Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем

Чукреев, Михаил Юрьевич

Электростанции и электроэнергетические системы

автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем

кандидата технических наук: Чукреев, Михаил Юрьевич
город: Сыктывкар
год: 2009
специальность ВАК РФ: 05.14.02

Диссертация по энергетике на тему «Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем»

Автореферат диссертации по теме "Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем"

На правах рукописи

ЧУКРЕЕВ МИХАИЛ ЮРЬЕВИЧ

МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЛИБЕРАЛИЗОВАННЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Специальность 05.14.02 -Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Екатеринбург - 2009

003470788

Работа выполнена в Отделе энергетики Института социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра Уральского отделения Российской АН, г. Сыктывкар.

Научный руководитель:

кандидат технических наук, старшии

научный сотрудник

Манов Николай Алексеевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Обоскалов Владислав Петрович (г. Екатеринбург)

кандидат технических наук, доцент Шубин Николай Генрихович (г. Екатеринбург)

Ведущая организация: ОАО «Институт Энергосетьпроект»

(г. Москва)

Защита состоится 24 июня 2009 г. в 14 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.285.03 при ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ имени первого президента России Б.Н.Ельцина» по адресу 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19; ауд. Э-406.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря диссертационного совета Д 212.285.03 по адресу: ул. Мира, 19, УГТУ-УПИ, 620002, г. Екатеринбург. Факс (343) 359-16-15, E-mail: ben@daes.ustu.ru или rus_mic@list.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ имени первого президента России Б.Н.Ельцина».

Автореферат разослан «_» мая 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.285.03, доктор технических наук

Зюзев A.M.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Изменение форм собственности в России, начатое в 1992 г., повлекло за собой и изменение взаимоотношений в цепочке производство -передача и распределение - потребление электроэнергии. Опыт реформирования электроэнергетики в разных странах показывает, что введение механизмов конкуренции, повышая эффективность работы, может негативно сказаться на надежности энергоснабжения потребителей. Необходимость совершенствования методического и программного обеспечения, направленного на решение задачи обоснования уровней резервирования в операционных зонах объединенных диспетчерских управлений (03 ОДУ) и требований к пропускной способности системообразующих связей (ГТССС) между ними в рыночных условиях очевидна. Этому способствует и принятие Федерального закона от 4 ноября 2007 г. № 250, важной особенностью которого является повышение роли системного оператора (СО) ЕЭС в обеспечении надежности электроснабжения, причем не только при управлении функционированием, что сегодня уже нашло отражение и в методиках и в программном обеспечении и в расчетных схемах, но и, что очень важно, - при управлении развитием ЕЭС России.

Введенное в упомянутом законе понятия зоны свободного перетока мощности (ЗСГТМ) по своей сущности соответствует понятию концентрированной ЭЭС. Представленные статьи закона достаточно строго определяют наличие множества ЗСПМ в ЕЭС России. В законе также прописывается, что замена электроэнергии и мощности производимых на генерирующем оборудовании, расположенном в другой ЗСПМ, может быть осуществлена в пределах технических ограничений перетока мощности между этими зонами. В информационном аспекте эти положения требуют корректировки расчетных схем, предназначенных для оценки показателей надежности (ПН), разработанных в свое время для условий централизованного управления ЕЭС России. С введением ЗСПМ необходимо учитывать внутри каждой 03 ОДУ режимные ограничения, вызванные недостаточными ПССС в них.

Изменения в организационных формах управления электроэнергетикой России, вызванные рыночными принципами, должны быть учтены как в методических, так и в модельных разработках, направленных на оценку показателей надежности, а также в методических подходах к принятию решений по обеспечению надежности при управлении развитием ЭЭС. Ранее разработанные в России программно-вычислительные комплексы оценки балансовой надежности многозонных ЭЭС (ИСЭМ СО РАН -Г.Ф. Ковалев, ЭНИН - Г.А. Волков, УГТУ-УПИ - В.П. Обоскалов и др.) не учитывали рыночных отношений в электроэнергетике. Зарубежные разработчики (R. Billinton, R.N. Allan, W. Li и др.) также не в полной мере учитывают либерализацию электроэнергетики.

Диссертация непосредственно связана с выполнением работ по теме «Методы изучения и моделирование надежности функционирования региональных энергетических систем с учетом их производственно-экономической организации», гос.рег. №0120.0603398, выполняемой Институтом социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра УрО Российской АН в рамках исследований РАН 2.1.7. «Современная энергетическая политика и механизмы ее реализации. Управление энергетическими системами».

Цель работы состоит в разработке методических подходов, направленных на оценку показателей и обоснование средств обеспечения балансовой надежности объединений ЭЭС, с учетом рыночных отношений в электроэнергетике и их реализации в виде методик, алгоритмов и программных комплексов с апробацией на реальных схемах развития ЕЭС России.

На защиту выносятся следующие основные методические и прикладные результаты исследования:

1. Обоснование применения методов статистического моделирования для формирования случайных состояний объединенных ЭЭС, состоящих из ЗСПМ.

2. Математические модели распределения дефицита мощности в объединенных ЭЭС для условий рыночных отношений.

3. Методические подходы к обоснованию средств обеспечения надежности — резервов мощности ЗСПМ (ОЗ ОДУ) и требований к уровням ПССС в условиях либерализации электроэнергетики.

4. Реализация предлагаемых методических подходов и математических моделей в программно-вычислительных комплексах для персональных компьютеров.

Методология исследований, представленных в диссертационной работе, базируется на элементах теории системного анализа с использованием прикладной теории множеств и графов, теории вероятностей, теории моделирования и оптимизации, линейного и нелинейного программирования.

Проверка эффективности и точности предложенных методов и моделей основывалась на вычислительных экспериментах для различных тестовых и реальных схем объединений ЭЭС, в том числе и ЕЭС России.

Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что в ней применительно к условиям реформирования электроэнергетики России решена задача обоснования решений по обеспечению требуемого уровня надежности при управлении развитием многозонных ЭЭС, в том числе и ЕЭС России.

сертации теоретические положения, методические подходы и модели оценки показателей балансовой надежности позволяют выявить мероприятия, наиболее эффективно влияющие на надежность энергоснабжения, что особенно важно в условиях рыночных отношений в электроэнергетике, в том числе и с позиций обоснования инвестиций в развитие электрогенерирующих и сетевых объектов. Разработанный программный комплекс оценки ПН многозонных ЭЭС «Орион-М-ЗСПМ», прошел апробацию на реальных схемах развития ЕЭС России для временных уровней 2011, 2015 и 2020 годов в ОАО «Институт Энергосетьпроект», г. Москва.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные разделы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Февральские чтения профессорско-преподавательского состава Сыктывкарского лесного института» (г. Сыктывкар, 2006, 2007 и 2008 гг.); Х-й юбилейной научно-практической конференции «Исследования молодежи - экономике, производству, образованию» (г. Сыктывкар, 2006 г.); VII-й международной молодежно-научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г. Ухта, 2006 г.); международной конференции «Security and reliability of electric power systems» (Tallinn, Estonia, 2007 г.); международном научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Харьков, 2006 г., г. Вологда 2007 г., г. Иркутск, 2008 г.); 3-й Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (г. Екатеринбург, 2008 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе две в журналах Известия РАН. Энергетика и Известия Вузов. Проблемы энергетики, входящих в список рецензируемых журналов ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, приложения и списка литературы из 101 наименований. Общий объем включает 158 страниц текста, 32 рисунка, 12 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформированы основные направления исследования, дается краткое изложение содержания работы.

В первой главе «Анализ существующих методов и моделей оценки и обеспечения балансовой надежности сложных ЭЭС» приводится краткая характеристика проблемы и постановка задачи исследования. Основными факторами, позитивно влияющими на надежность многозонных ЭЭС в условиях функционирования и обеспечиваемых при управлении развитием, являются величины резервов генерирующей мощности отдельных зон и уровни ПССС. Неоднозначность определения этих показателей на перспективу обусловливается существенной неопределенностью информации, особенно по уровням и режимам электропотребления, стоимостным показате-

лям ввода резервных мощностей и усиления ПССС, ущербам от ненадежности и т.п. Упрощенный подход, связанный с назначением величины резервов мощности в 03 ОДУ или ЗСПМ, долями от прогнозируемых величин регулярных максимумов нагрузки, иногда применяемый при перспективном планировании, не отвечает эффективности выбора мер по обеспечению балансовой надежности. Последнее можно осуществить только с помощью специально разработанных вероятностных методик оценки ПН ЭЭС.

Основой определения потребностей в резервной мощности и ПССС при разработке перспективных балансов мощности является оценка показателей балансовой надежности для различных вариантов развития ЭЭС. На их количественные значения в основном влияют следующие факторы:

- структура генерирующих мощностей в 03 ОДУ и ЗСПМ по типам и мощностям агрегатов, статистические данные об их аварийности и нормам планового ремонта (текущего, среднего и капитального);

- значения снижения генерирующей мощности электростанций из-за технологических ограничений, в том числе «запертых» мощностей;

- регулярные максимумы нагрузок ОЗ ОДУ и ЗСПМ и соответствующие графики нагрузки в разрезе года и суток, нерегулярные колебания и ошибки прогнозирования нагрузки;

- пропускные способности системообразующих связей и аварийность линий электропередачи;

- балансовые перетоки мощности по системообразующим связям.

Независимо от механизмов управления электроэнергетической отраслью (централизованный, рыночный) методика решения задачи вероятностного определения ПН должна базироваться на формировании случайных состояний, вызванных аварийными выходами основного генерирующего и сетевого оборудования системы и оценки этих состояний с позиций возможного ограничения потребителей. Выполненный анализ существовавших в условиях централизованного управления отраслью мо-дельно-программных разработок оценки балансовой надежности многозонных ЭЭС, показал на ограниченность их применения в условиях либерализации электроэнергетических систем. Это обусловлено значительным увеличением информационной составляющей характеристик, влияющих на надежность и возросшей сложностью конфигурации ЭЭС, неустановленной регламентацией принципов распределения дефицитов мощности между зонами.

Во второй главе «Модели определения показателей балансовой надежности ЭЭС для условий рыночных отношений» главное внимание уделено вопросам формирования случайных состояний 03 ОДУ с учетом ЗСПМ, их оценки на предмет обеспечения бездефицитного электроснабжения потребителей в либерализованных многозонных ЭЭС и спектра формируемых показателей балансовой.

