автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методическое обеспечение перспективного развития электроэнергетических систем России в современных условиях
- доктора технических наук
- Труфанов, Виктор Васильевич
- город
- Иркутск
- год
- 2014
- специальность ВАК РФ
- 05.14.02
Автореферат диссертации по теме "Методическое обеспечение перспективного развития электроэнергетических систем России в современных условиях"
На правах рукописи
ТРУФАНОВ Виктор Васильевич
МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЁРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Специальность 05.14.02 -Электрические станции и электроэнергетические системы
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
2 п НОЯ 2014
Иркутск - 2014
005555310
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук.
Научный консультант: чл.-корр. РАН, доктор технических наук, профессор Воропай Николай Иванович
Официальные Паздерин Андрей Владимирович оппоненты: доктор технических наук, профессор, ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», кафедра автоматизированных электрических систем, заведующий кафедрой Самородов Герман Иванович
доктор технических наук, профессор, филиал ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС» Сибирский научно-исследовательский институт энергетики, научный руководитель отдела Хрущев Юрнй Васильевич доктор технических наук, профессор, ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет», кафедра электрический сетей и электротехники, профессор
Ведущая организация: ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет»
Защита состоится 27 января 2015 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к. 355.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, по адресу: г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к. 407 и на сайте http://sei.irk.ru/dissert/council
Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью организации, просим отправлять по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета.
Автореферат разослан ИйЬТ^Я> 2014 г. Ученый секретарь
диссертационного совета Д003.017.01 доктор технических наук, профессор
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. С начала 90-х годов коренным образом изменились формы собственности в электроэнергетике России. Децентрализация собственности сократила прямое участие государства в управлении ее развитием, вместо директивных функций оно разрабатывает общие направления энергетической политики страны, стратегии и программы развития энергетики и др., имеющие прогнозный характер, меры экономического и правового регулирования развития и функционирования энергетики.
Расширился круг и влияние на процессы развития электроэнергетических систем (ЭЭС) различных заинтересованных сторон: генерирующих и электросетевых компаний, потребителей электроэнергии, органов государственной власти, общественных организаций, поставщиков топлива, потенциальных инвесторов и др.
Свободное формирование цен во многих отраслях экономики России, либерализация цен на энергоносители привели к появлению рынков топлива, электроэнергии, энергетического оборудования и т.д. Выросла неопределенность перспективных условий развития ЭЭС, повысились требования к энергетической безопасности России и ее регионов.
Рост активности потребителей в новых условиях требует развития исследований взаимосвязей ЭЭС с потребителями энергии, включая методы стимулирования энергосбережения, кооперативного обеспечения и регулирования нагрузки, анализа инфраструктурной роли электроэнергетики в экономике страны.
Все это обуславливает актуальность развития научных исследований проблем управления развитием электроэнергетических систем (ЭЭС) в рыночных условиях, переосмысления известных методических подходов, ревизии состава решаемых задач и постановки новых задач, разработки математических моделей и методов принятия решений, соответствующего программно-информационного обеспечения, ориентированных на более полный учет новых условий: множественности интересов заинтересованных сторон, роста неопределенности исходной информации, требований энергетической безопасности, активной роли потребителей электроэнергии, инфраструктурных аспектов развития ЭЭС.
В СССР в период плановой экономики были разработаны основные положения теории и методов системных исследований в энергетике, теории развития и методов проектирования ЭЭС. Эти положения во многом сохраняют свое значение и в современных условиях. Значительный вклад в эти исследования внесли: JI.A. Мелентьев, Ю.Н. Руденко, A.A. Макаров, Н.И.
Воропай, А.П. Меренков, Л.С. Беляев, Б.Г. Санеев, А.Н. Зейлигер, Л.Д. Хабачев, В.А. Ханаев, Д.А. Арзамасцев, В.А. Баринов, П.И. Бартоломей, В.В. Бушуев, Е.А. Волкова, И.М. Волькенау, В.В. Ершевич, В.Г. Китушин, А.И. Лазебник, П.А. Малкин, A.A. Мызин, A.C. Некрасов, A.C. Макарова, В.Р. Окороков, С.М. Сендеров, B.C. Шарыгин и многие другие.
Эти положения во многом сохраняют свое значение и в современных условиях хозяйствования. Переход к рыночной организации электроэнергетики в России не отменяет необходимость решения системных задач прогнозов развития ЭЭС с рассмотрением этих систем как цельного объекта. Это необходимо в силу инфраструктурного характера ЭЭС, их большого народнохозяйственного значения.
Практика работы электроэнергетики России в условиях рынка невелика и, вероятно, недостаточна для обобщения и создания на ее основе полноценной теории управления развитием ЭЭС в современных условиях. Теоретические основы учета рыночных аспектов развития электроэнергетики, в основном, разработаны зарубежными учеными. Требуется их развитие, адаптация к российским условиям и применение в практике управления развитием ЭЭС.
Объектом и предметом исследования диссертационной работы являются ЭЭС России, методы управления их развитием, модели и методы решения задач обоснования решений по развитию ЭЭС на перспективу порядка 10-20 лет.
Целью работы является развитие научно-методической базы прогнозирования перспективного развития ЭЭС в современных условиях.
Задачи исследования:
1. Анализ современных социально-экономических условий развития ЭЭС в России и влияния их изменений на методы обоснования развития ЭЭС.
2. Определение требований к методическому аппарату прогнозирования перспективного развития ЭЭС России в современных условиях, направлений совершенствования соответствующей системы моделей, методов и средств.
3. Разработка системы моделей, методов и средств решения задач прогнозирования перспективного развития ЭЭС в современных условиях.
4. Разработка программно-информационных средств, реализующих указанные модели и средства обоснования решений.
5. Апробация предложенных подходов, моделей, методов и программно-информационных средств на реальных задачах перспективного развития ЭЭС России.
При решении этих задач в работе получены следующие выносимые на защиту результаты, составляющие предмет научной новизны:
1. Впервые предложена система моделей для решения задач перспективного прогнозирования ЭЭС, ориентированная на учет новых
факторов: множественности интересов заинтересованных сторон, роста неопределенности исходной информации, требований энергетической безопасности, активной роли потребителей электроэнергии, инфраструктурных аспектов развития электрической сети.
2. Впервые разработаны следующие методические положения и модели:
- интегральные оценочные и оптимизационные модели долгосрочного прогноза развития ЭЭС для анализа экономической эффективности технического перевооружения генерирующих мощностей (ГМ), отличающиеся комплексным описанием всех ГМ в составе ЭЭС;
- постановка задачи и оптимизационная модель развития ЭЭС для выбора рациональной структуры ГМ по типам оборудования и определения требований к пропускным способностям межсистемных электрических связей, отличающаяся от других более детальным описанием энергетических режимов ЭЭС за счет моделирования ряда характерных суточных режимов в едином календарном времени, более полного учета технических ограничений на работу ГМ и др.;
- постановка задачи выбора рациональной структуры ГМ ЭЭС в условиях неопределенности, в виде рациональных диапазонов мощностей по типам оборудования; модель с описанием в рамках единой модели всего комплекса неопределенных условий и непрерывной области возможных решений;
- методология анализа перспективных направлений развития ЭЭС в условиях множественности интересов заинтересованных сторон, предусматривающая формирование явной, открытой, демократичной процедуры выработки компромиссных решений;
- методический подход к решению задач обеспечения энергетической безопасности при исследовании перспективных стратегий развития ЭЭС; модели ориентированные на оценку технико-экономических последствий реализации угроз безопасности, возможностей адаптации ЭЭС к последствиям реализации угроз, и выбор эффективных превентивных мероприятий;
- модель ЭЭС для оценки экономической эффективности потребителей-регуляторов и мероприятий по электросбережению, отличающаяся совместным описанием в рамках единой модели как собственно ЭЭС, так и потребителей;
- методический подход к оценке эффективности интеграции ЭЭС, предусматривающий комплексный анализ различных эффектов для множества заинтересованных сторон;
- методический подход для решения задач развития системообразующей электрической сети, включающий анализ условий функционирования ЭЭС на основе «структурного анализа» электрических режимов и использование линейной оптимизационной модели;
- методический подход и модель для анализа потенциала существующей и выбора рациональной перспективной системообразующей сети с учетом ее инфраструктурной роли, в целях максимизации суммарной прибыли участников рынка электроэнергии; «рыночный» эффект от развития сети определяется путем описания ряда ситуаций равновесия спроса и предложения в характерные часы конечного года расчетного периода.
3. Разработаны программно-информационные средства, реализующие предложенные в диссертации модели и методы обоснования решений. Создан программно-информационный комплекс СОЮЗ для решения задач выбора перспективной структуры ГМ ЭЭС, комплекс программ СЕТИ, ориентированный на задачи развития системообразующей сети.
4. Предлагаемые в работе методические положения апробированы в практических исследованиях перспективных стратегий развития ЕЭЭС России. Результаты этих исследований приведены в диссертации, некоторые из них отражены в автореферате.
Методологической основой исследований в работе являются основные положения теории и методов системных исследований в энергетике, методические разработки по долгосрочному прогнозированию и проектированию развития ЭЭС, теория и методы экономико-математического моделирования и оптимизации. Использование этой методологической основы, широкое внедрение результатов работы подтверждают достоверность полученных научных результатов.
Теоретическая значимость результатов исследования. Теоретические положения работы являются развитием теории и методов перспективного прогнозирования развития ЭЭС в направлениях более полного учета и анализа актуальных факторов: неопределенности информации, расширения круга заинтересованных сторон, эффективности технического перевооружения и рационализации структуры ЭЭС, энергетической безопасности, энергосбережения, системной эффективности интеграции ЭЭС, инфраструктурной роли электрической сети.
Практическая значимость. Разработанные в работе методические положения, методы и средства позволяют повысить обоснованность и эффективность анализируемых стратегий перспективного развития ЭЭС за счет повышения их экономичности, надежности и безопасности, большего учета интересов потребителей электроэнергии и других заинтересованных сторон. Они могут использоваться в процессе прогнозных исследований вариантов развития ЭЭС на перспективу 10-20 лет в Энергетической стратегии России и ее регионов, при разработке программ и схем развития Единой ЭЭС России и ее региональных ЭЭС.
