперед) в России является основным рынком, определяющим конечную цену электроэнергии на оптовом рынке (в настоящее время порядка 70% конечной цены). Он в наибольшей степени обеспечивает условия конкуренции на рынке, в то время как рынки мощности и торги электроэнергией по договорам в большей степени регулируются государством. Кроме того, цены, формируемые на рынках мощности и при заключении свободных договоров на поставку электроэнергии (порядка 30% конечной цены) в той или иной мере ориентируются на цены спотового рынка. Значения цен рынка мощности и договорных цен на перспективу более 1-2 лет не определены в силу краткосрочного характера этих рынков. Важным для задач развития сети является и то, что эффективность развития линий электропередачи между электроэнергию, а их разницей в связываемых узлах, поэтому определенные погрешности в определении уровней цен в узлах допустимы, при условии близости значений этих погрешностей.

моделированием перетоков по типу модели «постоянного тока») имеет следующий вид:

«общественного благосостояния») потребителей и поставщиков электроэнергии при соблюдении балансов мощностей в узлах ограничений на максимальную генерацию в узлах и ограничений на перетоки мощности по линиям электропередачи i – номер узла сети, I – множество узлов;

ik - электрическая связь узлов i и k (в направлении i -> k);

J – множество всех связей;

pi – генерация в узле i; Рi – максимально возможная генерация;

si – потребление (спрос) в узле i;

Li(si) – доход потребителей в узле i Gi(pi) – затраты на генерацию в узле i, где piG(v) – кривая предложения в узле i, tik – переток мощности из узла i в узел k, dik – удельные потери перетока мощности из узла i в узел k, Tik – пропускная способность линии i-k.

Оптимизируемые переменные модели: pi, si, tik – неотрицательны.

Переменные ik решения двойственной задачи, соответствующие ограничениям (4.21) этой модели, численно равны удельному увеличению функционала задачи (т.е. приросту суммарной прибыли) на единицу прироста пропускной способности связи i-k.

В соответствии с этими переменными, определяющими эффективность усиления линий электропередачи существующей сети, возможна ранжировка этих линий по степени эффекта. Естественно, что линии в начале этого (с наибольшими ik) являются первоочередными кандидатами на списка развитие. Как правило, это линии с предельной загрузкой по условию (4.21).

Оценка технологического потенциала существующей электрической сети («сетевое предложение») определяется возможностями передачи электроэнергии по сети для покрытия дополнительной потребности в электроэнергии в отдельных узлах сети или в системе в целом.

Рассмотрим задачу максимального использования электрической сети для определения максимально возможного потребления электроэнергии в энергосистеме в целом без развития сети.

Формулировка задачи:

Требуется определить максимальный суммарный избыток мощности (или максимальную генерацию) в системе где gi – покрытие нагрузки в узле i при обеспечении потребности в электроэнергии всех узлов при заданной максимальной генерации в узлах системы и ограничениях на перетоки мощности Здесь оптимизируемые переменные: pi, gi, tik неотрицательны.

Заданы: si – потребление в узлах, Pi – предельная нагрузка электропередачи.

электроэнергии будет ниже суммарной предельно возможной генерации на величину потерь электроэнергии в сети для покрытия нагрузки узлов, определяется минимальный уровень потерь мощности в сети при заданной потребности в электроэнергии и возможностях ее производства.

Полученные значения избытков мощности (gi–si) определяют места возможного роста нагрузки потребителей в системе без необходимости усиления электрической сети системы.

Линии электропередачи, в которых перетоки мощности оказались на пределе (4.28), образуют множество загруженных сетевых элементов – возможных претендентов на развитие. Двойственные переменные, соответствующие ограничениям (4.28), определяют удельную эффективность этих линий (прирост генерирующей мощности на единицу роста пропускной способности).

электрической сети рассмотрим следующую модифицированную задачу:

требуется определить максимальный суммарный избыток мощности (или максимальную генерацию) в отдельном узле k при ограничениях (4.25)-(4.28), где генерация в некотором другом узле j не ограничена (Pj - заведомо большая величина).

Решая эту задачу для каждого сочетания (k,j) получим матрицу { }, элементы которой определяют возможный прирост нагрузки потребителей в узле k при вводе мощности в узле j, т. е. пропускную способность существующей электрической сети при передаче дополнительной мощности из узла j в узел k. При этом должны покрываться нагрузки потребителей остальных узлов с учетом возможных перетоков мощности по электрической сети.

Предельно загруженные электрические связи (по условию (4.28)) в каждом решении образуют соответствующую «подсеть развития», определяющую линии, требующие своего усиления при реализации данного мероприятия по увеличению нагрузки потребителей в каком либо узле за счет ввода генерирующей мощности в другом узле.

Матрицу { } и соответствующие «подсети развития» можно рассматривать как «сетевое предложение» существующей электрической сети.