Формирование случайных состояний 03 ОДУ с учетом ЗСПМ. Увеличение числа субъектов при введении рыночных отношений приводит к необходимости увеличения в моделях оценки показателей балансовой надежности размерности решаемой задачи с 15-20 узлов (концентрированных ЭЭС) и 20-30 связей в существовавшей постановке задачи до 50-80 узлов и 80-120 связей при введении понятий ЗСПМ, входящих в 03 ОДУ ЕЭС России. Это, безусловно, отразится как на вопросах формирования вероятностных функций изменения мощностей 03 ОДУ и ЗСПМ, так и формирования методами статистического моделирования случайных состояний.

В ПВК «Орион», разработанном в Коми НЦ УрО РАН и применяемом в проектной практике в 80-90-х годах прошлого столетия формирование случайных детерминированных состояний для каждой ЭЭС (03 ОДУ), входящей в ЕЭС России осуществляется методами статистического моделирования. Для этого аналитическими методами строятся функции вероятностей снижения генерирующих мощностей с учетом ошибок прогноза регулярного максимума нагрузки крупных концентрированных ЭЭС, к коим относятся и 03 ОДУ, которые в большинстве своем подчиняются нормальному закону распределения вероятностей. Именно на этих функциях методами статистического моделирования производится формирование случайных детерминированных состояний мощностей. Применение такого принципа значительно сокращает по сравнению с принципом статистического моделирования на каждом отдельном генерирующем оборудовании, необходимое число рассматриваемых случайных состояний при достижении необходимой точности определения ПН.

Следует отметить, что число 03 ОДУ в условиях централизованного управления ЕЭС России было невелико (до 10) и изменение мощностей в них, из-за достаточно большого количественного состава оборудования, в основном подчинялось нормальному закону распределения. Поэтому предполагалось, что при применении методов статистического моделирования возникновение случайных состояний с ничтожно малой вероятностью в двух и более ЭЭС является крайне редким событием. Это неоднократно проверялось при тестировании тех или иных моделей оценки ПН.

Представление расчетной схемы ЕЭС России в виде ЗСПМ, входящих в 03 ОДУ, помимо увеличения размерности решаемой задачи, приводит к дроблению генерирующего оборудования по этим зонам. В этом случае распределение вероятностей снижения генерирующих мощностей для ЗСПМ, даже в совокупности с ошибками прогноза нагрузки в них, как правило, не подчиняется закону больших чисел и становится биноминальным. Применение статистического моделирования для формирования случайного состояния системы, в силу того, что число ЗСПМ велико (более 20), и изменение мощностей в них не подчиняется нормальному закону, требует своего обоснования. Такое обоснование было проведено на примере схемы развития ЕЭС

России до 2010 г. (рис. 1), включающей в себя шесть 03 ОДУ (Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири) с дроблением их на 41 ЗСПМ.

Рис. 1. Расчетная схема ЕЭС России при условном разбиении ее на ЗСПМ

В схеме шесть 03 ОДУ и 41 ЗСПМ: 1 - Архангельск; 2-Коми; 3-Кола; 4-Карелия; 5 - С-Петербург, Ленинградская обл.; 6 - Псков, Новгород; 7 - Вологда, Тверь; 8 - Москва, Московская обл.; 9-Ярославль; 10-Кострома, Владимир; 11-Тула, Калуга, Рязань; 12-Смоленск; 13 - Орел, Брянск; 14 - Курск; 15 - Липецк, Воронеж, Тамбов; 16 - Н.Новгород; 17-Чувашия, Мари-Эл; 18- Мордовия; 19- Ульяновск; 20-Саратов; 21 - Татарстан; 22 - Самара; 23 - Волгоград, Астрахань; 24 - Ростов, Ставрополь; 25 - Дагестан; 26 - Кубань; 27 - Оренбург; 28 - Башкирия; 29 - Удмуртия; 30 - Пермь; 31 - Екатеринбург, Свердловская обл.; 32 - Тюмень; 33 - Киров; 34 - Челябинск; 35 - Курган; 36 - Новосибирск, Омск; 37 - Томск; 38 - Красноярск; 39 - Иркутск, Бурятия, Чита; 40 - Алтай, Кузбасс; 41 - Хакассия, Тыва; 42 - Северный Казахстан.

Для этой схемы на рис. 2 приведены функции распределения вероятностей снижения генерирующей мощности для ЕЭС России в целом, вызванные аварийными выходами генерирующего оборудования, для трех случаев:

- их аналитического построения при рассмотрении ЕЭС России в виде одного концентрированного узла, включающего в себя все генерирующее оборудование, входящее в энергообъединение (кривая 1);

- их построения, при представлении ЕЭС России в виде многоузлового объединения с неограниченно большими уровнями ПССС между 03 ОДУ и ЗСПМ, посредством статистического моделирования, проведенного на функциях снижения генерирующих мощностей в них: а) отдельно для каждой из шести 03 ОДУ, примерно подчиняющихся нормальному закону вероятностей (кривая 2) и б) отдельно для каждой из 41 ЗСПМ, как правило, подчиняющихся биноминальному закону распределения вероятностей (кривая 3).

Очевидным является следующий факт. Перебор возможных случайных состояний генерирующих мощностей всех 03 ОДУ или ЗСПМ, входящих в ЕЭС России, приведет к получению результирующей функции вероятностей снижения генерирующей мощности для всей системы полностью совпадающей с таковой, при представлении ЕЭС России в виде одного концентрированного узла. Именно поэтому построенную аналитическими методами функцию снижения генерирующей мощности для ЕЭС России в целом можно считать эталонной функцией (на рис. 2 - кривая 1).

Использование методов статистического моделирования на функциях вероятностей снижения генерирующих мощностей, построенных для отдельных 03 ОДУ, при представлении ЕЭС России в виде многоузлового объединения с неограниченными уровнями ПССС между ними, приводит к незначительным погрешностям результирующей функции (на рис. 2 - кривая 2) по отношению к эталонной. При существующей и вполне обоснованной величине оперативного резерва мощности в ЕЭС России на уровне 7-8 % различия в возможных моделируемых значениях мощностей составляют от 50 до 150 МВт (выделенная часть на рис. 2). Это незначительно сказывается на показателях балансовой надежности ЕЭС России.

0,2 -

0,1 -0,050

0,5

1,0

Рис. 2 Функции вероятностей смещения генерирующей мощности

Применение методов статистического моделирования на функциях снижени генерирующей мощности ЗСПМ, входящих в 03 ОДУ приводит к значительном) расхождению результирующей функции (на рис. 2 - кривая 3) по отношению к эта лонной. Основные причины, приводящие к этому следующие. При увеличении числ. зон (ЗСПМ) в ЕЭС России растет вероятность того, что при использовании методо! статистического моделирования в двух и более зонах могут оказаться состояния ге нерирующей мощности с ничтожно малой вероятностью. Вторая причина состоит I том, что дробление ОЗ ОДУ на множество ЗСПМ приводит к дроблению количест венного состава генерирующего оборудования в них. Структура генерирующего обо рудования в ЗСПМ становится разнородной, а функции снижения генерирующе! мощности, вызванные их аварийными выходами, не подчиняются закону больши чисел. Применение методов статистического моделирования на таких функциях при водит к многократному учету одних и тех же случайных состояний генерирующи мощностей ЗСПМ. Погрешности, получаемые при моделировании случайных значе ний генерирующих мощностей по этой и эталонной функциям (выделенная часть н рис. 2) при тех же величинах оперативного резерва мощности составляют уже о 1250 (резерв ниже 7 %) до 1700 МВт (резерв выше 8 %). Это в значительной степей сказывается на показателях надежности схем развития ЕЭС России.

Анализ полученных результатов показывает, что использование методов стати стического моделирования для формирования случайных состояний генерирующе мощности в ЗСПМ сопряжено с внесением значительных погрешностей. Этого нель зя сказать о применении этих методов при формировании случайных состояний ге нерирующей мощности для ОЗ ОДУ. Этот факт подтверждается и тем, что разрабо танные до настоящего времени математические модели оценки ПН при рассмотрени в качестве узлов ЕЭС России 03 ОДУ, достаточно адекватно отражали реалии функ ционирования и развития ЕЭС России. Это обстоятельство необходимо учитыват при разработке математических моделей оценки ПН с учетом ЗСПМ, в том числе и позиций исключения из рассмотрения при статистическом моделировании случай ных состояний с ничтожно малой вероятностью существования.

В усовершенствованном ПВК «Орион-М-ЗСПМ» моделирование случайны состояний для к-х ЗСПМ осуществляется в два этапа (рис. 3). На первом аналитиче скими методами строятся функции вероятностей изменения мощностей, вызванны аварийностью генерирующего оборудования и ошибками прогноза нагрузки, дл всеху'-х 03 ОДУ (блок 2). Для этого производится суммирование всего однородног генерирующего оборудования к-х ЗСПМ, входящих в рассматриваемое у'-е ОЗ ОД (блок 1). На аналитически построенных функциях вероятностей снижения мощно стей у'-х 03 ОДУ методами статистического моделирования определяются детерми

нированные значения мощностей в них Рг03 оду (блок 3).

Рис. 3. Блок-схема алгоритма формирования случайных состояний при учете ЗСПМ

На втором этапе также методами статистического моделирования формируются случайные детерминированные состояния системы, но на вероятностных функциях случайных изменений мощностей к-х ЗСПМ, входящих в рассматриваемое у'-е ОЗ ОДУ (блок 4). При этом из всего множества моделируемых случайных состояний мощностей для к-х ЗСПМ рассмотрению подвергаются только те состояния, в которых

„ „ зспм

сумма их случайных детерминированных значении Рг совпадает со значением

мощности, полученном для рассматриваемогоу-го 03 ОДУ на первом этапе (блок 5).

Оценка случайного состояния системы. В задаче обеспечения надежности ЭЭС оценка состоит в нахождении теми или иными методами потокораспределения при заданных параметрах сети, генерирующих мощностей и нагрузок узлов. Поскольку процесс получения ПН в многозонной ЭЭС, к коим относится и ЕЭС России, требует многократного проведения расчетов потокораспределения, то общая эффективность расчетов в значительной степени зависит от вычислительных возможностей применяемого алгоритма. Для рассматриваемого временного уровня иерархии управления ЕЭС России - перспектива от 3 и более лет - имеется существенная неопределенность исходной информации по уровням электропотребления, развитию генерирующих источников отдельных ОЗ ОДУ (ЗСПМ) и уровням ПССС. Это позволяет

использовать для расчетов режима идеализацию по постоянному току. Тогда наиболее приемлемыми методами для оценки случайного состояния системы становятся методы линейного и нелинейного программирования.

