автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Оценка коммутационной надежности энергообъектов

«БРАТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

РОДИНА Светлана Ивановна

ОЦЕНКА КОММУТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ

Специальность: 05.14.02 -Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 2004

«БРАТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

РОДИНА Светлана Ивановна

ОЦЕНКА КОММУТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ

Специальность: 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 2004 _

РОС. HAUS".}' < l.-HV/t БИБЛИОТi i<A

СЛ'.етгр.'ург ОЭ ЗООУактЬ

Работа выполнена в ГОУВПО «Братский государственный технический университет»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор В.Г. Курбацкий

доктор технических наук, профессор В.Г. Китушин

кандидат технических наук, доцент В.М. Чумаков

Ведущая организация: ОАО «Иркутскэнерго»

Защита диссертации состоится «30» июня 2004 г. в 13 часов 00 мин на заседании Диссертационного совета Д.003.017.01 при Институте систем энергетики СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск-33, ул. Лермонтова, 130, ИСЭМ СО РАН.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. JLA. Мелентьева (ИСЭМ СО РАН)

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью) просим направлять в диссертационный совет Д.003.017.01 по адресу:

664033, г. Иркутск-33, ул. Лермонтова, 130, ИСЭМ СО РАН, ученому секретарю совета.

Автореферат разослан «_»_2004 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д.003.017.01, доктор технических наук, профессор

А.М. Клер

ГОС. »IV.«.и-«'. -'•<<

и.

С-.'.- _С

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Изучению проблемы надежности электроэнергетических систем (ЭЭС) посвящено большое количество работ, как в нашей стране, так и за рубежом. Актуальность этой проблемы характеризуется числом специалистов, исследующих различные аспекты надежности ЭЭС, и не снижается в современных условиях. Это определяется, прежде всего, как постоянным развитием ЭЭС, так и изменением условий их функционирования. Развитие ЭЭС в первую очередь связано с формированием сложных электрических схем и, как следствие, расширением множества состояний ЭЭС. При этом наличие в схемах автоматических и неавтоматических коммутационных аппаратов (КА), а также практически непрерывное изменение конфигурации схемы в процессе эксплуатации, приводит к изменению не только схемно-режимных параметров, но и надежностных характеристик энергосистемы.

В работах Кучерова Ю.Н., Манусова В.З., Обоскалова В.П., Синьчугова Ф.И., Фокина Ю.А. и др. отмечается, что в ЭЭС со значительным числом КА существенное влияние на уровень надежности оказывают не только режимы работы основного оборудования и структура схемы электрической сети, но и надежность функционирования самой коммутационной аппаратуры в период оперативных переключений и в аварийных состояниях системы.

Следует отметить значительное влияние надежности работы КА на оценку надежности отдельных энергообъектов, входящих в энергосистему, таких как электростанции, станции, подстанции, распределительные пункты. Как показывает практика эксплуатации, большинство отказов КА происходит в момент их срабатывания (включения или отключения). В этот же момент снижается технический ресурс КА, определяемый ресурсной характеристикой, которая отражает количество выполненных операций КА на включение и отключение, а именно, число срабатываний КА. При возрастании числа срабатываний КА с течением времени снижается (вырабатывается) технический ресурс, и, как следствие, повышается вероятность отказа в срабатывании. В основном, все переключения КА осуществляются при проведении оперативных переключений (от 0,1 до 0,6 часа), в аварийных (0,3 секунды) и послеаварийных (несколько часов) режимах работы энергообъектов. При этом изменяется конфигурация электрической схемы энергообъекта, что связано с изменением состояния значительного количества КА. Именно в эти короткие интервалы времени существенно снижается технический ресурс КА, изменяется его ресурсная характеристика и вследствие этого повышается вероятность отказа КА в срабатывании.

Вместе с тем, методическим вопросам оценки влияния надежности КА на надежность энергообъектов не уделено должного внимания, что в свою очередь препятствует принятию обоснованных, прежде всего, оптимальных «схемных» решений при оперативном управлении энергообъектами. Все это обусловливает актуальность вопросов анализа надежности энергообъектов на достаточно коротких интервалах времени, равных длительности оперативных переключений и последующих послеаварийных режимов, связанных с возможными отказами КА

з

в период переключений. Основными учитываемыми факторами при этом будут являться: конфигурация электрической схемы, состав и состояние ее элементов, надежность КА, а также фактор времени.

При такой постановке задачи надежности существующие расчетные процедуры и созданные на их основе ПВК не могут быть применимы по условиям полноты учитываемых факторов, объема требуемой исходной информации на коротких интервалах времени, а также по возможностям применения ПВК в реальном времени. Указанные обстоятельства требуют развития существующих методов решения исследуемой проблемы, разработки новых моделей, методик и алгоритмов, а также специализированных ПВК с целью учета новых факторов и повышения качества принимаемых решений при оперативном управлении энергообъектами. В диссертационной работе исследуется оперативная надежность энергообъектов с учетом фактора времени и надежности работы КА. В работах Фокина Ю.А. в рамках оперативной надежности ЭЭС при ее классификации по интервалам времени предложено понятие «коммутационной надежности», учитывающей также и работу коммутационных аппаратов. Это понятие используется и в данной работе. При этом под «коммутационной надежностью» понимается надежность энергообъекта на коротких интервалах времени с учетом изменения ресурсной характеристики КА при выполнении коммутаций.

Целью работы является определение зависимостей вероятностных характеристик надежности энергообъекта от величины технического ресурса КА, который изменяется в момент проведения переключений, чтобы оценить, в какой степени это изменение повлияет на выполнение основной функции надежности бесперебойного электроснабжения потребителей в короткие интервалы времени. Для этого необходимо разработать методику и модель расчета коммутационной надежности энергообъектов в соответствии с вышеуказанными требованиями теории и практики эксплуатации.

Методы исследования. Для решения поставленных в работе задач применялись методы математического анализа, теории графов, теории вероятностей, случайных процессов и математической статистики, математического (линейного и нелинейного) программирования, а также общие методы теории надежности. Проверка эффективности разработанных моделей, а также их обоснованность и достоверность, осуществлялась с помощью вычислительных экспериментов применительно к ряду тестовых, а также реальных электрических схем.

Научная новизна.

1. Представлена постановка задачи оценки коммутационной надежности энергообъектов и отмечены особенности ее решения.

2. На основе анализа методов оценки структурной и оперативной надежности ЭЭС предложен набор показателей, которые могут быть использованы при оценке коммутационной надежности энергообъектов.

3. Получены расчетные выражения для определения зависимости вероятностных характеристик надежности энергообъекта от величины технического ресурса КА в момент переключений.

4. Разработан методический подход к анализу надежности энергообъектов на коротких интервалах времени (время оперативных переключений, длительности аварийных и послеаварийных режимов) с целью получения количественной оценки влияния изменения технического ресурса КА на основную функцию надежности бесперебойного электроснабжения потребителей.

5. Приведены содержательная постановка и математическая формулировка задачи оценки коммутационной надежности энергообъектов, учитывающей изменение технического ресурса КА с течением времени, а также позволяющей получить показатели надежности энергообъектов для короткого интервала времени или любого заданного момента времени на этом интервале.

6. Разработана модель, реализующая вышеуказанные особенности расчетов коммутационной надежности энергообъектов, а также возможные стратегии оптимизации режимов в электрической сети с целью обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей, прежде всего, в период оперативных переключений при выполнении заявок на коммутации в электрической сети.

7. Разработанные методика и модель расчета коммутационной надежности энергообъектов реализованы в ПВК ОКеаН.

8. Исследованы и предложены перспективные системы технического обслуживания КА с элементами мониторинга и периодического контроля такого оборудования.

9. Разработаны основные принципы организации системы мониторинга КА на практике для получения исходной информации при расчетах коммутационной надежности энергообъектов.

Практическая ценность. Разработанный ПВК ОКеаН позволяет рассчитать показатели коммутационной надежности энергообъектов для периода оперативных переключений, проанализировать заданное возмущение и сформировать советы диспетчеру по выбору мероприятий для обеспечения и повышения коммутационной надежности энергообъекта в конкретных условиях его функционирования.

Эффективность и перспективы работы. Современные системы диагностирования состояния КА и разработанные основные принципы их применения на практике позволят с минимальными затратами перейти от системы планово-предупредительных ремонтов к обслуживанию оборудования по техническому состоянию. Разработанная модель позволит диспетчеру оперативно принять соответствующие решения по устранению конкретного нарушения и снизить затраты на эксплуатацию энергообъекта.

Реализация работы. Результаты исследований были применены при выполнении работ по хоздоговорным тематикам и госбюджетным работам по планам Министерства образования РФ на 2001-2003 гг. По тематике исследований опубликованы статьи, выпущены отчеты по НИР. Методические разработки использовались в учебном процессе по электроэнергетическим специальностям ГОУВПО «Братский государственный технический университет».

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались: на научно-технической и методической конференции «Энергосбережение. Элек-

троснабжение. Электрооборудование» (г. Санкт-Петербург, 1999г.); федеральной научно-технической конференции «Электроснабжение, энергосбережение и электроремонт» (г. Новомосковск, МЭИ - Новомосковский институт РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2000 г.); всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (г. Благовещенск, Амурский государственный университет, 2000 г.); всероссийской конференции молодых специалистов элек-троэнергетики-2000 (г. Москва, РАО «ЕЭС России»); региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Техника. Инновации» (г. Новосибирск, НГТУ, 2001-2003 гг.); российском национальном симпозиуме инженеров-электриков и третьем интернациональном симпозиуме по исследованию энергосистем и проблемам экономики, а также научных семинарах «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Казань, Казанский государственный энергетический университет, 2000 год, г. Туапсе, 2002 год); всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (г. Екатеринбург, 2001 г.); втором международном конгрессе студентов, молодых ученых и специалистов «Молодежь и наука - третье тысячелетие» (г. Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002 г.); ежегодной конференции научной молодежи (г. Иркутск, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 2002 г.); научно-технических и методических конференциях БрГТУ (г. Братск, БрГТУ, 1999-2004 г.г.).

Публикации. По результатам исследований соискателем лично и в соавторстве опубликовано свыше 40 работ, в том числе депонированная научная работа «Исследование структурно-функциональной надежности электрических сетей энергосистем» (в соавторстве), зарегистрированная в ВИНИТИ, г. Москва. Публикации отражают основные результаты диссертационной работы.

Объем и структура работы. Работа содержит всего 232 страницы текста, в том числе 149 страниц основного текста, иллюстрированного 31 рисунком и 16 таблицами, и состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы на 13 страницах (129 наименований) и пять приложений (70 страниц).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, приведены положения, выносимые на защиту, отмечена новизна получаемых результатов, освещено содержание диссертации.

В первой главе выполняется анализ коммутационной надежности энергообъектов, отмечаются особенности ее оценки, выделены условия, при которых функционирование КА является определяющим.

В практике эксплуатации энергообъектов при проведении оперативных переключений существенно повышается вероятность отказов КА, которая определяется местом установки КА в сети, количеством срабатываний КА при оперативных переключениях и при отключении токов короткого замыкания. При этом

«

если интенсивность отказов принять постоянной величиной, то вероятность отказа как функция времени будет подчиняться закону распределения, представленному на рисунке 1.

Рис. 1. Изменение вероятности отказа КА, д(1) с течением времени/.

На рисунке 1 значение «О» соответствует случаю, когда КА введен в эксплуатацию после капитального ремонта, либо соответствует началу процесса приработки для новых КА. С этого момента времени необходимо контролировать технический ресурс КА. На коротких интервалах времени Д/] и Д<2 вероятность отказов КА повышается, что связано с ростом числа срабатываний КА в эти интервалы. При авариях на энергообъекте возрастает также и число отказов КА. В остальные периоды времени вероятность отказа q(t) не изменяется. Следует отметить, что при оценке надежности КА необходимо учитывать всю предысторию процесса. Так, при рассмотрении интервала времени Д/2, либо момента времени необходимо учитывать характеристики надежности, полученные в интервале времени Д/| (в момент времени /]). Аналогично, при рассмотрении п-го интервала времени необходимо учитывать предысторию процесса от первого до (п-1)-ш интервала. При этом накопление информации о надежности КА осуществляется до тех пор, пока КА не выработает технический ресурс.

