автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация развития основной электрической сети с использованием структурного анализа

На правах рукописи

УСОВ Илья Юрьевич

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗВИТИЯ ОСНОВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск 2005

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН).

Научный руководитель:

кандидат технических наук Труфанов Виктор Васильевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Ковалев Геннадий Федорович

кандидат технических наук профессор

Тришечкин Александр Михайлович

Ведущая организация:

Дальневосточный проектно-изыскательский институт ОАО "Дальэнергосетьпроект",

г. Владивосток

Защита состоится 21 июня 2005 г. в 11-00 часов на заседании диссертационного совета Д003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

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

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью организации, просим отправлять по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан 20 мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук профессор

A.M. Клер

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Перспективы реструктуризации электроэнергетики и формирования рынков электроэнергии, для функционирования которых необходимы развитые электрические сети, недостаток инвестирования в новые генерирующие мощности, формирование межгосударственных электрических связей увеличивают актуальность вопросов рационального развития основной сети электроэнергетических систем (ЭЭС). В условиях усложнения структуры ЭЭС, увеличения протяженности электрических связей и дальности транспорта электроэнергии все большее внимание при управлении развитием основных сетей ЭЭС необходимо уделять анализу условий их перспективного функционирования. Существующие методы и модели развития основной электрической сети не позволяют в полной мере обеспечить учет указанных условий, что может привести к значительным экономическим потерям. В связи с этим актуальна разработка новых, более совершенных математических моделей и методов предпроектных исследований развития основной электрической сети, которые дали бы возможность более полно учитывать условия перспективного функционирования ЭЭС - ограничения на предельные по статической устойчивости мощности по связям (ЛЭП) и в сечениях ЭЭС.

Цель работы. Разработка методической базы и инструментария для исследований оптимального развития основной электрической сети ЭЭС, а также проведение исследований развития электрических сетей реальных ЭЭС.

Научная новизна и основные результаты.

1. Предложен методический подход к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети, базирующийся на комплексном использовании линейной потоковой модели развития сети и структурной модели ЭЭС, который, в отличие от существующего, позволяет более точно учитывать ограничения на предельные по условиям статической устойчивости мощности в сечениях ЭЭС и по отдельным связям. Этот подход реализован в виде алгоритма, в результате выполнения которого формируется совокупность наиболее рацио-

нальных вариантов развития основной электрической сети, удовлетворяющих техническим условиям перспективного функционирования ЭЭС.

2. Разработан и реализован программно метод определения предельных передаваемых мощностей в сечениях ЭЭС по условиям статической устойчивости на основе показателей структурного анализа (собственных и взаимных мощностей генераторов) при оптимизации развития электрической сети.

3. Определена и исследована совокупность рациональных вариантов развития основной электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2015 гг.

Методика выполнения исследований и их достоверность. Исследования базируются на положениях системного подхода, методологии управления развитием энергосистем, анализе опыта управления развитием электрических сетей в России и за рубежом. Достоверность полученных научных результатов, выводов и рекомендаций определяется: использованием математических моделей и ЭВМ; сопоставлением основных результатов работы с рекомендациями по развитию электрической сети, сформированными в профильной проектной организации, а также с результатами, полученными с применением альтернативных методик исследований (детальными моделями электрических режимов ЭЭС).

Практическая ценность. Практическое применение разработанного методического подхода позволяет повысить обоснованность и экономичность проектных решений по развитию основной электрической сети ЭЭС. В условиях рынка практическое применение разработанных моделей и методов обеспечит экономию капиталовложений, а также снижение рисков для инвесторов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на ежегодных всероссийских конференциях «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» в ИрГТУ (г. Иркутск, 2001,2003,2004 гг.), на ежегодных конференциях молодых ученых ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск, 2001 - 2004 гг.), на ежегодной научно-практической конференции молодых специалистов энергетиков (г. Иркутск, 2002), на международной конференции "Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems" (г. Иркутск, 2003 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из четырех глав, введения, заключения, списка литературы из 124 наименований и 6 приложений. Объем работы - 208 страниц, включая 158 страниц основного текста, 16 рисунков, 26 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, показана актуальность исследований, отмечаются основные недостатки существующего подхода к решению задач развития основной электрической сети, формулируются цели и задачи работы, приводится структура диссертации.

В первой главе показана специфика и место задачи развития основной электрической сети в общей структуре задач управления развитием ЭЭС. Рассмотрены математические постановки задачи с учетом различных влияющих факторов - дискретности и динамики развития, многорежимного характера работы ЭЭС, надежности электроснабжения потребителей, неопределенности исходных данных, а также технических условий функционирования ЭЭС. Проанализированы существующие методы решения этой задачи, выполнен обзор имеющихся моделей оптимизации развития электрической сети. Основные недостатки предложенных моделей развития электрической сети следующие. В большинстве моделей режимы ЭЭС описываются балансами активных мощностей в узлах и ограничениями на пропускные способности отдельных связей. В качестве ограничений при этом выступают такие показатели, как натуральная мощность, предельная экономическая нагрузка ЛЭП, максимальная длительно допустимая по условиям нагрева проводов мощность ЛЭП. Их использование может привести к существенной погрешности решения, поскольку распределение потоков мощности и допустимая загрузка ЛЭП основной электрической сети, как правило, определяются предельными по условиям статической устойчивости мощностями в сечениях ЭЭС, которые зависят от схемы сети в целом.

В некоторых моделях электрические режимы ЭЭС учитываются более полно (потокораспределение описывается вторым законом Кирхгофа для актив-

ных мощностей, контролируется пропускная способность сечений по «статике»). Однако основной недостаток этих моделей - существенные ограничения на размерность решаемой задачи, поэтому для решения практических задач с большим числом переменных их применение затруднено. Кроме этого, используемые в них методы определения предельных мощностей в сечениях ЭЭС несовершенны и требуют уточнения.

В связи с этим в главе обоснована необходимость развития методического подхода к выбору рациональной структуры основной электрической сети, первоочередными направлениями которого являются разработка и применение эффективных математических оптимизационных моделей развития сети, а также совершенствование учета технических условий функционирования ЭЭС.

Во второй главе дана характеристика структурного анализа ЭЭС как метода исследования режимов и устойчивости ЭЭС, а также рассмотрены особенности его использования при решении задач развития электрической сети ЭЭС.

Н.А. Абраменковой было предложено использовать специальные критерии оценки свойств ЭЭС при анализе режимов и устойчивости - собственные и взаимные мощности генераторов. В основе этих критериев лежит принцип постоянства переходной ЭДС генератора - , которая жестко поддерживается автоматическим регулятором возбуждения генератора при любых малых возмущениях режима. Собственные и взаимные мощности генераторов определяют верхние оценки областей статической апериодической устойчивости ЭЭС.

Рис. 1. Схема замещения ЭЭС: а - расчетная, б - эквивалентная (взаимные проводимости генераторных узлов обозначены сплошными линиями).

Взаимная мощность генератора УУд представляет собой максимальную

передаваемую мощность (МВт) между генераторами г и} в модели "шины - переходное сопротивление - переходная ЭДС":

где Е^Е^ - модули переходных ЭДС генераторов (кВ), а уу - модуль взаимной проводимости между узлами с и Ej (См);

Собственная мощность генератора (МВт) выражается формулой

где gir активная составляющая собственной проводимости г-го генераторного узла (См).

Для определения собственных и взаимных проводимостей (СВП) относительно генераторных узлов (узлов с ЭДС Ej) расчетная схема замещения ЭЭС (рис.1.а) эквивалентированием приводится к виду полного графа (рис. 1.б).

Эквивалентная матрица СВП относительно генераторных узлов (

также может быть получена из исходной матрицы СВП расчетной схемы заме-

Y Y

щения Y = 'гг сг

■ ■ Л t

) в соответствии со следующим выражением

В матрице

и выражении (3) индексом «с» обозначены СВП исклю-

чаемых (сетевых) узлов, а индексом «г» остающихся (генераторных).

Матрица на диагонали которой расположены собственные мощности генераторов (И'д), а остальные элементы (IVу = IV ^ ) представляют взаимные мощности между соответствующей парой генераторов, рассчитывается по формуле

где

- диагональная матрица модулей ЭДС генераторов,

матрица, у которой диагональные элементы представляют активные состав-

ляющие собственных проводимостей в матрице

, остальные эле-

менты - модули взаимных проводимостей в той же матрице.

Попытка использования алгоритмов структурного анализа ЭЭС для расчета предельных мощностей в сечениях была реализована в модели оптимизации развития электрической сети ОРС (ФЭИ АН Латвии). Однако в ней предельные мощности в сечениях определяются с большой погрешностью, вызванной несовершенством метода их расчета, а также существенными упрощениями при определении параметров схемы замещения сети.

В диссертации предложен новый метод определения предельных передаваемых мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития электрической сети на основе элементов матрицы W(1), (2).

В соответствии с этим методом пропускные способности сечений предлагается определять для двух контролируемых в процессе оптимизации типов сечений: генераторных, когда в одной подсистеме находится один генератор, и сетевых - при двух и более генераторах в подсистеме.

