автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методика декомпозиции и синтеза системной надёжности электроэнергетических систем

На правах рукописи

КРУПЕНЁВ Дмитрий Сергеевич

МЕТОДИКА ДЕКОМПОЗИЦИИ И СИНТЕЗА СИСТЕМНОЙ НАДЁЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические

системы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск 2011

2 4

4856204

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А.Мелентьева (ИСЭМ)

СО РАН, г. Иркутск

Защита состоится 1 марта 2011 г. в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л. А. Мелен-тьева СО РАН по адресу. 664033, Иркутск-33, ул. Лермонтова, 130, кои. 355.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН.

■ Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 664033, Иркутск-33, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан 1 (. О/ 2011 г.

Ученый секретарь

\

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Ковалёв Геннадий Федорович Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Курбацкий Виктор Григорьевич - кандидат технических наук, профессор Мурашко Николай Андреевич Ведущая организация - Новосибирский государственный технический

университет

диссертационного совета Д 003.017.01 доктор технических наук, профессор

А. М. Клер

Общая характеристика работы.

Надёжное снабжение электроэнергией является важнейшей составляющей жизнеобеспечения людей, эффективного функционирования общественного производства. Крупные перебои в электроснабжении по масштабам ущерба могут быть причислены к наиболее опасным видам бедствий, наносящим удар по национальной экономике и благополучию людей. Поэтому обеспечение надёжности электроснабжения потребителей требует повышенного внимания при любой форме экономических отношений в обществе.

Проблеме надёжности в электроэнергетике, начиная с 30-х годов двадцатого века, уделялось и уделяется большое внимание как в нашей стране, так и за её пределами. Исследованиями в области надёжности ЭЭС занимались: Г.М. Кржижановский, И. М. Маркович, М.Н. Розанов, Ю.Н. Руденко, Н.И. Воропай, Ю.Б. Гук, И.А. Ушаков, В.Г. Китушин, Ю.Н. Кучеров, Ю.Я Чукреев, H.A. Ма-нов, Г.А. Волков, В.П. Непомнящий В. А. Обоскалов, Б.В. Папков, Ю.А. Фокин, В.И. Эдельман, за рубежом М.А. Короткевич, Р. Алан, Р. Биллингтон и др.

Надёжность электроэнергетической системы (ЭЭС) - это комплексное свойство ЭЭС выполнять функции по производству, передаче, распределению и электроснабжению потребителей электрической энергией в требуемом количестве и нормированного качества путём технологического взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей. Комплексность свойства состоит во включении ряда единичных свойств, таких как безотказность, восстанавливаемость, долговечность, сохраняемость, устой-чивоспособность, живучесть, управляемость.

Существуют два аспекта надёжности ЭЭС: системная надёжность и надёжность электроснабжения потребителя. Надёжность электроснабжения потребителя - это способность ЭЭС обеспечивать поставку заявленной потребителем в соответствии с договором электроснабжения электрической энергии (мощности) при выполнении потребителем всех договорных технических и коммерческих обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договорными отношениями с потребителем технических условий поставки в отношении надёжности и качества поставляемой электроэнергии. Надёжность электроснабжения потребителя в значительной степени определяется уровнем системной надёжности, но в то же время зависит от ряда специфических особенностей распределительной системы. Системная надёжность - это надёжность ЭЭС как сложного технического объекта: Фактически, системная надёжность есть надёжность основной структуры ЭЭС, которая включает в себя генерирующие установки ЭЭС и основную, системообразующую сеть ЭЭС, заканчивающуюся узловыми центрами питания локальных распределительных сетей. Таким образом, распределительная сеть в основную структуру не входит. Системная надёжность подразделяется на балансовую и режимную надёжность. В данной работе рассматривается только балансовая надёжность, а именно - способность ЭЭС обеспечивать совокупную потребность в электрической энергии и мощности потребителей с учётом ограничений в виде плановых и неплановых отключений элементов ЭЭС, ограничений на поставку первичных энергоресурсов (далее по тексту под системной надёжностью понимается балансовая

з

составляющая системной надёжности). Представляется, что без обеспечения балансовой надежности обеспечение режимной надежности не имеет смысла. Балансовая надёжность включает два единичных свойства: безотказность и восстанавливаемость. В принятой РАО «ЕЭС России» в 2004 г. «Концепции обеспечения надёжности в электроэнергетике», разрабатываемой в настоящее время её новой версии и в законе «Об электроэнергетике» говорится, что в новых рыночных условиях необходимо выделение вышеприведенных аспектов: надёжности электроснабжения потребителя и системной надёжности. Очевидно, что далеко не всегда высокая системная надёжность обеспечивает равнозначную степень надёжности электроснабжения конечного потребителя. Именно запросы конечных потребителей должны быть положены в основу требований к надёжности электроснабжения и системной надёжности как в части продукции, так и в части услуг.

На протяжении последних двадцати лет во всём мире активно обсуждается проблема обеспечения надёжности в электроэнергетике в связи с переводом её функционирования и развития в условия либерализованного рынка электроэнергии и мощности. И хотя до реализации декларируемых преимуществ этого рынка, как показывает практика, ещё очень далеко, негативные черты перехода уже проявились со всей очевидностью. И главное место среди них занимает проблема снижения надёжности, чем и вызвано её широкое и всестороннее обсуждение. Конкуренция на рынке энергии ведёт к снижению генерирующих мощностей и пропускных способностей связей. Кроме того, специфика электроэнергетики делает инвестирование в неё рискованным и непривлекательным из-за неопределённости электропотребления в перспективе и длительности реализации проектов развития ЭЭС (от 3-5 до 15-20 лет). Это может усугубить проблему надёжности электроснабжения в отдалённой перспективе.

Как отмечается в «Концепции обеспечения надёжности в электроэнергетике» (2004 г.), среди множества задач обеспечения надёжности важной является задача оценки вклада в надёжность каждого из технологических звеньев ЭЭС: обеспечения электростанций первичными энергоресурсами, генерирования мощности, транспорта электроэнергии и её распределения по потребителям. Решение этой задачи необходимо для того, чтобы определить «узкие» места в цепочке технологических звеньев ЭЭС и произвести синтез надёжности путем гармонизации уровней надёжности исследуемых звеньев.

Таким образом, задача декомпозиции и синтеза системной надёжности ЭЭС, чему посвящается данная работа, с большим основанием следует считать весьма актуальной на данном этапе, поскольку её удовлетворительное решение пока не найдено. Для решения поставленной задачи была разработана методика декомпозиции системной надёжности, определения математического ожидания (м.о.) недоотпусков электроэнергии потребителям из-за ненадёжных связей ЭЭС, гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС. Поставлена и решена задача синтеза сетевой надёжности ЭЭС.

Цель исследования: - разработка методики декомпозиции на технологические звенья и синтеза системной надёжности электроэнергетической системы при планировании её раз-

вития на долгосрочную перспективу.

Задачи исследования:

- разработка методики декомпозиции системной надёжности (ДСН) ЭЭС;

- разработка методики определения м.о. недоотпусков электроэнергии в результате ненадёжной работы связей ЭЭС;

- разработка методики гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС;

- решение задачи синтеза сетевой надёжности в рамках гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС;

- проверка работоспособности предлагаемых методик на тестовых и реальных схемах ЭЭС;

- рекомендации по оптимальному развитию основной сети ЕЭС России (на примере предложенной схемы) с учётом фактора надёжности.

Методы выполнения исследований.

При исследовании применялись методы комплексного подхода к решению системных задач, теория надёжности технических систем и ЭЭС, методы вероятностного анализа надёжности, теория оптимизации, новые информационные технологии. При проведении исследований выполнены многовариантные расчёты надёжности на ПВК оценки надёжности больших сложных ЭЭС.

Объект исследования.

Объектом исследования является электроэнергетическая система.

Предмет исследования.

Предметом исследования является свойство надёжности современных больших, сложных ЭЭС, работающих в условиях либерализованного рынка.

Научная новизна выполненных исследований заключается в следующем:

1. Предложена методика декомпозиции системной надёжности на надёжность звена генерации и надёжность сетевого звена ЭЭС.

2. Сформулирована методика анализа взаимосвязи уровней (гармонизации) надёжности генерирующего и сетевого звеньев ЭЭС.

3. Разработана методика определения м.о. недоотпусков электроэнергии потребителей по причине недостаточной надёжности связей ЭЭС.

4. Рассмотрено технико-экономическое обоснование решений, принимаемых с целью повышения надёжности ЭЭС.

Положения, выносимые па защиту.

- Основные положения методики декомпозиции балансовой надёжности на надёжность генерирующего и сетевого звеньев, определения м.о. недоотпусков электроэнергии потребителей по причине недостаточной надёжности связей ЭЭС, гармонизации уровней надёжности генерирующего и сетевого звеньев ЭЭС.

- Результаты анализа и предложения по перспективе развития основной сети (БНЭС России) на основе предлагаемой методики.

Практическая ценность. Результаты выполненных исследований целесообразно использовать при оценке надёжности существующей и формирования перспективной структуры ЭЭС. Использование результатов работы будет способствовать повышению качества и достоверности принимаемых решений по

развитию ЭЭС, а также по распределению ответственности и обязанностей субъектов рынка энергии за надёжность. В условиях рынка энергии выполненные исследования окажут помощь в выявлении «узких» мест в системе и обоснованию мероприятий по обеспечению необходимой системной надёжности.

Апробация работы. Положения диссертации неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах, совещаниях и конференциях различного уровня как отечественных, так и зарубежных, в том числе и, прежде всего, на Международном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Иркутск, 2008 г.; Санкт-Петербург, 2009 г., Ялта, 2010 г.), а также на:

III международной научно-технической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», (Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008 г.),

международной молодёжной конференции по энергетике «International Youth Conference on Energetics» (Будапешт, июнь 2009 г.),

VI международной конференции «Математические методы в надёжности» (Москва, июнь 2009 г.),

молодёжной конференции «Системные исследования в энергетике» (Иркутск, 2008, 2009, 2010 гг.).

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, трёх глав, заключения, списка литературы и двух приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ. Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и основные задачи, обозначен объект и предмет исследования, представлены научная новизна и практическая ценность работы, основные положения и результаты исследования, выносимые на защиту (см. выше).

В первой главе рассмотрена общая характеристика проблемы оценки и обеспечения надёжности звеньев ЭЭС. В частности, произведён обзор существующего состояния в области методов и моделей оценки надёжности звеньев основной структуры ЭЭС; обозначены актуальные задачи обеспечения балансовой надёжности ЭЭС; представлен обзор практики нормирования системной надёжности в России и за рубежом; рассмотрены некоторые экономические аспекты повышения надёжности звеньев ЭЭС.

