автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Оптимизация структуры региональных диспетчерских управлений и мониторинг режимов энергосистем

На правах рукописи

□□3455G73

Ильенко Александр Владимирович^ j

ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ РЕГИОНАЛЬНЫХ ДИСПЕТЧЕРСКИХ УПРАВЛЕНИЙ И МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

/iMiitrpJULtmi fia cvmnvunnw j nvnun vi

кандидата технических наук

о 5 ДЕК 2008

Ставрополь - 2008

003455073

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет» на кафедре «Автоматизированные электроэнергетические системы и электроснабжение».

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент Будовский Валерий Павлович. Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Смоловик Сергей Владимирович;

- кандидат технических наук, доцент Шелест Владимир Александрович.

Ведущая организация:

ОАО «Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей» -ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ (г. Москва).

Защита состоится «19» декабря 2008 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.06 при государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет» по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, СевКавГТУ, ауд. К-506

Отзывы на автореферат просьба направлять по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, диссертационный совет Д 212.245.06.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет». Автореферат разослан «19» ноября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат физ.-мат. наук

Лисицын Сергей Викторович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Надежность работы единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны в значительной степени зависит от надежной работы системы диспетчерского управления электроэнергетикой. В России это Системный оператор единой энергетической системы (ОАО «СО ЕЭС») и его филиалы - Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) и Региональные диспетчерские управления (РДУ).

При оперативном принятии решения диспетчерский персонал анализирует текущую информацию, получаемую от средств диспетчерского технологического управления и оперативного персонала низшего уровня по телефону, а также априорную информацию о состоянии и оперативных свойствах объекта управления. Объем получаемой информации в значительной мере зависит от структуры операционной зоны соответствующего диспетчерского центра, количества оборудования, находящегося в его диспетчерском управлении и ведении.

В настоящее время операционные зоны РДУ имеют устоявшийся характер и структуру. При этом можно отметить существенное различие зон диспетчерского управления РДУ по общим характеристикам и техническим показателям.

Отдельные операционные зоны имеют развитую структуру с большим числом оборудования различного номинального напряжения в диспетчерском управлении и ведении, что приводит к значительной загрузке диспетчерского персонала. Вместе с тем, ряд операционных зон исторически сформировался по административному признаку, имеет простую структуру и небольшой объем оборудования в диспетчерском управлении и ведении. Однако, необходимость выполнения определенных процедур приводит к тому, что количество персонала у диспетчерских центров с различной операционной зоной практически одинаково. Это приводит к тому, что персонал одного диспетчерского центра перегружен, а другого - недогружен.

Указанные соображения приводят к необходимости исследования и разработки методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора, а так же совершенствования методов и устройств диспетчерского мониторинга режимов энергосистем.

Данной проблеме посвящены исследования: А.Ф. Дьякова, В.М. Горнштейна, Д.А. Арзамасцева, Ю.Н. Кучерова, Ф.Л. Когана, А.Ф. Бондаренко, Н.С. Маркушевича, Ю.Я. Любарского, М.А. Артибилова, В.Г. Орнова,

В.А. Семенова и др. Работы этих ученых внесли значительный вклад в развитие теории и практики надежной работы диспетчерского персонала электроэнергетических систем.

Проведенная реформа управления электроэнергетической отраслью страны, создание федеральных и региональных сетевых компаний, выделение независимых генерирующих компаний, постепенный переход к конкурентным федеральным и региональным рынкам электроэнергии и мощности невозможны без сохранения вертикали централизованного диспетчерского управления, построенного по иерархическому принципу (ЦЦУ - ОДУ - РДУ). Это позволяет сделать вывод о необходимости осмысления процессов, происходящих в электроэнергетике, и соотнести их с возможностью оптимизации структуры диспетчерского управления, в том числе и оптимизации конфигурации операционных зон диспетчерских центров, как уровня ОДУ, так и уровня РДУ.

Цель работы заключается в разработке методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора России и совершенствовании диспетчерского мониторинга режимов энергосистем.

Основные задачи:

1. Анализ методов оптимизации структурно сложных систем применительно к предприятиям диспетчерского управления.

2. Разработка методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора России.

3. Разработка способов представления информации о режиме энергосистемы.

4. Разработка метода распределения резервов мощности на электростанциях операционной зоны.

5. Разработка методов диспетчерского мониторинга первичного и вторичного резерва мощности электростанций.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались методы теоретического и эмпирического познания. На теоретическом уровне - это методы непараметрической статистики, теории нечетких множеств и линейного программирования, на эмпирическом уровне -методы экспериментальной оценки качества первичного регулирования частоты.

Научная новизна.

1. Разработана методика анализа структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с

использованием методов нечеткой логики.

2. Разработана методика оптимизации структуры РДУ.

3. Разработана методика оптимизации размещения резервов мощности на электростанциях операционной зоны диспетчерского центра.

4. Предложена методика оценки величины вращающего резерва на электростанциях операционной зоны диспетчерского центра.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Проведенные исследования были использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».

2. Разработанная методика оптимизации размещения резервов мощности позволяет снизит дефицит мощности при отключении отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты при аварийных отключениях в сети.

3. Предложенная методика оценки величины вращающего резерва позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и, остающегося в его распоряжении, вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

4. Исследования результатов экспериментальной проверки систем первичного регулирования в ОЭС Северного Кавказа показали: при качественном положительном результате эксперимента по оценке регулирования частоты в ОЭС Северного Кавказа, следует отметить недостаточную реакцию станции нормированного регулирования, что требует совершенствования их систем первичного регулирования частоты.

5. Результаты исследований внедрены и используются в центре тренажерной полготовки ОАО «СО ЕЭС» при подготовке диспетчерского персонала системного оператора всех уровней диспетчерского управления -ЦЦУ, ОДУ и РДУ.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы доложены и обсуждены на 9 конференциях и семинарах, в том числе: III Международной научно-практической конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003г.; VII, VIII и IX региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону», Ставрополь, СевКавГТУ, 2003, 2004 и 2005 г.г.; 33 и 37 научно-технических конференциях

по результатам работы ППС, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2003 и 2007 года, Ставрополь, СевКавГТУ; XXVI и XXVII сессиях семинара «Кибернетика электрических систем», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2004 и 2006 г.г.; совещании по вопросам повышения качества регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС» в 2003 г.; международной конференции «Энергетические связи между Европейским союзом и Россией в глобальном контексте», 18-19 апреля 2005, Париж, Франция.

Публикации. По содержанию и по результатам диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, две из них в изданиях, рекомендованных ВАК.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Методики анализа и оптимизации структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с использованием методов нечеткой логики.

2. Методы организации информационных табло визуализации режима и резервов активной мощности энергосистемы.

3. Методика оптимизации размещения резервов мощности, позволяющая снизить дефицит мощности при отключениях отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты в системе при аварийных отключениях.