Как показывает практика, если в момент переключений выключатель не срабатывает, то соответствующие устройства релейной защиты и автоматики (РЗиА) действуют на отключение других (соседних) выключателей. Это увеличивает тяжесть аварии по причине как расширения области отключения (и, следовательно, ослабления схемы) и роста количества отключенных потребителей, так и увеличения длительности отказа. Вместе с тем, анализ статистических данных по отказам КА показал, что на коротком периоде времени возникновение отказов соседних выключателей в момент локализации аварии и наложение отказов КА с отказами линий и трансформаторов являются весьма маловероятными событиями (в среднем один отказ на 100 тысяч операций). В статическом состоянии отказы КА возникают приблизительно один раз в 50 лет. Это позволяет при анализе отказов КА использовать принцип п-1. Как показали исследования, отказ одного выключателя может привести к перегрузке оставшегося в работе оборудования, выходу параметров режима за допустимые пределы, а также значительному недоотпуску электроэнергии потребителям. В первой главе на конкретном примере проиллюстрированы возможные последствия отказов КА и показано, что такие события являются не только вероятными, но и наиболее не-

7

благоприятными в условиях текущей эксплуатации энергообъектов. Следует отметить, что последствия отказов КА зависят как от структурной значимости КА в схеме электрических соединений, так и от режима работы энергообъекта. При этом могут быть получены различные расчетные схемы и, как следствие, множество режимов, которые необходимо исследовать.

На основе проведенных исследований сформулированы основные задачи работы:

1) из совокупности существующих методов и подходов выбрать и рекомендовать наиболее обоснованные для применения к оценке коммутационной надежности энергообъектов, а также выбрать критерий такой оценки, разработать методику расчета и показать работоспособность предлагаемой методики посредством выполнения соответствующих исследований;

2) используя предлагаемую автором методику расчета коммутационной надежности энергообъектов с целью учета в ней новых факторов, разработать модель и алгоритмы расчета коммутационной надежности энергообъектов, провести их исследование, по результатам которых рекомендовать средства и способы обеспечения и повышения коммутационной надежности энергообъектов;

3) разработать вычислительный комплекс для проведения расчетов коммутационной надежности на ПЭВМ как в исследовательских целях, так и на практике в качестве советчика диспетчера при оперативном управлении работой энергообъектов;

4) выполнить анализ имеющихся систем диагностирования коммутационного оборудования, в том числе и современных систем мониторинга КА, для получения исходной информации на коротких интервалах времени при расчетах коммутационной надежности энергообъектов и рекомендовать наиболее приемлемую;

5) привести конкретные рекомендации по исследованию коммутационной надежности энергообъектов как при текущей эксплуатации, так и при планировании режимов работы энергообъекта.

Для определения исходных позиций в исследовании коммутационной надежности энергообъектов проведен анализ методов структурной и оперативной надежности ЭЭС, отмечены их достоинства и недостатки применительно к оценке коммутационной надежности энергообъектов. Кроме того, уделено внимание оптимизационным подходам для решения задач надежности ЭЭС, и показано, что оптимизационные расчеты коммутационной надежности энергообъектов должны проводиться по критерию суммарных дополнительных затрат на топливо в сети и компенсационных затрат в виде ущербов от недоотпуска мощности потребителям. В целом исследования показали, что расчеты коммутационной надежности энергообъектов следует проводить в три этапа:

1.Формирование расчетных состояний и оценка их вероятностей (вероятностные расчеты).

2.Оптимизация режимов расчетных состояний.

З.Вычисление показателей надежности (оценка надежности).

Во второй главе для выполнения расчетов первого этапа выбирается конкретный метод оценки коммутационной надежности энергообъектов, предлагается методика расчета и на основе проведенных исследований разрабатывается модель расчета коммутационной надежности энергообъектов, включающая оптимизационные расчеты (второй этап) и оценку показателей надежности в реальном времени (третий этап).

Задача оценки коммутационной надежности энергообъектов решается в три этапа и формулируется следующим образом:

при известных значениях генераторных мощностей, заданного режима электропотребления, конфигурации сети, состава и параметров оборудования, для исследуемого режима и предполагаемых сценариев изменений этого режима, при отказах КА, или наложении отказов КА на исследуемый режим, определить показатели надежности энергообъекта для коротких интервалов времени.

Под предполагаемыми сценариями изменений режима работы энергообъекта понимается набор: конкретных событий, связанных с отказами КА, исходя из уровня повреждаемости такого оборудования, размера исследуемой схемы электрических соединений и ее конфигурации; аварийных ситуаций, характерных на практике для исследуемого энергообъекта; расчетных состояний,' связанных с плановыми переключениями КА на энергообъекте; случайных событий, при которых отказ КА происходит, когда другой элемент выведен из работы в плановый или аварийный ремонт; корректирующих мероприятий диспетчера, направленных на повышение коммутационной надежности энергообъекта.

Для решения поставленной задачи разработана модель расчета, для которой в работе формулируются основные требования, а также учитываемые факторы и принимаемые допущения.

Исходные данные в модели требуются следующие: электрическая схема энергообъекта, состав и технические параметры элементов схемы, их характеристики надежности (по данным системы диагностики), сценарий предполагаемых изменений схемы и / или режима работы энергообъекта, а также величина генерирующей мощности и текущий режим электропотребления.

Искомая информация в модели: недоотпуск электроэнергии потребителям, кВт-ч; коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией,

В модели для электрической схемы энергообъекта составляется расчетная схема, которая отражает происходящие в ней изменения, связанные с переходом элементов из одного состояния в другое. С целью удобства анализа расчетной схемы для оценки надежности и режима используется следующий подход.

Расчетная схема представляет собой связный граф, вершинами которого являются узлы с общим количеством Л/, а ребрами -линии связи (общее количество S). Вершины-узлы содержат информацию о располагаемой генераторной мощности, либо данные о нагрузке. Ребра-связи соответствуют элементам схемы: линии и трансформаторы (ветви) и КА (цепи). Ветвь или цепь графа может

объединять несколько элементов (линия и КА, трансформатор и КА, выключатель и два его разъединителя), которые в одной цепи соединены последовательно по надежности. Топологические схемы РУ также представляются связным графом, аналогично представлению электрической сети. При переходе от расчетной схемы анализа надежности к схеме анализа режима ветви характеризуются своей пропускной способностью. Цепи, которые моделируют КА, характеризуются малыми сопротивлениями и также имеют свою пропускную способность. При этом распределительные устройства, имеющие в своей расчетной схеме только цепи, рассматриваются в виде узлов с эквивалентными входными и (или) выходными перетоками мощности.

НА ПЕРВОМ ЭТАПЕ расчета показателей коммутационной надежности энергообъекта проводится вероятностная оценка расчетных состояний энергообъекта, заданных в соответствии с принципом п-1.

Входная информация о характеристиках надежности включает: интенсивность отказа ьго силового элемента, Л^О), 1/ч; вероятность отказа в срабатывании /-го КА при оперативных переключениях, (/); вероятность отказа в срабатывании /-го КА при отключении токов короткого замыкания, д^ ((); вероятность отказа в срабатывании /-го КА при работе АПВ,^™(0 и АВР, д"р(0 • Выходной информацией является вероятность отказа энергообъекта, находящегося в заданном ^ом состоянии, дк (<) .

Для проведения такой оценки используется вероятностный подход с аналитическим методом определения показателей надежности энергообъекта на основе показателей надежности образующих его элементов, которые считаются не-восстанавливаемыми, поскольку учитывается фактор старения оборудования. Кроме того, за короткий период времени ремонтные работы, а, следовательно, и процессы восстановления не могут быть завершены. Для вычисления показателя ць (0 выполняются параллельно-последовательные преобразования расчетной схемы по надежности, а также преобразования «треугольник» и «звезда». В результате многократной свертки схемы с помощью указанных преобразований сложная расчетная схема представляется одним эквивалентным элементом.

Вероятностные характеристики отдельных s-связей, ^,(0 рассчитываются в зависимости от типа и вида элемента, которым эта связь моделируется. Так, для оценки надежности силовых элементов используется выражение:

<7,(0 = 4,, (')Л/. (1)

где ;ц(0 - интенсивность отказа /-го силового элемента, 1/А^доста-

точно короткий интервал времени, ч.

Если ^-связь моделирует КА, то оценка его надежности осуществляется в зависимости от типа КА и места его установки в электрической схеме. В электрических схемах принято выделять КА в распределительных устройствах (РУ) или открытых РУ (ОРУ), секционные КА, а также КА, выполняющие функцию

10

защиты линий (линейные КА) и трансформаторов (трансформаторные КА). При работе КА в РУ или ОРУ, а также для трансформаторных КА возможны отказы в срабатывании только при оперативных переключениях, (/), поскольку существенно больше происходит отказов КА в момент переключений, чем в статическом состоянии:

При работе секционных КА возможны отказы в срабатывании как при оперативных переключениях, так и при включении либо отключении устройства

автоматического включения резерва

Отказы в срабатывании линейных КА могут происходить при отключении токов короткого замыкания при повреждениях на линиях, а также при

оперативных переключениях:

Если КА на линии оснащены автоматическим повторным включением (АПВ), то следует учитывать вероятность отказа в срабатывании КА при работе

АПВ, О') =

1ка/ >

Для расчета выражений (1)*{5) используются данные системы диагностики. Следует отметить, что поскольку вероятностные характеристики в выражениях определяются как условные вероятности к общему числу срабатываний КА, то условие выполняется.

НА ВТОРОМ ЭТАПЕ выполняется оценка функционирования энергообъекта для выбранного на первом этапе расчетного состояния, и вычисляются рациональные значения дефицитов мощности в узлах и по сети в целом по алгоритму (рис. 2), который отражает итерационный характер взаимодействия точного расчета электрического режима и процесса его оптимизации:

1. Для заданного расчетного состояния вычисляется текущий режим работы энергообъекта.

2. Проверяется критерий надежности п-1, и в случае его невыполнения проводится оптимизация расчетного состояния энергообъекта.

3. Расчет оптимального режима работы энергообъекта с использованием информации, полученной в результате решения оптимизационной задачи.

В работе полагается, что критерий п-1 выполняется в том случае, «если при имеющемся в рабочем состоянии составе оборудования объект выдерживает отказ одного элемента без нарушения допустимых ограничений при функционировании объекта. Оставшиеся в работе элементы не должны подвергаться пере-

грузке, а отказ (отключение) одного элемента не должен сопровождаться развитием нарушения». При этом должен соблюдаться баланс мощности в сети.

Рис. 2. Блок-схема алгоритма решения задачи на втором этапе.

Для расчета текущего режима входными параметрами являются: схемно-режимные параметры оборудования, уровни напряжения, а также значения генераторных мощностей и нагрузка в каждом узле расчетной схемы. Рассчитываются перетоки и потери мощности по связям, а также оценивается перегрузка элементов схемы. Для оптимизационных расчетов входными параметрами являются: пропускные способности связей в обоих направлениях, значения вырабатываемой и располагаемой генераторной мощностей, текущей и заявленной мощностей нагрузки в узлах, а также потери мощности в связях, полученные при расчете текущего режима. Выходными параметрами являются: минимум дефицита мощности в сети и его распределение по узлам, а также оптимальные значения загрузки генерирующего оборудования и покрываемых нагрузок в узлах в пределах реализации суточного графика активной мощности. Для оценки оптимального режима работы энергообъекта входными параметрами являются: схем-но-режимные параметры оборудования, а также оптимальные значения нагрузок и генерации, полученные в результате решения оптимизационной задачи. Выходными параметрами являются: потери и перетоки мощности по связям, а так-

же дефицит в узлах, Р^еф^ (0 и по сети в целом.

Текущий и оптимальный режим работы энергообъекта рассчитывается с использованием модифицированного метода Ньютона. Оптимизационные расчеты проводятся с помощью модернизированной модели оценки дефицита мощности по сети, сформулированной следующим образом:

при известных значениях генераторных мощностей, текущего режима электропотребления, удельных затрат на производство дополнительной мощности и удельных ущербов от недоотпуска мощности в узлах, а также конфигурации схемы, заданных пропускных способностей связей и потерь

мощности в них, с учетом возможного изменения этих параметров с течением времени, для периода оперативных переключений и заданного расчетного состояния найти оптимальную загрузку генерирующего оборудования по узлам, оптимальные значения покрываемой нагрузки в узлах и оптимальные значения дефицитов мощности по сети в целом, распределить эти дефициты по узлам в соответствии с заданным критерием оптимальности с учетом выполнения ограничений на диапазоны возможных изменений генерации и нагрузки в узлах, перетоков мощности по связям, а также выполнения условия балансов в узлах с учетом потерь мощности в сети.

