1. Способ сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока, где указанная электросеть содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции работают в пределах связанных между собой секторов рынка сбыта электроэнергии и подвержены воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанный способ предусматривает стадии:

(a) идентифицирования всех указанных линий передачи переменного тока, которые проходят между различными указанными секторами рынка сбыта;

(b) сегментации в каждой из указанных таким образом идентифицированных линий передачи переменного тока посредством встраивания контролируемой вставки постоянного тока в выбранном месте расположения в идентифицированной электролинии, благодаря чему образуют множество секторов переменного тока;

(c) асинхронной эксплуатации каждого из указанных секторов переменного тока; и

(d) контролирования потока мощности между указанными секторами переменного тока посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

2. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий стадию разделения по меньшей мере одного из указанных секторов переменного тока на два или большее количество подсекторов, способных функционировать асинхронно по отношению друг к другу.

3. Способ по п.1, в котором стадия контролирования потока мощности содержит идентифицирование оптимального маршрута в зависимости от потребности в поставках электрической энергии от одного из указанных секторов рынка сбыта энергии к другому из указанных секторов рынка сбыта энергии, причем указанный маршрут содержит по меньшей мере одну вставку постоянного тока.

4. Способ сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока, где указанная электросеть содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции работают в пределах связанных между собой секторов рынка сбыта энергии и подвержены воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанный способ предусматривает стадии:

(a) идентифицирования местоположений всех тех линий передачи переменного тока, у которых контролируемая вставка постоянного тока может быть встроена для существенного уменьшения возможного каскадирования простоев в работе электросети от одного из указанных секторов к другому из указанных секторов;

(b) выбора множества указанных вставок постоянного тока с наименьшей стоимостью и соответствующих местоположений для достижения желательного уровня предотвращения каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению;

(c) сегментации в каждом таким образом выбранном месте соответствующей электролинии передачи переменного тока посредством встраивания соответствующей вставки постоянного тока в выбранное место; и

(d) контролирования потока мощности между указанными секторами переменного тока посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

5. Модифицированная энергосистема передачи электрической энергии, где указанная энергосистема перед модификацией содержит существующую многорегиональную электросеть переменного тока, содержащую множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции способны работать внутри связанных секторов рынка сбыта энергии, подверженных воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанная энергосистема после модифицикации содержит:

(а) указанное множество электростанций для выработки переменного тока, способных функционировать внутри указанных соответствующих секторов рынка сбыта энергии, подверженных воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта энергии,

(b) линии передачи электрической энергии, соединяющие указанные электростанции, по меньшей мере, некоторые из указанных линий передачи проходят между различными из указанных секторов, при этом каждая из указанных линий передачи, проходящих между различными секторами, включает в себя контролируемую вставку постоянного тока в электролинии для десинхронизации указанных различных секторов, а каждая из указанных вставок постоянного тока, встроенная в месте сегментации существующей линии передачи переменного тока, содержит саму вставку постоянного тока и линии передачи переменного тока на противоположных сторонах указанной вставки; и

(с) средство контролирования, оперативно подключенное к каждой из указанных вставок постоянного тока для контролирования потока мощности между различными указанными секторами посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

6. Энергосистема вставок постоянного тока для передачи электрической мощности между асинхронно работающими секторами переменного тока, подверженными воздействию взаимосвязанных правил рынка, каждый сектор получен в результате сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока посредством указанных вставок постоянного тока, при этом указанная электросеть перед сегментацией содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно соединенных между собой линиями передачи переменного тока, и средство контролирования, оперативно подключенное к каждой из указанных вставок постоянного тока для контролирования потока мощности между указанными различными секторами для контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

7. Энергосистема вставок постоянного тока по п.6, в которой, по меньшей мере, некоторые из указанных вставок постоянного тока содержат выпрямительно-преобразовательную пару выпрямителей переменного тока и преобразователей постоянного тока.

8. Энергосистема вставок постоянного тока по п.7, в которой по меньшей мере одна из указанных вставок постоянного тока содержит проводник постоянного тока, оканчивающийся на противоположных концевых участках выпрямителем переменного тока и преобразователем постоянного тока.

9. Энергосистема по п.6, или 7, или 8, дополнительно содержащая ее центр управления, оперативно подключенный к каждой из указанных вставок постоянного тока и предназначенный для получения данных, соответствующих графику обслуживания в потребности по передаче мощности между парами указанных секторов, для анализа таких данных и для вырабатывания командных инструкций с целью определения маршрута подачи мощности через указанную энергосистему в зависимости от результата такого анализа.

10. Энергосистема по п.9, в которой каждый из указанных секторов переменного тока включает в себя ассоциированный центр управления сектором, при этом указанная энергосистема дополнительно содержит сеть связи для сообщения о:

(а) запросах в адрес центра управления энергосистемы, направляемых указанными центрами управления секторами, касающихся графиков обслуживания межсекторной энергопередачей;

(b) наличии возможности передачи через отдельные вставки постоянного тока указанной сети центру управления энергосистемы;

(с) предварительных и окончательных графиках осуществимого обслуживания энергопередачей, поступающих в адрес указанных центров управления секторами от указанного центра управления энергосистемы.

 

(57) Реферат / Формула:
Способ сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока, где указанная электросеть содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции работают в пределах связанных между собой секторов рынка сбыта электроэнергии и подвержены воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанный способ предусматривает стадии:

(a) идентифицирования всех указанных линий передачи переменного тока, которые проходят между различными указанными секторами рынка сбыта;

(b) сегментации в каждой из указанных таким образом идентифицированных линий передачи переменного тока посредством встраивания контролируемой вставки постоянного тока в выбранном месте расположения в идентифицированной электролинии, благодаря чему образуют множество секторов переменного тока;

(c) асинхронной эксплуатации каждого из указанных секторов переменного тока; и

(d) контролирования потока мощности между указанными секторами переменного тока посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

2. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий стадию разделения по меньшей мере одного из указанных секторов переменного тока на два или большее количество подсекторов, способных функционировать асинхронно по отношению друг к другу.

3. Способ по п.1, в котором стадия контролирования потока мощности содержит идентифицирование оптимального маршрута в зависимости от потребности в поставках электрической энергии от одного из указанных секторов рынка сбыта энергии к другому из указанных секторов рынка сбыта энергии, причем указанный маршрут содержит по меньшей мере одну вставку постоянного тока.

4. Способ сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока, где указанная электросеть содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции работают в пределах связанных между собой секторов рынка сбыта энергии и подвержены воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанный способ предусматривает стадии:

(a) идентифицирования местоположений всех тех линий передачи переменного тока, у которых контролируемая вставка постоянного тока может быть встроена для существенного уменьшения возможного каскадирования простоев в работе электросети от одного из указанных секторов к другому из указанных секторов;

(b) выбора множества указанных вставок постоянного тока с наименьшей стоимостью и соответствующих местоположений для достижения желательного уровня предотвращения каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению;

(c) сегментации в каждом таким образом выбранном месте соответствующей электролинии передачи переменного тока посредством встраивания соответствующей вставки постоянного тока в выбранное место; и

(d) контролирования потока мощности между указанными секторами переменного тока посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

5. Модифицированная энергосистема передачи электрической энергии, где указанная энергосистема перед модификацией содержит существующую многорегиональную электросеть переменного тока, содержащую множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции способны работать внутри связанных секторов рынка сбыта энергии, подверженных воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанная энергосистема после модифицикации содержит:

(а) указанное множество электростанций для выработки переменного тока, способных функционировать внутри указанных соответствующих секторов рынка сбыта энергии, подверженных воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта энергии,

(b) линии передачи электрической энергии, соединяющие указанные электростанции, по меньшей мере, некоторые из указанных линий передачи проходят между различными из указанных секторов, при этом каждая из указанных линий передачи, проходящих между различными секторами, включает в себя контролируемую вставку постоянного тока в электролинии для десинхронизации указанных различных секторов, а каждая из указанных вставок постоянного тока, встроенная в месте сегментации существующей линии передачи переменного тока, содержит саму вставку постоянного тока и линии передачи переменного тока на противоположных сторонах указанной вставки; и

(с) средство контролирования, оперативно подключенное к каждой из указанных вставок постоянного тока для контролирования потока мощности между различными указанными секторами посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

6. Энергосистема вставок постоянного тока для передачи электрической мощности между асинхронно работающими секторами переменного тока, подверженными воздействию взаимосвязанных правил рынка, каждый сектор получен в результате сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока посредством указанных вставок постоянного тока, при этом указанная электросеть перед сегментацией содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно соединенных между собой линиями передачи переменного тока, и средство контролирования, оперативно подключенное к каждой из указанных вставок постоянного тока для контролирования потока мощности между указанными различными секторами для контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.

7. Энергосистема вставок постоянного тока по п.6, в которой, по меньшей мере, некоторые из указанных вставок постоянного тока содержат выпрямительно-преобразовательную пару выпрямителей переменного тока и преобразователей постоянного тока.

8. Энергосистема вставок постоянного тока по п.7, в которой по меньшей мере одна из указанных вставок постоянного тока содержит проводник постоянного тока, оканчивающийся на противоположных концевых участках выпрямителем переменного тока и преобразователем постоянного тока.

9. Энергосистема по п.6, или 7, или 8, дополнительно содержащая ее центр управления, оперативно подключенный к каждой из указанных вставок постоянного тока и предназначенный для получения данных, соответствующих графику обслуживания в потребности по передаче мощности между парами указанных секторов, для анализа таких данных и для вырабатывания командных инструкций с целью определения маршрута подачи мощности через указанную энергосистему в зависимости от результата такого анализа.

10. Энергосистема по п.9, в которой каждый из указанных секторов переменного тока включает в себя ассоциированный центр управления сектором, при этом указанная энергосистема дополнительно содержит сеть связи для сообщения о:

(а) запросах в адрес центра управления энергосистемы, направляемых указанными центрами управления секторами, касающихся графиков обслуживания межсекторной энергопередачей;

(b) наличии возможности передачи через отдельные вставки постоянного тока указанной сети центру управления энергосистемы;

(с) предварительных и окончательных графиках осуществимого обслуживания энергопередачей, поступающих в адрес указанных центров управления секторами от указанного центра управления энергосистемы.

 

