автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Учет комплексного фактора надежности в оценке системного эффекта при управлении развитием современных ЭЭС

. Ч. РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

> < ИНСТИТУТ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТЖИ

.-V имени Л.А.Мелентьева I/

УДК 621.311.1 На правах рукописи

КОВАЛЕВ Геннадий Федорович

'ЧЕТ КОМПЛЕКСНОГО ФАКТОРА НАДЕЖНОСТИ В ОЦЕНКЕ ГИСТЕМНОГО ЭФФЕКТА ПРИ УПРАВЛЕНИИ РАЗВИТИЕМ СОВРЕМЕННЫХ ЭЭС

Специальность 05.14.02 - электрические станции (электрическая часть),

сети, электроэнергетические системы и управление ими

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Иркутск 1998

Работа выполнена в Институте систем энергетики им.Л.А.Мелентьева

Официальные оппоненты: Доктор техн. наук, проф. И.И. Голуб Доктор техн. наук, проф. В.Г. Китушин Доктор техн. наук Ю.Я. Чукреев

Ведущая организация: ЭНИН им. Г.М. Кржижановского, г. Москва.

Защита диссертации состоится 3 декабря 1998 г.

на заседании диссертационного Совета Д.002.30.01

при Институте систем энергетики им.Л.А.Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН

(адрес: 664033, г.Иркутск, ул.Лермонтова, 130, комн.355).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энерг ки (ИСЭМ) СО РАН.

Автореферат разослан октября 1998 г.

Ученый секретарь диссертациош ета

доктор технических наук

А.М.Клер

Общая характеристика работы. . 1

Актуальность проблемы. Непреходящая актуальность таких задач как повышение надежности энергооборудования посредством применения новых технологий и более долговечных и прочных материалов, создание высоконадежных электроэнергетических систем (ЭЭС) посредством оптимизации их структуры и уровней резервирования, обеспечение надежного снабжения электростанций первичными (возобновляемыми и, особенно, невозобновляемыми) энергоресурсами, обеспечение безопасного, безотказного, обладающего высокой живучестью электроснабжения потребителей, связана с тем, что по мере развития и усложнения электроэнергетического хозяйства усложнялись и постановки задач надежности, требовались более совершенные методы, приемы и средства их решения. Исходя из запросов практики управления развитием и функционированием ЭЭС и их объектов развивалась и усложнялась теория надежности электроэнергетической отрасли. С другой стороны, этому способствовало бурное развитие в последние тридцать лет ЭВМ, которые сделали возможными сложные вероятностные и комбинаторные вычисления в задачах надежности, сделав доступными по времени и по точности почти любые необходимые расчеты.

Однако, развитие теории надежности ЭЭС на этом вряд ли закончится. Более того, по мере развития ЭЭС, их усложнения, разработок новых энерготехнологий и новых принципов управления системами, объединения ЭЭС на более высоких, межгосударственных и межконтинентальных, уровнях вновь и вновь появляются новые постановки задач надежности, требующие комплексных подходов, привлечения новых методов и средств для их решения, расширения содержательности и интегрированности (системности) результатов решения и многое другое.

Особых подходов на данном этапе требуют современные ЭЭС. Под современными ЭЭС здесь понимаются системы, которые в настоящее время насчитывают десятки электростанций разного вида, тысячи единиц основного (генерирующего и сетевого) оборудования большой мощности, сложнозамкну-тую конфигурацию сетей и которые обеспечивают электроснабжение потребителей на обширных территориях. При управлении развитием и функционированием таких ЭЭС, кроме указанных технических особенностей, необходимо учитывать современные экономические и социально-политические условия, которые, как показала жизнь, оказывают большое влияние на управление технико-экономическими системами народного хозяйства, к которым относятся и ЭЭС.

Время от времени, наряду с глобальными проблемами надежности, возникают и частные специфические задачи надежности. Именно к таким можно отнести проблемы, стоящие сейчас перед российской электроэнергетикой в связи с кризисом общественного производства, социально-политическими катаклизмами и другими явлениями. Все это требует повышенного внимания к обеспечению надежного электроснабжения потребителей в складывающихся условиях. Данная проблема поднимается до уровня обеспечения в рамках государственной и экономической безопасности - безопасности электроэнергетиче-

з

ской.