Задача потокораспределения в моделях оценки ПН получила название задачи распределения дефицита мощности (РДМ). При линейной постановке решение данной задачи состоит в минимизации дефицита мощности:

"-/>»)-> min, (1)

у=1

при ограничениях:

Pj-Pj+ I4j>=0' J= 1,2,...,«; (2)

KiJW

О <Pf<Tj, j =1,2,...,«; (3)

0 <Pj<Fh 7= 1,2,..., и; (4)

£/(,,/) - -^'('/Ь /(/J)= 1,2,...,/», (5)

где Pj, P", Pj, Pj - соответственно покрытая потребность и мощность спроса нагрузки, используемая и имеющаяся генерирующие мощности j-й 03 ОДУ (ЗСПМ); Pi\ij), Pi[jj), £/(,,) - переток мощности по связи и его предельные значения в прямом

(из /-й 03 ОДУ в у-ю) и обратном направлениях; с" - коэффициенты, отражающие стоимостные показатели ограничения потребителей j-й 03 ОДУ, принимаются равными единице; V- множество пар 03 ОДУ (ЗСПМ) объединения, имеющих между собой системообразующую связь; п(т) - число 03 ОДУ или ЗСПМ (связей) объединения.

Отрицательной стороной линейной постановки задачи является возникающая неоднозначность в распределении дефицита мощности по отдельным 03 ОДУ (ЗСПМ). Следует особо подчеркнуть, что неоднозначность именно в распределении дефицитов мощности, но не в вероятностях их возникновения по зонам. Устранение неоднозначности требует второго этапа решения задачи минимизации системного дефицита мощности (1). Именно решение этого этапа для условий рыночных отношений в электроэнергетике претерпевает определенные изменения и от ее постановки зависит решение задачи определения оперативного резерва мощности 03 ОДУ (ЗСПМ) и требований к ПССС между ними, особенности которой показаны в третьей главе работы.

В условиях централизованного управления электроэнергетикой для устранения неоднозначности функционала (1) принимался так называемый принцип пропорционального распределения дефицита мощности когда дефицит мощности распределялся в те 03 ОДУ, которые его определяли, т.е. влияли на его величину. Задача решалась в два этапа, на первом, в соответствии с (1) определялся системный дефицит

мощности и на втором, в соответствии с заданными требованиями, решалась задача устранения неоднозначности. Целевая функция в этом случае имеет вид:

-/р^тш, 5 = {у:Р/ <Рун*}. (6)

>65

Условия (2) остаются без изменения, а среди ограничений на параметры режима (3)-(5) изменяются только ограничения для мощностей нагрузок (3), а именно:

О <Р?<Р?', jeS, (7)

Р;'<Р;<Р", 7 6 л, (8)

«Желаемые» значения переменных для различных по глубине дефицитов мощности разделенных частей объединения ЭЭС (¡а) определяются по принципу пропорционального ограничения потребителей (принцип пропорциональности):

РГ=ГгО<^, <1 = Ш-.РЪ)<-РЯК1)}. (9)

В выражениях (6)-(9) Р" - «желаемый» уровень ограничения нагрузки; Ос~ суммарный дефицит мощности для с1-й группы дефицитных ОЗ ОДУ (ЗСПМ) ЕЭС России, полученный при решении первого этапа; Рд^- уровни обеспечения нагрузки, полученные в результате решения первого этапа.

В рыночных условиях дефицит мощности может возникнуть как на уровне ОЗ ОДУ, так и на уровне входящих в нее ЗСПМ. Недопоставка мощности (электроэнергии) потребителям по заключенным договорам обычно значительно дороже ее покупки на рынке у других поставщиков электроэнергии. Поэтому в условиях рыночных отношений, так же как и при централизованном управлении развитием ЕЭС России, на каждом случайном состоянии, дефицит мощности в системе возможен только в случаях либо недостаточности генерирующей мощности, либо недостаточности ПССС, либо того и другого в совокупности.

В соответствии с правилами рынка потребители электрической энергии всегда заинтересованы в ее покупке у тех генерирующих компаний (ТГК, ОГК), в которых, с учетом затрат на ее транспорт по связям, она будет наиболее дешевой. Неопределенность информации по стоимостным показателям позволяет при управлении развитием ЭЭС использовать принцип РДМ, основанный в первую очередь на обеспечении всех потребителей требуемой мощностью, во вторую - на минимизации перетоков мощности по связям и, наконец, в третью - на коллективном использовании имеющихся избытков мощности генерирующих источников у тех или иных генерирующих компаний. При таком принципе генерирующие компании будут участвовать в покрытии потребителей своих территориальных зон и других - только когда имеет-

ся обеспеченность ПССС. Такой принцип РДМ можно назвать коллективным. Для него целевая функция устранения неоднозначности функционала (1) имеет вид:

М (Ю)

5 е {]: Р/ < />/}, V 6 { }: р) > р"}, с] » с,1* » с).

Условия (2) остаются без изменения, ограничения на параметры режима (3)-(5) изменяются для мощностей нагрузок (3) пропорционально им, для генерации (4), следуя коллективному принципу взаимопомощи. Введение последнего слагаемого в функционале (10) необходимо для минимизации перетоков мощности по системообразующим связям. Коэффициент сУ принимается значительно ниже коэффициента с", обычно равного единице и примерно пропорционален длинам линий (электрическим сопротивлениям) и в какой-то мере величинам затрат на сооружение 1-х сим-стемообразующих связей. Переток мощности в ограничениях (5) может быть отрицательным - когда он направлен в обратном, принятому за положительное, направлении. Избавиться от возможности получения отрицательных величин перетоков мощности в минимизируемом функционале (10) возможно путем замены каждой /-й связи двумя эквивалентными, имеющими в сумме границы пропускных способностей, равные заданным. Это приводит к приведению ограничений (5) к виду 0 <Р^ <Р^.

В условиях одной ЗСПМ сетевые ограничения не рассматриваются, считается, что они не обусловливают дефицита мощности. Если ЗСПМ и тем более 03 ОДУ разные, то договор на поставку мощности из одной зоны в другую, должен быть обеспечен соответствующим уровнем ПССС между ними. Это может быть осуществлено путем изменения расчетной модели. Поскольку планируемые балансовые перетоки мощности 1-х связей (^бал) должны быть гарантированы договорами, их можно учитывать простым увеличением или снижением используемой в балансе мощности ОЗ ОДУ или ЗСПМ на величину, соответствующую выдаваемой в другие зоны или получаемой из них мощности. Для получения неискаженных ПН в силу того, что балансовые перетоки занимают часть ПССС, последние должны быть скорректированы - уменьшены на величину балансового перетока в сторону его выдачи и увеличены, чтобы не изменить условий взаиморезервирования, в обратном направлении.

В результате предложенных изменений ограничения (5) принимают вид:

0<р1^)<(р^)±р,б(!л1))\ ... „ . ,

, , \ И',Л = 1,2,...,/п. , .

Показатели балансовой надежности. В результате отработки этапов формирования методами статистического моделирования случайных состояний генери-

рующей мощности и их оценки на предмет возникновения дефицита мощности и его распределения по ОЗ ОДУ ЕЭС России, определяются показатели надежности. В качестве их, как правило, выступают:

- математическое ожидание (м.о.) недоотпуска электроэнергии М[ЛИ']; для ] -х ЭЭС объединения

¿Фи,=гр £ & £& £ <2кои/г'к> (12)

и = 1 2 = 1 Л = 1

- интегральные вероятности потенциально возможного дефицита мощности J¡^a)J или бездефицитной работы р"=1-Уд(п^

1 и = I 2=1 * = 1

- интегральные вероятности реального (рыночного) дефицита мощности или бездефицитной работы р^ = !- ./£

2>и,г,к Iи.г.к

к", » а = «=1 2=1 10, при Я?*" = О

и г к 1,при О" >0

^ = п _' , (и)

где Гр— интервал длительности расчетного периода (8760 час); ()и и относительные длительности существования м-го и 2-го временного интервала изменения нагрузки; Qk - вероятность существования к -го случайного состояния системы на и-м сезонном и г-м суточном изменении нагрузки; О"'2'*-дефицит мощности 7-го узла на 2-м суточном и и-м сезонном изменениях нагрузки; т"'1,к- двойственная

оценка линейного программирования для _/'-го узла, равная единице, когда генерирующая мощность узла влияет на изменение системного дефицита мощности и нулю, в противном случае; и, число соответственно сезонных и суточных интервалов изменения нагрузки; К - число моделируемых методами статистического моделирования случайных состояний в узле (03 ОДУ, ЗСПМ).

Для оценки участия каждой у'-ой ЗСПМ в процессе взаимопомощи в аварийных ситуациях для условий рыночных отношений вводятся дополнительные ПН, которые характеризуют м.о. сокращения объема ограничений ЗСПМ за счет получения избытков мощности из объединения (АА/[д^]") и выдачи электроэнергии ЗСПМ для взаиморезервирования при дефиците мощности в объединении (ДМ[АЖ]^ ).

(15)

и=1 2—1 *=1 /ев уев

АМ[А1Г]» £& Ха I У' > 0, (16)

и=1 2=1 *=1 /ев уев

где 0 - множество 1-х связей, соединенных су'-м узлом.

В третьей главе «Модели обоснования средств обеспечения надежности ЭЭС в условиях реформирования электроэнергетики» сформулированы особенности решения задачи обоснования основных средств обеспечения надежности - оперативных резервов мощности ОЗ ОДУ, ЗСПМ и требований к ПССС между ними в условиях либерализации электроэнергетики.

При разработке и обосновании перспективных балансов мощности ЕЭС России имеется существенная неопределенность в информационном обеспечении, особенно в спросе электроэнергии и ее покрытии, а также в стоимостных показателях генерирующей мощности (резервной), ПССС, ущербах от ненадежности электроснабжения и т.п. В силу этого при планировании перспектив развития ЕЭС России с учетом рыночных отношений необходимо использовать имеющийся опыт планирования и принимать решения, приносящие безусловный системный эффект.