Обозначив дефицит мощности в т-ом узле через ут(1), а избыток генераторной мощности через запишем:

В выражениях (6)+(15) величины: ст(()- дифференцированные по зонам времени тарифные ставки на дополнительный отпуск одного киловатта мощности потребителям в избыточных узлах, либо ущерб от недоотпуска электроэнергии для дефицитных нагрузочных узлов; стоимость дополнительной вырабатываемой мощности для генерирующих узлов; перетоки мощности по связи s в различных (прямом и обратном) направлениях, кВт; ДР, - параметр потерь мощности в связи л; Д(<) - фактические потери мощности по s-связи,

полученные в результате расчета текущего режима работы энергообъекта, кВт; Р,ф(0 - переток мощности по s-связ ном направлении к узлу

Р,ф (0 - переток мощности по s-связи, фактически проходящий в положитель-

элементы первой матрицы инци-

денций вырабатываемая мощность и текущая нагрузка в

узлах, кВт; Р, , Р,обр - максимальная пропускная способность связей в различных (прямом и обратном) направлениях, кВт; РЦ,, РЦ, - располагаемая генерирующая мощность и заявленная нагрузка в узле т, кВт.

Сформулированная задача является задачей нелинейного программирования. Целевая функция линейна, ограничения в виде равенств нелинейные вследствие учета потерь мощности в связях, остальные ограничения заданы в виде двухсторонних неравенств. Для решения поставленной задачи применяется метод внутренних точек. При реализации этого метода в качестве исходных приближений используются данные, полученные в результате точного расчета электрического режима. При этом в работе приводятся основные условия сходимости решения задачи на основании соответствующих проведенных исследований. Кроме того, подробно рассматривается алгоритм метода внутренних точек для решения задачи такого типа.

НА ТРЕТЬЕМ (ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОМ) ЭТАПЕ по результатам расчетов на первых двух этапах для коротких интервалов времени вычисляются показатели коммутационной надежности энергообъекта. Расчеты показателей проводятся для периода времени, Т, (ч), который разбивается на А/ (ч) коротких интервалов, для энергообъекта, находящегося в заданном к -том состоянии:

а) для интервала времени

недоотпуск электроэнергии потребителям, кВт-ч:

коэффициент обеспеченности электроэнергией потребителей:

требуемая выработка электроэнергии, кВт-ч.

В выражениях (16) и (17) величины: ды1(<) - вероятность расчетного А-го заданного состояния энергообъекта; -рациональные значения дефици-

та мощности в %г-ом узле из общего количества М (т = \,М) для заданного состояния в момент времени , кВт, определяемых в результате решения оптимизационной задачи; - величина нагрузки потребителя для текущего

момента времени кВт.

б) те же показатели для расчетного периода Т :

= (18) = (19)

Вероятность расчетного состояния, ^(О вычисляется для момента време ни г следующим образом:

(%(<), еслиРдефтк1 (0 * 0; [О, если Р^ (/) = 0.

Расчеты коммутационной надежности энергообъектов проводятся по алго ритму, блок-схема которого представлена на рисунке 3.

9а (0 =

(20)

Рис. 3. Алгоритм оценки коммутационной надежности энергообъектов.

Особенности разработанной модели оценки коммутационной надежности энергообьектов.

1. Оценка надежности энергообъектов на коротких интервалах времени и получение показателей коммутационной надежности энергообъекта за весь расчетный период оперативных переключений и за его отдельные короткие интервалы.

2. Учет надежности функционирования КА, места его подключения в электрической схеме, а также учет влияния надежности КА на работу других элементов схемы и особенностей работы КА с АПВ и АВР.

3. Учет влияния предшествующего состояния невосстанавливаемых элементов на последующее, а также фактора старения оборудования.

4. Использование принципа п-1 к анализу отказов КА.

5. Оценка вероятностных характеристик КА с учетом технического ресурса.

6. Учет изменения конфигурации схемы энергообъекта при отказах КА в момент оперативных переключений.

7. Учет изменения характеристик надежности и режима энергообъекта с течением времени при различном оперативном положении КА, а также при отказах такого оборудования.

8. Возможность использования в модели исходных данных, получаемых из системы диагностики.

9. Предоставлена возможность анализа каждой расчетной ситуации, заданной диспетчером.

10. Оптимизация послеаварийных режимов отдельных расчетных состояний с учетом пропускных способностей связей для схем сложной конфигурации, используя данные точного расчета электрического режима работы энергообъекта.

11. Использование итерационного характера взаимодействия точного расчета электрического режима и процесса оптимизации с использованием упрощенных квадратичных зависимостей потерь активной мощности в связях (ВЛ и транс форматорах).

12. Параметр потерь мощности в задаче оптимизации применяется постоянным и определяется в зависимости от фактических потерь в элементах схемы и проходящего по этим элементам перетока мощности.

13. Учет категорийности потребителей при определении рациональных значений дефицитов мощности по узлам.

14. Определение минимума суммарных дополнительных затрат по сети для периода оперативных переключений, в течение времени локализации аварийной ситуации, а также в послеаварийных режимах.

15. Осуществление стратегий диспетчера при оперативном управлении энергообъектом.

Разработанная модель оценки коммутационной надежности энергообъектов может найти применение в практике оперативного управления энергообъектом и использоваться в качестве советчика диспетчера в реальном времени или самостоятельной исследовательской модели.

Модель реализована в ПВК ОКеаН, основные программы которого выполняют:

1) моделирование схем электрической сети, а также коммутационных схем станций и подстанций (схемы РУ, как и электрическая сеть, представляются графом, вершинами которого служат присоединения, а ветвями — КА);

2) моделирование отказов срабатывания КА в нормальной, ремонтной и аварийной схемах, а также анализ отказов в срабатывании КА под действием АПВ и АВР по принципу п-1;

3) моделирование аварийных ситуаций или плановых отключений КА с исключением из схемы не только отказавшего КА, но и группы элементов, защищаемых этими КА, нормальная работа которых физически невозможна;

4) формирование отказов силовых элементов по заданию диспетчера, учет которых осуществляется простым исключением этих элементов из схемы;

5) анализ стратегий диспетчера по повышению коммутационной надежности энергообъекта;

6) оценка текущего режима работы энергообъекта с определением модулей напряжений в каждом узле, перетоков и потерь мощности в связях, а также загрузки оборудования;

7) расчет оптимального режима работы энергообъекта с определением дефицитов, а также оптимальных значений нагрузок и генерации в узлах; пересчет электрического режима для оптимальных параметров;

8) расчет показателей коммутационной надежности энергообъекта для периода оперативных переключений и его коротких интервалов.

ПВК ОКеаН запускается по специальному запросу диспетчера. Все программные компоненты ПВК разработаны в системе программирования Delphi-5 (на языке Object Pascal) в среде Windows-98. Начальная версия разработана для расчетных схем в 500 узлов и 1000 связей.

В третьей главе разрабатываются основные принципы работы системы технической диагностики КА для получения исходной информации при решении задачи оценки коммутационной надежности энергообъектов — система централизованного обслуживания по критерию надежности (ЦОКН). Предлагается структура организации такой системы и показывается, каким образом на практике с помощью существующих средств диагностики могут быть получены следующие данные по отказам КА: число отказов в срабатывании /-го КА при оперативных переключениях, mf{Д/); число отказов в срабатывании /-го КА на отключение короткого замыкания, число отказов в срабатывании /-го КА при работе АПВ, /я®"в(Д/); число отказов в срабатывании /-го КА при работе

АВР, т**р(А/); общее число срабатываний /-го КА за время t, тс£ (t).

Для оценки вероятности отказа КА в срабатывании используется выражение:

где тнр. - начальный ресурс /-го КА.

В выражении (21) начальный ресурс тнр. определяется по паспортным данным КА, величина т£а (/) рассчитывается с учетом условий эксплуатации КА. На рисунке 4 представлена схема для определения тср (/).

(21)

mcp(At„)

О

Рис. 4. Схема для определения тср (0.

На рисунке 4 величина тср(Д/,) - число коммутаций, выполненных КА за интервал времени Дг,; г, - обозначение интерв а®,аН а этом интервале при возникновении аварийной ситуации, в момент оперативных переключений, либо по другим причинам возможны также отказы в срабатывании КА, что необходимо учитывать при расчете т^ 0) . Если отказы в срабатывании происходят:

а) при оперативных переключениях, то:

где т°(А1г) - количество отказов КА, происшедших в момент переключений на интервалах времени длительностью с учетом всей предыстории процесса.

В этом случае может быть рассчитана вероятность отказа в срабатывании КА при оперативных переключениях д°а (г).

б) при отключении токов короткого замыкания, то:

Ка 0)=1>ср(А',)+ !"№<), (23)

' 1=1 1=1

где определяется в соответствии с моделью:

«."(Д/,) = и,, (Л//) + 2/л2( (Л//) + 5т3) (Д/,) , (24)

где /^(Д/Д /Я2((Д/,), етз((Д/,) - число отказов КА при отключении коротких замыканий с током меньше (60-30)% номинального тока отключения КА

и неудаленных коротких замыканий, соответственно,

на интервале времени

При этом представляется возможным определить вероятность отказа в срабатывании КА при отключении токов короткого замыкания, д^ (0.

в) при работе устройства АПВ, то:

(/) = Х>с/,(Л/,)+ [к\ + 2к2], (25)

где , ¿2 - доля успешных АПВ в первом (1) и втором (2) циклах.

г) при работе устройства АВР, то.

В последних двух случаях может быть определена вероятность отказа в срабатывании КА при работе устройств АПВ,д^в(<) и АВР,

Интенсивность отказов /-го силового элемента типа и вида (э), (/), определяется к единице времени (1/ч) по выражению:

тСЭ) {1 + М)-тсЭ1(1)

т

СЭ/

■¿и

(27)

где число отказов /-го силового элемента за период времени

"сэ,

(ч) из общего числа отключений этого элемента типа и вида (э), т^ .

Далее в качестве примера представлен расчет характеристик надежности КА для времени оперативных переключений. Рассматриваемый КА характеризуется начальным ресурсом в 50 операций (на включение и отключение), его отказ в срабатывании зафиксирован при проведении второго цикла операций при выводе в ремонт линии. Следует определить вероятность отказа КА в срабатывании при проведении третьего цикла операций, если этим КА выполняется в среднем по 10 операций на включение и отключение. Остальные исходные данные, а также результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица1

Номер «'-го интервала Длительность /-ГО интервала Л/,, мин тсР (0 ка( 4 ' Яка, (0

В начале интервала Д/, В течение интервала

Ч =20 0 10 0 10 0,2

П Д/2-15 10 9' 1* 20 0,4.

Ч Д/З=30 20 10 0 30 0,6

Полагается, что отказ КА происходит при выполнении последнего цикла операции на включение.

На первом интервале времени длительностью 20 минут в разные отрезки времени разной продолжительностью зафиксировано разное число

переключений, выполненных КА (табл. 2).

Таблица 2

Номер 1-ГО интервала Длительность 1-ГО интервала Д/,-, мин '"срОЧ) ' «?(Д/,) тср (/) ка,4 ' Чка, (О

В начале интервала Д // В течение интервала Л/,-

П Д/]=2 0 2 0 2 0,04

Ч 2 1 0 3 0,06

п Д 'з=7 3 5 0 8 0,16

ч д/4 =3 8 2 0 10 0,2

С использованием данных таблиц 1 и 2 построена характеристика (/), представленная на рисунке 5.

Рис. 5. Зависимость вероятности отказов в срабатывании КА от времени.

На рисунке 6 построена зависимость вероятности отказа КА от времени на первом интервале с использованием данных таблицы 2.

Рис. 6. Зависимость вероятности отказов в срабатывании КА от времени на первом интервале

С использованием полученных зависимостей представляется возможным определить вероятность отказа КА в любой момент времени.