Немаловажным в новых хозяйственных условиях является гармоничное сочетание народнохозяйственного эффекта с получением прибыли соответствующей энергокомпанией от повышения надежности ЭЭС.

Цель работы может быть охарактеризована как разработка методик, моделей и средств учета надежности как комплексного фактора при оценке системного эффекта при управлении развитием современных ЭЭС.

Для этого потребовалось

- разработать методику комплексного учета фактора надежности при управлении развитием ЭЭС;

- разработать модели и алгоритмы оценки показателей надежности ЭЭС;

- исследовать теорию и практику нормирования надежности ЭЭС применительно к российским условиям;

- выполнить анализ различных методических подходов к решению задачи обеспечения надежности ЭЭС в условиях функционирования рынка электроэнергии.

На защиту выносятся следующие основные научные и методические результаты:

1. Обоснование необходимости использования в электроэнергетике представления надежности как комплексного свойства, включающего в себя совокупность актуальных для ЭЭС единичных свойств надежности: безопасности, безотказности, ремонтопригодности, устойчивоспособности, живучести, управляемости.

2. Способы учета современных условий (в том числе рыночных) эксплуатации и развития ЭЭС.

3. Комплекс моделей и алгоритмов анализа и синтеза надежности ЭЭС для различных временных и территориальных этапов управления их развитием.

4. Результаты исследования надежностных свойств современных ЭЭС и их моделей для оценки надежности.

5. Особенности практики использования комплексного подхода к учету надежности при управлении развитием современных ЭЭС.

Методология исследований. Разработанные в диссертации методы и модели базируются на элементах теории системного анализа с использованием прикладной теории множеств и графов, теории вероятностей и математической статистики, общей теории надежности, теории моделирования и оптимизации, линейного и нелинейного программирования, комбинаторного анализа, методов имитационного моделирования и др.

Проверка эффективности и точности предложенных методик и моделей основывалась на вычислительных экспериментах для различных тестовых схем объединений ЭЭС, при решении многих практических задач. Проводились сопоставительные расчеты по разным моделям и анализировались причины совпадений и расхождений результатов.

Научная новизна и личный вклад автора диссертационной работы состоит в проработке вопросов надежности как комплексного свойства при оценке системных эффектов при управлении развитием ЭЭС. Разработки автора базиру-

ются и являются продолжением исследований в этой области, выполненных Ю.Н.Руденко (к ученикам которого автор относит себя), Г.А.Волкова, Н.И.Воропая, Ю.Б.Гука, В.Г.Китушина, В.Р.Окорокова, М.Н.Розанова, В.И.Эдельмана, М.Б. Чельцова и др. С учетом отечественного и зарубежного опыта показано, что применимость тех или иных методов зависит от внешних и внутренних условий развития ЭЭС.

В работе, в рамках комплексного подхода к проблеме, обосновывается последовательность рассмотрения и обеспечения различных единичных свойств надежности, необходимость согласованного формирования уровней надежности различных технологически звеньев ЭЭС: обеспечения первичными энергоресурсами, генераций и транспорта электроэнергии.

Обосновывается также целесообразность предлагаемого комплекса методов и моделей (от упрощенных до достаточно сложных и уточненных) на различных территориальных и временных уровнях управления развитием ЭЭС.

Определенную научную новизну составляют сопоставительные анализы различных методов и моделей надежности: марковского случайного процесса с общей теоремой о повторении опытов, детерминистических критериев с вероятностными и т.д.

Выполненные в работе исследования надежностных свойств современных ЭЭС позволили обнаружить новые и в некотором роде неожиданные особенности и явления, а также закономерности и зависимости надежности от новых условий функционирования и управления ЭЭС.

Элементами новизны обладают также:

- методические подходы к разработке модели оценки показателей надежности ЭЭС произвольной конфигурации и структуры с учетом ограничений на энергоресурсы;

- использование объективно обусловленных оценок для обнаружения и устранения "узких мест" по надежности в ЭЭС;

- характеристика нормативных требований к надежности ЭЭС при управлении их развитием.