Максимальная выдача мощности г'-й станции (генераторного узла) не должна превышать пропускной способности генераторного сечения, определяемой по выражению

где - максимальная мощность '-го генератора или структурный

максимум генераторного узла г', к3- коэффициент запаса по активной мощности в сечении (о.е.), принимается равным 0,2.

По аналогии с максимальной мощностью генератора можно ввести понятие максимальной мощности подсистемы, которая выразится формулой

где ^Щг сумма собственных мощностей генераторов подсистемы А, ^Шц -

сумма взаимных мощностей генераторов подсистемы А и оставшейся части системы (подсистемы В).

Суммарный поток мощности в 1-м сетевом сечении не должен превышать его пропускную способность, определяемую по формуле

рпред.осн _ . цг* _

(7)

Показатели (5), (7) являются оценками наибольших пропускных способностей по статической устойчивости для основных генераторных и сетевых сечений. Основным является сечение на исходной (неэквивалентированной) схеме сети, в котором поток мощности по результатам расчета режима максимален. Остальные сечения в исходной схеме сети, при том же направлении суммарного потока мощности и с тем же набором генераторов в рассматриваемых подсистемах, являются дополнительными.

Предельные мощности в дополнительном сечении ЭЭС могут быть определены по выражению

где - предельная мощность в основном сечении (генераторном или се-

тевом), Р^"^ - суммарная активная мощность нагрузки в узлах сети между основным и дополнительным сечениями, - суммарная величина потерь активной мощности в связях между основным и дополнительным сечениями.

Разработанный метод является более точным по сравнению с используемым в модели ОРС, поскольку предельные мощности рассчитываются на заданном направлении утяжеления в сечении, с учетом падения напряжения

Рис. 2. Предлагаемая методика оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС.

в элементах сети и узлах нагрузки. Этот метод позволяет также использовать более точные данные о параметрах элементов схемы замещения электрической сети (учитывать активные сопротивления элементов, а также значения ЭДС генераторов в соответствии с их типом). Рассмотренные преимущества предложенного автором метода расчета предельных мощностей в сечениях ЭЭС во второй главе диссертации продемонстрированы на практическом примере.

В то же время этот метод определения предельных мощностей в сечениях ЭЭС является упрощенным (оценкой «сверху») и должен применяться при решении оптимизационных задач развития электрической сети. На этапе технико-экономического сравнения для сформированной совокупности наиболее рациональных вариантов необходим более точный расчет предельных мощностей в сечениях ЭЭС, который должен проводиться на специализированных моделях электрических режимов, использующих, как правило, практические критерии статической устойчивости.

В третьей главе изложены основные положения предлагаемого методического подхода к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС. В качестве базового экономико-математического инструмента исследований в этой главе обосновано применение линейной потоковой модели оптимизации развития электрической сети. Для учета условий функционирования предложено использовать структурную модель (4), построенную на основе методов и алгоритмов структурного анализа ЭЭС.

Главной целью оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС является формирование совокупности наиболее экономичных вариантов ее развития, удовлетворяющих нужды потребителей в электрической энергии. Кроме этого, при оптимизации основной сети дается общая оценка ресурсов (финансовых, технических и др.), требуемых для реализации перспективного сетевого строительства.

В статической постановке предлагаемая в работе методика формирования совокупности наиболее рациональных вариантов развития сети изображена на рис. 2. Она включает три основных этапа.

На первом этапе определяются и уточняются следующие исходные данные, необходимые для решения задачи оптимизации развития электрической сети на линейной потоковой модели: мощности нагрузки и генерации в узлах ЭЭС, удельные затраты на единицу генерируемой электростанциями мощности, удельные капиталовложения в новые ЛЭП, граф электрической сети, в который входят существующие и новые связи, ограничения на пропускные способности существующих и новых ЛЭП.

В качестве ограничения на пропускную способность существующих ЛЭП используются наименьшая из предельных мощностей по нагреву провода или по статической устойчивости для отдельной связи (ЛЭП) с учетом коэффициента запаса. Для новых ЛЭП основной сети использование таких мощностей, как правило, ведет к существенному завышению их пропускной способности, которая определяется условиями статической устойчивости в полной схеме электрической сети. Для учета этого фактора, а также в целях сокращения области поиска оптимального решения в качестве пропускной способности для каждой ^-й) новой ЛЭП основной сети в диссертации предложено использовать мощность, определяемую по формуле

где - наименьшая из предельных мощностей по нагреву или по выражениям (5), (7) 1-го сечения в базовой схеме, в которой присутствуют только существующие на начало расчетного периода элементы электрической сети, предельная мощность (5), (7) 1-го сечения в схеме я, которая получена из базовой добавлением 5-й новой линии.

Предложенный автором алгоритм позволяет не только определить наибольшую пропускную способность новых ЛЭП основной сети с учетом ее полной схемы, но также формализованно отобрать и обосновать совокупность конкурирующих в процессе оптимизации новых ЛЭП (в эту совокупность не включаются те варианты сооружения новых ЛЭП основной сети, которые не дают существенного прироста пропускной способности усиливаемых сечений).

Целью второго этапа методики является формирование промежуточной совокупности рациональных вариантов развития основной электрической сети на основании решения линейной потоковой модели.

Этот этап включает три основных пункта (рис. 2.). Сначала решается задача оптимизации развития основной электрической сети в следующей математической постановке. Необходимо найти пропускные способности существующих и новых ЛЭП, обеспечивающие минимум затрат на развитие и функционирование электрической сети:

/ \

тт

.' I 1

при соблюдении балансов мощностей узлов (г = 1,М)

! 1

где перетоки мощности по всем ЛЭП удовлетворяют условиям

о 5 хг ^ хР^пиоа+^и°влэл

с ограничениями на использование существующих и новых

ЛЭП:

(10)

(И)

(12)

НОВ.ЛЭП \

о йХТ^^Р!

}СуШ.ЛЭП

(НОВЛЭП Г

и > J

(13)

а также ограничениями на располагаемую мощность электростанций

0 £ Х"И < /}ген.

(14)

Здесь С|овлэп - удельные капитальные затраты по новым ЛЭП (руб./МВт); СГ- удельные переменные затраты на генерируемую мощность (руб./МВт); X™ - переток мощности по связи из узла i в узел ] (МВт); .Р"агр - потребляемая мощность в узле i (МВт); Ру - удельный коэффициент потерь мощности при передаче по связи между узлами 1 и j (в о. е.).

тт ^сущ.лэп V НОВ.ЛЭП

Неизвестными величинами в модели являются - пропу-

скные способности существующей и новой линии между узлами i и j (МВт), а

также генерируемые мощности электростанций

Получаемое решение линейной потоковой модели будет непрерывным -в виде минимально необходимых пропускных способностей межузловых связей электрической сети.

В модели отсутствует алгоритм превращения этого непрерывного решения в дискретное (оптимальный вариант развития сети), поэтому дискретизация решения линейной потоковой модели выполняется человеком (экспертом) на основе данных о пропускной способности сечений основной электрической сети, величине неиспользованной располагаемой мощности станций в каждой из подсистем с учетом характеристик каждой новой ЛЭП (номинального напряжения, пропускной способности, требуемых капиталовложений и т.д.).

При этом не ставится задача определить единственный оптимальный вариант развития - необходимо сформировать небольшое количество рациональных вариантов развития основной электрической сети ЭЭС, достаточно полно представляющих зону неопределенности решений.

Заключительным пунктом второго этапа является анализ надежности сформированных вариантов развития электрической сети, который также выполняется экспертом. При анализе надежности сформированных вариантов развития электрической сети учитывается как опыт проектирования, который, в частности, отражен в соответствующих рекомендациях по проектированию развития электрических сетей, так и имеющиеся экономические ограничения (по суммарным капиталовложениям, объемам строительства и т.д.). Результатом этого анализа могут стать рекомендации по повышению надежности сформированных вариантов развития электрической сети (за счет ввода дополнительных новых ЛЭП), а также формирование на их основе дополнительных вариантов, отличающихся более высокой надежностью.

В результате решения задач второго этапа будет сформирована промежуточная совокупность вариантов развития основной электрической сети.

Для каждого из этих вариантов на третьем этапе осуществляется проверка условий функционирования, которая включает шесть стадий (рис. 2).

Выбор представительного множества контролируемых сечений производится экспертно на основании комплексного анализа значимости (мощности) генераторных узлов, структуры основной электрической сети, величины и направлений потоков мощности в сечениях, а также пропускной способности отдельных связей этих сечений в соответствии с их конструктивными характеристиками (номинальное напряжение, сечение проводов и т.д.). В качестве контролируемых выступают также те сечения, в которых на этапе подготовки исходных данных требовалось усиление.

Затем определяется суммарный поток мощности в контролируемых сечениях. После составления для каждого из сформированных вариантов развития электрической сети расчетных схем замещения и их эквивалентирования на основе показателей структурного анализа (1), (2) в соответствии с предложенным в работе методом производится расчет предельно допустимых мощностей (5), (7) в контролируемых сечениях.