ЭЭС представляют сложные, высокотехнологичные системы, в которых в едином процессе производства, транспорта, преобразования и потребления электроэнергии связаны генерирующие источники, основная сеть, распределительная сеть и потребители электроэнергии, другими словами - звенья ЭЭС (рис. 1). Важнейшую роль в представленном перечне звеньев ЭЭС играют звенья основной структуры ЭЭС, а именно генерирующие источники и основная сеть. Звено снабжения станций первичными энергоресурсами также можно рассматривать в рамках основной структуры. Результирующая надёжность этих трёх звеньев в электроэнергетике получила название системная надёжность.

Оценке надёжности каждого из представленных звеньев основной структуры ЭЭС уделяется особое внимание, так как результирующая надёжность конечного потребителя зависит от надёжности каждого звена.

Потребители электроэнергии

Потребители •^^электроэнергии

Потребители ■■^^электроэнергии

Потребители ^^электроэнергии

ПотреС ите л и^ле ктроэнеогии

зрения сисгеуной надёжное ги

Рис. 1. Основные технологические звенья ЭЭС.

Оценка надежности снабжения станций первичными энергоресурсами носит особый характер в силу своей высокой неопределённости. Данному вопросу уделено большое внимание в отечественной практике. Это вызвано, прежде всего, высокой неопределенностью приточности воды в водохранилища ГЭС и обеспечения поставки топлива на ТЭС.

Оценку надёжности звена генерации начали производить с 30-х годов двадцатого века, широкое распространение получили вероятностные методы. При оценке надёжности звена генерации электроэнергетическая система представляется концентрированным узлом и определяется готовность покрытия нагрузки имеющимися генераторными мощностями.

Особое внимание оценке надёжности сетевого звена стали уделять в 60-70-е годы 20-го века. Оценка надёжности основной сети ЭЭС, ввиду её сложной структуры и большого количества составляющих элементов достаточно сложна, поэтому большинство существующих методов расчёта надёжности электрических сетей посвящено различным частным случаям и непригодны для системообразующих сетей. При оценке надёжности основной сети важным моментом является моделирование всех процессов, происходящих в системе не только в сетевой части, но и в части генерации и нагрузки.

Начиная с 70-х годов, в мире получили своё развитие программно-вычислительные комплексы (ПВК) для оценки надёжности основной структуры ЭЭС. Из отечественных ПВК можно выделить: Поток 3 (ИСЭМ СО РАН), Орион (Коми научный центр), Янтарь (ИСЭМ СО РАН).

В работе выделены следующие актуальные задачи обеспечения системной надёжности ЭЭС: определение вклада генерирующего и сетевого звеньев в системную надёжность ЭЭС, способы повышения надёжности звена генерации и сетевого звена ЭЭС и их учёт в моделях для оценки надёжности, идентификация «узких» по надёжности мест ЭЭС, подходы к гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС между собой. Охарактеризованы применявшиеся ранее подходы к их решению и дан критический анализ этих подходов.

Нормирование надёжности является действенным методом при синтезе

системной надёжности. Основной трудностью при этом является формирование системы согласованных нормативов. Из всего спектра существующих показателей надёжности наибольшее использование в качестве нормативов как в нашей стране, так и за рубежом получили вероятность безотказной (бездефицитной) работы потребителей и показатели, основанные на использовании математического ожидания недоотпуска электроэнергии. В плане количественных характеристик вероятность бездефицитной работы в СССР была принята на уровне 0,996. В США чаще всего нормируется аналог вероятности безотказной работы ЬОЬЕ (ожидание потери нагрузки) на уровне одни дефицитные сутки в десять лет, что соответствует вероятности бездефицитной работы 0,9997. В некоторых странах западной Европы данный показатель равен 0,9998. В ЕЭС России предлагается переход к нормативу вероятность бездефицитной работы 0,999 в 2015 г., 0,9991 в 2020 г. и 0,9997 в 2030 г. В мировой практике нормируется также относительная величина недоотпуска электроэнергии по системе в целом на уровне 0,03% от требуемого электропотребления.

В данной работе автором используются три основных показателя системной надёжности ЭЭС: вероятность безотказной работы, м.о. недоотпуска электроэнергии потребителям, коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией.

Оценка экономической эффективности мероприятий по повышению надёжности является неотъемлемой процедурой при синтезе системной надёжности. Особую трудность в определении экономической эффективности вызывают системообразующие и межсистемные ЛЭП, так как они дают не конкретный эффект, а системный, для определения которого необходимо моделирование работы всей рассматриваемой системы.

Во второй главе дается характеристика основным понятиям и их определениям, которые используются при выполнении данной работы. Некоторые из них отличаются от общепринятых, так как учитывают особенности решаемых задач в новых, специфических условиях работы энергорынка. Другая часть понятий автором вводится впервые.

В диссертационной работе уточняются такие термины, как надёжность генерирующего звена, сетевая надёжность, надёжность электроснабжения потребителей и т.п., и даются определения таким понятиям, как декомпозиция системной надёжности, гармонизация (согласование) надёжности основных звеньев ЭЭС, синтез системной надёжности ЭЭС.

Под декомпозицией надёжности ЭЭС в этой работе понимается подход, предусматривающий разделение задачи оценки системной надёжности по уровням иерархии рассмотрения. В данном случае разделение происходит на функциональные подсистемы (звенья): генерации и транспортирования электроэнергии.

Гармонизация надёжности звеньев ЭЭС - подход, предусматривающий поиск согласованных значений надёжности генерирующего и сетевого звеньев с учётом технико-экономического анализа.

Синтез системной надёжности ЭЭС - выбор структуры и параметров генерирующего и сетевого звеньев ЭЭС, обеспечивающих требуемый уровень

системной надёжности наиболее эффективным способом.

Методика декомпозиции системной надёжности, разработанная автором для определения вклада генерирующего и сетевого звеньев ЭЭС, включает в себя следующие основные этапы:

1. Опыт 1: оценка надёжности основной структуры исследуемой ЭЭС для фактического состава и параметров элементов системы. Данный расчёт показывает уровень системной надёжности исследуемой ЭЭС. Подученные показатели надёжности отражают ситуацию по системе в целом, без расстановки акцентов на вклад в надёжность звеньев основной структуры ЭЭС.

2. Опыт 2: оценка надёжности исследуемой ЭЭС в предположении абсолютной надёжности сетевого звена с целью оценки вклада в системную надёжность ЭЭС надёжности генерирующего звена. В данном опыте, по сути, система работает в режиме концентрированного узла.

3. Расчет надёжности сетевого звена, в предположении о последовательности соединения звеньев основной структуры ЭЭС (см. рис. 1). На этом этапе предлагаемого алгоритма по формулам, приведённым ниже, вычисляются показатели надёжности сетевого звена, или другими словами, доля вклада сетевого звена исследуемой системы в показатели системной надёжности.

4. Анализ полученных вкладов и выявление «узких мест» в звене генерации и сетевом звене. Согласование (гармонизация) надёжности этих звеньев с целью получения достаточной системной надёжности, то есть синтез сетевой надежности.

Представление абсолютно надёжным сетевого звена в опыте 2 можно произвести несколькими способами:

А. Для обеспечения абсолютной надёжности сетевого звена принимается аварийность линий равной нулю, и увеличиваются их пропускные способности до значений, не препятствующих пропуску требуемых потоков мощности в различных режимах. Увеличение пропускных способностей связей можно осуществлять различными способами: увеличивать пропускную способность каждой линии или увеличивать число линий в связи. Признаком достаточности выбираемых пропускных способностей является равенство во всех нагрузочных узлах и по системе в целом вероятностей бездефицитной работы, так как распределение дефицита мощности в системе происходит пропорционально нагрузкам в узлах.

Б. Ещё одним способом обеспечения абсолютной надёжности сетевого звена можно считать представление всей системы в виде одного концентрированного узла, т.е. узла, характеризуемого суммарной генерацией и нагрузкой по системе в целом в предположении, что сеть системы обеспечивает любые перетоки в любых режимах («медная доска»). Результатом расчёта являются только общесистемные показатели, из которых вероятность бездефицитной работы будет соответствовать и показателям в узлах.

Для расчетов сетевой надежности (этап 3 методики) показатели системной надежности при декомпозиции представляются соответственно рис. 1 как:

Вероятность безотказной (бездефицитной) работы системы £?сист

^сист ~ ^ген ' б*сети' (1)

где ¡Рге,, - вероятность безотказного функционирования генерирующей части системы; ??сети - вероятность безотказного функционирования сетевой части системы.

Данная формула согласно теории вероятностей соответствует случаю, когда два последовательно работающих звена системы обеспечивают работоспособность системы только при работоспособном состоянии обоих звеньев.

Математическое ожидание (м.о.) недоотпуска электроэнергии. При декомпозиции системной надёжности недоотпуск электроэнергии по системе в целом ДЕСИСТ принимается равным сумме недоотпусков электроэнергии, возникших в результате недостатка мощности и отказов в генерирующей части системы ДЕген и недостаточной пропускной способности связей и отказов в сетевой части системы ЛЕсети (кВт'ч):

ДЕСист ДЕге„ ДЕсети. (2)

Приближённость данной формулы объясняется возможньм появлением в системе недоотпуска из-за одновременных отказов генерирующего и сетевого оборудования, что, однако, в ЭЭС является редким событием.

Коэффициент обеспеченности электроэнергией потребителей ж\

7Г= 1 - АЕ/ЕТреб, (3)

где ДЕ - м.о. недоотпуска электроэнергии; Етре5 - требуемая выработка электроэнергии.

При декомпозиции системной надёжности коэффициент Я примет свою конечную форму, исходя из следующих преобразований:

ДЕ = (1 - 7Г)'ЕТре5, (4)

Запишем вместо ДЕ значения ДЕСИСТ, ДЕген, ДЕсети» а вместо 71 значения ^сист> ^геш ^сети'

ДЕсист = (1 — ^сист)"Етреб,

ДЕген — 0 ~ ^ген)"ЕТреб,

ДЕсети = (1 Я"сети)"ЕТреб-

Подставляем эти выражения в выражение (2):

(1 — Ясист)'Етреб = (1 — Ярен)'Етреб + (1 — Тсети)"Етреб После преобразований, получим:

^сист = ^ген ^сети ~~ Е В работе показано, что при ;Тсист > 0,99 имеется возможность пользоваться, более простым выражением:

^сист — ^ген ' ^сети> (6)

при этом погрешность Дягсист не превысит величины

Д^сист — (1 ~ ^ген)'(1 — ^сети)-

Если 7ГСИСТ = 0,99, то 7Гген и тгСети должны быть порядка 0,995 и, следова-

телъно, погрешность оценки 7ГСИСТ по формуле (6) по сравнению с (5) будет

ДтГсст = (1 - 0,995>(1 - 0,995) = 0,005'0,005 = 0,25'10"4, то есть второго порядка малости.