Практическое значение состоит в том, что предложенные методики и вычислительные средства нашли применение при технико-экономическом сравнении вариантов развития ЭЭС, для оценки системного эффекта различных мероприятий по обеспечению надежности, для анализа отдельных критических и чрезвычайных ситуаций при исследовании живучести и электроэнергетической безопасности, а также для исследования факторов, влияющих на надежность ЭЭС. Разработанные методические подходы и модели позволяют обосновывать мероприятия, наиболее эффективно обеспечивающие надежность электроснабжения. При этом там, где это необходимо, учитываются особенности развития отечественных ЭЭС и реформирование экономики. Полученные результаты исследований были использованы при принятии решений по управлению ЭЭС, положены в основу конретных рекомендаций по обеспечению надежности ЭЭС при решении современных проблем обеспечения их развития.

Использование результатов. Выносимые на защиту результаты

исследований были использованы при выполнении работ по темам и научным программам координационных планов Госкомитета по науке и технике при СМ СССР; ОФТПЭ РАН; Постановлениям правительства РФ и Минтопэнерго РФ:

- 1.9.3.5 "Теория и методы исследования и обеспечения надежности систем энергетики". Тема "Развитие критериев, методов и алгоритмов исследования и обеспечения надежности ЭЭС, ГСС и ТСС во взаимоувязке с ТЭК и с учетом новых экономических и социально-политических условий " (1990-1995 гг.);

- 1.9.3.2 (1.4) "Методические основы, математические модели и методы исследований надежности систем энергетики и обоснование мер обеспечения энергетической безопасности России и ее регионов" (1996 - 1998 г.) и др.

По тематике исследований выпущены отчеты по НИР.

Разработанные методики и модели для ЭВМ используются для обоснования сооружения системных и межсистемных связей, обоснования в условиях рыночной экономики взаимовыгодного межрегионального и межгосударственного сотрудничества.

Полученные в работе результаты приводят к необходимости уточнения ряда положений нормативных документов.

Методические разработки используются в учебном процессе электроэнергетических специальностей ВУЗов. Автор поставил и читал в ИрГТУ (ИЛИ) ряд лет курс "Надежность систем энергетики".

Апробация. Многие положения диссертации неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах, совещаниях, конференциях и симпозиумах различного уровня как отечественных, так и зарубежных, в том числе и прежде всего на Всесоюзном (теперь Всероссийском) семинаре "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики", а также на:

Российско - Германском семинаре (Первое заседание в г. Плесе, сентябрь 1993 г.),

4-ом международном симпозиуме по мировой энергетической системе (Будапешт, октябрь 1994 г.),

4-ой международной конференции PSCM (Лондон, август 1996 г.),

Международной летней 1997 года конференции Общества инженеров-энергетиков (PES IEEE), Берлин, июль 1997 г.,

2-ом Российско-Японском симпозиуме по электропередаче постоянного тока "Россия-Япония" (Иокогама, ноябрь 1997 г.) и других.

Публикации. По теме диссертации опубликовано свыше 40 работ, в том числе отдельные разделы в 3 коллективных монографиях (1988, 1995, 1996, Наука, Сибирское отделение, Сибирская издательская фирма РАН). Публикации отражают все основные результаты диссертационной работы.

Объем и структура работы. Диссертация содержит¡51 страницу текста, в том числе НИ страницы основного текста, иллюстрированного 20 рисунками и 57 таблицами, и состоит из введения, шести глав, заключения, перечня литературы на 14 страницах (125 наименований) и приложения (¿¿страницы).

б

Содержание работы.

Во ВВЕДЕНИИ кратко обосновывается актуальность решаемых в работе проблем (см. выше).

В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ на основе анализа отечественного и зарубежного опыта дается развернутая характеристика проблемы надежности ЭЭС на современном этапе. Излагая основы и практику технико-экономической оценю! намечаемых мероприятий в ЭЭС, особое внимание уделяется необходимости комплексности и системности анализа эффективности рассматриваемых вариантов развития ЭЭС. При этом под комплексностью понимается учет всех свойств и сторон объекта исследования' (технологических, экономических, территориальных, временных и др.), а под системностью - учет как внутренних взаимосвязей и взаимозависимостей, так и внешних факторов с позиций рассмотрения объекта исследования как элемента множества более высокого уровня (в нашем случае - элемента экономического пространства более высокого уровня, то'есть ЭЭС - как части народного хозяйства).