Далее потоки мощности в этих сечениях сравниваются с предельно допустимыми. Если потоки мощности во всех контролируемых сечениях не превышают предельно допустимые, то вариант включается в окончательную совокупность наиболее рациональных вариантов развития электрической сети. В противном случае переходим к шестой стадии, на которой корректируются ограничения по потокам мощности в ветвях сечения для их использования в новом цикле оптимизации структуры сети на линейной потоковой модели.

Поскольку линейная модель не включает ограничения на потоки мощности в сечении вида

(где - суммарный поток мощности в сечении, разделяющем систему на

две подсистемы А и В, Р"^""- предельно допустимая мощность в сечении), то необходимо разложить суммарную пропускную способность сечения по отдельным его связям.

Ограничения (15) на пропускную способность сечений, связи которых имеют один узел выхода (входа), в линейной потоковой модели могут быть заданы путем создания фиктивной связи с нулевыми затратами, нулевыми потерями и пропускной способностью, равной пропускной способности соответствующего сечения. Для остальных сечений корректировку ограничений на поток мощности в q-м сечении было предложено осуществлять упрощенным способом с использованием коэффициентов потокораспределения, полученных на предыдущем ^-ы) цикле оптимизации:

где Iй- предельная мощность в q-м сечении, определяемая по выражениям

'ч(0

(5), (7) для основных сечений и формуле (8) для дополнительных, ХЦ*") - поток мощности по связи 9-го сечения на им цикле оптимизации; £ ^¡¡0) - суммарный поток мощности по связям в q-м сечении на t-м цикле оптимизации.

После корректировки ограничений на потоки мощности в сечениях производится следующий цикл оптимизации структуры электрической сети, на котором формируется новая совокупность вариантов развития сети с увеличенными за счет сооружения дополнительных новых ЛЭП пропускными способностями сечений. Эта совокупность затем также проверяется с помощью структурной модели ЭЭС. Итеративный процесс проверки и отбора наиболее рациональных вариантов развития сети, обеспечивающих передачу расчетных потоков мощности, производится до тех пор, пока все отобранные варианты развития сети не перестанут нуждаться в корректировке. Если все возможные к строительству линии введены, а потоки мощности больше предельно допустимых, то проектировщик должен рассмотреть новые способы усиления сети.

Учет динамики развития электрической сети в работе предлагается осуществлять упрощенно - псевдодинамически. Рассматривается последовательно несколько этапов развития электрической сети, для каждого из которых приме-

няется предложенная в диссертации методика (рис. 2). На каждом новом этапе развития исходным состоянием будет один наиболее предпочтительный вариант электрической сети, полученный на предыдущем этапе развития. Учет многорежимного характера работы ЭЭС также реализуется за счет последовательного рассмотрения нескольких расчетных режимов, возможных в течение года, для каждого из этих режимов должны быть выполнены все этапы процедуры, изображенной на рис. 2.

Варианты развития основной электрической сети, вошедшие в совокупность наиболее рациональных, в дальнейшем (на этапе технико-экономического сравнения) с учетом уточненной исходной информации детально исследуются с использованием оценочных экономических моделей развития и детальных моделей электрических режимов ЭЭС.

В четвертой главе отражены результаты исследований вариантов развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 г. ОЭС имеет большую протяженность с запада на восток (около 3000 км) и относится к "цепочечному" типу (рис. 3). Электрические сети такой структуры, как правило,

Рис. 3. Схема основной электрической сети и расположение главных генерирующих источников ОЭС Востока.

имеют низкие показатели надежности и пропускные способности в сечениях по условиям статической устойчивости.

Основными тенденциями развития ОЭС Востока являются развитие каскадов больших и малых ГЭС, за счет мощностей которых планируется покрытие прироста нагрузки (около 3 % в год в среднем по ОЭС), снижение установленной мощности электростанций «Дальэнерго», а также увеличение объемов экспорта электроэнергии в приграничные страны. Эти тенденции потребуют активного развития основной электрической сети ОЭС Востока.

Задача выбора рациональной структуры активно развивающейся электрической сети по сути является оптимизационной, и, следовательно, подходит для апробации предложенной методики оптимизации развития основной электрической сети.

Первоочередными направлениями развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу 10-15 лет являются:

• Завершение создания непрерывной сети 500 кВ (Зейская ГЭС - ПС Дальневосточная) и обеспечение ее максимальной загрузки в транспортных режимах.

• Повышение надежности и пропускной способности схемы ОЭС Востока, главным образом сети 500 кВ, путем сооружения дополнительных цепей существующих ЛЭП или новых связей.

• Реализация оптимальных вариантов выдачи мощности ГЭС Амурской энергосистемы и на экспорт.

Решение этих задач осуществлялось в соответствии с предложенной методикой оптимизации развития электрической сети, при этом рассматривалась временная перспектива до 2010 г. Для оценки эффективности предложенного методического подхода выполнено сравнение сформированных вариантов развития с проектом развития электрической сети ОЭС Востока на тот же период, который был составлен в 2000 г. в профильном проектном институте - ОАО "Дальэнергосетьпроект" (ДЭСП).

На базе предложенных в диссертации методических подходов и вычислительных инструментов были сформированы два наиболее рациональных ва-

рианта развития электрической сети ОЭС Востока. В обоих вариантах, как и в варианте ДЭСП, обоснованы завершение одноцепного непрерывного транзита 500 кВ от Зейской ГЭС до вновь сооружаемой ПС Владивосток, присоединение к ОЭС Востока Чагоянской и Граматухинской ГЭС, сооружение второй связи 220 кВ Благовещенской ТЭЦ с энергосистемой, выдача мощности на экспорт от подстанций Сиваки, Хехцир и Пограничная, а также заходы или присоединение к сети 220 кВ существующих и новых узловых подстанций (Тамбовка, Пада-линская, Липовцы, ПСТ-И, Лесозаводск, РКИК и др.)

Отличия в составе новых ЛЭП и капитальных затратах для двух сформированных в соответствии с предложенной методикой вариантов и варианта ДЭСП показаны в таблице.

С помощью процедуры отбора новых ЛЭП (9) дополнительно было предложено несколько альтернативных ДЭСП трасс новых ЛЭП, одна из которых (ЛЭП 7 в таблице) включена в схему развития сети первого варианта.

К мероприятиям по развитию электрической сети, которые по расчетам автора оказались не эффективными на рассматриваемую перспективу, относятся следующие три: присоединение НТЭЦ и Н.БГЭС к ОЭС Востока, а также ввод второй ЛЭП 500 кВ БГЭС-Хабаровская (ЛЭП 8 в таблице).

Следует отметить, что к моменту написания настоящей работы ДЭСП уже не планируется присоединение НТЭЦ к ОЭС Востока. Сооружение . двухцепной ЛЭП 220 кВ НТЭЦ-Березовая было обосновано необходимостью снижения тарифов в изолированном Николаевском энергорайоне, единственный генерирующий источник которого (НТЭЦ) работает на мазуте. В настоящее время строящийся газопровод обеспечит перевод НТЭЦ на газ, что исключит необходимость сооружения этой ЛЭП.

Необходимость присоединения Н.БГЭС к ОЭС Востока к 2010 г. на напряжении 220 кВ требует дополнительного обоснования на основе подробных технико-экономических расчетов.

Ввод второй ЛЭП 500 кВ БГЭС-Хабаровская, главным образом, можно рассматривать как первый этап повышения надежности всего транзита 500 кВ

Таблица

Различия в схемах развития электрической сети ДЭСП и предложенных автором _

лэп кВ Капиталовложения в ЛЭП, тыс. ДОЛ. Наличие ЛЭП в варианте развития Назначение ЛЭП Примечание

№ п п. Название

ДЭСП автор вариант

№ 1 №2

1 Находка-РКИК 220 2275 + - + Повышение надежности электроснабжения узла (подстанции) РКИК -

2 Чугуевка-Партизанская ГРЭС 220 1692 + - + Увеличение надежности электроснабжения узла Находка Заход на ПС Находка

3 Чугуевка—Находка 500 15035 + - + Увеличение пропускной способности сети -

4 Березовая-Николаевская ТЭЦ 220 7104 + - - Выдача избыточной мощности (20 МВт) Николаевской ТЭЦ (НТЭЦ) НТЭЦ работает изолированно

5 Н.-Бурейская ГЭС-Райчихинская ГРЭС 220 2341 + - - Выдача 5 МВт избыточной мощности Нижне-Бурейской ГЭС (Н.БГЭС) -

6 ХТЭЦ-3- Хехцир 220 2887 + - + Выдача мощности Хабаровской ТЭЦ-3 (ХТЭЦ-3) в восточном направлении -

7 ХТЭЦ-З-ХТЭЦ-1 220 2019 - + - То же Вариант сооружения этой ЛЭП предложен автором

8 Бурейская ГЭС — Хабаровская (вторая ЛЭП) 500 23607 + - - Повышение надежности схемы выдачи мощности Бурейской ГЭС (БГЭС) в восточном направлении -

Суммарные капиталовложения по вариантам, млн. дол. 54,9 2,0 21,9 - (без учета совпадающих мероприятий)

БГЭС-Приморская ГРЭС (ПрГРЭС), поскольку увеличение пропускной способности сечения восточнее БГЭС при ее сооружении составит не более 180 МВт.