В процессе оценки системной надежности и декомпозиции в данной работе используются показатели .9 и ДЕ. Взаимосвязь 7ГСИСЪ жген и 7Гсети (формулы (5) и (6)) приводится, поскольку в принципе найденные зависимости могут быть использованы в других исследованиях для других целей.

Перед четвертым этапом методики оказываются известными показатели системной надежности и надежности звеньев генерации и сети. В процессе анализа полученных данных на этом этапе, прежде всего, исследуется уровень системной надежности. Поскольку системная надежность определяется показателями надежности электроснабжения расчетных узлов, образующих систему, в общем случае возможны следующие варианты. Системная надежность:

а) ниже требуемого уровня во всех расчетных узлах;

б) ниже требуемого уровня только в отдельных узлах;

в) удовлетворяет требуемому уровню во всех узлах;

г) существенно выше требуемого уровня во всех узлах;

д) в одних узлах ниже требуемого уровня, в других существенно выше, в третьих - в норме.

Для выявления причин той или иной ситуации на следющем шаге анализа представляется целесообразным исследовать полученные в опыте 2 уровни надежности генерирующего звена. Здесь возможны только три варианта. Показатели надежнсти генерирующего звена во всех узлах;

а) ниже, чем даже требуемый уровень системной надежности;

б) удовлетворяет или даже чуть выше уровня системной надежности;

в) значительно выше требуемого уровня системной надежности.

Очевидно, что в случае недостаточной надежности звена генерации обеспечить требуемую системную надежность невозможно никаким другим способом в принципе, кроме как усилением генерирующего звена. В этом плане следует считать генерацию первичнее сетевого звена, обеспечивающего лишь транспортирование имеющейся мощности до центров питания. Поэтому первым шагом согласования («гармонизации») надежности основных технологических звеньев (генерации и основной сети) является обеспечение такого уровня надежности генерирующего звена, чтобы он (уровень) был достаточным для обеспечения системной надежности. Необходимый уровень генерирующего звена определяется из выражения (1):

ср =ср /ср

ген — и сисг 1 и сети*

Поскольку З^е™ < 1, то £Рген должно быть больше 0>сист. И если, для примера, принять, что нормативное значение {?СНСт = 0,999, то минимальное значение для может быть принято на уровне 0,9991. При = 0,9991 надежность сети должна быть обеспечена СОГЛаСНО (1) На уровне £^сети ~~ ^сист / — = 0,999 / 0,9991 = 0,9999, что не всегда возможно или целесообразно реализовать.

Очевидно, что £Рген можно принять и больше 0,9991 вплоть до величины, близкой к 1,0 (например, 0,9999), но это будет также явно дорогостоящим вариантом.

Вариант равноценной надежности звеньев находится также из (1): З'ген = = З'сист1'2 = 0,9991/2 = 0,9995.

Аналогичные характеристики могут быть получены и для других нормативных значений £РСИСТ (0,996; 0,9996; 0,9998 и т. д.). Результаты данного анализа являются основой для нормирования надежности рассматриваемых технологических звеньев ЭЭС.

Окончательный выбор рационального уровня надежности генерирующего звена в указанном выше диапазоне выполняется па основе технико-экономического анализа с учетом исходной ситуации посредством традиционных приемов проектирования ЭЭС: выбирается уровень необходимой установленной мощности по системе в целом, параметры дополнительно вводимого генерирующего оборудования и его размещение в системе по энергорайонам. С этой целью выполняются дополнительные оценки надежности на базе проведения опыта № 2. При этом для выбора мест (узлов) размещения генерирующей мощности анализируются двойственные оценки в узлах генерирующей мощности и связей из опыта № 1. Для этого двойственные оценки ранжируются от наибольших к наименьшим как по генерации, так и по связям. Поскольку двойственные оценки характеризуют недостаток соответствующего ресурса в узлах, целесообразно размещать генерирующую мощность, прежде всего, в узлах, где двойственные оценки по генерации выше всех и превосходят двойственные оценки по связям в соответствующем узле.

Если же в процессе проектирования на удаленную перспективу в исходном варианте имелся избыток генерирующей мощности - также с помощью критерия технико-экономической эффективности определяется оптимальный уровень состава генерирующего оборудования и обеспечиваемый при этом необходимый уровень надежности генерирующего звена (опыт № 2) посредством удаления избыточной мощности.

Если же избыточный состав генерации уже установлен или обоснован по другим, кроме надежности, соображениям, то задача упрощается - принимается тот уровень надежности генерации, который при этом получается.

Таким образом, уровень надежности генерирующего звена должен быть выше требуемого уровня системной надежности. В противном случае системная надежность обеспечена быть не может. А это значит, что установленная генерирующая мощность должна быть выше абсолютного максимума нагрузки системы в расчетном периоде на величину необходимого расчетного резерва мощности (полного резерва на период прохождения максимума нагрузки) в соответствии с устоявшейся проектной практикой.

Выбранный уровень надежности генерирующего звена учитывается на следующем шаге выполнения п. 4 методики, на котором осуществляется гармонизация надежностей генерирующего и сетевого звеньев с учетом многих факторов: параметров и размещения генерирующего оборудования; параметров

и конфигурации связей основной сети; исходной надежности сетевого звена (результаты оценок по п. 3 методики), характеризуемой поузловыми показателями надежности электроснабжения в системе; двойственных оценок генерирующих и сетевых элементов; недоотпусков электроэнергии от ненадежности связей в системе; энергонадежностных характеристик связей, а также технико-экономических характеристик генерирующего и сетевого оборудования.

В результате этих исследований определяются согласованные уровни надежности генерации и сети при условии, что они обеспечивают требуемый (нормативный) уровень системной надежности. Таким образом, одновременно с согласованием надежности звеньев выполняется оптимальный синтез системной надежности.

Далее решается задача синтеза сетевой надёжности. Задача синтеза сетевой надёжности формулируется как: после обеспечения достаточной надёжности звена генерации ЭЭС (по системе в целом) необходимо выбрать оптимальную структуру связей ЭЭС и параметры ЛЭП в связях ЭЭС с учётом надёжности. Под параметрами ЛЭП в данной работе понимается её пропускная способность в прямом и обратном направлениях.

При решении поставленной задачи критерий оптимальности и ограничивающее его условие представлены следующим образом: должен быть получен выбранный (заданный, требуемый) уровень системной надёжности при минимальных капитальных затратах на повышение надёжности сетевого звена:

3 (Н )->шй,

сети4 '

^сист = ^Н0Рм'

где Зсети(Н) - капитальные затраты; - показатель системной надёжно-

сти, по которому достигается норматив.

Решение поставленной задачи возможно при использовании разработанной автором методики определения недоотпусков электроэнергии, возникающих у потребителей из-за ненадёжных связей ЭЭС. Данная методика основана на применении эиергонадёжностных характеристик (ЭНХ) связей.

ЭНХ связи представляет собой функцию распределения мощности, передаваемой по данной связи в исследуемых условиях работы ЭЭС и при заданных надёжностных характеристиках оборудования ЭЭС. Название ЭНХ принято для того, чтобы отличать данную функцию распределения от функции состояний связи как отдельного объекта со своей производительностью, т.е. отличать от функции распределения вероятностей различных пропускных способностей связи как некоторой совокупности ЛЭП, обладающих аварийностью.

Способ определения ЭНХ связей заключается в следующем. По результатам расчетов потокораспределений в каждом из рассматриваемых расчетных состояний системы оцениваются величины и вероятности перетоков мощности. По полученным данным формируются ряды распределений фактически получающихся перетоков мощности по соответствующим связям.

Для количественной оценки сетевой надёжности при помощи ЭНХ связей была разработана методика, позволяющая находить недоотпуск электроэнер-

гии, образующийся в результате аварийности и недостаточной пропускной способности исследуемых связей в ЭЭС.

Определение «вклада» каждой связи Щ в общий недоотпуск электроэнергии производится в результате полученных данных в опыте 2 методики ДСН. Вычисляется искомый вклад по следующему выражению:

Щ = рц 8760,

Рц>Р} о,

где - загрузка ] -ой связи в I -ом расчётном режиме (принимается из ЭНХ

опыта 2 методики ДСН), МВт; Р ;'0 - математическое ожидание фактической пропускной способности исследуемой связи, состоящей из ЛЭП, отключаемых в аварийный или плановый ремонт, МВт; - вероятность нахождения связи в режиме передачи мощности Рц (принимается из ЭНХ опыта 2 методики ДСН).

Р] о= 1Р]К-(НК),

где Р]к - пропускная способность к-ой ЛЭП в связи _/, МВт; дК - аварийность к-ой ЛЭП в связи; К - число ЛЭП в связи.

Графически данную процедуру можно представить следующим образом: при работе ЭЭС с неограниченными пропускными способностями связей данные связи загружаются до значений, обеспечивающих беспрепятственную передачу необходимых потоков мощности в расчётных режимах ЭЭС (рис. 2).

Х1<Р0) *2(Ри) Х

Рис. 2. ЭНХ связи из опыта 2 методики ДСН

На рис. 2 Рд ) и Го ) - это фактические пропускные способности

реальной связи в прямом и обратном направлениях. Области 2 являются тем недоотпуском электроэнергии, который возникает в результате малой пропускной способности конкретной связи.

Получив ДЕ для всех связей, последние можно проранжировать по степени их вклада в системную надёжность и оценить приоритет первоочередного усиления соответствующих связей. Если после усиления связей показатели надёжности приняли значения, удовлетворяющие принятому нормативу системной надёжности, то поставленная задача решена. Если остались узлы, в которых принятый норматив не достигнут, необходимо повторить расчёт и так далее, пока не будет получен необходимый результат.

Задачу синтеза сетевой надежности можно решить с помощью двойствен-

ных оценок связей. Двойственные оценки являются эффективным средством, позволяющим найти наиболее рациональные пути повышения сетевой надёжности. Их физико-техническая природа проявляется в виде вероятностей (относительных длительностей) превышения требуемых пропускных способностей связей над фактическими пропускными способностями. Получив двойственные оценки по каждой связи, последние можно проранжировать по важности первоочередного усиления связей. Как показали исследования, двойственные оценки корреспондируют с недоотпусками электроэнергии из-за ненадёжности связей, поэтому можно в процессе синтеза сетевой надежности пользоваться либо указанными недоотпусками, либо двойственными оценками.

Алгоритм методики синтеза системной надежности на базе гармонизации надежности звеньев основной структуры ЭЭС представлен на рис. 3.

Изменение состава звена генерации

| Расчёт надёжности основной структуры исследуемой ЭЭС для I ¡фактического (заданного) состава и параметров элементов системы.

Полученные показатели надёжности удовлетворяют .___ принятому нормативу.