Внедрение результатов. Разработанные методические и программно-информационных средства были использованы при выполнении ряда работ по развитию электроэнергетики России в рамках: Схем развития ЕЭС и ОЭС России, Программ развития электроэнергетики России и модернизации Единой национальной электрической сети, Энергетической стратегии России и регионов Сибири и Дальнего Востока.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 18 международных конференциях: Европейской энергетической комиссии ООН (Москва, 1987 г.), сессиях CIGRE (Париж, 2002, 2004, 2006 гг.), симпозиумах IEEE Power Tech (Porto 2001 г., San Francisco, 2005 г., Lausanne 2007 г.), POWERCON (Beijing, 1998 г.), "Новые направления оптимизации в энергетике" (Познань, 1975 г.), "International Conference of Optimization and Optimal Control" (Ulaanbaatar, 2002 r.)4 "Energy Industry Development and Ecology" (Ulaanbaatar, 2010 г.), "36ipKa наук, праць Ин-ту проблем моделювания в енергетищ ¡м Г.Е. Пухова" (Киев, 2006 г.), "Tools for Mathematical Modeling» (Санкт-Петербург, 1999 г.), Байкальской школы-семинара «Методы оптимизации и их приложения» (Иркутск, 2001, 2005 гг.) , "Asian Energy Cooperation» (Иркутск, 2004 г., Якутск, 2007 г.), "Управление развитием крупномасштабных систем» (Москва, 2008, 2011 гг.), "Liberalization and Modernization of Power Systems" (Иркутск, 2012 г.), а также на более чем 17 всесоюзных и всероссийских конференциях.
Личный вклад. Большинство методических подходов, моделей и методов решения задач, комплексов программ, практических исследований, представленных в работе, разработано лично автором. Часть методических положений, программных разработок и практических исследований выполнена диссертантом совместно с другими авторами или под их руководством.
Публикации. Основное содержание диссертационной работы отражено в 42 работах (39.9 п.л., в т.ч. 18.7 авторских) в т.ч. 10 монографиях (отдельные разделы), 12 статьях в научных журналах из перечня ВАК (12,7 п.л., в т.ч. 6,1 авторских) а также в 10 материалах конференций.
Состав и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Общий объем - 300 страниц, в т.ч. 38 таблиц, 28 рисунков. Список литературы содержит 180 наименований.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обосновывается актуальность работы, цели и задачи исследования, результаты, выносимые на защиту, практическая значимость работы, дается структура работы.
В главе 1 анализируются методические основы обоснования развития ЭЭС в России в современных условиях, включая влияние на них изменений социально-экономических условий, дается аналитический обзор соответствующих моделей, методов и программно-информационных средств.
Изменившиеся условия развития ЭЭС в России требуют развития методического аппарата обоснования перспективного развития ЭЭС в направлениях учета следующих факторов:
- множественности интересов субъектов, заинтересованных в развитии ЭЭС;
- неопределенности перспективных условий развития и функционирования ЭЭС, требований энергетической безопасности;
- активной роли потребителей электроэнергии в управлении нагрузкой и энергосбережении;
- инфраструктурной роли электрических сетей в ЭЭС и др.
Эти направления, в той или иной степени, реализованы в диссертации в виде соответствующих методических положений, моделей, методов и программно-информационных средств. В совокупности они образуют систему моделей для перспективного прогнозирования развития ЭЭС (см. рис. 1).
В блоках этой системы, обведенных жирными линиями, используются модели, разработанные в диссертации. На рисунке показаны другие функциональные блоки системы, исходная, обменная и результирующая информация. Широкими стрелками указаны методические положения, разработанные в диссертации, используемые в различных блоках.
Приведенная система моделей может использоваться в процессе разработки Схем и Программ развития ЕЭС России и электроэнергетики субъектов РФ. Этим работам предшествует разработка соответствующей Энергетической стратегии, где определяются перспективные уровни электропотребления, основные направления развития структуры ГМ (по видам энергоресурсов и типам электростанций) и межсистемного транспорта электроэнергии, условия топливоснабжения электростанций (цены и предельные объемы топлива по его видам) и др. показатели.
Процесс разработки указанных Схем и Программ с использованием приведенной системы моделей укрупненно описывается следующим образом.
В соответствии с предлагаемой методологией учета множественности интересов заинтересованных сторон, в ходе разработки прогнозной Схемы учитываются их предложения.
С учетом рекомендаций Энергетической стратегии и этих предложений, в блоке «Энергосбережение» анализируется эффективность энергосберегающих мероприятий и потребителей-регуляторов нагрузки, определяются масштабы их использования, и уточняются уровни и режимы электропотребления.
Далее, в блоке «Структура генерации» определяется рациональная территориальная структура ГМ по типам оборудования и требования к пропускным способностям межсистемных связей.
Предложения заинтересованных сторон
Методика учета множественности интересов
Методика учета неопределенности
/
Предложения генерирующих компаний
/
Предложения сетевых компаний
/ Предложения потребителей
Энергосбе потребители зежение, регуляторы
Структура генерации по типам оборудования. Межсистемные связи
Энергетическая безопасность (последствия, потенциал, мероприятия)
Согласование прогнозных решений. Принятие решений по электростанциям
Эффективность интеграции ЭЭС
т
Инфраструктурная электрическая сеть
Рациональная электрическая сеть 1
Анализ условий функционирования
Методика оценки энергетической безопасности
Решения по электростанциям
Методика оценки интеграции ЭЭС
Принятие решений по сети
Решения по сетевым объектам
Рис. 1. Система моделей перспективного прогнозирования ЭЭС
В обоих этих блоках используется методика принятия решений в условиях неопределенности исходной информации.
В блоке «Энергетическая безопасность» выбираются превентивные корректирующие мероприятия, снижающие возможный ущерб от реализации угроз энергетической безопасности. Осуществляется согласование (экспертное) решений для нормальных условий и этих корректирующих мероприятий.
Далее, с учетом предложений генерирующих компаний, формируются предложения по сооружению электростанций.
На их основе, с учетом предложений электросетевых компаний оценивается эффективность интеграции ЭЭС, т.е. усиления межсистемных связей. Детальные решения по развитию сети обосновываются на следующих уровнях иерархии с учетом предложений потребителей электроэнергии и полученной оценки эффекта от интеграции ЭЭС. В результате формируются предложения по сооружению конкретных электросетевых объектов.
Описанный процесс носит итерационный характер. В соответствии с методологией учета множественности интересов, предусматривается возврат на предыдущие этапы процесса из-за обоснованных требований заинтересованных сторон.
Разработанные в диссертации методические и программно-информационные средства могут использоваться и для других прогнозных исследований при разработке соответствующих обосновывающих материалов.
В главе 2 даются постановки основных задач развития ГМ ЭЭС, формулируются соответствующие модели, описывается предлагаемая методика анализа перспективных направлений развития ЭЭС в условиях множественности интересов.
Анализ эффективности технического перевооружения ГМ. Его актуальность значительно выросла вследствие существенного старения ГМ в России.
Анализ исследований по этой тематике показывает, что модели, комплексно описывающие эти процессы в рамках ЭЭС, включающей действующие и новые электростанции различного возраста и технического состояния, фактически отсутствуют. Можно сказать, что задача определения оптимальной стратегии технического перевооружения ГМ является одной из нерешенных проблем. Для ее решения предлагается применение динамических интегральных макромоделей развития ЭЭС на длительную перспективу, основанных на аппарате интегральных моделей, предложенных акад. В.М.Глушковым 1 . Спецификой этих моделей является использование "'неклассических'" интегральных операторов вольтерровского типа, у которых переменными являются как верхние, так и нижние пределы интегрирования. Такие операторы позволяют описывать возрастную структуру ГМ в динамике их развития, процессы обновления оборудования с учетом сроков его службы.
' Глушков В.М., Иванов В.В., Яненко В.М. Моделирование развивающихся систем.-М.: Наука.- 1983,-350 с.
Предлагаемая интегральная модель развития ГМ ЭЭС предусматривает дифференциацию по типам электростанций (тепловые, атомные и ГЭС) и ориентирована на решение задачи прогнозирования вводов ГМ на долгосрочную перспективу с учетом выбытия устаревшего оборудования при известных сроках службы ГМ.
Формулировка модели;
Введем следующие функции:
*(') = (')>*! (О'^СО) ~ искомый ввод ГМ соответственно ТЭС, АЭС и ГЭС в год ((МВт/год) на перспективу [<0,Г];
А('.«) = (А(и),/?2(г,у),/?3(м)) - заданные коэффициенты интенсивности использования в момент / мощности, введенной ранее в момент 5;
/>(/) -заданная на перспективу динамика потребности в ГМ;
с(')= (с,(0,с2(/),с3(0) - заданный срок службы самого старого в момент t агрегата в ЭЭС;
(х?(0'х!(*)'хз(0)~ известная динамика ввода ГМ на предыстории;
«(') > г(') , ОД - заданные функции, описывающая изменение доли мощностей ТЭС, ГЭС и АЭС в суммарной мощности;
Задача сводится к нахождению решения следующей системы уравнений:
X = />(/),* е [/0,Г],
'-1 Г—с, (/)
' 3 '
<'=' 1-е, (г) ' з <
'-'з(0 1-е, О)
(1) (2)
(3)
(4)
при выполнении условий:
(5)
у(0 + а( 0 + ^(0 = 1- (6)
Баланс мощности (1) обеспечивает покрытие необходимой потребности в мощности />('), а равенства (2), (3) задают в динамике относительную структуру ГМ. С £ [£0, Г]
Зависимости Д (/, л) позволяют учитывать износ ГМ и другие факторы, влияющие на производительность ГМ после введения их в эксплуатацию.
На основе этой модели сформулирована оптимизационная модель для решения задачи оптимального управления сроками службы ГМ, которые, покрывая заданную потребность в мощности, минимизировали бы интегральные приведенные затраты в их функционирование и развитие. Область применения этой модели - качественная оценка основных стратегий технического перевооружения ГМ крупных ЭЭС.