В работе показано, что внедрение системы ЦОКН на отечественных энергообъектах позволит перейти от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам оборудования по техническому состоянию. Реализация такой системы дает возможность усовершенствовать текущее обслуживание КА, направленное как на повышение надежности работы такого оборудования, так и на повышение коммутационной надежности энергообъекта в целом.

В четвертой главе на примере участка ОАО «Иркутскэнерго» Северные электрические сети (рис. 7) с помощью ПВК ОКеаН проведены расчеты коммутационной надежности при выполнении оперативных переключений и проработки заявок на вывод оборудования в ремонт. Для выбранного сетевого участка выполнены:

ВЛ-572

ТЭЦ-6

Рис. 7. Фрагмент участка схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго».

1) расчеты вероятности безотказной работы подстанции «Падунская», РУ СПП-220, БПП-500, ОРУ-220 и ОРУ-500 кВ Братской ГЭС для нормального режима (все элементы включены), и при отказах КА;

2) оценка вероятности безотказной работы схемы СЭС в целом;

3) оптимизационные расчеты режимов различных состояний схемы СЭС и вычислены показатели коммутационной надежности схемы.

Расчеты коммутационной надежности нормального режима отдельных энергообъектов показали, что на подстанции «Падунская» уровень коммутационной надежности является недостаточным. Вероятность безотказной работы схемы подстанции составляет 0,853783 о.е. Для остальных энергообъектов уровень надежности не ниже 0,997 о.е. При этом случаи п-1 на отдельных энергообъектах приводят к нарушению электроснабжения потребителей на время оперативных переключений, если не принимать корректирующих действий.

Оценка коммутационной надежности сетевого участка в целом для нормального режима показывает, что режим работы стабилен по своим параметрам. Недоотпуск электроэнергии потребителям составляет 687,39 кВт-ч и максимален для 11-го часа (89,05 кВт-ч). Суммарное значение дефицита равно 1977,5 МВт за сутки. Его наибольшее значение наблюдается в узле 4, величина которого на периоде времени 11-ый - 19-ый часы варьируется от 109 МВт до 203 МВт (или от 6 % до 11 % полной мощности нагрузки данного потребителя). Вероятность безотказной работы схемы СЭС для рассматриваемого режима равна 0,9996524, а коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией 0,999985 о.е. Суммарные затраты по сети за сутки для обеспечения такого уровня надежности составили 1910,51 долл. Из них 1828,22 долл. - ущерб от недоотпуска потребителям и 82,29 долл. - затраты на топливо. При моделировании отказов КА в схеме сети выявлено, что наиболее значимыми событиями для сетевого участка являются отказы выключателей Ql, Q2 и Q37, которые на отдельных интервалах времени приводят к значительному недоотпуску электроэнергии потребителям и снижению коэффициента обеспеченности электроэнергией до значения 0,99461, а также отказы выключателей Q15 и Q32, при возникновении которых зафиксирована недопустимая перегрузка связей. В таблице 3 в качестве примера приведены результаты расчета для 14-го часа.

Следующие расчеты проведены с целью проработки заявок на вывод оборудования в ремонт. В качестве примера рассматривается вывод в текущий ремонт выключателя Q27 в схеме ОРУ-220 кВ Братской ГЭС. Данная ситуация исследована для случаев, когда в момент оперативных переключений отсутствуют какие-либо нарушения режима, и когда могут отказывать выключатели Ql, Q2, Q37, Q15 и Q32 в схеме СЭС. Анализ таких исследований показал, что ремонтные работы целесообразно провести на 8-ом часе по графику нагрузки, когда ожидаемые величины дефицита, недоотпуска, ущерба и суммарных затрат минимальны (табл. 4). Оптимизационные расчеты проведены для нормального режима работы схемы СЭС для различных интервалов времени в течение суток, при наиболее тяжелых возмущениях для данной схемы, а также для ремонтной схемы СЭС.

Таблица 3

Отказ Дефицит, МВт Избыток, МВт <?*(') Wmdk (0 > кВт-ч МО. о.е. Ущерб, долл./ час Затраты на топливо, доллУ час Суммарные затраты, доллУ час

149,16 1,15 0,000348 51,85 0,999978 152,92 1,15 154,07

01 149,52 1,11 0,011184 1672,22 0,999303 153,27 1,11 154,38

<32 249,76 0 0,049784 12434,18 0,998272 251,54 0 251,54

015 152,79 9,78 0,000348 53,11 0,999996 157,92 10,24 168,16

016 174,87 0 0,000348 60,78 0,999996 180,50 0 180,5

917 154,98 2,73 0,000348 53,87 0,999998 159,90 2,73 162,63

028 147,45 8,52 0,000499 73,63 0,999997 151,14 8,52 159,66

029 152,99 15,86 0,000348 53,18 0,999998 156,68 15,86 172,54

032 292,21 0,97 0,000348 101,57 0,999997 305,84 1,03 306,87

033 154,28 0,8 0,000541 83,52 0,999998 158,07 0,80 158,87

037 149,16 1,15 0,000358 51,85 0,999978 152,92 1,15 154,07

- без нарушений режима

Таблица 4

Отказ Дефицит, МВт Избыток, МВт <?*«) Кедк (0 . кВт-ч о.е. Ущерб, доллУ час Затраты на топливо, долл./ час Суммарные затраты, доллУ час

79,59 35,55 0,000348 27,67 0,999987 78,60 39,18 117,78

Qi 79,06 36,07 0,011184 884,17 0,999599 78,08 39,74 117,82

02 0 329,2 0,049784 0 1 0 362,82 362,82

015 82,09 69,65 0,000348 28,53 0,999996 81,22 76,72 157,94

Q32 243,47 31,83 0,000348 84,63 0,999981 240,68 35,01 275,69

Q37 79,59 35,55 0,000348 27,66 0,999997 78,56 39,18 117,74

- без нарушений режима

Таблица 5

Оценка коммутационной надежности ремонтной схемы СЭС

Отказ Дефицит, МВт Шбы-ток, МВт Я kit) Wнедк (0 » кВт-ч МО, о.е. Ущерб, доллУчас Затраты на топливо, доллУчас Суммарные затраты, доллУчас

35,79 57,14 0,000348 12 0,999993 34,31 59,19 93,5

Q1 35,00 59,12 0,011184 377,2 0,999936 33,54 60,03 93,57

Q2 0 300,4 0,049784 0 1 0 344,93 344,93

015 39,16 100,3 0,000348 12,92 0,999998 37,03 107,11 144,14

Q32 166,49 42,13 0,000348 57,87 0,999994 165,33 47,45 212,98

Q37 42,13 57,18 0,000348 14 0,999988 34,31 59,91 94,22

В модели оптимизации получены оптимальные значения мощностей в узлах, информация о загрузке связей, а также значения дефицитов мощности по узлам и по сети в целом. Следует отметить, что в оптимальном режиме недоот-пуск и дефицит мощности по сети существенно снизились. По результатам анализа для проведения ремонтов в схеме СЭС предложены оптимальные значения нагрузок в пределах реализации суточного графика активной мощности. В таблице 5 в качестве примера представлены результаты расчета ремонтной схемы СЭС после оптимизации режима.

В работе рассматривается вопрос установки элегазовых КА на энергообъектах. Предлагается рациональный практический подход на примере замены воздушных КА на элегазовые. С помощью ПВК ОКеаН приводится сравнительный анализ надежности энергообъекта при работе различных типов выключателей в конкретных условиях их функционирования. Показано, что установка новых КА позволяет значительно повысить коммутационную надежность энергообъектов.

В заключении подводятся итоги проведенных научных исследований, формулируются основные выводы и рекомендации, излагаются предложения по дальнейшему развитию исследований в данной области.

В приложениях к диссертации приведены основные термины и понятия, используемые при оценке коммутационной надежности энергообъектов, модель расчета текущего режима в задаче оценки коммутационной надежности энергообъектов, основные вычислительные модули ПВК ОКеаН, примеры оптимизации режимов расчетных состояний для различных тестовых схем в модели оценки коммутационной надежности энергообъектов, основные принципы организации системы технического диагностирования КА на практике, а также исходные данные и результаты исследований коммутационной надежности схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго».

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Выполнен анализ коммутационной надежности энергообъектов и выделены особенности решения данной задачи, в том числе показана практическая необходимость оценки надежности КА с учетом их технического ресурса, который изменяется с течением времени. Проведенный анализ также показал, что вследствие изменения технического ресурса КА существенно повышается их вероятность отказов в срабатывании, прежде всего, в момент переключений (включения или отключения) Отказ КА приводит к вынужденному отключению других элементов схемы с целью локализации аварийного КА и существенному увеличению недоотпуска электроэнергии потребителям.

2. На основе выполненного аналитического обзора дана характеристика проблемы оптимизации режимов, и, прежде всего, минимизации дефицитов мощности в сети. Показаны способы решения данной проблемы, отмечены достоинства и недостатки применительно к оценке коммутационной надежности энергообъектов Указаны характерные особенности данной задачи, требующие модернизации существующих моделей: быстродействие, использование данных

точных расчетов электрических режимов, однозначного распределения суммарного дефицита по узлам в электрической сети.

3. Разработана методика для оценки влияния изменения характеристик надежности КА с течением времени и конфигурации схемы энергообъекта на не-доотпуск электроэнергии потребителям. Методика основана на аналитическом определении показателей надежности энергообъектов и оптимизации послеава-рийных режимов работы электрической сети.

4. Разработана модель оценки коммутационной надежности энергообъектов. В рамках разработанной модели модифицирована двухэтапная модель минимизации дефицита мощности в электрической сети, которая теперь в качестве исходных приближений использует данные точных расчетов электрических режимов работы энергообъекта. Кроме того, в модернизированной модели используется итерационный характер взаимодействия точного расчета электрического режима и процесса оптимизации с использованием упрощенных квадратичных зависимостей потерь активной мощности в связях (ВЛ и трансформаторах); учитывается категорийность потребителей. В качестве критерия принят минимум дополнительных затрат по сети.

5. Предложены системы диагностирования коммутационного оборудования на энергообъектах, а также разработана система диагностики для контроля состояния КА, позволяющая перейти от системы ПНР к обслуживанию по техническому состоянию. Предлагаемая система позволяет получить исходную информацию для оценки коммутационной надежности энергообъектов.

6. Разработан ПВК ОКеаН для оценки коммутационной надежности энергообъектов, который позволяет рассчитать показатели надежности для периода оперативных переключений. ПВК рекомендуется использовать в качестве советчика диспетчера в реальном времени, а также в исследовательских целях для анализа коммутационной надежности энергообъектов.

7. Разработанные в диссертации ПВК и модель могут применяться в реальном времени, а также при планировании режимов работы энергообъекта для анализа последствий отказов оборудования и назначения необходимых мероприятий по обеспечению безотказного электроснабжения потребителей в период оперативных переключений.

8. Применение разработанной модели и ПВК проиллюстрировано на примере участка схемы ОАО «Иркутскэнерго» Северные электрические сети. Проведена вероятностная оценка и выполнены оптимизационные расчеты более чем для 40 состояний данного объекта и для 24 расчетных интервалов времени по суточному графику нагрузки. Определены основные показатели коммутационной надежности энергообъектов, а именно, недоотпуск электроэнергии потребителям и коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией. Кроме того, проведены исследования зависимости вероятности отказов КА в срабатывании от технического ресурса КА на коротких интервалах времени.

9. Предложенная методика и вычислительные средства могут применяться в практике оперативного управления энергообъектами в качестве советчика дис-

петчера для анализа различных ситуаций, возможных при эксплуатации энергообъектов.

В заключение следует отметить пути дальнейших исследований в данной области:

1. Анализ надежности КА с учетом работы УРОВ.

2. Учет ложного срабатывания в модели отказов КА. Учет особенностей работы КА ниже 35 кВ.

3. Детальный анализ множественных или каскадных отказов в сети.

4. Модернизация модели оценки коммутационной надежности энергообъектов применительно к анализу каскадных или множественных отказов в электрических сетях.

Основные результаты диссертационной работы отражены в следующих публикациях.

1. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Повышение структурной надежности в сложных схемах электрической сети // Проблемы энергетики. - 1999г. - №11-12. - С. 44-52.

2. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Анализ структурной надежности в рамках системы интеллектуального селективного обслуживания / Электрификация металлургических предприятий Сибири. Вып. 8. Сост. и общ. ред. Б.И. Кудрин. -Томск: Изд-во Томского ун-та, 1999. - С.142-147.

3. Родина СИ. Проблемы и пути повышения структурно-функциональной надежности в отечественных энергосистемах / Всероссийская конференция молодых специалистов электроэнергетики - 2000. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. -С. 177-179.

4. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Анализ работы коммутационной аппаратуры в электрических сетях энергосистем // Проблемы энергетики. -2000. - №1112. - С.85-93.

5. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Расчет показателей коммутационной надежности при различных режимах работы энергосистемы / РИСЭ: Материалы докладов семинара «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики». Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2001 - Т. IV, С 112-115.

6. Родина СИ. Исследование надежности энергосистем с учетом работы коммутационных аппаратов и фактора времени / Энергосистема: управление, качество, безопасность: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001.-С250-254.

7. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Современное элегазовое коммутационное оборудование на мировом рынке электроэнергетики и диагностика его состояния. // Электрика. - №3. - 2001. - С. 31-43.

8. Курбацкий В. Г., Родина СИ. Анализ коммутационной надежности электроэнергетических систем. // Вестник АмГУ. - № 15. - 2001. - С34-40.

9. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Определение коммутационной надежности энергообъектов при оперативном управлении энергосистемами. // Электрика. №1. - 2002. -С.18-25.

10. Родина СИ. Новые информационные технологии для оценки надежности и эффективности функционирования энергообъектов / Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири. Материалы Всероссийской научно-технической конференции с международным участием. — Иркутск: ИрГТУ, 2002. - С.168-172.

11. Родина СИ. Анализ коммутационной надежности энергообъектов и особенности ее оценки / Системные исследования в энергетике. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002.-С 49-56.

12. Курбацький В.Г. Родша С.1. Иое1 методи та засоби д!агностики 1 мо-нггорингу стану комутацшного устаткування // Енергетика: економжа, технологи, еколопя. №4. - 2002. - С.52-58.

13. Родина СИ. Новые методы и средства диагностики и мониторинга состояния коммутационного оборудования / Наука. Техника. Инновации // Материалы докладов региональной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в 5-ти частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. Часть 2. - С. 161-162.

14. Родина СИ. Исследование надежности электроэнергетических систем с учетом фактора времени / Сборник тезисов участников Второго Международного конгресса студентов, молодых ученых и специалистов «Молодежь и наука — третье тысячелетие» /У8ТМ'2. - Москва: «Профессионал», 2002.4.1. - С.22-23.

15. Родина СИ. Модель оценки коммутационной надежности энергообъектов / Труды Братского государственного технического университета. — Том 2. — Братск: ГОУВПО «БрГТУ», 2003. - С. 17-27.

16. Курбацкий В.Г. Родина СИ. Модель расчета коммутационной надежности электростанций и электрических сетей / Интеллектуальные и материальные ресурсы Сибири: Сб. науч. тр. -Иркутск: Изд-во БГУЭП, 2003. -С.225-238.

17. Курбацкий В.Г., Родина СИ. Оптимизация режимов при оценке коммутационной надежности энергообъектов. // Вестник ИРО АН ВШ. — 2004. - №

2(5).-С.34-39.

Отпечатано в ГОУВПО «БрГТУ» Заказ №185 . Тираж 110 экз.

>12684

Список сокращений.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ КОММУТАЦИОННОЙ НАДЁЖНОСТИ

ЭНЕРГООБЪЕКТОВ.

1.1. Особенности оценки коммутационной надёжности энергообъектов.

1.2. Методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов.

1.3. Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И МОДЕЛИ РАСЧЁТА

КОММУТАЦИОННОЙ НАДЁЖНОСТИ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ.

2.1. Методика расчёта коммутационной надёжности энергообъектов.

2.2. Модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов.

2.2.1. Содержательная постановка задачи.

2.2.2. Математическая формулировка задачи.

2.3. Программно-вычислительный комплекс ОКеаН для оценки коммутационной надёжности энергообъектов.

2.4. Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СОСТОЯНИЯ

КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1. Техническое обслуживание и ремонт выключателей.

3.2. Системы мониторинга коммутационной аппаратуры.

3.3. Оперативное диагностирование коммутационных аппаратов.

3.3.1. Общие принципы организации системы ЦОКН.

3.3.2. Оценка показателей надёжности коммутационного оборудования в системе диагностики.

3.4. Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. ПРАКТИКА ПРИМЕНЕНИЯ ПВК ОКеаН.

4.1. Расчёт показателей коммутационной надёжности на примере схемы Северных электрических сетей ОАО "Иркутскэнерго".

4.2. Способы повышения коммутационной надёжности энергообъектов.

4.3. Выводы к главе 4.

Актуальность работы.

Изучению проблемы надёжности ЭЭС посвящено большое количество работ, как в нашей стране, так и за рубежом [2,3,9,16-19,32-35,47,64-67,7176,80,81,83-94,107-112,115,123-129 и др.]. За рубежом научная работа в области исследования надёжности отражается в обобщённых докладах Рабочей Группы 38.03 исследовательского комитета сессии СИГРЭ. При этом зарубежные специалисты в большинстве случаев рассматривают эту проблему в экономическом аспекте - Allan R.N., R. Billinton, С. Concordia, J.C. Dodu, V.I. Nitu, A.D. Patton, A.J. Wood и др. В России следует отметить неоценимый вклад в становление и развитие теории надёжности ЭЭС постоянно действующего семинара «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики». Существенный научно-теоретический и инженерно-практический вклад в решение проблемы надёжности ЭЭС внесли В.В. Болотов, Г.А. Волков, Н.И. Воропай, Ю.Б. Гук, В.Г. Китушин, JI.A. Мелентьев, И.М. Маркович, В.Р. Окороков, Ю.Н. Руденко, М.Н. Розанов, И.А. Сыромятников, Ю.А. Фокин, М.Б. Чельцов, В.И. Эдельман и др. Отдельные аспекты проблемы надёжности ЭЭС рассматриваются также в работах Александрова И.А., Гамма А.З., Голуб И.И., Кудряшова Г.Р., Ковалёва Г.Ф., Казанцева В.П., Клименко С.М., Крумма JI.A., Кучерова Ю.Н., Лебедевой J1.M., Могирёва В.В., Манусова В.З., Новицкого Н.Н., Обоскалова В.П., Сенновой Е.В., Семёнова В.А., Синьчугова Ф.И., Трубицына В.И., Черкесова Г.Н. и их коллег.

Несмотря на большое количество проведённых исследований в области надёжности, в современных условиях актуальность этой проблемы не снижается. Это определяется, прежде всего, как постоянным развитием ЭЭС, так и изменением условий их функционирования. Развитие ЭЭС в первую очередь связано с формированием сложных электрических схем и, как следствие, расширением множества состояний ЭЭС. При этом наличие в схемах автоматических и неавтоматических КА, а также практически непрерывное изменение конфигурации схемы в процессе эксплуатации, приводит к изменению как режимных, так и схемных характеристик.

В работах Кучерова Ю.Н., Манусова В.З., Синьчугова Ф.И., Фокина Ю.А. и др. отмечается, что в ЭЭС со значительным числом КА существенное влияние на уровень надёжности оказывают не только режимы работы основного оборудования и структура схемы электрической сети, но и надёжность функционирования самой коммутационной аппаратуры в период оперативных переключений и в аварийных состояниях системы.

На современном этапе развития теории надёжности (в работах Арзамасцева Д.А., Обоскалова В.П., Синьчугова Ф.И., Харченко A.M., Allan R.N., Billinton R. и др.) предлагаются такие методы оценки надёжности ЭЭС, которые позволяют оценить надёжность либо на основе анализа структуры схемы (методы структурной надёжности), либо (в работах Кучерова Ю.Н., Манусова В.З., Обоскалова В.П., Трубицына В.И., Труфанова В.А., С. Concordia, Patton А.О. и др.) на основе результатов расчёта электрического режима (методы оперативной, или режимной, надёжности). При расчётах структурной надёжности принимается допущение о бесконечной пропускной способности связей, и не учитываются ограничения режимных параметров. Методы оперативной надёжности (в международной терминологии [123,124] contingency analysis) дают более реальную оценку надёжности ЭЭС вследствие учёта при таких расчётах пропускной способности элементов схемы. Реализация этих методов нашла отражение в различных вычислительных комплексах, в частности, «Струна», НЭСИ [2,3], ОРИОН [94,100], АНАРЭС [115], ЯНТАРЬ [33], «Поток-3» [47,54], «Deep Search» [88,90], «MEXICO», «SICRET» [54,107] и др. С помощью таких вычислительных комплексов представляется возможным провести расчёт статистических (долговременных) показателей надёжности для заданной структуры схемы (без учёта режимных ограничений), либо с учётом режимных ограничений и анализом установившихся и предельных режимов. Ряд ПВК [47,88,90,115] позволяют моделировать коммутационные схемы станций и подстанций, контролировать состояние КА, моделировать отказы типа «короткое замыкание» и «обрыв» оборудования в нормальной и ремонтной схемах энергообъектов, при успешном срабатывании и при отказе в срабатывании выключателей.

Следует отметить значительное влияние надёжности работы КА на оценку надёжности отдельных энергообъектов, входящих в энергосистему, таких как электростанции, станции, подстанции, распределительные пункты. Как показывает практика эксплуатации, большинство отказов КА происходит в момент их срабатывания (включения или отключения). В этот же момент снижается технический ресурс* КА, определяемый ресурсной характеристикой, которая отражает количество выполненных операций КА на включение и отключение, а именно, число срабатываний КА. При возрастании с течением времени числа срабатываний КА его технический ресурс снижается (вырабатывается), и, как следствие, повышается вероятность отказа в срабатывании.

В основном, все переключения КА осуществляются при проведении оперативных переключений (от 0,1 до 0,6 часа), в аварийных (0,3 секунды) и послеаварийных (несколько часов) режимах работы энергообъектов. При этом изменяется конфигурация электрической схемы энергообъекта, что связано с изменением состояния значительного количества КА. Именно в эти короткие интервалы времени существенно снижается технический ресурс КА, изменяется его ресурсная характеристика и вследствие этого повышается вероятность отказа КА в срабатывании.

Вместе с тем, методическим вопросам оценки влияния надёжности КА на надёжность энергообъектов не уделено должного внимания, что в свою очередь препятствует принятию обоснованных, прежде всего, оптимальных «схемных» решений при оперативном управлении энергообъектами. Всё это обусловливает актуальность вопросов анализа надёжности энергообъектов на достаточно коротких интервалах времени, равных длительности оперативных переключений Под техническим ресурсом согласно [110] понимается наработка от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после предупредительного ремонта до наступления предельного состояния этого объекта. и последующих послеаварийиых режимов, связанных с возможными отказами КА в момент переключений. Основными учитываемыми факторами при этом будут являться: конфигурация электрической схемы, состав и состояние её элементов, надёжность КА, а также фактор времени.

При такой постановке задачи надёжности существующие расчётные процедуры и созданные на их основе ПВК не могут быть применимы по условиям полноты учитываемых факторов, объёма требуемой исходной информации на коротких интервалах времени, а также по возможностям применения ПВК в реальном времени. Указанные обстоятельства требуют развития существующих методов решения указанной проблемы, разработки новых моделей, методик и алгоритмов, а также специализированных ПВК с целью учёта новых факторов и повышения качества принимаемых решений при оперативном управлении энергообъектами.

В диссертационной работе исследуется оперативная надёжность энергообъектов с учётом фактора времени и надёжности работы КА. В работах Фокина Ю.А. [88,89] в рамках оперативной надёжности ЭЭС при её классификации по интервалам времени предложено понятие «коммутационной надёжности», учитывающей также и работу коммутационных аппаратов. Это понятие используется и в данной работе.

В дальнейшем под «коммутационной надёжностью» будем понимать надёжность объекта на коротких интервалах времени с учётом изменения ресурсной характеристики КА при выполнении коммутаций.