Элементы «сетевого предложения» могут найти прямое применение при решении отдельных частных задач развития электрической сети: для реализации выдачи новой генерирующей мощности в отдельном узле и (или) электроснабжения новых потребителей в каком-либо отдельном узле.

В более общем случае, когда изменяются потребление и генерация во многих узлах требуются специализированные модели развития электрической сети энергосистемы в целом. Однако, и в этом случае, указанные элементы «сетевого предложения» существующей электрической сети могут быть включены в состав элементов избыточной сети, из которой обычно и происходит выбор оптимальной сети в таких моделях.

Модель развития электрической сети с учетом рыночных Решения о развитии электрической сети энергосистемы принимаются, как правило, после принятия решений о развитии генерирующих мощностей, в силу меньших сроков реализации сетевых решений и их меньшей капиталоемкости.

Спрос на электроэнергию в задачах развития электрической сети тоже, в основном, определен - по крайней мере, для наиболее крупных потребителей электроэнергии, с длительными сроками сооружения своих предприятий.

Таким образом, развивающаяся электрическая сеть должна, в первую очередь, обеспечить выдачу мощности новых генерирующих источников и электроснабжение новых потребителей электроэнергии, т.е. обеспечить покрытие балансов мощности всех узлов в энергосистеме.

В тоже время, всегда имеются те или иные отклонения в развитии генерации и размещения потребителей электроэнергии от прогнозных значений, на которых основывалось ранее размещение электростанций и дополнительного развития электрической сети.

В условиях рынка электроэнергии на размещение потребителей существенно влияет и сложившийся уровень цен на электроэнергию. Этот уровень также может быть отличен от прогнозных значений, учитываемых при принятии ранее решений о размещении генерирующих источников и потребителей.

Таким образом, возможны ситуации, когда, даже при условии полного покрытия балансов узлов, экономически целесообразно дополнительное развитие электрической сети для реализации более эффективной для потребителей и (или) генерирующих организаций торговли электроэнергии.

электропередачи («режимный» эффект) обычно низка – стоимость линии не покрывает снижение издержек в генерации. Однако, в отдельных случаях и это бывает целесообразно – например, при подключении к энергосистеме изолированных энергоузлов (или крупных потребителей), электроснабжение которых осуществлялось от неэффективных локальных источников электроэнергии (дизельных электростанций на дорогом привозном топливе и др.).

перераспределения потребляемой электроэнергии среди потребителей электроэнергии может иметь значительно больший эффект. Эффективность использования электроэнергии на различных производствах у потребителей существенно различается. Эти различия значительно больше, чем различия в эффективности производства электроэнергии. При наличии таких различающихся по эффективности использования электроэнергии потребителей, целесообразность сооружения дополнительных линий электропередачи, в целях обеспечения условий для конкуренции за потребление электроэнергии, становится реальной.

Таким образом, в общем случае для оценки эффективности различных вариантов сооружения линий электропередачи необходимо сопоставление затрат на практическую реализацию этих вариантов (капитальные вложения и ежегодные издержки на эксплуатацию линий) и эффектов на рынке электроэнергии (ежегодный годовой эффект – прирост совокупной прибыли участников рынка) [145].

Такая постановка задачи и рассматривается ниже. Следует отметить, что при полностью определенных значениях показателей генерации и потребления, когда рыночный эффект фактически задан вне модели, задача сводится к традиционной постанове на минимум затрат на развитие и функционирование электрической сети.

Для оценки годового эффекта на рынке требуется (в силу различий условий работы в годовом разрезе) моделирование работы рынка электроэнергии в течение всего года. Такое моделирование возможно за счет описания в модели ряда характерных моментов времени в течение года, в совокупности достаточно представительных для описания годового эффекта.

В каждый такой момент времени (час) имитируются торги на спотовом рынке электроэнергии.

Годовой эффект в этом случае будет представлен как сумма рыночных эффектов в эти выделенные моменты времени.

электроснабжения в состав этих характерных режимов требуется включение не только нормальных, но и экстремальных ситуаций (с аварийными снижениями мощности на электростанциях, повышенными потребностями потребителей из-за похолоданий и т.п.). Включение таких ситуаций в описываемую ниже модель в определенной степени заменяет моделирование краткосрочных рынков мощности.

Ниже, в соответствии со сказанным, приводится формулировка математической модели развития электрической сети (в статической постановке) с учетом рыночных эффектов.

i – индекс узла энергосистемы,, где I – множество индексов всех узлов;

t – момент времени (час) в году конца расчетного периода, t T, где T – множество характерных моментов времени в году;

ik – индекс электрической связи узлов i и k, ik J, где J – множество всех электрических связей энергосистемы.

nit – длительность момента времени t в году в узле i, Kik – удельные капитальные вложения в линию ik, Uik – относительные (к капиталовложениям) постоянные ежегодные затраты на эксплуатацию линии ik, E – коэффициент эффективности капитальных вложений (стоимость капитала на фондовом рынке).