Модель оптимизации структуры ГМ ЭЭС (модель СОЮЗ). Выбор рациональной структуры ГМ ЭЭС на перспективу 10-20 лет - одна из центральных задач прогнозирования развития. Задача решается при определенных внешних условиях: потребности в электроэнергии, объемах использования и ценах топлива, производственных возможностях энергомашиностроения и др. Результаты решения используются при проектировании региональных ЭЭС и для определения требований к смежным отраслям.
Отметим, что переход к рыночной организации электроэнергетики в России не отменяет необходимость решения системных задач прогнозов развития ЭЭС с рассмотрением этих систем как технологически единого объекта, несмотря на отсутствие организационных структур, соответствующих этим системам. Это необходимо в силу инфраструктурного характера ЭЭС, их большого народнохозяйственного значения.
Вследствие технологической и территориальной сложности структуры ГМ ЭЭС, существенной неравномерности потребления электроэнергии в суточном, недельном, сезонном разрезах, важно моделирование всего множества перспективных режимов работы ЭЭС.
Для решения указанной задачи используется описываемая оптимизационная модель, разработанная с участием автора диссертации.
Наиболее существенное отличие ее от других известных моделей - более точное описание режимов работы ЭЭС за счет моделирования покрытия множества суточных графиков электрической нагрузки ЭЭС в едином календарном времени. Это позволило более обоснованно определять требования к пропускным способностям межсистемных связей, учесть основные составляющие межсистемного эффекта.
ЭЭС в модели представляет собой многоузловую сеть, узлами которой являются территориальные ЭЭС, а межузловые связи отображают совокупность межузловых ЛЭП. ГМ в узлах описываются множеством групп однотипных агрегатов с близкими технико-экономическими показателями.
Модель включает в себя балансы мощности узлов, балансы зон суточных графиков нагрузки узлов, описание перетоков по межузловым связям, а также функционирование и развитие разных типов ГМ: (базисные и пиковые КЭС, АЭС, ТЭЦ, ГЭС, ГАЭС). Минимизируемый функционал - суммарные приведенные затраты на развитие и функционирование ЭЭС.
Для разных типов ГМ учитываются специфические ограничения режимов их работы: возможность пусков-остановов, технический минимум нагрузки для КЭС, предельная базисная нагрузка и возможность выработки электроэнергии по сезонам года для ГЭС, режимы загрузки ТЭЦ по теплофикационному циклу, работы ГАЭС в турбинном и насосном режимах и др.
Накоплен большой опыт использования этой модели для решения практических задач развития ЕЭЭС СССР, России и ее регионов. Наряду с традиционным использованием для выбора рациональных вариантов развития ЭЭС, проводились некоторые специфические исследования: анализ средств обеспечения маневренности ЭЭС, оценка эффективности мероприятий по повышению энергетической безопасности, многокритериальный анализ вариантов развития ЭЭС, оценка эффективности интеграции ЭЭС России, эффективности потребителей-регуляторов и энергосбережения и др. Соответствующие модификации постановок задачи и модели приведены ниже.
С использованием модели СОЮЗ выполнен анализ эффективности территориального размещения ГМ на перспективу 15-20 лет при варьировании масштабов вводов ГМ на газовых КЭС и АЭС, определяемых условиями газоснабжения и возможностями сооружения АЭС.
На рис 2 показаны изменения оптимальных ГМ по ОЭС при ограничении мощностей КЭС на газе (серия вариантов "Г") и АЭС (серия "А"). Варианты «Ги» здесь соответствуют мощности КЭС на газе не более п ГВт, «Ал» - тоже, для АЭС.
По результатам расчетов определена сравнительная эффективность разных типов ГМ на территории РФ, приведенная в табл. 1.
Таблица 1
Сравнительная эффективность ГМ_
ОЭС Приоритетность типов электростанций
Северо-Запада, Центра ПГУ, АЭС, КЭС на газе, КЭС на угле
Средней Волги, Юга, Урала ПГУ, АЭС и КЭС на газе, КЭС на угле
Сибири КЭС на КАУ, КЭС на угле, АЭС
Востока АЭС, КЭС на угле
ОЭС Северо-Запада
ОЭС Центра
ОЭС Средней Волги
ОЭС Юга
ОЭС Урала
ОЭС Сибири
ЕЭЭС России
ОЭС Востока
180000 160000 140000 120000 юоооо 80000
60000 40000 20000 О
—•— КЭСгмУст —«-КЭСуУст — АЭС -г-- ГЭС
# .(SS.iS.iS
Рис. 2. Установленная мощность по ОЭС, МВт
Оптимизация ГМ ЭЭС в условиях неопределенности. Методы учета неопределенности информации в рамках теории управления большими системами энергетики бурно развивались в 70-80-е годы прошлого века. В итоге этих работ в 1977 году выпущены Методические Положения по выполнению оптимизационных технико-экономических расчетов в энергетике при неоднозначности исходной информации, нашедшие широкое применение. В них дается типовая схема решения оптимизационных задач, включающая этапы выбора представительного множества сочетаний исходной информации и конкурирующих вариантов решения, расчета и анализа платежной матрицы, выбора решения с использованием соответствующих критериев.
Результаты решения задачи выбора перспективной структуры ГМ крупных ЭЭС являются промежуточными: по ним не принимаются окончательные решения о начале строительства энергообъектов, объемов производства оборудования и т.п. Они служат исходными данными для задач развития региональных ЭЭС и предприятий смежных отраслей, поэтому они должны быть достаточно определенными, но не обязательно однозначными. Их можно получать в виде некоторых диапазонов мощностей по группам однотипного оборудования (рациональной ширины). Такой вид результатов имеет принципиальное значение при постановке задачи и выборе схем ее решения.
Отметим некоторые особенности постановки задачи выбора решения в виде диапазона мощностей. Каждому варианту развития ЭЭС соответствует мероприятия, осуществляемые как в ЭЭС, так и в смежных отраслях. С увеличением ширины выбираемого диапазона снижаются затраты на развитие собственно ЭЭС (корректирующие мероприятия в пределах диапазона не требуют дополнительных затрат). Но при этом увеличиваются «внешние» затраты на реализацию решения. Существует оптимальная ширина рационального диапазона, отклонение от которой приводит к росту суммарных затрат. Количественная оценка оптимальной ширины диапазона может определяться экспертным путем.
Таким образом, в качестве конкурирующих вариантов решения данной задачи, в отличие от рекомендаций Методических положений, должны рассматриваться не отдельные Х^ (установленные мощности _/-го типа оборудования в 1-ом энергоузле при 1-ом варианте развития ее структуры), а диапазоны этих значений
утт у-тах .
Лфт ~ Л у/рм ; ' = '.....= /......>■
В процессе расчета платежной матрицы искомое значение критериальной функции Рь определяется решением следующей задачи: найти XZs, соответствующие минимуму затрат
Зи(Х,М) (7)
ъ(х„г„гг)* о, (8)
ХГ < X, < ХГ. (9)
Здесь: приведенные затраты на развитие ЕЭЭС в варианте решения при сочетании условий с учетом корректирующих мероприятий 2;, - вектор ограничений, определяющих 5-ое сочетание У, условий развития ЕЭЭС (обеспечение покрытия электрической нагрузки, технические ограничения на режимы работы ГМ, балансы топлива и т.д.); XI"'", XI"" - векторы, задающие оцениваемые диапазоны установленной мощности.
В качестве корректирующих мероприятий, обеспечивающих «подстройку» решения к возможным условиям, рассматриваются территориальное размещение ГМ, изменение пропускных способностей ЛЭП, вводы дополнительных электростанций, режимы работы ЭЭС, перетоки мощности и др.
Существенным недостатком использования методики "платежной матрицы" является большой объем расчетов. Снизить трудоемкость исследования можно, используя другую схему расчетов, предусматривающую не дискретное, а непрерывное описание области возможных решений.
Для решения задачи предлагается модель, в которой описаны одновременно все рассматриваемые сочетания неоднозначных условий развития У„ представлена вся область возможных решений (все X/) и описано рациональное решение (ширина рациональных диапазонов ГМ), а в качестве целевой функции используется критерий выбора решений.
Близкие постановки решения многоэтапных задач линейного программирования были ранее предложены Дж. Данцигом и А. Маданским для случая однозначного искомого решения и одного критерия выбора.
Формальное описание модели. Требуется определить рациональные диапазоны мощностей Л*"'", Л!""" по типам ГМ в каждой региональной ЭЭС заданной ширины Лг:
удовлетворяющие внешним и внутренним ограничениям во всех рассматриваемых сочетаниях условий У5,
ЯЛ > 0, (10)
где
Хт!п<Х<Х"ах, (11)
и обеспечивающие минимум критериальной функции выбора, например, критерия Лапласа
^¿адг^). (12)
о .1=]
Здесь 3,(Х, У5, Zi^ - приведенные затраты на развитие ЭЭС по вариа1ггу X в условиях У, с учетом корректирующих мероприятий ZI; X, X"'", Хта\ ТУ, -векторы {Хц,}, {Х"ту}, {Х"""^}, {Щ}, где Х1]5 - установленная мощность /-го типа оборудования в узле I при у-м сочетании условий; (Х"'"у - Х"ах^ — рациональные диапазоны мощностей; Ыу - предельная ширина диапазона; -корректирующее мероприятия вида к; Ф5 - векторы ограничений, определяющие сочетания неопределенных условий
Моделирование развития ЭЭС в условиях множественности интересов. В сфере электроснабжения проявляются различные интересы многих взаимодействующих сторон. Это генерирующие, электросетевые и сбытовые компании, потребители электроэнергии и др. (см. табл. 2). Весьма укрупненно объекты этих интересов можно представить в виде следующего набора факторов: уровень цен на электроэнергию, объем капитальных вложений на развитие электроэнергетики, энергетическая безопасность региона, влияние электроэнергетики на природную среду. Степень важности этих факторов для разных субъектов отношений различна.
Таблица 2.