Целью работы является определение зависимостей вероятностных характеристик надёжности энергообъекта от величины технического ресурса КА, который изменяется в момент проведения переключений, чтобы оценить, в какой степени это изменение повлияет на выполнение основной функции надёжности бесперебойного электроснабжения потребителей в короткие интервалы времени. Для этого необходимо разработать методику и модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов в соответствии с вышеуказанными требованиями теории и практики эксплуатации.

Для достижения указанной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ и обоснование актуальности проблемы оценки коммутационной надёжности энергообъектов и особенностей её решения.

2. Анализ существующих методов оценки структурной надёжности, учитывающих надёжность работы КА, и методов расчёта оперативной надёжности, позволяющих учитывать режимные характеристики, а также специализированных методов оценки коммутационной надёжности энергообъектов, предлагаемых на современном этапе развития теории надёжности.

3. Получение расчётных выражений для получения вероятностных характеристик надёжности энергообъектов с учётом изменения ресурсной характеристики КА, определяемое количеством срабатываний КА, на достаточно коротких интервалах времени (от долей минуты до нескольких часов).

4. Разработка методики и специализированной модели расчёта коммутационной надёжности энергообъектов на коротком интервале времени или в любой заданный момент времени на этом интервале с учётом вышеуказанных требований к расчётам надёжности.

5. Анализ способов технического обслуживания КА и разработка основных принципов применения на практике перспективных диагностических систем для контроля состояния такого оборудования, прежде всего, систем мониторинга КА, а также получения исходной информации на коротких интервалах времени.

6. Разработка программно-вычислительного комплекса для оценки коммутационной надёжности энергообъектов с целью его применения, как в исследовательских целях, так и на практике в качестве советчика диспетчера электрических сетей ЭЭС в период оперативных переключений.

Методы исследования.

Для решения поставленных в работе задач применялись методы математического анализа, теории графов, теории вероятностей, случайных процессов и математической статистики, математического (линейного и нелинейного) программирования, а также общие методы теории надёжности. Проверка эффективности разработанных моделей, а также их обоснованность и достоверность. осуществлялась с помощью вычислительных экспериментов применительно к ряду тестовых, а также реальных электрических схем.

Научная новизна.

1. Представлена постановка задачи оценки коммутационной надёжности энергообъектов и отмечены особенности её решения.

2. На основе анализа методов оценки структурной и оперативной надёжности ЭЭС предложен набор показателей, которые могут быть использованы при оценке коммутационной надёжности энергообъектов.

3. Получены расчётные выражения для определения зависимости вероятностных характеристик надёжности энергообъекта от величины технического ресурса КА в момент переключений.

4. Разработан методический подход к анализу надёжности энергообъектов на коротких интервалах времени (время оперативных переключений, длительности аварийных и послеаварийных режимов) с целью получения количественной оценки влияния изменения технического ресурса КА на основную функцию надёжности бесперебойного электроснабжения потребителей.

5. Приведены содержательная постановка и математическая формулировка задачи оценки коммутационной надёжности энергообъектов, учитывающей изменение технического ресурса КА с течением времени, а также позволяющей получить показатели надёжности энергообъектов для короткого интервала времени или любого заданного момента времени на этом интервале.

6. Разработана модель, реализующая вышеуказанные особенности расчётов коммутационной надёжности энергообъектов, а также возможные стратеи гии оптимизации режимов в электрической сети с целью обеспечения требуемой надёжности электроснабжения потребителей, прежде всего, в период оперативных переключений при выполнении заявок на коммутации в электрической сети.

7. Разработанные методика и модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов реализованы в ПВК ОКеаН.

8. Исследованы и предложены перспективные системы технического обслуживания КА с элементами мониторинга и периодического контроля такого оборудования.

9. Разработаны основные принципы организации системы мониторинга КА на практике для получения исходной информации при расчётах коммутационной надежности энергообъектов.

Практическая ценность.

Разработанный программно-вычислительный комплекс оценки коммутационной надёжности энергообъектов позволяет рассчитать показатели надёжности для периода оперативных переключений, проанализировать заданное возмущение и тем самым помочь диспетчеру в выборе мероприятий по обеспечению коммутационной надёжности энергообъекта в конкретных условиях его функционирования.

Разработанные методика и модель оценки коммутационной надёжности энергообъектов при соответствующем программном обеспечении позволяют выполнять расчёты надёжности в реальном времени с учётом изменения состояния КА, рассматривать заявки на вывод оборудования в ремонт и по результатам оперативных расчётов сформировать диспетчеру конкретные рекомендации.

Результаты проведённых исследований также могут быть использованы в энергоснабжающих организациях и энергокомпаниях, занимающихся совершенствованием работы электрических сетей, техническим обслуживанием и модернизацией КА.

Эффективность и перспективы работы.

Предложенные современные системы диагностирования состояния КА и разработанные основные принципы их применения на практике позволят с минимальными затратами перейти от системы 111 IP к обслуживанию по техническому состоянию. Информация, получаемая с помощью предлагаемой системы диагностики КА, может быть использована в качестве исходной при расчётах коммутационной надёжности энергообъектов.

Разработанные модели и ПВК ОКеаН позволят диспетчеру оперативно принять соответствующие решения по устранению конкретного нарушения и снизить затраты на эксплуатацию энергообъекта.

Реализация результатов работы.

Результаты исследований были применены при выполнении работ по хоздоговорным тематикам и госбюджетных работ по планам Министерства образования РФ на 2001-2003 гг. По тематике исследований опубликованы статьи, выпущены отчёты по НИР.

Методические разработки использовались в учебном процессе по электроэнергетическим специальностям ГОУВПО «Братский государственный технический университет».

Апробация работы.

Основные положения работы и отдельные её разделы докладывались и обсуждались на международных, всероссийских, региональных конференциях, в том числе на:

1) научно-технической и методической конференции «Энергосбережение. Электроснабжение. Электрооборудование» (г. Санкт-Петербург, 1999г.);

2) международной научно-технической конференции «Вклад вузовской науки в развитие приоритетных направлений производственно-хозяйственной деятельности, разработку экономичных и экологически чистых технологий и прогрессивных методов обучения» (г. Минск, БГПА, 1999 г.);

3) федеральной научно-технической конференции «Электроснабжение, энергосбережение и электроремонт» (г. Новомосковск, МЭИ - Новомосковский институт РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2000 г.);

4) всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (г. Благовещенск, Амурский государственный университет, 2000 г.);

5) всероссийской конференции молодых специалистов электроэнергети-ки-2000 (г. Москва, РАО «ЕЭС России»);

6) региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука. Техника. Инновации», (г. Новосибирск, НГТУ, 2001-2003 гг.);

7) региональной научно-практической конференции «Интеллектуальные и материальные ресурсы Сибири» (г. Иркутск, Иркутское региональное отделение Академии наук высшей школы России, 2001-2003 гг.);

8) российском национальном симпозиуме инженеров-электриков и третьем интернациональном симпозиуме по исследованию энергосистем и проблемам экономики, а также научных семинарах «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики» (г. Казань, Казанский государственный энергетический университет, 2000 год, г. Туапсе, 2002 год);

9) всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (г. Екатеринбург, 2001 г.);

10) втором международном конгрессе студентов, молодых учёных и специалистов «Молодёжь и наука - третье тысячелетие» (г. Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002 г.);

И) всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (г. Иркутск, Иркутский гос. тех. университет, 2002г.);

12) ежегодной конференции научной молодежи (г. Иркутск, Институт систем энергетики им. JI.A. Мелентьева СО РАН, 2002 г.);

13) научно-технических и методических конференциях Братского государственного технического университета (г. Братск, БрГТУ, 1999-2004 г.г.).

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Методика расчёта коммутационной надёжности энергообъектов.

2. Модель оценки коммутационной надёжности энергообъектов.

3. Алгоритмы, реализованные в ПВК ОКеаН для исследований коммутационной надёжности энергообъектов.

4. Система технического диагностирования КА и вероятностные характеристики надёжности КА, определяемые с помощью информации, получаемой в системе диагностики.

5. Результаты проведённых исследований коммутационной надёжности энергообъектов на примере схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго».

Публикации.

По результатам исследований соискателем лично и в соавторстве опубликовано свыше 40 работ, в том числе депонированная научная работа «Исследование структурно-функциональной надёжности электрических сетей энергосистем» (в соавторстве), зарегистрированная в ВИНИТИ, г. Москва. Основные результаты диссертационной работы отражены в центральной печати (журналы «Проблемы энергетики», «Электрика», «Вестник АмГУ», «Вестник ИРО АН ВШ», «Енергетика: економжа, технологи, еколопя»). Публикации отражают основные результаты диссертационной работы.

Объём и структура работы.

Работа содержит всего 232 страницы текста, в том числе 149 страниц основного текста, иллюстрированного 31 рисунком и 16 таблицами, и состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы на 13 страницах (129 наименований) и пять приложений (70 страниц).

Во введении обосновывается актуальность представленной работы, сформулированы цели и задачи исследований, приведены положения, выносимые на защиту, отмечена научная новизна получаемых результатов, освещено содержание диссертации.

В первой главе выполняется анализ коммутационной надёжности энергообъектов, отмечаются особенности её оценки, выделены условия, при которых функционирование КА является определяющим, а также сформулированы основные задачи предлагаемой работы. Особое внимание уделяется методам структурной надёжности ЭЭС, которые учитывают конфигурацию схемы и надёжность работы КА. Приведены упрощенная и полная модели отказов КА, которые используют данные методы. В этой же главе рассматриваются методы оперативной надёжности ЭЭС, с помощью которых расчёт показателей надёжности проводится с учётом ограничений на режимные параметры. Помимо указанных методов рассматриваются специализированные методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов, которые требуют дальнейшего развития и модернизации. В этой же главе определяется область применения оптимизационных подходов и используемых в настоящее время критериев оптимизации надёжности. Приводятся соображения по применению рассмотренных методов и подходов в задаче оценки коммутационной надёжности энергообъектов.

Во второй главе разрабатывается методика расчёта коммутационной надёжности энергообъектов. Подробно рассматриваются основные этапы решения данной задачи. Исследуется применение принципа п-1 для выбора и анализа конкретного аварийного возмущения на энергообъекте. По результатам проведённых исследований разрабатывается модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов. Формулируются основные требования и учитываемые факторы при построении модели, а также принимаемые допущения. Излагается характер исходной информации, необходимой для проведения расчётов в рамках разработанной модели. В этой же главе приведена модель оптимизации расчётных режимов при оценке коммутационной надёжности энергообъектов и приводится алгоритм расчёта показателей коммутационной надёжности. Представлены структура и принципы организации ПВК ОКеаН, а также его технические характеристики.

Третья глава посвящена разработке основных принципов применения предлагаемых систем диагностики состояния КА на практике с целью получения исходной информации для оценки коммутационной надёжности энергообъектов на коротких интервалах времени. Рассматриваются существующие на настоящий момент в практике эксплуатации системы технической диагностики выключателей. Анализируются современные системы мониторинга коммутационной аппаратуры. Исследуется актуальная в настоящее время задача оперативного диагностирования КА с учётом фактора надёжности. Излагаются общие принципы организации системы ЦОКН. Разрабатываются основные принципы реализации на практике систем мониторинга КА, а также периодического контроля такого оборудования. Разработаны расчётные выражения для определения показателей надёжности КА с помощью информации, получаемой в системе диагностики.

В четвертой главе в качестве примера рассчитываются показатели коммутационной надёжности схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго» с использованием ПВК ОКеаН. Проводится исследование коммутационной надёжности этой схемы при различных режимах её работы и схемах коммутаций для времени оперативных переключений, а также при рассмотрении заявок на вывод оборудования в ремонт. Для заданного конкретного нарушения нормального функционирования анализируемой схемы Северных электрических сетей выполняются оптимизационные расчёты. Приводятся конкретные рекомендации по эксплуатации электрической сети. В этой же главе предлагаются основные мероприятия по обеспечению и повышению коммутационной надёжности энергообъектов. Рассматривается вопрос установки перспективных элегазовых КА на энергообъектах.

В заключении сформулированы основные результаты проведённых научных исследований, и представлены рекомендации для эффективного управления энергообъектами в текущей эксплуатации. Определены основные направления дальнейших исследований.