4. Методика оценки величины вращающего резерва, которая позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и шести приложений. Основное содержание работы изложено на 206 страницах, включающих 34 рисунка и 11 таблиц. Список литературы содержит 111 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформированы цель и задачи, решаемые в диссертации, показаны направления исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов, приведены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ этапов реформирования системы диспетчерского управления и рыночных механизмов в электроэнергетике России, определены основные задачи оперативно-диспетчерского персонала в условиях конкурентного рынка. Показано, что объем преобразований внутренних деловых процессов, необходимых для работы балансирующего рынка, существенно превышает аналогичный объем, выполненный при запуске сектора свободной торговли, что требует обработки диспетчером значительно больших объемов информации.

Анализ работы оперативно-диспетчерского персонала с точки зрения «человеко-машинных» систем показал необходимость совершенствования способов представления информации диспетчеру. Резерв первичной регулирующей мощности, предусматриваемый в суточных графиках нагрузки электростанций, выделяемых для нормированного первичного регулирования, должен постоянно контролироваться диспетчером РДУ, ОДУ и обеспечиваться персоналом электростанций. Вместе с тем, имеющиеся в настоящее время в распоряжении диспетчера технические средства не позволяют получать указанные оценки резервов активной мощности на электростанциях.

Формирование оперативных зон диспетчерских центров уровня ОДУ состоялось в период интенсивного развития электроэнергетики в 50-е и 70-е годы прошлого века, и в основном было завершено в начале 70-х годов.

Диспетчерские центры создавались исходя из необходимости обеспечения надежности постоянно растущих энергоузлов, их объединения в более крупные узлы, обеспечения выдачи мощности крупных электростанций. Оперативные зоны диспетчерского управления росли по мере электрификации территорий, изменялись при административных реформах. Последнее существенное изменение зон диспетчерского управления произошло в период распада СССР. Сттожишттаяся структура региональных диспетчерских управлений была сформирована в период централизованного управления отраслью и не соответствует рыночным взаимоотношениям. Показано, что существующая структура региональных диспетчерских управлений приводит к снижению эффективности оперативно-диспетчерской деятельности.

Вторая глава посвящена разработке методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений.

Анализ данных о структуре РДУ Системного оператора позволяет сделать вывод о существенной неоднородности структур различных РДУ.

Неоднородность состава и количества ВЛ и оборудования, находящего в

диспетчерском управлении и ведении различных диспетчерских центров, приводит и к различным требованиям в обеспеченности соответствующего диспетчерского центра, а значит и РДУ, средствами диспетчерского технологического управления, противоаварийного управления, релейной защиты и вычислительной техники.

Данная неоднородность приводит и к неоднородности бизнес-процессов различных РДУ.

Нагрузка на диспетчерские и, обеспечивающие их, технологические службы так же неоднородна, что обусловливает актуальность задачи определения рационального распределения операционных зон между различными РДУ, определения их рационального количества и выполняемых функций.

Это приводит к большому количеству возможных вариантов решений и большому количеству факторов или параметров, характеризующих ту или иную операционную зону.

Математические модели оптимизации сложных систем, к которым относятся и электроэнергетические системы, базируются на построении некоторого функционала, численное значение которого определяет показатель качества последней. Казалось бы, имея экспертные оценки оптимальной конфигурации операционных зон диспетчерских центров по достаточному количеству факторов, можно с помощью некоторых расчетов получить количественную оценку оптимальности операционных зон. Фактически же в настоящее время математические методы, позволяющие на основе экспертных оценок получить заслуживающие доверие обобщенные характеристики операционных зон, отсутствуют, что обусловлено неопределенностью информации о характеристиках операционных зон и их зависимостях. В этом случае отыскание единственного оптимального плана только строго формальными методами в принципе невозможно.

Неточность моделей возникает из-за неверно проведенной декомпозиции общей задачи управления, излишней идеализации модели сложного процесса, разрыва существенных связей в технологическом комплексе, линеаризации, дискретизации, замены фактических характеристик оборудования паспортными, нарушения допущений, принятых при выводе уравнений (стационарности, однородности и т.д.).

Нечеткость в процессе принятия решений в многоуровневых иерархических системах диспетчерского управления, обусловленная тем, что

наличие четких (точных) целей и координирующих решений на каждом уровне контроля и управления и для каждого локального устройства регулирования затрудняет процесс координации и предопределяет длительный итеративный характер согласования решений.

Наличие диспетчера в контуре управления и ведение процесса координации в реальной производственной системе на естественном языке приводит к необходимости учета трудностей представления знаний диспетчера в виде алгоритмов и согласованности полученных от информационных систем данных с его оценкой:

- ненадежность исходной информации, получаемой диспетчером в режиме принятия решения, неточность оценок, недостаточная определенность понятий и терминов, неуверенность диспетчеров в своих заключениях;

-нечеткость (неоднозначность) естественного языка (лингвистическая неопределенность) и языка представления правил в системах экспертного типа;

-процедура принятия решения базируется на неполной информации, т.е. нечетких посылках;

-неопределенность проявляется при агрегации правил и моделей, исходящих от разных источников знаний или от диспетчеров различных уровней управления (эти правила и модели могут быть противоречивыми, избыточными и т.п.).

Присутствие в процессе принятия решений неопределенности не позволяет точно оценить влияние управляющих воздействий на целевую функцию. Если неопределенности, существующие как в самой системе, так и в наблюдениях, могут быть представлены как стохастические процессы, то к таким задачам применимы методы стохастического управления. Однако имеется сравнительно большой класс проблем, при решении которых эти методы неэффективны. Последнее можно объяснить тем, что набор стандартных вероятностных понятий и методов оказывается неадекватным для описания рассматриваемых ситуаций, а также с трудностью получения необходимых статистических характеристик параметров, отсутствием эргодичности процессов и их существенной нестационарностью. Источник неопределенности может не иметь случайного характера, и иногда быть частично или полностью детерминированным. Сложность технологических комплексов и неопределенность информации о них растет, а требования к точности получаемого решения повышаются. Проблема представления неопределенности является одной из ключевых, но в то же время и наименее

изученной для объектов электроэнергетики.

Электроэнергетическая система (ЭЭС) представляет собой большую, сложную, иерархическую систему кибернетического типа, множества состояний которой по отдельным параметрам (свойствам) могут быть очень «похожими» друг на друга. Наличие такого сходства позволяет группировать отдельные состояния в некоторые множества, которые назовем классами. Разбиение на классы производится каждый раз в зависимости от заранее известных требований конкретной практической задачи. При этом предполагается, что разбиения всегда производятся на непересекающиеся классы, т.е. каждый объект энергосистемы должен принадлежать только одному из классов. Каждый объект воспринимается как определенная совокупность признаков, которую будем называть реализацией объекта. В соответствии с этим, любая реализация есть относительное описание объекта.

Формально задачу статистической классификации объектов характеризующихся некоторым набором признаков, можно представить следующим образом.