Сфера интересов субъектов отношений на рынке электроэнергии
Субъекты отношений Интересующие факторы
Цены на электроэнергию Капитальные вложения в энергетику Энергетическая безопасность Природные условия
Региональные генерирующие компании Высокие Большие Высокая
ОГК, независимые поставщики Высокие Малые Высокая
Производители соседних регионов Высокие Малые Низкая
Электросетевые и сбытовые компании Высокие Большие Высокая
Потребители Низкие Малые Хорошие
Государственные органы власти Низкие Большие Высокая Хорошие
Поставщики топлива, инвесторы Высокие Большие Высокая
Политические и общественные организации, население Низкие Малые Хорошие
Видно, что единого критерия, характеризующего оптимальность принимаемых решений по развитию электроэнергетики региона, не существует. Это означает необходимость достижения приемлемого для всех взаимодействующих субъектов компромисса. Достижение такого компромисса должно осуществляться в ходе ясной, демократичной и прозрачной процедуры. Отсутствие такой процедуры или ее закрытый характер может привести к существенному ущемлению тех или иных интересов.
Выполненный в работе анализ формализованных методов принятия решений в условиях многокритериальное™ (см. табл. 3) показывает, что возможности их применения в реальной практике в электроэнергетике ограничены из-за несовершенства самих методов и специфики принимаемых решений. Поэтому требуется разработка методологии обоснования развития ЭЭС, ориентированной на практическое применение.
Таблица 3.
Классификация методов многокритериального анализа
Наименование групп методов Содержание метода Информация от эксперта Вид математической модели
Скаляризация векторного критерия Сведение к однокритери-альной задаче Веса критериев Однокритериальная оптимизационная модель
Векторная оптимизация Формирование множества Парето Анализ множества Парето Оптимизационная линейная модель с многими критериями
Целевое программирование Последовательность однокрите-риальных задач с ограничениями на критерии Уступки по критериям, ранжирование критериев Несколько однокритериальных моделей с разными критериями и критериальными ограничениями
Анализ иерархий Неявное сведение к однокритери-альной задаче на основе частных экспертных оценок Балльные сопоставительные оценки критериев и решений Различные оценочные модели, экспертные оценки
Анализ решений Неявное сведение к однокритери-альной задаче на основе функций Анализ функций полезности Различные модели, экспертные оценки
полезности
Интерактивные методы Неявное решение однокритери-альной задачи в диалоге с экспертом Приоритеты, веса, уступки, коррекция траектории Оптимизационная модель с многими критериями, интерактивный алгоритм
Предлагаемый в работе алгоритм принятия решений включает следующие этапы.
На этапе 1 целевого анализа определяется круг заинтересованных субъектов, их цели и количественные критерии их достижимости. На этапе 2 формирования внешних условий формируются сценарии внешних условий, включая наиболее вероятные, опасные и неблагоприятные с точки зрения всех заинтересованных сторон. Они должны охватывать максимально широкую зону неопределенных условий.
Целью этапа 3 формирования стратегий развития ЭЭС является формирование компактного множества потенциально рациональных вариантов развития системы с учетом устранения «узких мест», сформированного множества неопределенных условий, предварительной оценки эффективности сооружения отдельных объектов и интересов заинтересованных сторон.
На этапе 4 оценки последствий от реализации вариантов производится численный расчет всех критериев оптимальности для различных субъектов отношений при всех возможных сценариях внешних условий.
На этапе 5 выделения инвариантной составляющей решений из сформированного множества вариантов выделяется постоянная инвариантная часть. Основная цель этого этапа - подтверждение мнений всех заинтересованных сторон о необходимости реализации этих мероприятий.
Целью этапа 6 выделения экстремальных решений является выявление из полученного множества рассматриваемых вариантов тех вариантов и тех условий, которые в наибольшей степени соответствуют и, наоборот, максимально противоречат целевым установкам заинтересованных сторон. Диапазоны выявленных экстремальных решений являются важным ориентиром для участвующих в процессе субъектов на последующих этапах согласования решений.
На этапе 7 выделения предпочтительных решений происходит предварительное согласование интересов всех заинтересованных сторон. Каждый субъект отношений анализирует ситуацию, оценивает вероятность достижения своих целей и определяет предпочтительные варианты решений, которые имеют хорошие шансы быть принятыми в дальнейшем. Здесь требуется экспертная оценка возможной реакции других субъектов,
согласование общих позиций и формирование компромиссных подходов. Этап выполняется на неформальном уровне.
На завершающем этапе 8 согласования интересов и принятия решений осуществляется выбор рационального варианта развития системы и принятие конкретных решений по реализации первоочередных мероприятий. Организационно этот этап может быть достаточно сложным, поэтапным, с обсуждением этих решений на разных уровнях. Важными принципами реализации этого этапа должны быть его открытость, прозрачность и демократичность, т.е. равная степень участия всех субъектов в процессе обсуждения решений, в том числе равная доступность к необходимой информации.
Изложенная схема является итеративной, предполагающей при необходимости возврат на предыдущие этапы. Следует отметить, что она является в определенном смысле «идеалом», трудно реализуемым в полном объеме на практике, однако, принципы организации такого процесса представляются важными.
С использованием предложенной методики выполнен анализ перспективных (10-15 лет) направлений развития ОЭС Востока. Рассмотрены четыре стратегии: «базовая», соответствующая проектным предложениям, «угольная», «гидроэнергетическая» и «атомная» - с ориентацией на преимущественное развитие соответствующих типов электростанций. Для этих стратегий определены критериальные показатели, соответствующие интересам заинтересованных сторон (см. табл. 4). Показано, что стратегия расширенного гидроэнергетического строительства отвечает интересам большей части заинтересованных сторон.
Таблица 4.
Критериальные показатели вариантов развития ОЭС Востока
(числитель - минимальное электропотребление, знаменатель - максимальное)
Стратегия базовая угольная гидро энергет. атомная
Капитальные вложения, млрд. долл. Себестоимость производства электроэнергии, ц/кВтч Расход органического топлива всего, млн. т у.т. в год, из него: привозной уголь Приведенные затраты, млрд. долл. 11,8/16,0 2,73-2,97 9,5/10,7 2.68-2.95 13,8/18,3 2,66-2.92 11,2/12,7 2,82-3.05
2,86-3,08 6^9 7,1 1,0/1,1 10,4-11,2 2,77-3,04 м 10,4 1,2/1,4 9.4-10.3 2,67-2,90 12 7,7 I,2/1,3 II,1-11,9 2,86-3,07 62 6,8 0,9 / 0,9 10,1-10,9
12,4-13,3 10,4-11,3 13,2-14,1 11,1-12,0
В главе 3 рассматриваются специфические проблемы обеспечения энергетической безопасности, электросбережения и управления нагрузкой при перспективном развитии ЭЭС.
Моделирование ЭЭС в задачах анализа энергетической безопасности (ЭБ). В силу ключевой роли электроэнергетики в топливно-энергетическом комплексе нормальное ее функционирование и развитие имеет важнейшее значение для обеспечения ЭБ России. Под ЭБ страны понимается "состояние защищенности ее граждан, государства, экономики от обусловленных внутренними и внешними факторами угроз дефицита в обеспечении их обоснованных потребностей в энергии экономически доступными топливно-энергетическими ресурсами приемлемого качества в нормальных условиях и при чрезвычайных обстоятельствах, а также от нарушения стабильности, бесперебойности топливо- и энергоснабжения" 2 . Указанное состояние защищенности соответствует в нормальных условиях обеспечению в полном объеме обоснованных потребностей, в чрезвычайных ситуациях — гарантированному обеспечению минимально необходимого объема потребностей. Факторы, оказывающие большое негативное влияние на функционирование и развитие электроэнергетики, являются угрозами энергетической безопасности (УЭБ).
В целях минимизации УЭБ страны или ликвидации последствий негативных воздействий выполняются соответствующие корректирующие мероприятия.
Ниже рассматриваются две постановки задачи, представляющиеся основными при оценке уровня ЭБ и выборе мероприятий по обеспечению ЭБ при исследовании перспективного развития крупных ЭЭС.
Первая задача связана с количественной оценкой последствий реализации угроз ЭБ. Содержательная постановка задачи:
Моделируется развитие на перспективу в 5-20 лет. Известно существующее состояние, рациональная стратегия развития ЭЭС в нормальных условиях и степень ее практической реализации (заделы). Заданы последствия для ЭЭС, системы топливоснабжения электростанций и потребителей энергии от реализации конкретной УЭБ. Эти последствия выражаются в виде: ограничений на использование и (или) вводы ГМ, объемов использования и (или) рост цен топлива; изменений перспективных уровней потребления электроэнергии и тепла.
Требуется оценить последствия при реализации одной указанной УЭБ и продолжении реализации принятой стратегии развития ЭЭС. В процессе
2 Энергетическая безопасность России.- Новосибирск: Наука, 1998.- 302 с.
оценки определяются корректирующие мероприятия, обеспечивающие адаптацию развития ЭЭС под изменившиеся условия. В случае крупномасштабных возмущений фактически требуется сформулировать новую стратегию развития ЭЭС.
В состав корректирующих мероприятий, в зависимости от вида УЭБ, могут входить: изменения планов вводов, модернизации, реконструкции, вывода из эксплуатации и территориального размещения энергетических объектов; изменения режимов работы ЭЭС.
Выбор новой стратегии должен осуществляться по критерию минимума потерь потребителей от возможных дефицитов энергии или, в общем случае, по критерию минимальных затрат на развитие и функционирование ЭЭС (включая экономическую оценку ущербов от недоотпуска энергии) при максимально возможном удовлетворении спроса потребителей.