Расчёт надежности исследуемой ЭЭС в предположении абсолютной

надёжности сетевого звена с целью оценки вклада в системную _надёжность ЭЭС надёжности звена генерации._

Получившиеся показатели—— надёжности удовлетворяют минимально допустимому уровню надёжности

генерации^______" ^

Повышение или понижение надёжности сетевого звена до уровня, [ обеспечивающего нормативное значение системной надёжности. (

[5| Конец"}-'

Рис. 3. Блок-схема методики гармонизации надёжности генерирующего и сетевого звеньев ЭЭС

Предлагаются следующие экономические принципы усиления надёжности звеньев основной структуры ЭЭС более подробно. Для этого воспользуемся одним из показателей экономической эффективности рассматриваемых технических мероприятий, а именно сроком окупаемости Ток. Таким образом, сравнивается эффективность повышения надёжности при сооружении как генерирующих мощностей, так и ЛЭП.

Срок окупаемости мероприятий по повышению надёжности объектов ЭЭС Ток, лет, определяется из выражения:

Г

£(ду;-ДС(М;+£)-'=О,

f=1

где Д С/ - затраты на реализацию мер по повышению надежности сетевого звена в год !, приводящие к снижению ущерба; Д У; - предотвращенный в результате принятых мер ущерб в год Е - норма дисконта.

Ущерб ДУ{ определяется стоимостью материальных и трудовых ресурсов для ликвидации последствий отказов и ущерба, наносимого здоровью и жизни людей, окружающей среде и техносфере (имуществу) как собственного производства, так и иных лиц (физических и юридических). Данная процедура является трудно выполнимой в размерах всей ЭЭС из-за большого количества исходной информации, поэтому предлагается производить оценку ущерба по усреднённым удельным показателям:

ДУ, = ДБ, • Ууд,

где ДЕ, - м.о. недоотпуска электроэнергии, которого удалось избежать из-за внедрения мероприятия, повышающее надёжность в узле в год I, кВт-ч; ууд -удельный ущерб от недопоставки 1 кВт-ч. потребителю, руб/кВт-ч.

ДЕ, = ДЕг до — ДЕг после» где ДЕ, до - м.о. недоотпуска электроэнергии до внедрения мероприятия по усилению надёжности в год Г, кВт-ч; ДЕ, после - м-°- недоотпуска электроэнергии после внедрённого мероприятия в год г, кВт-ч.

В диссертационной работе выполнено сравнение затрат на сооружение генерирующей мощности в дефицитных узлах и затраты на сооружение ЛЭП для передачи мощности из избыточных узлов в дефицитные узлы (см. табл. 1).

Таблица 1. Затраты на сооружение ЛЭП в связях основной сети и генерирующих мощ-

ностей электростанций

Напряжение ЛЭП, хВ 110 220 330 500 750

Предельная длина ЛЭП Ьф, км. 80 400 700 1200 2200

Натуральная пропускная способность ЛЭП Р„.„.,МВт. 30 135 360 900 2100

Стоимость строительства одноцепной ЛЭП, тыс.руб. 8 800 636 000 1715 000 4 800000 14 300000

Стоимость строительства генерирующей мощности, тыс.руб. 750 000 3 375000 9 000 000 22 500 000 52 500 000

Как видно из таблицы, строительство ЛЭП для покрытия дефицита мощности будет выгодней, чем строительство генерирующих мощностей соответствующей мощности. К тому же, при усилении сетевой части ЭЭС усиливаются системные эффекты, возникающие при объединении ЭЭС и дающие дополнительный экономический эффект.

В третьей главе представлены примеры практического применения предлагаемых методик на тестовых и реальных схемах. Производится декомпозиция системной надёжности ЕЭС России на уровне 2009 г. и 2016 г. и даются предложения по синтезу сетевой надёжности.

Исследования проводились на ПВК ЯНТАРЬ, который удовлетворяет всем требованиям для решения поставленных задач:

1. ПВК ЯНТАРЬ оценивает балансовую составляющую системной надёжности, т.е. надёжности основной структуры: генерирующего и сетевого технологических звеньев ЭЭС.

2. Достаточно подробно и точно представляет структуру и параметры как

генерирующей и нагрузочной, так и сетевой частей ЭЭС. 3. Вычисляются следующие показатели надёжности:

- вероятность безотказной работы потребителей в узлах;

- м.о. недоотпуска электроэнергии в узлах;

- коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией;

- двойственные оценки генерации в узлах и связей в ЭЭС;

- энергонадёжностные характеристики связей ЭЭС.

Проверка работоспособности методики декомпозиции системной надёжности произведена па тестовой 7-ми узловой схеме ЭЭС (рис. 4). Результаты расчетов надежности приведены в таблицах 2—4.

Из результатов следует, что рассматриваемая система имеет достаточно низкую системную надёжность:

- вероятность бездефицитной работы в нагрузочных узлах находится на уровне 0,952-0,955;

- коэффициент обеспеченности 0,9952-0,9975;

- м.о. годового недоотпуска электроэнергии по системе 201503 МВт-ч.

Проведенные исследования показали, что в данной системе звено генерации является ненадёжным и для повышения системной надёжности в первую очередь необходимо увеличение надёжности звена генерации. Надёжность сетевого звена, также как и генерирующего звена, находится на неудовлетворительном уровне.

Показатели надёжности электроснабжения в узле 2 имеют формальный характер, так как в узле 2 отсутствуют и нагрузка и генерация. Отрицательное значение м.о. недоотпуска электроэнергии сетевого звена в узле 1 говорит об избыточности генераторной мощности в данном узле и её фактической запер-тости из-за недостаточной пропускной способности связи, соединяющей узел 1 с остальной системой.

Была также произведена декомпозиция системной надёжности 6-ти узловой ЭЭС, а также найдены недоотпуски электроэнергии, возникающие в результате ненадёжной работы связей ЭЭС. На рис. 5 представлена исследуемая система, а в таблицах 5-7 результаты расчетов.

Исследуемая ЭЭС имеет достаточно низкую системную надёжность: веро-

1000

Рис. 4. Расчетная схема исследуемой системы.

ятность безотказной работы для системы равна 0,981260, м.о. недоотпуска электроэнергии равно 0,3354 млрд. кВт-ч. Для узлов вероятность безотказной работы колеблется в пределах от 0,982593 до 0,999998, причем, только в 6-м узле показатель превышает требования, предъявляемые к этому показателю как в СССР, так и в США и странах Западной Европы. М.о. недоотпуска электроэнергии корреспондирует с вероятностью безотказной работы и принимает достаточно большие значения для всех узлов, кроме 6-го, в котором расчетный недоотпуск электроэнергии равен 0,1 МВт-ч.

Таблица 2. Показатели системной надёжности исследуемой ЭЭС (рис. 4)

Номер узла Показатели надежности

Вероятность без- М.о. недоотпус- Коэффициент обеспе-

отказной работы, ка электроэнер- ченности потребителей

о.е. гии, МВт-ч электроэнергией, o.e.

1 0,955231 16823 0,99759

2 0,999999 0 0,99999

3 0,952565 40902 0,99799

4 0,953779 37226 0,99729

5 0,953781 22356 0,99679

6 0,953590 51823 0,99749

7 0,955131 32374 0,99529

Система 0,952373 201503 0,99799

Таблица 3. Показатели надёжности звена генерации исследуемой ЭЭС (вклад генерирующего

Номер узла Показатели надёжности

Вероятность безотказной работы, o.e. М.о. недоотпуска электроэнергии, МВт-ч Коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией, о.е,

1 0,956056 23460,645 0,996532

2 0,999999 0 0,999999

3 0,956056 32839,184 0,997573

4 0,956056 32843,648 0,997572

5 0,956056 20655,316 0,996947

6 0,956056 39223,371 0,998067

7 0,956056 31980,795 0,995272

Система 0,956056 181002,969 0,997324

Таблица 4. Показатели надёжности сетевого звена исследуемой ЭЭС (вклад сетевого звена в

Номер узла Показатели надёжности

Вероятность безотказной работы, o.e. М.о. недоотпуска электроэнергии, МВт-ч Коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией, o.e.

1 0,999137 -6637,65 0,994032

2 0,999999 0 1

3 0,996349 8062,816 0,994573

4 0,997618 4382,352 0,994772

5 0,997629 1700,684 0,993647

б 0,997421 12599,63 0,995467

7 0,999032 393,205 0,990472

Система 0,996148 20500,03 0,994324

Таблица 5. Показатели системной надёжности исследуемой ЭЭС (рис. 5)

Номер узла Показатели надёжности

Вероятность безотказной работы, o.e. М.о. недоотпуск электроэнергии МВт'Ч Коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией, o.e.

1 0,994685 11934,8 0,999877

2 0,991905 61568,3 0,99975.5

3 0,993169 13453,8 0,999887

4 0,990276 55883,2 0,999395

5 0,982593 192531,4 0,999319

6 0,999998 0,1 0,999999

Система 0,981260 335371,6 0,999804

Таблица 6. Показатели надёжности генерирующего звена ЭЭС (вклад генерирующего звена в поузловые показатели надежности и в показатели надёжности для системы рис. 5)

Номер узла Показатели надежности

Вероятность безотказной работы, o.e. М.о. недоотпуск электроэнергии МВт-ч Коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией, o.e.

1 0,996104 8711,3 0,999910

2 0,996104 9328,1 0,999963

3 0,996104 9099.4 0,999923

4 0,996104 9072,8 0,999902

5 0,996104 9270,6 0,999967

6 0,996104 9088,3 0,999963

Система 0,996104 54570,5 0,999895

При определении показателей надёжности и опыте с надёжной сетью и из дальнейших расчётов показателей надёжности для сетевого звена видно, что расчётная вероятность безотказной работы генерирующего звена равна 0,996104, причём данное значение справедливо для всех узлов и для системного показателя. М.о. недоотпуска электроэнергии почти во всех узлах уменьшилось и стало пропорциональным нагрузкам в них. Исключение составляет узел 6 (ОЭС Сибири), в котором в опыте с надежной сетью недоотпуск электроэнергии увеличился с 0,1 до 9088,3 МВт-ч. Из этого можно заключить: связи между ОЭС Сибири и остальной частью ЕЭС недостаточны, что приводит к недоиспользованию генераторных мощностей ОЭС Сибири в рамках ЕЭС в целом. Большой недоотпуск в ОЭС Сибири в опыте с надежной сетью

связан с тем, что в расчетах надежности была реализована стратегия распределения дефицита мощности (недоотпуска электроэнергии) пропорционально нагрузкам в узлах с учетом того, что пропускные способности связей этому не мешают. В результате, недоотпуск в ОЭС Сибири значительно вырос, но по ЕЭС в целом он существенно снизился до 0,054 млрд. кВт-ч, т. е. в 6,1 раза. Таким образом, по результатам выполненного анализа можно, в частности, констатировать, что в рассматриваемой схеме ЕЭС «узким» местом с позиций системной надежности являются связи ОЭС Сибири с остальной частью ЕЭС.