Задано множество А, состоящее из п объектов, при этом каждая

реализация объекта характеризуется т параметрами

Пусть Рц(А1(р),А/(р))~ мера близости каждой пары объектов из А, /? = 0 при полном совпадении реализации объектов, чем больше /?, тем больше разница между реализациями объектов. Задав некоторый порог В, можно получить разбиение 5ИВ(Л) множества А на к непересекающихся подмножеств или классов, где к = /(В)

(1)

(2) (3)

г, = К), при Д, < В,V/ с V/ с 2„1 * },

и г, = {!,...,«},

(4)

где г, -

множество номеров из п.

Таким образом, если мы не знаем четкого критерия определения величины В, то мы не можем произвести четкого разбиения исходного множества на классы и полученное с помощью выражений (1 - 5) разбиение будет нечетким, а выражение (2) выполняет роль функции принадлежности.

В предложенном методе центральной процедурой является определение меры близости Р реализации двух объектов. В общем случае априори не известны законы распределения параметров, что приводит к необходимости применения методов, не предполагающих использование какого-либо параметрического семейства - непараметрических методов. Эти методы основаны на более фундаментальном свойстве случайной величины -непрерывности распределения. Одним из основных преимуществ непараметрических методов перед параметрическими является меньшая чувствительность к «засорениям» статистических данных к влиянию грубых ошибок, попавших в статистический материал. Для этой цели воспользуемся двухфакторным дисперсионным анализом по Фридману.

Процедура применения критерия заключается в ранжировании отдельных параметров объектов в направлении от низших к высшим, определение суммы рангов для каждого объекта и построение матрицы попарных разностей сумм рангов.

На основе приведенной методики был разработан алгоритм разбиения множества РДУ Системного оператора на классы и произведено само разбиение.

Результаты разбиения РДУ на классы показывают, что в диапазоне значений В от 38 до 59.5 происходит стабилизация некоторого класса РДУ, имеющих минимальные характеристики своих операционных зон. В том же диапазоне начинает формироваться и класс РДУ с максимальными характеристиками своих операционных зон. Можно предположить, что такая структура региональных диспетчерских управлений не позволяет использовать некоторые стандартные для всей совокупности РДУ технические решения, методы и алгоритмы, ввиду большой разницы их операционных зон.

Целью реформирования структуры Системного оператора является устранение неэффективных «наименьших» РДУ при условии невозрастания группы «наибольших» имеющих повышенные риски из-за высокой загрузки диспетчеров.

В соответствии с этим предложено использовать в качестве критерия оптимальности структуры статистический показатель

.2 _ ¿=1

пк(к +1)

-Зи(А + 1)> (6)

здесь Я; - ранг ¡-гоРДУ, п - общее количество РДУ, к - число классов РДУ.

Данная характеристика является мерой разнородности соответствующей группы объектов, в нашем случае - РДУ. Следовательно, оптимальными будут те объединения РДУ, которые будут приводить к максимальному уменьшению характеристики (6), а значит и к максимальному снижению разнородности РДУ в структуре СО.

Если принять за граф электрической сети 1-ой сетевой компании (СК), то условием объединения некоторой их совокупности (набор СК из суммарного их числа - Ы) под управление .¡-го РДУ будет

(7)

где . граф }-го РДУ, - реберная связанность графа С.

Объединение только РДУ, входящих в операционную зону одного ОДУ

(8)

где ^ - граф j -го ОДУ.

Каждому набору Ц необходимо сопоставить соответствующий набор параметров оптимизации. Можно предложить некоторый алгоритм такого сопоставления. Однако, на практике такое распределение по управлению и ведению осуществляется лицом, принимающим решение в соответствующем РДУ или ОДУ.

Для операционной зоны одного ОДУ: 1н - множество номеров СК; 1м -множество номеров РДУ, тогда получим еще одно уравнение связи

= 1А. и

Пример объединения операционных зон «наименьших» РДУ в ОЭС Центра приведен на рис.1.

Графическая интерпретация процесса оптимизации структуры диспетчерских центров с учетом (7-9) приведена на рис.2. Исходно мера

неоднородности структуры Системного оператора составляла /"=137.67, на

первом шаге выбрано оптимальное объединение Курганского РДУ с

Челябинским РДУ (/=133.35), на втором шаге объединение Пензенского и 2 2 Мордовского РДУ (/"=126.91) и т.д. (см. рис.2), окончательно /" =95.04.

Третья глава посвящена совершенствованию диспетчерского

мониторинга режимов энергосистем.

Опыт многих аварий, результаты исследования проблемы «человеческого

фактора в системах управления» показали, что эффективное отображение

Рисунок 1 - Слияние РДУ ОЭС Центра электроэнергетического режима и, следовательно, обеспечение надежности управления крайне проблематично при использовании традиционных методов и форм информационного обеспечения деятельности персонала.

Современные динамичные средства коллективного пользования обеспечивают реализацию эффективного многоуровневого представления информации с изменением в темпе режима объема, состава отображаемых данных, формы представления, привлечение внимания к актуальной

Курган и Челябинск

Исходный /=137.67

Курган и Свердловск /=134.23

Пенза и Мордва и Мордва и Марии

Мордва Ульяновск Чувашия Кировское

/=126.91 /=129.26 /=129.26 /=129.37

Мари и Марии

Киров Чувашия

/=123.9 /=122.8

Орел и / Орел и

Калуга / Тула

/=116.04 / /=119.48

Орел и Орели

Липецк Курск

/=119.26 /=115.8 '

Калуга и Брянск и

Тула Смоленск

/=120.33 /=121.91

Рисунок 2 - Оптимизация структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС»

информации, делая систему максимально информативной для оперативного персонала.

Создание системы информационных табло с иерархическим принципом представления информации о режимных параметрах энергосистемы позволит существенно снизить поток перерабатываемой диспетчером информации и, следовательно, повысить надежность его работы.

На основании разработанных в работе принципов была разработана программа визуализации режима работы энергосистемы в виде лепестковой диаграммы (рис.3). Ширина каждого лепестка характеризует

диапазон изменения соответствующей группы контролируемых параметров. Если какой-либо лепесток выходит за пределы зоны рекомендованных или допустимых значений, диспетчер может вызвать детализацию распределения контролируемых параметров.

------

9»П Иоделирсмми« Ооиоиш_____________________

041)8 1« а> о ► II . »"я V «Л

Рисунок- 3 - Инетний лид табло визуализации режима энергосистемы

Одна из наиболее важных диспетчерских задач выбора в данных условиях-задача определения величины резервов мощности и их распределения по операционной зоне соответствующего диспетчерского центра. Имея данные о плановом графике нагрузки, составе работающего оборудования, конфигурации электрической сети и характеристиках надежности оборудования и ЛЭП, диспетчерскому центру необходимо обработать эту информацию и принять правильное решение, которое позволит в аварийной ситуации обойтись без отключения потребителей за счет правильно выбранного и размещенного резерва мощности.

В нашей стране и за рубежом разработан ряд математических моделей для

распределенных систем, которые позволяют определять показатели надежности ЭЭС (вероятности перерыва электроснабжения, недоотпуск электроэнергии, ущерб, различные индексы надежности) при заданной структуре системы, резервах пропускных способностях межсистемных связей и т.д. Однако использование этих моделей для оценки резервов мощности в оперативном цикле управления энергосистемой вызывает большие вычислительные трудности, что требует разработки специальных методов оперативного анализа резервов.