Требуется максимизировать суммарный экономический эффект участников рынка с учетом затрат на сооружение и эксплуатацию линий электропередачи при соблюдении:

балансов мощностей в узлах ограничений на перетоки мощности и развитие линий электропередачи ограничений на генерацию в узлах Здесь:

pit – генерация в узле i в час t; Pi – максимально возможная генерация;

sit – нагрузка потребителей узла i в час t;

tikt – переток из узла i в узел k в час t;

Tikсущ – пропускная способность связи i-k на начало расчетного периода;

Tikнов – прирост пропускной способности связи i-k;

Lit(sit) – доход потребителя в узле i в час t где pitS(v) – кривая спроса в узле i в час t;

Git(pit) – затраты на генерацию в узле i в час t где pitG(v) – кривая предложения в узле i в час t.

Кривые спроса каждого узла формируются для часа максимума нагрузки узла и характерных моментов времени t в течение года. Такое формирование может быть произведено на основе т.н. графика по продолжительности нагрузки, отражающего длительность в году нагрузки не более определенной величины, либо графика частотного распределения нагрузки узла в течение года, f(p) отражающего частоту (или длительность) стояния нагрузки p в году. На основе этих графиков могут быть определены величины nit в модели. Кривые спроса в данной модели носят краткосрочный характер и описывают лишь оперативную реакцию потребителя на изменение цен на электроэнергию, без учета мероприятий изменения спроса носящих длительный характер (более года).

Кривые предложения каждого узла для часа максимума нагрузки должны отражать готовую мощность всех электростанций узла. Кривые предложения для других характерных моментов времени года t должны учитывать снижение готовой мощности электростанций в течение года за теплофикационном режиме в отопительный и неотопительный период, сезонные изменения выработки ГЭС и, вероятно, другие сезонные факторы.

Ограничения (4.33) могут включать и ограничения на обязательный ввод межсистемных линий электропередачи, эффективность которых доказана ранее при оценке эффективности интеграции энергосистем в ЕЭС России (см. п. 4.1).

На базе описанный выше модели Драчевым П.С. предложена ее усовершенствованная, более подробная математическая модель, учитывающая дискретность вводов электросетевых объектов, укрупненные условия обеспечения надежности электроснабжения, особенности оборудования и др. Эта модель реализована на персональном компьютере, апробирована на практических вариантах развития ЕЭС России до 2020 г.

[146]. Вся эта работа выполнена Драчевым П.С. в рамках работы над своей диссертацией под руководством автора настоящей диссертационной работы.

1. Предложен методический подход к оценке эффективности интеграции электроэнергетических систем, предусматривающий комплексный анализ различных эффектов для множества основных заинтересованных сторон. В состав этих эффектов, наряду с традиционными составляющими системного эффекта (собственно в ЭЭС), должны быть включены эффекты других заинтересованных сторон: изменения цен на электроэнергию, отчислений в бюджеты различных уровней, экологических показателей и др. Определен состав математических моделей для оценки этих эффектов.

2. Приведен пример использования предложенной методики для электроэнергетической системы России на период до 2030 г. Величина полученного эффекта от усиления межсистемных электрических связей весьма значительна.

3. Сформулирована линейная оптимизационная математическая модель транспортного типа для оптимизации перспективного развития системообразующей электрической сети. Показана возможность использования для ее решения быстродействующих алгоритмов «сетевого программирования».

системообразующей электрической сети, включающие описание условий функционирования ЭЭС на основе аппарата «структурного анализа»

электрических режимов. Учет этих технических ограничений снижает трудоемкость оптимизационного процесса из-за отсеивания вариантов развития неудовлетворительных по условиям анализа электрических режимов.

5. Предлагаемый в п. 3-4 подход апробирован на примере оптимизации основной электрической сети ОЭС Востока.

6. Роль электрической сети в современных рыночных условиях значительно выросла, т.к. она является инфраструктурной основой функционирования рынков электроэнергии, обеспечивая свободный доступ на рынок производителей и потребителей электроэнергии, условия для полноценной конкуренции и др.

экономического и технического потенциала существующей электрической сети в условиях рынка. Предложенный аппарат позволяет определить потенциальные возможности использования существующей сети для увеличения генерации или потребления электроэнергии в узлах сети, а также определить области необходимого развития сети при росте генерации и потребления в отдельных узлах сети, выявить узкие места в сети.

системообразующей электрической сети как инфраструктурного элемента рынков электроэнергии. Варианты решения задачи должны оцениваться сопоставлением затрат на развитие сети с получаемым в результате такого развития рыночным эффектом.