Создание резервов мощности и усиление ПССС являются мероприятиями дорогостоящими. Эти мероприятия должны тщательно обосновываться, быть выгодными для потенциальных инвесторов, в качестве которых могут выступать генерирующие и сетевые компании, как частные, так и государственные. Их обоснование, независимо от принятых принципов управления отраслью, должно базироваться на минимизации функционала приведенных или дисконтированных затрат. Приведенные к одному году затраты включают в себя затраты на поддержание резерва мощности Зй(п), ПССС 3Л(п) и так называемые компенсационные затраты 3К0М(П), в зависимости от средств их обеспечения (П), т.е.:

3s(n) = Зя(п)+ 3/(П)+3К0М(П) min, (17)

Получение численных значений первых двух слагаемых, как в условиях централизованного управления, так и в условиях рыночных отношений особых сложностей не вызывало. Получение третьего требует экономической оценки последствий ненадежности рассматриваемых вариантов развития ЕЭС России в виде математических ожиданий недоотпуска электроэнергии от ненадежности электроснабжения потребителей (12) и ущерба им вызванного, а также покупки электроэнергии у других субъектов рынка (15). Задача крайне сложная, требующая соответствующего модельного обеспечения и значительных затрат времени счета на вычислительных средствах.

Недостаточная информационная обеспеченность еще в условиях планового хозяйствования привела к введению нормативов надежности, которые для условий централизованного управления имели соответствующее экономическое обоснование. Для концентрированной ЭЭС оптимальной величине оперативного резерва мощности соответствует интегральная вероятность появления дефицита мощности, определяемая соотношением между удельными затратами в резервную мощность (з^д) и удельным ущербом от недоотпуска электроэнергии потребителям (у0). В работах

Коми НЦ УрО РАН для условий централизованного управления доказано, что этот показатель нормирования, правда, в виде интегральной вероятности потенциального дефицита мощности ./д опт, приемлем и для объединения ЭЭС, состоящих из нескольких 03 ОДУ, связанных между собой системообразующими связями с ограниченной пропускной способностью. В частности показано, что для всех _/-х 03 ОДУ

должны выполняться условия У". <У"от. В качестве дополнения предлагается норду Ду

матив примерного равенства интегральных вероятностей реального дефицита мощности (•/£ ) во всех территориальных 03 ОДУ.

В условиях рыночных отношений в электроэнергетике необходимо в показателе компенсационных затрат 3К0М(П) функционала (17), помимо математического ожидания ущербов от ненадежности электроснабжения, учитывать и затраты на покупку мощности (электроэнергии), не предусмотренной договорами между субъектами рынка в тех или иных ЗСПМ и 03 ОДУ ЕЭС России. Стоимость покупки электроэнергии в этих условиях, безусловно, дороже оговоренной в двухсторонних договорах. Каким образом учет данной составляющей сказывается на выборе оптимальных средств обеспечения надежности - резервов мощности и пропускных способностей связей, можно понять, проведя серию оптимизационных расчетов минимизации функционала (17). Соответствующие расчеты по обоснованию средств обеспечения надежности были проведены на тестовых и реальных схемах развития ЕЭС России.

Проведенная с помощью разработанного ПВК «Орион-М-ЗСПМ» серия расчетов оптимального резервирования показывает, что для различных принципов РДМ (пропорциональный, коллективный) показатели интегральных вероятностей потенциального (.) (13) и реального (У ) (14) дефицитов мощности существенно отличаются. Анализ показателей интегральных вероятностей реального (рыночного)

дефицита мощности (•/?.), полученных для оптимальных вариантов резервирования у

ЕЭС России, соответствующих минимуму функционала (17) показал на их несостоятельность для целей нормирования. В то же время была выявлена определенная зависимость результатов оптимального резервирования от заданных стоимостных показателей. Было замечено, что сокращение объема покупной электроэнергии >х 03 ОДУ (АЛф^)

не предусмотренной договорами минимально, когда интегральные вероятности реального (рыночного) дефицита мощности ^. примерно одинако-

)

вы во всех 03 ОДУ, входящих в объединение и выполнения норматива <-/'!0ПТ,

} 1

характерного для условий централизованного управления отраслью. Это позволило

проводить оптимизацию средств обеспечения надежности по условиям нормирования. Функционал приведенных затрат (17) в этом случае принимает вид:

3£(п) = 3Л(п) + зЛп)->тт,

при J" <Jl

Jр

Д1

Д2

!ЛР

Д;

У = 1,2,...,«.'

(18)

млн.кВтч 13,52 13,18 12,93

Рис. 4. Гипотетическая схема ЭЭС

12,50 0,50 1,50

ДУ А/ ' Д1 UJ Д j

Влияние рыночных принципов РДМ на средства обеспечения надежности -оперативные резервы мощности и требования к ПССС - выполнено для гипотетической схемы объединения ЭЭС (рис. 4). На этом рисунке приведены оптимальные величины резервов мощности узлов (03 ОДУ) и требования к ПССС, полученные для условий централизованного (верхние числа столбцов в МВт) и рыночного (средние числа столбцов) принципов управления, на основе минимизации функционала (17) и на основе выполнения предложенных требований к нормативам показателей надежности (18) (нижние цифры столбцов). Для этих условий оптимизации на рис. 4 также приведены рассчитанные по программе «Орион-М-ЗСПМ» ПН в виде м.о. недоот-

0 пуска электроэнергии A/[aw]

705 (12) и получения электроэнер-705

гии (15) для всей

дm[&w]j системы в целом. Все 03 ОДУ млн.кВтч в объединении однородны по составу оборудования. Количество агрегатов к = 125, единичная мощность N=100 МВт, аварийность агрегатов q = 0,04, максимум нагрузки всех ЭЭС Рн™х = 12500 МВт, график изменения нагрузки подчиняется линейному закону с коэффициентом отношения Р™"//5™3* = 0,75.

Введение в третье слагаемое (17) условий, отражающих рыночные отношения

(са- ДА/[ДИ7]"), приводит к перераспределению оперативного резерва мощности по

узлам и увеличению требований к ПССС по сравнению с централизованным принципом управлением. Суммарный резерв мощности для всей ЭЭС изменяется незначительно, однако он уменьшается в концевых малосвязанных сетью узлах (в примере (рис. 4) узлы 1 и 5, с 725 до 705 МВт - 2,8 %) и увеличивается в наиболее связанных узлах (в примере узлы 2 и 4, с 600 до 625 МВт - 4,2 %). Требования к пропускной способности концевых связей увеличиваются (в примере на 15 МВт - 7 %).

В четвертой главе «Апробация методики оценки показателей и обоснования средств обеспечения надежности многозонных ЭЭС» приведены результаты расчетов ПН для реальных схем развития ЕЭС России. Для этих схем путем сравнения различ-

1В

ных программных комплексов показана адекватность предлагаемых во второй и третьей главах работы методических подходов, направленных на учет рыночных отношений.

Влияние учета ЗСПМ на показатели балансовой надежности проведено для представленной на рис. 1 расчетной схемы ЕЭС России при неограниченных уровнях ПССС между отдельными ЗСПМ, входящими в ту или иную 03 ОДУ. Такой подход позволяет считать расчетную схему, состоящую только из 7 ОЗ ОДУ. Показатели надежности для 03 ОДУ представлены в табл. 1 (для ЗСПМ приведены только для 03 ОДУ Средней Волги). Уровень резервирования составляет 7 % и приближен к оптимальному значению. Из таблицы видно, что результаты ПН при использовании ПВК «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ» практически совпадают. Это говорит об адекватности предложенного во 2-й главе алгоритма моделирования случайных состояний системы при увеличении числа узлов с введением ЗСПМ. В то же время, прямое использование моделирования случайных состояний в ЗСПМ для 42-х узловой схеме по ПВК «Орион-М» не приемлемо. Разница в значениях ПН по интегральным значениям Уд составляет более двух раз (0,01048 и 0,00509), а по количественным значениям А/[Д1Р] более 2,5 раз (102,97 и 38,27 млн. кВт-ч). Это четко отслеживают представленные на рис. 2 кривые 1 и 3.

Таблица 1

Сравнительные результаты показателей надежности при различных способах представления расчетной схемы ЕЭС России

ПВК «Орион-М»

Номер и название ОЗ ОДУ, или ЗСПМ ОЗ ОДУ - концентрированный узел (схема 7 узлов) ЗСПМ - концентрированный узел (схема 42 узла) ПВК «Орион-М-ЗСПМ»

А м[ дич,., А М[ Л М[ мг]г

млн. кВт-ч } млн. кВт-ч ч млн. кВт-ч

I. Северо-Запад 0,00311 1,86 0,0001 -0,00862 5,97 0,000140,00309 1,84

II. Центр 0,00334 14,42 0 - 0,00852 37,68 0-0,00344 14,47

III. Средняя Волга, всего 0,00348 4,24 0 - 0,00852 12,19 0-0,00344 4,22

В том числе:

16. Н.Новгород 17. Чувашия+Мари-Эл 18. Мордовия, Пенза 19. Ульяновск - - 0,00852 0,0 0,00852 0,00852 5,93 0,0 3,08 3,01 0,00344 0,0 0,00344 0,00344 2,04 0,0 1,11 1,04

20.Саратов 21 .Татарстан 22. Самара -- - 0,00009 0,00076 0,00021 0,05 0,11 0,01 0,0 0,00041 0,00007 0,0 0,03 0,0

IV. Урал 0,00412 7,45 0,00037 -0,00919 22,49 0,00001 -0,00403 7.38

V. Юг 0,00388 4,89 0,00001 -0,00893 11,59 0-0,00394 4,94

VI. Сибирь 0,00395 5,41 0-0,00813 13,05 0 - 0,00387 5,35

ЕЭС в целом 0,00509 38,27 0,01048 102,97 0,00504 38,20

В табл. 2 представлены результаты показателей надежности, полученные по ПВК «Орион-М-ЗСПМ» для схемы ЕЭС России (рис. 1) при том же уровне резервирования, что и в первой серии расчетов, но с реальными уровнями ПССС между ЗСПМ внутри 03 ОДУ для двух вариантов: без учета балансовых перетоков мощности между ЗСПМ и с таковыми. Для простоты балансовые перетоки мощности введены только в одной 03 ОДУ Средней Волги. Как видно, наблюдается значительная разница в ПН вариантов развития ЕЭС России без учета ограничений по ПССС между ЗСПМ внутри 03 ОДУ (табл. 1) и с их учетом (табл. 2). В частности, ПН для ЕЭС России в целом соответственно составляют: интегральные Уд =0,00509 и 0,01172, т.е.

ухудшение в 2,3 раза, количественные Л/[Д 1У] = 38,27 и 62,61 млн. кВт-ч (1,64 раза).