Для оперативной оценки резервов мощности в работе предложено использовать следующую модель рассредоточенной энергосистемы:

1) система имеет и концентрированных узлов;

2) в каждом узле имеется набор генераторов

3) нагрузка узла в рассматриваемый момент времени -Р";

4) балансовый переток мощности между узлами 1 и j - Ру- ;

5) показатели надежности линий связи в виде предела передаваемой мощности -Р£.

Исходно все узлы сбалансированы по мощности, т.е. суммарная мощность электростанций узла вместе с поступающим балансовым потоком из других узлов равна нагрузке узла в рассматриваемый момент времени.

Каждый узел / рассматривается как самостоятельная концентрированная система, генерирующая мощность которой складывается из мощности

* п

собственных генераторов и мощности балансовых перетоков

И

поступающих из смежных узлов. Потоки мощности из соседних энергосистем будем эквивалентировать узлами без нагрузки и генераторами бесконечной мощности.

Построение функции распределения дефицита мощности требует проведения значительной серии расчетов режима электрической сети энергосистемы. Для этой цели воспользуемся «моделью постоянного тока», которая широко используется для оценочного расчета установившегося режима электрической сети, для сравнения вариантов этой сети при отключении линий и блоков. Математическая модель для расчета дефицита мощности в неоднородной распределенной энергосистеме будет иметь вид

п

п

Ъф.^Т.Ъ-МвТ.Р,

(10)

т

(п)

(12)

(13)

Решение данной задачи возможно в рамках линейного программирования, данная модель позволяет получить значение дефицита мощности при различных сочетаниях отключенного генерирующего оборудования и ЛЭП.

Таким образом, выполнив серию расчетов по модели (10 - 13) для всех возможных однократных отказов генерирующего оборудования и ЛЭП, можно проверить, есть ли риск возникновения дефицита при выбранной величине резерва мощности и принятом его распределении по электростанциям энергосистемы.

Даная модель обладает тем положительным свойством, что позволяет определить районы электрической сети с дефицитом мощности при отказе того или иного оборудования.

В работе на примере упрощенной модели электроэнергетической системы показано использование разработанной методики для решения задачи распределения «вращающегося» резерва между электростанциями сети с целью минимизации риска возникновения дефицита мощности. Решение указанной задачи проводилось с использованием системы компьютерной математики Машсаа.

Частота электрического тока в энергосистеме служит индикатором баланса активной мощности, поэтому отклонения частоты от номинального значения вместе со значениями отклонений перетоков активной мощности являются критерием для управления генерируемой мощностью.

Проблема регулирования частоты актуальна и в связи с планами расширения рынка электроэнергии на Запад и подготовки ЕЭС России к включению на параллельную работу с энергообъединениями Европы.

Одним из основных этапов в решении проблемы организации полноценного первичного и вторичного регулирования частоты является размещение

на ряде специально выделенных электростанций нормированных резервов мощности первичного и вторичного регулирования

Для обеспечения эффективного первичного регулирования в ЕЭС, ОЭС и энергосистемах должен создаваться и постоянно поддерживаться резерв первичной регулирующей мощности, обеспечивающий загрузку и разгрузку выделенных электростанций нормированного первичного регулирования.

Задача обеспечения требуемых параметров первичного и вторичного регулирования требует организации мониторинга работы первичного регулирования в энергообъединении и энергосистемах (операционных зонах).

Для решения задачи мониторинга первичного и вторичного резерва активной мощности на электростанциях в работе разработана методика контроля резервов по данным телеинформации на основе выражений

£Рг„»>/=[ЁРР„,/-0.5тзх((1Р)~^5Р2 ±РР„ч\, ( 14 ) =[£ Рр„ 2/, е 2/+0.5 тах(г/Р)+л/е <5Р2 ], (15)

где тах(й/Я) - максимальная зона неопределенности изменения нагрузки на агрегатах электростанции; 5Р - погрешность, обусловленная конечной точностью передачи информации по каналам телеметрии; Рр„а/ - резерв, используемый первичными регуляторами при отклонении частоты от номинального значения; Ррез2у - резерв, остающийся в распоряжении вторичного регулирования.

Однако мало получить оценки объемов резерва, необходимо разработать такой метод предъявления информации диспетчеру, что бы он мог максимально эффективно ее использовать. Для этой цели разработана структура информационного табло (рис.4) для контроля и прогноза распределения вращающегося резерва между первичным и вторичным резервами.

Предложенная методика позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности (нормального, при снижении частоты до ^ и аварийного, при снижении частоты до Г„) и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

Проверка фактического действия систем первичного регулирования частоты на электростанциях, подтвердивших свою готовность к общему

первичному регулированию частоты (ОПРЧ), и эффективности первичного и автоматического вторичного регулирования частоты и мощности на электростанциях ЕЭС России была произведена 15 апреля 2004 года.

~~1 - первичный резерв, \ - зона неопределенности,Ц - вторичнй резерв

Рисунок 4 - Внешний вид информационного табло резервов при номинальной

частоте

Данный эксперимент проводился на основании решения Правления РАО "ЕЭС России" от 26.05.2003 г. № 842пр/3 «Об организации и проведении в Европейской части ЕЭС России натурных системных испытаний с целью определения качества первичного и вторичного регулирования и системного эффекта», а так же приказа РАО "ЕЭС России" от 12.11.2003 № 609 «Об организации и проведении в Европейской части энергосистем России (включая зону Урала) натурных системных испытаний с целью определения качества первичного и вторичного регулирования и системного эффекта».

На рис. 5 приведен вид информационного табло резервов мощности, синтезированного для представления ретроспективных данных эксперимента по регулированию частоты в апреле 2004 года.

Видно, что в период увеличения частоты предложенный алгоритм контроля фиксирует увеличение первичного резерва мощности и уменьшение вторичного резерва по ОЭС Северного Кавказа. И наоборот, при снижение частоты фиксируется уменьшение первичного резерва, что позволяет дать положительную качественную оценку системам регулирования частоты на

электростанциях Северного Кавказа.

- рабочая мощность, первичный резерв, - вторичный резерв

Рисунок 5 - Резервы активной мощности в операционной зоне Северного

Кавказа во время эксперимента 15 апреля 2004 г. Однако корреляционный анализ качества первичного регулирования показал, что несмотря на то, что станцией нормированного регулирования частоты является Ставропольская ГРЭС, положительный эффект регулирования в ОЭС Северного Кавказа достигнут за счет энергоблоков Невинномысской ГРЭС и Чиркейской ГЭС.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ Основные результаты, полученные в диссертационной работе, можно сформулировать следующим образом:

1. Разработана методика анализа структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с использованием методов нечеткой логики.

2. Проведен анализ существующей структуры РДУ, который показал необходимость ее совершенствования и перераспределения функций между РДУ ОАО «СО ЕЭС».

3. Проведенные исследования были использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».