---

008413
Перекрестная ссылка на релевантные заявки
Эта заявка относится к ранее поданной № 60/451628 на патент США, имеющей дату подачи от 5 марта 2003 г. и следующее название заявленного изобретения: "УСТРОЙСТВО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С СЕГМЕНТАЦИЕЙ СЕКТОРАМИ ПЕРЕДАЧИ ПОСТОЯННОГО ТОКА С ОРИЕНТАЦИЕЙ НА ФОРМИРОВАНИЕ РЫНКА СБЫТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ОПТИМАЛЬНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ЕЕ ПЕРЕДАЧИ", изобретателями по этой заявке являются Мохамед Эл-Гассеир и X. Кеннет Эпп. Содержание ранее поданной заявки здесь включено в качестве ссылочного материала при наличии полноты и целостности составления заявок, и преимущество от даты подачи ранее поданной предварительной заявки декларируется здесь для всех целей, которые легально достижимы такой декларацией о преимуществе, предоставляемом этой датой подачи заявки.
Предпосылки для создания изобретения
Ускоренный рост межрегиональной торговой деятельности в области передачи электрической энергии и энергоснабжения резко увеличил частоту пиков перегрузки при электропередаче и связанных с ними пиков цен на электроэнергию, что привело в некоторых случаях к значительному возрастанию розничных цен на электрическую энергию и к банкротству больших коммунальных предприятий и компаний по продаже электрической энергии.
Существуют два пути для устранения или облегчения преодоления этой проблемы: (1) увеличение инвестирования капитала для обновления существующих электросетей и развития новых линий электропередачи; и/или (2) увеличение пропускной способности имеющихся в наличии линий электропередачи. В дополнение к оппозиции со стороны общественности и к высоким ценам разработки новых трасс электропередачи первый подход к решению проблемы оказался труднодостижимым.
Второй подход к решению проблемы требует уменьшенной инвестиции капитала и является намного более экологически безвредным. Однако в настоящее время не используются и не предлагаются к применению процессы распределения и планирования обслуживания электропередач при явном увеличении пропускной способности имеющихся в наличии линий электропередач в условиях оптовой торговли электрической энергией.
Настоящее изобретение адресовано насущной потребности в улучшении способа использования существующих инфраструктур электропередачи.
Сущность изобретения
Настоящим изобретением предусматривается новый способ, как описано далее, разделения на секторы ранее существующей мультирегиональной сети передачи с переменным электротоком и превращения ее в набор секторов сети передачи с переменным электротоком для облегчения и функционирования эффективной региональной и межрегиональной электропередачи посредством использования: (1) регулируемости потокораспределения посредсгвом логических элементов постоянного тока между секторами электросети переменного тока; (2) возможности увеличения имеющейся в наличии пропускной способности посредством высвобождения скрытных возможностей электропередачи при существующей инфраструктуре передачи и посредством экономичного планирования потокораспределений электроэнергии в обратном направлении.
При одном из аспектов настоящего изобретения предусматривается, как здесь далее описано, наличие системы электропередачи при разделении ее на секторы согласно вышеизложенному способу.
При дополнительном аспекте настоящего изобретения предусматривается разработка, как здесь далее описано, способа распределения затрат на такую сегментацию системы энергоснабжения.
При еще одном дополнительном аспекте воплощения настоящего изобретения предусматривается разработка, как здесь далее описано, способа достижения оптимального функционирования разделенной на секторы электросети переменного тока посредством использования эффективного межсекторного планирования региональной и межрегиональной торговли электрической энергией.
Система и методология делают возможным использование технологии объединенной энергосистемы при постоянном токе для взаимного подключения иным способом изолированных секторов переменного тока на участках устройства, где ранее существовавшая электросеть переменного тока разделяется на секторы. Разложение больших электрических сетей переменного тока на секторы с переменным током, связанные вставками постоянного тока, может привести к значительному количеству выгодных факторов, которые включают в себя:
(1) облегчение достижения эффективных технических решений трудноразрешимых иным путем проблем, которые продолжают сдерживать развитие эффективных межрегиональных рынков сбыта в области торговли электрической энергией;
(2) высвобождение скрытых возможностей электропередачи существующей инфраструктуры передачи электрической энергии посредством устранения пределов устойчивости оперативных номинальных режимов работы и циркулирующих потоков мощности в электрической системе;
(3) предотвращение каскадирования больших нарушений в электрической системе и соответствующих простоев в ее работе в нескольких зонах и регионах обслуживания; и
(4) уменьшение межсекторных проблем перегрузок в системе электропередачи. Распределение материальных издержек следует принципу причинной обусловленности посредст
- 1 -
008413
вом идентифицирования и разделения инвестиций, требующихся для осуществления разработки и функционирования эффективных рынков сбыта, исходя из затрат, идущих на повышение надежности электрической системы на региональном и межрегиональном уровнях. Этот этап позволяет осуществлять расчет надлежащих затрат на обеспечение соответствующего механизма восстановления капитала.
Оптимальное функционирование разделенных на секторы электрических сетей достигается посредством воплощения нового процесса, названного здесь процессом планирования и оптимизирования доступа к передаче энергии между рынками ее сбыта (ГМТАО8). Процесс ГМТАО8 оптимально осуществляется посредством использования:
(1) контролирования межсекторных потокораспределений; и
(2) возможности расширения имеющейся в наличии пропускной способности внутри секторов и между секторами.
Полное контролирование над межсекторными потокораспределениями становится возможным посредством применения технологии энергосистемы постоянного тока, используемой для сегментации ранее существовавшей электрической сети переменного тока. Расширение имеющейся в наличии пропускной способности помимо прибылей, достигаемых посредством модернизаций, таких как конверсии линий электропередачи или таких, как те, которые получаются от устранения или уменьшения циркулирующих потоков энергии и пределов устойчивости, реализуется посредством экономичного планирования потокораспределений с обратной направленностью. Графики, планирования, создаваемые посредством использования процесса ГМТАО8, гарантируют наличие проверяемого согласования контрактных линий потокораспределений с физически существующими линиями потокораспределений, благодаря чему устраняется главный источник возникновения затруднений, которые вызывают беспокойства в настоящее время при развитии эффективных рынков сбыта электрической энергии. Разработанный процесс планирования также приводит к другому весьма желательному результату, а именно к рыночной ликвидности прав на передачу.
Вышеописанные и другие признаки и преимущества настоящего изобретения далее будут описаны со ссылками на сопроводительные чертежи, перечисленные ниже.
Краткое описание сопроводительных чертежей
Фиг. 1 представляет собой карту, иллюстрирующую пример выполнения сети электропередачи с секторами постоянного тока.
Фиг. 2 представляет собой карту при виде сверху на иллюстрацию примера выполнения инфраструктуры для сети электропередачи, изображенной на фиг. 1.
Фиг. 3 представляет собой карту, иллюстрирующую пример нагружения сети электропередачи, изображенной на фиг. 1.
Фиг. 4 является логической схемой технологического процесса получения оптимальной сегментации на секторы энергосистемы переменного тока только в целях формирования рынка сбыта с одновременным удовлетворением критериям безотказной работы в текущий момент времени и с целью определения максимальных затрат на такое инвестирование.
Фиг. 5 является логической блок-схемой для идентифицирования конфигурации и материальных затрат на сегментацию системы на секторы с целью формирования рынка сбыта при учете критериев надежности в текущий момент времени и безотказной работы в новых условиях (при наличии каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению) (включая максимальные затраты при инвестировании и текущую на данный момент времени величину затрат, вызываемых каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению).
Фиг. 6 является логической блок-схемой для идентифицирования конфигурации и максимальных материальных затрат на сегментацию системы на секторы с целью обеспечения надежности только при учете как критерия обеспечения надежности в текущий момент времени, так и критерия безотказной работы в новых условиях (при наличии каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению).
Фиг. 7 является логической блок-схемой для оценки динамической характеристики системы энергосистемы переменного тока в случае отсутствия сегментации на секторы для определения величины материальных затрат в настоящее время из-за наличия каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению и из-за отсутствия сегментации системы на секторы.
Фиг. 8 является логической блок-схемой для динамически критических логических элементов в системе, сегментированной на секторы, только в целях формирования рынка сбыта и для определения материальных затрат на критические логические элементы и устраняемые в связи с их наличием простои в работе по энергоснабжению.
Фиг. 9 является логической блок-схемой для расчета материальных затрат на сегментацию на секторы электрических сетей переменного тока в целях формирования рынка сбыта без учета затрат на частичное смягчение воздействий со стороны уменьшение каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению.
Фиг. 10 является логической блок-схемой для расчета материальных затрат на сегментацию на секторы электрических сетей переменного тока в целях формирования рынка сбыта и для увеличения надежности без учета затрат на полное смягчение воздействий от каскадирующих простоев в работе по
- 2 -
008413
энергоснабжению.
Фиг. 11 является логической блок-схемой для обзора "на сутки вперед" процесса межсекторного планирования.
Фиг. 12 является логической блок-схемой процесса оптимизирования маршрута линии электропередачи "на сутки вперед".
Фиг. 13 состоит из чертежей 13А-13D, являясь логической блок-схемой алгоритма для испытания физической осуществимости планирования использования логических элементов и контролирования их перегруженности.
Фиг. 14 является логической блок-схемой алгоритма для идентифицирования конфигурации при наименьших издержках.
Фиг. 15 состоит из чертежей 15А-15С, являясь логической блок-схемой алгоритма для пропорционального сокращения.
Фиг. 16 состоит из чертежей 16А-16С, являясь логической блок-схемой алгоритма для выполнения регулирований с целью достижения наименьших издержек при разработке графиков планирования работы логических элементов с целью устранения их перегруженности.
Фиг. 17 является логической блок-схемой, обеспечивающей обзором нормального процесса межсекторного планирования "на час вперед".
Фиг. 18 является логической схемой нормального процесса оптимизирования маршрутов линий электропередачи "на час вперед".
Фиг. 19 является логической блок-схемой, обеспечивающей обзором процесса межсекторного планирования в реальном масштабе времени при системе тройного регулирования.
Фиг. 20 является логической блок-схемой процесса оптимизирования маршрутов линий электропередачи в реальном масштабе времени при системе двойного регулирования.
Фиг. 21 является логической блок-схемой, обеспечивающей обзором процесса межсекторного планирования в реальном масштабе времени при системе двойного урегулирования.
Фиг. 22 является логической блок-схемой процесса оптимизирования маршрутов линий электропередачи в реальном масштабе времени при системе двойного урегулирования.
Подробное описание
Г. Предпосылки для создания изобретения Как показано выше, сегментация на секторы относится к разложению объединенной энергосистемы переменного тока на ряд секторов таким образом, что электроэнергия протекает среди секторов и должна проходить только через логические элементы энергосистемы постоянного тока. Объединенная энергосистема переменного тока является электрической системой, содержащей несколько, по существу, взаимно объединенных участков контролирования, каждый из которых включает в себя одну или несколько территорий обслуживания, распределяя отдельный набор торговых тарифов на электропередачу и на электрическую систему (например, три объединения энергосистем обслуживают прилегающие друг к другу 48 штатов США).
Контролируемая зона представляет собой систему или системы электропередачи со связанной с ней (с ними) инфраструктурой (инфраструктурами), которыми владеет одно или большее количество предприятий, но управляются в едином режиме покрытия издержек на тариф (тарифы) обслуживания, правилами рынка сбыта энергии, устройствами для функционирования и контролирования, а также администрацией.
Сектор является участком электросети объединенной энергосистемы переменного тока, который может быть идентифицирован системой логических элементов на постоянном токе, которая способна контролировать все обмены (импорты и экспорты) реальной энергией на участке при неизменной объединенной энергосистеме переменного тока постоянно по времени в ходе эксплуатации системы.
Логический элемент постоянного тока является устройством энергосистемы постоянного тока, связывающим два сектора переменного тока таким образом, что его размещение и работа в тандеме и в сочетании с аналогичными устройствами, соответственно размещенными в электросети, разделенной на секторы, может обеспечивать механизм для тотального контролирования величин и направлений межсекторных потокораспределений энергии. Логический элемент может состоять из: (1) одной или большего количества выпрямительно-преобразовательных пар выпрямителей и преобразователей при наличии объединяющих линий передачи, связывающих два сектора, или (2) набора выпрямителей и преобразователей на концевых участках линий преобразования переменного тока между двумя секторами, и (3) сочетания элементов (1) и (2). В дополнение к разделению секторов логическими элементами разделение на участки также может включать в себя установку выключателей секторов в объединенной энергосистеме переменного тока, где расчеты материальных затрат не оправдывают инвестицию капитала в технологию использования постоянного тока.
Фиг. 1 представляет собой упрощенный пример энергосистемы переменного тока, которая разделена на секторы вдоль границ трех операторов (GO) сетей секторов высокого напряжения: GO^), GO^) и GO(Q. Сектор оператора GO^) также разделен на два сектора переменного тока внутри своего собственного участка. Жирные штриховые линии показывают внешние границы секторов операторов сети
- 3 -
008413
GО, а пунктирные линии показывают внутрисекторные границы в секторе оператора СЮ(А).
Легкие штриховые линии изображают электролинии передачи переменного тока, которые могут иметь различные уровни напряжения, изменяющиеся от 60 до 500 кВт. Круглые метки изображают подстанции переменного тока, которые, в свою очередь, хотя и не показаны на фиг. 1, но соединены с различными электролиниями пониженного и повышенного напряжения, а также с генераторами и с электрическими нагрузками.
Квадратные метки обозначают станции преобразования переменного тока в постоянный, включающие в себя выпрямительно-преобразовательные пары выпрямителей и одиночные выпрямители переменного тока. Жирная темная линия показывает электролинию постоянного тока между одним из разделенных секторов оператора сети GO^) и сектором оператора сети GO(Q.
Четыре сектора, показанные на фиг. 1, являются асинхронными и не имеют объединенных энергосистем переменного тока какого-либо типа друг с другом, включая в себя низковольтные линии переменного тока, обычно используемые для распределения электрических напряжений во множестве точек подачи энергии к электрическим нагрузкам. Разделение на секторы может применяться для энергосистем переменного тока, диапазон изменения мощности которых начинается от нескольких тысяч мегаватт до весьма мощных электросетей переменного тока, таких как Западная и Восточная объединенные энергосистемы Северной Америки, мощность которых представлена сотнями гигаватт.
Потоки энергии между асинхронными секторами переменного тока полностью контролируются устройством постоянного тока. Устройство состоит из наборов вставок постоянного тока (т.е. из преобразователей постоянного тока и электролиний) между секторами.
Фиг. 2 показывает рабочие центры для каждого из операторов сетей GO и для объединенных энергосистем постоянного тока. Каждый из этих центров может состоять из центральных контрольных управлений, а также из подчиненных подотчетных центров. Каналы связи показаны тонкими прерывистыми штрихпунктирными линиями. Каналы имеют голосовую связь, обмены данными информации, мониторинг и регулирование системы. Каждая энергосистема передачи переменного тока у каждого сектора должна контролироваться ее оператором GO сети. Соседние операторы GO сетей могут совместно включать в работу отдельные станции и линии постоянного тока. При альтернативе центр координации объединенной энергосистемы (ICC) может включать в работу устройство постоянного тока. Должны составляться межсекторные торговые графики планирования, и они должны реализовываться только посредством участия центра координации ICC в этой реализации.
Обычно все оборудование, которое представляет собой вместе линии и объединенные энергосистемы переменного тока и постоянного тока, будет иметь множество владельцев, которые могут потребовать включение в работу оборудования при управлении со стороны операторов сетей GO и центра координации ICC и которые могут получать годовой доход от пользователей энергосистемами и их бенефи-циариев.
Фиг. 3 иллюстрирует типичное нагружение логических элементов энергосистем постоянного тока, изображенных на фиг. 1. Полная выработка энергии (включая в нее в целях упрощения резервные требования маржи и потери) и нагрузки показаны для каждого сектора, а также потоки энергии и направление потока для каждой точки объединенной энергосистемы постоянного тока.
Следует отметить, что потоки между секторами полностью определены межсекторными потоками энергии при постоянном токе. Изменение потока в любой одной точке подключения постоянного тока может быть согласовано ростом выработки энергии на одном секторе переменного тока и уменьшением выработки энергии на секторе переменного тока на другой стороне логического элемента постоянного тока. При альтернативе, выработка энергии на каждом из включенных секторов может оставаться постоянной, а изменение потока энергии в одной точке энергосистемы постоянного тока компенсируется противоположным изменением в потоках энергии у одной или у большего количества точек объединенных энергосистем постоянного тока между одними и теми же двумя секторами переменного тока. Возможность изменения потоков через точки объединенных энергосистем постоянного тока при поддержании выработки энергии и нагрузок постоянными на каждом секторе переменного тока демонстрирует наличие ликвидности, которая можно достигать с помощью применения логических элементов постоянного тока. Ликвидность в дальнейшем увеличивается посредством допуска наличия изменений как в потоке вырабатываемой энергии, так и в потоке энергии через логический элемент постоянного тока.
II. Планирование разделения на секторы для содействия эффективной работе рынка сбыта электроэнергии
Разделение на секторы объединенной энергосистемы переменного тока для способствования эффективной работе рынка сбыта электроэнергии может осуществляться рабочими операциями, идентифицированными в процессе, который подчеркивается иллюстрациями на фиг. 4 и на фиг. 10. Процесс позволяет отделить материальные затраты, возникающие при способствовании рынку сбыта, от издержек, которые могут быть отнесены к повышению надежности. Такое разделение является существенным для размещения капитала, а также для ценообразования услуг по осуществлению энергопередачи и для представлений норм выработки, и следовательно для оценки и поддержания надежности кредитования с целью осуществления инвестиций, направленных, главным образом, на усовершенствование устройств для
- 4 -
008413
формирования рынка сбыта электроэнергии. А. Разделение на секторы при формировании рынка сбыта с учетом критериев надежности в текущий
момент времени
Формирование с целью усиления рыночных функций и эксплуатация энергосистемы требуют разделения на секторы объединенных энергосистем переменного тока, представляющие интерес для каждой объединяющей линии переменного тока между всеми парами территорий оптового рыночного регулирования энергии в объединенной энергосистеме, управляемыми при различных рыночных тарифах. Удовлетворение этого требования приводит к разложению объединенной энергосистемы на секторы переменного тока, границы которых могут совпадать с границами превалирующих рыночных тарифов. Каждый сектор переменного тока может тогда функционировать при различном наборе внутренних содержательных рыночных правил, предписываемых применимым тарифом. Границы, определяющие любой сектор, должны совпадать с территориями коллективной юрисдикции элементов операторов сетей GO, назначенных для сектора. Оператор GO сети является предприятием, несущим ответственность за работу одной или большего числа сетей электропередачи и таким, как вертикалью объединенные коммунальные предприятия, федеральные агентства по сбыту электроэнергии, независимые компании, занимающиеся оказанием услуг в области электроснабжения, независимая система операторов, региональные организации, занимающиеся оказанием услуг в области электроснабжения и другие поставщики, предоставляющие услуги в области снабжения электроэнергией. Сектор может быть ограничен участком территории обслуживания одиночным оператором сети GO, или он может быть таким большим, что объединяет области управления нескольких операторов GO электросетей. В связи с тем, что технология объединенных энергосистем с постоянным током способна тотально контролировать величины и направления межсекторных потоков электроэнергии, сектор может состоять из сочетания неперегруженных энергосистем переменного тока.
Процесс планирования иллюстрирован чертежом, изображенным на фиг. 4, где он начинается посредством разложения существующей конфигурации целевой объединенной энергосистемы 1 переменного тока на ряд секторов с переменным током при использовании желательных тарифных границ в соответствии с представляющим интерес формированием 2 рынка сбыта и имеющимся в распоряжении средством 3 для сегментации на секторы. Таким образом, все линии электропередачи между ограниченными секторами должны быть идентифицированы, и должны устанавливаться преобразователи в выпря-мительно-преобразовательные парах на большинстве электролиний (если не на всех электролиниях) переменного тока между соседними секторами при уже установленных тарифных границах. В некоторых случаях, экономические обстоятельства могут быть благоприятными для преобразований электрического тока в электролиниях с выпрямителями. При других ситуациях, сегментация на секторы может передавать определенные электролинии, в частности низковольтные электролинии, неэкономичные при своей эксплуатации, и они могут быть отключены, по меньшей мере, во время нормального режима эксплуатации энергосистем. Желательное смешивание выпрямительно-преобразовательных пар, конверсии электролиний и отключений электролиний переменного тока может определяться посредством совместных усилий, предпринимаемых акционерами соседних секторов, подверженных воздействию со стороны учета применяемых технических, экономических и нормативно-правовых критериев.
Получающаяся в результате конфигурация представляет собой систему сегментации 4 формирования рынка сбыта (MDSS).
Существует возможность того, что на одном или большем количестве участков обслуживания может проявиться пониженная характеристика надежности электросети после ее сегментации на секторы в связи с внутренними (т. е. местными) выходами из строя линий передач или средств выработки электроэнергии, которые не могут быть удовлетворительно смягчены из-за отсутствия синхронной поддержки снабжением переменным током из соседних систем. Следовательно, показатель надежности системы сегментации MDSS может оцениваться посредством проведения внутрисекторных исследований 6 надежности при использовании критериев 7 надежности, применимых в текущий момент времени. Аналитические способы и средства программного обеспечения для выполнения исследований 6 надежности (включая поточное моделирование электрических нагрузок и оценки устойчивости систем) являются хорошо развитыми и обычно используемыми [1]. Результаты оценки показателя надежности сопоставляются с критериями 8 текущего момента времени. Если установлено, что не являются адекватными внутрисекторные показатели надежности системы сегментации MDSS, может гарантироваться 9 ограниченное инвестирование капитала в обновление внутрисекторных линий переменного тока. Издержки, понесенные на какие-либо восстановительные и модернизационные работы в линиях переменного тока, могут покрываться частично или в полном объеме организациями, эксплуатирующими энергосистемы переменного тока, которые опасаются наличия пониженной местной надежности обслуживания после утраты синхронной поддержки со стороны линий переменного тока (поскольку перед сегментацией на секторы они действительно полагались на поддержку со стороны их соседних систем переменного тока без необходимых местных контрактных соглашений о такой поддержке). В какой степени не оплачиваются модернизации линий переменного тока внутри секторов, в такой степени могут видоизменяться издержки 5 на создание начальной системы сегментации MDSS. При альтернативе издержки на модерни
- 5 -
008413
зационные работы в области линий переменного тока могут отслеживаться и покрываться отдельно как затраты на поддержание внутрисекторной надежности. Хотя предельное ассигнование на покрытие издержек, затрачиваемых на модернизационные внутрисекторные работы, может определяться посредством переговоров, алгоритм, представленный на фиг. 4, обеспечивает существенной дозой информации: неявная цена эквивалентного обслуживания при синхронном поддержании перед сегментацией на секторы обычно изменялась среди объединенных энергосистем переменного тока. Без такого типа информации не могут проводиться переговоры, имеющие смысл.