В приложениях приведены основные термины и понятия, используемые при оценке коммутационной надёжности энергообъектов, модель расчёта текущего режима в задаче оценки коммутационной надёжности энергообъектов, основные вычислительные модули ПВК ОКеаН, примеры оптимизации режимов расчётных состояний для различных тестовых схем в модели оценки коммутационной надёжности энергообъектов, основные принципы организации системы технического диагностирования КА на практике, а также исходные данные и результаты исследований коммутационной надёжности схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго».

Основные результаты работы состоят в следующем:

1. Выполнен анализ коммутационной надёжности энергообъектов и выделены особенности решения данной задачи, в том числе показана практическая необходимость оценки надёжности КА с учётом их технического ресурса, который изменяется с течением времени. Проведённый анализ также показал, что вследствие изменения технического ресурса КА существенно повышается их вероятность отказов в срабатывании, прежде всего, в момент переключений (включения или отключения). Отказ КА приводит к вынужденному отключению других элементов схемы с целью локализации аварийного КА и существенному увеличению недоотпуска электроэнергии потребителям.

2. На основе выполненного аналитического обзора дана характеристика проблемы оптимизации режимов, и, прежде всего, минимизации дефицитов мощности в сети. Показаны способы решения данной проблемы, отмечены достоинства и недостатки применительно к оценке коммутационной надёжности энергообъектов. Указаны характерные особенности данной задачи, требующие модернизации существующих моделей: быстродействие, использование данных точных расчётов электрических режимов, однозначного распределения суммарного дефицита по узлам в электрической сети.

3. Разработана методика для оценки влияния изменения характеристик надёжности КА с течением времени и конфигурации схемы энергообъекта на недоотпуск электроэнергии потребителям. Методика основана на аналитическом определении показателей надёжности энергообъектов и оптимизации по-слеаварийных режимов работы электрической сети.

4. Разработана модель оценки коммутационной надёжности энергообъектов. В рамках разработанной модели модифицирована двухэтапная модель минимизации дефицита мощности в электрической сети, которая теперь в качестве исходных приближений использует данные точных расчётов электрических режимов работы энергообъекта. Кроме того, в модернизированной модели используется итерационный характер взаимодействия точного расчёта электрического режима и процесса оптимизации с использованием упрощённых квадратичных зависимостей потерь активной мощности в связях (BJI и трансформаторах); учитывается категорийность потребителей. В качестве критерия принят минимум дополнительных затрат по сети.

5. Предложены системы диагностирования коммутационного оборудования на энергообъектах, а также разработана система диагностики для контроля состояния КА, позволяющая перейти от системы 111 IP к обслуживанию по техническому состоянию. Предлагаемая система позволяет получить исходную информацию для оценки коммутационной надёжности энергообъектов.

6. Разработан ПВК ОКеаН для оценки коммутационной надёжности энергообъектов, который позволяет рассчитать показатели надёжности для периода оперативных переключений. ПВК рекомендуется использовать в качестве советчика диспетчера в реальном времени, а также в исследовательских целях для анализа коммутационной надёжности энергообъектов.

7. Разработанные в диссертации ПВК и модель могут применяться в реальном времени, а также при планировании режимов работы энергообъекта для анализа последствий отказов оборудования и назначения необходимых мероприятий по обеспечению безотказного электроснабжения потребителей в период оперативных переключений.

8. Применение разработанной модели и ПВК проиллюстрировано на примере участка схемы ОАО «Иркутскэнерго» Северные электрические сети. Проведена вероятностная оценка и выполнены оптимизационные расчёты более чем для 40 состояний данного объекта и для 24 расчётных интервалов времени по суточному графику нагрузки. Определены основные показатели коммутационной надёжности энергообъектов, а именно, недоотпуск электроэнергии потребителям и коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией. Кроме того, проведены исследования зависимости вероятности отказов КА в срабатывании от технического ресурса КА на коротких интервалах времени.

Практическое значение состоит в том, что предложенная методика и вычислительные средства могут применяться в практике оперативного управления энергообъектами в качестве советчика диспетчера для анализа отдельных ситуаций при работе энергообъектов в нормальной оперативной схеме, а также при заявках на коммутации в ЭЭС, при работе в аварийных и послеаварийных режимах. Разработанная модель позволяет обосновать мероприятия по обеспечению и повышению коммутационной надёжности энергообъектов, работающих в различных технико-экономических условиях. Полученные результаты могут быть использованы для принятия решений по обеспечению нормального функционирования энергообъектов при текущей эксплуатации. Разработанная система диагностирования оборудования позволит на практике перейти от системы ППР к обслуживанию по техническому состоянию.

В заключение следует отметить пути дальнейших исследований в данной области:

1. Анализ надёжности КА с учётом работы УРОВ.

2. Учёт ложного срабатывания в модели отказов коммутационного оборудования. Учёт особенностей работы КА ниже 35 кВ.

3. Детальный анализ множественных или каскадных отказов в сети.

4. Модернизация модели оценки коммутационной надёжности энергообъектов применительно к анализу каскадных или множественных отказов в электрических сетях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе проведены исследования коммутационной надёжности энергообъектов — надёжности объектов на коротких интервалах времени с учётом изменения ресурсной характеристики КА при выполнении ком-« мутаций.

1. Антипов К.М., Акимкин А.Ф., Апольцев Ю.А. и др. О новом электротехническом оборудовании для энергетики // Электричество. 1994. - №4. -С.2-9.

2. Арзамасцев Д.А., Казанцев В.Н. Надёжность энергосистем. Свердловск: Издательство УПИ, 1982. - 76 с.

3. Арзамасцев Д.А., Обоскалов В.П. Расчёт показателей структурной надёжности энергосистем. Свердловск: Издательство УПИ им. С.М. Кирова, 1986.-80 с.

4. Балаков Ю.Н., Неклепаев Б.И., Шунтов А.В. Электротехническое оборудование станций и подстанций // Электрические станции. 1996. - №10. -С.56-60.

5. Баркан Я.Д. Эксплуатация электрических систем: Учеб. пособие для электроэнергетических специальностей вузов. М.: Высшая школа, 1990. -304с.

6. Баркан Я.Д., Чувычин В.Н. Микропроцессорное устройство для определения использованного ресурса выключателей подстанции // Электрические станции. 1994. -№11.- С.45-48.

7. Белоусов B.C., Кетова Н.А., Клюев Ю.Б. Оценка затрат на ремонты оборудования на предприятиях энергосистемы // Электрические станции. -1996. №4. - С.2-7.

8. Беляевский О.А. Степенков В.В. Регистрация характеристик частичных разрядов в элегазовом оборудовании с использованием трансформатора ЗНОГ-110 // Энергетик. 1999. - №6. - С. 22-25.

9. Биллинтон Р., Аллан Р. Оценка надёжности электроэнергетических систем: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.

10. Биргер И.А. Техническая диагностика М.: Надёжность и качество. «Машиностроение», 1978. - 240 с.

11. Блюмберг В.А. Основные методические положения системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Промышленная энергетика. 1979. -№10. - С.26-30.

12. Бобровский С.И. Delphi 5: Начальный курс. М.: Изд-во «ДЕСС», 1999.-270 с.

13. Васин В.П. Расчёты режимов электрических систем / Проблема существования решения: Учебное пособие для вузов. М.: Изд. МЭИ, 1981. - 146 с.

14. Веников В.А., Суханов О.А. Кибернетические модели электрических систем: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоиздат, 1982. - 328 с.

15. Вентцель Е.С., Овчаров JI.A. Теория случайных процессов и её инженерные приложения. М.: Наука, 1991. - 230 с.

16. Волков Г.А. Оптимизация надёжности электроэнергетических систем. -М.: Наука, 1986.-116 с.

17. Гамм А.З., Макаров А.А., Санеев Б.Г. Теоретические основы системных исследований в энергетике. Новосибирск: Наука, 1986. - 215 с.

18. Глебов И.А„ Розанов М.Н., Чельцов М.Б. Теоретико-методические проблемы надёжности систем энергетики. Новосибирск: Наука, 1985. -220с.

19. Гук Ю.Б., Казак Н.А., Мясников А.В. Теория и расчёт надёжности систем электроснабжения. М.: Энергия, 1970. - 60 с.

20. Джон Маркс. Действия зарубежных энергокомпаний // Мировая энергетика. 1997. - №4. - С.25-28.

21. Дикин И.И. Метод внутренних точек в математическом программировании. В кн.: прикладная математика. Новосибирск: «Наука», 1978. - С. 139158.

22. Дикин И.И., Попова О.М. Исследование и ускорение сходимости алгоритмов метода внутренних точек. Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1997.-70 с.

23. Дикин И.И. Определение допустимых и оптимальных решений методом внутренних точек. Новосибирск: Наука. Сиб. предп. РАН, 1998. - 110 с.

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

25. Димо П. Модели РЕИ и параметры режима. Объединённые энергосистемы: Пер. с рум. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 392 с.

26. Дорф Г.А. Исследование работы выключателей в электрических сетях высокого напряжения и в схемах блоков генератор трансформатор // Электрические станции. - 1994. - № 10 . - С.2-4.

27. Дорф Г.А., Плеханов В.М. Анализ эксплуатационных показателей воздушных выключателей напряжением 330 кВ и выше // Энергетик. 1992. -№12. - С.12-17.

28. Епанешников A.M., Епанешников В.А. Delphi 5. Язык Object Pascal. -М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 2000. 368 с.

29. Зоркальцев В.И., Ковалёв Г.Ф., Лебедева Л.М. Модели оценки дефицита мощности электроэнергетических систем. / ИСЭМ СО РАН. Препринт, №9 Иркутск, 2000. - 26 с.

30. Карманов В.Г. Математическое программирование. М.: Наука. Главная ред. физико-мат. литературы, 1980. - 254 с.

31. Китушин В.Г. Надёжность энергетических систем. М.: Высшая школа, 1984 г.-320 с.

32. Ковалёв Г.Ф., Лебедева Л.М. Комплекс моделей оптимизации режимов расчётных состояний при оценке надёжности электроэнергетических систем / ИСЭМ СО РАН. Иркутск, 2000. - 73 с.

33. Ковалёв Г.Ф., Лебедева JI.M. Области использования и пределы применимости критерия п-1 при формировании структуры и выборе параметров элементов ЭЭС / ИСЭМ СО РАН. Иркутск, 1999. - 68 с.

34. Ковалёв А.П., Спиваковский А.В. Применение логико-вероятностных методов для оценки надёжности структурно-сложных систем // Электричество. -2000.-№9.-С. 66-70.

35. Коновалов В.А. Опыт эксплуатации воздушных выключателей // Энергетик. 1992. - №3. - С.6-7.

36. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Анализ структурной надёжности в рамках системы интеллектуального селективного обслуживания / Электрификация металлургических предприятий Сибири. Томск: Изд. Томск, ун-та, 1999. -С.142-148.

37. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Анализ работы коммутационной аппаратуры в электрических сетях энергосистем // Проблемы энергетики. 2000. -№11-12. - С.85-93.

38. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Повышение структурной надёжности в сложных схемах электрической сети // Проблемы энергетики. 1999. - №11-12. - С.44-52.

39. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Повышение структурной надёжности отечественных энергообъектов / Сборник научных трудов по материалам конференции «Интеллектуальные и материальные ресурсы Сибири». Иркутск. -2001. - С. 185-194.

40. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Современное элегазовое коммутационное оборудование на мировом рынке электроэнергетики и диагностика его состояния. // Электрика. 2001. - №3. - С.31-43.

41. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Определение коммутационной надёжности энергообъектов при оперативном управлении энергосистемами. // Электрика. 2002. - №1.-С. 18-25.

42. Курбацкий В.Г., Родина С.И. Анализ коммутационной надёжности электроэнергетических систем. // Вестник АмГУ. 2001. - №15. - С.34-40.

43. Кучеров Ю.Н., Кучерова О.М., Капойи Л., Руденко Ю.Н. Надёжность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Методы анализа: Европейское измерение. Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1996.-380 с.

44. Кучеров Ю.Н., Манусов В.З. Анализ установившихся режимов электрической сети при случайном характере её параметров // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1980. - №2.

45. Кучеров Ю.Н., Манусов В.З., Шепилов О.Н. Расчёт интегральных показателей режимов работы электрических систем вероятностными методами // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук. 1986. - №10. - С.111-117.