4. Разработаны методы организации информационных табло визуализации режима и резервов активной мощности энергосистемы.

5. Разработанная методика оптимизации размещения резервов мощности позволяет снизит дефицит мощности при отключении отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты при аварийных отключениях в сети.

6. Предложенная методика оценки величины вращающего резерва позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

7. Исследования результатов экспериментальной проверки систем первичного регулирования в ОЭС Северного Кавказа показали: при качественном положительном результате эксперимента по оценке регулирования частоты в ОЭС Северного Кавказа, следует отметить недостаточную реакцию станции нормированного регулирования, что требует совершенствования их систем первичного регулирования частоты.

8. Результаты исследований внедрены и используются в центре тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» при подготовке диспетчерского персонала Системного оператора всех уровней диспетчерского управления -ЦЦУ, ОДУ и РДУ.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ (Издания, рекомендованные ВАК)

1. Ильенко A.B., Будовский В.П. Графическое представление режима электроэнергетической системы. - Кибернетика электрических систем: материалы XXVI сессии семинара «Диагностика энергооборудования», Новочеркасск, 21-24 сент. 2004 г./ Юж.-Рос. гос. техн. ун-т, Новочеркасск: Ред. журн. «Изв. ВУЗов. Электромеханика», 2004 г. Ч. 1. [Приложение к журналу] -

- Л 1 л Ч/. у-П.

2. Ильенко A.B., Будовский В.П. Оптимизация структуры диспетчерских центров // Кибернетика электрических систем: материалы XXVII сессии семинара «Диагностика энергооборудования», Новочеркасск, 2006 г/Юж.-Рос. гос. техн. ун-т, Новочеркасск: ред. журн. «Изв. ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки», 2006 г. [Приложение №15] - с. 21-23.

(Публикации, не вошедшие в рекомендательный список ВАК)

3. Ильенко A.B., Будовский В.П. Мониторинг резерва мощности. Современные энергетические системы и комплексы и управление ими: Материалы III

Международной научно-практической конференции, часть 1, Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003 - с.17-19.

4. Ильенко A.B., Будовский В.П. О контроле первичного и вторичного резерва мощности электростанций. Материалы VII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Ставрополь: СевКавГТУ, 2003. Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки, с.49

5. Ильенко A.B., Будовский В.П. Принципы построения визуальных средств контроля режима энергосистемы. - Материалы 33 НТК по результатам работы ППС, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2003 год, Ставрополь, СевКавГТУ, 2004 - с.60.

6. Ильенко A.B., Будовский В.П., Воронин В.Т., Карасев Ю.Д. Оперативный контроль первичного и вторичного резерва мощности электростанций. Новое в Российской электроэнергетике, №5,2004 - с.29-35.

7. Ильенко A.B., Будовский В.П. Результаты экспериментальной проверки участия электростанций Северного Кавказа в первичном регулировании частоты. Материалы VIII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Ставрополь: СевКавГТУ,

2004. Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки, с.76.

8.Ильенко A.B. Задачи создания технологической инфраструктуры для международной торговли электроэнергии. - Перспективы энергетики, №6,2005.

9. Ильенко A.B., Будовский В.П. Формы представления диспетчерской информации. - Материалы IX региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Ставрополь: СевКавГТУ,

2005. Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки, с.62.

10. Ильенко A.B., Будовский В.П. Мониторинг резервов мощности энергосистем и результаты эксперимента по регулировнию частоты в объединенной энергосистеме Северного Кавказа. В кн.: Опыт активизации участия электростанций ЕЭС России в первичном регулировании частоты. -Сборник трудов, ЦПТИиТО ОРГРЭС, 2006 - с.73-80.

11. Ильенко A.B., Будовский В.П. Статистическая оптимизация структуры диспетчерских центров. - Материалы 37 НТК по результатам работы ППС, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2007 год, Ставрополь, СевКавГТУ, 2008 - с.47-49.

Личный вклад. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат: в [1 - 8,10,11] - постановка задачи, формулировка выводов, в [2,3,6,11] - разработка математических моделей, в [1,4 - 6,9,11] - разработка алгоритмов, в [7, 10] - обработка результатов исследований. Общий объем текста, написанный в публикациях лично автором, составляет 1,7 п.л.

ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ РЕГИОНАЛЬНЫХ ДИСПЕТЧЕРСКИХ УПРАВЛЕНИЙ И МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Автореферат Подписано в печать 14.11.2008 г.

_Формат 60x84.1/6. Объем 1 пл. Тираж 100._

ОАО «СО ЕЭС» 109074, г. Москва, Китайгородский проезд, 7, стр.3 Тел (495)957-18-26

Глава 1. ЗАДАЧИ ОБЕСПЕЧЕНИЯНАДЕЖНОЙ РАБОТЫ

ДИСПЕТЧЕРСКИХ СЛУЖБ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА В УСЛОВИЯХ РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1.1. Этапы реформирования диспетчерского управления

1.2. Надежная работа'диспетчерских «человеко-машинных» систем

1.3. Мониторинг первичного резерва активной мощности

1.4. Реформирование структуры.филиалов Системного оператора 28 ВЫВОД

Глава 2. ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ СТРУКТУРЫ

РЕГИОНАЛЬНЫХ ДИСПЕТЧЕРСКИХ УПРАВЛЕНИЙ

2.1. Задачи оптимизации структуры региональных 38 диспетчерских управлений системного оператора

2.2. Проблемы оптимизации структуры РДУ системного 43 оператора

2.3. Методы решение проблем оптимизации сложных структур

2.4. Формирование нечетких классов непараметрическими 63 методами

2.5. Оптимизация структуры региональных диспетчерских 73 центров

ВЫВОДЫ

Глава 3: ДИСПЕТЧЕРСКИЙ МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ РАБОТЫ 84 ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

3.1. Визуальные средства обеспечения надежной работы 84 диспетчерского персонала энергосистем

3.2. Оптимизация размещения резервов мощности 94 электростанций.

3.3. Оперативный контроль (мониторинг) первичного и 104 вторичного резерва мощности электростанций

3.3.1. Основные определения

3.3.2. Основные задачи

3.3.3. Методика контроля первичного и вторичного резерва 111 3.4. Экспериментальная проверка качества первичного регулирования в операционной зоне Северного Кавказа

ВЫВОДЫ

Актуальность работы. Надежность работы единой электроэнергетической системы (ЭЭС) страны в значительной степени зависит от надежной работы системы диспетчерского управления электроэнергетикой. В России это Системный оператор единой энергетической системы (ОАО «СО ЕЭС») и его филиалы — Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) и Региональные диспетчерские управления

РДУ).

При оперативном принятии решения диспетчерский персонал анализирует текущую информацию, получаемую от средств диспетчерского технологического управления и оперативного персонала низшего уровня по телефону, а также априорную информацию о состоянии и оперативных свойствах объекта управления. Объем получаемой информации в значительной мере зависит от структуры операционной зоны соответствующего диспетчерского центра, количества оборудования находящегося в его оперативном управлении и ведении.