В этом план® в основу технико-экономического анализа эффективности мероприятий по развитию ЭЭС кладется критерий суммарных расчётных затрат определяемых в общем случае в следующем виде

3 V ~ ЗэЭС Звн'ешн = Зоб Зсисг Зсмсжн Зщд —1ШП, (1)

где Зээс - внутрисистемные затраты; Звнсшн - затраты в смежные звенья энергетики й сопряженные отрасли общественного производства. Зээс. в свою очередь представляется в виде затрат Зо6, связанных напрямую с проводимыми мероприятиеми (капитальные затраты и эксплуатационные издержки в самой ЭЭС в результате реализации этих мероприятий) и косвенных затрат в системе Зсядх. Внешние затраты складываются из затрат в объекты. смежных с ЭЭС отраслей народного хозяйства Зсмежш которые предназначаются для создания основных и оборотных фондов в электроэнергетике под планируемые изменения в ЭЭС, и компенсационных затрат в недостаточно надежное, некачественное и неэкономичное снабжение потребителей электроэнергией - 311ад.

На практике выражение (1) часто модифицируется. Так, если при переходе от варианта к варианту различие затрат Зсмежн невелико или сами затраты небольшие, то считается достаточным учет этого обстоятельства через цены или расчетные (замыкающие) затраты на оборудование, материалы и топливо, поскольку в них уже отражены и средние затраты на развитие соответствующих отраслей и текущие издержки в этих отраслях.

Учет фактора надежности в (1) осуществляется посредством компенсационных затрат Знад, которые представляют собой фактические ущербы от недопоставки электроэнергии потребителям по разным причинам: недостаткам первичных энергоресурсов, недостатка генераторных мощностей, аварийности оборудования и др. Предлагаются три пути учета этого обстоятельства.

Первый заключается в том, что для разных вариантов оценивается среднегодовая величина недоотпуска электроэнергии потребителям Энсд, которая затем умножается на удельную величину ущерба у0 от недоотпуска 1 кВт-часа:

Знад у0 Энед. Тогда (1) примет вид:

3 ^ — 30б Зсисг Уо Энед Зоб + 3 сист. (2)

Второй путь предполагает приведение каждого варианта к одинаковому (нормативному) уровню надежности электроснабжения потребителей. В этом случае величина компенсационных затрат для всех вариантов будет одинаковой и, следовательно, может быть исключена из рассмотрения, но разными будут размеры необходимых для обеспечения заданного уровня надежности дополнительных затрат Здоп в соответствующие мероприятия по обеспечению надежности:

3 г = 305 + 3СИС1 + Здоп = Зоб + 3"сисг ПРИ ПН=ПНнорм' (3)

где ПНнорм - нормируемый (принимаемый по условиям решаемой задачи) расчетный показатель надежности ЭЭС. Равноценность формул (2) и (3) легко обосновывается.

Третий путь учета надежности, широко применяемый на практике, несмотря на его приближенность - это так называемый нормативный путь. Он предполагает замену сложных расчетов надежности при формировании системных затрат - выбором нормативно (директивно) заданных количественных характеристик средств и мероприятий, в предположении, что это гарантированно обеспечивает приемлемый уровень надежности ЭЭС. Формула затрат при этом аналогична (3).

Указанные пути позволяют во многих случаях перейти от рассмотрения всех народохозяйственных затрат к рассмотрению затрат только в рамках электроэнергетики. По установившейся терминологии затраты в форме (2) и (3) называются "суммарными системными затратами", при сопоставлении которых по вариантам определяется системный эффект. Таким образом, под системным эффектом здесь понимается технико-экономический эффект, определенный с учетом как внутренних взаимосвязей и взаимозависимостей, так и внешних факторов с позиций рассмотрения объекта исследования как элемента экономического пространства более высокого уровня. При этом системные затраты включают в себя прямые затраты в новациошгые мероприятия 30б и дополнительные эффекты от этого по системе в целом ЗСИст с учетом равенства выходного эффекта ЭЭС в общественном производстве.

При оценке затрат исходят из того, что функционирование ЭЭС в рассматриваемых условиях будет осуществляться оптимальным образом по заданному критерию с учетом всех ограничений, как физико-технических, так и ресурсных. Для расчетов такого рода должны создаваться специализированные модели, назначение которых - "проигрывать" возможные режимы работы ЭЭС и обеспечивать их надежность, экономичность и техническую допустимость (реализуемость) по балансам мощности и энергии, а также другим режимным параметрам..