В предлагаемой математической модели развития сети в качестве критерия оптимальности используется суммарная прибыль всех участников рынка электроэнергии (генерирующих компаний и потребителей электроэнергии) за вычетом затрат на развитие сети, что позволяет учесть «рыночный» эффект развития сети, с учетом различной ценности электроэнергии для различных потребителей. Этот эффект в модели определяется путем описания ряда рыночных ситуаций равновесия спроса и предложения в отдельные характерные часы конечного года расчетного периода.

5. ИНФОРМАЦИОННОЕ И ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

СИСТЕМ

5.1. Аналитический обзор средств математического и программного обеспечения решения задач развития электроэнергетических Для решения задач развития электроэнергетических систем в России и мире широко используются различные средства автоматизации процессов обоснования принятия решений.

Ряд систем моделирования и прогнозирования развития энергосистем разработан за рубежом. Многие из них имеют интегральный характер и включают средства, предназначенные для решения широкого круга задач прогнозирования развития энергосистем. Дадим кратное описание некоторых из них.

Система IPM (Integrated Planning Model) [147] предназначена для комплексного прогнозирования развития в электроэнергетическом секторе на основе интегрального моделирования энергетических рынков (электроэнергии, топливно-энергетических ресурсов). Система включает математические модели, описывающие потребителей электроэнергии, существующие и новые электростанции, электрическую сеть в ее развитии, используемые топливно-энергетические ресурсы, экологическое влияние энергетических объектов и др. Система ориентирована на различных участников рынка электроэнергии (от независимых производителей электроэнергии до крупных энергетических компаний и правительственных организаций). Разработчик системы – фирма ICF Consulting [148] – одна из ведущих консалтинговых фирм мира в области управления, технологий и политики. Ее услугами пользуются многие крупные корпорации, правительственные органы, межнациональные институты в Америке, Азии и Европе.

В основе системы IPM лежит динамическая линейно-программная модель электроэнергетической системы с детальным представлением генерирующих мощностей. В модели учитываются ограничения на объемы используемого топлива, режимы работы системы, экологические ограничения. Модель служит для выбора оптимальной структуры генерирующих мощностей и оценки стоимости электроэнергии. Возможна оценка решений по развитию электрической сети. Модель используется во многих странах для прогнозирования цен на электроэнергию на краткосрочном и долгосрочном рынке. Система IPM реализована в виде пакета программ для персональных компьютеров.

Система IPM связана программно с другими системами фирмы ICF Consulting – системой NANGAS (North American Natural Gas Analysis System) и EADSS (Energy Asset Decision Support System), предназначенных для поддержки решений по развитию топливно-энергетических отраслей. Кроме того система IPM может быть интегрирована с системами моделирования других фирм – PowerWorld Simulation (разработчик – PowerWorld Incorporation) и GEMAPS (General Electric Company).

интерактивный пакет программ для детального технико-экономического электроэнергетических систем. Моделируются режимы в сети постоянного и переменного тока. Включение экономических данных при решении задач потокораспределения дает возможность оценить не только технические стороны системы, но и экономические эффекты.

GEMAPS - детальная модель для последовательного хронологического расчета (почасового) затрат на производство электроэнергии в энергосистеме при ограничениях на передачу электроэнергии по электрической сети.

Используется модель переменного тока электрической сети. Модель позволяет оценить экономически потери, связанные с ограничениями в пропускных способностях электрической сети в нормальных и аварийных режимах.

Широкий набор систем анализа и прогнозирования развития электроэнергетических систем имеется в CEEESA (Center for Energy, Environment & Economic Systems Analysis, Argonne National Laboratory, Chicago, USA [ 150]). Перечень этих систем [151] приведен в табл. 5.1. Дадим краткую характеристику некоторых из этих систем.

Состав пакетов программ анализа электроэнергетических систем

CEEESA

Анализ нерегулируемых рынков GTMAX, EMCAS, APEX-SMN электроэнергии Анализ надежности электроснабжения Анализ развития генерирующих ENPEP-WASP, APEX, APEX-PACE, Прогнозирование электропотребления Оптимизация использования APS, PC-VALORAGUA гидроэнергетических ресурсов Анализ стоимости производства ICARUS, PC-VALORAGUA электроэнергии

VALORAGUA

VALORAGUA

связей Анализ электрической сети ALF Система GTMax (Generation and Transmission Maximization) служит для комплексного технико-экономического анализа современных нерегулируемых рынков электроэнергии. Используется генерирующими и электросетевыми компаниями для оптимизации своей производственной деятельности (в краткосрочном, сезонном и годовом разрезах) с учетом заключенных контрактов, соглашений с независимыми производителями электроэнергии. В системе моделируется региональная или национальная электроэнергетическая система. Имитируется краткосрочный (почасовой) электроэнергии, рыночных цен на электроэнергию.