Как только рабочие характеристики системы сегментации MDSS начинают считаться адекватными с точки зрения перспективы удовлетворения критериев надежности в текущий момент времени, устанавливается 10 оптимальная система сегментации MDSS. Полученный проект не учитывает величину улучшений надежности за пределами требований критериев надежности в текущий момент времени. В результате получается максимальная стоимость 11 оптимальной сегментации на секторы только с учетом целей формирования рынка сбыта энергии.
В. Разделение на секторы при формировании рынка сбыта с учетом полной динамической безопасности Поскольку только постоянному электрическому току позволяют протекать через логические элементы постоянного тока, будет устранено распространение нарушений переменного тока между секторами переменного тока. Здесь особый интерес представляет потенциально возможное уменьшение частоты и серьезности нарушений переменного тока весьма дорогостоящего типа, а именно, что имеются каскадирующие простои в работе по энергоснабжению, широко распространенные в сети или объединенной энергосистеме и вызываемые определенным классом начальных происшествий. Каскадирующие простои в работе энергоснабжения могут приводить к значительным потерям электрических нагрузок и к потерям в выработке электроэнергии, а также к возможному разрушению системы. Логические элементы, установленные в целях расширения функциональных возможностей при формировании рынка сбыта, будут блокировать распространение между секторами простоев в работе по энергоснабжению. Однако проблемы могут существовать в пределах отдельных секторов. Более того, логические элементы не имеют стопроцентной надежности (в связи с обычными повреждениями или с потенциально возможными актами саботажа или вандализма). Другими словами, всегда будет существовать остаточный риск каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Такой риск может быть незначительным в случае реализации проектов сегментации на секторы для расширения функциональных возможностей при формировании рынка сбыта энергии. Ответственные лица могут предпочесть устранить или существенно уменьшить остаточные риски наличия каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению посредством развития и ужесточения новых критериев планирования и эксплуатирования, которые могут привести к применению логических элементов с постоянным током и связанной с ними технологии за пределами потребностей в чисто планировочных проектах рынков сбыта электроэнергии. Эти критерии являются новыми в связи с тем, что они могут адресоваться проблемам обеспечения надежности помимо и за пределами существующей в настоящее время практики, реализуемой в промышленности. Их природа и особенности подвержены воздействию со стороны политических решений, принимаемых правительствами и регуляторными административными государственными органами при консультации с представителями электроэнергетической промышленности. Новые критерии могут быть или в виде набора стандартов на работоспособность, направленных на уменьшение или даже существенное устранение случаев и жесткости воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, или в виде экономического критерия (например, в виде требования того, чтобы возрастающие издержки на сегментацию электросети не превышали бы по своей величине увеличенную прибыль от уменьшения ожидаемых затрат на покрытие остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению).
Фиг. 5 иллюстрирован способ специфического конфигурирования системы сегментации MDSS, при котором только в целях улучшения формирования рынка сбыта энергии она может дополнительно развиваться для удовлетворения новых критериев (связанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению). Иллюстрируемый процесс преобразует проект сегментации на секторы, разработанный для улучшения торговых операций, в динамически безопасную систему сегментации MDSS (т.е. существенно невосприимчивую к простоям в работе по энергоснабжению). Это начинается с многоходовой оценки динамики системы, разделенной на секторы электросети, каждый раз во времени электросеть модифицируется для улучшенного сдерживания наступления каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. При первом этапе многоходовой оценки динамическая характеристика 10 системы сегментации MDSS оценивается посредством проведения системных динамических исследований 12 при использовании содержательного набора нарушений 13, выбранного для проведения испытания и для оценки динамической реакции объединенной энергосистемы.
Нарушение системы является происшествием или непредвиденным случаем, способным вызывать каскадирующие простои в работе по энергоснабжению. Начальное происшествие состоит из непреднамеренного (незапланированного) выхода из строя одного или нескольких элементов одной или большего количества следующих категорий элементов системы: (i) энергетического агрегата; (ii) внутрисекторных средств электропередачи (например, общих башен высоковольтной линии, электролиний на общей трассе электропередачи и автоматических выключателей); и (iii) межсекторного оборудования для передачи
- 6 -
008413
переменного тока, включая логические элементы постоянного тока и линии передачи постоянного тока. Перечень элементов, вызывающих беспокойство, должен быть продолжен за пределы существующей инфраструктуры для включения всех дополнительных элементов оборудования, модернизаций и демонтажей, которые должны осуществляться в пределах представляющего интерес горизонта планирования. Первоначальные происшествия могут быть либо обычными непреднамеренными случаями, либо результатом акта вандализма или саботажа. Обычные непреднамеренные непредвиденные обстоятельства вызываются сочетанием механических повреждений в связи с износом и истиранием или в связи с причинами, вызванными погодой, и/или в связи с ошибками человека (оператора). Акты вандализма и саботажа могут иметь ограниченное (локализированное) разнообразие или проявляться в виде координированных атак на электросеть, либо они могут возникать по причине местных или международных источников таких актов. Независимо от обычных или необычных происшествий набор 13 нарушений в системе должен быть содержательным, поскольку он должен содержать все вероятные случаи, которые могут вызывать каскадирующие простои в работе по энергоснабжению. Однако новые критерии 19 планирования и эксплуатации, разработанные для смягчения воздействий со стороны остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, могут весьма удовлетворительно диктовать объем выбора первоначальных происшествий 13. Алгоритмы для идентифицирования и ранжирования первоначальных происшествий разработаны и могут модифицироваться для подготовки потребного набора 13 данных информации [2].
При осуществлении исследований 12 динамики системы набор 13 нарушений должен применяться посредством использования технического приема моделирования по способу Монте-Карло для переимчивого произвольного ввода первоначальных происшествий в содержательные (не перекрывающиеся) списки очередности. (Другие менее строгие технические приемы также могут использоваться [3]. Однако имеется риск того, что использование альтернативных способов может приводить к чрезмерной уверенности или к субъективному экспертному мнению). Длительность и частота моделируемых непредвиденных обстоятельств должна основываться на хронологии состояний работоспособности включенных элементов и на ожидаемых изменениях в конфигурации электрической сети. Потенциально возможные акты вандализма и саботажа могут учитываться посредством сценариев моделирования вандализма и саботажа (обеспечения безопасности при этих актах).
В дополнение к использованию программ способа Монте-Карло для моделирования введения первоначальных непредвиденных обстоятельств в исследования 12 динамики системы может быть включено применение хорошо разработанных средств программного обеспечения для проведения моделирования потоков электроэнергии и анализов устойчивости [4]. Основные результаты исследований 12 динамики системы включают в себя подробные расчеты характеристик работоспособности разделенной на секторы объединенной энергосистемы при встрече ее с исходными происшествиями, случающимися во время каждого прогона моделирующей программы. Эти расчеты могут конкретно определять отклонения по напряжению и частоте, количества, длительности и местоположения в цепях прерываний в обслуживании нагрузок и падающую выработку электроэнергии, связанную с каждым исходным непредвиденным обстоятельством.
Используя условные математические ожидания 17 будущих картин роста и распределения нагрузки и производительности выработки энергии с учетом принятого горизонта планирования, информация, полученная в результате проведенных исследований 12 динамики системы, обрабатывается для каждого прогона моделирующей программы и превращается в прогнозы 14: (i) простоев в работе обслуживания электрических нагрузок и (ii) падений в выработке электроэнергии. В случае утрат электрических нагрузок, используя условные математические ожидания роста нагрузок и распределения по географическому местоположению и по классу обслуживания 17, результаты исследований 12 динамики системы могут быть переведены в прерывания обслуживания энергоснабжением, выраженные в мегаватт-часах сброшенных нагрузок при учете класса обслуживания клиента, времени суток и предприятия 14, обеспечивающего электроэнергией. Информация 12 о падениях выработки электроэнергии также может быть детализирована в графиках простоя в работе установок, включая требования 14 выключения и рекуперации при вводе данных, полученных из условных математических ожиданий 17 относительно выработки электроэнергии.
Используя математические условные ожидания 17 в отношении уровня спроса (VOS) со стороны клиента, воздействия от сброса нагрузок при каскадирующих простоях 14 в работе по энергоснабжению переводятся в ожидаемые текущие по времени величины издержек 16, приходящихся на каскадирующие простои в работе по энергоснабжению. Вводы уровня спроса VOS могут получаться с помощью технических приемов обследования клиентов, дополняемых хронологическими издержками, вызываемыми невыполнением обслуживания в связи с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению. Величины падения выработки 16 электроэнергии в текущий момент времени могут рассчитываться объединением условных математических ожиданий прерванной выработки 14 электроэнергии с прогнозами 17 величины выработки электроэнергии (VOG). Данные информации о величине выработки VOG могут быть получены из математических условных ожиданий в отношении цен оптовой продажи, которые получаются с помощью выработки моделей исчисления издержек и/или с помощью прогнозов, основанных
- 7 -
008413
на рынке сбыта электроэнергии.
Настоящие числовые расчеты стоимостей и затрат могут выполняться при требуемом количестве моделирований по способу Монте-Карло для получения условных математических ожиданий 16 для ожидаемых значений издержек при наихудшей нагрузке и наихудших потерях в выработке электроэнергии. Количество требующихся моделирований зависит от способа, используемого для экономии расчетных усилий (например, с помощью выборки по значимости) [5]. Уравнения (1) и (2) обеспечивают упрощенными выражениями расчет текущих величин нагрузки и потерь в выработке электроэнергии на этапе 16 на основе информации, полученной от этапов 14 и 17:
PVCOCLL= - У
(l + DRj
(1)
1 R
PVCOCLG= - ?
R r=l
/=1 *=i
(l + DR)'
(2)
где PVCOCLL - текущая по времени величина капитальных издержек, вызванных каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению при потере нагрузок, в долларах США;
PVCOCLG - текущая по времени величина капитальных издержек, вызванных каскадирующими простоями в работе при падении в выработке электроэнергии, в долларах США;
R - количество прогонов программы моделирования по способу Монте-Карло;
r - показатель прогона по способу Монте-Карло;
Т - количество периодов эксплуатации моделируемой системы;
t - временной шаг (период) эксплуатации системы;
DR - учетная ставка, приходящаяся на временной шаг t;
I - количество моделируемых исходных происшествий;
i - показатель исходного происшествия;
С - количество классов клиентов;
с - показатель класса клиента;
G - количество предприятий, вырабатывающих электроэнергию и подверженных воздействию каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению;
g - показатель установки для выработки электроэнергии;
COLLi c,t - потеря нагрузки от каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, вызванная случаем i среди клиентов класса с в момент времени t;
COLGi,g,t - падение выработки электроэнергии при каскадирующих простоях в работе по энергоснабжению, вызванное случаем i с электрическим генератором g в момент времени t;
VOGg,t - стоимость выработки электроэнергии электрическим генератором g в момент времени t; t - стоимость обслуживания клиента класса с в момент времени t.
Наряду с потерями нагрузок и падениями выработки электроэнергии, связанными с моделируемыми остаточными каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению, ожидаемые величины показателей работоспособности системы могут выявляться на этапе 16 из условных математических ожиданий 17 для данных информации о нагрузках и выработке электроэнергии, а также из расчетов 14 утрат нагрузок и падений выработки электроэнергии. Даже хотя количество и природа показателей, подлежащих использованию для электросетей, разделенных на секторы, уже должны быть определены, концепция используется в промышленности для всех фаз выработки электроэнергии и для цикла ее поставки. Важно отметить, что желательные показатели должны быть совместимыми с принимаемыми (новыми) критериями 19 планирования для смягчения действий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению.
На этапе 16 результаты для текущих величин первого круга представляют собой издержки из-за наличия остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, воздействие которых не может блокировать оптимальная система MDSS. Эта информация проходит при операции 59 части процесса, предназначенного для идентифицирования динамически значимых логических элементов при наличии конфигурации оптимальной системы сегментации MDSS (см. фиг. 8).
При операции 18 текущий по времени уровень сегментации на секторы проверяется в отношении удовлетворения принятым новым критериям 19. Испытание при операции 18 должно быть гибким, поскольку критерии 19 могут быть в виде либо набора стандартов (порогов) работоспособности, либо в виде экономической цели, либо в виде этого набора стандартов и этой экономической цели. В частности,
- 8 -
008413
в зависимости от предпочтительной политики планирования одно или оба следующих испытания должны выполняться при операции 18: (i) одно испытание состоит в выяснении вопроса о том, являются ли ожидаемые величины показателей работоспособности соответствующими при операции 16 новым критериям 19, а (ii) другое испытание состоит в выяснении вопроса о том, превосходит ли по своему значению текущая величина текущего инкрементного приращения в издержках на сегментацию электросети на секторы текущую величину затрат на уменьшенные остаточные каскадирующие простои в работе по энергоснабжению при выполнении операции 16. Если ответ на приемлемое испытание (приемлемые испытания) является утвердительным, при операции 22 будет достигаться динамически безопасная система с сегментацией на секторы при формировании рынка сбыта энергии и может не потребоваться дальнейшая сегментация на секторы. Если ответ является отрицательным, нарушаются новые критерии и потребуется дополнительная сегментация 20 на секторы.
При выполнении операции 20 система далее разделяется на секторы посредством добавления одного или большего количества логических элементов или путем принятия других мер (таких как отключение электролиний переменного тока для нормальной эксплуатации). Это действие приводит к расщеплению по меньшей мере одного сектора на два или большее количество секторов. В результате получается модифицированная система 21 сегментации MDSS. Новое формирование 21 затем подвергается проведению раунда ее собственных исследований 12, при которых испытывается динамика системы, как это ранее описывалось. Процесс получения оценок повторяется с использованием технических приемов моделирования по способу Монте-Карло для верификации соответствия новым критериям. Если ответ повторно является отрицательным, электрическая сеть разделяется далее на секторы, и выполняется остальная часть рабочих операций. Процесс продолжается до тех пор, пока не будет подтверждено соответствие. Конечным результатом в этой точке является получение полной спецификации 22 конфигурации, размера капиталовложений и эксплуатационных затрат, а также затрат, связанных с предельными остаточными каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению (если они существуют) и рабочих характеристик улучшенного формирования рынка сбыта, способного удовлетворять новым критериям надежности (при учете наличия каскадирующиих простоев в работе по энергоснабжению).
Как и в случае разделения на секторы только в целях формирования рынка сбыта энергии (см. фиг. 4), имеется возможность того, что на одном или большем количестве участков обслуживания может наблюдаться уменьшенная характеристика надежности электрической сети в связи с наличием внутрисек-торной выработки энергии или в связи с простоями в работе по осуществлению электропередачи после дополнительной сегментации на секторы в системе сегментации MDSS. С такой ситуацией можно справляться таким же самым способом, как тот, который подчеркивается в разделе А (см. фиг. 4). Процесс начинается с оценки характеристики внутрисекторной надежности динамически безопасной системы 22 сегментации MDSS посредством проведения соответствующих исследований 23 внутрисекторной надежности при использовании применимых в текущий момент времени критериев 24 надежности. Исследования 23, подлежащие осуществлению, включают в себя традиционные моделирования потоков к электрическим нагрузкам и оценки устойчивости системы. Результаты оценки затем сравниваются 25 с критериями 24 надежности, существующими в текущий момент времени. Если характеристика внутри-секторной надежности устанавливается неадекватной, должны проводиться внутрисекторные модернизации 26 в сети переменного тока. В какой степени не оплачиваются модернизации линий переменного тока первичными бенефициариями, в такой степени могут видоизменяться 22 издержки на создание динамически безопасной системы сегментации MDSS. При альтернативе новые издержки могут отслеживаться и покрываться отдельно как оплаты подержания внутрисекторной надежности. Распределение максимальных капиталовложений на внутрисекторные модернизирования могут определяться посредством переговоров. Алгоритм, изображенный на фиг. 5, обеспечивает средствами для оценки теневой цены поддержания эквивалента синхронного снабжения переменным током перед сегментацией на секторы, обычно изменяющейся среди объединенных энергосистем переменного тока.
Инкрементное регулирование и оценка характеристик внутрисекторной надежности повторяются до тех пор, пока не достигается адекватность устройства системы на этапе операции 25. Как только это достигается, затраты на внутрисекторные модернизации затем подсчитываются и превращаются в тотальные оценки дополнительных затрат, подлежащих покрытию на стадии операции 28. Затраты, получаемые в результате выполнения операции 28, затем складываются с затратами, идущими на достижение динамически безопасной системы 22 сегментации MDSS для получения весьма значительной оценки 27 затрат на сегментацию на секторы объединенной энергосистемы в рыночных целях, а также на ограждение сети от большинства (если не от всех) случаев воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению при соответствии текущим критериям (местного) планирования и операционной надежности. Следует отметить, что операция 27 всегда переносит (из операции 16) текущую величину затрат, связанных с наличием воздействий остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению и определенных из последнего раунда исследований динамики системы.
С. Разделение на секторы только с целью обеспечения надежности
Инвестирование капитала в надежность электрической сети отличается от капиталовложений с целью улучшения формирования рынка сбыта в отношении: (i) способа размещения затрат на проектиро
- 9 -
008413
вание и (ii) достигаемого уровня экономичности масштаба сбережений.
Во-первых, в отношении целевого назначения ассигнования в отличие от капиталовложений, идущих на улучшения формирования рынка сбыта энергии, защита общества от воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению является "обычным хорошим" предоставлением услуг по снабжению энергией, приносящих прибыль всем поставщикам энергии по энергосистеме электропередачи, подлежащей разделению на секторы, и следовательно затраты на такое надежное обслуживание могут быть вероятной базой для исчисления тарифов для всей объединенной энергосистемы (т. е. они включаются в тарифы для индивидуальных потребителей посредством нормативного постановления). В случае улучшения формирования рынка сбыта энергии затраты на проектирование не могут быть базой для исчисления тарифов на основе широкой базы энергосистемы, поскольку прибыли могут быть ограниченными для одиночного оператора электросети и в некоторых случаях для некоторых генераторных установок или даже для одиночного поставщика. Поскольку большинство проектов воздействуют как на характеристику надежности, так и на торговые операции, проблема сортирования по рангам и надежного распределения капительных затрат и прибылей от инвестиций в электропередачу существовала ранее, и все же она остается и теперь существующей областью интенсивных исследований и дебатов. Настоящее изобретение адресовано непосредственно этой проблеме и представляет собой новую и разумную методологию для решения этой проблемы в отношении обширного разделения на секторы электрических сетей объединенной энергосистемы. Принципы, на которой основана эта методология, также применимы и к инвестициям в электропередачу переменного тока, влияющим как на надежность, так и на характеристику функционирования рынка сбыта энергии, учитывая также и включение проектов гибких систем электропередачи переменного тока (FACTS).
Во-вторых, инвестиции для обеспечения надежности могут включать в себя различные преимущества крупных экономических объектов. Например, сегментация на секторы объединенной энергосистемы с множеством нормативных рыночных юрисдикций для сведения к минимуму воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению может потребовать меньше логических элементов, чем ее разделение на секторы только в целях формирования рынка сбыта энергии. Поскольку стоимость установленного логического элемента при любой инвестиции капитала с целью сегментации на отрезки вероятно является весьма чувствительной к размерам и количеству логических элементов, приобретаемых для осуществления проекта в целом, обязательно существуют две перспективы в отношении размера затрат, необходимых для установки логических элементов, а именно: (i) перспектива оценки на основе учета надежности и (ii) и перспектива, касающаяся важности улучшения формирования рынка сбыта энергии. Следовательно, любая оценка кредитования, направленного на уменьшение или устранение воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, оформленная в виде устранения капитальных затрат на логические элементы постоянного тока (в виде побочного продукта от проектирования разделения на сектора при формировании рынка сбыта), должна оцениваться, исходя из перспективы инвестирования только чисто на обеспечение надежности в дополнение к принципу, основанному на учете формирования рынка сбыта энергии.
Этой частью процесса проектирования достигаются две цели: (i) устанавливается основа для оценки затрат на разделение электросети переменного тока на секторы только для устранения или сведения к минимуму воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, и (ii) идентифицируются логические элементы, необходимые для сведения к минимуму или даже для устранения воздействий от каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Результаты достижения первой цели могут быть сведены к исключению кредитований, исходя от перспективы инвестирования строго с целью обеспечения надежности как средства компенсирования капиталовложения (капиталовложений) в схемы разделения на секторы при формировании рынка сбыта энергии для повышения динамической характеристики системы. Достижение второй цели будет облегчать идентификацию динамически значимых логических элементов для формирования рынка сбыта энергии.
Как подробно показано фиг. 1, процесс сегментации объединенной энергосистемы переменного тока только для повышения характеристики надежности системы является весьма подобным тому, который разработан для превращения проекта сегментации, ориентированной на формирование рынка сбыта энергии, в динамически безопасную электросеть (т.е. см. фиг. 5). Единственными отличиями двух процессов являются начальные точки и конечные продукты. При рассматриваемом случае процесс начинается в точке 1 с выявления параметров конфигурации и работоспособности существующей сети рассматриваемой объединенной энергосистемы переменного тока и кончается сегментированной системой, которая удовлетворяет всем текущим по времени и новым критериям обеспечения надежности (динамической работоспособности) (см. фиг. 6). При случае, иллюстрируемом на фиг. 5, начальная точка является системой сегментации MDSS, а конечный продукт представлен динамически безопасной планировкой рынка сбыта энергии.
При руководстве известной хронологией состояний динамической работоспособности объединенной энергосистемы 15 переменного тока существующую электросеть 1 переменного тока разлагают и превращают в исходный проект 29 системы, состоящей из ряда асинхронных секторов переменного тока посредством встраивания преобразователей преобразовательно-выпрямительных пар в стратегических
- 10 -
008413
местах на определенных электролиниях, вероятно, при преобразованиях в некоторых внутрисекторных электролиниях переменного тока и при отключении других электролиний переменного тока для нормальной работы 36.