Математическая формулировка задачи (в обобщенном виде в статической постановке):
Требуется определить: X - скорректированные мощности энергетического оборудования (ГМ и пропускные способности ЛЭП) заданной рациональной стратегии развития ЭЭС; Z — энергетические мощности корректирующих мероприятий, D - зависящий от X и Z недоотпуск энергии потребителям,
обеспечивающие минимум затрат на развитие и функционирование ЭЭС и ущерба от недоотпуска энергии
min {3(Х, Z, R(X,Z))+3(D)}, (13)
где первое слагаемое - затраты на развитие и функционирование ЭЭС, второе -ущерб от недоотпуска энергии, при условиях:
покрытия спроса потребителей на энергию
3(R(X,Z))+D = 3CTV+d3, (14)
где 3(R(X,Z')) - выработка энергии, Эстр - заданное в рациональной стратегии потребление энергии, d3 - его изменение после реализации УЭБ,
ограничениях на режимы использования энергетического оборудования
0<R(X,Z)<Rorv, (15)
где R(X,Z) -технически допустимые мощности использования энергетических объектов, Догр - их максимальная величина,
ограничениях по расходу топлива на электростанциях
T(R(X,Z))<T^+dT, (16)
где Т(Яр{,2)) - годовой расход топлива, Гстр - ограничения на использование топлива в рациональной стратегии, </Г- их изменения в результате реализации угрозы,
условиях сохранения в основном направлений развития рациональной стратегии
(17)
где Л^ - мощности энергетических объектов рациональной стратегии, йХ -допустимые их изменения,
ограничений на мощности корректирующих мероприятий
(18)
где 20гр- предельные мощности корректирующих мероприятий и ограничениях на неотрицательность переменных
(х,г,Д)>о. (19)
В расчетах реальных ЭЭС эта модель принимает развернутую форму из-за учета территориального аспекта, условий неравномерности потребления энергии во временном разрезе, технических условий реализации межсистемных эффектов. В качестве базы такой модели используется описанная ранее модель СОЮЗ. Решение этой задачи позволяет выявить как узкие места ЭЭС, так и ее адаптационные возможности - способность противостоять крупным возмущениям.
Вторая задача связана с рациональным выбором корректирующих мероприятий, обеспечивающих максимальное снижение негативных последствий реализации множества возможных УЭБ. Такая постановка задачи близка к рассмотренным ранее постановкам задач принятия решений в условиях неопределенности. Специфика задачи заключается в выборе «состояний природы» и «корректирующих мероприятий», соответствующих сути задачи, т.е. множеству УЭБ, набору превентивных мер.
Формально задача заключается в формировании платежной матрицы и выборе на ее основе мероприятий (Х,2Г), соответствующих минимуму некоторой критериальной функции
Элементы платежной матрицы (для к-го мероприятия и 5-го сочетания условий) определяются решением оптимизационных задач
тту ^ =3(ХЬ 2Ь У, У^+Зфь УД (20)
<2(ХЬ У, У^О. (21)
Здесь: - приведенные затраты на развитие ЭЭС включая ущерб от недоотпуска электроэнергии, Хь '¿к - заданные оцениваемые мероприятия по
обеспечению ЭБ, 1>к - зависимый от них недоотпуск электроэнергии, V, -заданное .у-ое сочетание условий, соответствующее ¿-ой УЭБ, У -оптимизируемые построечные мероприятия, обеспечивающих адаптацию заданных мероприятий под заданные условия, (? - вектор ограничений, определяющих 5-ое сочетание условий (обеспечение покрытия нагрузки, технические ограничения на режимы работы ЭЭС и др.)
В качестве подстроечных мероприятий, обеспечивающих «подстройку» решения к возможным условиям, следует рассматривать в первую очередь режимы использования электростанций, перетоки мощности и электроэнергии по ЛЭП и др. мероприятия, сроки реализации которых меньше, чем у основных мероприятий.
Для количественной оценки приоритетности различных мероприятий по обеспечению ЭБ можно использовать удельные инвестиции в мероприятие на единицу снижения недоотпуска электроэнергии в результате его проведения.
В работе дается пример количественной оценки последствий от реализации угроз ЭБ (на перспективу 15-20 лет). Рассматривались следующие угрозы; ограничений на развитие АЭС (варианты 1,2), использования газа на КЭС (3), развитие КЭС (4,5), связей ОЭС (6), маловодья (7-9). Последствия реализации угроз (дефициты мощности) приведены на рис. 3. Как видно, наибольшее воздействия оказываются на ОЭС Центра, Юга (С.Кавказа) и Урала.
16000 14000 12000 юооо 8000 6000 4000 2000 0
ОЭС Севера- ОЭС Центра ОЭС С.Волги ОЭС С.Кавказа ОЭС Урала ОЭС Сибири Запада
I
□ Базовый Е31 П2 ПЗ 0 4 П5 06 П7 И8 ЕЭ9
- ^йГ
1 --_____-;-:-- 1......—-----------------... ••••• -
J __ к ш, Л * кг * 1 г
Рис. 3. Дефициты мощности (МВт) по ОЭС
Рассматривались различные мероприятия по повышению ЭБ, включающие в себя изменения структуры ГМ и схемы межсистемных связей. Как следует из расчетов, для компенсации угроз требуется комбинация всех
этих мер. Усиление межсистемных электрических связей существенно увеличивает адаптационные свойства ЕЭЭС, их развитие должно быть в числе первоочередных мероприятий. Относительная эффективность (в МВт снижения дефицита мощности на тысячу долларов дополнительных капиталовложений) в 2-3 раза выше, чем вводы дополнительных ГМ.
Моделирование стратегий элсктросбережения при оптимизации структуры ГМ ЭЭС. Удельные показатели потенциала электросбережения в российской экономике превышают показатели развитых стран в 3 - 4 раза, большая часть этого потенциала приходится на сектор потребления. Реализация мероприятий по электросбережению у потребителей электроэнергии снижает потребность во вводах ГМ и ЛЭП. Не менее важна проблема покрытия переменной части графиков нагрузки ЭЭС, острота которой может быть снижена за счет использования потребителей-регуляторов нагрузки.
Для оценки эффективности и масштабов мероприятий по электросбережению и уплотнению графиков электрической нагрузки требуется совместная оптимизация структуры ГМ ЭЭС и потребителей электроэнергии с помощью моделей, которые в случае включения в свой состав потребителей-регуляторов, должны достаточно детально описывать суточные режимы работы ЭЭС.
В работе для этой цели проведена модернизация модели СОЮЗ, которая была дополнена блоками, описывающими потребителей-регуляторов и энергосберегающие мероприятия.
Мероприятия по электросбережению можно рассматривать как один из «способов» покрытия нагрузки ЭЭС. Пусть к-ый потребитель проводит энергосберегающее мероприятие с возможным снижением нагрузки на Д/У* (МВт), равным разности нагрузки потребителя до проведения мероприятия Ык и после него ь!к.
(22)
Обозначим через ДЛ^ снижение нагрузки к-го потребителя в .у-ые сутки в зоне нагрузки продолжительностью т часов в сутки. Тогда выражение
ЕА^/илг.-лО 23)
г
описывает режим использования этого мероприятия в .у-ые сутки. Здесь: /7*, - коэффициент готовности оборудования потребителя. Удельные капиталовложения кудк и удельные постоянные издержки ДИ. потребителя определяются выражениями
А3„=Зп-Зп (25)
АИ^АЗп/Шк (26)
где КК - капвложения в мероприятие, 3Тк и 3'Тк - годовые текущие затраты технологического процесса потребителя до и после проведения мероприятия.
При описании в модели ЭЭС потребителя-регулятора ШР1 учитывается, что, как перевод в режим ПР обычных потребителей, так и создание новых ПР требуют капиталовложений; составляющая затрат на электроэнергию, используемую в режиме потребления, может бьггь учтена на электростанциях ЭЭС, а не в текущих затратах ПР; при сдвиге мощности ПР из пиковой зоны графика нагрузки в зону провала высвобождается часть нагрузки ГМ, этот режим может быть представлен как «генерация» ПР; работа ПР в зоне провала рассматривается как режим «потребления».
Модель ПР имеет вид:
(27)
Г
Л^А« (28)
Ри=(1-Еь-РГ ) (29)
(30)
г I
ггЕ^^&л (31)
I
Уравнения (27) и (28) определяют долевое участие электрической мощности к-то ПР в «генерирующем» и «потребляющем» режимах. Здесь ЛГ4-суммарная мощность электроприемников ПР; - мощность
«генерирующего» режима продолжительностью т часов в 5-ые сутки; N,,3, -мощность «потребляющего» режима в час Г в 5-ые сутки; - коэффициент готовности мощности ПР; у1 - соотношение мощностей «генерирующего» и «потребляющего» режимов. Выражение (30) - уравнение связи по энергии этих режимов, (31) - ограничение среднесуточного числа часов использования Ик.
Здесь г™" - длительность одного интервала в сутках; ^ - коэффициент полезного действия ПР.
Глава 4 посвящена вопросам моделирования развития электросетевой инфраструктуры ЭЭС.
Методические вопросы анализа эффективности интеграции ЭЭС.
Развитие электроэнергетики в мире в ХХ-ом столетии характеризовалось созданием ЭЭС, формированием крупных энергообъединений. Основными предпосылками интеграционных процессов были и остаются ограниченность и неравномерное распределение энергоресурсов, улучшение экономических показателей ЭЭС, повышение надежности электроснабжения, снижение экологической нагрузки. Основные составляющие системных эффектов при интеграции ЭЭС имеют объективную материальную природу. Однако в современных условиях оценка только этих составляющих представляется недостаточной.
Для количественной оценки системной эффективности интеграции ЭЭС при наличии множества заинтересованных сторон необходимы математические модели для: оценки отдельных системных эффектов, комплексной оценки интегрального эффекта, оценки реализуемых системных эффектов для конкретных субъектов, оценки интегрального реализуемого эффекта на уровне экономики в целом и социальной сферы.
При оценке традиционных эффектов мы имеем дело с ЭЭС как технологически единым объектом, независимо от системы хозяйственно-экономического управления и нормативно-правовой основы. В этом смысле оценка потенциальных эффектов является объективной и однозначной.
Подходы к оценке реализуемых эффектов менее очевидны. При анализе развития ЭЭС на далекую перспективу, по-видимому, целесообразно ориентироваться на условия, которые лучше всего способствуют максимальной реализации эффектов. При рассмотрении более близкой перспективы необходимо учитывать сложившиеся условия.
Оценка интегральной эффективности объединения ЭЭС целесообразна на двух уровнях рассмотрения: ЭЭС, экономика и социальная сфера.
Модели ЭЭС, должны учитывать одновременно многие составляющие системной эффективности интеграции: совмещение максимумов нагрузок, уменьшение оперативного резерва, увеличение использования мощности ГЭС, снижение расхода топлива и др. Одной из таких моделей является модель СОЮЗ.
Для оценки интегрального эффекта в других отраслях могут быть использованы народнохозяйственные модели. Модели оценки бюджетной эффективности, изменения цен на электроэнергию, влияния на промышленную и бытовую сферу и др., во многом требуют еще своего развития.