Система использует дружественный к пользователю графический просматривать и редактировать исходные данные энергетических объектов финансово-экономические показатели).

Система EMCAS (Electricity Markets Complex Adaptive Systems) базируется на принципах объектного (агентного) моделирования (AgentBased Simulation and Modeling). Каждый участник рынка электроэнергии представляется как самостоятельный объект (agent), имеющий свой набор критериев, правил принятия решения, методов поведения и индивидуальную перспективных) для поддержки принятия решений.

принимающего решение, и единого критерия для энергосистемы. Пакет EMCAS предоставляет каждому участнику (объекту) средства анализа его прошлого опыта и использования результатов анализа для адаптивного обеспечивается использованием генетических алгоритмов.

Пакет WASP (Wien Automatic System Planning) широко используется в мире для оптимизации и анализа вариантов развития электроэнергетических электроэнергию при определенных пользователем ограничениях (технических, топливных, экологических). Для оценки уровней надежности электроснабжения применяется вероятностное моделирование.

программирования. Пакет позволяет пользователю контролировать промежуточные результаты итерационного процесса оптимизации. Пакет разработан Международным агентством по атомной энергии.

Им же разработан пакет DECADES (Databases and Methodologies for Comparative Assessment of Different Energy Sources for Electricity Generation), включающий модель DECPAC развивающейся электроэнергетической системы с более детальным, чем в WASP, описанием топливного и экологического блоков.

Система моделей APEX (Argonne Production and Expansion model for Electrical Systems) включает ряд взаимосвязанных моделей: оценки стоимости производства электроэнергии и надежности электроснабжения (ICARUS – Investigation of Coast And Reliability in Utility Systems), вариантов развития генерирующих мощностей и электрической сети (APEX-PACE – Production And Capacity Expansion Model), краткосрочных рынков электроэнергии (APEX-SMN – Spot Market Network Model).

Модель ALF (Argonne Load Flow Model) используется для расчета нормальных электрических режимов сложной электрической сети большой размерности.

Бразильская корпорация PRS (Power System Research Corporation) разработала систему математических моделей анализа развития электроэнергетических систем [152], широко используемую в странах Латинской Америки и других странах мира. В состав этой системы входят, в частности:

электроэнергетической системы, используемая для расчетов энергетических режимов системы в краткосрочных и длительных (сутки – год) режимах гидроэнергетических ресурсов и спроса на электроэнергию, с детальным описанием электрической сети; модель может использоваться для техникоэкономического анализа узких мест электрической сети.

электроэнергетического системы. Критерий модели – минимум суммарных затрат на развитие и функционирование системы.

• Модель OPTNET – оптимизационная модель развития электрической сети энергосистемы. Критерий модели – минимум затрат на развитие сети (включая затраты на обеспечение надежности), обеспечивающее покрытие линеаризованными уравнениями потоков в сети с ограничениями на пропускные способности выделенных сечений. Предусматривается сценарное использование модели с целью учета неопределенности информации и оценки различных вариантов развития сети.

Пакет программ прогнозирования развития электроэнергетических систем Lahmeyer Power System Planning Package [153] разработан в Германии. В его состав входят, в частности, модель SEXSI (System Expansion Simulation) оптимизации развития электроэнергетической системы и модель электрической сети.

использоваться в целях поддержки решений по развитию энергосистем в целом и электрической сети в частности.

Достаточно большое внимание уделяется вопросам использования средств автоматизации процессов обоснования принятия решений при управлении развитием электроэнергетических систем и в России.

В практике проектирования (институты “Энергосетьпроекта”, организации Министерства энергетики, генерирующие и сетевые компании) используются элементы автоматизированной системы проектирования энергосистем, включающей базы данных по развитию электростанций, основной электрической сети, комплекс моделей оценочного (балансового) типа для анализа вариантов развития электроэнергетических систем, оценки их надежности, затрат на топливо и др.

электроэнергетических систем в России создан определенный арсенал средств автоматизации проектных работ.

В СССР в институте Энергосетьпроект разрабатывалась система автоматизированного проектирования энергосистем (САПР) [45]. Эта система широко использовалась при выполнении основных проектных работ:

Схем развития ЕЭС, ОЭС и районных энергосистем;

Схем развития и размещения отрасли «Электроэнергетика»;

энергетических и электросетевых разделов проектов крупных энергетических объектов;

Схем внешнего электроснабжения народнохозяйственных объектов, энергетических районов и узлов;

предложений по планам развития электростанций и электрических сетей;

энергетических объектов, отрасли «Электроэнергетика».