Таблица 2

Показатели надежности реальной расчетной схемы ЕЭС России и их изменение в зависимости от величины балансовых перетоков между ЗСПМ

Резерв Вариант без учета балансовых перетоков между ЗСПМ Вариант с учетом балансовых перетоков между ЗСПМ

Номер и название ОЗ ОДУ, или ЗСПМ мощности, МВт J" •ч Jv ч M[W}j млн. кВт-ч млн. кВт-ч Jl M[AIV] млн. кВт-ч дл/[дг]' млн. кВт-ч

I. Северо-Запад 1636 0,00539' 0,00539" 8,65 2810,57 0,00531" 8,65 2810,57

II. Центр 3664 0,00586 0,00586 23,67 21609,26 0,00577 23,84 21609,03

III. Средняя Волга, всего 3223 0,0050 0,0050 4,00 8398,35 0,0050 2,91 5154,25

В том числе 16. Н.Новород -1426 0,00500 0,00500 2,07 4195,43 0,00464 0,78 1239,0

17. Чувашия,Мари-Эл 18.Мордовия, Пенза 746 -723 0,00433 0,00459 0,0 0,00459 0,0 0,99 0,0 2118,85 0,0 0,00437 0,0 0,56 0,0 930,05

19.Ульяновск -706 0,00430 0,00430 0,84 2074,29 0,00435 1,27 2973,97

20.Саратов 3719 0,00430 0,0 0,0 0,0 0,00016 0,03 7,88

21 .Татарстан 22. Самара 720 893 0,00437 0,00430 0,00049 0,00008 0,10 0,0 7,82 1,96 0,00029 0,0 0,27 0,0 3,35 0,0

IV. Урал 250 0,00663 0,00663 15,36 11531,14 0,00663 16,1 11530,4

V. Юг 246 0,00525 0,00525 4,79 6348,99 0,00525 4,85 6348,93

VI. Сибирь 2298 0,00620 0,00620 6,14 7733,98 0,00620 6,26 7733,86

ЕЭС в целом 11317 0,01172 62,61 58432,29 0,01172 62,61 55187,04

* - в каждой 03 ОДУ представлены максимальные вероятностные показатели, полученные для одной из ЗСПМ.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

В диссертационной работе осуществлено методическое обобщение проблемы обеспечения балансовой надежности многозонных ЭЭС, в том числе и ЕЭС России при управлении их развитием для условий рыночных отношений в электроэнергетике. При этом получены следующие результаты:

системообразующих связей многозонных электроэнергетических систем сложной конфигурации, в том числе и ЕЭС России. В работе выполнен анализ существующих методических подходов и модельно-программных разработок, направленных на решение данной задачи для условий централизованного управления отраслью и представлены направления их совершенствования применительно к условиям рыночных отношений.

2. При решении задачи обоснования величины оперативного резерва генерирующей мощности в ЭЭС, его размещения между ОЗОДУ и ЗСПМ, определения требований к ПССС фактор надежности является решающим. С этих позиций, в работе показано, что разрабатываемые математическая модели решения данной задачи должны учитывать большой спектр характеристик, влияющих на надежность ЭЭС. К ним относятся как достаточно постоянные, мало изменяющиеся параметры - надежность генерирующего и сетевого оборудования, их единичные мощности и пропускные способности, так и изменчивые, а часто и имеющие значительную неопределенность на перспективу параметры - величины регулярных максимумов нагрузок, стоимостные показатели резервной мощности, ущербы от ненадежности электроснабжения, стоимости на рынке системных услуг и т.д.

3. Обоснована необходимость учета зон свободного перетока мощности в расчетных схемах ЕЭС России и предложены способы моделирования возможных случайных состояний генерирующей мощности и нагрузки в них, адекватно описывающих реально существующие процессы в системе.

4. На реальных схемах развития ЕЭС России показано влияние дробления состава генерирующего оборудования и регулярного максимума нагрузки ОЗОДУ по ЗСПМ на функции изменения генерирующей мощности при использовании для моделирования случайных состояний строгих аналитических методов и методов статистического моделирования. Дана оценка возможных погрешностей моделирования и разработаны способы их устранения.

5. Предложены дополнительные показатели надежности, непосредственно характеризующие рыночные принципы управления развитием ЕЭС России - математическое ожидание сокращения объема ограничений за счет получения избытков мощности из объединения и математическое ожидание электроэнергии, выдаваемой у'-й 03 ОДУ (ЗСПМ) для целей взаиморезервирования при дефиците мощности во всем объединении в длительных послеаварийных режимах, которые в определенной степени влияют на распределение оперативных резервов мощности между ОЗ ОДУ и ЗСПМ.

оценки ПН. Его использование приводит к перераспределению резервов генерирующей мощности между ОЗ ОДУ ЕЭС России и к увеличению требований к ПССС.

7. Реализована методика учета балансовых перетоков мощности между отдельными ЗСПМ (03 ОДУ) в задаче оценки случайного состояния системы в составе ПВК «Орион-М-ЗСПМ».

8. Показано, что установленные для условий централизованного управления отраслью значения нормативных требований к интегральным показателям надежности территориальных ОЗОДУ (J^ <J"°nT) на уровне величины р = 1-У" опт = 0,996 с

определенными дополнениями приемлемы и для условий рыночных отношений. В качестве дополнения предлагается норматив примерного равенства интегральных вероятностей реального дефицита мощности (У^ ) во всех территориальных 03 ОДУ.

9. Развитие средств вычислительной техники, особенно увеличение их быстродействия, позволяет уже в настоящее время использовать разработанный программный комплекс оценки показателей надежности для решения задачи обоснования средств ее обеспечения для объединений ЭЭС. В доказательство этого в работе для конкретных схем развития ЕЭС России для уровня 2010 г. приведены результаты оптимизации средств обеспечения надежности, полученные по инженерной методике руководящих указаний, реализованной в программе «Резерв», и на основе интерактивного использования программных комплексов «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ».

10. Показаны возможности разработанных и модернизированных для среды «Windows» ПВК «Орион-М» и «Орион-М-ЗСПМ». Комплекс имеет встроенную инструкцию пользователю (Помощь) и является инструментом для оценки ПН и обоснования средств ее обеспечения сложных ЭЭС в рыночных условиях.

Основные публикации по теме диссертационной работы

I. Статьи опубликованные в рецензируемых научных журналах списка ВАК

1. Обеспечение надежности при управлении развитием электроэнергетических систем для условий реформирования электроэнергетики//Известия РАН. Энергетика, 2008. -№ 4. - С. 39-48. (В соавторстве, авторские - 0,3 п.л).

2. Методические особенности оценки надежности баланса мощности либерализованных электроэнергетических систем//Известия Вузов. Проблемы энергетики, 2008. -№ 11-12/1. -С. 158169. (В соавторстве, авторские - 0,5 п.л.).

II. Статьи и материалы конференций

3. Проблемы информационной обеспеченности задач режимной надежностью и управления региональных электроэнергетических систем // X юбилейная межрегиональная научно-практическая конференция для студентов и аспирантов «исследования молодежи - экономике, производству, образованию». - Т 2. - Сыктывкар: Сыктывкарский лесной институт, 2006. - С. 165-169.

4. Роль советчика диспетчера в повышении режимной надежности региональной энергосистемы в условиях реформирования // VII международная молодежная научная конференция «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006». - Ч. 1 - Ухта: УГТУ, 2006. - С. 87-91.

5. Модели информационного обеспечения задач оперативного управления режимами региональной ЭЭС дм условий реформирования электроэнергетики - Сыктывкар: Сыктывкарский лесной институт (электронное издание). - 2006. (В соавторстве, авторские - 0,3 п.л.).

6. Информационная обеспеченность задачи режимной надежности ЭЭС в условиях реформирования отрасли (на примере РДУ Коми ЭЭС)//Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 57: Задачи надежности систем энергетики для субъектов отношений в энергетических рынках. - Киев: Знания Украины, 2007. - С. 284-291.

7. Модели обеспечения надежности ЭЭС при управлением их развитием для условий реформирования электроэнергетики // там же, что и 6. -С. 190-200. (В соавторстве, авторские - 0,3 п.л.).

8. The multiarea power system expansion coordinated on reliability in market environment // Security and reliability of electric power systems. // SIGRE Regional meeting, june, 2007 - Tallin, pp 99-105. (B соавторстве, авторские - 0,15 п.л.).

9. Исследование надежности при управлении развитием электроэнергетических систем в условиях рынка электроэнергии // Актуальные проблемы электроэнергетики: труды Нижегородского технического университета. - Н.Новгород, 2007. - С. 84-88. (В соавторстве, авторские - 0,3 п.л.).

10. Методическое и программное обеспечение задачи оценки балансовой надежности ЭЭС для условий рыночных отношений в электроэнергетике//III-я Международная научно-практическая конференция «Энергосистема: управление, конкуренция, образование». -Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008. Т.2. - С. 164-170. (В соавторстве, авторские - 0,4 п.л.).

11. Современное состояние методических и модеяьно-программных разработок задач обеспечения надежности при управлении развитием ЭЭС//там же, что и 10. -С. 152-158. (В соавторстве, авторские-0,15 п.л.).

12. Оценка показателей надежности больших электроэнергетических систем в условиях либерализации электроэнергетики // Вторая всероссийская научно-техническая конференция «Безопасность критичных инфраструктур и территорий». - Екатеринбург: УрО РАН, 2008. -С. 32-34. (В соавторстве, авторские — 0,1 п.л.).

13. Программное обеспечение задач режимной надежности и оценки показателей надежности электроэнергетических систем для условий рыночных отношений // Февральские чтения профессорско-преподавательского состава СЛИ. -Сыктывкар: Сыктывкарский лесной институт (электронное издание). 2008.

14. Влияние моделей распределения дефицита мощности на выбор средств обеспечения надежности объединения энергосистем в рыночных условиях // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 58: Математические модели и методы исследования надежности либерализованных систем энергетики. - Москва - Н.Новгород: Изд-во Волго-Вятской академии гос. службы, 2008. - С. 186-198. (В соавторстве, авторские - 0,4 п.л.).

15. Программное обеспечение задачи оценки показателей надежности сложных электроэнергетических систем для условий рыночных отношений // там же, что и 14. - С. 198-204.

16. Анализ и синтез перспективной балансовой надежности многоузловой ЭЭС в рыночных условиях // там же, что и 14. - С. 211-223. (В соавторстве, авторские - 0,25 п.л.).