Моделирование развития основной электрической сети ЭЭС. Задача выбора рациональной сети - одна из основных и наиболее сложных задач
управления развитием ЭЭС. Ее решение - сложный иерархический процесс решения различных задач.
На практике проектирование развития электрических сетей заключается в выполнении комплекса проектных работ: схем развития ЕЭС и ОЭС, районных ЭЭС, распределительных сетей ЭЭС и т.д.
Ниже основное внимание уделяется задачам оптимизации структуры основной сети, под которой понимается костяк линий высших напряжений ЭЭС, выполняющих системообразующие функции. Эти задачи решаются в ходе выполнения Схем развития ЕЭС и ОЭС на перспективу 5-15 лет. Принимаемые решения носят достаточно общий характер и могут уточняться впоследствии при конкретизации сроков сооружения отдельных электротехнических объектов.
По мере завершения формирования системы рынков в электроэнергетике, электрические сети становятся основным технологическим инфраструктурным элементом рыночной среды. Они обеспечивают реализацию основных параметров развитого рынка в электроэнергетике: доступность электроэнергии для потребителей, свободный доступ на рынок производителей электроэнергии, широкую конкуренцию участников рынка. Роль сети существенно повышается, растет ответственность и цена принимаемых решений, увеличивается сложность задачи развития сети из-за необходимости учета интересов всех участников рынка и роста неопределенности спроса и предложения.
Ниже приводятся постановки задач и формулировка моделей для традиционной постановки, ориентированной на централизованную систему управления развитием электроэнергетики, и постановки задач с явным учетом рыночной специфики.
Линейная оптимизационная модель развития основных электрических сетей в условиях централизованной экономики. Задача развития сети рассматривается как типовая задача развития транспортной системы.
Содержательная постановка задачи: предполагается заданным развитие ГМ и потребная нагрузка потребителей электроэнергии; рассматривается один расчетный интервал времени (статическая постановка); не учитывается дискретность вводов цепей ЛЭП; рассматривается один режим работы ЭЭС (в час совмещенного максимума нагрузки ЭЭС); в качестве критерия оптимальности принимается традиционный для плановой экономики критерий минимума приведенных затрат. Требуется найти вариант развития сети, соответствующий минимуму приведенных затрат на ее развитие и функционирование:
min ^ ^ СстМЭПхст.ЛЭП ^ £ПО«.ЛЭП^нт ЛЭП
' > ' J (32)
^ ' j-tnomp j^nomp ^ ' ^ген^ген
i i при соблюдении балансов мощности узлов: (33)
*г + S (] - - I ^Г7 = х""тр j е
У У
ограничений на генерируемую мощность в узлах:
рген.ниж ^ ^ f^' " i £ J
на потребляемую мощность в узлах:
j^nomp у pnomp j g J
на перетоки мощности:
рлэп.пио, < хлэп < J^ra/ + ^«.лэл^ ^ £ ^ ^ (3fi)
с ограничениями на использование существующих ЛЭП: О < Хср лзп < р™юл, j) е £
и новых ЛЭП:
гное.ЛЭП ^ лиое .ЛЭП
(34)
(35)
(37)
о < х"°" < , (|, у) 6 ь. (38)
Здесь:
I - множество узлов, Ь — множество связей (ЛЭП), Х,'"" - суммарный переток мощности из узла г в узел ) (МВт), ХутЯЭа, Х™*юи - переток мощности по существующей и новой линии, Р,,су"1ЛЗП, />^."08 ЛЭП . пропускная способность существующей и новой линии, ниж- . заданный переток
мощности, Л7'отр, Р"огр - потребляемая мощность и нагрузка в узле, - Х™, РГ", рген.ииж _ генерИруСмаЯ) располагаемая мощность и заданная генерация, -удельный коэффициент потерь мощности при передаче, коэффициенты С -удельные постоянные (с индексом "сущ") или приведенные затраты (с индексом "нов") в ЛЭП (с индексом "лэп"), подстанции ("потр") и генерацию ("ген").
Ограничения (38) включают ограничения на обязательный ввод межсистемных ЛЭП, эффективность которых доказана ранее при оценке эффективности интеграции ЕЭС России.
Эта модель имеет специфическую структуру и близка по постановке к сетевым потоковым моделям, для которых разработаны эффективные алгоритмы. Можно показать, что описанная модель путем формальных преобразований сводится к таким потоковым моделям.
Основным недостатком этой модели является упрощенный учет физических законов потокораспределения электроэнергии и ограничений на пропускную способность связей по условиям устойчивости. Явный их учет в процессе оптимизации делает задачу неподъемной. В связи с этим предлагается использование комплекса моделей, включающего, наряду с линейной моделью, блок структурного анализа условий функционирования ЭЭС, позволяющей упрощенно определять пропускную способность сети по условиям статической устойчивости и более точно моделировать распределения потоков мощности3.
Предлагаемая «человеко-машинная» методика оптимизации развития сети (см. рис. 4) включает следующие этапы.
На первом этапе формируются исходные данные для линейной модели, в т.ч. граф сети, избыточный набор новых ЛЭП. В качестве ограничения на пропускную способность существующих ЛЭП используется наименьшая из предельных мощностей по нагреву провода или по статической устойчивости для отдельной связи с учетом коэффициента запаса.
На втором этапе решатся оптимизационной задача развития сети на линейной модели.
Третий этап представляет собой дискретизацию непрерывного решения линейной модели, выполняемую экспертом. С учетом анализа надежности сформированных вариантов определяются новые ЛЭП, которые войдут в расчетную схему.
На четвертом этапе осуществляется проверка сформированных вариантов с точки зрения возможности передачи расчетных потоков мощности, включающая стадии: определения контролируемых сечений и потока мощности в них по результатам линейной модели; составления расчетных схем замещения для сформированных вариантов; расчета на структурной модели ЭЭС предельно допустимых мощностей; сравнения их с потоками мощности, полученными в линейной модели.
3 Абраменкова H.A., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние.- 1990,- 224 с.
Рис. 4. Методика оптимизации развития системообразующей сети
Если потоки мощности в линейной модели, меньше допустимых для всех контролируемых сечений, то вариант считается допустимым. В противном случае он должен быть скорректирован (усилен). Для этого выполняется новый цикл оптимизации сети в котором линейная модель дополняется ограничениями:
О
ХН €Я
где Рг"ред- предельная мощность д-го сечения.
Итеративный процесс продолжается до тех пор, пока все варианты развития сети не будут нуждаться в корректировке. Практические расчеты показывают, что процесс сходится за малое число итераций.
Выбор окончательных рекомендаций по развитию сети осуществляется экспертом.
Моделирование развития электрической сети в условиях рътка. Начальным этапом принятия решений о развитии сети является анализ существующей сети в части технологических возможностей перетоков мощности по ней, определения запасов пропускных способностей по сечениям, выявления узких мест в сети и экономических эффектов от увеличения перетоков мощности. Для такого анализа могут использоваться как модели, так и анализ практики функционирования ЭЭС (по данным служб диспетчерского управления).
Для оценки экономической эффективности использования существующей сети могут использоваться модели спотового рынка электроэнергии. Анализ оптимальных значений двойственных переменных задачи, соответствующие ограничениям на перетоки мощности, численно равных удельному увеличению
суммарной прибыли на единицу прироста пропускной способности связи позволяет ранжировать связи по степени эффекта.
Оценка технологического потенциала существующей сети определяется возможностями передачи электроэнергии для покрытия дополнительной потребности в электроэнергии в узлах сети.
Рассмотрим задачу определения максимально возможного потребления электроэнергии в ЭЭС в целом без развития сети.
Формулировка задачи: требуется определить максимальный суммарный избыток мощности (или максимальную генерацию) в системе
maxZfai-sd (40) где gi - покрытие нагрузки в узле i
Л = Pi + Sit tjciCl - dki) - £<e tifc.' e/ (41) при обеспечении потребности в электроэнергии всех узлов
9i > sit i 6 I (42) при заданной максимальной генерации в узлах
0 <Pt<Pi (43) и ограничениях на перетоки мощности
0 <tik<Tlk,ik Е] (44)
Здесь оптимизируемые переменные: g„ fo неотрицательны. Заданы: s, - потребление в узлах, Р, - предельная нагрузка электростанций в узлах, Тц — пропускные способности НЭП.
Полученные значения избытков мощности (gr^i) определяют места возможного роста нагрузки потребителей в системе без усиления сети. ЛЭП, в которых перетоки мощности оказались на пределе (44), образуют множество загруженных сетевых элементов — возможных претендентов на развитие. Двойственные переменные, соответствующие ограничениям (44), определяют удельную эффективность этих линий (прирост ГМ на единицу роста пропускной способности).
Для более детальной оценки технологических возможностей сети рассмотрим следующую модифицированную задачу, требуется определить максимальный суммарный избыток мощности (или максимальную генерацию) в отдельном узле к
9кГ = max (5k ~ sk) (45)
при ограничениях (41)-(44), где генерация в некотором другом узле j не ограничена.
Решая эту задачу для каждого сочетания (Ау) получим матрицу, {£>/""} элементы которой определяют возможный прирост нагрузки потребителей в узле к при вводе мощности в узле у.
Предельно загруженные связи (по условию (44)) в каждом решении образуют соответствующую «подсеть развития», определяющую линии, требующие своего усиления при увеличении нагрузки потребителей в каком либо узле за счет ввода ГМ в другом узле.
Матрицу {я*/""} и соответствующие «подсети развития» можно рассматривать как «сетевое предложение» существующей сети.
Элементы «сетевого предложения» могут найти прямое применение при решении отдельных частных задач развития сети: для реализации выдачи новой ГМ в отдельном узле и (или) электроснабжения новых потребителей в каком-либо отдельном узле.
Модель развития электрической сети с учетом рыночных факторов. Электрическая сеть является естественной монополией, выполняющей народнохозяйственную функцию обеспечения наиболее эффективного функционирования рынков электроэнергии. Поэтому, в общем случае для оценки эффективности вариантов сооружения ЛЭП необходимо сопоставление затрат на реализацию этих вариантов и эффектов на рынках электроэнергии (прирост совокупной прибыли участников рынка). Такая постановка задачи и рассматривается ниже. При фиксированных значениях показателей генерации и потребления, когда рыночный эффект фактически задан вне модели, задача сводится к традиционной постанове на минимум затрат на развитие и функционирование сети.