Исходный проект 29 затем подвергается многоходовому получению оценки его динамической характеристики, каждый раз электросеть инкрементно сегментируется до тех пор, пока она не будет удовлетворять определенным критериям для сдерживания воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. На первом этапе многоходового получения оценки характеристика исходного проекта 29 оценивается посредством проведения исследований 30 динамики системы при использовании набора нарушений 31, представляющих все правдоподобные происшествия, которые могут инициировать каскадирующие простои в работе по энергоснабжению. Здесь используемые нарушения только слегка отличаются от тех, которые применяются в системах сегментации MDSS, включенных в логическую блок-схему, показанную на фиг. 5, тем, что совокупность повреждений оборудования, предназначенного для сегментации (например, логических элементов), и сценарии существования каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению не становятся одними и теми же. Новые критерии 35 планирования и эксплуатации для смягчения воздействий остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению могут определять масштаб исходных происшествий 31. И вновь алгоритмы для идентифицирования и ранжирования исходных происшествий могут совершенствоваться и видоизменяться в соответствии с потребностью из-за наличия нарушений 31 системы [6].
Лучше всего учитываются нарушения 31 посредством использования технических приемов моделирования по способу Монте-Карло для мнемонического произвольного случая наступления происшествий при непересекающихся очередностях. Моделируемые непредвиденные обстоятельства должны основываться на хронологии состояний работоспособности используемых элементов электрической сети и на ожидаемых изменениях в конфигурации объединенной энергосистемы. Случай существования потенциально возможных актов вандализма и саботажа могут быть представлены посредством моделирования безопасных сценариев.
Проведение исследований 30 динамики системы также может включать в себя использование традиционных средств для осуществления анализов потоков энергии и устойчивости [7]. Первостепенные результаты исследований 30 включают в себя подробные расчеты динамической характеристики работоспособности разделенной на участки электрической сети после наступления исходного происшествия во время каждого прогона математической программы моделирования. Расчеты могут конкретно определять все наблюдаемые последствия каждого имитируемого исходного случая, такого как колебания напряжений и частот электрического тока, количества, длительности и местоположения в электроцепи прерываний обслуживания электрических нагрузок, а также случаи перерывов в выработке электроэнергии.
Посредством использования условных математических ожиданий 17 роста, распределения нагрузок и прогнозов производительности выработки электроэнергии за допускаемый период планирования по времени результаты исследований 30 динамики системы обрабатываются при каждом прогоне математической программы при реализации способа Монте-Карло и преобразуются в прогнозы 32 для: (i) перерывов в обслуживании и (ii) приостановки в выработке электроэнергии. Посредством использования условных математических ожиданий 17 роста и распределенности электрических нагрузок и путем учета местоположения и класса обслуживания электроснабжением результаты исследований преобразовываются в простои в работе по обслуживанию, выражаемые в мегаватт-часах с учетом 32 класса обслуживания клиента, времени суток и предприятия, поставляющего электроэнергию. При введении из проектов 17 выработки электроэнергии информация от исследований 30 о перерывах в работе электрогенераторов может преобразовываться в графики 32 прекращения работы генераторных установок.
Затем рассчитываются ожидаемые текущие величины 33 капитальных издержек на покрытие последствий от каскадирующих простоев в работе по обслуживанию энергоснабжением посредством использования условных математических ожиданий 17 в отношении стоимости VOS обслуживания энергоснабжением клиентов и воздействия потерь у нагрузок при каскадирующих простоях 32 в работе по обслуживанию энергоснабжением. Данные информации о стоимости VOS обслуживания энергоснабжением клиентов могут быть получены посредством обычного инспектирования клиентов при дополнении их хронологическими данными информации о капитальных издержках, связанных с прекращением обслуживания энергоснабжением при каскадирующих простоях в работе по обслуживанию. Текущие величины издержек из-за прекращения выработки 33 электроэнергии могут выявляться посредством объединения условных математических ожиданий 32 приостановки выработки электроэнергии с прогнозами 17, касающимися стоимости VOG выработки электроэнергии электрическим генератором.
Математические ожидания 33 стоимости издержек при учете стоимости электрической нагрузки и издержек в связи с прекращениями выработки электроэнергии могут рассчитываться при необходимом количестве моделирований по способу Монте-Карло (они могут определяться по методу, применяемому для экономии на выполнении расчетных усилий). Уравнения (1) и (2) обеспечивают наличием упрощенных формул для оценки на этапе 33 текущих стоимостей электрической нагрузки и издержек в связи с прекращениями выработки электроэнергии на основе результатов, полученных при осуществлении расчетов 32 и при прогнозах 17.
- 11 -
008413
Ожидаемые величины показателей работоспособности системы могут рассчитываться на этапе 33 при использовании проектов 17 нагрузок и выработки электроэнергии, а также расчетов 32 потерь у нагрузок и при выработке электроэнергии. Количество и природа показателей, подлежащих использованию для сегментированных электрических сетей, могут определяться при наибольшей вероятности лицами, ответственными за проведение экономической политики, и регулярными органами власти. Показатели работоспособности в промышленности используются при всех фазах выработки электроэнергии и цикла ее поставки. В целях сегментирования желательные показатели должны быть совместимыми с принятыми новыми критериями 35.
При осуществлении операции 34 текущий уровень сегментации на секторы испытывается на соответствие новым критериям 35. В зависимости от выбранной политики в проектировании имеется возможность использования одного или обоих следующих испытаний на этапе 34: (i) выяснение вопроса об удовлетворении или не удовлетворении новых применяемых критериев 35 ожидаемыми величинами показателей работоспособности при операции 33 их определения и (ii) выяснение вопроса о превышении или не превышении текущей величины капитальных издержек, связанных с уменьшением остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению и полученных на этапе операции 33, текущим значением капитальных издержек, связанных с последним инкрементным приращением в сегментации электросети. Если ответ на любой или на оба вопроса является утвердительным, на этапе операции 38 достигается динамически безопасный проект, и не может потребоваться дальнейшее сегментирование. Если ответ является отрицательным, отсутствует соответствие новым критериям и требуется дополнительное сегментирование 36.
При операции 36 система дополнительно сегментируется на секторы посредством дополнения одного или большего количества логических элементов или с помощью других мероприятий (например, отключения электролиний переменного тока для нормального функционирования). Это приводит к разветвлению по меньшей мере одного сектора на два или большее количество секторов, и тогда в результате получается видоизмененный проект 37. Новый проект 37 затем подвергается собственному раунду динамических исследований 30 его системы, и процесс получения оценок повторяется посредством использования моделирования по способу Монте-Карло для определения удовлетворения проектом новых критериев. Если ответ вновь является отрицательным, электросеть сегментируется дополнительно и повторяется ее проверка испытанием. Процесс продолжается до тех пор, пока не достигается согласование. В этой точке результатом являются получение завершенной спецификации 38 конфигурации, издержек, связанных с эксплуатацией, издержек, связанных с достижением предельных остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению (если они имеются), а также рабочая характеристика проекта сегментирования, который способен удовлетворять критериям надежности (в отношении каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению).
Следующие операции в процессе проектирования заключаются в оценке необходимости затрат и в вычислении самих затратах на осуществление внутрисекторных модернизаций для компенсирования каких-либо потерь в объединенной энергосистеме по передаче переменного тока, связанных с сегментированием электросетей. Это выполняется посредством первой оценки внутрисекторной характеристики надежности динамически безопасного проекта 38 с помощью выполнения соответствующих исследований 39 внутрисекторной надежности, используя применимые в текущий момент времени критерии 24 надежности. Исследования 39, подлежащие проведению, включают традиционные анализы потока энергии к нагрузкам и устойчивости системы. Результаты исследований 39 сравниваются при операции 40 с критериями 24 надежности в текущий момент времени. Если рабочие характеристики надежности были установлены неадекватными, могут выполняться внутрисекторные модернизации 41 электролиний переменного тока. До той суммы, которая не оплачивается основными бенефициариями, могут изменяться издержки, связанные с реализацией проекта 38 динамической безопасности. В противном случае новые затраты могут регистрироваться и покрываться отдельно как платежи за поддержание внутрисекторной надежности. Посредством проведения переговоров могут приниматься решения об ассигновании для покрытия затрат, связанных с внутрисекторными модернизациями. Алгоритм, иллюстрируемый на фиг. 6, обеспечивает средством определения теневой стоимости поддержания эквивалента синхронной поддержки при снабжении переменным током перед сегментацией при наличии обычного обмена энергией между электросетями переменного тока в объединенной энергосистеме.
Инкрементное повышение и оценка рабочей характеристики внутрисекторной надежности повторяются до тех пор, пока не убеждаются в наличии адекватности проекта 40 системы. Как только она достигается, затраты на внутрисекторную модернизацию переносятся в тотальные оценки дополнительного инвестирования, которое следует осуществлять при операции 42. Затраты, полученные в результате выполнения операции 42, затем прибавляются к затратам на динамически безопасный проект 38 для получения величины суммарных максимальных издержек при операции 43, связанных с сегментацией объединенной энергосистемы только для получения безопасности электросети в отношении большинства (если не всех) случаев каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению при удовлетворении критериев (местного) планирования и функционирования в текущие моменты времени. Следует отметить, что операция 43 обеспечивает с помощью операции 33 конечный набор показателей работоспособности
- 12 -
008413
и текущих по времени издержек при воздействиях остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению с целью разработки проекта с учетом надежности. D. Оценка динамической рабочей характеристики объединенной энергосистемы переменного тока без
сегментации
Поскольку затраты капитала на логические элементы постоянного тока, устанавливаемые при проектировании сегментации с целью повышения уровня развития рынка сбыта, могут блокировать распространение (каскадирующих) простоев в работе по энергоснабжению между секторами, такие инвестиции могут быть приемлемыми для кредитования с целью обеспечения надежности. Этот тип выгоды может быть существенным при оплате экономически оправданных капиталоемких проектов. Оценка кредитования для обеспечения надежности в случае инвестиции капитала на сегментацию с целью ориентирования на повышение уровня развития рынка сбыта требует идентификации логических элементов, которые могут вносить свой вклад в повышение надежности обслуживания в области энергоснабжения, а также в экономию клиента, связанную с достигаемым уменьшением влияний со стороны каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Это, в свою очередь, требует установления прежнего положения для сравнения: (i) оценки динамической рабочей характеристики сегментированной электрической сети и (ii) результатов идентифицирования логических элементов, которые могут потребоваться для уменьшения подверженности электросети воздействию со стороны каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Требуемое сравнение строится в виде исходного прогноза динамической рабочей характеристики электросети при отсутствии сегментации по отношению к согласованному уровню планирования.
Оценка динамической рабочей характеристики несегментированной электрической сети начинается с логической операции 44, показанной на фиг. 7. Здесь, конфигурация системы выработки и передачи электроэнергии, а также будущие возрастание нагрузок и картины распределения энергии конкретно определяются на детальных уровнях, что может позволять проведение необходимых исследований динамики систем по отношению к уровню многолетнего планирования. Необходимая информация включает в себя наряду с другими данными приемлемые (консенсусные) прогнозы электрических нагрузок клиента и ожидаемые дополнительные прибавления в выработке энергии, модернизации и изъятия оборудования из эксплуатации, а также планируемые инвестиции капитала в энергопередачу (за исключением курсовых проектов сегментации).
Динамические рабочие характеристики несегментированной электрической сети при логической операции 44 оцениваются посредством проведения динамических исследований 45 с использованием содержательного набора нарушений 46, предназначенных для испытаний и оценки динамического реагирования объединенной энергосистемы переменного тока. Подлежащие использованию нарушения в этой части процесса проектирования отличаются от тех, которые учитываются при разработке проектов полной безопасности с фокусированием на формирование рынка сбыта энергии (см. учет нарушений 13 в системе на фиг. 5) и при инвестициях капитала на сегментацию с фокусированием на надежность (например, см. учет нарушений 31 в системе на фиг. 6), тем, что исходные происшествия, представленные нарушениями 46, подлежащими моделированию, не включают в себя режимы выхода из строя логических элементов постоянного тока и оборудования, связанного с выполнением сегментации. Помимо этого исключения, перечень уязвимых элементов электрической сети и связанных с ними намечаемых исходных происшествий должен распространяться за пределы существующей инфраструктуры для расчетов добавлений к производственным мощностям, модернизаций и изъятий оборудования из эксплуатации, которые предпринимаются на всем представляющем интерес уровне планирования, и следовательно, он должен согласовываться с теми мероприятиями, которые предпринимаются на этапе учета нарушений 13 согласно фиг. 5 и нарушений 31 согласно фиг. 6. Имеются в наличии [7] алгоритмы для идентификации и ранжирования исходных происшествий.
При проведении исследований 45 динамики системы следует применять набор нарушений 46, предпочтительно, используя методы моделирований по способу Монте-Карло для мнемонического произвольного наступления исходных происшествий при непротиворечивых очередностях. Длительность и частота наступления непредвиденных обстоятельств должны основываться на хронологии существовавших состояний работоспособности элементов, включенных в электрическую сеть, и на ожидаемых изменениях в конфигурации систем выработки и передачи электроэнергии, содержащих объединенную энергосистему переменного тока. Происшествие, связанное с вандализмом и саботажем, может учитываться посредством сценариев моделирования безопасности при вандализме и саботаже.
Исследования 45 динамики системы могут также включать в себя применение хорошо известных финансовых инструментов программного обеспечения для осуществления анализов [9] устойчивости и исследований потоков энергии. Основные результаты 45 включают в себя ежегодные регистрации состояний работоспособности несегментированной объединенной энергосистемы при реагировании на исходные происшествия, учитывающиеся во время каждого прогона математической программы моделирования. Эти регистрационные записи могут конкретно определять наблюдаемые колебания напряжений и частот, количества, длительности и местоположения в электроцепи потерь электрических нагрузок, а также прерываемую выработку энергии, связанную с каждым исходным непредвиденным обстоятельством.
- 13 -
008413
Данные информации, извлеченные из исследований 45 динамики системы, обрабатываются и преобразуются во время каждого прогона математической программы при моделировании в прогнозы 47 потерь в электрических нагрузках и в выработке энергии, вызванных каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению. Результаты прогнозов 47 о потерях электрических нагрузок могут объединять условные математические ожидания 17 возрастания нагрузок и их распределения (по географическому местоположению и по классу обслуживания) с результатами исследований 45 динамики системы для конкретного определения сброшенных нагрузок, выражая их в мегаватт-часах с учетом класса обслуживания клиента, время суток и предприятия, снабжающего электроэнергией. Подробные прогнозы потерь в выработке электроэнергии также могут быть составлены посредством объединения проектов выработки энергии из условных математических ожиданий 17 с результатами учета воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению из исследований 45.
Полученные в прогнозах 47 воздействия каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению на потери электрических нагрузок и в выработке энергии переводятся в ожидаемую текущую величину издержек 48 клиентов, связанных с воздействиями каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению при отсутствии сегментации электрической сети, посредством использования из прогнозов 17 стоимости VOS обслуживания клиентов, при этом данные информации по стоимости VOS обслуживания клиентов могут получаться из научных обзоров, касающихся работы клиентов, при дополнении в случае необходимости хронологической информацией об экономических потерях, вызванных эпизодами незапланированных перерывов в обслуживании энергоснабжением. Текущая по времени величина стоимости потери в выработке энергии может вычисляться и передаваться к этапу операции 48 посредством объединения запланированных потерь в выработке энергии соответственно с прогнозами 47 и 17 стоимости VOG выработки электроэнергии электрическим генератором. Данные информации о стоимости VOG выработки электроэнергии электрическим генератором могут быть получены по долгосрочным ценам оптовой продажи энергии, получаемым по моделям ценообразования в производстве, и на основе прогнозов, основанных на данных рынков сбыта энергии. Уравнения (1) и (2) обеспечивают упрощенными выражениями для расчета текущих стоимостей потерь в нагрузках и в выработке энергии на этапе операции 48 на основе информации, полученной из прогнозов 47 и 17.
Е. Идентификация динамически критических логических элементов в системе, сегментированной только
с учетом планирования рынка сбыта
Цели этой части процесса заключаются: (i) в идентификации тех логических элементов постоянного тока, которые могут считаться актуальными вкладчиками в предотвращение или в уменьшении воздействий происшествия и/или в уменьшении жесткости воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению; (ii) в оценке размеров затрат на приобретение, функционирование и техническое обслуживание идентифицированных логических элементов; (iii) в определении денежного размера стоимости избежания прерываний в обслуживании энергоснабжением и предотвращенных временных прекращений подачи электроэнергии в связи с наличием уменьшений частоты, длительности и жесткости влияния каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению за счет сегментации.
Идентифицирование динамически значимых логических элементов является существенной рабочей операцией в оценке и установлении кредитования с целью получения прибыли из-за обеспечения надежности в случае реализации проектов сегментации, ориентированных на совершенствование формирования рынка сбыта энергии. Многоходовой процесс, иллюстрированный на фиг. 8, начинается с конфигурации оптимальной системы сегментации MDSS, приводимой в действие рынком сбыта. При использовании в качестве наставления информации о местоположениях логических элементов при сегментации объединенной энергосистемы 43, фокусированной на надежность, модифицированная система 50 сегментации MDSS создается посредством исключения одного или большего количества логических элементов, либо посредством замыкания обычно разомкнутой(ых) внутрисекторной(ых) линии (линий) 49 переменного тока.
Модифицированный проект затем подвергается исследованиям 51 динамики системы. Необходимая для исследований информация включает в себя: (i) набор нарушений 46 системы, учитываемых для оценки динамического реагирования объединенной энергосистемы и ее способности сведения к минимуму последствий нарушений при их широком диапазоне и (ii) достаточную спецификацию электрической сети, динамические характеристики которой подлежат оценке. Первое требование удовлетворяется посредством контролирования информационной базы 10 для получения оптимальной системы сегментации MDSS для учета всех изменений, вводимых операцией 49. Нарушения 46, подлежащие учету, должны быть теми же самыми, как и те, которые находятся в их наборе, предназначенном для оценки динамической работоспособности электрический сети при варианте отсутствия ее сегментации (см. фиг. 7).
Результаты первопроходческих исследований 52 должны будут обеспечивать мерой динамической работоспособности модифицированной системы 50 сегментации MDSS в зависимости от количеств потерь нагрузок и прерываний в выработке энергии по причине случившихся простоев в работе по энергоснабжению. Эти проекты выявляются посредством объединения информации, получаемой при операции 51 и касающейся случаев простоев в выработке энергии и выходов из эксплуатации электрических нагрузок, с прогнозами 53 будущих нагрузок (посредством учета зоны обслуживания и классов обслужива
- 14 -
008413
ния клиентов) и перспективных оценок конкретной производительности установок. Результаты 52 затем переводятся в прогнозы 54 для величины капитальных издержек, связанных с остаточными (непредот-вращенными) каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению, используя прогнозирования 53, касающиеся стоимости VOS обслуживания клиентов и стоимости VOG выработки электроэнергии электрическим генератором. Способ вычисления оценок размеров текущей стоимости является таким же, как в случае, когда описывалась несегментированная система (см. операции 14, 16 и 17, иллюстрируемые на фиг. 5 и уравнениями (1) и (2)). Прогнозы показателей динамической работоспособности могут также вырабатываться на стадии операции 54 на основе прогнозов с учетом обзоров, касающихся нагрузок и выработки энергии на основе моделируемых потерь 52 при простоях в работе по энергоснабжению.
На этапе операции 55 динамическая работоспособность модифицированной системы сравнивается с реагированием несегментированной объединенной энергосистемы 48 переменного тока при одном и том же наборе нарушений. Работоспособность несегментированной электросети 48 получается шаговыми операциями, иллюстрированными на чертеже, показанном на фиг. 7. Если на этапе операции 5 обнаружено наличие завышенных рабочих характеристик модифицированной системы, предпринимаются одно или оба из следующих действий: (i) из электросети устраняется один логический элемент или большее количество логических элементов и (ii) для нормального функционирования на этапе операции 49 восстанавливают работу одной или большего количества отключенных электролиний переменного тока. Динамическая работоспособность модифицированной сегментированной системы MDSS затем оценивается на этапе операции 51 посредством использования набора нарушений 46. Рабочие операции 52, 54 и 55 последовательно осуществляются для оценки работоспособности системы относительно несегменти-рованной электросети (в предшествующем положении), и если потребуется, выполняются дополнительные регулирования посредством операций на этапе 49. Модифицирование и оценка сегментированной системы повторяются до тех пор, пока ее работоспособность не станет лучше той, которой обладает не-сегментированная электросеть. Инкрементное удаление логических элементов и другие мероприятия сегментации, а также последовательно выполняемая оценка динамики модифицированных систем должны вскрывать значимость вклада признаков ослабления планируемой рыночной деятельности при имеющихся нарушениях в рамках системы.
Получение достоверности, касающейся того, что динамическая работоспособность частично сегментированной электросети не превышает работоспособность противоположной ее несегментированной сети, не гарантирует, что она не может функционировать хуже. Операции 56 и 57 должны придавать уверенность в том, что динамические рабочие характеристики модифицированной системы 50 и несегмен-тированного варианта электросети 44 (см. фиг. 7) являются сравнимыми. Это осуществляется посредством инкрементного добавления логического элемента, размыкания электролинии переменного тока или введения модернизаций в определенном (определенных) месте (местах) передачи переменного тока. Модифицированная система сегментации MDSS затем подвергается испытаниям, и ее динамическая работоспособность оценивается по сравнению с работоспособностью несегментированной электрической сети. Если реагирование модифицированной системы сегментации MDSS улучшается за пределами той, которой обладает несегментированная электросеть, выполняется внутренний цикл перехода от этапа операции 55 к этапу операции 49 и далее к этапу операции 50. Если сравнимая работоспособность не достигается, тогда выполняется наружный цикл перехода от этапа операции 56 к этапу операции 57 и далее к этапу операции 50. Целью второго цикла является стремление убедиться в том, что динамическая работоспособность модифицированной сегментированной системы не может быть хуже, чем в случае отсутствия какого-либо уровня сегментации. При обоих циклах сравнения характеристик работоспособностей электросетей могут выполняться посредством использования результатов, полученных для величины текущих издержек на простои в работе по энергоснабжению, или посредством использования показателей работоспособности. Следует отметить, что в тех случаях, когда количество логических элементов является чрезмерно большим, а затраты на логические элементы весьма разбросаны по величине, использование строгих технических приемов нелинейной оптимизации должно быть необходимым для идентифицирования набора динамически критических логических элементов с наименьшей стоимостью. Такие технические приемы оптимизации являются хорошо обоснованными [10]. Окончательный результат этой части процесса проектирования, иллюстрируемого на фиг. 9, выражается в полностью конкретно определенной частично сегментированной системе 58, динамическая работоспособность которой может быть сравнима с той работоспособностью, которая имеется при прежнем состоянии 44 (т.е. при варианте несегментированной системе по всему представляющему интерес уровню времени планирования) (см. фиг. 7).