В 80-е – 90-е годы активная работа по созданию САПР была фактически свернута, однако созданные в рамках первой очереди САПР элементы этой системы используются и в настоящее время. Имеющиеся средства обеспечивают:

накопление, хранение, обновление, переработку и выдачу отчетной, перспективной и справочно-нормативной информации;

автоматизацию решения многих типовых задач проектирования по технико-экономическому обоснованию проектных решений, задач технического анализа намечаемых вариантов развития энергосистем.

Эта система включает две основные технологические подсистемы, ориентированные на решение двух классов задач проектирования энергосистем: энергетических задач и электротехнических задач.

В классе энергетических задач предусматривалась автоматизация типовых энергетических расчетов для технико-экономического анализа вариантов развития энергосистем, подготовки сводных и справочных данных. Решались и решаются в настоящее время задачи прогнозирования уровней и режимов электропотребления, составления балансов мощности и электроэнергии, расчетов суточных энергетических режимов работы энергосистем, годовой потребности в топливе и др.

В группе электротехнических задач имеются средства автоматизации расчетов электрических режимов для перспективных вариантов развития энергосистем, необходимых при обосновании решений по развитию электрических сетей и средств управления режимами энергосистем (формирование схем замещения и их эквивалентные преобразования, расчеты установившихся режимов, расчеты статической и динамической устойчивости, токов коротких замыканий и др.).

Как видно из приведенного перечня решаемых задач, большая часть из них имеет технический характер. Разработанные методы и инструменты решения этих задач могут использоваться и в новых экономических условиях.

Вместе с тем, в новых социально-экономических условиях требуется определенное переосмысление и корректировка применяемых в России методов и средств управления развитием электроэнергетических систем, постановка ряда новых задач, разработка соответствующих математических моделей и программно-информационных средств.

диссертационной работы.

5.2. Информационное обеспечение задач развития ЭЭС Применение современных математических моделей и методов при решении задач развития электроэнергетических систем невозможно без соответствующего информационного обеспечения. Работы по созданию средств информационного обеспечения в России велись рядом организаций.

В процессе создания автоматизированных систем проектирования электроэнергетических систем институтами Энергосетьпроект, ЭНИН и др.

разработаны базы данных по развитию электростанций России, линий электропередачи высоких напряжений, водно-энергетическим характеристикам ГЭС и некоторые другие. В различной степени эти базы используются в практической работе "Энергосетьпроекта", ЦДУ ЕЭС России, ГВЦ Минэнерго и др. Первые версии этих баз были реализованы на ЭС ЭВМ, позже некоторые из них переведены на персональные ЭВМ.

Наибольшее распространение получила база данных по развитию электростанций.

Наибольшие требования к составу и структуре баз данных по развитию ЭЭС предъявляют задачи развития электрической сети. С изменением требований к решению задач развития электрических сетей в современных условиях необходимо развитие существующего информационного обеспечения. Отметим желательные направления такого развития.

Как следует из приведенного ранее анализа методов и процессов принятия решений по развитию электрических сетей, состава используемых математических методов и средств решения соответствующих задач, эти задачи требуют обширной информации. Требуемая информация (технологические, экономические, инфраструктурные и др. параметры), необходимостью хранения данных в динамике развития энергосистем, широтой использования многими организациями.

В силу комплексного и инфраструктурного характера электрических сетей энергосистем исходная информация при принятии решений по их развитию охватывает все основные параметры энергосистемы в целом (не только собственно сетей), включая данные о генерирующих мощностях, нагрузках потребителей электроэнергии, экономические данные о функционировании рынков электроэнергии, инфраструктурные данные (экологическое влияние и др.).

Результаты расчетов по развитию электрических сетей и принятые решения, т.е. данные на перспективу, нужны и должны использоваться всеми субъектами рынков электроэнергии для обоснования собственных решений и согласования этих решений. Перспективные данные должны присутствовать в базах данных. Состав этих данных должен быть достаточным для всех субъектов рынка. Например, потребители электроэнергии должны иметь данные на перспективу о возможных объемах потребления электроэнергии, межузловых потоках электроэнергии и ценах на электроэнергию по узлам электрической сети при различных вариантах развития энергосистем.

Таким образом, существующие базы данных должны быть расширены за счет включения в них экономических данных о рынках электроэнергии (объемы продажи, закупки и передачи электроэнергии, узловые цены).

Требуется расширение состава хранимых данных и в части экологического влияния объектов электроэнергетики. Фактически речь должна идти о создании единого информационного обеспечения развития электроэнергетики страны в целом.

Представляется необходимым обеспечить широкую доступность этих данных для всех участников рынка электроэнергии (генерирующих и электросетевых компаний, потребителей электроэнергии, потенциальных инвесторов в генерирующую и сетевую часть энергосистем, органов власти и др.). Такой доступ может быть организован через интернет в режиме регламентированного доступа. Определенные шаги в этом направлении делаются в мире (см. например, описание базы данных NARD (North America Power Transmission and Generation Database) для региона Северной Америки, разработанной кампанией Cambridge Energy Solutions [154]).