Требуемые капиталовложения в вариантах 1 и 2 меньше соответственно на 52,9 млн.$ и на 33 млн.$, чем капитальные вложения, необходимые для реализации схемы развития сети ДЭСП.

Условия нормального функционирования удовлетворялись для всех трех рассматриваемых вариантов развития электрической сети ОЭС Востока. Проверка этих условий производилась как по упрощенным структурным критериям (5), (7), так и с использованием специализированного программно-вычислительного комплекса (ПВК) расчета электрических режимов и статической устойчивости - АНАРЭС. Расчеты на этом ПВК проводились для оценки погрешности (в сторону завышения) предельных мощностей в сечениях, рассчитанных по выражениям (5), (7). Сравнение мощностей (5), (7) с предельными мощностями, полученными на ПВК АНАРЭС, показало, что для расчетных сечений наибольшая погрешность определения предельных мощностей в структурной модели составляет не более 25%. При решении задачи оптимизации развития электрической сети такая погрешность допустима, поскольку на следующем этапе проектирования (при технико-экономическом сравнении вариантов) на основе уточненных исходных данных требуемый прирост пропускной способности сечений может быть обеспечен изменением режима существующих или установкой новых устройств компенсации реактивной мощности в узлах (реакторов, компенсаторов и др.).

Следует отметить, что все представленные в таблице варианты характеризуются разной надежностью отдельных участков схемы электрической сети. Причем ни один из них не удовлетворяет в полной мере требованиям надежности, предъявляемым к проектируемым схемам развития электрических сетей. Сформированная во всех трех вариантах структура основной электрической сети ОЭС Востока допускается «Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем» при наличии экономических ограничений (по суммарным капиталовложениям, объемам строительства и т.д.). Проведение де-

тализированной оценки надежности каждого из вариантов возможно только на следующем этапе проектирования развития ЭЭС - при технико-экономическом сравнении сформированных в процессе оптимизации вариантов развития электрической сети с учетом уточненной исходной информации. При этом в условиях существования экономических ограничений потребуется определить состав первоочередных мероприятий по повышению надежности основной сети ОЭС Востока.

На базе предложенного методического подхода были проведены дополнительные исследования при гипотетическом сценарии развития ОЭС Востока после 2010 г. (при увеличении нагрузки на 500 МВт в «Дальэнерго» и располагаемой мощности БГЭС до 65% проектной мощности). Сформированная схема развития электрической сети позволила передать расчетные потоки мощности только после второго цикла оптимизации, на котором были усилены два сечения: первое (восточнее БГЭС) посредством сооружения второй ЛЭП 500 кВ БГЭС-Хабаровская, второе (южнее ПрГРЭС) за счет ввода вторых ЛЭП 500 кВ ПрГРЭС-Чугуевка и ПрГРЭС-Дальневосточная. При этом для повышения надежности схемы сети 500 кВ сформированного варианта необходимо завершение двухцепного транзита БГЭС-ПрГРЭС, а также сооружение в «Дальэнерго» либо вторых ЛЭП Дальневосточная-Владивосток и Чугуевка-Находка, либо одной линии Владивосток-Находка (закольцовывание сети 500 кВ «Дальэнерго»).

На основе проведенных исследований развития электрической сети ОЭС Востока после 2010 г. было подробно оценено влияние условий функционирования ЭЭС на формируемое решение по развитию сети. Была подтверждена возможность применения предложенных предельных мощностей (5), (7) при решении практических задач развития сети, доказана низкая погрешность этих показателей, а также обоснована допустимость применения в линейной потоковой модели упрощенных ограничений (16). Кроме этого, в результате исследований были намечены направления повышения надежности схемы основной электри-

ческой сети ОЭС Востока и пропускной способности ее сечений при дальнейшем росте нагрузок относительно уровня 2010 г.

В заключении приведены следующие основные результаты работы:

1. Выполнен анализ существующих моделей, методов и подходов к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС в России и за рубежом. Основным недостатком большинства существующих моделей развития электрической сети является недостаточно полный учет условий перспективного функционирования (ограничений на предельные по статической устойчивости мощности по связям и в сечениях ЭЭС). В некоторых моделях условия функционирования учитываются более точно, однако эти модели имеют существенные ограничения на размерность решаемой задачи и поэтому малопригодны для практического применения. Кроме этого, используемые в них методы определения предельных мощностей в сечениях несовершенны. В результате проведенного анализа в качестве первоочередных направлений совершенствования существующего методического обеспечения предпроектных исследований развития основной электрической сети ЭЭС обоснована необходимость разработки и применения эффективных математических оптимизационных моделей, а также адекватных методов учета технических условий функционирования ЭЭС.

2. Предложен методический подход к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС. Его главная идея состоит в совместном использовании линейной потоковой модели развития сети и структурной модели ЭЭС с целью формирования совокупности наиболее рациональных вариантов развития основной электрической сети, удовлетворяющих ограничениям на предельные по условиям статической устойчивости передаваемые мощности в сечениях ЭЭС. Этот подход реализован в виде процедуры, выполнение которой позволяет более полно учитывать при оптимизации развития электрической сети условия ее перспективного функционирования.

3. Предложен новый, более точный метод расчета предельных передаваемых мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития электрической сети,

использующий показатели структурного анализа ЭЭС (собственные и взаимные мощности генераторов). Этот метод и структурная модель ЭЭС реализованы программно.

4. Разработаны и реализованы алгоритмы использования в линейной потоковой модели развития электрической сети ограничений на предельно допустимые по «статике» потоки мощности в контролируемых сечениях, рассчитанных в соответствии с предложенным в работе методом.

5. На базе предложенного метода расчета предельных мощностей разработаны алгоритмы формирования ограниченного множества конкурирующих новых ЛЭП основной электрической сети и определения их пропускной способности с учетом полной схемы электрической сети.

6. В целях апробации предложенного методического подхода проведена оптимизация развития основной электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 г., в результате которой были сформированы два наиболее рациональных варианта развития сети. Технико-экономический анализ и сравнение этих вариантов с рекомендациями по развитию электрической сети ОЭС Востока на тот же период, выполненными в профильном проектном институте, показали, что эти варианты при удовлетворении техническим ограничениям требуют меньших капиталовложений - на 52,9 млн.$ и на 33 млн.$ до 2010 г.

7. Расчетными исследованиями на примере схемы ОЭС Востока показана возможность использования показателей структурного анализа для определения предельных мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития электрической сети. Проведенные с помощью специализированного программно-вычислительного комплекса (АНАРЭС) детализированные расчеты установившихся режимов и статической устойчивости подтвердили, что полученные с помощью предлагаемой методики схемы развития электрической сети удовлетворяют требованиям к эксплуатации оборудования и нормативам по статической устойчивости ЭЭС. Величина погрешности при использовании показателей структурного анализа относительно точных значений предельных мощно-

стей составляет не более 25% в сторону завышения, что допустимо при решении задачи оптимизации развития электрической сети.

8. Основными направлениями развития предложенного методического подхода являются: совершенствование учета факторов надежности, многоре-жимности и динамики; учет особенностей развития электрической сети в условиях рынка; автоматизация формирования схем замещения электрической сети; интеграция линейной потоковой модели развития электрической сети и структурной модели ЭЭС в единый программный комплекс анализа развития электрических сетей.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Usov I.Yu. A linear model and structural analysis for main grid expansion optimization //Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems. The International Workshop Proceedings. - Irkutsk: Energy System Institute, 2003. - p. 113-116.

2. Усов И.Ю. Аналитический обзор режимных моделей для задач перспективного развития электроэнергетических систем //Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2000.-Вып. 31.-С. 10-16.

3. Усов И.Ю. Использование структурного анализа для определения пропускной способности сечений при оптимизации структуры электроэнергетических систем // Там же, где [2], 2002. -Вып. 32. - С. 71 - 77.

4. Усов И.Ю. Методика оптимизации развития основной электрической сети с использованием показателей структурного анализа // Там же, где [2], 2003.-Вып.33.- С.73-80.

5. Усов И.Ю. Оптимизация развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 г.//Там же, где [2], 2004. - Вып. 34. - С. 71 - 81.

6. Усов И.Ю. Учет режимного фактора при управлении развитием электроэнергетических систем (ЭЭС)// Материалы всероссийской научно-технической конференции "Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири". -Иркутск: ИрГТУ, 2001. - С. 105 -107.

7. Усов И.Ю. Оптимизация развития основной электрической сети с использованием структурного анализа // Там же, где [6], 2003.- С. 252 - 256.

8. Усов И.Ю. Определение рациональных вариантов развития электрической сети ОЭС Востока на период до 2010 г. // Там же, где [6], 2004- С. 347 -352.

Заказ № 218, тираж 100 экз. Лицензия ПЛД № 40-61 от 31.05.98

Ризограф ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, Лермонтова, 130

О 9 ИЮН 2005

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМА ОПТИМИЗАЦИИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕШЭЭС.