17. Обеспечение надежности электроэнергетических систем при управлении их развитием в условиях реформирования электроэнергетики. - Сыктывкар, 2009 - 44 с. (Новые научные методики и информационные технологии / Коми научный центр УрО Российской академии наук; Вып. 63). (В соавторстве, авторские - 1,2 п л.).

Тираж 120 Заказ №30

Информационно-издательский отдел Коми НЦ УрО РАН 167982, г. Сыктывкар, ул. Первомайская, 48.

Оглавление автор диссертации — кандидата технических наук Чукреев, Михаил Юрьевич

Введение.

Глава 1. Анализ существующих методов и моделей оценки и обеспечения балансовой надежности сложных ЭЭС

1.1. Общие положения.

1.2. Классификация задач надежности.

1.3. Роль математических методов и моделей при оценке и обеспечении надежности ЭЭС.

1.4. Существующие модели определения показателей надежности объединений ЭЭС.

1.4.1. Модели, основанные на применении аналитических методов

1.4.2. Модели, основанные на статистическом моделировании

1.5. Существующие модели определения средств обеспечения надежности объединений ЭЭС.

1.5.1. Строгие математические модели.

1.5.2. Инженерные методики.

1.6. Влияние либерализации электроэнергетики на решение задач анализа и синтеза надежности.-.

1.7. Выводы по главе.

Глава 2. Модели определения показателей балансовой надежности

ЭЭС для условий рыночных отношений.

2.1. Общие положения.

2.2. Особенности исследования надежности многоузловых ЭЭС

2.3. Методика оценки показателей надежности объединения ЭЭС применительно к рыночным условиям.

2.4. Формирование расчетных состояний в объединении ЭЭС.

2.5. Обоснование возможности применения методов статистического моделирования в многоузловом объединении ЭЭС.

2.6. Модель анализа потокораспределения в задаче оценки случайного состояния системы.

2.7. Показатели надежности и их определение в объединении ЭЭС

2.7.1. Показатели надежности при полной интеграции ЭЭС.

2.7.2. Показатели надежности для условий рыночных отношений в электроэнергетике.

2.8. Выводы по главе.

Глава 3. Модели обоснования средств обеспечения надежности

ЭЭС в условиях реформирования электроэнергетики

3.1. Общие положения.

3.2. Методические подходы к нормированию надежности при управлении развитием ЭЭС.

3.3. Методика обоснования оперативного резерва мощности для условий централизованного управления развитием ЭЭС

3.3.1. Существующие подходы.

3.3.2. Условия оптимальности оперативного резерва мощности

3.4. Нормирование показателей надежности в условиях централизованного управления развитием ЭЭС.

3.5. Нормирование показателей надежности в условиях рыночных отношений в электроэнергетике.

3.6. Методика обоснования средств обеспечения надежности для условий рыночных отношений.

3.7. Выводы по главе.

Глава 4. Апробация методики оценки показателей и обоснования средств обеспечения надежности многозонных ЭЭС

4.1. Общие положения.

4.2. Оценка влияния учета рыночных отношений на показатели и средства обеспечения надежности вариантов развития ЕЭС России.

4.2.1. Характеристика расчетной схемы ЕЭС России.

4.2.2. Влияние учета ЗСПМ на показатели балансовой надежности

4.2.3. Влияние учета ЗСПМ и моделей РДМ на средства обеспечения балансовой надежности.

4.3. Оценка и анализ надежности схемы ЕЭС европейской части России.

4.4. Выводы по главе.

Введение 2009 год, диссертация по энергетике, Чукреев, Михаил Юрьевич

Изменение форм собственности в России, начатое в 1992 г., повлекло за собой и изменение взаимоотношений в цепочке производство - передача и распределение - потребление электроэнергии. В настоящее время для организации конкурентного рынка электроэнергии в электроэнергетической отрасли сформированы:

- системный оператор (СО) ЕЭС России с его отделениями в операционных зонах объединенного и регионального диспетчерского управления (ОЗ ОДУ и РДУ) для управления режимами работы субъектов рынка электроэнергии;

- федеральная сетевая компания (ФСК) с ее межрегиональными отделениями (ММСК) и филиалами для выполнения функций транспорта электроэнергии;

- оптовые и территориальные генерирующие (ОГК и ТГК) и сбытовые компании для выработки и сбыта электроэнергии;

- страховые компании и различные регулирующие органы.

Опыт реформирования электроэнергетики в разных странах показывает, что введение механизмов конкуренции, повышая эффективность работы, может негативно сказаться на надежности энергоснабжения потребителей. Это происходит по многим причинам [17], из которых основными являются следующие две:

- в условиях долгосрочного планирования снижение мотивации в развитии достаточных для поддержания надежности резервных мощностей и системообразующих связей, в условиях эксплуатации - мотивации достаточного поддержания вращающегося резерва мощности;

- усложнение и утяжеление режимов работы электроэнергетических систем (ЭЭС) вследствие конкуренции, наличия множества конкурентных договорных отношений между субъектами рынка, недостаточной проработанности, особенно при планировании развития, принципов управления режимами в силу неопределенности технико-экономических показателей.

С этих позиций необходимость разработки методического и программного обеспечения, направленного на решение задачи обоснования уровней резервирования в 03 ОДУ и требований к пропускной способности системообразующих связей (ПССС) между ними еще более возрастает. Этому способствует и принятие Федерального закона от 4 ноября 2007 г. № 250 [69]. Его важной особенностью является повышение роли СО ЕЭС в обеспечении надежности электроснабжения, причем не только за счет управления функционированием, что сегодня уже нашло отражение [67] и в методических подходах, и в программном обеспечении, и в расчетных схемах, но и, что очень важно, - за счет управления развитием ЕЭС России. Об этом, в частности, комментируя закон в Совете Федерации, ее член В. Можевич высказался так «Мы посчитали необходимым повысить роль и ответственность СО в планировании развития энергосистемы России, существенно расширить его полномочия. В соответствии с принятым законом, СО, является на 100 % государственной компанией, которая под контролем Правительства РФ отвечает за надежную работу энергосистем» [69].

В Федеральном Законе введено понятие зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ), которое по своей сущности близко к существовавшему ранее понятию концентрированной электроэнергетической системы (ЭЭС) [42]. Представленные статьи закона достаточно строго определяют наличие множества ЗСПМ в ЕЭС России, причем территориально они не всегда совпадают с территориями, обслуживаемыми ОГК и ТГК, а также ММСК и их филиалами. В законе также четко прописывается, что замена электроэнергии и мощности на таковые производимые на генерирующем оборудовании расположенном в другой ЗСПМ, может быть осуществлена только в пределах технических ограничений перетока мощности между этими зонами.

В информационном аспекте в новых условиях хозяйствования потребуется корректировка расчетных схем, предназначенных для оценки показателей надежности, разработанных в свое время для условий централизованного управления ЕЭС России. В тех условиях при управлении развитием ЕЭС Рос

-5 сии, также как и при текущем управлении режимами ее функционирования, в качестве агрегированных узлов выступали объединенные ЭЭС (ОЗ ОДЗ^У). С введением ЗСПМ необходимо зачитывать внутри каждой ОЗ ОДУ ре>зЕсимные ограничения, вызванные недостаточными ПСССГ^ в них.

Не секрет, что в годы реформ в России значительно снизился интерес к регулярным исследованиям надежности ЭЭС. !Зтго обусловливалось существенным уменьшением напряженности режимов и соответствующим увеличением резервов генерирующей мощности и пропускной способности систелл о о бр а-зующей сети из-за общего спада потребления электроэнергии. Наблюдаьощийся сегодня рост электропотребления во многих ^регионах, особенно в 1Ч/Госкве, Санкт-Петербурге, Московской, Ленинградское и Тюменской област^^с, при недостаточных вводах мощностей может привеоти к критическому положению в электроэнергетической отрасли. В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. [12] предполагалось уже до 2011 г. ввести более 40 ГВт генерирующей монцвости. В связи с экономическим кризисом эти планы корректируются в меныпгуто сторону, но после кгризиса мощности вновь потребуются. Именно поэтому и еще по ряду причин, раскрываемых ниже, сегодня исследования в области: обеспечения надежност^и: ЭЭС при управлении их развитием могут оказаться еще более значимыми и востребованными, нежели чем в 1970 - 1980 годах - этапе динамичного развития: теории надежности систем энергетики и ее практических приложений.

Таким образом, изменения в организациовсных формах управление электроэнергетикой России должны быть учтены каjec в методических, так и в модельных разработках, направленных на оценку показателей надежности., а. также в методических подходах к принятию решеноиш: по обеспечению надеэзЕсности как при управлении развитием ЭЭС, так и при рт^-с эксплуатации. Ранее разработанные в России и ближнем зарубежье програмггмно-вычислительные комплексы оценки балансовой надежности многозонвсых ЭЭС (ИСЭМ СО РАН —

Г.Ф. Ковалев, ЭНИН - Г.А. Волков, Институт энергетики Молдавской АН

Ф.Д. Гольденберг, Отдел энергетики ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН -Ю.Я. Чукреев, УГТУ-УПИ - В.П. Обоскалов и др.) не учитывали рыночных отношений в электроэнергетике. Зарубежные разработчики (R. Billinton, R.N. Allan, W. Li и др.) также не в полной мере учитывают либерализацию электроэнергетики.

Цель диссертационного исследования состоит в разработке методических подходов, направленных на оценку показателей и обоснование средств обеспечения балансовой надежности объединений ЭЭС, с учетом рыночных отношений в электроэнергетике и их реализации в виде методик, алгоритмов и программных комплексов с апробацией на реальных схемах развития ЕЭС России.

На защиту выносятся следующие основные методические и прикладные результаты исследования:

2. Математические модели распределения дефицита мощности в объединенных ЭЭС для условий рыночных отношений.

3. Методические подходы к обоснованию средств обеспечения надежности - резервов мощности ЗСПМ (ОЗ ОДУ) и требований к уровням ПССС в условиях либерализации электроэнергетики.