Информационное обеспечение должно включать в себя, наряду с традиционными средствами хранения, редакции и выборки данных, и новые интеллектуальные средства анализа данных. Это: графический анализ потоков электрической энергии и мощности в электрической сети, анализ пропускных способностей сети по ее сечениям, анализ «узких мест» в транспорте электроэнергии, включая экономическую оценку ущербов от их присутствия, ретроспективный экономический анализ рынков электроэнергии, калькуляция прогнозных цен на электроэнергию и другие средства. Необходимы определение состава таких средств и их последующая программная реализация в виде пакетов программ, встроенных в информационную систему. Некоторые из перечисленных средств разработаны и используются в мировой практике (указанные выше пакеты GTMax и PowerWorld [149,151], модель BusMap анализа потоков электроэнергии в сети компании Cambridge Energy Solutions [154] и др.).

Создание мощных современных баз данных для решения задач развития электроэнергетических систем - одно из важнейших направлений работ по совершенствованию системы управления развитием ЭЭС. С учетом тенденций в развитии вычислительной техники и систем управления базами данных, можно выделить следующие основные принципы развития баз данных ЭЭС:

• работа в сети персональных вычислительных машин различного класса и платформ, включающих как мощные серверы баз данных общего назначения, так и машины пользователей;

• программные средства систем типа “клиент-сервер”, включающие современные системы управления распределенными базами данных;

• совместное использование разнородных типов СУБД различных баз данных и различных пользователей;

• переход в будущем к созданию на основе разработанных баз данных интеллектуальных баз знаний, включающих методы анализа и проектирования развития ЭЭС.

Следует отметить некоторые общие положения (требования) разработки баз данных, несоблюдение которых приводит к большим трудностям в использовании БД и росту затрат на сопровождение программных средств управления данными.

Недостаточная полнота данных в базах существенно снижает уровень автоматизации при проведении исследований по развитию ЭЭС, поскольку недостающие данные вводятся не стандартными (принятыми в системе) средствами, часто вручную и многократно; достоверность этих данных существенно ниже, чем данных из БД.

Полнота данных в системе предполагает наличие в БД исчерпывающих данных о всех существующих и перспективных энергетических обьектах ЭЭС с учетом технологического, территориального и временного аспектов, а также необходимых данных о смежных отраслях (потребности в электроэнергии, данные по топливоснабжению и др.). Состав этих данных должен покрывать потребности всех основных задач развития ЭЭС в практике управления развитием ЭЭС.

Достоверность данных в БД обеспечивается за счет рациональной организации данных и минимального их дублирования, введения средств обеспечения целостности данных, надежности их хранения, контроля от несанкционированного доступа, административных методов организации работы с данными.

Одной из наиболее сложных проблем здесь является обеспечение целостности данных базы, содержащей множество связанных друг с другом наборов (таблиц) данных. Для устранения ситуации появления противоречивых, несогласованных данных в связанных таблицах требуется разработка достаточно сложных по логике программных средств. Следует отметить, что некоторые из современных СУБД имеют встроенные системные средства контроля целостности данных, обеспечивающие исчерпывающий контроль любых операций с данными, которые могут приводить к их рассогласованию или к потере данных [ 155 ].

Универсальность методов организации данных различных БД существенно снижает трудоемкость совместного использования нескольких баз данных. Фактически в мировой практике в качества стандарта используется реляционная модель данных [156, 157]. Не все свойства классической реляционной модели данных реализованы в разных СУБД.

Целесообразна ориентация на СУБД с наиболее жестким соблюдением стандартов реляционной модели данных.

Быстродействие БД, время реакции системы на запрос данных, очевидно, весьма важны. Тем не менее, стремление к увеличению быстродействия БД не должно приводить к снижению надежности хранения данных или к существенному увеличению объема данных. В большой степени быстродействие определяется выбором базовой СУБД при разработке базы данных, которая, однако, наряду с высокой скоростью работы, должна обеспечивать и другие качественные параметры БД, в первую очередь, надежность хранения данных.

Язык общения пользователя с базой данных должен быть достаточно прост, гибок и близок к профессиональному языку пользователя-энергетика.

Степень удовлетворения этих требований определяется как квалификацией программиста-разработчика БД, так и составом системных средств, имеющихся в распоряжении разработчика в тех или иных СУБД.

Современные системы предоставляют весьма широкий набор средств работы пользователя с данными, включая традиционные "меню", работу с "мышью", многооконные режимы работы и др. Развитые СУБД обеспечивают интерактивную разработку экранных форм и печатаемых отчетов в процессе разработки БД, а также возможность создания новых или изменения заложенных в БД форм в процессе работы самого пользователя с БД, без участия программиста-разработчика.