Для описания годового рыночного эффекта используется моделирование ряда характерных моментов времени (часов) в течение года. В простейшем случае в каждый такой час моделируется спотовый рынок электроэнергии, поскольку на нем формируется основная часть конечной цены электроэнергии на оптовом рынке, обеспечиваются наилучшие условия конкуренции.
Формулировка модели развития сети (в статической постановке).
Пусть: ¡'- индекс узла ЭЭС, г с/, где I- множество индексов всех узлов; I-момент времени в году конца расчетного периода, г£Т, где Т - множество характерных моментов времени в году; ¡к- индекс связи узлов / и к, \к€], где J - множество всех связей, п„ - длительность момента времени I в году, К1к -удельные капитальные вложения в линию, 11- относительные постоянные ежегодные затраты, Е - коэффициент эффективности капитальных вложений (стоимость капитала на фондовом рынке).
Требуется максимизировать суммарный экономический эффект участников рынка с учетом затрат на сооружение и эксплуатацию ЛЭП
F = max2;Xtnit(Lit(sit) - Gu(pit)) - Zik(E + Uik)Kikt\
нов
(46)
при соблюдении:
балансов мощностей в узлах vu + Ik tfcïtCi - dki) - Ек tikt = sit, i€i, ter,
(47)
ограничений на перетоки мощности и развитие ЛЭП
Чкг- £;г < т™, 1ке/, ¡ег, ^ < т$в, ¡ке/,
(48)
(49)
ограничений на генерацию в узлах Ри < Рь1&. гег
(50)
Здесь: ри - генерация в узле /' в час /; Р, - максимально возможная генерация; нагрузка потребителей; ¡¡к, - переток из узла г в узел к в час I;
~ пропускная способность связи ¡-к на начало расчетного периода; Т1к"°" -прирост пропускной способности связи;
/фи) - доход потребителя в узле / в час I
Кривые спроса каждого узла формируются для характерных моментов времени в течение года на основе графика "по продолжительности нагрузки". Кривые предложения должны учитывать снижение готовой мощности электростанций в течение года за счет вывода мощностей в ремонты, изменения нагрузки ТЭЦ, выработки ГЭС и др.
В—главе_5 дается обзор известных средств информационного и
программного обеспечения решения задач развития ЭЭС, описывается организация пакетов программ, разработанных в рамках диссертации.
Аналитический обзор этих средств за рубежом показывает, что их набор достаточно велик, охватывает широкий круг задач. В России они развиты недостаточно.
Для реализации предложенных в работе моделей и методов обоснования решений разработаны соответствующие программно-информационные средства: программно-информационный комплекс СОЮЗ для решения задач выбора перспективной структуры ГМ ЭЭС, комплекс программ СЕТИ для
(51)
(52)
задач развития системообразующей сети. Для решения других задач использованы сторонние пакеты математического моделирования и оптимизации.
Пакет СОЮЗ включает в себя: средства ввода исходной информации, ее входного контроля, формирования численной модели: решения оптимизационной задачи методом модифицированной функции Лагранжа: формирования выходных табличных форм: технико-экономические показателей развития ГМ, типовых балансы мощности и электроэнергии, покрытия графиков электрической нагрузки и др.: автоматизации процедур анализа пользователем решения; управляющую программу для организации серийных расчетов.
Аналогичную структуру блоков имеет пакет СЕТИ, включающий в себя также геоинформационную систему визуализации результатов решения задач на карте. Для информационного обеспечения работы этих пакетов разработаны базы данных электростанций и ЛЭП.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основным результатом диссертационной работы является создание научно-методической базы прогнозирования перспективного развития ЭЭС в современных условиях. Эта методическая основа является развитием теории управления развитием ЭЭС в направлении учета новых условий функционирования и развития.
Отдельными самостоятельными научными результатами, полученными в диссертационной работе в процессе создания такой методической базы, являются:
1. На основе анализа современных условий развития ЭЭС в России определены требования к методическому аппарату обоснования развития ЭЭС и следующие направления совершенствования соответствующей системы моделей, методов и средств: разработка методики учета множественности интересов, развитие методов учета неопределенности исходной информации, анализа эффективности технического перевооружения, выбора рациональной структуры ЭЭС, оценки эффективности энергосбережения и управления нагрузкой, системной эффективности интеграции ЭЭС, методов учета инфраструктурной роли электрических сетей в рынках электроэнергии.
2. Следуя этим направлениям, предложена оригинальная система моделей для решения задач прогнозирования перспективного развития ЭЭС в современных условиях.
3. Разработаны оригинальные интегральные оценочные и оптимизационные модели долгосрочного прогноза развития ЭЭС для анализа экономической эффективности технического перевооружения ГМ.
4. Дана постановка задачи, разработана оптимизационная модель развития ЭЭС для выбора рациональной структуры ГМ по типам оборудования и определения требований к пропускным способностям межсистемных связей. Модель позволяет описать основные составляющие межсистемного эффекта при развитии ЭЭС.
5. Впервые дана постановка задачи, сформулирована модель для выбора рациональной структуры ГМ ЭЭС в виде рациональных диапазонов мощностей по типам оборудования в условиях неопределенности исходной информации, основанная на описании в рамках единой модели полного комплекса неопределенных условий и непрерывной области возможных первоочередных решений.
6. Впервые предложена методология анализа перспективных направлений развития ЭЭС в условиях множественности интересов заинтересованных сторон, предусматривающая формирование явной "демократичной" процедуры выработки согласованных решений.
7. Предложен оригинальный методический подход к решению задач обеспечения энергетической безопасности при исследовании перспективных стратегий развития ЭЭС, сформулированы модели, ориентированные на оценку технико-экономических последствий реализации угроз безопасности, потенциальных возможностей адаптации ЭЭС к последствиям реализации угроз, и выбор превентивных мероприятий.
8. Впервые разработана модель ЭЭС для оценки экономической эффективности потребителей-регуляторов и мероприятий по электросбережению, включающая описание потребителей электроэнергии.
9. Разработан оригинальный методический подход к оценке эффективности интеграции ЭЭС, предусматривающий комплексный анализ эффектов для множества заинтересованных сторон.
10. Впервые разработаны методический подход и модель для решения задач развития системообразующей электрической сети, с учетом условий функционирования ЭЭС на основе «структурного анализа» электрических режимов.
11. Разработан оригинальный методический подход и модели для анализа потенциала существующей и выбора рациональных вариантов развития перспективной системообразующей электрической сети в условиях рынка, с учетом ее инфраструктурной роли, в целях максимизации суммарной прибыли участников рынка электроэнергии.
12. Разработаны программно-информационные средства, реализующие предложенные в работе модели и методы обоснования решений. Создан программно-информационный комплекс СОЮЗ для решения задач выбора перспективной структуры ГМ ЭЭС, комплекс программ СЕТИ для задач развития системообразующей электрической сети, информационная система поддержки исследований.
13. Проведена апробация практически всех предложенных в работе методических подходов, математических моделей, методов и программно-информационных средств на реальных задачах перспективного развития ЭЭС России.
Основные результаты работы отражены в следующих 42 публикациях: из перечня изданий, рекомендованных ВАК:
1. Воропай Н.И, Иванова Е.Ю., Труфанов В.В. Метод многокритериального анализа решений для задач анализа вариантов развития ЭЭС // Известия РАН. Энергетика,- 1998,- №6,- С. 42-53. 1,5 (0,8) п.л.
2. Воропай Н.И., Труфанов В.В., Селифанов В.В, Шевелева Г.И. К анализу эффективности Единой электроэнергетической системы России // Электричество,- 2000,- №5,- С. 2-9. 1,0 (0,7) п.л.
3. Воропай Н.И., Труфанов В.В. Математическое моделирование развития электроэнергетических систем в современных условиях // Электричество,- 2000,- №10,- С. 6-13. 1,0 (0,9) п.л.
4. Воропай Н.И., Подковальников C.B., Труфанов В.В. Методические основы обоснования развития электроэнергетических систем в либерализованных условиях // Известия РАН. Энергетика,- 2002,- №4,- С. 30-39. 0,8 (0,3) п.л.
5. Иванов Д.Н., Караулова И.В., Труфанов В.В. и др. Control and Power Grid Development: Numeral Solutions // Automation and Remote Control.- 2004.-V. 65, Iss. 3,- P. 472-482. 1,5 (0,4) п.л.
6. Апарцин А. С., Караулова И.В., Маркова Е.В., Труфанов В.В. Применение интегральных уравнений Вольтера для моделирования стратегий технического перевооружения электроэнергетики // Электричество,- 2005,- № 10,- С. 31-38. 1,0 (0,3) п.л.
7. Ханаев В.В. Труфанов В.В. Математическое моделирование потребителей электроэнергии при оптимизации развития электроэнергетических систем // Электричество.- 2008,- №9,- С. 2-9. 1,0 (0,5) п.л.
8. Усов И.Ю., Труфанов В.В, Попова О.М. Оптимизация развития системообразующей электрической сети с использованием структурного
анализа электроэнергетических систем // Электричество.- 2010.- №9.- С. 10-15. 0,8 (0,3) п.л.
9. Ханаев В.В., Труфанов В.В. Управление электрической нагрузкой -возможности и перспективы // Электрические станции.- 2011,- № 2,- С. 26. 0,6 (0,3) п.л.
10. Маркова Е.В., Сидлер И.В., Труфанов В.В. О моделях развивающихся систем типа Глушкова и их приложениях в электроэнергетике // Автоматика и телемеханика.- 2011,- № 7,- С. 20-28. 1,1 (0,3) п.л.
11. Труфанов В.В. Моделирование вариантов развития электроэнергетических систем в условиях множественности интересов // Известия Академии наук. Энергетика.- 2013.- №1.- С. 130-138. 0,8 п.л.
12. Труфанов В.В. Моделирование развития основной электрической сети в условиях рынка //Вестник ИрГТУ.- 2013.- №3.- С. 117-121.