В настоящее время операционные зоны РДУ носят устоявшийся характер и структуру. При этом можно отметить существенное различие зон оперативного управления РДУ по общим характеристикам и техническим показателям.

Отдельные операционные зоны имеют развитую структуру с большим числом оборудования различного номинального напряжения в диспетчерском управлении и ведении, что приводит к значительной загрузки диспетчерского персонала. Вместе с тем ряд операционных зон исторически сформировался по административному признаку и имеет простую структуру и небольшой объем оборудования в диспетчерском управлении и ведении. Однако, необходимость выполнения определенных процедур приводит к тому, что количество персонала у диспетчерских центров с различной операционной зоной практически одинаково. При этом, диспетчерский персонала одного перегружен, а другого недогружен.

Указанные соображения приводят к необходимости исследования? и разработки методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора, а так же совершенствования методов и устройств диспетчерского мониторинга режимов энергосистем.

Данной проблеме посвящены исследования: А.Ф. Дьякова, В.М1. Горнштейна, Д.А. Арзамасцева, ЮЛ I. Кучерова, Ф.Л. Когана, А.Ф: Бондаренко, Н С. Маркушевича, Ю.Я. Любарского, М.А. Артибилова, В.Г. Орнова, В.А. Семенова и др. Работы этих ученых внесли значительный вклад в развитие теории и практики надежной работы: диспетчерского« персонала электроэнергетических систем.

Проведенная реформа управления электроэнергетической отраслью страны, создание федеральных и региональных сетевых компаний, выделение независимых генерирующих; компаний, постепенный переход к. конкурентным федеральным и региональным рынкам электроэнергии и. мощности невозможны без сохранения вертикали централизованного диспетчерского управления по иерархическому принципу ЦДУ — ОДУ -РДУ. Это позволяет сделать вывод о необходимости осмысления процессов происходящих в электроэнергетике и соотнести их с возможностью оптимизаций структуры диспетчерского управления, в том числе и оптимизации конфигурации операционных зон диспетчерских центров как уровня ОДУ так и уровня РДУ.

Цель работы заключается в разработке методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора России и совершенствовании диспетчерского мониторинга режимов энергосистем.

- Основные задачи:

1. Анализ методов оптимизации структурно сложных систем применительно к предприятиям диспетчерского управления.

2. Разработка методов оптимизации структуры региональных диспетчерских управлений Системного оператора России.

3. Разработка способов представления информации о режиме энергосистемы, учитывающем систему ограничений.

4. Разработка метода распределения резервов . мощности на электростанциях операционной зоны.

5. Разработка методов диспетчерского мониторинга первичного и вторичного резерва мощности электростанций.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались методы теоретического, и эмпирического познания. На теоретическом уровне это методы непараметрической; статистики, теории нечетких множеств и линейного программирования. На эмпирическом уровне использовались методы экспериментальной оценки качества первичного регулирования частоты.

Научная новизна.

1. Разработана методика анализа структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с использованием методов нечеткой логики.

2. Разработана методика оптимизации структуры РДУ.

3. Разработанная методика оптимизации размещения резервов мощности на электростанциях операционной зоны диспетчерского центра.

4. Предложена методика оценки величины вращающего резерва на электростанциях операционной зоны диспетчерского центра.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Проведенные исследования были использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».

2. Разработанная методика оптимизации размещения резервов мощности позволяет снизит дефицит мощности при отключении отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты при аварийных отключениях в сети.

3. Предложенная методика оценки величины вращающего резерва позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

4. Исследования результатов экспериментальной проверки систем первичного регулирования в ОЭС Северного Кавказа показали, при качественном положительном результате эксперимента по оценке регулирования частоты в ОЭС Северного Кавказа, следует отметить недостаточную реакцию станции нормированного регулирования, что требует совершенствования их систем первичного регулирования частоты.

5. Результаты исследований внедрены и используются в центре тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» при подготовке диспетчерского персонала системного оператора всех уровней- диспетчерского управления — иду, ОДУ и РДУ.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы доложены и обсуждены на 9 конференциях и семинарах, в том числе: III Международной научно-практической конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003г.; VII, VIII и IX региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону», Ставрополь, СевКавГТУ, 2003, 2004 и 2005 г.г.; 33 и 37 научно-технических конференциях по результатам работы 1111С, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2003 и 2007 года, Ставрополь, СевКавГТУ; XXVI и XXVII сессиях семинара «Кибернетика электрических систем», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2004 и 2006 г.г.; совещании по вопросам повышения качества регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в 2003 г.; международной конференции «Энергетические связи между Европейским союзом и Россией в глобальном контексте», 18-19 апреля 2005, Париж, Франция.

Публикаг{1ш. По содержанию и результатам диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, две из них в изданиях, рекомендованных ВАК.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Методики анализа и оптимизации структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с использованием методов нечеткой логики.

2. Методы организации информационных табло визуализации режима и резервов активной мощности энергосистемы.

3. Методика оптимизации размещения резервов мощности, которая позволяет снизит дефицит мощности при отключении отдельных элементов сети, а следовательно, уменьшить снижение частоты при аварийных отключениях.

4. Методика оценки величины вращающего резерва, которая позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

Основные результаты, полученные в диссертационной работе, можно сформулировать следующим образом:

1. Разработана методика анализа структуры РДУ ОАО «СО ЕЭС» с использованием методов нечеткой логики.

2. Проведен анализ существующей структуры РДУ, который показал необходимость ее совершенствования и перераспределения функций между РДУ ОАО «СО ЕЭС».

3. Проведенные исследования были использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».

4. Разработаны методы организации информационных табло визуализации режима и резервов активной мощности энергосистемы.

5. Разработанная методика оптимизации размещения резервов, мощности позволяет снизит дефицит мощности при отключении отдельных элементов сети и, следовательно, уменьшить снижение частоты при аварийных отключениях в сети.

6. Предложенная методика оценки величины вращающего резерва позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

7. Исследования результатов экспериментальной проверки систем первичного регулирования в ОЭС Северного Кавказа показали: при качественном положительном результате эксперимента по оценке регулирования частоты в ОЭС Северного Кавказа, следует отметить недостаточную реакцию станции нормированного регулирования, что требует совершенствования их систем первичного регулирования частоты.

8. Результаты исследований» внедрены и используются в центре тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» при подготовке диспетчерского персонала Системного оператора всех уровней диспетчерского управления — ИДУ, ОДУ и РДУ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Молодюк В.В. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития: Учебное пособие / Под ред. А.Ф. Дьякова. - М: Издательство МЭИ, 2000. - 138 с.

2. Методы оптимизации режимов энергосистем / В.М. Горнштейн, Б.П. Мирошниченко, A.B. Пономарев и др.; Под ред. В.М.' Горнштейна. М.: Энергия, 1981.-336 с.

3. Арзамасцев Д.А., Казанцев В.Н. Разработка режима энергосистемы.-Свердловск, изд. УПИ им. С.М.Кирова, 1985, 72с.

4. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова. М.: МЭИ, 2000. - 648 с.

5. Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода / Утверждены Постановлением Правительства РФ от 24 октября 2003года, № 643. Российская газета, 4.11.2003г.

6. Положение о диспетчерском графике. Утв. 09.09.02. Минэнерго РФ: Бизнес- процесс формирования ПДГ и РДГ.

7. Правила оперативно диспетчерского управления в электроэнергетике / Утверждены Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года, № 854. Собрание законодательства РФ. Изд-во «Юридическая литература», №52, ст. 5518.

8. Постановление правительства РФ от 31 августа 2006 г N529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)".

9. Справочник по инженерной психологии / Под ред. Б.Ф. Ломова. М.: Машиностроение, 1982г.

10. ГОСТ 21829-76. Система "человек-машина". Кодирование зрительной информации. Общие эргономические требования.

11. Тяпченко Ю.А. Подходы к синтезу систем отображения информации энергоблоков. Прикладная эргономика (Специальный выпуск: "Эргономика в энергетике"), 1993, №3-4.

12. ГОСТ 21480-76. Система "человек-машина". Мнемосхемы. Общие эргономические требования.

13. Будовский В. П. Визуальные средства обеспечения надежной работы диспетчерского персонала энергосистем. Электрические станции, 2003, №9:

14. Кучеров Ю.Н., Коган Ф.Л., Ительман Ю.Р., Касьянов Л.Н. О подготовке электрических станций к синхронной работе ЕЭС России с энергообъединениями Европы. Электрические станции, 2000, №4.

15. Марченко Е.А. Качество частоты в ЕЭС России в свете западноевропейских требований. Электрические станции, 2001, №2.

16. Коган Ф.Л. Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка. Электрические станции, 2002, №4.

17. Проблемы и задачи синхронного объединения ЕЭС России с европейскими энергосистемами/ Бондаренко А.Ф., Герих В.П., Кучеров Ю.Н. и др. Электрические станции, 2002, №4.

18. Фотин Л.П. К определению научно-технических проблем и программных задач повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка. Электрические станции, 2002, №4.

19. Комаров А.Н., Бондаренко А.Ф. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях. — Электрические станции, 2002, №4.

20. Федеральный закон Российской Федерации. Об электроэнергетике. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. 64с.

21. Критерии отнесения объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийский) электрической сети, утвержденные Постановлением Правительства РФ от 26.01.2006 № 41.

22. Правила недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг (утв. постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861).

23. Пасторов В.М. Методы обеспечения надежной деятельности диспетчеров операционных зон системного оператора. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. 05.14.02. Ставрополь, 2006. — 24 с.

24. Бокша В.В., Силов В.Б. Нечеткое целевое управление системами с заданным конечным состоянием. Автоматика, N 3, 1985, с.3-8.

25. Борисов А.Н. и др. Модели принятия решений на основе лингвистической переменной. Рига: Зинатне, 1982. - 256с.

26. Заде JI.A. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенных решений. М: Мир, 1976, 165с.

27. Фельдбаум A.A. Основы теории оптимальных автоматических систем. М: Наука, 1966.

28. Kickert W.Y.M. and oth. Application of Fuzzy Controller in a Warm Water Plent. "Automatica", v. 12, N4, 1976, p.301-308.

29. Марку шевич H.C. Автоматизированная система диспетчерского управления.-М: Энергоатомиздат, 1986, 136с.

30. Месарович М., Мако Д., Такахара Я. Теория иерархических многоуровневых систем. М: Мир, 1973.

31. Хьюбер Дж.П. Робастность в статистике. М: Мир, 1984, 304с.

32. Atsushi Degawa. Улучшение методов обнаружения и подавления "плохой" информации при оценке состояния энергосистем. "Дэнки гаккай ромбуси, Trans. Inst. Elec. Eng. Jap.", 1984, N2, p .69-76(яп.).

33. Кашьян Р.Л., Pao А.Р. Построение динамических стохастических моделей по экспериментальным данным. М: Наука, 1983, 384с.

34. Моисеев H.H. Математические задачи системного анализа. М: Наука, 1981,488с.

35. Беллман Р., Заде JI. Принятие решений в расплывчатых условиях В сб.: Вопросы анализа и процедуры принятия решений. М: Мир, 1976, с. 172215.

36. Бурков В.Н., Макаров И.М., Соколов В.Б. Модели и механизмы функционирования иерархических систем (обзор). Автоматика и телемеханика, 1977, N11, с.106-131.

37. Козюкова Т.И. Координируемость многокритериальных взаимосвязанных задач линейного программирования. В кн.: Методы принятия решений в условиях неопределенности. Рига, 1980, с.99-107.

38. Месарович М., Такахара Я. Общая теория систем. М: Мир, 1978.

39. Павловский Ю.Н. Агрегирование сложных моделей и построение иерархических систем управления. В сб.: Исследование операций. Вып.4, ВЦ АН СССР, М., 1974, с.3-38.

40. Drouin M., Abou-Kandil H., Mariton M., Duc G. Une nouvelle methode de decompozision-coordinasion 1 re partie: Principe et mise en oeuvre. "APII", 1985, N3, p.205-226.

41. Duc G., Drouin M., Mariton M., Abou-Kandil H. Une nouvelle methode de decomposition-coordination. 2 e partie: Application a la compensation des systèmes multivariables. "APII", 1985, N3, p.227-242.

42. Findeisen W., Malinowski K. Two-level control and coordination for dinamisal systems. Archiwum automatiki i telemechaniki. T. XXIV, N1, p.3-27.

43. Kralik J., Stiegler P., Vostry Z., Zavorka J. Modelovani dynamiky rozsahlych siti. Praha, Akademia, 1984, 364p.

44. Mariton M., Drouin M., Abou-Kandil H., Duc G. Une nouvelle methode de decomposition-coordination. 3 e partie: Application a la commande coordonnees-hierarchisee des procesus complexes. "APII", 1985, N3, p.243-259.

45. Michalska H., Ellis J.E., Roberts P.D. Joint coordination method for the steady-state control of large-scale systems. "Int. J. Syst. Sci.", 1985, N5, p.605-618.

46. Петков П.И., Димитров З.И., Иванов M.C. Иерархичные децентрализованные системы управления. София: Техника, 1985, 136с.

47. Tzafestas S.G. Large-scale systems modeling in distributed-parameter control and estimation. "Modeling and Simul. Eng. 10th IMACS World Congr. Syst. Simul. and Sci. Comput., Montreal, 8-13 Aug. 1982, v.3" Amsterdam e.a., 1983, p.69-77.

48. Wilson I.D. Foundations of hierarhical control. "International Journal of Control" 29, N6, 1979, p.899-933.

49. Yuxiang Wu. Математическая модель многослойного оценивания построенная в рамках теории нечетких множеств. "Мэйтан сюэбао,J.China Coal. Soc.", 1985, N1, р.21-33.

50. Поспелов E.G. и др. Процедуры и алгоритмы формирования комплексных программ: М: Наука, 1985, 424с.