1.1. Место задач развития электрической сети в структуре типовых задач управления развитием ЭЭС.:.

1.2. Критерии и факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети.

1.2.1. Фактор дискретности.

1.2.2. Фактор динамики.

1.2.3. Многорежимный характер работы ЭЭС.

1.2.4. Надежность электроснабжения потребителей.

1.2.5. Неопределенность исходных данных о будущих условиях развития сети.

1.2.6. Учет законов потокораспределения.

1.2.7. Учет ограничений на загрузку ЛЭП.

1.3. Сравнительный анализ моделей и методов оптимизации развития электрической сети.

1.4. Выводы.

2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ПРИ УПРАВЛЕНИИ РАЗВИТИЕМ ОСНОВНОЙ СЕТИ ЭЭС.

2.1. Структурный анализ как инструмент анализа режимов и устойчивости ЭЭС.

2.2. Особенности определения показателей структурного анализа применительно к задаче развития основной сети ЭЭС.

2.3. Метод и модель расчета максимальных и предельных мощностей в сечениях ЭЭС на основе показателей структурного анализа.

2.4. Выводы.

3. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ РАЗВИТИЯ ОСНОВНОЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ЭЭС.

3.1.Совершенствование принципов отбора и определения пропускной способности новых ЛЭП при оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС.

3.2. Постановка и общая схема решения задачи выбора совокупности наилучших вариантов развития основной электрической сети ЭЭС.

3.3. Анализ условий функционирования для совокупности оптимальных вариантов развития основной электрической сети ЭЭС.

3.3.1. Принципы выбора контролируемых сечений при оптимизации развития электрической сети.

3.3.2. Определение расчетных и предельных потоков мощности в контролируемых сечениях.

3.3.3. Формирование совокупности рациональных вариантов развития основной электрической сети с учетом условий функционирования ЭЭС.

3.3.4. Анализ условий функционирования для совокупности рациональных вариантов развития основной сети ЭЭС с помощью детальных моделей электрических режимов.

3.4. Выводы.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ОСНОВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ОЭС ВОСТОКА.

4.1. Общая характеристика ОЭС Востока и перспектив ее развития.

4.2. Оптимизация развития сети ОЭС Востока на период до

2010 г.

4.2.1. Выбор оптимальной структуры электрической сети

ОЭС Востока.

4.2.1.1. Выбор оптимальной структуры электрической сети ОЭС Востока на период до 2005 г.

4.2.1.2. Выбор совокупности рациональных вариантов развития электрической сети ОЭС Востока на период 2006

2010 гг.

4.2.2. Анализ полученного решения по развитию сети и его сравнение с проектом развития сети ДЭСП.

4.2.2.1. Сравнение решений по величине требуемых капиталовложений и надежности схем электрической сети.

4.2.2.2. Сравнение решений по условиям функционирования ЭЭС.

4.2.3. " Оценка эффективности использования предельных структурных мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития основной электрической сети.

4.3. Исследование устойчивости развития электрической сети ОЭС

Востока при вариации исходных данных.

4.3.1. Оптимизация развития электрической сети ОЭС Востока при сценарии развития после 2010 года.

4.4.Вывод ы.

Одним из главных стратегических направлений развития электроэнергетики России [1-3] в настоящее время является развитие основной электрической сети электроэнергетических систем (ЭЭС). Перспективы реструктуризации электроэнергетики и формирования рынков электроэнергии, для функционирования которых необходимы развитые электрические сети, недостаток инвестирования в строительство новых генерирующих мощностей, формирование межгосударственных электрических связей, приводят к тому, что все большую актуальность приобретают вопросы проектирования развития основной сети ЭЭС. При этом, в условиях усложнения структуры энергосистем, увеличения протяженности электрических связей и дальности транспорта электроэнергии, особое внимание при управлении развитием основных сетей ЭЭС будет уделяться анализу условий их перспективного функционирования.

Современные исследования больших систем энергетики не могут обойтись без использования аппарата математического моделирования. Большая трудо-, материало-, капиталоемкость электроэнергетики определяет тот значительный экономический эффект, который позволяет получить рациональное использование эффективных математических моделей при оптимизации развития ЭЭС.

Принципиальные цели настоящей работы сформированы в соответствии с методологией управления развитием ЭЭС, которая была разработана российскими учеными Л. А. Мелентьевым, JI.C. Беляевым, В.А. Ханаевым, П.П. Долговым, А.А. Макаровым, А.Н. Зейлигером, А.И.Лазебником, Л.Д. Хабачевым, В.Р. Окороковым, Л.И. Мардером и многими другими. Среди работ, посвященных вопросам управления развитием электрической сети в нашей стране и за рубежом следует отметить работы таких ученых как И. Б. Моцкус, З.П. Кришан, О.Г. Паэгле, О.Н. Цаллагова, Р.Л. Салливан, Л.Л. Гар-вер, А. Мерлен, Ж.К. Доду, Л. Сальвадери, Б. Кова.

Проблемой управления развитием электрической сети в бывшем СССР занимались ведущие научно-исследовательские и проектные институты (ЭНИН им. Кржижановского, СЭИ СО АН СССР, ФЭИ АН Латв. ССР и др.), специалистами которых предложены подходы и созданы модели для выбора оптимальной структуры электрической сети. Несмотря на это, методическая база оптимизационных задач развития основной электрической сети была и остается наименее разработанной. Прежде всего это обусловлено сложностью самой задачи оптимизации электрической сети, при решении которой проектировщику требуется учесть множество разнообразных факторов, влияющих на получение наилучшего решения. Однако его стремлению описать в математической модели реальные условия развития электрической сети препятствуют трудности вычислительного характера.

Наиболее сложным является описание условий перспективного функционирования ЭЭС (законов естественного потокораспределения и ограничений на загрузку ЛЭП по условиям устойчивости ЭЭС), оказывающих существенное влияние на выбор наилучшего варианта развития электрической сети. Учет этих условий требует использования детальных моделей электрических режимов, что значительно усложняет исходную задачу.

Получившие развитие в последние годы методы и алгоритмы структурного анализа ЭЭС [4] позволяют упростить процедуру анализа режимов и устойчивости ЭЭС, однако адекватные принципы их использования в задачах оптимизации развития электрической сети в настоящее время не разработаны.

Отсутствие четкой методической базы и эффективного инструментария для решения оптимизационных задач развития основной электрической сети приводит к тому, что на практике эти задачи решаются на основе опыта и интуиции проектировщиков, которые в частности отражены в рекомендациях [5]. Такая технология решения задачи может стать причиной выбора неоптимальной стратегии развития основной сети, и как следствие, значительных экономических потерь.

В условиях конкурентного рынка электроэнергии, инфраструктурой которого является электрическая сеть, использование методов и моделей развития электрической сети более полно учитывающих технические условия функционирования ЭЭС позволит эффективнее реализовывать преимущества конкуренции (снижение цен на электроэнергию, повышение эффективности производства, внедрение инноваций и др.), а также обеспечит экономию капиталовложений, снизит риски для инвесторов, увеличит финансовую привлекательность проектов развития основной сети ЭЭС.

Целью настоящей работы является разработка методической базы и инструментария для исследований оптимального развития основной электрической сети ЭЭС. В соответствии с поставленной целью в диссертации были решены следующие основные задачи.

1. Разработан методический подход к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети, который, в отличие от существующего, позволяет сформировать совокупность наиболее рациональных вариантов развития основной электрической сети с учетом технических условий функционирования ЭЭС (потокораспределения в сети и ограничений на загрузку ЛЭП по условиям устойчивости).

2. Уточнена методика получения, сформированы принципы использования показателей структурного анализа ЭЭС (собственных и взаимных структурных мощностей генераторов) при оптимизации развития электрической сети.

3. Разработаны и реализованы алгоритмы и программы для определения предельных мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития электрической сети.

4. Проведена экспериментальная апробация предложенного методического подхода на задаче развития электрической сети ОЭС Востока.

Для решения перечисленных задач потребовалось также:

- уяснить технологию и основные методические проблемы управления развитием основной электрической сети;

- изучить особенности системного подхода к решению рассматриваемых в работе задач и имеющийся набор математических методов их решения;

- проанализировать возможности существующих математических моделей и методов оптимизации развития основной электрической сети;

- выявить тенденции и достижения НТП в области передачи электрической энергии и управления функционированием ЭЭС, рассмотреть технические характеристики и особенности различных типов электропередач.

На защиту выносятся следующие, представляющие научную новизну результаты.

1. Методический подход к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети, базирующийся на комплексном использовании линейной потоковой модели развития сети и структурной модели ЭЭС, который, в отличие от существующего, позволяет более точно учитывать ограничения на предельные по условиям статической устойчивости мощности в сечениях ЭЭС и по отдельным связям. Этот подход реализован в виде алгоритма, в результате выполнения которого формируется совокупность наиболее рациональных вариантов развития основной электрической сети, удовлетворяющих техническим условиям перспективного функционирования ЭЭС.

2. Метод определения предельных передаваемых мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития электрической сети, реализованный в виде программы для ЭВМ.

3. Результаты практических исследований развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 года.