Возможность работы БД в сети персональных ЭВМ с одновременным доступом многих пользователей к одной БД – естественное условие для современных бах данных. Возникающая при этом проблема обеспечения целостности данных решается либо самими разработчиками БД, либо штатными средствами сетевых версий профессиональных СУБД.

Современные системы имеют достаточно надежные средства контроля одновременного доступа к одним и тем же данным нескольких пользователей БД и соответствующие средства блокировки данных от их недопустимого использования.

Информационная и программная совместимость разрабатываемых баз данных (преемственность информации, совместимые структуры данных, единая СУБД различных баз данных) весьма важны из-за большой трудоемкости реализации и реструктурирования БД. В то же время, имеющаяся тенденция сближения современных СУБД по основным своим характеристикам, перспективные проекты создания СУБД, работающих одновременно с базами данных разных форматов, по-видимому, не требуют однозначного выбора единой, "лучшей" СУБД для всех БД, которые могут использоваться совместно.

С учетом этих требований в Сибирском энергетическом институте СО РАН с участием и под руководством автора был разработан прототип базы данных по развитию ЭЭС, включающий в настоящее время базы данных по развитию электростанций и линий электропередачи ЭЭС России, техникоэкономических показателей генерирующего и сетевого оборудования ЭЭС.

Эти БД обеспечивают многопользовательский режим работы в сети ПЭВМ, многовариантность данных на перспективу, гибкие (по желанию пользователя), развитые средства выборки данных, ориентированные на пользователя-энергетика. В качестве базовой СУБД используется система PARADOX, что позволило обеспечить системными средствами надежный контроль согласованности и достоверности данных в этих базах, создать современные средства общения пользователя с БД. Ведется работа по модернизации баз данных с реализацией в клиент-серверной архитектуре на базе системы управления данными MySQL.

Состав данных в базе данных ориентирован на решение достаточно широкого круга задач перспективного развития электроэнергетики на различную перспективу для разных территориальных уровней. Принятая организация хранения данных допускает расширение состава данных по мере необходимости. Достоверность данных в БД обеспечивается за счет рациональной организации данных и минимального их дублирования, введения средств обеспечения целостности данных, надежности их хранения, контроля от несанкционированного доступа [79, 158-161].

Центральной в базе данных развития электроэнергетики является база данных развития электростанций. Она содержит информацию об агрегатном составе электростанций России, включая ретроспективные данные и вариантные данные на перспективу.

предусматриваемые связи базы электростанций с базами данных развития основных электрических сетей, экологических данных и детальных техникоэкономических показателей типовых агрегатов электростанций.

Основой территориального представления данных служит цепочка:

объединенная электроэнергетическая система (ОЭЭС) - районная система (РЭЭС) - электростанция. Вместе с тем, как видно из этого рисунка, используются и другие территориальные разрезы: административное деление, экономическое районирование.

электроБД экологич.

Рис. 5.1. Структура базы данных по электростанциям России.

Данные базы отражают полную картину развития каждого агрегата на электростанциях, начиная от его ввода, включая операции по модернизации и реконструкции оборудования и до его демонтажа или консервации.

Наличие в базе ряда словарей, показанных на рисунке, позволяет организовать выборку из базы широкого набора данных различного характера и степени агрегирования в территориальном, технологическом, временном и других разрезах. Для реализации гибких запросов данных предусмотрены средства, позволяющие сформировать запрос, выбрать нужные данные, сохранить эти данные в текстовом файле для дальнейшей обработки, выдать их на печать, продолжить работу с выбранными данными в какой-либо системе управления базами данных или в табличном процессоре (Excell и др.). Сформированные запросы пользователя могут сохраняться в библиотеке запросов для повторного использования.

Средства общения пользователя с базой данных достаточно просты и включают в себя набор средств с традиционными "меню", работу с "мышью", многооконный режим работы.

В развитие этой работы для информационного обеспечения системных исследований развития топливно-энергетического комплекса России в Институте систем энергетики на основе анализа используемой информации сформулированы системные требования по согласованию между собой структур данных БД отраслевых систем ТЭК (электроэнергетики, систем топливоснабжения, систем теплоснабжения) [162,168].

5.3. Организация пакетов программ СОЮЗ и СЕТИ для решения Математическая модель СОЮЗ (см. п.2.2.), предназначенная для выбора рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем, реализована на персональном компьютере в виде пакета программ (программно-вычислительного комплекса СОЮЗ) [79, 158-171].

В разработке ПВК СОЮЗ участвовали Г.М. Арбатский, О.Н. Бычкова, Л.А. Иванкова, В.Р. Такайшвили. Автор настоящей диссертационной работы являлся ответственным исполнителем и руководителем работы. Им лично разработана структура и реализованы наиболее ответственные модули ПВК.

Общее руководство работой осуществлялось В.А. Ханаевым.