Таблица 7. Показатели надёжности сетевого звена ЭЭС (вклад сетевого звена в поузловые

Номер узла Показатели надёжности

Вероятность безотказной работы, o.e. М.о. недоотпуск электроэнергии МВт'Ч Коэффиниент обеспеченности потребителей электроэнергией, o.e.

1 0,99857 3223,5 0,999967

2 0,99578 52240,1 0,999792

3 0,99705 4354,4 0,99996

4 0,99414 46810,4 0,999493

5 0,98643 183260,8 0,999352

6 0,99999 -9088,2 0,99999

Система 0,9881 280801,1 0,999909

Для исследуемой системы были проведены расчёты по определению вклада в сетевую и системную надёжность каждой связи. Полученные результаты приведены в табл. 8.

Таблица 8. Недоошуски электроэнергии из-за недостаточной пропускной способности

и аварийности связей для системы на рис.5

Номер связи 1 2 3 4 5 6 7 Суммарный недоотпуск

Недоотпуск электроэнергии, МВт-ч 2412,2 1411,1 1333,5 29667,1 249,41 8228,6 235030 278332,1

В результате, суммарный недоотпуск от ненадёжности всех связей получился равным недоотпуску сетевого звена, вычисленного по методике ДСН (табл. 7): 278332,1^=280801,1. Небольшое расхождение связано с наличием статистической и вычислительной погрешностей расчетов и составляет 0,9 %.

Из полученных результатов также можно сделать вывод, что связи ОЭС Урала с остальной частью ЕЭС с позиций системной надежности также недостаточны. Это связано, в первую очередь, как уже отмечалось, с недостаточностью пропускных способностей (и, соответственно, ненадежностью) связей между Уралом и Сибирью, а также и с остальными ОЭС. Из табл. 8 следует также, что требуют усиления связи 4 (Центр - Урал) и 6 (Средняя Волга - Урал).

Таким образом, выполненный анализ показал, с одной стороны, вклад каждого технологического звена в системную надежность, а именно, большую ненадежность сетевого звена по сравнению с генерацией. А с другой стороны, обнаружил общую ненадежность генерирующего звена, так как даже при «абсо-

лютно» надежной сети не удается получить нормативный уровень надежности по ОЭС (принятый в США), равный 0,9996. Этот показатель находится на уровне 0,996.

Далее в диссертационной работе рассмотрено применение представленных методик на схеме ЕЭС России (рис. 6) на уровне 2009 г. и 2016 г. Рассматриваемая ЭЭС состоит из 63 узлов и 110 связей. Данные для проводимых исследований брались из различных источников, а именно Интернет-ресурса, отчётов генерирующих и сетевых компаний, справочников. Расчёты на уровне 2009 г. проводились с выведенной из работы Саяно-Шушенской ГЭС. Исходные данные и полный перечень результатов расчетов приведены в Приложении. В табл. 9-11 даются показатели надежности для проблемных узлов.

При декомпозиции системной надёжности было выявлено, что в ряде узлов (табл. 10) как в ЭЭС на уровне 2009 г., так и на уровне 2016 г. вероятность безотказной работы не удовлетворяет заданной (для 2009 г. - 0,9996, для 2016 г. - 0,999). Данные проведённых расчётов показали, что ненадёжным звеном в исследуемой системе является сетевое звено.

При гармонизации надёжности генерирующего и сетевого звеньев рассматриваемых ЭЭС, был произведен синтез сетевой надёжности, т.е. найдены дополнительные пропускные способности слабых с позиции системной надёжности связей (табл. 10,11).

Таблица 9. Вероятность безотказной работы в проблемных узлах

№ узла Название узла Вероятность безотказной работы, о.е. № узла Название узла Вероятность безотказной работы, о.е.

2009 г. 52 Новосибирск 0,996245

18 Белгород 0,997478 53 Алтай 0,996202

45 Оренбург 0,998411 54 Кузбасс 0,995851

46 Свердловск 0,998667 56 Хакасия Тыва 0,993940

47 Челябинск 0,997925 2016 г.

48 Тюмень 0,958077 4 Карелия 0,996686

49 Курган 0,997449 5 Мурманск 0,998986

50 Омск 0,995531 18 Белгород 0,997052

51 Томск 0,994800 48 Тюмень 0,918643

Рис. 6. Расчётная схема ЕЭС России

Таблица 10. Дополнительные пропускные

№ связи Номера соединяемых узлов Дополнительная пропускная способность, МВт

39 17-18 600

63 31-43 300

64 31-44 300

66 32-45 300

78 41-43 100

79 42-43 100

81 42-46 200

82 43-44 100

83 44-45 200

84 44-47 300

85 45-47 100

86 46-47 100

87 46-48 300

88 46-49 300

89 47-49 300

способности связей ЕЭС РФ на уровне 2009 г,

№ связи Номера соединяемых узлов Дополнительная пропускная способность, МВт

90 47-53 200

91 48-49 300

92 48-51 300

93 49-50 100

94 50-52 100

95 51-54 100

96 51-55 300

97 52-53 200

98 52-54 100

99 53-54 100

100 53-55 300

101 54-55 300

103 55-56 400

104 55-57 100

Таблица 11. Дополнительные пропускные способности связей ЕЭС РФ на уровне 2016 г.

№ связи Номера соединяемых узлов Дополнительная пропускная способность, МВт № связи Номера соединяемых узлов Дополнительная пропускная способность, МВт

3 3-4 300 92 48-51 3300

6 4-5 100 96 51-55 1100

39 17-18 900 104 55-57 2300

91 48-49 600

В заключении сформулированы основные научные и методические результаты данной работы.

1. Для оценки надёжности технологических звеньев основной структуры ЭЭС разработана методика декомпозиции. Использование данной методики позволяет определить уровни надёжности звена генерации и сетевого звена относительно системной надёжность, что, в свою очередь, обеспечивает более наглядное отражение процессов, происходящих в системе с позиций надёжности.

2. Произведен анализ основных показателей системной надежности с адаптацией для предложенной методики.

3. Показано, что гармонизация надёжности звеньев основной структуры ЭЭС является действенным методом для синтеза системной надёжности ЭЭС.

4. Разработана методика анализа надёжности связей ЭЭС, которая позволяет определить м.о. недоотпуска электроэнергии потребителям в результате ненадёжной работы (аварийности, малой пропускной способности) конкретной связи.

5. В практической части диссертации произведены проверки предлагаемых методик на тестовых и реальных схемах. Полученные результаты подтвердили их работоспособность. В частности, произведены исследования системной надёжности ЕЭС России на уровне 2016 г. Результаты показали, что надёжность генерирующего звена ЕЭС России находится на достаточно высоком уровне относительно рекомендованного норматива: вероятности безотказной работы равного 0,999. Повышение надёжности в узлах, где показатели системной надёжности приняли значение, неудовлетворяющее нормативу, целесообразно посредством усиления надёжности сетевого звена. Был произведён синтез сетевой надёжности и получены дополнительные пропускные способности связей, при добавлении которых показатели системной надёжности приняли значения, удовлетворяющие нормативу. В рамках данной работы рассмотрены и проанализированы экономические характеристики сооружения объектов генерирующего и сетевого звеньев.

7. Таким образом, разработанная методика подтвердила свою работоспособность. Получены результаты, дающие возможность декомпозиции и на её основе гармонизации составляющих системной надёжности. Представленная методика может использоваться в практике планирования и проектирования развития ЭЭС. Результаты диссертационных разработок использованы в работах над Концепцией обеспечения надежности в электроэнергетике и стратегиях развития ЕЭС России до 2030 года. Целесообразно также их применение в учебном процессе ВУЗов, готовящих иткенеров-электриков. В рамках широко развиваемых инновационных преобразований в электроэнергетике, рекомендуемые методики, модели и алгоритмы также могут найти применение.

Публикации в изданиях из списка ВАК:

1. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф., Лебедева Л.М. Актуальные проблемы надёжности электроэнергетики. // Автоматика и телемеханика, 2010, - №7, -с. 173-179.

2. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф. Оценка надежности звеньев основной

структуры электроэнергетических систем. // Проблемы анализа риска. Том 7, 2010,-№3,-с. 34-40.

3. Крупенёв Д.С. Оценка и синтез сетевой надёжности электроэнергетической системы. // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики, 2010,-№9-10,-с. 29-41.

Публикации в других изданиях:

4. Крупенёв Д.С. Задача обеспечения сетевой надёжности как важнейшей составляющей системной надёжности электроэнергетической системы. // Тр. молод, учен. ИСЭМ СО РАН. Вып. 38. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008, -с. 60-70.

5. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф. Применение декомпозиции системной надёжности к системам с различными параметрами. II Сборник докладов III международной научно-практической конференции. Т. 2. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008,-с. 55-61.

6. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф. Декомпозиция системной надёжности по основным технологическим звеньям. // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Вып. 59. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009,-с. 153-162.

7. Крупенёв Д.С. Оценка надёжности электроэнергетической системы в современных условиях. // Тр. молод, учен. ИСЭМ СО РАН, Вып. 39. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009, - с. 51-60.

8. Krupeniov D.S. Consideration for reliability in liberalized electric power systems. iyce2009. II International Youth Conference on Energetic, Budapest, Preceding, CD ROM.

9. Krupeniov D.S., Kovalev G.F., Lebedeva L.M. Topical problems of electric power industry reliability. MMR 2009 - Mathematical methods in reliability (MMR 2009). VI International Conference: Extended Abstracts. Moscow, 22-29 June, 2009. - M.: PFUR, 2009. - pp. 464-465.

10. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф., Лебедева JI.M. Исследование сетевой надёжности электроэнергетических систем. // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Вып. 60. - СПб.: «Северная звезда», 2010,-с. 60-69.

11. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф., Лебедева Л.М Ключевые аспекты нормирования системной надёжности ЭЭС (мировой и отечественный опыт). // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Вып. 60,- СПб: «Северная звезда», 2010, - с. 36-51.

12. Krupeniov D.S., Kovalev G.F., Lebedeva L.M. Modern problems of electric power systems reliability. // Эл.журнал «Automation and Remote Control», 2010, №7, -pp. 1436-1441.

Заказ № 10 тираж 100 экз. Отпечатано в ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОЦЕНКИ НАДЁЖНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗВЕНЬЕВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ:.;.:. М

1.1. Обзор существующего состояния в области методов и моделей; оценки надёжности звеньев* «основной структуры» электроэнергетической системы. . Г.