прочие издания:
13. Арбатский Г.М., Сыров Ю.П., Труфанов В.В., Чурквеидзе Ш.С. К оптимизации межотраслевых и межрайонных связей при планировании развития единой народнохозяйственной системы // «Оптимизация».-1971,- №2(19).- Новосибирск: Ин-т математики СО АН СССР,- С. 138168. 1,9 (0,6) п.л.
14. Арбатский Г.М., Труфанов В.В., Чурквеидзе Ш.С. Об одном методе решения задачи линейного программирования большой размерности.-Системы программного обеспечения решения задач оптимального планирования. III всес. симпозиум. Вып. 1,- М, 1974.- С. 42-45. 0,3 (0,1) п.л.
15. Беляев JI.C., Ханаев В.А., Труфанов В.В. Оптимизационная модель Единой электроэнергетической системы.- «Новые направления оптимизации в энергетике». Труды I межд. симпозиума. - ПНР, Познань, 1975,- С. 5-13.0,6 (0,3) п.л.
16. Савельев В.А., Такайшвили В.Р., Ханаев В.А, Труфанов В. Программно-вычислительный комплекс для решения некоторых задач проектирования Единой электроэнергетической системы (ЕЭЭС).- Труды 4 всес. семинара по комплексам программ математической физики. - Новосибирск: ВЦ СО АН ССР, 1975,- С. 104-112. 0,6 (0,3) п.л.
17. Труфанов В.В., Иванкова JI.A. Комплекс СОЮЗ для оптимизации структуры ЕЭЭС. Структура и принципы организации,- Пакеты прикладных программ. Методы и разработки,- Новосибирск: Наука, 1981,- С. 157-167.0,5 (0,5) п.л.
18. Грановский A.A., Такайшвили В.Р., Труфанов В.В. Комплекс СОЮЗ для оптимизации структуры ЕЭЭС. Информационное обеспечение и режимы
использования.- Пакеты прикладных программ. Методы и разработки. -Новосибирск: Наука, 1981.- С. 167-174. 0,5 (0,4) п.л.
19. Труфанов В.В., Ханаев В.А. Выбор рациональной структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС по типам оборудования с формализованным учетом неоднозначности исходной информации // Электронное моделирование.- 1985,- т. 7, №4.- С. 72-77. 0,8 (авт. 0,4) п.л.
20. Ханаев В.А., Труфанов В.В., Тришечкин A.M. Автоматизация системных исследований развития ЕЭЭС СССР // Электронное моделирование.-1986,- т. 8, №6,- С. 59-64. 0,8 (0,4) п.л.
21. Беляев JI.C., Ханаев В.А, Труфанов В.В. Выбор перспективной структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС,- Теоретические основы системных исследований в энергетике. - Новосибирск: Наука, 1986,- С. 171-175. 0,3 (0,2) п.л.
22. Лешенко О.В., Ханаев В.А., Труфанов В.В. и др. Автоматизированная система научных исследований развития ЕЭЭС СССР.- доклады межд. энергетической конференции ЕЭК ООН,- Москва, 1987.- 8 с. 0,5 (0,3) п.л.
23. Воропай Н.И., Лачков Г.Г., Труфанов В.В. и др. Основные принципы и критерии принятия решений по развитию систем энергетики в новых условиях.- Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях. - Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1995,- С. 18-23. 0,4 (0,1) п.л.
24. Труфанов В.В. ПВК СОЮЗ для оптимизации структуры ЭЭС.- Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях. - Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1995.- С. 298-300. 0,3 (0,3) п.л.
25. Воропай Н.И., Лачков Г.Г., Труфанов В.В. и др. Математические модели, методы и механизмы управления развитием ЭЭС страны и регионов в новых условиях.- Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления. - Новосибирск: Наука, Сиб. изд. фирма РАН, 1996,- С. 131-136. 0,5 (0,2) п.л.
26. Бычкова Н.В., Воропай Н.И., Иванова Е.Ю., Труфанов В.В. Разработка системы поддержки принятия решений при выборе вариантов развития ЭЭС в условиях многокритериальности,- Системы поддержки принятия решений для исследования и управления энергетикой,- Новосибирск: Наука, Сиб. предпр. РАН, 1997,- С. 126-133. 0,4 (0,1) п.л.
27. Воропай Н.И, Ковалев Г.Ф., Труфанов В.В. и др. Некоторые примеры решения отраслевых задач энергетической безопасности.- Энергетическая безопасность России/ Бушуев В.В., Воропай Н.И., Мастепанов A.M. и др.
- Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1998,- С. 254-266. 0,8 (0,2) п.л.
28. Voropai N.I., Podkovalnikov S.V., Trufanov V.V. Methodical principles of making decisions on electric power system expansion in market environment.-2001 IEEE Porto Power Tech. Proc., v.l, Porto.- P. 136-142. 0,6 (0,2) п.л.
29. Voropai N.I., Klimenko S.V., Trufanov V.V. et al. Comprehensive substantiation of adaptive electric utility industry development in terms of its interrelations with other energy sectors .- CIGRE, 2002 Session, Paris.- 5 p. 0,4 (0,1) п.л.
30. Караулова И.В., Маркова E.B., Труфанов В.В., Хамисов О.В. О моделировании развития электроэнергетических систем с помощью интегральных моделей,- Сб. научн. трудов «Методы исследования и моделирования технических, социальных и природных система-Новосибирск: Наука, 2003.- С. 62-77. 1,0 (0,3) п.л.
31.N.I. Voropai N.I., Sheveleva G.I., Trufanov V.V. Modeling of power systems expansion and estimation of system efficiency of their integration in the liberalized environment.- CIGRE, 2004, Session, Aug. 29-Sept. 2, 2004,- 7 p. 0,6 (0,5) п.л.
32. Voropai N. I., Selifanov V. V., Sheveleva G.I., Trufanov V.V. Technical and Market System Effectiveness of Intersystem Power Exchanges in Russia.-IEEE PER 2005 General Meeting Proc., June 13-16, San Francisco, USA,2005,- P. 225-230. 0,5 (0,4) п.л.
33. Воропай Н.И. Иванова Е.Ю. Труфанов В.В., Шевелева Г.И. Проблемы развития электроэнергетики, методы и механизмы их решения в рыночных условиях.- М.: Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, 2007. - 110 с. 6,9 (2,8) п.л.
34. Voropai N.I., Ivanova E.Y, Trufanov V.V., Sheveleva G.I. Expansion planning procedures and development mechanisms for power systems in a market environment.- IEEE Lausanne Power Tech. Lausanne, Switzerland, 2007. -7 p. 0,6 (0,2) п.л.
35. Авдеев B.A., Воропай Н.И., Труфанов В.В., Селифанов В.В. On expansion planning in regional electric power systems taking in to account plurality of interests and power export.- The 5th Int. Conf. "Asian Energy Cooperation: Mechanisms, Risks, Barriers". Yakutsk, Russia. - Irkutsk: ESI, 2007. - P. 3946. 0,4 (0,2) п.л.
36. Воропай Н.И., Труфанов В.В. Методические основы обоснования развития электроэнергетических систем с использованием современных компьютерных технологий.- II межд. конф. "Управление развитием
крупномасштабных систем. Москва: ИПУ РАН, 2008,- С. 179-181. 0,3 (0,1) п.л.
37. Беляев JI.C., Воропай Н.И., Труфанов В.В. и др. Обоснование развития электроэнергетики, электроэнергетических систем и компаний.-Системные исследования в энергетике: ретроспектива научных направлений СЭИ-ИСЭМ / отв. ред. Н.И. Воропай.- Новосибирск: Наука, 2010,- С. 519-530. 1,0 (0,3) п.л.
38. Воропай Н.И. Ханаев В.В., Труфанов В.В. Coordinated development of electric power systems and electricity consumers.- Scientific bulletin of electrical engineering facility, Valahia University, Romania, 2010, №1(12).- P. 49-53. 0,4 (0,1) пл.
39. Усов И.Ю., Попова O.M., Труфанов В.В. Проблемы информационного обеспечения задач развития системообразующей электрической сети,-труды пятой межд. конференции «Управление развитием крупномасштабных систем (MLSD'll) 3-5 октября 2011» Том I. - М.: ИПУ РАН, 2011. - С. 395-399. 0,5 (0,3) п.л.
40. Воропай Н.И., Иванова Е.Ю., Труфанов В.В. Методические основы и методы обоснования развития электроэнергетических систем и компаний.- Управление развитием крупномасштабных систем» / ред. Цвиркун А.Д. - М.: Физматлит, 2012.- С. 185-260. 4,8 (1,9) п.л.
41. Drachev P.S., Trufanov V.V. Market-based transmission expansion planning // Energy and Power Engineering, 2012, vol. 4,- P. 387-391. 0,4 (0,1) п.л.
42. Труфанов В.В. Развитие электроэнергетических систем. Модели и методы,- Седьмые Мелентьевские чтения: «Прогнозирование развития мировой и российской энергетики: подходы, проблемы, решения» сборник научных трудов / ред. А.А. Макаров,- М.: ИНЭИ РАН, 2013.- С. 79-88.
Отпечатано в ИСЭМ СО РАН г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130 Тираж 150 экз. Заказ № 140.
-
Похожие работы
- Оптимизация режимов электроэнергетических систем на основе эволюционных алгоритмов
- Проблема системной надежности и ее решение при проектировании электроэнергетических систем
- Методы и алгоритмы принятия решений в системах управления производственными фондами электроэнергетических объектов
- Исследование эффективности управления электрической нагрузкой при оптимизации развития электроэнергетических систем
- Разработка методов обеспечения надежности работы оборудования гидроэлектростанции
-
- Энергетические системы и комплексы
- Электростанции и электроэнергетические системы
- Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации
- Промышленная теплоэнергетика
- Теоретические основы теплотехники
- Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии
- Гидравлика и инженерная гидрология
- Гидроэлектростанции и гидроэнергетические установки
- Техника высоких напряжений
- Комплексное энерготехнологическое использование топлива
- Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты
- Электрохимические энергоустановки
- Технические средства и методы защиты окружающей среды (по отраслям)
- Безопасность сложных энергетических систем и комплексов (по отраслям)