Все этапы представленных в диссертации исследований, от разработки методики оптимизации развития основной электрической сети до практической реализации и апробации предложенных методов и моделей, выполнены автором самостоятельно.

Основные положения диссертации опубликованы в 8 печатных работах, 2 отчетах о научно-исследовательских работах, докладывались и обсуждались на ежегодных всероссийских конференциях «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» в ИрГТУ (г. Иркутск 2001,2003,2004 гг.), на ежегодных конференциях молодых ученых ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск 2001 - 2004 гг.), на международной конференции "Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems" (г. Иркутск 2003 г.).

Диссертация состоит из четырех глав, введения, заключения, списка литературы и приложений.

В первой обзорной главе показана специфика и место задачи развития основной электрической сети в общей структуре задач управления развитием ЭЭС, рассмотрены математические постановки задачи с учетом различных влияющих факторов, проанализированы существующие методы решения данной задачи, выполнен обзор существующих моделей оптимизации развития электрической сети, раскрыты их достоинства и недостатки. На этой основе показана актуальность развития методического подхода к решению задачи оптимизации развития электрической сети. В качестве первоочередных направлений развития методического подхода обоснована необходимость разработки и применения эффективных математических оптимизационных моделей развития электрической сети, а также совершенствования учета технических условий функционирования ЭЭС.

Вторая глава целиком посвящена структурному анализу ЭЭС. В ней рассмотрена сущность этого метода исследования режимов и устойчивости ЭЭС, предложены алгоритмы получения и принципы использования структурных показателей (собственных и взаимных структурных мощностей генераторов) для учета условий функционирования ЭЭС при оптимизации развития основной электрической сети. В главе на практическом примере показаны преимущества разработанного метода определения пропускной способности сечений на основе структурных показателей при оптимизации развития электрической сети по сравнению с ранее предложенными методами.

В третьей главе изложены основные положения предлагаемого методического подхода к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС. В главе обоснован рациональный состав моделей, необходимых для решения этой задачи (линейная экономико-математическая модель для отбора наилучших вариантов развития электрической сети и структурная модель ЭЭС для анализа условий функционирования). В целях повышения эффективности и снижения субъективизма в процессе подготовки исходных данных предложены алгоритмы для отбора совокупности конкурирующих при оптимизации новых ЛЭП основной сети ЭЭС и определения их пропускной способцости на основе структурных показателей (собственных и взаимных структурных мощностей генераторов). Центральное место в главе отводится описанию процедуры комплексного использования линейной модели и структурной модели ЭЭС, которая позволяет сформировать совокупность наиболее рациональных вариантов развития электрической сети с учетом условий функционирования ЭЭС. Здесь же предложены способы учета таких факторов как дискретность, неопределенность, динамика развития электрической сети, многорежимность ее работы, надежность электроснабжения потребителей при использовании линейной экономико-математической модели для оптимизации развития электрической сети. Проанализированы достоинства и недостатки предлагаемого методического подхода, а также намечены направления его совершенствования.

Четвертая глава представляет практическую апробацию предлагаемой методики. В этой главе представлены результаты практических исследований развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 года. На основании технико-экономического анализа и сравнения этих результатов с рекомендациями по развитию электрической сети ОЭС Востока на тот же период, выполненными в профильном проектном институте (ОАО "Дальэнер-госетьпроект"), дана количественная оценка эффективности предлагаемой методики. На реальной схеме развития электрической сети ОЭС Востока при вариации исходных данных показана эффективность использования показателей структурного анализа для учета условий функционирования ЭЭС при оптимизации развития электрической сети.

4.4. Выводы

Анализ результатов практического применения методики для решения задачи оптимизации развития электрической сети ОЭС Востока позволяет сделать следующие выводы:

1. С помощью предложенных в методике алгоритмов возможно не только отобрать несколько рациональных вариантов сооружения новых ЛЭП основной сети, альтернативных формируемым с помощью "чистого" инженерного подхода, но и формализовано обосновать их участие в процессе оптимизации электрической сети.

2. Сформированные на основе методики два варианта развития электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 года удовлетворяют техническим требованиям по предельно допустимому нагреву проводов ЛЭП, а также ограничениям на предельные передаваемые мощности в сечениях электрической сети по условиям статической устойчивости. Варианты имеют отличия в составе новых ЛЭП, поэтому необходимы дополнительные исследования их показателей надежности.

3. Поскольку сформированные с помощью методики варианты развития электрической сети при удовлетворении техническим ограничениям имеют меньшую величину требуемых капиталовложений по сравнению со схемой развития, предложенной ДЭСП, использование предложенной методики является наиболее эффективным в условиях недостатка инвестиций. Заметим, что в настоящее время ввод некоторых из намеченных ДЭСП объектов по указанной причине отложен на более поздние сроки.

4. Проведенные расчеты установившихся режимов и статической устойчивости подтвердили эффективность использования упрощенных показателей статической устойчивости - предельных структурных мощностей при решении задачи оптимизации развития электрической сети. Полученные на основе методики варианты развития электрической сети в основном планируемом режиме удовлетворяют требованиям к эксплуатации оборудования

ЭЭС и нормативам по устойчивости ЭЭС. Эти варианты отличаются только показателями, которые выражаются в виде дополнительных затрат: на компенсацию потерь активной мощности и капиталовложений в устройства регулирования. Величина погрешности от использования показателей структурного анализа взамен детальной модели расчета предельных мощностей («АНАРЭС - 2000») составляет в сторону завышения не более 25%, что вполне допустимо при решении задачи оптимизации сети, поскольку на следующем этапе проектирования требуемый прирост пропускной способности сечений может быть обеспечен изменением режима существующих или установкой новых устройств регулирования напряжения в узлах.

5. Исследования гипотетического сценария развития ОЭС Востока после 2010 года доказали низкую избыточность и применимость показателей предельных структурных мощностей для решения практических задач оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС, а также подтвердили допустимость использования в линейной потоковой модели упрощенных ограничений на связи вида (3.21) - (3.22), для сечений, связи которых имеют две и более точки выхода и входа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В качестве основных результатов проведенных исследований необходимо выделить следующие.

1. Выполнен анализ существующих моделей, методов и подходов к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС в России и за рубежом. Основные недостатки существующих моделей развития электрической сети следующие. В большинстве моделей не учитываются условия функционирования ЭЭС (ограничения на загрузку ЛЭП по условиям статической устойчивости и законы потокораспределения). В тех моделях, где предусмотрен учет электрических режимов ЭЭС, имеются существенные ограничения на размерность решаемой задачи, поэтому для решения практических задач с большим числом переменных их применение затруднено. Кроме этого, используемые в существующих моделях развития электрической сети методы учета функционирования ЭЭС могут вносить значительную погрешность в формируемое моделью решение. В результате проведенного анализа в качестве первоочередных направлений совершенствования существующего методического обеспечения предпроектных исследований развития основной электрической сети ЭЭС обоснованы необходимость разработки и применения эффективных математических оптимизационных моделей, а также адекватных методов учета условий функционирования ЭЭС.

2. Предложен методический подход к решению задачи оптимизации развития основной электрической сети ЭЭС. Его главная идея состоит в совместном использовании линейной потоковой модели развития сети и структурной модели ЭЭС с целью формирования совокупности наиболее рациональных вариантов развития основной электрической сети, удовлетворяющих ограничениям на предельные по условиям статической устойчивости передаваемые мощности в сечениях ЭЭС. Этот подход реализован в виде процедуры, выполнение которой позволяет более полно учитывать при оптимизации развития электрической сети условия ее перспективного функционирования.

3. Предложен новый, более точный метод расчета предельных передаваемых мощностей в сечениях ЭЭС при оптимизации развития электрической сети, использующий показатели структурного анализа ЭЭС (собственные и взаимные мощности генераторов). Этот метод и структурная модель ЭЭС реализованы программно.

4. Разработаны и реализованы алгоритмы использования в линейной потоковой модели развития электрической сети ограничений на предельно допустимые по «статике» потоки мощности в контролируемых сечениях, рассчитанных в соответствии с предложенным в работе методом.

5. На основе рассчитываемых предельных по условиям статической устойчивости структурных мощностей предложены методы отбора новых ЛЭП основной электрической сети и определения их наибольшей пропускной способности на этапе подготовки исходных данных для оптимизации электрической сети. Использование этих методов дает возможность повысить эффективность отбора новых ЛЭП основной электрической сети, участвующих в оптимизации; на основании технических показателей формализовано обосновать выбранный состав конкурирующих новых ЛЭП; определить пропускную способность новых ЛЭП основной электрической сети по «статике» с учетом полной схемы электрической сети.

6. В целях апробации предложенного методического подхода проведена оптимизация развития основной электрической сети ОЭС Востока на перспективу до 2010 года, в результате которой были сформированы два наиболее рациональных варианта развития сети. Технико-экономический анализ и сравнение этих вариантов с рекомендациями по развитию электрической сети ОЭС Востока на тот же период, выполненными в профильном проектном институте, показали, что формируемая на основе предложенной методики группа вариантов при удовлетворении техническим ограничениям обеспечивает меньшую потребность в инвестициях. Требуемые для реализации вариантов этой группы капиталовложения меньше на - на 52,9 млн.$ и на 33 млн.$ до 2010 г., чем капиталовложения, необходимые для реализации схемы развития сети института «Дальэнергосетьпроект».