Г.1.1. Методышценки надёжности.

Г. 1.2. Оценка- надёжности технологических звеньев основной? структурыээс.;.

Г. 1.3; Оценка-надёжности основнойхтруктуры ЭЭО'.

1.2. Задачи обеспечения балансовой; составляющей системной надёжности ЭЭС.

1.2. Г. Вклад генерирующего и сетевого звеньев, в балансовую составляющую системной надёжности.

1.2.2. Идентификация «узких» по надёжности мест ЭЭС.

1.2.3. Способы повышения надёжности звена генерации и сетевого звена'и учёт этих способов в моделях для оценки балансовой составляющей системной надёжности.—

1.2.4. Общие положения: синтеза системной надёжности и надёжности звеньев основной структуры ЭЭС.

1.3. Нормирование системной надежности.

1.3.1. Общая характеристика проблемы.;.

1.3.2. Отечественная;и мировая практика нормирования системной надёжности. Количественные характеристики.

1.4. Экономическая эффективность мероприятий повышения надёжности звеньев основной структуры ЭЭС.

1.4.1. Специфика оценки эффективности мероприятий повышения надёжности сетевого звена.

1.4.2. Оценка экономической эффективности повышения надёжности звеньев ЭЭС.

115. Выводы по главе 1.

ГЛАВА 2. ОЦЕНКА И ГАРМОНИЗАЦИЯ НАДЁЖНОСТИ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗВЕНЬЕВ НА ОСНОВЕ ДЕКОМПОЗИЦИИ СИСТЕМНОЙ НАДЁЖНОСТИ ЭЭС. СИНТЕЗ ТРЕБУЕМОЙ СИСТЕМНОЙ НАДЁЖНОСТИ НА ОСНОВЕ ГАРМОНИЗАЦИИ НАДЁЖНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО И СЕТЕВОГО ЗВЕНЬЕВ lili Основные понятиями определения, используемые в работе.

2.2. Декомпозиция; системной надёжности (оценка« вклада генерирующего и сетевого звеньев в системную надёжность ЭЭС.

2.3. Анализ» взаимосвязи и гармонизация, показателей надёжности генерирующего-и сетевого звеньев ЭЭС. Обеспечение системной надёжности ЭЭС.

2.4. Синтез сетевой надёжности ЭЭС.

2.5. Технико-экономическое обоснование эффективности мероприятий,повышения надёжности.

2.6. Характеристика предлагаемой методики в свете концепции инновационного развития электроэнергетики.

2.7. Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПРЕДЛАГАЕМЫХ ПОДХОДОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ НАДЁЖНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗВЕНЬЕВ ОСНОВНОЙ СТРУКТУРЫ И СИНТЕЗА СИСТЕМНОЙ НАДЁЖНОСТИ ЭЭС.

3.1. Характеристика модели для оценки работоспособности предло-женнойметодики.

3.2. Проверка методики на тестовых схемах ЭЭС.

3.2.1. Декомпозиция системной надёжности 7-ми узловой ЭЭС.

3.2.2. Декомпозиция системной надёжности и анализ межсистемных связей ЕЭС, представленной шестью ОЭС.

3.3. Проверка предлагаемой методики на реальных схемах ЕЭС России.

3.3.1. Применение предлагаемой методики на 63-х узловой схеме ЕЭС России на уровне 2009 г.

3.3.2. Применение предлагаемой методики на 63-х узловой схеме ЕЭС России на уровне 2016 г.

3.4. Выводы по главе 3.

Надёжное снабжение электроэнергией является важнейшей составляющей жизнеобеспечения * современной среды обитания людей, эффективного функционирования общественного производства. Крупные перебои^ в электроснабжении по масштабам ущерба-могут быть причислены к наиболее опасным-видам* бедствий; наносящим, удар по национальной экономике и благополучию людей. Поэтому обеспечение надёжности' электроснабжения потребителей требует повышенного внимания- при любой форме экономических отношений в обществе.

Проблема надёжности в электроэнергетике возникла вместе1 с появлением самой электроэнергетики как отрасли народного хозяйства. Если проследить развитие теории и практики надёжности электроэнергетики за многие десятилетия, то можно обнаружить, что - возникшие на - заре становления, рассматриваемой отрасли задачи надёжности продолжают оставаться актуальными до сих пор и можно уверенно предполагать, что будут актуальными еще долгое время. Здесь имеются в виду такие задачи, как повышение надёжности энергооборудования посредством применения новых технологий и более долговечных и прочных материалов, создание высоконадёжных электроэнергетических систем посредством технико-экономической оптимизации их структуры и уровней резервирования, обеспечение надёжного снабжения электростанций первичными (возобновляемыми и, особенно, невозобновляемыми) энергоресурсами; обеспечение безопасного, безотказного, обладающего высокой живучестью электроснабжения потребителей.

Проблеме надёжности в электроэнергетике, начиная с 30-х годов двадцатого века уделялось и уделяется большое внимание как в нашей стране, так и за её пределами. Значительный вклад в решении данной проблемы внесли следующие исследователи: Г.М. Кржижановский, И.М. 'Маркович, М.Н. Розанов, Ю.Н. Руденко, Н.И. Воропай, Ю.Б. Гук, И.А. Ушаков, В.Г. Китушин, Ю.Н. Кучеров, Ю.Я Чукреев, H.A. Манов, Г.А. Волков, В.А. Непомнящий, В.П. Обоска-лов, Б.В. Папков, Ю.А. Фокин, В.И. Эдельман, за рубежом М.А. Короткевич; Р. Аллан, Р. Биллинтон, В. Ниту, Дж. Эндрени и др.

Надёжность ЭЭС — это комплексное свойство ЭЭС выполнять функции по производству, передаче, распределению и электроснабжению потребителей электрической энергией в-требуемом количестве и нормированного качества путём технологического взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей. Комплексность свойства состоит во включении ряда единичных свойств, таких как безотказность, восстанавливаемость, долговечность, сохраняемость, устойчивоспособность, живучесть, управляемость [1].

Существует два аспекта надёжности ЭЭС: системная надёжность и надёжность электроснабжения потребителя [2-4]. Надёжность электроснабжения потребителя - это способность ЭЭС обеспечивать поставку заявленной« потребителем в соответствии с договором электроснабжения электрической энергии (мощности) при выполнении потребителем всех договорных технических (условий присоединения к сети и торговой системе) и коммерческих (оплата) обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договорными отношениями с потребителем технических условий поставки в отношении качественных и количественных показателей надёжности и качества поставляемой электроэнергии. Надёжность электроснабжения потребителя в значительной степени определяется уровнем системной надёжности, но в то же время зависит от ряда специфических особенностей распределительной системы. Системная надёжность — это надёжность ЭЭС как сложного технического объекта. Фактически, системная надёжность есть надёжность основной структуры ЭЭС, которая включает в себя генерирующие установки ЭЭС и основную, системообразующую сеть, заканчивающуюся узловыми потребителями локальной питающей сети. Системная надёжность подразделяется на балансовую и режимную надёжность. В данной работе рассматривается только балансовая надёжность, а именно - способность ЭЭС обеспечивать, совокупную'потребность в электрической энергии и мощности потребителей с учётом ограничений в виде плановых и неплановых отключений элементов;ЭЭС, ограничений на поставку первичных энергоресурсов (далее по тексту под системной.-надёжностью понимается* её балансовая, составляющая). Представляется; что без обеспечения балансовой! надёжности, обеспечение режимной »надёжности становится'бессмысленным. Балансовая, надёжность включает два единичных свойства: безотказности восстанавливаемость. В [3] говорится; что в. новых рыночных условиях необходимо выделение вышеприведенных аспектов: надёжности электроснабжения-потребителя1 и< системной надёжности. Очевидно, что далеко не-всегда высокая* системная- надёжность обеспечивает равнозначную степень надёжности электроснабжения- конечного потребителя: Именно запросы конечных потребителей должны быть, положены в основу требований к надёжности электроснабжения и системной надёжности- как в части1 продукции, так и в части услуг.

На протяжении последних двадцати лет в мире активно-обсуждается проблема обеспечения надёжности в электроэнергетике в связи с переводом её функционирования и развития в условия < либерализованного рынка электроэнергии и мощности. И хотя до реализации декларируемых преимуществ этого рынка, как показывает практика, ещё очень далеко, негативные черты перехода уже проявились со всей очевидностью. И главное место среди них занимает проблема снижения надёжности, чем. и вызвано её широкое и всестороннее обсуждение. Конкуренция на рынке электроэнергии (мощности) ведёт к снижению генерирующих мощностей и пропускных способностей связей. Кроме того, специфика электроэнергетики делает инвестирование в неё рискованным и непривлекательным из-за неопределённости электропотребления в перспективе и длительности реализации проектов развития ЭЭС (от 3-5 до 15—20 лет). Это может усугубить проблему снижения надёжности электроснабжения в отдалённой перспективе.

Как отмечается* в принятой РАО «ЕЭС России» в 2004 г. «Концепции обеспечения надёжности в электроэнергетике» [3] и разрабатываемой в настоящее время (2010 г.) её новой версии (автор является одним из разработчиков), среди множества задач обеспечения- надёжности важной является задача оценки вклада в - системную надёжность каждого из технологических звеньев ЭЭС: обеспечения электростанций первичными энергоресурсами, генерирования мощности, транспорта электроэнергии и её1 распределения по потребителям. Решение этой задачи даёт возможность определить «узкие» места в цепочке технологических звеньев ЭЭС и провести синтез системной надёжности путем гармонизации уровней надёжности исследуемых звеньев.

Таким образом, задачу декомпозиции и синтеза системной надёжности ЭЭС, чему посвящается данная работа, с большим основанием следует считать весьма« актуальной наг данном этапе, поскольку её удовлетворительное решение пока не найдено. Для решения поставленной задачи были разработаны: методика-декомпозиции системной надёжности, определения математического ожидания недоотпусков электроэнергии потребителей из-за ненадёжных связей ЭЭС, гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС. Поставлена и решена задача синтеза, сетевой надёжности ЭЭС. В работе впервые использован^ ряд актуальных понятий и даны их определения.

Представленные в работе результаты не противоречат концепции инновационной электроэнергетики «Smart Grid», активно развиваемой в западных странах, а также в России.

Цель исследования:

- разработка методики декомпозиции и синтеза системной надёжности электроэнергетической системы при планировании её развития на перспективу.

Задачи исследования:

- разработка методики декомпозиции системной надёжности (ДСН) ЭЭС;

- разработка методики определения м.о. недоотпусков электроэнергии в результате ненадёжной работы связей ЭЭС;

- разработка методики гармонизации надёжности звеньев основной- структуры ЭЭС;

- решение задачи-синтеза сетевой надёжности в рамках гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС;

- проверка1 работоспособности методики декомпозиции- и синтеза системной надёжности на тестовых и реальных схемах ЭЭС;

- рекомендации- по оптимальному развитию основной сети ЕЭС России (на примере предложенной схемы) с учётом фактора надёжности.