51. Нурминский Е., Балабанов Т. Декомпозиция, энергетической модели высокой размерности. Отчет ВНИИ СИ, N гос.рег.11850981079, 1985.

52. Моисеев Н:Н1 Элементы ^теории оптимальных систем. М: Наука, 1975v 528с. . . ■59. . Грень Е. Статистические игры и их применение. М: Статистика, 1975, 176с.

53. Алиев Р.А.,. Либерзон М.И: Методы и алгоритмы координации в промышленных системах управления: М: Радио и связь, 1987.-208с.

54. Carlsson С. Fuzzy systems: basis for modeling methodology? "cybernetics and Systems", N15, 1984, p.361-379.

55. Бакан Г.М. Многозначные управляемые процессы с дискретным временем и задачи управления.- Автоматика, N 2, 1979, с.22-29.

56. Негойце К. Применение теории систем к проблемам управления. М: Мир, 1981, 179с.

57. Будовский В.П. Непараметрический подход к решению классификационных задач электроэнергетики. Электромеханика, №6; 2006.

58. Рунион Р. Справочник по ненараметрической статистике: Современный подход / Пер. с англ. Е.З. Демиденко. М.: Финансы и статистика, 1982, 198 с.

59. Ильенко А.В: Задачи создания технологической инфраструктуры для международной торговли электроэнергии. Перспективы энергетики; том 9; 2005, с. 155 - 160.

60. Харари Фрэнк. Теория графов/Пер. с англ. и предисл. ВЛ.Козырева. Под ред. Г.П.Гаврилова. Изд. 2-е. -М.: Едиториал УРСС, 2003. 296с.

61. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. Свердловск, изд. УПИ им. С. М. Кирова, 1984, 88с.

62. Залесский В.Н. Рационализация работы диспетчера энергосистемы при помощи телеизмерения. — Электрические станции, 1933, №5, с.42-45.

63. Гаврилов М.А. Состояние телеизмерительной техники в СССР. — Электрические станции, 1935, №12, с. 1-8.

64. Вейтков Ф.Л., Мешков В.К. Диспетчерское управление энергосистемами. -М.: Стандартгиз, 1936, 308с.

65. Куликов В.В. Внедрение телевизионной техники в энергетику. -Электрические станции, 1961, №3, с.2-5.

66. Любарский Ю.Я. Автоматизация анализа ситуаций в диспетчерский информационных системах. Электрические станции, 1978, №11, с.13-17

67. Караваева Н.М. и др. Опыт эксплуатации устройства отображения оперативной информации технико-экономических показателей Конаковской ГРЭС. Электрические станции, 1979, №10, с.69-71.

68. Филиппов М.М., Поповкин A.C., Мокрушин Е.К. Об увеличении объема телеинформации с подстанций. Электрические станции, 1979, №7, с.52-61.

69. Артибилов М.А. автоматизированная система контроля средств диспетчерско-технологического управленя. Электрические станции, 1979, №10, с.52-58.

70. Шкиря В.Д., Нарыжный А.Н. Контроль работы информационной подсистемы при помощи ЭВМ. Электрические станции, 1982, №1, с.46-49.

71. Артибилов М.А. Диспетчерский пункт объединенной энергосистемы. -Электрические станции, 1982, №2, с.44-51.

72. Бланк Е.И., Орнов В.Г., Семенов В.А., Черня Г.А. Автоматизированные системы управления в энергетике. Электрические станции, 1982, №6, с. 1119.

73. Волкова Н.В., Овчинников В.В., Орнов В.Г., Щеславский Д.В. Повышение эффективности оперативного контроля и управления ЕЭС СССР. Электрические станции, 1982, №10, с.46-48.

74. Баринов В.А., Волков Г.А., Маневич A.C. Проблемы обеспечения надежности ЕЭС России в условиях развития конкурентных отношений в электроэнергетике. — Электрические станции, 2005, №8, с.5-16.

75. Обоскалов В.П. Надежность обеспечения баланса мощности электроэнергетических систем. Екатеринбург. УГТУ-УПИ, 2002г.

76. Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Методы анализа: Европейское измерение. Ю.Н.Кучеров, О.М.Кучерова, Л.Капойи, Ю.Н.Руденко. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма ФАН, 1996.-443 с.

77. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Методы исследования. Новосибирск: Наука, Сиб. Отд-ние, 1974.

78. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. М.: Энергия, 1974.

79. Doby Y.C. A probabilistic model for an overall study of power transmission network supply reliability Proceeding of PSCC, 1972.

80. Billinton R., Singh C. Static generating capacity reliability evaluation -Proceeding of PSCC, 1972.

81. Hall J. D., Ringlee R.J., Wood A.J. Freguency and duration methods for power system reliability calculation part 1 - generation, system model. - "IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-87.1968. №9, p. 17871796.

82. Липес A.B., Окуловский C.K. Расчеты установившихся режимов электрических систем на ЦВМ.- Свердловск: изд. УПИ, 1986.-88 с.

83. Дьяконов В. MATHCAD 8/2000: специальный справочник.'- СПб: Издательство «Питер», 2000. 592с.

84. Управление энергосистемами: Переводы докладов Международной конференции по большим энергетическим системам/ Под ред. Ю.Н. Руденко, В.А. Семенова.- М.: Энергоиздат, 1982 112с.

85. Правила технической эксплуатации электрических^ станций и сетей Российской Федерации/ Министерство топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России». РД 34.20.501-95. М.: ОРГРЭС, 1996.

86. Веневцев Ю.С., Гвоздев Б.И., Нестеренко B.JL, Яковлева Т.С. Цифровая система автоматического регулирования частоты и активной мощности в энергообъединении Сибири. — Электрические станции, 1984, №1.

87. Кучеров Ю.Н., Коган Ф.Л., Ительман Ю.Р., Касьянов Л.Н. О подготовке электрических станций к синхронной работе ЕЭС России с энергообъединениями Европы. — Электрические станции* 2000, №4.

88. Марченко Е.А. Качество частоты в ЕЭС России в свете западноевропейских требований. Электрические станции, 2001, №2.

89. Коган Ф.Л. Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка. — Электрические станции, 2002, №4.

90. Проблемы и задачи синхронного объединения ЕЭС России с европейскими энергосистемами/ Бондаренко А.Ф., Герих В.П., Кучеров Ю.Н. и др. Электрические станции, 2002, №4.

91. Фотин Л.П. К определению научно-технических проблем и программных задач повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка. Электрические станции, 2002, №4.

92. Комаров А.Н., Бондаренко А.Ф. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях. — Электрические станции, 2002, №4.

93. Будовский В.П., Ильенко A.B. Мониторинг резерва мощности. Современные энергетические системы и комплексы и управление ими:

94. Материалы III Международной начно-практической конференции, часть 1, Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003 79с.

95. Будовский В.П., Воронин В.Т., Карасев Ю.Д., Ильенко A.B. Оперативный контроль первичного и вторичного резерва мощности электростанций. Новое в Российской электроэнергетике, №5, 2004.

96. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики.-М.: Наука, 1970-664с.