Контрастирующие конфигурации частично сегментированной системы 58 и оптимальной системы сегментации MDSS будут вскрывать идентичности и местоположения динамически критических логических элементов 60 постоянного тока. Объединенная текущая стоимость издержек на приобретение, функционирование и техническое обслуживание идентифицированных логических элементов затем устанавливается на двух уровнях: уменьшенной оценки, основанной на издержках при полной сегментации электросети, и увеличенной оценки, основанной на ограниченном обязательном инвестировании на под-набор логических элементов, считающихся важными для вкладчиков с целью ослабления влияния каска- 15
008413
дирующих простоев в работе по энергоснабжению. Разница между двумя оценками должна отражать собой важность усилий в масштабах экономии на стоимости логических элементов постоянного тока. Бесполезно говорить о том, что чем меньше набор динамических логических элементов в отношении необходимого инвестирования в целях формирования рынка сбыта энергии с целью повышения его уровня, тем больше может быть усилий в области достижения масштаба экономии при разности между двумя оценками. Следует отметить, что сокращенная оценка, вероятно, должна поддерживаться адвокатами клиентов, которые желают снижать до минимума любую часть инвестирования на базе исчисления тарифа, нацеленную на установление рынков сбыта энергии в объединенной энергосистеме. Расширенная оценка отражает собой издержки, которые могут покрываться плательщиками коммунальных налогов при воплощении критического набора логических элементов, который приведет к заметному уменьшению издержек на каскадирующие простои в работе по энергоснабжению. Спонсоры сегментации в целях повышения уровня развития рынка сбыта энергии могут предпочесть использование более высокой стоимости кредитования для обеспечения надежности в случае определения нетто-позиции их инвестиции. Стоимость, которая должна окончательно использоваться, вероятно, будет определяться посредством переговоров.
Адвокаты клиентов могут рассматривать данные кредитования на обеспечение надежности проектов, приводимых в действие рынком, оцениваемые при полной стоимости реализации набора логических элементов постоянного тока, как не гарантированное субсидирование инвестиций в частный сектор. Такие критики требуют, чтобы любое кредитование на сегментацию было ограниченным до ожидаемых стоимостей избежания каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Следовательно, необходимо осуществлять оценку вклада проектов вероятных систем сегментации MDSS с точки зрения благосостояния клиента в форме экономических потерь, которые могут возникнуть в том случае, когда влияние каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению не будут смягчаться сегментацией электросети. Такие исключаемые издержки прогнозируются в виде текущей стоимости капитальных издержек в связи с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению без сегментации на этапе 48 за вычетом текущей величины капитальной издержки в связи с экономическими потерями, связанными с остаточными каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению в системе 10 сегментации MDSS. Текущая величина экономических потерь, связанных с остаточными каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению в оптимальной системе MDSS, оценивается на первом круге исследований 16 динамики системы (см. фиг. 5) и поступает на этап операции 60 через рабочую операцию 56 (см. фиг. 5 и 8). На этапе операции 60 собирается вся информация, необходимая для оценки затрат на обеспечения динамической надежности и прибылей от логических элементов в системе сегментации MDSS.
F. Определение себестоимости сегментации с учетом только усиления деятельности
рынка сбыта энергии
На фиг. 9 показаны последние группы операций в процессе проектирования сегментации, ориентированной только на усиление деятельности рынка сбыта энергии. Эти операции касаются выявления стоимости сегментации объединенной энергосистемы переменного тока только в целях формирования рынка и получения чистого размера прибыли от количественно выраженного уровня защиты объединенной энергосистемы от воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Представление в количественной форме и получение нетто-позиции в области кредитований на обеспечение надежности на базе для исчисления тарифа, исходя из затрат на такие проекты, могут быть существенными для представления этих инвестиций капитала экономически жизнеспособными.
Процесс выявления чистой себестоимости сегментации электросети переменного тока только в целях формирования рынка сбыта начинается с операций 43 и 60, иллюстрированных на фиг. 9 (первоначально иллюстрированных соответственно на фиг. 6 и 8). Информация о затратах на идентифицированные (с помощью алгоритма, показанного на фиг. 9) отдельные логические элементы в качестве динамически критических для предотвращения или сдерживания влияния каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению обрабатывается и превращается в текущую по времени величину стоимости тотальных затрат на воплощение этих логических элементов 61. Инвесторы в сегментацию при формировании рынка сбыта могут пожелать переоценить и завысить затраты на эти логические элементы посредством снятия сэкономленного капитала из масштабных сбережений, который может добавляться с учетом более ограниченного набора динамически значимых логических элементов к размеру инвестиции на более полный набор, необходимый при усилении деятельности рынка сбыта энергии. (Логическое обоснование этого состоит в том, что пользователи электросетью, включая плательщиков коммунальных налогов, могут платить больше за один логический элемент для приобретения уменьшенного набора логических элементов). Вопрос о том, какая оценка будет встречена спонсированием при операции 61, зависит от агрессивности инвесторов и их ожиданий в отношении желания плательщиков коммунальных услуг поддерживать кредитование их проекта, направленное на обеспечение надежности с учетом базы для исчисления тарифа.
Стоимость динамически важных логических элементов лучше отражается текущей по времени величиной стоимости устраненных экономических потерь (PVAEL), являющейся следствием уменьшения каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению на этапе операции 60. Когда можно достоверно
- 16 -
008413
оценивать предельную стоимость устраненных экономических потерь PVAEL, это условие является улучшенным мероприятием, направленным на устранение капитальных затрат, идущих на проектирование сегментации с учетом планировки рынка сбыта. Следует отметить, что если предельные экономические потери расширяются для включения всех пользователей электросетью, стоимость устраненных экономических потерь PVAEL может быть равна сумме текущих по времени величин устраненных затрат плательщиков коммунальных налогов и предприятия по выработке электроэнергии на каскадирующие простои в работе по энергоснабжению. Однако следует подчеркнуть, что доминирующий вкладчик в стоимость устраненных экономических потерь PVAEL ожидается являющимся экономически важным для плательщиков коммунальных налогов при устранении потерь, связанных с простоями в энергоснабжении. (Это происходит по причине того, что издержки в связи с прерыванием обслуживания клиентов имеют размер, равный величине, которая в диапазоне от одного до трех порядков превышает те цены, которые обычно предписываются предприятиями по выработке электроэнергии). Кроме того, принимая во внимание тот факт, что вклад плательщиков коммунальных налогов в кредитование надежности энергоснабжения может размещаться через стоимость тарифа для индивидуальных потребителей, доля предприятий по выработке энергии может собираться как плата за обслуживание соответствующим (соответствующими) оператором (операторами) электросети.
Оценка стоимости устраненных экономических потерь PVAEL будет включать в себя обращение со значительными неопределенностями, связанными с точностью, главным образом, моделирования частоты, длительности, временной привязки к какому-либо моменту и географической области существования каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению и в меньшей степени связанными с используемой информацией о стоимости VOS обслуживания энергоснабжением клиентов. Однако в наличии имеются научно-технические способы для установления проверяемых технических приемов для приемлемых оценок производительности и для количественного определения связанных с ними неопределенностей [11]. Более того, ожидают, что величины стоимости устраненных экономических потерь PVAEL будут достаточно большими по своему размеру для того, чтобы создавать риск чрезмерной оценки кредитования надежности при их описании в этом процессе.
На этапе операции 62 стоимость устраненных экономических потерь PVAEL (полученная на этапе операции 60) сопоставляется относительно текущей по времени стоимости затрат на динамически важные логические элементы с точки зрения перспективы 61 планирования рынка сбыта (стоимости PVCDGMP). Если стоимость устраненных экономических потерь PVAEL установлена меньшей из двух, она устанавливает размер кредитования для получения прибылей от надежности из перспективы 62 планирования рынка сбыта (RBCMDP). Если стоимость устраненных экономических потерь PVAEL установлена большей из двух, стоимость RBCMDP может действовать как верхний уровень, на котором пользователи электросетью пожелают осуществлять оплату для устранения последствий возникновения каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Символически, оценка кредитования на уменьшение каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению с учетом перспективы планирования рынка сбыта может производиться следующим образом:
если PVAEL меньше или равна PVCDGMP, тогда RBCMDP равна PVAEL (3),
если PVAEL больше, чем PVCDGMP, тогда RBCMDP равна PVCDGMP (4).
Формулировка, выраженная условиями выражения (3), способна осуществлять защиту, поскольку при ней не ожидается, что пользователи электросетью будут платить за кредитование обеспечения надежности больше, чем стоимость потенциально устранимых издержек на перебои в энергоснабжении. Однако спонсоры сегментации при планировании рынка сбыта могут оспаривать принудительное навязывание осуществления ими оправданного кредитования согласно оценке стоимости PVCDGMP согласно условию, выраженному математической выкладкой (4), потому что с их точки зрения потенциально возможные сбережения, реализуемые пользователями электросетью, являются лучше представленными текущей по времени величиной затраты на устраненные экономические потери. В дополнение к этой неопределенности, касающейся способа оценки кредитования, затраты на логические элементы могут или не могут отражать собой экономичность масштабных сбережений, по размеру большую, чем ту, которую имеют проекты с ними. При учете этих потенциально возможных разногласий между пользователями электросетью и разработчиками сегментации, процесс проектирования будет давать размер 62 платежа за получение прибылей от обеспечения надежностью, находящийся где-то между нижней и верхней текущими по времени величинами затрат на устраняемые потенциально возможные каскадирующие простои 60 в работе по энергоснабжению, и полную величину затрат на реализацию динамически критических логических элементов 61. Предельно допустимая стоимость может устанавливаться посредством переговоров и/или регулятивного производства.
Независимо от используемого способа, любая сумма, ассигнованная на кредитование 62 получения прибылей от обеспечения надежностью энергоснабжения, может всегда быть представлена перспективой формирования рынка сбыта энергии, поскольку база для всех основополагающих оценок является проект сегментации, сфокусированной на рынок сбыта. Следовательно, имеется потребность в оценке, исходя из перспективы планирования обеспечения надежности энергоснабжения. Это осуществляется регулированием с увеличением затрат на осуществление критических логических элементов 60 в целях расширения
- 17 -
008413
усиления деятельности рынка сбыта энергии для учета неэкономичности масштаба, связанной с использованием уменьшенного количества логических элементов при сегментации объединенной энергосистемы 43 только с целью достижения надежности (что первоначально иллюстрировано на чертеже фиг. 6). Результирующая текущая по времени величина 64 полных затрат на динамически критические логические элементы, исходя из перспективы учета надежности (PVCDGRP), затем сопоставляется с текущей по времени стоимостью 60 устранения экономических потерь, выражающейся в кредитовании для получения прибылей от разработки мер обеспечения надежности при учете перспективы 65 планирования обеспечения надежности. Оценка кредитования на уменьшение каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, исходя из перспективы планирования надежности (RBCRDP), может осуществляться в соответствии с условиями:
если PVAEL меньше или равна PVCDGRP, тогда RBCRDP равна PVAEL (5), если PVAEL больше, чем PVCDGRP, тогда RBCRDP равна PVCDGMP (6).
Условие, представленное в выражении (5), является защитным по тем же самым причинам, которые указаны выше в случае перспективы формирования рынка сбыта. И вновь, спонсоры сегментации для формирования рынка сбыта могут быть против принудительного навязывания им предельной величины кредитования согласно оценке PVCDGRP, как это определено в выражении (6), посредством защиты мнения о том, что текущая по времени величина стоимости устранения экономических потерь является более представительной стоимостью получения прибылей за счет обеспечения надежности в их проекте. Дополнительно оценка PVCDGRP может отражать собой экономичность масштабных сбережений, связанных с удовлетворением новых критериев каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, или она может исключать их (посредством ограничения оценки до уменьшенного набора динамически значимых логических элементов согласно тем, которые идентифицированы в случае сегментации для формирования рынка сбыта). Следовательно, размер кредитования, исходя из перспективы 65 учета обеспечения надежности, будет падать и находиться между нижней и верхней величинами 60 оценки PVAEL. и величинами 64 оценки PVCDGRP. Предельно допустимая стоимость может устанавливаться посредством переговоров и/или регулятивного производства.
На этапе операции 66 оценки кредитования, направленного на получение прибылей от наличия надежности с точки зрения перспективы 62 формирования рынка сбыта энергии и перспективы 65 учета обеспечения надежности, согласовываются посредством переговоров и/или регулятивного производства до взаимно приемлемой стоимости. Это согласованное кредитование (RRBC) для получения прибылей от обеспечения надежности может определяться по одному из следующих способов.
Если текущая по времени затрата на устраненные издержки, связанные с простоями в работе по энергоснабжению, должна использоваться в эксклюзивном порядке, тогда RRBC=PVAEL (7).
В зависимости от получаемой величины стоимости PVAEL из уравнения (7) можно получать или наименьшую, или наивысшую по размеру величину кредитования на проекты сегментации для планировки рынка сбыта.
Если выбор заключается в установлении кредитования для обеспечения надежности при самой максимально возможной большой величине, стоимость RRBC может определяться из следующих условий: если PVAEL меньше или равна PVCDGRP, тогда RRBC равна PVCDGRP (8), если PVAELбольше, чем PVCDGRP, тогда RRBC равна PVAEL (9).
Если предпочтительной является установление кредитования на обеспечение надежности энергоснабжения при наименее возможной величине, значение стоимости RRBC должно находиться из следующих условий:
если PVAEL меньше или равна PVCDGMP, тогда RRBC равна PVAEL (10), если PVAEL больше, чем PVCDGMP, тогда RRBC равна PVCDGMP (11).
Следует отметить, что при вышеупомянутых математических соотношениях допускалось, что стоимость PVCDGMP меньше, чем стоимость PVCDGRP. Это допущение является корректным до тех пор, пока сегментация в целях планирования рынка сбыта может включать в себя больше логических элементов, чем проекты по усилению деятельности рынка сбыта энергии. Соотношения, выраженные хотя бы вторым условием (ii), определяют границы, которыми может определяться стоимость кредитования на обеспечение надежности. При таком рассуждении они могут служить дорожной картой для более раннего исследования экономичности сегментации для формирования рынка сбыта и установления направленности общественного контролирования способа поддержки межрегионального инвестирования в новую технологию.
Стоимость RRBC далее в логической схеме поступает для оценки на этапе операции 67, где определяется нетто-позиция путем вычитания из наибольшей стоимости 11 оптимальной системы сегментации MDSS. Оценка (ii) максимальной стоимости определяется посредством алгоритма, описанного на чертеже, показанном на фиг. 4. Конечный результат операции 67 должен обеспечивать ключевой информацией для определения экономической осуществимости любой предлагаемой сегментации объединенной энергосистемы переменного тока для формирования рынка сбыта энергии.
G. Себестоимость формирования полностью динамически безопасного рынка сбыта с усиленным
уровнем деятельности
- 18 -
008413
Последний этап процесса предназначен для выявления кредитования на получение прибылей за счет обеспечения безопасности энергоснабжения и его вычитания из максимальной стоимости сегментации объединенной энергосистемы переменного тока для установления динамически безопасного проекта рынка сбыта. Стоимость кредитования может определять экономическую жизнеспособность таких проектов. Этот алгоритм, используемый для достижения этой цели, иллюстрирован на фиг. 10.
Процесс для выявления себестоимости сегментации электросети переменного тока как с целью формирования рынка сбыта, так и с целью достижения динамической безопасности (см. фиг. 6) является совершенно аналогичным тому, который предназначен только для проектов, служащих для усиления деятельности рынка сбыта энергии (см. фиг. 9). Следовательно, некоторые их пояснительных комментариев, представленных в подразделе II-F, здесь не будут повторяться. Первый шаг заключается в идентификации и установлении стоимости динамически критических логических элементов для обеспечения полной безопасности работы системы 68 сегментации MDSS. Это на этапе операции 68 достигается: (i) идентификацией логических элементов, добавляемых в оптимальную систему сегментации MDSS для достижения желательного повышения динамической безопасности, и (ii) комбинированием этой информации с перечнем динамически значимых логических элементов для случая существования оптимальной системы сегментации MDSS. Информация, требующаяся для выполнения операции (i), получается посредством сравнения конфигураций оптимальной системы 10 сегментации MDSS (первоначально получаемой на этапе операции 10, иллюстрируемом на фиг. 4) и полностью безопасной системы 27 сегментации MDSS (первоначально получаемой на этапе операции 10, иллюстрируемом на фиг. 5). Перечень динамически значимых логических элементов для оптимальной системы сегментации MDSS может получаться на этапе операции 60, что иллюстрировано на фиг. 8.
При наличии идентифицированных логических элементов, необходимых для обеспечения желательной степенью защиты объединенной энергосистемы от влияний каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению, текущая по времени величина полных затрат на реализацию этих логических элементов затем рассчитывается на этапе операции 68. Спонсоры сегментации при формировании рынка сбыта могут пожелать устранить экономичность масштабных сбережений, связанных с ростом размера инвестирования, которые исходят от уменьшенного набора динамически значимых логических элементов до полного набора, требуемого для проекта, направленного на усиление деятельности рынка сбыта энергии. Следовательно, в результате выполнения операции 68 могут получаться две оценки кредитования обеспечения надежности, основанные на затратах на воплощаемые логические элементы согласно перспективе формирования рынка сбыта: малая стоимость PVCDGMP, которая может отражать собой экономичность в масштабе, полученном с увеличенным инвестированием в сегментацию постоянным током, и большую стоимость PVCDGMP, представляющую собой затраты на инвестирование только в логические элементы, необходимые для достижения полной динамической безопасности.
Когда можно достоверно оценивать предельную стоимость устраняемых экономических потерь PVAEL, это условие является улучшенным мероприятием, направленным на устранение капитальных затрат, идущих на проектирование сегментации с учетом формирования рынка сбыта энергии. Доминирующим вкладом в этот параметр, как ожидается, является экономическая ценность для плательщиков коммунальных налогов устраненных потерь, связанных с простоями в энергоснабжении. Стоимость PVAEL оценивается на этапе операции 70 посредством вычитания текущей по времени величины издержек, вызываемых влиянием остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению в оптимальной динамически безопасной системе MDSS (предусмотренной на этапе операции 27 согласно фиг. 5) из текущей по времени величины издержек, связанных с воздействием каскадирующих простоев в работе по обеспечению энергоснабжением, которые могут иметь место в случае отсутствия какого-либо уровня сегментации (это представлено этапом операции 48, иллюстрированной на фиг. 7).
На этапе операции 69 стоимость PVAEL сравнивается со стоимостью PVCDGMP, полученной на этапе операции 68. Если выявлено, что стоимость PVAEL является меньшей из двух, устанавливается стоимость кредитования для получения прибылей от обеспеченной надежности энергоснабжения в соответствии с перспективой 69 формирования рынка сбыта энергии RBCMDP. Если установлено, что стоимость PVAEL является большей из двух, стоимость PVCDGMP может представляться как верхний уровень, на котором пользователи электросетью пожелают осуществлять оплату для устранения рисков от возникновения каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. При учете перспективы планировки рынка сбыта назначение границ уменьшенного кредитования, связанного с издержками на каскадирующие простои в работе по энергоснабжению, может определяться выражениями (3) и (4).
Формула, представленная в выражении (3), подсказывает пользователям электросетью о том, что они могут не оплачивать кредитование на обеспечение надежности в размере, большем, чем стоимость устраняемых потенциально возможных простоев в энергоснабжении. Однако спонсоры сегментации для планирования рынка сбыта могут протестовать против условия (4), представляющего неоправданный верхний предел размера стоимости кредитования при оценке стоимости PVCDGMP. С их точки зрения потенциально возможные сбережения, подлежащие получению пользователями электросетью, являются лучше представленными стоимостью PVAEL. В дополнение к этой неопределенности затраты на логические элементы могут или не могут отражать собой экономичность масштабных сбережений, по размеру
- 19 -
008413
большую, чем ту, которую имеют проекты с ними. В свете этих потенциально возможных разногласий между пользователями электросетью и сторонниками сегментации кредитование 69 для получения прибылей от обеспечения надежности энергоснабжения будет ограничиваться нижней стоимостью PVAEL и нижней стоимостью PVCDGMP, а также повышенной стоимостью PVAEL и высокой стоимостью PVCDGMP. Предельно используемая оценка может определяться через переговоры и/или регулятивным производством.
Поскольку любая стоимость, назначенная для кредитования 69 с целью получения прибылей от обеспечения надежности энергоснабжения, может всегда представлять собой перспективу формирования рынка сбыта энергии, требуется оценка, исходящая от перспективы учета обеспечения надежности энергоснабжения (от стоимости PVCDGRP). Такая альтернативная оценка обеспечивается на этапе операции 71 посредством регулирования затрат на этапе операции 68, идущих на приобретение динамически значимых логических элементов посредством учета уровня экономичности (или неэкономичности) масштаба, связанного с конфигурацией и затратами на сегментацию той же самой системы для удовлетворения только текущих по времени и новых критериев 43 надежности (что первоначально исходит из фиг. 6). Полагая, что количество логических элементов, требуемых для достижения желательной сегментации рынка сбыта, является большим, чем то, которое может потребоваться только для обеспечения динамической безопасности системы, оценка стоимости PVCDGR с учетом обеспечения надежности энергоснабжения может быть меньше, чем величина стоимости PVCDGMP на этапе операции 68.
При этапе операции 72 оценки кредитования для получения прибылей от обеспечения надежности энергоснабжения, исходя из перспективы RDCMDP на этапе операции 69 формирования рынка сбыта энергии и исходя из перспективы PVCDGRP на обеспечение надежности, представленной на этапе операции 71, должны согласовываться путем переговоров и/или через регуляторное производство до взаимно приемлемой стоимости. Это согласованное кредитование для получения прибылей от обеспечения надежности при планировке рынка сбыта с полной динамической безопасностью при стоимости (RRBCMDFDS) может определяться на этапе операции 72 по одному из следующих способов:
если текущая по времени затрата на устраненные издержки, связанные с простоями в работе по энергоснабжению, должна использоваться в эксклюзивном порядке, тогда RRBCMDFDS=PVAEL (12)
В зависимости от величины стоимости PVAEL уравнение (12) может в результате привести или к наименьшей, или к наибольшей стоимости кредитования для формирования рынка сбыта энергии при проектах сегментации с полной динамической безопасностью, но из него получается или наименьшая, или наибольшая по размеру величина кредитования на проекты сегментации для формирования рынка сбыта энергии;
если кредитование устанавливается по самому высокому его размеру, стоимость RRBCMDFDS может определяться из условий:
если PVAEL PVCDGRP, тогда RRBCMDFDS равна PVAEL (14);
если предпочтительным является установление кредитования при его наименьшем размере, принимают решение о том, что стоимость RRBCMDFDS может определяться из следующих условий: если PVAEL если PVAEL> PVCDGMP, тогда RRBCMDFDS=PVCDGMP (16).
При установлении вышеизложенных соотношений принималось допущение о том, что стоимость PVCDGMP меньше, чем стоимость PVCDGMP. Это допущение поддерживается в силе до тех пор, пока сегментация в целях планирования рынка сбыта может включать в себя большее количество логических элементов, чем при инвестициях, затрачиваемых на повышение надежности энергоснабжения. Соотношения, показанные в выражениях (12)-(16), определяют количественные пределы, среди которых может находиться стоимость кредитования на обеспечение надежности.