7. На примере схемы ОЭС Востока для базового сценария развития, а также при вариации исходных данных, показана эффективность использования упрощенных показателей статической устойчивости - предельных по «статике» структурных мощностей сечений при оптимизации развития электрической сети. Проведенные с помощью ПВК «АНАРЭС-2000» детализированные расчеты установившихся режимов и статической устойчивости подтвердили, что полученные с помощью предлагаемой методики схемы развития электрической сети удовлетворяют требованиям к эксплуатации оборудования ЭЭС и нормативам по статической устойчивости ЭЭС. Величина погрешности от использования показателей структурного анализа взамен детальной модели расчета предельных мощностей («АНАРЭС - 2000») составляет в сторону завышения не более 25%, что вполне допустимо при решении задачи оптимизации развития электрической сети.

8. Основными направлениями развития предлагаемого методического подхода являются: совершенствование учета надежности, многорежимности и динамики развития электрической сети; учет особенностей развития электрической сети в условиях рынка; обеспечение возможности использования в линейной потоковой модели ограничений на пропускную способность сечения в целом, а не по отдельным его связям; автоматизация формирования схем замещения электрической сети; интеграция линейной потоковой модели развития электрической сети и структурной модели ЭЭС в единый программный комплекс анализа развития электрических сетей.

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена правительством РФ, распоряжение №1234-р. М.: 2003.- 118 с.

2. Яновский А.Б., Бушуев В.В., Воронин В.П. и др. Перспективная энергетическая государственная стратегия и политика России. Энергетическая политика. - 2003. - вып. 5. - С. 3-26.

3. Стратегия развития РАО ЕЭС России.:Электронный документ. -http.7/www.rao-ees.ru/ru/tech/strategy.htm .— Проверено 22.12.04.

4. Абраменкова Н.А., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд-ние, 1990.-224 с.

5. Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем -М.: ВНПТ-80, Минэнерго СССР 1981. 50 с.

6. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития М.: Наука, 1983. — 456 с.

7. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики/ J1.C. Беляев, Г.В. Войцеховская, В.А. Савельев и др. Новосибирск: Наука, 1980.-236 с.

8. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. — М.:Энергия, 1981. —321 с.

9. Федеральный закон Российской Федерации «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. №36 ФЗ. - 45 с.

10. Ю.Пояснительная записка к проектам федеральных законов "Об элек-троэнеретике" и " О введении в действие федерального закона "Об электро-энеретике". Энергетическая политика. - 2002. - вып. 2-3. - С. 77-80.

11. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

12. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем М.: Минэнерго России, 2003. - 39 с.

13. Библиотека реформы :Электронный документ. http://www.rao-ees.ru/ru/reforming/lib/show.cgi?content.htm. - Проверено 15.04.05.

14. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2004. -250 с.

15. Handschin Е., Muller L. Regulation and Reserve Power Market in Europe //Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems. The International Workshop Proceedings. Irkutsk: Energy System Institute, 2003, p. 27-33.

16. Джангиров В.А., Баринов В.А. Рыночные отношения и системы управления в электроэнергетике.// Электрические станции 2001.- № 6 - С. 2-18.

17. Инструкция по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства (генерирование, передача и распределение электрической и тепловой энергии). -М.:Энергия,1983. 56 с.

18. Попова О.М., Такайшвили В.Р., Труфанов В.В. Пакет программ для анализа развития электрических сетей с использованием геоинформационных технологий Иркутск, 2001.- 27 е.- Препр. ИСЭМ СО РАН; № 8.

19. Форд Л., Фалкерсон Д. Потоки в сетях. М.: Мир, 1966. - 276 с.

20. Иенсен Р., Барнес Д. Потоковое программирование. М.: Радио и связь, 1984.-392 с.

21. Dantzig G.B., Orden A., Wolfe P. Generalized simplex method for minimizing a linear from under linear inequality constraints, Pacific Journal Math. Vol. 5, p. 183-195.

22. Mehrotra, S., "On the Implementation of a Primal-Dual Interior Point Method," SI AM Journal on Optimization, Vol. 2, p. 575-601, 1992.

23. Акишин JI.A., Молодюк B.B. Погрешности исходной информации при проектировании схем развития электрических сетей. В кн.: Моделирование и оптимизация в больших системах энергетики. - Иркутск, 1975. - С. 37-43.

24. Веников В.А., Идельчик В.И. Электрические станции, сети и системы: Методы оптимизации управления планированием больших систем энергетики (оптимизация развития и функционирования) Т. 7. М., 1974. - 208 с.

25. Акишин Л.А. Исследование погрешностей решения оптимизационных задач в энергетике (на примере развития основных сетей ЭЭС): Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Иркутск, 1982. - 24 с.

26. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. — М.: Энер-гоатомиздат, 1984.-200 с.

27. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М.: Высшая школа, 1984.-256 с.31 .Рекомендации по учету надежности при проектировании развития электроэнергетических ситем. М.: АН СССР. Научный Совет по комплексным проблемам энергетики. - 1979. - 28 с.

28. Волков Г.А., Трусова J1.A. Определение ожидаемого ущерба потребителей из-за перерывов электроснабжения в объединениях энергосистем. — Сб. научн. тр. ЭНИН им. Г.М. Кржижановского. Вып. 2., М., 1973. С.146 -155.

29. Ковалев Г.Ф. Модель оценки надежности сложных ЭЭС при долгосрочном планировании их работы. Электронное моделирование- 1987 № 5.- С. 65 - 72.

30. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиз-дат, 1989.-592 с.

31. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Динамическая оптимизация развития электрических сетей. Рига: Зинатне,1990. - 248 с.

32. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1964. - 380 с.

33. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. М.: Энергия, 1979.- 456 с.

34. Леонас В.Л. Моцкус И.Б. Метод последовательного поиска для оптимизации производственных систем и сетей. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт - 1965.-№ i С. 18-25.

35. Лазебник А.И. Применение метода ветвей и границ для выбора оптимальной электрической сети. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт1969.-№ 2.- С. 138-143.

36. Акишин Л.А., Макаревич А.Д., Молодюк В.В. Статическая модель оптимизации конфигурации развивающейся электрической сети. Тр. /Иркутского политехнич. ин.-та, вып. 72. Иркутск, 1971, С. 162 - 173.

37. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Оптимизация развития электрических сетей объединенных электроэнергетических систем методом динамического программирования- Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.1970.-№4.-С. 91-96.

38. Моцкус И.Б. О покоординатном методе оптимизации развития электрических сетей. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт - 1969.- № 1 — С. 54-60.

39. Каплинский Э.М., Лазебник А.И. Решение выпуклой кусочно-линейной транспортной сетевой задачи. — Сб. научн. тр. ЭНИН им. Г.М. Кржижановского. Вып. 2., М., 1973. С. 122 - 134.

40. Лазебник А.И., Цаллагова О.Н. Выбор оптимального варианта развития электрической сети с учетом ее многорежимности. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1974- № 6 - С. 3 - 9.

41. Идельчик В.И. Определение оптимальной конфигурации электрической сети в динамике с помощью релаксации по непрерывным и дискретным переменным. Там же где 19., С. 146-161.

42. Акишин Л.А., Макаревич А.Д., Молодюк В.В. Математическая модель оптимизации конфигурации электрической сети в динамике развития. -Там же где 42., С. 174 184.

43. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Динамическое программирование в расчетах развития электрических сетей. Рига: Зинатне, 1969. - 190 с.

44. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Математическая модель ОРС-15 для оптимизации развития системообразующих сетей электроэнергетических систем. Изв. АН Латв.ССР. Сер. Физ. и техн. наук.- 1978.- № 2.- С. 85 - 93.

45. Кришан З.П. Построение динамических моделей оптимального развития сетей электроэнергетических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1981.-№5.-С. 32-41.

46. Лачков Г.Г. Разработка методического обеспечения предпроектных исследований развития системообразующей сети ЕЭЭС СССР: Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Иркутск, 1988. - 24 с. - ДСП.

47. Труфанов В.В. Ханаев В.А. Выбор рациональной структуры генерирующих мощностей по типам оборудования с формализованным учетом неоднозначности исходной информации Электронное моделирование.- 1985-№ 5.- С. 72 77.

48. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р., Брянских В.Е. Оптимальное развитие систем газоснабжения. М.: Недра, 1981. - 294 с.

49. Garver L. L. Transmission network estimation using linear programming, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems,Vol-PAS-89, No-7, p. 16881697, Oct/Nov 1970.

50. Салливан P. Проектирование развития электроэнергетических систем: Пер. с англ. М.: Энергоиздат, 1982. - 360 с.

51. Система экономических моделей электрисите де франс (ЭДФ): Доклад французской группы// Сб. докладов Международного симпозиума по математическим моделям секторов энергетики (ЕЭК ООН). Раздел III, Алма-Ата, 1973.-88 с.