Методы выполнения исследований.

При исследовании-применялись методы комплексного подхода к решению системных задач, теория надёжности технических систем и ЭЭС, методы вероятностного анализа надёжности, методы оптимизации, новые информационные технологии.

Объектом исследования является электроэнергетическая система. При этом основное внимание уделяется сетевому звену ЭЭС.

Предметом* исследования является свойство надёжности современных, больших, сложных ЭЭС, работающих в условиях либерализованного рынка.

Научная новизна выполненных исследований заключается в следующем:

1. Предложена методика декомпозиции системной надёжности на надёжность звена генерации и надёжность сетевого звена ЭЭС.

2. Сформулирована методика анализа взаимосвязи уровней (гармонизации) надёжности генерирующего и сетевого звеньев ЭЭС.

3. Разработана методика определения м.о. недоотпусков электроэнергии потребителям по причине недостаточной надёжности связей ЭЭС.

4. Предложено технико-экономическое обоснование решений, принимаемых с целью повышения сетевой надёжности ЭЭС.

Положения, выносимые на защиту.

- Основные положения методики декомпозиции системной надёжности на надёжность генерирующего и сетевого звеньев, определения м.о. недоотпусков электроэнергии потребителям по причине: недостаточной, надёжности связей ЭЭС, гармонизации уровней надёжности генерирующего и сетевого звеньев ээс.

- Результаты анализа и предложения по перспективе развития основной сети (ЕНЭС) России на основе предлагаемой методики.

Практическая? ценность. Результаты выполненных исследований' целесообразно использовать при оценке надёжности существующей* и формирования перспективной? структуры, ЭЭС. Использование результатов, работы, будет, способствовать повышению качества и достоверности принимаемых решений; по развитию ЭЭС, а также по - распределению^ ответственности и« обязанностей субъектов: рынка энергии, за надёжность. В условиях, рынка электроэнергии (мощности)' выполненные: исследования окажут помощь в, выявлении? «узких» мест вхистеме и обоснованиюшероприятийшо обеспечению необходимой системной надёжности.

Во введении обоснована, актуальность темы, диссертации, сформулированы цели и основные задачи, обозначен объект и предмет исследования; изложег ны научная новизна и практическая, ценность работы, основные положения и результаты.исследования- выносимые на защиту.

В первой^главе рассмотрена общая характеристика проблемы обеспечения надёжности звеньев ЭЭС. В частности произведён обзор существующего состояния в области методов и моделей' оценки; надёжности звеньев «основной* структуры» ЭЭС; обозначены «традиционные» проблемы оценки и обеспечения надёжности звеньев ЭЭС; представлен обзор практики нормирования системной надёжности в России и за рубежом; рассмотрены экономические аспекты повышения надёжности звеньев ЭЭС. В конце главы сформулированы основные выводы по представленному материалу.

Во второй главе даны новые понятия и их определения-и уточнёны определения имеющиеся' понятий, используемые в работе; представлена методика декомпозиции балансовой составляющей системной надёжности по отдельным технологическим звеньям; сравнительного анализа надёжности генерирующего-и сетевого звеньев; определения м.о. недоотпусков электроэнергии потребителям- по причине недостаточной- надёжности, связей ЭЭС; синтез требуемой балансовой составляющей, системной надёжности на базе гармонизации надёжности звеньев основной структуры ЭЭС. Показано,1 что результаты работы не противоречат основным задачам Концепции развития интеллектуальной* ЭЭС. В конце главы сформулированы,выводы по изложенному материалу.

В третьей главе дана краткая-характеристика ПВК ЯНТАРЬ,, разработанного- в, ИСЭМ, СО- РАН, представлены примеры практического применения предлагаемых методик на тестовых и реальных схемах с помощью ПВК ЯНТАРЬ. Проведена декомпозиция системной надёжности ЕЭС России на уровне 2009 г. и 2016 г. и даются предложения по синтезу сетевой надёжности. Результаты подтвердили работоспособность предлагаемых методик. В конце сформулированы выводы по главе.

В заключении сформулированы, основные научные и методические результаты данной работы.

В' приложениях приведены- исходные данные и результаты расчётов надёжности основной-структуры ЕЭС России на уровне 2009 г. и 2016 г.

Апробация работы; Положения диссертации неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах, совещаниях и конференциях различного уровня как отечественных, так и зарубежных, в том числе и, прежде всего, на Международном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Иркутск, 2008 г.; Санкт-Петербург, 2009 г., Ялта, 2010 г.), а также на:

- III международной научно-технической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», (Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008 г.),

- международной молодёжной конференции по энергетике «International Youth Conference on Energetics» (Будапешт, июнь 2009 г.),

- VI международной конференции «Математические методы в надёжности» (Москва, июнь 2009 г.),

- молодёжной конференции «Системные исследования в энергетике» (Иркутск, 2008, 2009, 2010 гг.).

Публикации. Содержащиеся в диссертации положения опубликованы в 12 работах, в том числе 3 из них в журналах, рекомендованных ВАК.

3.4. Выводы по главе 3

1. На современном этапе развития российской электроэнергетики необходима глубокая детализация схем ЭЭС с целью адекватного отражения работоспособности генерирующих установок и всех системообразующих связей в ЭЭС.

2. Произведена проверка предлагаемых методик на тестовых и реальных схемах, результаты подтвердили работоспособность предлагаемых подходов.

3. Исследование системной надёжности ЕЭС России на уровне 2016 г. показало, что надёжность генерирующего звена ЕЭС России находится на достаточно высоком уровне для достижения рекомендованного норматив вероятности безотказной работы, равного 0,999. Обеспечения достаточной системной надёжности в узлах, где показатели системной надёжности приняли значение, не удовлетворяющее нормативу, возможно посредством «усиления» сетевого звена. 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Последние изменения в управлении электроэнергетической отраслью России напрямую затронули проблемы обеспечения надёжности ЕЭС и электроснабжения в .целом. Введение конкурентных отношений в электроэнергети- . ке повышают значимость данных проблем. Разделение .единого технологического процесса производства, преобразования; передачи, распределения и потребления электроэнергии по видам деятельности и отношениям собственности; наряду с ростом> нагрузки и старением, оборудования увеличивают технологические риски в электроэнергетике, что требует принятий соответствующих действий.

2. На сегодняшний день при исследовании- системной- надёжности необходимо проводить её декомпозицию, т.е. оценку звеньев, основной структуры ЭЭС (генерирующего'И< сетевого) по отдельности. Декомпозиция* системной надёжности позволяет определить уровень надёжности каждого звена системы и степень ответственности субъектов рынка.

3. Оценка сетевой надёжности является важным аспектом функционирования и планирования развития сети. Определение сетевой надёжности позволило провести синтез надёжности сети с учётом выбранного норматива системной надёжности и надёжности генерирующего звена. При повышении- надёжности сетевого звена важна оценка экономической эффективности, т.к. сооружение и реконструкция ЛЭП - капиталоёмкий проект с большой долей риска. Трудность в оценке эффективности вызвана тем, что ЛЭП, зачастую дают не какой-то конкретный эффект выдачи мощности, а системный, который трудно определить, не выполняя расчётов надёжности больших сложных систем.

4. В представленной работе автором даны определения новых понятий и уточнение старых в области надёжности ЭЭС. Для оценки надёжности технологических звеньев основной структуры ЭЭС разработана методика декомпозиции. Использование данной методики позволяет определить уровни надёжности звена генерации и сетевого звена относительно системной* надёжность, что, в свою очередь, обеспечивает более наглядное отражение процессов, происходящих в системе с позиций надёжности, по сравнению с подходами, применяемыми ранее. Произведён анализ основных.показателей системной, надежности с адаптацией для* предложенной методики. Разработана методика анализа надёжности связей ЭЭС, которая позволяет определить м.о. недоотпуска электроэнергии потребителям в результате ненадёжной работы (аварийности; малой пропускной способности) конкретной связи.

5. Гармонизация (согласование) надёжности звеньев основной-структуры ЭЭС является действенным методом для1 синтеза системной надёжности ЭЭС. В рамках данной работы рассмотрены и проанализированы экономические характеристики сооружения объектов «генерирующего и сетевого звеньев:

6. На современном этапе развития Российской электроэнергетики необходима глубокая детализация схем» ЭЭС с целью-адекватного учёта конфигурации и параметров системообразующей сети. В данной'работе показана-возможность такой» детализации на базе имеющейся модели оценки надёжности больших ЭЭС.

7. В практической части диссертации произведена проверка предлагаемой методики на тестовых и реальных схемах. Полученные результаты подтвердили её работоспособность. В частности, произведены исследования системной надёжности ЕЭС России на уровне 2016 г. Результаты показали, что надёжность генерирующего звена ЕЭС России находится на достаточно высоком уровне относительно рекомендованного норматива: вероятности безотказной работы, равной 0,999. Повышение надёжности в узлах, где показатели системной надёжности приняли значение, не удовлетворяющее нормативу, целесообразно посредством «усиления» надёжности сетевого звена. Был произведён синтез сетевой надёжности и получены дополнительные пропускные способности связей, при добавлении которых показатели системной надёжности приняли значения, удовлетворяющие нормативу.

8. Таким образом, разработанная методика подтвердила свою работоспособность. Получены результаты, дающие возможность декомпозиции и на её основе гармонизации составляющих системной надёжности. Методика может использоваться в практике планирования и проектирования развития ЭЭС. Целесообразно также применение в учебном процессе ВУЗов, готовящих инженеров-электриков. В рамках широко развиваемых инновационных преобразований в электроэнергетике рекомендуемая методика, модели и алгоритмы также могут найти применение.

1. Надёжность систем энергетики (Сборник рекомендуемых терминов). / Под ред. Н.И. Воропая. М.: ИАЦ «Энергия», 2007. - 192 с.

2. Федеральный Закон от 26.03.03 № 35-Ф3 «Об электроэнергетике».

3. Концепция обеспечения надёжности в электроэнергетике. М.: РАО «ЕЭС России», 2004. - 48 с.

4. Раппопорт А.Н., Кучеров Ю.Н. Актуальные задачи обеспечения надёжности электросетевого комплекса при развитии рыночных отношений в электроэнергетике. // Энергетик. 2004. - № 10. — С. 2-6.

5. Беляев Л.С., .Худяков В.В. Зарубежный опыт реформирования рынков электроэнергии. // Энергохозяйство за рубежом. — 2008. № 4. - С. 23-39.