Размер 72 стоимости RRBCMDFDS приводится к нетто-позиции на этапе операции 73 из наибольшей затраты на достижение оптимальной динамически безопасной системы сегментации MDSS (на этапе операции 27) для получения себестоимости 73 сегментации объединенной энергосистемы переменного тока для обеих целей формирования рынка сбыта энергии и для достижения желательного уровня динамический безопасности при противодействии влияниям каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению. Конечный результат 73 должен предоставлять ключевую информацию для определения экономической осуществимости любого предлагаемого проекта формирования рынка сбыта энергии и сегментации объединенной энергосистемы переменного тока в динамическом состоянии.
III. Оптимизация и планирование доступа к передаче энергии между рынками ее сбыта
Процесс оптимизации и планирования доступа к передаче энергии между рынками ее сбыта (IMTAOS) выполняется при довлеющей необходимости улучшения пути утилизации существующей и будущей инфраструктур передачи электроэнергии. Как установлено ранее, процесс IMTAOS осуществляется годным для этого способом посредством использования: (1) полной контролируемости потоков энергии между торговыми секторами (регионами) электросети с помощью логических элементов постоянного тока и (2) способности расширения пропускной способности посредством экономичного плани
- 20 -
008413
рования противотоков.
Как показано на фиг. 11, 17, 19 и 21, процесс IMTAOS позволяет иметь в наличии новый процесс для оптимизации и планирования размещения межсекторных логических элементов для обеспечения пропускной способности при конкурирующей потребности в обслуживании энергоснабжающими передачами во время периодов нормального функционирования электрической сети.
Условия аварийных ситуаций, которые должны быть весьма редкими у хорошо работающих электросетей, должны требовать наличие планов поддержки и операционных процедур в случае выхода из строя элементов энергосистемы. Такие планы и операционные процедуры должны осуществляться для обеспечения быстрых реакций операторского и автоматического контролирования для сведения к минимуму воздействий потерь элементов энергосистемы на основе запланированных протоколов и на основе обеспечения безопасности системы. Алгоритмы планирования в реальном масштабе времени, представленные на фиг. 19-22, должны являться интегральной частью планов восстановления состояния системы при противодействии большим (или малым) сбоям в выработке энергии и/или в работе электрических нагрузок. Таким образом, хотя новый процесс планирования системы касается нормальной ее работы, он может быть существенным при аварийных ситуациях.
Недавно осуществленные и продолжающиеся усилия по реструктуризации энергетической промышленности благоприятствуют разработке системы со множеством регулирований, содержащих два или три взаимно связанных друг с другом рынков сбыта энергии: рынок сбыта "вперед на сутки", рынок сбыта "вперед на час" и рынок сбыта в реальном масштабе времени. Процесс IMTAOS обеспечивает средством оптимизации утилизации систем передачи для всех трех рынков сбыта энергии интеграционным способом, как это иллюстрировано на фиг. 11-16, 17, 18, 19 и 20, на которых иллюстрированы интерактивные применения процесса IMTAOS.
Изобретение также применимо к регионам, в которых выбрана структура двух регулирований, обычно "за сутки вперед" и в реальном масштабе времени, как это предусмотрено в стандарте США на формирование рынков сбыта энергии по инициативе Федеральной комиссии США по регулированию в области энергетики.
На фиг. 11-21 и 22 показан способ расположения двухрыночной системы в процессе IMTAOS.
В дополнение к взаимной временной интеграции рынков сбыта процесс IMTAOS может также интегрировать рынки различных районов, если осуществлялась сегментация с помощью постоянного тока для контролирования межрегиональных потоков энергии. При этой принципиальной способности реализуется два беспрецедентных достижения: (1) согласование и достижение совпадения контрактной линии в любой межсекторной торговой сделке с идентифицированной физической линией связанного потока электрической энергии; и (2) полная эксплуатация противоположных потоков для получения максимальной пропускной способности в направлении потенциально возможной перегрузки. Это иллюстрируется процессами, показанными на фиг. 11-22.
А. Нормальный процесс межсекторного планирования
Условия аварийных ситуаций, которые должны быть весьма редкими при хорошо функционирующих электросетях, будут требовать наличия резервных планов и процедур эксплуатации в случае повреждения элементов энергетической системы. Такие планы и процедуры эксплуатации будут реализовы-ваться для быстрого реагирования со стороны операторов и автоматического управления для уменьшения воздействия потерь элементов энергетической системы на запланированные экономические операции и на надежность системы. Алгоритмы планирования в масштабе реального времени, представленные на фиг. 19-22, могут являться интегральной частью планов восстановления системы с противодействием большой (или малой) утраты в выработке электроэнергии и/или в нагрузках. Таким образом, хотя новый процесс размещения касается нормальной работы системы, он может быть существенным в условиях аварийных ситуаций.
Предшествующие и в настоящее время предпринятые усилия для восстановления электроэнергетической промышленности благоприятствуют развитию многорасчетных систем, содержащих два или три следующих взаимосвязанных рынка: рынок "на сутки вперед", рынок "на час вперед" и рынок в масштабе реального времени. Процесс IMTAOS обеспечивает средствами оптимизации утилизации систем передачи для всех трех рынков объединенным способом и так, как это иллюстрировано на фиг. 1120, на которых показано интерактивные применения процесса IMTAOS.
Изобретение также применяется к регионам, в которых выбрана структура двух расчетов, обычно в случае "рынка на сутки вперед" и рынка в масштабе реального времени, как это предусмотрено в стандарте по планированию рынка сбыта по инициативе Федеральной комиссии США по регулированию в области энергетики (аукс). На фиг. 11-16, 21 и 22 показан способ размещения двухрыночной системы с помощью системы IMTAOS.
В дополнение к взаимной временной интеграции рынков сбыта процесс IMTAOS может также интегрировать рынки различных регионов, если осуществлялась сегментация с помощью постоянного тока для контролирования межрегиональных потоков энергии. Эта принципиальная способность приводит к двум беспрецедентным достижениям: (1) к согласованию и приведению к совпадению контрактной линии любой межсекторной торговой сделки по отношению к физической линии, связанной с потоком
- 21 -
008413
электрической энергии и (2) к полной эксплуатации противотоков для достижения максимальной пропускной способности в направлении потенциально возможной перегрузки. Это иллюстрируется процессами, показанными на фиг. 11-22. А. Нормальный межсекторный процесс планирования рынка сбыта энергии за сутки вперед "на сутки
вперед"
1. Обзор (см. фиг. 11)
Процесс, иллюстрированный на фиг. 11, разрабатывает оптимальное распределение межсекторной пропускной способности среди клиентов с межрегиональным обслуживанием энергопередачей "на сутки вперед", даже если коллективная потребность в таком обслуживании превышает физически существующую пропускную способность.
Новый процесс распределения для нормального функционирования системы начинается с этапа операции 1, иллюстрированной на фиг. 11, когда участники рынка сбыта подают требования в адрес им соответствующих операторов GO сетей и в соответствующие центры координации ICC для обслуживания передачей электроэнергии с целью осуществления межсекторных торговых сделок на рынке "на сутки вперед". Операторы GO сети могут устанавливать различные конечные сроки исполнения поданных запросов об обслуживании до тех пор, пока они находятся во взаимно согласованных пределах отсечки времени (вероятно между 7 и 10 часами утра суток, предшествующих рынку "на сутки вперед", т.е. на следующий день реальной работы электросети).
На этапе операции 2 операторы сети GO передают запросы на обслуживание "на сутки вперед" в адрес центра координации ICC наряду с внутрисекторной и межсекторной информацией о системе и рынке сбыта энергии, которая необходима для центра координации ICC для конфигурирования оптимального распределения межсекторной пропускной способности. Требуемая информация включает в себя рыночные клиринговые цены (МСР), поднимающиеся цены (если они применимы), стоимость внут-рисекторного обслуживания передачей энергии и релевантные выходы из строя и потери при передаче электроэнергии.
Центр координации ICC оценивает на этапе операции 4 поданные запланированные требования посредством перекрестной проверки информации, если она получается от участников рынка и операторов сети GO на посылающей стороне от их коллег на приемном конце. Несогласованные запросы 3 могут отсылаться назад в обратном направлении к операторам 2 сети GO для обозрения и окончательного подтверждения. Только согласованные запланированные требования оцениваются центром 5 координации ICC. И далее будут обрабатываться только обоснованные программы.
На этапе операции 7 центр координации ICC использует свою способность контролирования межсекторных потоков через его сеть логических элементов для выработки противоположных потоков и свою способность конфигурировать оптимальные маршруты для удовлетворения потребностей клиента в передаче ему энергии. Процесс, воплощаемый на этапе операции 7, подробно иллюстрирован на фиг. 1216. Ему требуются от операторов сети GO и от центра ICC данные о состоянии системы и тарифные данные 6, как это ранее указывалось в описании этапа операции 2.
Операция 7 процесса может выполняться, по меньшей мере, посредством двух раундов. Центр ICC координации подает результаты первого раунда, касающиеся оптимальных по маршруту графиков 8, в адрес операторов GO для обозрения и дальнейшего действия 9. На этапе операции 10 операторы GO сети будут подвергать ревизии в случае необходимости их сообщения и графики "за сутки вперед", а также передавать соответствующие изменения для внесения их в данные информации, которыми они снабжают центр координации ICC во время этапов операций 2 и 6 центр координации ICC. Центр координации ICC может затем повторять этап операции 7 для выработки второго раунда установки противотоков и оптимальных маршрутов для поставки 8 энергии. Если новые графики 9 не требуют значительной ревизии сообщений операторов сети GO "за сутки вперед", процесс заканчивается, и центр координации ICC передает его окончательные межсекторные графики планирования энергоснабжения в адрес операторов GO сети.
На этапе операции 12 операторы GO сети формально принимают графики энергоснабжения от центра координации ICC. Это может позволить центру координации ICC подавать счета его клиентам, пользующимся электропередачей, за планируемое межсекторное обслуживание и снабжать ими на этапе операции 13.
2. Оптимизация выбора маршрута передачи при планировании рынка сбыта энергии "вперед за сутки"
Цель процесса оптимизации выбора маршрута передачи энергии при планировании рынка сбыта энергии "вперед за сутки", как подробно это иллюстрировано на фиг. 11-16, заключается в достижении наименьшей стоимости проведения объединенных сообщений через логические элементы постоянного тока в объединенной энергосистеме при устранении до возможной степени какого-либо свертывания планов клиента. Процесс начинается с программ 1, утвержденных в центре координации ICC согласно фиг. 4-2. Используя информацию, предусмотренную в бланках клиента для составления запросов об обслуживании, центр координации ICC идентифицирует приоритетность и возможность разрешения на выполнение утвержденных графиков 2. Соответственно податели требований делятся на два класса: гра
- 22 -
008413
фики высокой приоритетности 3 (HPS) и графики низкой приоритетности 4 (LPS). Графики HPS представляют клиентов, которые имеют права на собственное обслуживание одного или большего количества логических элементов. Графики LPS предназначены для тех, кто выбрал межсекторное обслуживание энергоснабжением по мере наличия возможности пользования им. Они не имеют собственных каких-либо прав собственности на какой-либо логический элемент. (Если клиент владеет правами собственности на некоторые логические элементы и желает осуществлять планирование где-либо в другом месте, он может подать графики обоих типов: графики высокой приоритетности HPS и графики низкой приоритетности LPS).
Графики высокой приоритетности HPS и графики низкой приоритетности LPS затем дихотомизи-руются посредством наличия (или отсутствия) возможности организации их утверждения для реализации. Графики высокой приоритетности HPS делятся на негибкие графики высокой приоритетности HPS (IHPS) и на графики с наличием возможности диспетчерского регулирования их утверждения (DHPS). Первые представляют собой держателей прав, которые не желают уменьшать их графики энергоснабжения при любой цене, которую им предлагают. Клиенты с графиками, имеющими наличие возможности диспетчерского регулирования их утверждения DHPS, желают иметь некоторые части пропускной способности, которые они удерживают для возврата с компенсированием. По существу, они предлагают цену для возможности энергоснабжения их. Графики низкой приоритетности LPS дихотомизируются аналогично. Однако графики с возможностью диспетчерской регулируемости при их реализации LPS (DLPS) представляют собой покупателя возможности обслуживания энергоснабжением при передаче электроэнергии по ценам, которые желательно предлагать для них. Негибкие графики низкой приоритетности LPS (ILPS) желательно воплощать при обслуживании, по существу, при любой цене. Следует отметить, что четыре категории, представленные операциями 5, 6, 7 и 8, охватывают широкий спектр клиентов, пользующихся передачей электроэнергии. Если встречаются промежуточные или разнородные применения, можно разлагать их на два или большее количество вышеупомянутых типов четырех графиков.
Зная источник (троллейбус, зона обслуживания предприятия и начальный сектор) и конечный пункт назначения (вновь автобус, предприятие или сектор получателя), все возможные маршруты (комбинации логических элементов постоянного тока) могут изобретаться посредством использования содержательных систематических поисковых шаблонов с компьютерной помощью. Единственным ограничением при синтезировании маршрута является выход из строя логических элементов, которые рассчитываются до десяти случаев. Конечный продукт операции 9 представляет собой набор альтернативных маршрутов для каждого графика. В зависимости от количества логических элементов, имеющихся в наличии, и количества включаемых секторов график может иметь 10 или большее количество маршрутов. Следствием результата этого типа является значительное увеличение ликвидности услуг по электропередаче: имеется чрезмерная потребность усовершенствования по отношению к прежнему положению "статус кво".
Следующий этап операции 11 заключается в оценке полной стоимости обслуживания при каждом возможном маршруте. Это требует двух наборов данных информации. В первую очередь, необходимы оценки конкретных логических элементов, приходящихся на стоимость 12 единичного тарифа, которые, в свою очередь, вырабатываются посредством прибавления оплат 13 за обслуживание соответствующей электросети (которые операторы GO сети могут потребовать за услуги внутрисекторного обеспечения) и оплат 14 за доступ к логическим элементам центра координации ICC. Оба платежа 13 и 14 могут иметь воздействие на себя со стороны приоритета обслуживания по графику и со стороны "статуса кво" диспетчерской возможности управляемости. Вторая категория обслуживания при информации о требуемой стоимости представляется экономичной стоимостью при утрате передачи энергии. Это требует наличия данных информации о факторах потерь при передаче через конкретные логические элементы и о планируемых 15 величинах стоимости выработки энергии VOG. Оценки стоимости выработки энергии VOG могут быть получены из устройств для отслеживания данных информации о рынке сбыта энергии или с помощью других средств.
Полная стоимость при конкретном маршруте обслуживания, установленная на этапе операции 11, противопоставляется той, которая предварительно оплачивается по графикам высокой приоритетности HPS (на правах, которые клиенты получают при их выборе маршрутов), и той, которую при наличии графиков низкой приоритетности DLPS с возможностью диспетчерской управляемости их сторонники желают оплачивать за их планы 17 энергоснабжения. Если полная стоимость маршрута, приходящаяся на операцию 11, превышает соответствующие тарифы при операции 17, указанный маршрут может быть объявлен неосуществимым в финансовом плане. Результат объединения информации на этапах операций 11 и 17 состоит в уменьшении таблиц всех возможных маршрутов до набора конкретных маршрутов 16 реализации графиков планирования при финансовой осуществимости.
На этапе операции 18 таблицы маршрутов реорганизуются в различные (уникальные) конфигурации конкретно планируемых маршрутов 18 с финансовой осуществимостью. Каждая конфигурация, в действительности, является альтернативным диспетчерским графиком для энергосети постоянного тока. Три условия управляют синтезом конфигурации: (i) каждый график планирования должен быть частью
- 23 -
008413
каждой конфигурации; (ii) график планирования должен появляться в конфигурации только один раз; (iii) ни один из маршрутов не должен представляться в конфигурации больше, чем один раз.
Информация при операции 18 проходит в алгоритм, иллюстрируемый на фиг. 13 для того, чтобы: (i) осуществлять (при потребности) управление перегрузкой логических элементов; (ii) по возможности управлять каждой конфигурацией маршрутов 18 с финансовой осуществимостью (при необходимости) посредством контролирования перегрузок и/или в пропорции с сокращением графиков низкой приоритетности LPS; (iii) идентифицировать оптимальный набор маршрутов (оптимальная конфигурация) для утвержденных графиков 20 планирования.
3. Алгоритм контролирования перегрузок логических элементов и проверки физической осуществимости (см. фиг. 13)
Целью этого алгоритма является реализация всех жизненных в финансовом отношении и физически осуществимых конфигураций путем проведения в случае необходимости контролирования перегрузок логических элементов. В логической схеме, представленной на фиг. 13, применены графики планирования ранка сбыта энергии "вперед за сутки", "вперед за час в" и графики планирования рынка сбыта энергии в реальном масштабе времени.
Основными задачами, которые выполняются алгоритмом, являются следующие:
разделение всех графиков планирования всех конфигураций на доминирующие и те, которые относятся к противотокам (см. этапы операций с 1 по 17);
установление наличия конфигураций, которые не имеют перегруженных логических элементов и которые имеют логические элементы с перегрузкой (см. этапы операций с 1 по 19);
выделение конфигураций, свободных от перегрузки, и перевод их в отдельный алгоритм (см. фиг. 14) для идентифицирования диспетчерской управляемости с наименьшей стоимостью (см. этапы операций с 19 по 24);
построение кривых поставок конкретных логических элементов (для уменьшителей доминирующих потоков) и потребностей логических элементов (для дополнителей противотоков) на основе предложений от клиентов в целях контролирования перегрузок (см. этапы операций 23-35);
идентифицирование тех перегруженных конфигураций (если они существуют), которые должны отключаться из-за недостатка в дополнителях противотоков и доминирующих уменьшений потоков (см. этапы операций с 23 по 36) и пропорциональное сокращение таких конфигураций при использовании алгоритма, иллюстрированного на фиг. 15 (см. этапы операций с 36 по 38);
осуществление контролирования перегрузок несокращаемых конфигураций с учетом наименьших издержек с помощью алгоритма, иллюстрированного на фиг. 16 (см. этапы операций с 39 по 47);
осуществление у сокращаемых конфигураций пропорциональных отключений (посредством использовании алгоритма, иллюстрированного на фиг. 15), если экономичное контролирование перегрузок неспособно учитывать неперегруженные логические элементы (см. этапы операций с 40 и 50); и
передача конфигурации, свободной от перегрузок, в алгоритм, иллюстрированный на фиг. 14, для идентифицирования диспетчерской управляемости при наименьшей стоимости.
4. Алгоритм для идентифицирования конфигурации с наименьшей стоимостью (см. фиг. 14)
Этот алгоритм определяет полную стоимость обслуживания при каждой конкурирующей конфигурации (см. операции с 1 по 17) и использует результаты для идентифицирования сочетания маршрутов с наименьшей стоимостью в качестве средства для оптимального диспетчерского управления системой 18. Алгоритм может быть использован для функционирования рынков сбыта энергии "вперед за сутки", "вперед за час", а также при функционировании рынков сбыта энергии в реальном масштабе времени.
В дополнение к расчету стоимости обслуживания (посредством использования тарифных ставок 10 на обслуживание операторами сети GO и центром координации ICC, факторов потерь определенных логических элементов, прогнозов 7 для стоимости выработки энергии VOG и данных информации 11 диспетчерского управления) алгоритм также позволяет получать оценку: (i) повышенных оплат за конфигурацию (если стоимость осуществления окупаемых сокращений доминирующих потоков у сторонников содержания графиков с наличием возможности организации диспетчерского регулирования их утверждения для реализации (DHPS) превышает доход от продажи дополнителей встречных потоков сторонникам применений графиков низкой приоритетности LPS (см. этапы операций с 13 по 16) и (ii) годовых доходов от конфигурации (если прибыль от продаж при противотоках превосходит платежи за уменьшенные доминирующие потоки) (см. этапы операций с 13 по 16).
5. Алгоритм для пропорционального сокращения (см. фиг. 15)
Если ни одна из намечаемых в использованию конфигураций не способна к осуществлению диспетчерского управления без перегрузок, должно активизироваться пропорциональное сокращение. Алгоритм, показанный на фиг. 15, решает эту задачу в тех случаях, когда применяются графики планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки", "вперед за час" и графики планирования рынка сбыта энергии в реальном масштабе времени. Алгоритм гарантирует, что сокращались только графики, вносящие вклад в доминирующие потоки (т.е. те, которые создают перегрузки) (см. этапы операций 10 в цикле типа "DO" с 4 по 32), и что из этой группы только графики низкой приоритетности LPS подвергались пропорциональным сокращениям при требуемых количествах предоставления услуг (см. этап операции 11). Иден
- 24 -
008413
тифицированные сокращаемые графики низкой приоритетности LPS затем пропорционально регулировались для устранения перегрузки (см. этапы операций с 16 по 29).
Когда устраняется перегрузка каждого логического элемента, по алгоритму оцениваются его влияния на график группы логических элементов из-за наличия включенных изменений, распределенных в графиках низкой приоритетности LPS (см. этапы операций с 19 по 27). Все необходимые регулирования выполняются до перехода к следующему логическому элементу при операции 26. Алгоритм строится для осуществления уменьшения перегрузки логических элементов на этапе операции 6.
В дополнение к сокращению определенных графиков с целью устранения перегрузки в алгоритме также поддерживается отслеживание суммарного количества сокращений, осуществляемых для каждой конфигурации при операции 28. Увеличенные платежи и годовые доходы сводятся к нулю при операции 30, поскольку пропорциональное уменьшение графиков клиента не включает в себя оплату за уменьшение доминирующих потоков или продажу энергии в направлении ее противотоков.
Конечный продукт алгоритма, показанного на фиг. 15, представляет собой установление конфигураций 33, жизнеспособных в финансовом отношении и физически осуществимых (посредством пропорциональных сокращений). Эта информация затем поступает в алгоритм, иллюстрированный на фиг. 14 (для идентифицирования диспетчерского управления с наименьшей стоимостью среди конкурирующих сокращенных конфигураций). Наконец, следует отметить, что алгоритм, показанный на фиг. 15, будет использоваться только в том случае, если не обнаружена конфигурация без наличия перегрузки, и не является достаточным экономичное контролирование перегрузок. Сокращение графиков планирования -это последнее право выбора, к которому прибегают.
6. Алгоритм для контролирования перегрузок с наименьшими капитальными затратами (см. фиг.
16)
Этот алгоритм осуществляет контролирование перегрузки при планировании рынка сбыта в том случае, если: (i) не возможно установить наличие конфигурации, свободной от перегрузки и (ii) сокращение графиков можно избежать. Он может быть использован для случаев применения графиков планирования рынков сбыта энергии "вперед за сутки", "вперед за час" и графиков планирования рынков сбыта энергии в реальном масштабе времени.
Целевой функцией алгоритма является разрешение проблемы наличия перегрузки при наименьшей стоимости на основе побочного размещения логических элементов одного за другим. Используя полученные из алгоритма, изображенного на фиг. 13, кривую потребности (CMD) контролирования перегрузок и кривую предоставления (CMS) контролирования перегрузок, перегрузку устраняют у электрического логического элемента i посредством принятия сокращений доминирующих потоков от клиентов, использующих графики с наличием возможности диспетчерского регулирования при их утверждении для реализации DHPS (т. е. посредством снижения кривой потребности (CMD) контролирования перегрузок) при этапах операций 1, 2 и 3.
Итог перемещения вдоль кривых потребности (CMD) и предоставления (CMS) контролирования перегрузок может быть одним из следующих:
цены, требуемые продавцами при графиках с наличием возможности диспетчерской регулируемости при их утверждении для реализации DHPS, не должны пересекаться с ценами, предлагаемыми покупателями при графиках с диспетчерской регулируемостью при разрешаемой возможности их реализации DLPS на любом уровне диспетчерского управления: в этом случае устранение перегрузки логического может либо создавать активное сальдо (если полная сумма, собираемая от продаж по графикам с разрешаемой возможностью диспетчерской регулируемости их реализации DLPS превышает полную сумму, выплачиваемую приобретателями энергии по графикам с наличием возможности диспетчерской регулируемости их утверждения для реализации DHPS) или дефицит (если платежи по графикам с наличием возможности диспетчерской регулируемости их утверждения для реализации DHPS превышают доходы от реализации от продаж по графикам с разрешаемой возможностью диспетчерской регулируемости их реализации DLPS). В последней ситуации может потребоваться увеличенная оплата;