Практическая ценность работы. Предложенные в работе методы и модели, реализованные в программно-вычислительном комплексе «Орион-М-ЗСПМ» позволяют при управлении развитием электроэнергетики оценивать показатели надежности отдельных территориальных зон и обосновывать рекомендации по их изменению. Разработанные в диссертации теоретические положения, методические подходы и модели оценки показателей балансовой надежности позволяют выявить мероприятия, наиболее эффективно влияющие на надежность энергоснабжения, что особенно важно в условиях рыночных отношений в электроэнергетике, в том числе и с позиций обоснования инвестиций в развитие элек-трогенерирующих и сетевых объектов. Разработанный программный комплекс оценки показателей надежности многозонных ЭЭС «Орион-М-ЗСПМ», прошел апробацию на реальных схемах развития ЕЭС России для временных уровней 2011, 2015 и 2020 годов в ОАО «Институт Энергосетьпроект», г. Москва.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные разделы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции

Февральские чтения профессорско-преподавательского состава Сыктывкарского лесного института» (г. Сыктывкар, 2006, 2007 и 2008 гг.); Х-й юбилейной научно-практической конференции «Исследования молодежи - экономике, производству, образованию» (г. Сыктывкар, 2006 г.); VII-й международной молодежно-научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г. Ухта, 2006 г.); международной конференции «Security and reliability of electric power systems» (Tallinn, Estonia, 2007 г.); международном научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Харьков, 2006 г., г. Вологда 2007 г., г. Иркутск, 2008 г.); 3-й Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (г. Екатеринбург, 2008 г.).

Заключение диссертация на тему "Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем"

4.4. Выводы по главе

1. На конкретных схемах развития ЕЭС России показано, что разработанные модели и программы оценки показателей надежности позволяют выявлять слабые в смысле надежности места в системе и находить оптимальные по надежности решения по величинам оперативного резерва генерирующей мощности и требуемых уровней пропускных способностей межсистемных связей, в том числе для условий рыночных отношений в электроэнергетике.

- 120

2. Бурное развитие средств вычислительной техники, особенно их быстродействие, позволяет использовать разработанные программные комплексы оценки показателей надежности и для решения задачи обоснования средств ее обеспечения для объединений ЭЭС, в том числе и ЕЭС России. В доказательство этого для конкретных схем развития ЕЭС России на уровень 2010 г. приведены результаты оптимизации средств обеспечения надежности, полученные по инженерной методике руководящих указаний, реализованной в программе «Резерв», и на основе интерактивного использования программного комплекса Орион-М.

3. Показана невозможность применения инженерной методики для решения задачи обоснования средств обеспечения надежности, в силу того, что изменились взаимоотношения между отдельными ЭЭС объединения. Разработка инженерной методики была направлена на облегчение и убыстрение расчетов на базе точной методики, реализованной в комплексе программ «Орион». Сегодня эта проблема не актуальна. Приведены результаты распределения оперативных резервов мощности и требований к пропускной способности системообразующих связей, полученные по инженерной методике и ПВК «Орион-М». Эти результаты показывают значительные погрешности инженерной методики, что легко объясняется заложенными в нее эмпирическими формулами.

Кола

R 250 R. 250

Л.: 550 =0.2416 Л =0,1182

-0.136 Л=0,122

Арх+Коми

Д: 1239 Л: 1250

Сев-Зап Я: 10 R: НО' п =0.0001

Л -0,00006

Ср.Волга j?: 4400 R: 3400

Рг. 3000 Рь: 3000

У„ =0.00005 Уп =0,00000 Jr -0,00006 Уг=0,00006

Ju =0,0257 Уд=0,0051

Тюмень

R: - 1000 R: - 1000

0.1005 .=0,1037

Уп =0.1093 Уп =0,101 II

Урал ft:4193

Уд =0.00019 Уп =0,00019 J, =0,00025 yr=0,00026

R: 2200 3. 4.

M[AW] = 1195.5 млн кВтч M[AW] = 1051,1 млн кВтч

8. I

Максимум нагрузки

МВт . 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

У, =0.0246 './,-=0,00516

АДЛУ1 = 2599 млн.руб. При у» = 18 руб./кВтч

Rt = 14950 МВт 14950 МВт

Рис. 4.2. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России; исходный вариант (числитель), перераспределение мощности между ОЭС Центра, Средней Волги, Северо-Запада и Сев.Кавказа (знаменатель)

Тюмень

J, =0 л 095 ./'-0,00221

Рйм. 900 Сев-Зап

Рг. 2200 ^-ОД093 4=0,00196

R: 1400

Зудк= 0.65 р/Вт. -V=0-48 р/Вт. у0 = 3R = 9,72; 3L = 5,14; 31^7;

3r = 9,72; 3L = 8,06; Л/[У]=0.48; ЗУ

Jr=0,00024 1737.3 млн кВтч = 26,59 млн кВтч

18 р/кВтч. = 3,6 р/кВгч =39.25; 85,38 млрд руб 2,71; 3^=20,97 млрд руб

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

Rt= 14953 МВт ЯЕ= 14950 МВт

Рис. 4.3. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России; исходный вариант (числитель), балансовые перетоки (знаменатель)

Кола

R. 1100

Тюмень

Jr=0.01522 Л=0,00422

Сев-Зап

El850 R: 105

ЛЛАИЛ = 183,68 млн кВтч М[А IV] = 65,29 млн кВтч

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

J, =0,00519 .7,-0,00419

0,65 р/Вт, V=0-48 р/Вт- Уо = 3r = 7,48; 3L = 3,01; А/[ У]=3,31;

Зп = 7,89: 3L = 3.59; ЩУ}= 1,37;

18 р/кВтч. За, = 3,6 р/кВтч = 3,58*. 17.38 млрд руб 2.56;%= 15,21 млрд руб

RT = 11500 МВт

Rz= 12150 МВт

Рис. 4 4 Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России; оптимальные варианты резервирования -ПВК «Резерв» (числитель), ПВК «Орион-М» (знаменатель)

Кола

R: 1150/

-0,0043

Тюмень

R: 1500

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

Rj = 12150 МВт Rj= 12650 МВт

Рис. 4.5. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России Оптимальные варианты резервирования по ПВК «Орион-М» С.к.о. ошибки прогноза стандарт (цвет), увеличена на 10 % (цвет)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Либерализация электроэнергетики требует совершенствования методиче ского и программного обеспечения задачи оценки показателей балансовой надежности и средств ее обеспечения - оперативных резервов мощности и пропускных способностей системообразующих связей многозонных электроэнергетических систем сложной конфигурации, в том числе и ЕЭС России. В работе выполнен анализ существующих методических подходов и модельно-программных разработок, направленных на решение данной задачи для условий централизованного управления отраслью и представлены направления их совершенствования применительно к условиям рыночных отношений.

2. При решении задачи обоснования величины оперативного резерва генерирующей мощности в ЭЭС, его размещения между ОЗ ОДУ и ЗСПМ, определения требований к ПССС фактор надежности является решающим. С этих позиций, в работе показано, что разрабатываемые математическая модели решения данной задачи должны учитывать большой спектр характеристик, влияющих на надежность ЭЭС. К ним относятся как достаточно постоянные, мало изменяющиеся параметры - надежность генерирующего и сетевого оборудования, их единичные мощности и пропускные способности, так и изменчивые, а часто и имеющие значительную неопределенность на перспективу параметры -величины регулярных максимумов нагрузок, стоимостные показатели резервной мощности, ущербы от ненадежности электроснабжения, стоимости на рынке системных услуг и т.д.

4. На реальных схемах развития ЕЭС России показано влияние дробления состава генерирующего оборудования и регулярного максимума нагрузки ОЗ ОДУ по ЗСПМ на функции изменения генерирующей мощности при использовании для моделирования случайных состояний строгих аналитических методов и методов статистического моделирования. Дана оценка возможных погрешностей моделирования и разработаны способы их устранения.

5. Предложены дополнительные показатели надежности, непосредственно характеризующие рыночные принципы управления развитием ЕЭС России -математическое ожидание сокращения объема ограничений за счет получения избытков мощности из объединения и математическое ожидание электроэнергии, выдаваемой j-й ОЗ ОДУ (ЗСПМ) для целей взаиморезервирования при дефиците мощности во всем объединении в длительных послеаварийных режимах, которые в определенной степени влияют на распределение оперативных резервов мощности между ОЗ ОДУ и ЗСПМ.

6. Показано, что применяемый принцип РДМ (пропорциональный или коллективный) в объединении ЭЭС с учетом дополнительных ПН влияет на величину оперативного резерва мощности в ОЗ ОДУ и требования к ПССС между ними. Проведено обоснование коллективного принципа РДМ в рыночных условиях для моделей оценки ПН. Его использование приводит к перераспределению резервов генерирующей мощности между ОЗ ОДУ ЕЭС России и к увеличению требований к ПССС.

7. Реализована методика учета балансовых перетоков мощности между отдельными ЗСПМ (ОЗ ОДУ) в задаче оценки случайного состояния системы в составе ПВК «Орион-М-ЗСПМ».

1 - /д опт = 0,996 с определенными дополнениями приемлемы и для условий рыночных отношений. В качестве дополнения предлагается норматив примерного равенства интегральных вероятностей реального дефицита мощности

У? ) во всех территориальных 03 ОДУ.

Библиография Чукреев, Михаил Юрьевич, диссертация по теме Электростанции и электроэнергетические системы

1. Алан Р., Биллинтон Р. Оценка надежности электроэнергетических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 385с.

2. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 440 с.

3. Веников В.А., Горушкин В.И., Маркович И.М. и др. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. -М.: Высшая школа, 1973. 318 с.

4. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969. - 576 с.

5. Волкова Г.А., Зейлигер А.Н., Каплинский Э.М. и др. Математическая модель оптимизации суточных режимов электростанций при проектировании электроэнергетических систем // Электричество, 1975. № 1. - С. 18-22.

6. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. — М.: Наука, 1986.- 117 с.

7. Волков Э.П., Баринов В.А. Методические принципы обоснования развития электроэнергетики России в условиях ее либерализации // Изв. АН. Энергетика, 2006. № 6. С. 3-19.

8. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой // Вести в электроэнергетике, 2008. №3. - С. 9-25.

9. Воропай Н.И., Иванова Е.Ю., Труфанов В.В., Шевелева Г.И. Принципы и механизмы обеспечения развития электроэнергетики // Вести в электроэнергетике, 2006, №2. - с. 14-21.

10. Воропай Н.И. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей в рыночных условиях // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып.57. Киев: Знания Украины, 2007. - С. 5157.

11. Воропай Н.И. Проблемы исследования и обеспечения надежности либерализованных систем энергетики // Надежность систем энергетики: Методические и практические задачи. Новосибирск: Наука, 2005. - С. 6-20.

12. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. wwvv.government.ru

13. Джангиров В.А., Баринов В.А. Принципы совместной работы энергокомпаний в условиях электроэнергетического рынка//Электричество, 1995, -№ 3. С. 16-25.

14. Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов Б.Н. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. — М.: Энергоатом из дат, 1988. 272 с.

15. Дубровина И.В., Лялик Г.Н., Шлимович В.Д. Экспресс-метод оптимизации аварийного резерва мощности в сложных энергообъединениях//Электричество, 1984. -№ 7.-С. 1-6.

16. Дьяков А.Ф. Обеспечение надежного и безопасного электроснабжения потребителей в условиях реформирования электроэнергетики // Вести в электроэнергетике, 2005, -№ 5. С. 3-6.

17. Дьяков А.Ф. Проблемы надежности и безопасности энергоснабжения в условиях либерализации и дерегулирования в электроэнергетике // Энергетик, 2005.-№8.-С. 2-9.

18. Дьяков А.Ф. Проблемы надежности и безопасности больших систем энергетики // Вести в электроэнергетике, 2006, -№2. — С. 3-14.

19. Дьяков А.Ф., Семенов В.А., Морозкин В.П. Использование основных электрических сетей при рыночных отношениях. Опыт США и стран Западной Европы // Энергетик, № 4, 1994. - С. 6-13. ' ;

20. Зеленохат Н.И., Скаров Ю.В. Комбинированное объединение больших энергосистем // Электричество, 2006, — № 5. — С. 2-10.

21. Иванов В.В., Колосок Г.В. Результаты исследования надежности ЭЭС потестовой схеме с помощью программы ПОТОК-3.//Методические вопросы-130исследования надежности больших систем энергетики. — Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1991. Вып. 41. - С. 40-53.

22. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. — М.: Высшая школа, 1984. 240с.

23. Ковалев Г.Ф. Модель оценки надежности сложных ЭЭС при долгосрочном планировании их работы // Электронное моделирование, 1987. — № 5. С. 65-72.'

24. Ковалев Г.Ф. Модели и методы оценки и оптимизации надежности ЭЭС в свете современных требований. // Надежность систем энергетики: Методические и практические задачи. Новосибирск: Наука, 2005. — С. 227-249.

25. Ковалев Г.В., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. / Под ред. Н.И.Воропая Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, перспективы. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение РАН, 1999. - 434 с.

26. Коган Ю.М. современные проблемы прогнозирования потребности в электроэнергии. //Вести в электроэнергетике, 2005. № 3. - С. 3-10.

27. Концепция обеспечения надежности электроэнергетики. — М.: РАО «ЕЭС России», 2004.

28. Кощеев JI.A., Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Обеспечение надежности развития и функционирования ЕЭС России и региональных энергосистем в формирующейся системе управления электроэнергетикой. // Изв. АН. Энергетика, 1994.-№2.-С. 65-72 .

29. Лазебник А.И., Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Характеристика схем и моделей организации и функционирования рынка электроэнергии за рубежом. // Электрические станции, 1994. —№ 6. С. 15-22.

30. Лялик Г.Н., Урванцев В.И. Определение аварийного резерва мощности на базе универсальных характеристик удельного резерва. // Электрические станции, 1972. -№ 1. С. 26-30.

31. Лялик Г. Н. Резерв мощности и способы его определения при перспективном проектировании. // Науч. тр./ Энергосетьпроект, 1974. Вып. 4. — С. 315.

32. Малкин П.А. Принципы размещения оперативного резерва в ЕЭС СССР и методы его расчета//Принципы и методические основы проектирования ЕЭС СССР. -М.: Энергоатомиздат, 1985. С. 12-21.

33. Малкин П.А. Расчет величины и размещения резерва активной мощности в объединении произвольной конфигурации // Резервирование в энергосистемах и вопросы повышения надежности при глубоких ограничениях: Тез.докл.респ.сем. — Фрунзе, 1981. С. 7-9.

34. Манов Н.А., Слободян Ю.В., Кузнецова И.Ф. Оценка надежности электроэнергетической системы. — Сыктывкар, 1980. — 63 с. (Новые научные методики / Коми филиал АН СССР).

35. Манов Н.А., Топчий А.А., Слободян Ю.В. Исследование надежности при- 132планировании развития электроэнергетической системы. Сыктывкар, 1981. -25 с. (Новые научные методики / Коми филиал АН СССР).

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

37. Методические указания по проектированию развития энергосистем. (Утверждено Приказом Минэнерго России от 39 июня 2003 г., № 281). М.: Минэнерго РФ, 2003.

38. Надежность систем энергетики. Терминология. М.: Наука, 1980. -Вып. 95.-43 с.

39. Непомнящий В.А. Учет надежности при проектирование энергосистем. -М.: Энергия, 1978. 200 с.

40. Непомнящий В.А. Экономические проблемы повышения надежности электроснабжения. — Ташкент: ФАН, 1985. — 199 с.

41. Обоскалов В.П. Оценка показателей балансовой надежности электроэнергетических систем методами вероятностного моделирования // Изв. РАН. Энергетика, 1994. -№ 3. С. 15-20.

42. Обоскалов В.П. Надежность обеспечения баланса мощности электроэнергетических систем. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2002. - 210 с.

43. Обоскалов В.П., Котов О.М. Анализ схемной надежности электрическихсистем. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2007. - 50 с.-133

44. О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии / Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 529.

45. Порядок определения зон свободного перетока и ограничений на объемы поставок мощности из зоны в зону / СО ЕЭС // www.government.ru.

46. Порядок установления планового коэффициента резервирования генерирующей мощности по отдельным зонам свободного перетока генерирующей мощности (версия 2.0) / СО ЕЭС // www.government.ru.

47. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1991. - 208 с.

48. Руденко Ю.Н. Современное состояние теоретических разработок, методов расчета и нормирования надежности электроэнергетических систем//Вопросы устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: ИВ-ТАН, 1990.-С. 3-22.

49. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. — М.: Наука, 1986.-252 с

50. Руденко Ю.Н., Розанов М.Н., Ковалев Г.Ф. и др. Резервы мощности в электроэнергетических системах стран членов СЭВ. Методы исследования. -Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1988. - 150 с.

51. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Классификация задач в проблеме надежности электроэнергетических систем. // Методические вопросы исследования на-134дежности больших систем энергетики. — Вып. 2. Сыктывкар: Коми филиал АН СССР.-С. 6-17.

52. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах: Методы исследования. Новосибирск: Наука, 1974 — 264 с.

53. Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем и электрических сетей. Москва. 1995. — 44 с.

54. Туфанов В.А., Орлов A.M., Чукреев Ю.Я. Программа анализа надежности объединенных энергосистем. // Структура генерирующих мощностей и режимы работы энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981- С. 65-69.

55. Туфанов В.А., Чукреев Ю.Я. Опыт разработки универсального блока распределения дефицита мощности. // Труды Моск. энерг. института. — м • МЭИ, 1981.-Вып. 554.-С. 47-51.

56. Туфанов В.А., Чукреев Ю.Я. Некоторые результаты анализа и синтеза надежности гипотетических схем ЭЭС // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. —Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1981. -Вып. 23.-С. 72-80.

57. Управление электроэнергетическими системами новые технологии и рынок. - Сыктывкар, 2004. -298 с. (Коми научный центр УрО Российской АН).

58. Устав Российского акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России". Москва, 1992. 35 с.

59. Шлимович В.Д. Надежность электроэнергетических систем. —М.: Энергия, 1984. — 80 с. (Итоги науки и техники. Серия «Энергетические системы и их автоматизация» / ВИНИТИ; Т. 2).

60. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетическихсистем. Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 1995. -176 с.- 135

61. Чукреев Ю.Я., Манов Н.А., Слободан Ю.В. Исследование надежности при управлении развитием многоузловых электроэнергетических систем. -Сыктывкар, 1987. -27 с. (Новые научные методики / Коми научный центр УрО РАН).

62. Чукреев Ю.Я. Методы и модели оценки показателей, и средств обеспечения надежности при управлении развитием ЭЭС // Изв.АН. Энергетика, 1999. -№4.-С. 31-39.

63. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Обеспечение надежности при управлении развитием электроэнергетических систем для условий реформирования электроэнергетики. //Известия РАН. Энергетика, 2008. -№ 4. С. 39-48.

64. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Методические особенности оценки надежности баланса мощности либерализованных электроэнергетических систем. // Известия Вузов. Проблемы энергетики, 2008. -№ 11-12/1. С. 158-169.

65. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: Пер. с англ. / Под ред. Ю.Н.Руденко. М.: Энергоатомиз-дат, 1983. -336 с.

66. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов / В.А.Веников, В.И.Горушкин, И.М.маркович и др.; Под ред. В.А.Веникова. М.: Высшая школа, 1973. -318 с.

67. Юдин Д.Б., Гольштейн Е.Г. Линейное программирование. М.: Мир, 1966. -276 с.

68. Анализ нормативов надежности, используемых энергосистемами Запада США при координации совместной работы в составе крупного межрегионального объединения. Севзапэнергосетьпроект / отчет НИР, С.-Петербург, 1994. - 88 с.

69. Управление электроэнергетическими системами новые технологии и рынок / отв. редактор Н.А. Манов. - Сыктывкар, 2004. - 298 с. (Коми научный центр УрО Российской АН).

70. Bertoldi Scalcino S., Salvaderi L. Adequacy evaluation an application of ENEL's SICRET program to New Brunswich Power System // SIGRE Simposium "Electric Power System Reliability". Monreal, 1991. WG 38.03/-01.

71. Dody J.C., Merlin A. Recent improvement of the Mexico model for probabilistic planning studies // IPC Busines Press Electrical Power & Energy Systems. -1979.-Vol. 1, № 1.

72. Billinton R., Li W. Reliability assessment of electrical power systems using Monte Carlo Methods (Kluwer Academic Publishers Group, 1994). -368 p.

73. Stoft S. Power System Economics: Designing Markets for Electricity (J. Wiley and Sons, 2002). -468 p.

74. Billinton R., Ronald N. Allan Reliability Assessment of Large Electric Power Systems, Springer, 1988 - 298 p.

75. Billinton R., Ronald N. Allan Reliability Evaluation of Engineering Systems: Concepts and Techniques Springer, New Delhi, 2006 - 476 p.

76. Billinton R., Ronald N. Allan Reliability Evaluation of Power Systems -Springer, New Delhi, 2006 536 p.

77. Richard E. Electric Power Distribution Reliability. 2002 - 400 p.

78. Zerriffi H., Dowlatabadi H., Farrell A. Incorporating stress in electric power systems reliability models Elsevier Ltd, 2007 - 14 p.

Похожие работы

Энергетика
05.14.00