52. Dodu J.C., Merlin A. Dynamic model for long-term expansion planning studies of power transmission systems: The Ortie model., Electrical Power and Energy Systems, vol.3, p. 1-16, Jan. 1981.

53. Bertoldi 0., Cicora R. The Loden program: A linear methodology for the automatic selection of long-term-expansion alternatives, with security constraint,for a power transmission systems", in Proc. 8th Power Syst. Comput. Conf., Helsinki, Finland, 1984.

54. Cova B. Methodology for Long Term Planning of HV Transmission Systems, Course on "Large Interconnected Power Systems: An integrated approach" CESI Milan, June 2004. Электр, опт. диск (CD-ROM).

55. Guoxian L., Sasaki H., Yorino N. "Application of network to long range composite expansion planning of generation and transmission lines", Electric Power Systems Research, No-57, p. 157-162,2001.

56. Kujszyk S. Optimizacja rozwoju osiedlowych sieci elektroenergetycznych metodami programowania dynamicznego. Prace nauk. Politechniki warszawskiej. Elektryka, 1971, № 24, s. 75 - 117.

57. Ершевич B.B. Модели проектирования развития электрических сетей (обобщающий доклад). Семинар по сравнению моделей планирования и эксплуатации ЭЭС. М.,1987 16 с.

58. Усов И.Ю. Аналитический обзор режимных моделей для задач перспективного развития электроэнергетических систем //Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2000. - Вып. 31. - С. 10- 16.

59. Singh Н., Нао S., Papalexopoulos A. Transmission congestion management in competitive electricity marketsIIIEEE Trans. Power Syst.,Vol. 13, p. 672-680, May 1998.

60. Fang R.S., David A.K. Transmission congestion management in an electricity market environment//^^ Trans. Power Syst.,Vol. 14, p. 877-883, Aug. 1999.

61. Bokov D.G. Sharov Yu.V. Power Systems Congestion Management in Liberalized Electricity Market at Expansion Planning Stage. Там же где 64. , p.102-113.

62. Clayton R.E., Mukerji R. "Systems planning tools for the competitive market", IEEE Comput. Applicat. Power, p. 50-55, July 1996.

63. Cruz R.D., Latorre G. "HIPER: Interactive tool for mid-term transmission expansion planning in a deregulated environment", IEEE Power Eng. Rev., Vol. 20, p. 61-62, Nov. 2000.

64. Latorre G., Cruz R.D., Areiza J.M., Villegas A. "Classification of publications and models on transmission expansion planning", IEEE Transactions on Power Systems,Vol 18, No-2, p. 938-946, May 2003.

65. Perez-Arriaga I.J., Gomez Т., Ramos A. State-of-the-Art Status on Transmission Networks Planning", Instituto de Investigation Tecnologica, Madrid, Spain, 1987.

66. Воропай Н.И., Ершевич B.B., Руденко Ю.Н. Развитие межнациональных энергообъединений путь к созданию мировой электроэнергетической системы. - Иркутск, 1995.- 30 е.- (Препр. ИСЭМ СО РАН; № 10).

67. Dodu J.C. Modele probabiliste pour l'etude globale de la securite d'alimentation d'un reseau de transport. Modele MEXICO, EDF. Paris, 1967. 14.p.

68. Pereira M.V.F., Pinto L.M.V.G., Oliveira G.C., Cunha S.H.F. Composite generation-transmission expansion planning, Project 2473-9 EPRI EL-5179, 1987.

69. Da Silva E.L., Gil H.A., Areiza J.M. Transmission network expansion planning under an improved genetic algorithm//IEEE Trans. Power Syst.,Vol. 15, p. 1168-1175, Aug. 2000.

70. Gallego R.A., Monticelli A., Romero R. Transmission expansion planning by extended genetic algorithm, Proc. Inst. Elect. Eng. Gen.,Trans. Dist., vol.145, no. 3, p. 329-335, May 1998.

71. Binato S., Oliveira G.C., Araujo J.L. A greedy randomized adaptive search procedure for transmission expansion \A&nri\ngHIEEE Trans. Power Syst.,Vo\. 16, p. 247-253, May 2001.

72. Gallego R.A., Romero R., Monticelli A. Tabu search algorithm for network synthesis" IEEE Trans. Power Syst.,Vol. 15, p. 490- 495, May 2000.

73. Дале B.A., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Проблема размерности при оптимизации развития электроэнергетических систем.- Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт 1972,- № 6 - С. 39-48.

74. Абраменкова Н.А. Оценка главных свойств энергосистемы, определяющих статическую устойчивость // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике.-Иркутск: СЭИ, 1982.-С. 125-134.

75. Абраменкова Н.А. Заславская Т.Б. Усовершенствованная методика исследования устойчивости сложных электроэнергетических систем. // Методы исследования устойчивости сложных электрических систем и их использование. -М.: Энергоатомиздат, 1985. С. 27-33.

76. Методические указания по определению устойчивости энергосистем. М.: Союзтехэнерго, 1979. - 4.1. - 184 с.

77. Поздняков А.Ю. Расчет эквивалентных узловых проводимостей сети.- Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1970.-№ 3.- С. 101-105.

78. Воропай Н.И. Об ошибках округления при эквивалентировании линейных электрических сетей.- Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт-1973.-№ 2 С. 167-173.

79. Воропай Н.И. Теория систем для электроэнергетиков. Учебное пособие- Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 2000. 273 с.

80. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С. Особенности функциональных свойств ЕЭЭС СССР.- Электричество 1991.-№ 9 - С. 7-12.

81. Баринов В.А., Воропай Н.И. Влияние динамических свойств на принципы формирования основной электрической сети ЕЭЭС СССР Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1990 - № 6 - С. 41-50.

82. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: ЦПТИ ОРГРЭС, 2004. - 19 с.

83. Усов И.Ю. Методика оптимизации развития основной электрической сети с использованием показателей структурного анализа //Там же где 93. .Вып. 33, С. 73-80.

84. Usov I.Yu. "A Linear Model and Structural Analysis for Main Grid Expansion Optimization"//TaM же где 70., p. 113-116.

85. Баптиданов JI.H., Козис В.Л., Неклепаев Б.Н. и др. Электрические сети и станции Под ред. Л.Н. Баптиданова и И.М. Шапиро. М. - Л.: Госэнер-гоиздат, 1963.-464 с.

86. Дьяконов В. MATLAB: учебный курс. СПб: Питер, 2001. - 560 с.:ил

87. Ушаков Е.И. Статическая устойчивость электрических систем. -Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1988. 360 с.

88. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах.-М.: Энергоатомиздат, 1990. -390 с.

89. Маркович И.М. Режимы энергетических систем М. - Л.: Гос-энергоиздат, 1957.-271 с.

90. Виленский Н.М., Дейч И.Г., Ратников Б.Е. Уровень электрификации и развитие народного хозяйства. М.: Наука, 1984. - 14 с.

91. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 е.: ил.

92. Войтов О.Н., Воропай Н.И., Гамм А.З., Голуб И.И., Ефимов Д.Н. Анализ неоднородностей электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. издательская фирма РАН, 1999. - 256 с.

93. Программные средства для расчета электромеханических переходных процессов и анализа устойчивости энергосистем (информационные материалы). -М.: РАО ЕЭС России, 1998. 212 с.

94. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983.-384 с.

95. Авдеев В.А., Огнев А.Ю., Гамоля Н.Д., Филатов А.Д. Основные положения «Схемы развития ОЭС Востока на период до 2010 г.» и важнейшие стратегические задачи по стабилизации работы ТЭК региона.- Электрические станции 1999.-№ 9 - С. 61-66.

96. Koshcheev L.A., "Perspective of Interstate Electrical Power Links between Russia and Other Countries of the Northeast Asia "//Там же где 110., p. 209-215.

97. Балюк Н.З. Развитие магистральных электрических сетей ОЭС Востока, материалы 5-го инвестиционного форума. Хабаровск: 2003 г. : Электронный документ. - http://adm.khv.ru/invest2.nsf/pages/ru/news/ invforum baluek.htm. - Проверено 22.12.04.

98. Служба электрических режимов ОДУ Востока. Техническая часть.: Электронный документ. — http://www.oduv.ru/cgi-bin/. Проверено 26.04.04.

99. Цены производителей промышленной продукции по регионам России в 2002 году. Часть 1.ТЭК, металлургия и т.д.// Цены и рынок, кн.З. М.: 2003.- 160 с.

100. Укрупненные показатели стоимости сооружения электростанций и электрических сетей. М.: РАО ЕЭС России, 2002. - 10 с.

101. Усов И.Ю. Оптимизация развития электрической сети ОЭЭС Востока на перспективу до 2010 г.// Там же где 87.- Вып. 34, С. 71 81.

102. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: Минэнерго России, 2003. - 320 с.

103. Официальный сайт разработчиков ПВК АНАРЭС 2000. http://www.anares.ru/.- Проверено 28.12.04.

104. Описание функции 1трго§.:Электронный документ. -http://www.mathworks.com/access/helpdesk/help/toolbox/optim/linprog.shtml.— Проверено 13.01.05.