две кривые пересекаются в одной точке: требуется (если это вообще практикуется операторами электросети), чтобы покупатели на торгах с обеих сторон предлагали, или цены на основе "единое количество/единая стоимость", или представляли многоточечно монотонно возрастающие цены (для покупателей по графикам с наличием возможности диспетчерской регулируемости их утверждения для реализации DHPS) и монотонно убывающие цены (для покупателей по графикам с разрешаемой возможностью диспетчерской регулируемости их реализации DLPS), что увеличивает шансы пересечения кривых потребности (CMD) и предоставления (CMS) контролирования перегрузок в такой уникальной точке: рыночной клиринговой цены (МСР) контролирования перегрузок. Если сумма регулирований графиков в точке рыночной клиринговой цены (МСР) контролирования перегрузок окажется равной или превысит ту стоимость, которая необходима для устранения перегрузки, логический элемент является нейтральным в отношении годового дохода: количество капитала, выплачиваемого продавцам по графикам с наличием возможности диспетчерской регулируемости их утверждения для реализации DHPS, является равным тому количеству капитала, которое выплачивается покупателями по графикам с разрешаемой возможностью диспетчерской регулируемости их реализации DLPS. Если решение проблемы перегрузки
- 25 -
008413
требует увеличенного количества регулирований по сравнению с тем, которое может быть получено в точке рыночной клиринговой цены (МСР) контролирования перегрузок, могут потребоваться увеличенные платежи. В зависимости от результатов операции 1 алгоритм рассчитывает либо повышение 5 для логических элементов, либо активное сальдо 6 для логических элементов. Следует подчеркнуть, что объективная функция, установленная при операции 1 (т.е. сведение к минимуму себестоимости контролирования перегрузки) гарантирует наличие регулирования каждого диспетчерского контролирования логического элемента при наименьшей стоимости.
Следующая задача алгоритма заключается в разложении приобретения (приобретений) при кривых потребности CMD контролирования перегрузок и продажи (продаж) при кривых предоставления CMS контролирования перегрузок на вкладчиков 7 и 8 при наличии графиков с наличием возможности диспетчерской регулируемости их утверждения для реализации DHPS, и графиков с разрешаемой возможностью диспетчерской регулируемости их реализации DLPS. Эта информация затем используется для модернизации уровней графиков с наличием возможности диспетчерской регулируемости их утверждения для реализации DHPS, и графиков с разрешаемой возможностью диспетчерской регулируемости их реализации DLPS у существующих в настоящее время логических элементов 9 и 10, а также у групповых логических элементов с 12 по 28 (т.е. у тех, которые участвуют в долевом отношении в реализации графиков, подвергающихся воздействиям имеющегося в настоящее время логического элемента). Регулирования потоков через групповые логические элементы выполняются по способу, который гарантирует точную модернизацию и отслеживание доминирующих потоков и противотоков 19 и 20. Операции затем также перерассчитываются по коэффициенту дельта 25 завышенного планирования для каждого логического элемента, на которые небрежно воздействуют, и для реструктуризации кривых потребности (СМ^) и предоставления (СМS) контролирования перегрузок при каждом случае реструктуризации на этапе операции 26.
После осуществления необходимых регулирований алгоритмом проверяется не оказалась какая-либо группа логических элементов по оплошности сокращенной на этапах операций с 27 по 33. Количество логических элементов, подлежащих возможному сокращению, тогда передается на этап логической операции 44, иллюстрированный на фиг. 13, для окончательного пропорционального сокращения.
B. Нормальный процесс межсекторного планирования рынка сбыта энергии "вперед за час" Процесс планирования рынка сбыта энергии "вперед за час", как это показано на фиг. 17 и 18, по
существу, является таким же процессом, как и в случаях планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки". Но с одним исключением, состоящем в том, что описание процессов, предусмотренных в логических схемах на фиг. 11 и 12, здесь не будет повторяться. Разница между двумя случаями состоит в существовании осуществляемых графиков планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки" при использовании графика планирования ранка сбыта энергии "вперед за час". Это учитывается при совершении операции 6 в логических схемах, показанных на фиг. 17 и 18. В логической схеме на фиг. 17 принятые графики 6 планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки" включаются в исходные этапы процесса 7 оптимизации маршрутов энергетической передачи при планировании рынка сбыта энергии "вперед за час". В логической схеме на фиг. 18 графики 6 планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки" включаются как часть набора негибких графиков 5 планирования с высокой приоритетностью (IHPS). Оставшаяся часть процесса оптимизирования осуществляется так, как это описано для процесса планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки". Необходимые поддерживающие алгоритмы являются точно такими же, как и те, которые использованы в иллюстрации на фиг. 12, начиная с этапа операции 20, иллюстрированной на фиг. 13.
C. Нормальный процесс межсекторного планирования в реальном масштабе времени с регулированием его в системе с тройным регулированием
Процесс планирования в реальном масштабе времени, представленный на логических схемах фиг. 19 и 20, по существу, является таким же, как и в случаях планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки". Но при наличии двух исключений, состоящих в том, что описание процессов, предусмотренных в логических схемах на фиг. 11 и 12, здесь не будет повторяться. Различия между двумя случаями являются следующими: (i) существование осуществляемых графиков планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки" и "вперед за час" в случаях применения тройного регулирования в системе; (ii) отсутствие цикла обозрения, осуществляемого операторами сети GO (см. этапы операций 9 и 10 в логической схеме на фиг. 11) по причине непрактичного выполнения таких этапов операций в пределах ограниченного времени, имеющегося перед реальным диспетчерским управлением. Присутствие обязательств в наличии мощности при энергоснабжении и при планированиях рынков сбыта энергии "вперед за сутки" и "вперед за час" учитывается на этапе операции 6 в логических схемах на фиг. 19 и на фиг. 20. В логической схеме на фиг. 19 принятые графики 6 планирования рынков сбыта энергии "вперед за сутки" и "вперед за час" включены в исходные этапы процесса 7 оптимизации маршрутов передачи энергии при планировании в реальном масштабе времени. В логический схеме на фиг. 20 графики 6 планирования "вперед за сутки" и "вперед за час" включаются как часть негибких графиков 5 планирования с высокой приоритетностью (IHPS). Оставшаяся часть процесса оптимизирования осуществляется так, как это описано для процесса планирования рынка сбыта энергии "вперед за сутки". Необходимые поддерживаю
- 26 -
008413
щие алгоритмы являются точно такими же, как и те, которые использованы на фиг. 12, начиная с этапа операции 19, иллюстрированной на фиг. 13.
D. Нормальный процесс межсекторного планирования рынка сбыта энергии в реальном масштабе времени с двойным регулированием в системе
Вновь, процесс планирования рынка сбыта энергии в реальном масштабе времени, для системы с двумя регулированиями, как это представлено на логических схемах фиг. 21 и 22, по существу, является таким же, как и в случаях применений планирования "вперед за сутки". Но и при двух исключениях, состоящих в том, что описание процессов, предусмотренных в логических схемах на фиг. 11 и 12, здесь не будет повторяться. Различия между двумя случаями являются следующими: (i) существование осуществляемых графиков планирования "вперед за сутки" в случаях применения двойного регулирования в системе; (ii) отсутствие цикла обозрения, осуществляемого операторами сети GO (см. этапы операций 9 и 10 в логической схеме на фиг. 11) по причине непрактичного выполнения таких этапов операций в пределах ограниченного времени, имеющегося перед реальным диспетчерским управлением. Присутствие обязательств в наличии мощности при энергоснабжении и при планировании рынка сбыта энергии "вперед за сутки" учитывается на этапе операции 6 в логических схемах на фиг. 21 и на фиг. 22. В логической схеме на фиг. 21 принятые графики 6 планирования "вперед за сутки" включены в исходные этапы процесса 7 оптимизации маршрутов энергетической передачи при планировании в реальном масштабе времени. В логический схеме на фиг. 22 графики 6 планирования "вперед за сутки" включаются как часть негибких графиков 5 планирования с высокой приоритетностью (IOTS). Оставшаяся часть процесса оптимизирования осуществляется так, как это описано для процесса планирования "за сутки вперед". Необходимые поддерживающие алгоритмы являются точно такими же, как и те, которые использованы в иллюстрации на фиг. 12, начиная с этапа операции 19, иллюстрированной на фиг. 13.
Множество модификаций, изменений и вариаций изобретения можно осуществить в духе и в объеме следующих пунктов формулы изобретения. Изобретение не должно считаться ограниченным теми конкретными вариантами его воплощения, которые описаны и иллюстрированы со ссылками на сопроводительные чертежи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[I] M. Kumbale, T. Rusodimos, F. Xia, and R. Adapa, TRELSS: A Computer Program for Transmission Reliability Evaluation of Large-Scale Systems, EPRI TR-1005663833-1, vol. 2, April 1997.
[2] See for example: (1) Y.V. Makarov and R.C. Hardiman, "Risk, Reliability, Cascading, and Restructuring", CIGRE/IEEE PES International Symposium on Quality and Security of Electric Power Delivery Systems, Montreal, Quebec, Canada, 7-10 October, 2003; and (2) R.C. Hardiman, M. Kumbale, and Y.V. Makarov, "Multi-Scenario Cascading Failure Analysis Using TRELSS", CIGRE/IEEE PES International Symposium on Quality and Security of Electric Power Delivery Systems, Montreal, Quebec, Canada, 7-10 October, 2003.
[3] Roy Billinton and Ronald N. Allan, "Reliability Evaluation of Engineering Systems Concepts and Techniques", Plenum Press (1992).
[4] See for example the reference cited in Footnote 1.
[5] See J. Wang, "Efficient Monte Carlo Simulation Methods in Statistical Physics", Department of computational Science, National University of Singapore, Singapore, March 15 2001. [6] See for example the references cited in [2]. [7] See for example the reference cited in [1]. [8] See for example the references cited in [2]. [9] See for example the reference cited in Footnote [1].
[10] See for example: Miller, Frederick S. and Gerald I. Lieberman, "Operations Research", Holden-Day,
Inc., (1974).
[II] See [3], [5] and [10]. See also: (1) 5. Burns and G. Gross, "Value of Service Reliability", IEEE Trans. Power Syst., Vol. 3, pp. 825-834, Aug. 1990; and (2) S. Yin, R. Chang and C. Lu, "Reliability Worth Assessment of High-Tech Industry", IEEE Trans. Power Syst., vol. 18, No. 1, pp. 359-365, Feb. 2003.
СЛОВАРЬ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТЕРМИНОВ CDF - доминирующие потоки со способностью сокращения CFS - графики планирования противопотоков
CLPS - обслуживание с низкой приоритетностью и с возможностью сокращения
CLPSS - графики планирования с низкой приоритетностью и с возможностью сокращения
CMD - кривая потребности в контролировании перегрузок
CMS - кривая предоставления контролирования перегрузок
COG - мощность логического элемента
COS - стоимость обслуживания
DA - "вперед за сутки"
DFS - графики планирования доминирующих потоков
DHPS - графики высокой приоритетности при возможности диспетчерской регулируемости DLPS - графики планирования с низкой приоритетностью при возможности диспетчерской регулируемости
- 27 -
008413
DOSD - оцениваемая разность в коэффициенте дельта при завышенном планировании
GO Grid - оператор сети GO
GR - годовой доход от логических элементов
GS - годовой сверхдоход от логических элементов
GU - повышенная оплата за логические элементы
НА - "вперед за час"
HPS - графики планирования при высокой приоритетности
ICC - центр координации объединенной энергосистемы
IHPS - негибкие графики планирования при высокой приоритетности
ILPS - негибкие графики планирования при низкой приоритетности
LPS - графики планирования при низкой приоритетности
LPSS - графики планирования обслуживания при высокой приоритетности
MS - модифицированные графики планирования
MXD - максимальная потребность
MXS - максимальное предоставление
NCMC - себестоимость контролирования перегрузок
NCS - количество графиков планирования с возможностью сокращения
NFC - количество осуществимых конфигураций
NGF - чистый поток энергии через логический элемент
NMS - количество модифицированных графиков
NOCC - количество конфигураций с возможностью сокращения
NOCG - количество сокращаемых логических элементов
OLDHPS - прежняя стоимость осуществления графиков планирования при высокой приоритетности OLDLPS - прежняя стоимость реализации графиков планирования с низкой приоритетностью при возможности диспетчерской регулируемости
OSD - коэффициент дельта при завышенном планировании
PD - стоимость потребных надбавок к цене
PS - стоимость предоставляемых надбавок к цене
RT - реальный масштаб времени
TCC - полные сокращения конфигурации
UC - несокращаемые конфигурации
VOG - стоимость выработки энергии
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока, где указанная электросеть содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции работают в пределах связанных между собой секторов рынка сбыта электроэнергии и подвержены воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанный способ предусматривает стадии:
(a) идентифицирования всех указанных линий передачи переменного тока, которые проходят между различными указанными секторами рынка сбыта;
(b) сегментации в каждой из указанных таким образом идентифицированных линий передачи переменного тока посредством встраивания контролируемой вставки постоянного тока в выбранном месте расположения в идентифицированной электролинии, благодаря чему образуют множество секторов переменного тока;
(c) асинхронной эксплуатации каждого из указанных секторов переменного тока; и
(d) контролирования потока мощности между указанными секторами переменного тока посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.
2. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий стадию разделения по меньшей мере одного из указанных секторов переменного тока на два или большее количество подсекторов, способных функционировать асинхронно по отношению друг к другу.
3. Способ по п.1, в котором стадия контролирования потока мощности содержит идентифицирование оптимального маршрута в зависимости от потребности в поставках электрической энергии от одного из указанных секторов рынка сбыта энергии к другому из указанных секторов рынка сбыта энергии, причем указанный маршрут содержит по меньшей мере одну вставку постоянного тока.
4. Способ сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока, где указанная электросеть содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции работают в пределах связанных между собой секторов рынка сбыта энергии и подвержены воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанный способ предусматривает стадии:
(a) идентифицирования местоположений всех тех линий передачи переменного тока, у которых
- 28 -
008413
контролируемая вставка постоянного тока может быть встроена для существенного уменьшения возможного каскадирования простоев в работе электросети от одного из указанных секторов к другому из указанных секторов;
(b) выбора множества указанных вставок постоянного тока с наименьшей стоимостью и соответствующих местоположений для достижения желательного уровня предотвращения каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению;
(c) сегментации в каждом таким образом выбранном месте соответствующей электролинии передачи переменного тока посредством встраивания соответствующей вставки постоянного тока в выбранное место; и
(d) контролирования потока мощности между указанными секторами переменного тока посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.
5. Модифицированная энергосистема передачи электрической энергии, где указанная энергосистема перед модификацией содержит существующую многорегиональную электросеть переменного тока, содержащую множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно связанных между собой линиями передачи переменного тока, при этом указанные электростанции способны работать внутри связанных секторов рынка сбыта энергии, подверженных воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта, при этом указанная энергосистема после модифицикации содержит:
(a) указанное множество электростанций для выработки переменного тока, способных функционировать внутри указанных соответствующих секторов рынка сбыта энергии, подверженных воздействию взаимосвязанных правил этого рынка сбыта энергии,
(b) линии передачи электрической энергии, соединяющие указанные электростанции, по меньшей мере, некоторые из указанных линий передачи проходят между различными из указанных секторов, при этом каждая из указанных линий передачи, проходящих между различными секторами, включает в себя контролируемую вставку постоянного тока в электролинии для десинхронизации указанных различных секторов, а каждая из указанных вставок постоянного тока, встроенная в месте сегментации существующей линии передачи переменного тока, содержит саму вставку постоянного тока и линии передачи переменного тока на противоположных сторонах указанной вставки; и
(c) средство контролирования, оперативно подключенное к каждой из указанных вставок постоянного тока для контролирования потока мощности между различными указанными секторами посредством контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.
6. Энергосистема вставок постоянного тока для передачи электрической мощности между асинхронно работающими секторами переменного тока, подверженными воздействию взаимосвязанных правил рынка, каждый сектор получен в результате сегментации существующей многорегиональной электросети переменного тока посредством указанных вставок постоянного тока, при этом указанная электросеть перед сегментацией содержит множество электростанций для выработки переменного тока, синхронно соединенных между собой линиями передачи переменного тока, и средство контролирования, оперативно подключенное к каждой из указанных вставок постоянного тока для контролирования потока мощности между указанными различными секторами для контролирования эксплуатации указанных вставок постоянного тока.
7. Энергосистема вставок постоянного тока по п.6, в которой, по меньшей мере, некоторые из указанных вставок постоянного тока содержат выпрямительно-преобразовательную пару выпрямителей переменного тока и преобразователей постоянного тока.
8. Энергосистема вставок постоянного тока по п.7, в которой по меньшей мере одна из указанных вставок постоянного тока содержит проводник постоянного тока, оканчивающийся на противоположных концевых участках выпрямителем переменного тока и преобразователем постоянного тока.
9. Энергосистема по п.6, или 7, или 8, дополнительно содержащая ее центр управления, оперативно подключенный к каждой из указанных вставок постоянного тока и предназначенный для получения данных, соответствующих графику обслуживания в потребности по передаче мощности между парами указанных секторов, для анализа таких данных и для вырабатывания командных инструкций с целью определения маршрута подачи мощности через указанную энергосистему в зависимости от результата такого анализа.
10. Энергосистема по п.9, в которой каждый из указанных секторов переменного тока включает в себя ассоциированный центр управления сектором, при этом указанная энергосистема дополнительно содержит сеть связи для сообщения о:
(a) запросах в адрес центра управления энергосистемы, направляемых указанными центрами управления секторами, касающихся графиков обслуживания межсекторной энергопередачей;
(b) наличии возможности передачи через отдельные вставки постоянного тока указанной сети центру управления энергосистемы;
(c) предварительных и окончательных графиках осуществимого обслуживания энергопередачей, поступающих в адрес указанных центров управления секторами от указанного центра управления энергосистемы.
- 29 -
008413
? ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА О ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА GO: ОПЕРАТОР СЕТИ
• ••••••• ВНУТРИСЕКТОРНЫЕ ГРАНИЦЫ В СЕКТОРЕ ОПЕРАТОРА СЕТИ GO
- - ВНЕШНИЕ ГРАНИЦЫ СЕКТОРОВ ОПЕРАТОРОВ СЕТИ GO
-ЭЛЕКТРОЛИНИЯ ПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
-ЭЛЕКТРОЛИНИЯ ПЕРЕДАЧИ ПОСТОЯННОГО ТОКА
Фиг. 1
? ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА GO: ОПЕРАТОР СЕТИ
ЦЕНТР УПРАВЛЕНИЯ ОПЕРАТОРА СЕТИ
(c)ЦЕНТР КООРДИНАЦИИ ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ / ЦЕНТР УПРАВЛЕНИЯ
• ••••••• ВНУТРИСЕКТОРНЫЕ ГРАНИЦЫ В СЕКТОРЕ ОПЕРАТОРА СЕТИ GO
- - ВНЕШНИЕ ГРАНИЦЫ СЕКТОРОВ ОПЕРАТОРОВ СЕТИ GO
--------- КАНАЛ СВЯЗИ ДЛЯ СООБЩЕНИЙ
- ЭЛЕКТРОЛИНИЯ ПЕРЕДАЧИ ПОСТОЯННОГО ТОКА
Фиг. 2
- 30 -
008413
GO(A)
ВЫРАБОТКА ЭНЕРГИИ НА УЧАСТКЕ=3100' НАГРУЗКА НА УЧАСТКЕ=1000
GO(B)
ВЫРАБОТКА ЭНЕРГИИ НА УЧАСТКЕ=46001 НАГРУЗКА НА УЧАСТКЕ=6000
ВЫРАБОТКА ЭНЕРГИИ НА УЧАСТКЕ=40002 НАГРУЗКА НА УЧАСТКЕ=4000
GO(A)
300
800
/ GO(C)
ВЫРАБОТКА ЭНЕРГИИ НА УЧАСТКЕ=43003 НАГРУЗКА НА УЧАСТКЕ=5000
ОБОЗНАЧЕНИЯ НА ЧЕРТЕЖЕ
П ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА GO: ОПЕРАТОР СЕТИ
ВНУТРИСЕКТОРНЫЕ ГРАНИЦЫ В СЕКТОРЕ ОПЕРАТОРА СЕТИ GO ВНЕШНИЕ ГРАНИЦЫ СЕКТОРОВ ОПЕРАТОРОВ СЕТИ GO ЭЛЕКТРОЛИНИЯ ПЕРЕДАЧИ ПОСТОЯННОГО ТОКА
конфигурация существующей системы _
добавление выпрямительно-инверторной установки, преобразовательных электролиний и выполнение других мероприятий
границы тарифов при планировке рынка сбыта
система сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта
добавление модернизаций
в сети переменного тока
оценка временн и затрат на систег с учетом формир
э х конфигурации
лу сегментации MDSS
свания рынка сбыта
6"v проведение внутрисекторных исследований надежности
критерии надежности \j 7 в текущий момент! времени |
¦соответствует ли ¦"работоспособность системы" ^гментации MDSS с учетом формирования"4' ^рынка сбыта критериям текущего ^момента времени?
оптимальная система сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта с точки зрения критериев текущего момента времени
определение максимальной стоимости создания оптимальной системы сегментации MDSS только с учетом формирования рынка сбыта
¦i0
,+1
Фиг. 4
- 31 -
008413
оптимальная система сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта с точки зрения критериев текущего момента времени_
15ч
хронология состояний динамической работоспособности
модифицированная система сегментации MDSS
добавление логического(их) элемента(тов) и/или выполнение иных мероприятий
условные математические ожидания нагрузок, выработки энергии
и стоимостей обслуживания и выработки энергии
~\~Д
проведение исследований динамики системы
нарушения в системе
• ¦ оДёнка нагрузок и вь работки энергии с учетом каскадирующих ^/ простоев в работе по энергоснабжению
-16
17 и
оценка текущей по времени величины издержек, связанных наличием остаточных каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению оптимальной системе сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта_
показатели динамической работоспособности и текущая по времени величина издержек, вызванных каскадирующими простоями в работе энергоснабжению 13
добавление I/
модернизации в сети переменного тока
проведение исследований внутрисекторной)* надежности
,22
стоимость создания и конфигурация динамически безопасной системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта_
критерии обеспечения надежности в текущий момент времени
,28
оценка стоимости внутрисекторной модернизации
оценка конфигурации и максимальной -^стоимости создания оптимальной и динамически безопасной системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта_
Фиг. 5
- 32 -
008413
существующая система
сегментация первоначальной системы
37-
создание модифицированного проекта
з <Кг
хронология состояний динамической работоспособности
проведение исследований динамики системы
нарушение в системе
добавление логического(их) элемента(тов) и/или выполнение иных мероприятий
условные- математические ожидания нагрузок выработки энергии и, стоимостей обслуживания и выработки энергии
оценка потерь в нагрузке и в выработке энергии, связанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению
оценка показателей динамической работоспособности и текущая по времени величина издержек, связанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению
- ^зз -
41л
добавление модернизаций в сети переменного тока
/39
проведение исследований внутрисекторной надежности
определение затрат и создание конфигурации! )' с динамически / безопасной структурой
критерии надежности в текущий момент времени
определение стоимости внутрисекторной модернизации
создание конфигурации и оценка максимальной стоимости сегментации только с целью удовлетворения текущих по времени и новых критериев надежности
Фиг. 6
44.
конфигурация и состояние несегментированной. системы _
проведение исследований динамики системы
нарушения в системе
оценка потерь в нагрузке и в выработке энергии, :вязанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению 47
определение текущей по времени величины затрат, связанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению, при отсутствии сегментации
условные математические ожидания J нагрузок, выработки энергии и стоимостей для клиента обслуживания и выработки энергии
Фиг. 7
008413
43-
создание конфигурации и оценка максимальной стоимости сегментации только с целью удовлетворения текущих по времени и новых критериев надежности
49>
исключение одного или большего количества логических элементов и проведение других мероприятий_
модифицирован ная система сегментации -"| MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии
1 <Ь
проведение исследований динамики системы
,51
определение оптимальной системы сегментации MDSS с учетом формирования
рынка сбыта энергии с учетом <ритериев текущей по времени надежности
нарушение в системе
.46
,53
54Ч
оценка потерь нагрузок и выработки ^энергии, связанных с каскадирующими простоями в работе по