46. Лаврентьев В.М., Седунов В.Н. Шевченко А.Т. Анализ надёжности основного оборудования сверхвысокого и ультравысокого напряжения // Электрические станции. 1994. -№11. -С.9-13.

47. Ларионов A.M., Майоров С.А., Новиков Г.И. Вычислительные комплексы, системы и сети: Учебник для вузов. JL: Энергоатомиздат. Ленинградское отд-ние, 1987. - 288 с.

48. Манусов В.З., Лыкин А.В., Кучеров Ю.Н. Расчёт вероятностного по-токораспределения больших систем // Применение математических методов4при управлении режимами и развитием электрических сетей. Иркутск: ИЛИ. - 1978. - С. 197-203.

49. Михайлов В.В., Поляков М.А. Потребление электрической энергии -надёжность и режимы. М.: Высшая школа, 1989. - 143 с.

50. Обоскалов В.П. Резервы мощности в электроэнергетических системах. / Свердловск: УПИ, 1989,92 с.

51. Папков Б.В. Электроэнергетический рынок и тарифы. Нижнегород. гос. техн. ун-т. Н. Новгород, 2002. 252 с.

52. Патрисия Ирвин. Пути решения проблемы элегаза // Мировая энергетика. 1997. - №3. - С.30-35.

53. Рахимов Г.Г. Информационное обеспечение оперативных расчётов электрических систем / Режимы и модели управления энергосистемами. Сб. статей. Ташкент: «Фан» УзССР, 1988. С. 57-68.

54. Родина С.И. Проблемы и пути повышения структурно-функциональной надёжности в отечественных энергосистемах / Конференция молодых специалистов электроэнергетики 2000. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.-С. 177-179.

55. Розанов М.Н. Надёжность электроэнергетических систем. М.: Энерго-атомиздат, 1984. 82 с.

56. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надёжность и резервирование в электроэнергетических системах. Новосибирск, 1974. - 328 с.

57. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надёжность систем энергетики. М.: Наука, 1986.-348 с.

58. Рябинин И.А., Смирнов А.С. Схемно-логический метод исследования структурной надёжности сложных невосстанавливаемых систем // Электричество. 1971. - №5. - С.9-14.

59. Саженков В.А. Коммутационная аппаратура фирмы «Мерлен Жерен» и системы управления электроснабжением / Энергосбережение, электропотребление, электрооборудование. -М.: Электрика. 1994. С.96.

60. Саитбаталова Р.С., Хатанова И.А., Шагиахметов К.В. Надёжность высоковольтных выключателей при отклонении напряжения сети промышленных предприятий // Проблемы энергетики.-1999.-№9-10.-С.37-42.

61. Сви П.М., Смекалов В.В. Техническая диагностика оборудования высокого напряжения // Энергетик. 1992. - №5. - С.10.

62. Семенов В.А. Новые критерии надёжности в ОЭС NORDEL // Электрические станции. 1995. -№4. - С.52-53.

63. Семенов В.А. О надёжности энергосистем // Энергетик. 1992. - №5. -С.21-22.

64. Семенов В.А. Повышение надёжности энергообъединений в аварийных ситуациях // Электричество. 1992. - №8. - С.23-24.

65. Синьчугов Ф.И. О нормировании надёжности электроснабжения промышленных предприятий // Промышленная энергетика. 1975. - №5. - С.29-31.

66. Синьчугов Ф.И., Макаров С.Ф. Формирование пространства состояний электроэнергетических систем при расчёте их надёжности // Электричество. 1981. - №7.-С.12-16.

67. Синьчугов Ф.И. Надёжность электрических сетей энергосистем. М.: Научно-учебный центр ЭНАС, 1998. - 382 с.

68. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 416 с.

69. Таджибаев А.И. Оценка состояния энергетического оборудования / Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Актуальные проблемы надёжности систем энергетики в новых условиях. -Мурманск: Кольский НЦ РАН, 1996.-С. 138-142.

70. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. -М.: Наука, 1979. 288 с.

71. Трошина Г.М. Об одном подходе к решению задачи минимизации дефицита мощности в электроэнергетических системах (ЭЭС). В сб. «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики». Иркутск: АН СССР, СЭИ, 1978. - С. 34-43.

72. Трубицын В.И. Надёжность электрической части электростанций. -М.: Изд-во МЭИ, 1993. 112 с.

73. Федотова Г.А., Труфанов В.В. Анализ современного состояния оборудования электростанций России / Методические вопросы исследования надёжности Больших систем энергетики. Киев: 1995. - С. 6-13.

74. Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 304 с.

75. Фокин Ю.А. Вероятностно-статистические методы в расчётах систем электроснабжения. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 240 с.

76. Фокин Ю.А. Вероятностные методы в расчётах надёжности электрических систем. М.: Изд-во МЭИ, 1983. - 320 с.

77. Фокин Ю.А., Пономаренко И.С. Метод определения минимальных сечений относительно узлов нагрузки в расчётах надёжности сверхсложных схем систем электроснабжения // Изв. вузов. Энергетика. 1982. - №8. - С.11-17.

78. Фокин Ю.А., Труфанов В.А. Оценка надёжности систем электроснабжения. М.: Энергоиздат, 1981. - 160 с.

79. Фокин Ю.А., Файницкий О.В., Алиев Р.С., Туманин А.Е. Структуризация понятия «надёжность электроэнергетических систем» // Электричество. --1998. -№1. -С.15-23.

80. Фокин Ю.А., Файницкий О.В., Дементьев Ю.А. и др. Развитие принципов оценки структурно-функциональной надёжности различных объектов электроэнергетических систем // Вестник МЭИ. 1999. - №1. - С.55-59.

81. Фокин Ю.А., Хозяинов М.А. Ввод режима электроэнергетических систем в допустимую область путём коррекции их схемы // Электричество. -1990. -№12. С.12-17.

82. Фокин Ю.А., Харченко A.M. Определение минимальных сечений для оценки надёжности электрических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1982. - №1. - С. 13-18.

83. Федосенко Р.Я. Надёжность электроснабжения и электрические нагрузки. М.: Энергия, 1967. - 230 с.

84. Харченко A.M. Разработка методов расчёта на ЭВМ структурной надёжности для проектирования и эксплуатации электрических сетей. Дисс. канд. техн. наук. М.: МЭИ, 1987.

85. Хелмс Г.Л. Языки программирования: Краткое руководство: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1985. - 176 с.

86. Цветков В.А. Диагностика состояния оборудования // Электрические станции. 1996. -№10. - С.21-24.

87. Цветков В.А. Диагностика состояния энергетического оборудования. Методы и средства / Надёжность электроэнергетических систем. I Российско-Германский семинар, Россия, г. Плес, 6-11 сент. 1993. Аахен, Германия: Авгу-стинус, 1993.-С. 18-24.

88. Цирель А.Я. Нормирование надёжности электрических сетей энергосистем и систем электроснабжения потребителей. Дискуссия // Электрические станции. 1988. - №1. - С.88-89.

89. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надёжности электроэнергетических систем. Сыктывкар, 1995. - 173 с.

90. Чукреев Ю.Я., Манов Н.А. Исследование надёжности основной структуры ЭЭС с помощью программы ОРИОН // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. Иркутск: 1991. Вып. 41. С.29-40.

91. Шапот Д.В., Беленький В.З., Лукацкий A.M. Методы исследования взаимосвязей экономики и энергетики. // РАН. Энергетика. 1995. - №6. -С.16-19.

92. Шуп Т. Решение инженерных задач на ЭВМ: Практическое руководство. Пер. с англ. М.: Мир, 1982. - 238 с.

93. Анализ оперативной надёжности ЭЭС / Под ред. Балакова Ю.Н. М: Энергоатомиздат, 1991,285 с.

94. А.с. 1261040 (СССР). Устройство для контроля ресурса высоковольтного выключателя / Аронсон В.Н., Нейбергс С.В. Опубл. в Б.И. 1986. -№36.-С. 12.

95. ГОСТ 687-78. Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические требования. М.: Госэнергоиздат, 1978. - 50с.

96. Исследование структурно-функциональной надёжности в электрических сетях энергосистем / Курбацкий В.Г., Родина С.И. Братск: БрГТУ, 2000, - 182 с. - Деп. в ВИНИТИ. 12.09.2000, №2000-В00.

97. Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях / Н.И. Воропай, Н.Н. Новицкий, Е.В. Сеннова и др. Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма РАН, 1995 - 335 с.

98. Методы решения задач реального времени в электроэнергетике / А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров, С.И. Паламарчук и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1990. - 294 с.

99. Надёжность систем энергетики: достижения, проблемы, перспективы / Г.Ф. Ковалёв, Е.В. Сеннова, М.Б. Чельцов и др.; Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1999. - 434 с.

100. Надёжность систем энергетики. Терминология. Вып. 95. М.: Наука, 1980.-43 с.

101. Надёжность систем энергетики и их оборудования. Справочник, в 4-х т./ Под общ. ред. Ю.Н. Руденко. Т.2. Надёжность электроэнергетических систем. Справочник/Под ред. М.Н. Розанова.- М.: Энергоатомиздат, 2000. 568 с.

102. Оценка режимной надёжности электрических систем с учётом пропускной способности / Ю.Н. Кучеров, О.М. Кучерова, Е.Д. Тарасов и др. // Экономичность и надёжность функционирования электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 1986. С. 120-126.

103. Применение вычислительных методов в энергетике. / Под ред. В.А. Веникова, Ю.Ф. Архипцева. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 176 с.

104. Применение ЭВМ для автоматизации технологических процессов в энергетике / М.А. Беркович, Г.А. Дорошенко, У.К. Курбангалиев и др.; Под ред.

105. B.А. Семенова. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 312 с.

106. Программно-вычислительный комплекс АНАРЭС для анализа надёжности электрических сетей с учётом пропускной способности: Науч. отчет / СЭИ СО АН СССР. Отв. исп. Ю.Н. Кучеров. Иркутск: 1987. - 120 с.

107. Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ. Одобрена совместным заседанием коллегии представителей государства в РАО «ЕЭС России» и Совета директоров РАО «ЕЭС России» от 28.08.1998.

108. Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем. М.: Энергосетьпроект, 1981. - 56 с.

109. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ / Под ред.

110. C.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. М.: Энергоиздат, 1982. - 352 с.

111. Справочник по библиотеке визуальных компонентов Delphi 5. Компоненты для работы с базами данных: Учебное пособие. / А.Н. Моисеев, С.В. Дейкун Анжеро-Судженск: АСФ КемГУ, 2000. - 35 с.

112. Справочник по проектированию подстанций 35-1150 кВ / Под ред. Я.С. Самойлова, 1996 г.

113. Тестирование высоковольтных выключателей. Фирма ПЕРГАМ // Энергетик. 1999. - №5. - С.29.

114. Управление энергосистемами: Переводы докладов Международной конференции по большим системам энергетики (СИГРЭ-82) / Сост.: Ю.Н. Руденко, В.А. Семенов. -М.: Энергоатомиздат, 1984. 168 с.

115. Allan R.N., Anders G.F., Dialynas E.N. etc. Methods and Techniques for Reliability Assessment of Interconnected Systems. Report T.F.38.03.11 CIGRE, 1997.-98p.

116. Gaver D.P., Montmeat F.E., Patton A.O. Power system reliability. I -Measures of Reliability and Methods of Calculation / IEEE Trans. V. PAS 83, №7, p.727-737, p.744-761, №8, p.865-873.

117. Makhoul J., Schwartz R. What is hidden Markov model? // IEEE SPECTRUM. 1997. -№12. - C.44-45.

118. Neyman J. First course in probability and statistics. The University of California, Berkeley, Holt, rinehart and winston, inc. New York, 1968, 448c.

119. Proshan F., Pyke R., Tests for monotone failure rate. Math Statist and Probalie, vol. 3, 1965-66, Berkeley Los Angeles, 1967, 68p.

120. Power system reliability analysis / Prepared by CIGRE WG 38.03 Edited by Lesley Kelley-Regnier. Fourth Draft, Montreal, August 1987, 65p.

121. Review of adequacy standards for generation and transmission planning. Report №37-97 (AG) 02 (E) Final. CIGRE, Study Committee 37, November, 1992, - 75p.