6. Joskow P.L. The difficult transition to competitive electricity market in the U.S. // Proc. Of the Conference «Electricity Deregulation: Where from Here?». Texas.: A&M University. April 4. - 2003.

7. Woo C.K., Lloyd D., Tishler A. Electricity market reform failures: UK, Norway, Alberta and California. // Energy Policy. 2003, - V. 31. - P. 1103-1115• 8. Розанов M. H. Надёжность электроэнергетических систем. M.: Энерго-атомиздат, 1984. - 200 с.

8. Постановление Правительства Российской Федерации от 26.01.06 №41. «О критериях отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети».

9. Ковалёв Г. Ф., Лебедева Л. М. Модель оценки надёжности электроэнергетических систем при долгосрочном планировании их работы. // Электричество. 2000. - №. 11. - С. 17-24.

10. Дикин И. И., Зоркальцев В. И. Итеративное решение задач математического программирования (алгоритмы метода внутренних точек). — Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1980. 144 с.

11. Форд Л.Р., Фалкерсон Д.Р. Потоки в сетях. Пер. с англ. М. : «Мир», 1966 - 276 с.

12. Модели и методы оценки и оптимизации надёжности ЭЭС в свете современных требований // Ковалёв'Г. Ф. / В- кн: Надёжность систем энергетики: Методические ^практические задачи: Сб. лекций;./ Отв. ред. Н. И." Воропай. -Новосибирск: Наука, 2005. 290 с.

13. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло. М. : Наука, 1973. -430 с.

14. Эндрени Дж. Моделирование при расчётах надёжности в электроэнергетических системах: Пер. с англ. / Под ред. Ю:Н. Руденко. М. :Энергоатом-издат, 1983. - 336 с.

15. Розанов М.Н., Пацева Т.В. Надежность обеспечения энергоресурсами и планирование выработки электроэнергии гидроэлектростанциями. // Изв. АН СССР, Энергетика и транспорт. 1985. - № 1. - С. 5-9.

16. Дзюбина Т.В., Розанов М.Н. Стратегия формирования и управления многолетними запасами энергоресурсов // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Вып. 36. — Иркутск: СЭИ СО РАН. 1990.-С. 40-51,

17. Надежность топливоснабжения электростанций. Методы и модели исследований. / Некрасов A.C., Великанов М.А., Горюнов П.В. и др. М.: Наука,1990.- 198 с.

18. Светлов П. Новая идеология ремонтной кампании. // Энергетика ДВ. -2010 г.-№2-3.-С. 15-18.

19. Резервы мощности в электроэнергетических системах стран членов СЭВ! Методы исследования. / Руденко Ю.Н., Розанов М.Н., Ковалёв Г.Ф. и др. -Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1988. - 150 с.

20. Надёжность систем энергетики. / Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. 2-е изд., перераб. и доп. - Новосибирск: Наука. Сиб. Отд-ние, 1989. - 328 с.

21. Надёжность электроэнергетических систем. Справочник. / Под ред. М.Н. Розанова. М.:,Энергоатомиздат, 2000. - 568 с.

22. Смит С.А. Резерв мощности, обусловленный вероятностью отказа. // Электрический-мир. 1934. -№ 10. - С. 222-225.

23. R. Anelli, L. Marzio, В. De Martino, L. Vergelli. Evaluation of medium-term reliability/ of the ENEL generation and transmission system. // Proc. CIGRE-IPAC symposium. Florence. - 1983.

24. Китушин В.Г., Сидельников Г.Ф. Математическая модель и программа расчёта надёжности на ЦВМ основной сети ЭЭС. // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Вып. 8. Иркутск, СЭИ СО РАН.- 1975.-С. 164-171.

25. Непомнящий В.А. Учёт надёжности при проектировании энергосистем. М. : Энергия, 1978. - 200 с.

26. Розанов М.Н. Эксплуатационная оценка надёжности основных сетей электроэнергетической системы. М. : ВИПКэнерго, 1979. — 25 с.

27. Фёдоров Ю.Г. Применение метода статистического моделирования в задачах оценки надёжности сетевого звена ЭЭС. // Сборник докладов III международной научно-практической конференции. Т. 2. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008. — С. 143-149.

28. Т.А. Sharaf, G.J. Berg A computerized technique for reliability evaluation in power system transmission planning. // Electric Power Systems Research, 1982. №1. З.-р. 245-252.

29. Дж. Каради Современные методы расчёта надёжности электрических сетей Перевод с венгерского. // Электротехника, 1966 г., № 1, С. 60-70.

30. К. Хитёнена Расчёты надёжности электрических сетей и систем. Перевод с фин. // «Sanko-Electricity in Finland», 1970. № 9. - С. 219-223.34. 3. Земерэй Расчёт надёжности электрических сетей. Перевод с нем. // Energietechnik, 1969.— №3.

31. Casazza J.A., Mallard S.A. Generation and Transmission Reliability Доклад № 32-11 на сессии СИГРЕ 1970 г. Перевод Лисеева М.С. в кн.: Режимы работы энергетических систем. Под ред. В.А. Веникова. М., Энергия, 1972. С. 85-95.

32. Dodu, A.Merlin Recent improvement of the Mexico model for probabilistic planning studies. // IPC Business Press Electrical Power & Energy Systems, 1979.1. p. 147-153.

33. Composite power system reliability analysis application to the New Brunswick Power Corporation System. The draft report of the CIGRE Symposium on Electric Power System Reliability, Sept., 16-18, 1991, Montreal, Canada.

34. O. Bertoldi, S. Scalcino, L. Salvaderi. Adequacy evaluation: an Application of ENEL's SICRET program to new Brunswick Power System. CIGRE Simposium «Electric Power System Reliability», Montreal, 1991, WG 38.03/01.

35. L.Salvaderi, R.Bilinton. A comparison between two fundamentally different approaches to composite system reliability. IEEE Trans. Pas. Vol. 104, December, 1985.

36. Methodologies and Tools for Electric Power System Reliability Assessment on HL I and HL II Levels, J. Paska Institute of Electrical Power Engineering Warsaw- University of Technology Warsaw, POLAND, 9th international conference Electrical

37. Power Quality and Utilization, Barcelona, 9-11 October, 2007

38. A.M. Leite da Silva, J.C.O. Mello Improvements in composite generation and transmission reliability evaluation CIGRE Simposium «Electric Power System Reliability», Montreal, 1991, WG 38.03/01.

39. Чукреев Ю.Я;, Манов H.A., Слободяк Ю.В. Исследование надёжности при управлении развитием многоузловых электроэнергетических систем. // «Новые научные методики», 1987. — № 24. 27 с.

40. Колосок Г.В., Дикин И.И., Иванов В.В. Развитие процедур вероятностного моделирования при анализе надёжности сложных ЭЭС. Тезисы доклада. 9-я Всесоюзная научная конференция «Моделирование электроэнергетических систем». Рига, 1987. - С. 344-345.

41. Чукреев Ю.Я. Влияние основных технологических звеньев и нормативанадёжности на показатели и средства обеспечения балансовой надёжности ЭЭС. // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики, г. Ялта, 2010 г.

42. Овсейчук В.А., Непомнящий В.А, Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей при планировании развития электросетевой компании. Научный отчёт, Москва, ЗАО ПФ компания «СКАФ», 2010. 74 с.

43. Канторович Л.В., Горстко А.Б. Оптимальные решения в экономике. — М.: Наука, 1972.-231 с.

44. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. -351 с.

45. Волков Г.А. Определение оптимального резерва генерирующей мощности при проектировании развития энергосистем. // Электричество, 1963. № 6. С. 37-42.

46. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. Л.: Энергосетьпроект, 2003. - 22 с.

47. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Методы исследований. Новосибирск: Наука, СО, 1974.-263 с.

48. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф., Лебедева Л.М Актуальные проблемы надёжности электроэнергетики. // «Автоматика и телемеханика», 2010, № 7. - с. 173-179.

49. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф. Оценка надежности звеньев основной структуры электроэнергетических систем. // Проблемы анализа риска. Том 7, 2010.- №3.- с. 34-40.

50. Крупенёв Д.С. Оценка и синтез сетевой надёжности электроэнергетической системы. // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ, 2010.-№9-10.

51. Надежность систем энергетики и их оборудования / Под ред. Ю.Н. Руденко: В 4-х т. М.: Энергоатомиздат, 1994. Т. 1. Справочник по общим моделяманализа и синтеза надежности систем энергетики. 480 с.

52. Справочник; по< проектированию электроэнергетических систем. / Иод ред. С.С. Рокотяна и И.М; Шапиро:,- М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

53. Волькёнау Н.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л;Д:. Экономика формирования электроэнергетических систем. -М.: Энергия; 1981. 320 с.

54. Кучеров Ю.Н. Надёжность и эффективность функционирования больт ших транспортных ЭЭС. Методы анализа: Европейское измерение; Ю:Н. Кучеров, О.М. Кучерова, Ю.Н. Руденко. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1996. - 380 с.

55. Кучеров Ю.Н., Розанов М.Н. Принципы .формирования и исследования основной электрической сети Единой электроэнергетической системы СССР: //

56. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1989. №1, С.30-37.

57. Болотов В.В. Вопросы теории и методы проектирования энергетических систем / Болотов В.В., Артюгина И.М., Бурцева Г.Е., Долгов П.П., Л.: Изд. «Наука», Ленингр. отд., 1970. -274 с.

58. Эдельман В.И. Надежность технических систем: экономическая оценка. ~М.: Экономика, 1989.- 151,с.

59. Эдельман В. И. Проблемы управления надежностью в электроэнергетике // Академия энергетики, 2008. — № 2.

60. Эдельман В. И. Методика« оценки ущерба потребителей энергии при нарушении электроснабжения // Академия энергетики. 2009. № 8.

61. Крупенёв Д.С. Задача обеспечения сетевой надёжности как важнейшей составляющей системной надёжности электроэнергетической системы. // Тр. молод, учен. ИСЭМ СО РАН, Выт 38. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008. -С. 60-70.

62. Крупенёв Д.С., Ковалёв Г.Ф. Применение декомпозиции системной надёжности к системам с различными параметрами. // Сборник докладов III международной научно-практической конференции. Т. 2. — Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008.-С. 55-61.

63. Крупенёв Д.С. Оценка надёжности электроэнергетической системы в современных условиях. // Тр. молод, учен. ИСЭМ СО РАН, Вып. 39. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009. - С.51-60.

64. Krupeniov D.S. Consideration for reliability in liberalized electric power systems. iyce2009 // International Youth Conference on Energetic, Budapest, proceeding, CD ROM.

65. Укрупнённые показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ. М.: ОАО РАО «ЕЭС России», 2007г. - 13 с.

66. Схема и программа развития Единой энергетической системы России до 2016 г // http: minenergo.gov.ru/documents/razrabotka/.