энергоснабжению_
Г~_
оценка показателей динамической работоспособности и текущая по времени величина издержек, связанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению
условные математические ожидания нагрузок, выработки энергии и стоимостей обслуживания и выработки энергии
решение вопроса, зависит ли работоспособность от несегментированной/
51\
добавление логического (логических) элемента (элементов) или модернизация (модернизации) в сети переменного: тока
определение текущей по времени величины затрат,
связанных с каскадирующими простоями в работе по энергоснабжению, при отсутствии сегментации
конфигурация и затраты на систему с !сегментацией по динамике сравнимы с I теми, которые имелись у системы 5*3\1 прежде
59Л
оптимальная система сегментации MDSS с учетом формирования рынка
сбыта при наличии остаточных каскадирующих простоях в работе по энергоснабжению
определение (^идентичности и затрат, связанных с наличием
динамически критических логических
элементов для формирования рынка сбыта и с устранением затрат из-за наличия простоев в работе по энергоснабжению
Фиг. 8
определение
максимальной
стоимости
создания
оптимальной
системы
сегментации
MDSS только
с учетом
формирования
рынка сбыта
энеогии
сеоестоимость системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии и с учетом прибылей от смягчения воздействия каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению .
создание конфигурации и оценка максимальной стоимости сегментации только с целью
удовлетворения
текущих по времени и новых критериев надежности
определение идентичности и затрат, связанных с наличием динамически критических логических элементов г-)для формирования рынка сбыта энергии и с устранением затрат
из за наличия простоев в работе
по энергоснабжению
прибыли от кредитования для обеспечения надежности с точки зрения ^ перспективы формирования планирования рынка сбыта энергии_
61,
согласование кредитования на систему сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии для осуществления вклада в целях смягчения воздействия каскадирующих простоев в эаботе по энергоснабжению_
определение
текущей
по времени
стоимости
полных затрат
на динамически
критические
логические
элементы с точки зрения
перспективы формирования
рынка
сбыта энергии
прибыли от кредитования для обеспечения надежности с точки зрения перспективы обеспечения надежности при проектировании
определение текущей по времени стоимости полных затрат на динамически критические логические элементы с точки зрения обеспечения ¦надежности пзи проектировании
Фиг. 9
- 34 -
008413
определение идентичности и затрат, связанных с наличием динамически критичесхих логических элементов для формирования рынка сбыта энергии и с устранением затрат из-за наличия простоев в работе по энергоснабжению_
определение оптимальной системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии с учетом критериев текущей по времени надежности
оценка конфигурации и максимальной стоимости создания оптимальной и динамически безопасной системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта
энергии_
определение идентичностеи и затрат, связанных с наличием динамически критических логических элементов для получения полностью безопасное системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии
учет кредитования на создание системы сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии при вкладе в покрытие затрат на смягчение воздействия каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению с точки зрения перспективы создания системы MDSS
кредитование для достижения полного ослабления воздействий каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению с точки зрения перспективы формирования оынка сбыта энергии
сеоестоимость при кредитовании на обеспечение надежности в динамические безопасной системе сегментации MDSS с учетом формирования рынка сбыта энергии
согласование кредитования на обеспечение полного ослабления воздействия со стороны каскадирующих простоев в работе по энергоснабжении)__
учет создания конфигурации с обширной сегментацией системы и оценка затрат и работоспособности только при удовлетворении текущих по времени и новых критериев надежности
учет кредитования на создание системы сегментации MDSS с учетом планирования рынка сбыта энергии при вкладе в покрытие затрат на смягчение воздействия каскадирующих простоев в работе по энергоснабжению только с точки зрения перспективы обеспечения надежности при _проектировании_
Фиг. 10
участники рыночной деятельности представляют запросы о межсекторном планировании "вперед за сутки" операторам сети GO и в центр _координацииICC_
несогласованные графики планирования
операторы сети GO подают в 2"Jaflpec центра координации ICC N внутрисекторные и межсекторные данные информации и запросы о графиках межсекторного ._планирования_
центр координации 1С С утверждает поданные графики планирования
5~ графики планирования, 1 утвержденные центром координации
6"\Jданные информации о тарифах, полученные от операторов сети GO|-> и от центра координацииICC
процесс оптимизации "вперед за сутки" маршрутов передачи) энергии ( см. чертеж j на фиг. 12)
графики планирования при 8> yJ оптимальной маршрутизации (из операции 20, иллюстрированной чертежом на фиг. 12)
11-
10,
составление обзора и %| ревизия операторами сети GO диспетчерских сообщений и графиков планирования "вперед за сутки", а также
передача внутрисекторых и межсекторных данных информации в адрес центра координации ICC
передача центром координации окончательных межсекторных графиков планирования операторам ГРТИ an__
разработка временных межсекторных графиков планирования центром координации ICC для
обозрения их операторами сети GO
приемка операторами сети GO \^ графиков планирования от центра координации ICC
предоставление центром координации ICC счетов для оплаты клиентами предоставленных услуг
Фиг. 11
- 35 -
008413
графики планирования, . -^утвержденные центром координации
__ICC__
идентифицирование приоритетности графиков-планирования и возможности диспетчерской _управляемости _
_ I
графики планирования с низкой приоритетностью (LPS)
- 1 ;
негибкие графики планирования с низкой приоритетностью (ILPS)
1 '\
графики планирования с низкой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемости (DLPS)
10,
3 "у фафики планирования с высокой приоритетностью (HPS)
-А .-*-.
графики планирования высокой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемости (OHPS)
графики планирования с
низкой приоритетностью (LPS)
возможная модернизация погических элементов в центре координации ICC
15ч_
оценка факторов утраты конкретных логических элементов и стоимости выработки энергии (VOG)
утверждение расценок на обслуживание при учете графиков планирования высокой приоритетностью и возможностью диспетчерской управляемости (DHPS) и при учете графиков планирования с высокой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемости (IHPS) также утверждение предлагаемых покупателями цен при учете графиков планирования с низкой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемости (DLPS)
(составление таб ""рафиков планер (возможных маршр
лиц конкретных ования при всех утах прибылей
определение полной стоимости > маршрутизации при конкретных ' -" графиках планирования с учетом всех возможных маршрутов
оплаты услуг операторов сети GO_
|оценка осуществимых с точки' 16^, зрения финансирования ' "^ конкретных маршрутов передачи энергии при конкретных графиках [планирования
определение полного количества конкретных логических элементов,
приходящихся на _единичные издержки
оценка платежей логические элементы в центре координации ICC
установление конкретных маршрутов осуществимых с финансовой точки зрения S при всех возможных конфигурациях составления графика планирования
установление физической осуществимости и построение алгоритма контролирования перегрузок логических элементов (см. чертеж на фиг, 13)_
20-
установление графиков [планирования с оптимальными маршрутами передачи энергии
Фиг. 12
- 36 -
008413
установление конкретных маршрутов осуществимых с финансовой ^/ точки зрения при всех возможных конфигурациях составления графика планирования
установление всех конфигураций, конкретных логических элементов и конкретных графиков планирования
3 расчет для "^V.
конфигураций: i = 0, ^ последняя, +1
)гических^^ й, И
расчет для логически элементов: последний
установление увеличенной платы за логические элементы (Gu J и сведенных к нулю годовых доходов (GS i;)
^ фафики планировгшия с логическими элементами i,j
установление графиков
планирования с противотоками (CFS ij)
полные завышенные графики планирования в одном и том же направлении потока
чистый поток (NGF i,j) ^ через логические элементы i,j
установление графиков планирования доминирующих потоков (DFS i,j)
пропускная способность логического элемента (COG ij)
коэффициент дельта при завышенном планировании
OSD^NGF.-COG,,,
12/
,11
декларация о том, что логический элемент i,j не является перегруженным
составление перечней логических элементов с перегрузкой, конфигураций с перегрузкой и преобразование полного коэффициента дельта OSDij в коэффициент OSDi
/продолжение \j -(расчета сучетом)г \^ показателя j J
/ продолжение \ J 17 -{расчета с учетом)^ ^ показателя i J
Фиг. 13 А
- 37 -
008413
перечень логических элементов и концигураций с наличием перегрузки
установление количеств конфигураций без перегрузки . которое больше нуля
_,dL_
установление всех возможных конфигураций для осуществимых в финансовом отношении маршрутах при конкретных графиках планирования
\/зки,
для конфигураций последняя
~1~
фаций^>
, +1
,, асчет для логичесС^ ких элементов: i = 0, > 1Й, +1^^
установление конфигурации для всех маршрутов, осуществимых в финансовом и в физическом отношениях при конкретных графиках планирования
/22
построение алгоритма для идентификации конфигурации с наименьшей стоимостью (см. чертеж на фиг. 14)
следует дооавлять данные графика планирования с низкой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемости (LPS) к кривой контролирования перегрузки логического элемента при энергоснабжении (CMDij) и рассчитывать максимальную поставку (MXDij) _анвпгии---
следузт добавлять данные графика планирования с высокой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемости (DHPS) к кривой контролирования
перегрузки логического элемента при энергсснабжении (CMSij) и рассчитывать максимальную поставку (MXSij) энергии
,33
Упо^зателя k J
классифицирование логического элемента и конфигурации и учет их как сокращаемые
учетом . / показателя у
показателя \J
Фиг. 13В
- 38 -
008413
__С
составление перечня и учет количества исключаемых логических элементов и сокращаемых конфигураций
составление алгоритма пропорционального сокращения (см. чертеж на фиг.
_15)
построение несокращенных конфигураций (UC) для увеличения коэффициента дельта OSD при завышенном планировании
< ем
расчет для несокра! . емых конфигураций: i = 0, последняя, +1
размещение логических элементов для уменьшения коэффициента дельта OSDi.j при завышенном планировании
,41
<счет для логических^ элементов: j = 0, J? . последний, +1
построение алгоритма для вьтолн€> нйя^ эегулирований с целью достижения минимальной
стоимости графиков планирования логических элементов для устранения перегрузок (см. чертеж на фиг. 16)
Фиг. 13С
,48
составление перечня сокращаемых конфигураций
составление алгоритма пропорционального сокращения (фиг. 15)
Фиг. 13D
- 39 -
008413
установление конфигурации для всех маршру- 1 тов, осушествимьк в финансовом и в физичео- / * сом отношениях при конкретных графиках плани-к _,_рования_
установление количества осущеотимь^к^1нфигурации
счет для коли ._____
"твимых конфигурац : i = 5 последняя^
счет для лс "элементов: 0, послед!
гичесю &С. ов; у НИИ и+]/^
определение количества логических элементов, приходящегося на полную стоимость единичного /щадиа-
^Храсчетдля rpai ~^^анирования
управляемый диспетчером уровень
энергии согласно графику планирования
в текущий момент _времени:_
: установление полной стоимости обслуживания (COSiik) и годовькдрхр-: дов от логических элементов (GRiik)
для количества логических элементов и для графика планирования в теку-
_щий момент времени:
обслуживания <
установление полной стоимости
~ ~~ \ (COSij,)
--------
логических элементов ((
, ли логических элементов и гтадовьк доходов от
f1родолж€1ние\ j -расчета с у-ютомг Х^показатепяjJ
определение полнота количества конкретных логических элементов, приходящихся на единичные издержки
установление полной стоимости обслуживания конфигурации (COS!) и годовых доходов (Gri)
определение приемлемых
тарифных расценок для
графика планирования;
установление увеличения
платежей за логические элементы (GUij) или избыточных годовых доходов (GSi j) в связи с
экономичным контролировани
ем перегрузок
ОГОКЕ!
та су показатё!
энйе\ > Г7 четойг пя Гу
идентификация конфигурации при наименьшей стоимости её обслуживания
Фиг. 14
- 40 -
008413
составление перечня и установление количества сокращаемых конфигураций (NOCC)
компоновка конфигураций с целью увеличения суммарных коэффициентов дельта (OSDi) при завышенном планировании
приведение в исходное положение матриц анализа сокращаемых графиков (LPS) планирования обслуживания с низкой приоритетностью (CLPSSi,,j,k), матриц анализа сокращаемых доминирующих потоков (CDFij) и матриц анализа полных сокращений конфигураций (TCCi)
расчет для конфигураций: i = 0, последняя, +1
установление количества сокращаемых логических элементов (NOCGi)
компоновка логических элементов для уменьшения коэффициента дельта (OSDij)
<асчет для логических^ элементов: j = 0, > последний, +1 > г
_ \
приведение в исходное положение y количества сокращаемых графиков планирования (NCS)
расчет для граф > -С планирования 0, последний
риковчЛ 1я: > й,.+> ^
^ ^10
Нет ^--'имеется ли i
планирования противотоков";
,12
количество" ^планирования обслужив
^ИЗКС)ИДЩ-----------
Нет
CLPSSi,j,k=LPSSij,k CDFi,j=CDFi,j+CLPSSi,j,k NCS=NCS+1
продолжать расчет при показателе к
Фиг. 15А
- 41 -
008413
<расчет для графиков ""^^ планирования CLPS: m = 0, последний, +1
пропорциональное сокращение графиков LPSij.m до их новой стоимости LPSSi,j,m=OSDi,j х [CLPSSi.j.m/CDFij]
,17
идентифицирование групповых логических
элементов для маршрута текущего момента времени в текущем по времени _графике планирования_
-*- <^ла
расчет для гругповы лс> гических элементов: п = 0, последний, +1
заменить стоимость графика планирования CLPSSi.n.m новой стоимостью CLPSSi,n,m=LPSSi,j,m
,23
,21
,22
DOSDi,n=LPSSi,n,m-CLPSSi.n.m
Нет
^-^является ли графиТс^-.^ Да
планирования LPSSi.n.m ^> ^ ^графиком планирювания^-"^ ^;-^пpoтивoтoкoв?^--,^
DOSDi,n=CLPSSi,n,m-LPSSi.n.m
TCCi=TCCi+DOSDi,n
регулировать коэффициент дельта OSDi.n OSDi,n=OSDi,n-DOSDi,m,n
LPSSi,rn,n=CLPSSi,m,n
/Продолжать ^\ 27 --[ расчет при lr Чпоказателе n,/
TCCi=TCCi+[CLPSSijm-LPSSijm]
i :-
(продолжать Л, 29 расчет при Y показателе rny
Фиг. 15В
- 42 -
008413
установить повышенную плату (GU,.,) за логические элементы и добавочные годовые доходы (GSi. ) равными нулю
конфигурации маршрутов, осуществимых физически и в финансовом отношении для всех конкретных графиков планирования
ереходить к операции иллюстрируемой на
1ИИ 1, \
фиг. 14 J
Фиг. 15С
кривая (CMDij) контролирования перегрузок при запросах об энергоснабжении (из этапа рабочей операции 30 на чертеже Фиг. 13В) 1
кривая (CMSij) контролирования перегрузок при энергоснабжении (из этапа рабочей операции 29 на чертеже фиг. 13В)
устранять перегрузку для логического элемента
j, используя кривую контролирования CMSij при снабжении энергией для оплаты декрементов доминирующих потоков с учетом кривой контролирования CMDij перегрузок при запросах о снабжении энергией и для оплаты инкрементов противотоков, подверженных воздействию сведения к минимуму себестоимости контролирования перегрузок (NCMCij): NCMCij=(CMSijxPSij)-(CMDijxPDij)
и CMSij+CMDij=OSDij где PSij = величина предложенных цен энергоснабжения PDij = величина предложенных цен при _запросах об энергоснабжении_
расчет завышения годовых доходов (GSi.j) от логических элементов GSij=NCMCij
Нет
расчет повышенной платы (GUij)
за логическое элементы
GUjj=NCMCjj
разложение данных кривой (CMUi.j)
контролирования при продаже энергии на увеличения данных графика планирования с низкой приоритетностью и с возможностью диспетчерской управляемостью DLPSi.j.k, которые вносят вклад в приращение ппптипппт-пкпя_
JL.
разложение данных кривой (CMSij)
контролирования при покупке энергии на уменьшения при панны" графика планирования с высокой приоритетностью и с возможностью
эи данных
1 .диспетчерского управления DHPSixk, которые вносят вклад декремент доминирующих петою
обновление стоимостей в графике планирования с низкой приоритетностью и а озможностью дисдетаерскои управляемостиDLPSIXk
обновление стоимостей в графике планирования с высокой приоритетностью и с возможностью диспетчер---------
равпяемости DHPSij
уп-
разработка модифицированных графиков (MSij.k) гшанирован11ядля логического элемента \м коли
чества (NMSu) модифицированных фафиков _ планирования_..
Фиг. 16 А
- 43 -
008413
счет для модифицированных графиков планирования : к =0, последний, +1
идентифицирование групповых логических элементов для текущего по времени маршрута при графике планирования в текущий момент времени
.14
-> <лоп
расчет для групповы логических элементов: последний
OLDLPSi,n,k=DLPSi,n,k
замена графика планирования с низкой
приоритетностью и сЪозможностью диспетчерской управляемости LPSun.k на
график планирования с низкой прибрйтетностькз и с возможодстью. дисйетдврскои управляемости QCPSi.i.k
DOSDi,n,k=DLPSi,n,k-OLDLPSi.n.k
DOSDi,n,k=DHPSi,n,k-OLDHPSi.n.k
DOSDi,n,k=OLDLPSi,n,k -DLPSi.n.k
DOSDi,n,k=OLDHPSi,n, k-DHPSi,n,k
OSDi,n=OSDi,n-DOSDi,n,k ^
,25
Фиг. 16В
- 44 -
008413
реструктуризация кривых снабжения логическим элементом запросов э нем для установления новых стоимости реализации графиков планирования DHPSi,,* и графиков планирования DLPS),,к
< ^продолжат^у7
(продолжать при к ^
установление количества сокращаемых логических элементов , связанной с устранением перегрузки логического элемента j
/ переходить к I операции 44 на 1чертеже фиг. 13С ^34
Фиг. 16С
- 45 -
008413
Кучастники рыночной деятельности представляют запросы о межсекторном планировании "вперед за сутки " i операторам сети GO и в центр координации ICC
операторы зети GO подают в адрес центра координации ICC внутрисекторные и межсекторные данные информации и запросы о графиках межсекторного планирования
несогласованные
графики
планирования
центр координацииICC утверждает поданные графики планирования
11.
принятые графики планирования "вперед за сутки"
8> г
передача тарифных данных информации от операторов сети GO и от центра координацииICC _
графики планирования, утвержденные центром координации
процесс оптимизации "вперед за час" маршрутов передачи энергии ( см. фиг. 18)
пересмотр посылок НА и графиков и предоставление
даты внутри секторов и между ними в ICC
графики планирования при оптимальной маршрутизации (из операции 21, на фиг. 18)
12чг
10^
-> >
передача центром координации окончательных межсекторных графиков планирования операторам сети GO
разработка временных межсекторных графиков планирования центром координацииICC для обозрения их операторамисети GO
13 -у приемка операторами сети GO графиков планирования от центра координации ICC
предоставление центром координации ICC счетов для оплаты клиентами предоставленных услуг
Фиг. 17
- 46 -
008413
1 *\ Графики планирования,
утвержденные центром координации ICC
Идентифицирование приоритетности графиков планирования ^ и возможности диспетчерской управляемости
Принятые графики планирования "вперёд за сутки"
Графики планирования с низкой приоритетностью (LPS)
Негибкие графики LPS планирования с низкой приоритетностью (ILPS)
8NJ
Графики LPS планирования с (DLPS)
Графики планирования с высокой приоритетностью (HPS)
7 N [Графики планирования N с высокой приоритетностью и с (DHPS)
Негибкие графики 5 -\ HPS планирована <-c(IHPS)
Возможная модернизация логических элементов
в центре
------наг
коордда
ции
Оценка факторов утраты конкретных логических элементов и
стоимости вьюаботки _знеогаиГУПЯЛ_
Утверждение расценок на обслуживание с (DHPS)mc(IHPS) а также утверждение предлагаемых покупателями цен с (DLPS)
Таблицы конкретных графиков планирования при всех возможных маршрутах прибылей
,10
Определение полной стоимости маршрутизации при конкретных графиках планирования с учетом всех _возможных маршрутов_
17^
Оценка сюушествимых с точки
зрения ч^ансирования 1юнкретнь1х маршрутов передачи энергии при конкретных тафиках планирования
установление конкретных маршрутов осуществимых
с финансовой точки зрения при всех возможных у* конфигурациях составления графика планирования
Оплаты услуг 1,14 операторов сети GO
Определение полного количества конкретных логических элементов, приходящихся на единичные издержки
Оценка платежей
за логические элементы в центре координации ICC
Установление физической осуществимости и построение алгоритма контролирования перегрузок логических элементов (см. чертеж на фиг. 13)
21\
установление графиков планирования с оптимальными маршрутами передачи энергии
Фиг. 18
- 47 -
008413
Участники рынка представляют запросы о межсекторном планировании в реальном масштабе времени операторам сети GO и в центр координации ICC
Несогласованные графики планирования
Принятые графики
планирования "вперед за сутки" и "вперед за час"
Передача тарифных данных информации от операторов сети GO и от центра координации ICC
Операторы GO подают в ICC внутрисекгорные и межсекторные данные информации и запросы о графиках межсекторного планирования
Центр координации ICC утверждает поданные графики планирования
Графики планирования, утвержденные центром координации
Процесс оптимизации в реальном масштабе времени маршрутов передачи энергии
10-
Графики планирования при оптимальной маршрутизации (из операции 21 на фиг. 20)
Передача ICC окончательных
межсек-горных графиков планирования операторам GO
Приемка эператорами GO графикоз планирования от ICC
Предоставление ЮС счетов для оплаты клиентами предоставленных услуг
Фиг. 19
- 48 -
008413
1 *\ Графики планирования,
утвержденные центром координации ICC
". Идентифицирование приоритетности графиков планирования * и возможности диспетчерской управляемости
Принятые графики планирования "вперёд за сутки"
I рафики планирования с низкой приоритетностью (LPS)
Графики планирования с высокой приоритетностью (HPS)
9-v I
Негибкие графики LPS планирования с низкой приоритет------т (1LPS)
НОСТЬЮ I 8ч1
Графики LPS планирования с (DLPS)
N [Графики планирования vj с высокой приоритетностью и с (DHPS)
Негибкие графики 5 -NHPS планирования с (IHPS)
Возможная модернизация логических элементов в центре координации
Оценка факторов утраты конкретных логических элементов и стоимости выработки энергииЛЮС^_
Утверждение расценок на обслуживание с (DHPS)nc(IHPS) а также утверждение предлагаемых покупателями цен с (DLPS)
1Я/
Таблицы конкретных графиков планирования при всех ЕЮЗМОЖНЫХ маршрутах прибылей
12ч
Определение полной стоимости маршрутизации при конкретных графиках планирования с учетом всех _возможных маршрутов_
17 *\] Оценка осуществимых с точки ч '"ения финансй)---------
_, 1вания конкретньос маршрутов передачи энергии при конкретных гэафиках планирования
-шагтпмяли
VrxauQgneuLio i(Quj(po-ruuiv маршруГС___ _
с финансовой точки зрения при всех возможных конфигурациях составления графика планирования
Оплаты услуг операторов сети GO
__*_dli
Определение полного количества конкретных логических элементов, приходящихся на единичные издержки
Оценка платежей
за логические элементы в центре координации ICC
Установление физической осуществимости и построение алгоритма контролирования перегрузок логических элементов (см. чертеж на фиг. 13)
21-
Установление графиков планирования с оптимапьными маршрутами передачи энергии
Фиг. 20
- 49 -
008413
Участники рынка представляют запросы о межсекторном планировании в реальном масштабе времени операторам сети GO и в центр координации ICC
Несогласованные графики планирования
Принятые графики
планирования "вперед за сутки"
Передача тарифных данных информации от операторов сети GO и от центра координации ICC
Операторы GO подают в ICC внутриоектэрные и межсекторные данные информации и запросы о графиках межсекторного гланирования
I 1оытп |гг\пплиыамии 1ПП *^w...r ..vvr(-,-.,.....--
утверждает поданные графики планирования
5-ч
Графики планирования, утвержденные центром координации
2^.
Процесс оптимизации в реальном масштабе времени маршрутов передачи энергии
Графики планирования при оптимальной маршрутизации (из операции 21 на фиг. 22)
10-
Передача ICC окончательных
межсекторных графиков планирования операторам GO
11 -vj Приемка операторами GO графиков планирования от ICC
12> у Предоставление ICC счетов для оплаты клиентами предоставленных услуг
Фиг. 21
- 50 -
008413
Графики планирования с низкой приоритетностью (LPS)
1 \ Графики планирования,
утвержденные центром координации ICC
Идентифицирование приоритетности графиков планирования ^ и возможности диспетчерской управляемости
Принятые графики планирования "вперёд за сутки"
Ч Г
Негибкие графики LPS планирования с низкой приоритетностью (ILPS)
8\1
Графики планирования с высокой приоритетностью (HPS)
Графики LPS планирования с (DLPS)
7 v [Графики планирования V с высокой
приоритетностью и с (DHPS)
Негибкие графики 5 *s HPS планирования с (IHPS)
Возможная модернизация логических элементов в центре ------чаг
коорл^г
ции
Таблицы конкретных графиков планирования при всех возможных маршрутах прибылей
Оценка факторов утраты конкретных логических элементов и стоимости вылаботки энеогииГУОС^
Определение полной стой мости маршрутизации при конкретных графиках планирования с учетом всех _возможных маршрутов_
Утверждение расценок на обслуживание с (DHPS)nc(IHPS) а также утверждение предлагаемых покупателями цен с (DLPS)
Оценка <
осуществимых сточки зрения финансирования конкретньвс маршрутов передачи энергии при конкретнь1х гаафиках планирования
Установление конкретных маршругов осуществимых
с финансовой точки зрения при всех возможных / конфигурациях составления графика планирования
Оплаты услуг операторов сети GO
Определение полного количества конкретных логических элементов, приходящихся на един-_ичные издержки_
Оценка платежей
за логические элементы в центре координации ICC
Установление физической осуществимости и построение алгоритма контэолирования перегрузок логических элементов (см. чертеж на фиг. 13)
21\
Установление графиков планирования с оптимальными маршрутами передачи энергии
Фиг. 22
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 51 -
1ИЗ ВЕЛИЧИН ИСКЛЮЧЕНЫ РЕЗЕРВЫ И ПОТЕРИ
Фиг. 3
2ИЗ ВЕЛИЧИН ИСКЛЮЧЕНЫ РЕЗЕРВЫ И ПОТЕРИ
Фиг. 3
3ИЗ ВЕЛИЧИН ИСКЛЮЧЕНЫ РЕЗЕРВЫ И ПОТЕРИ
Фиг. 3