Расчеты надежности в той или иной форме необходимы для любого из путей учета ЗСИст- Как будет показано ниже, каждый путь имеет свою область предпочтительного применения при решении задач управления ЭЭС на

различных территориальных и временных этапах.

Далее в этой главе все множество задач управления и возможных изменений в ЭЭС с позиций технико-экономического анализа эффективности подразделяется на несколько уровней, различающихся необходимой степенью -точности учета фактора надежности и формой применения системного подхода: крупные (структурные) изменения в ЭЭС; выбор отдельных но относительно крупных объектов; выбор обычных объектов ЭЭС; выбор рациональной структуры, состава, компоновки и параметров основных элементов, образующих новый объект в ЭЭС; научно-технические исследования в области надежности ЭЭС; выбор схемы электроснабжения конкретного потребителя.

По условиям работы ЭЭС, возможны следующие формы постановки задачи: 1) обеспечение заданного производственного эффекта в отсутствие ограничений на ресурсы (безусловная оптимизация); 2) при заданных ограничениях на ресурсы выбор максимального производственного эффекта (условная оптимизация); 3) смешанная задача - обеспечение заданного производственного эффекта при наличии ограничений на некоторые ресурсы.

В связи со сменой хозяйственных механизмов, разгосударствлением собственности и т.п., описанный в главе экономический анализ должен дополняться оценкой финансового (коммерческого) эффекта "и эффекта бюджетного для соответствующих субъектов хозяйствования й управления.

Особенностью технико-экономического анализа в ЭЭС является то, что одно и то же мероприятие, применяемое в ЭЭС, дает разный системный эффект в различных; ЭЭС и даже различных условиях его применения в одной и той же системе. Это является одной из причин сложности количественной оценки экономической эффективности средств обеспечения надежности, так как какая-либо локальная оценка этого эффекта (в рамках оценки надежности работы только самого отдельного объекта) нежелательна, поскольку приводит к неправильным выводам о целесообразности того или иного мероприятия.

Оценка ущербов (или компенсационных затрат) от недопоставок электроэнергии является сложным делом,, но их применение в ряде задач является необходимым. Сравните зарубежной практики оценки ущербов с отечественной (следует отметить в эту проблему большой вклад В.И.Эдельмана, В.Г.Китушина и других) показывает сопоставимость количественных характеристик ущербов (1 дол./кВт-ч в РФ и 0,5 - 5 долУкВт-ч за рубежом). Автором показана прямая зависимость удельного ущерба от эффективности электроснабжения.

Новые подходы в оценке ущербов позволяют дать характеристику влияния разных видов и размеров дефицитов мощности и энергии в ЭЭС на функционирование отраслей народного хозяйства. Качество электроэнергии как товарной продукции зависит от уровня надежности ЭЭС. При низкой надежности обеспечение высокого качества электроэнергии невозможно без ограничения потребителей. В современных кризисных условиях в экономике и энергетике страны актуален учет последствий от длительных Крупномасштабных недопоставок электроэнергии отраслям народного хозяйства. , .

Значительная специфичность и уникальность ЭЭС требуют разработки достаточно сложных моделей надежности, в которых отражались бы технологические особенности систем энергетики, их многофункциональность и многоцелевое назначение, множественность случайных состояний и доминирующая роль частичных отказов. Для разных временных и территориальных уровней, а также разных задач управления требуются разные модели оценки надежности. Их можно разбить на два класса: самостоятельные модели надежности и модели, являющиеся частью оптимизационного вычислительного комплекса развития ЭЭС. Первые обладают повышенной точностью и полнотой учета всех влияющих на ЭЭС факторов, но они требуют значительных объемов информации и ресурсов ЭВМ. Вторые модели, как правило, имеют приближенный характер.

Поддаются классификации также и методы исследования надежности ЭЭС. Эта классификация позволяет обоснованно выбирать из них необходимые для конкретных условий управления ЭЭС. По мнению автора, все методы, используемые в настоящее время, делятся на две группы: методы экспериментальной оценки надежности и методы расчетного определения надежности, которые в свою очередь подразделяются на класс методов, не требующих поэлементного моделирования и класс методов, основанных на поэлементном моделировании объекта исследования. Последний класс разбивается на детерминистические подходы (критерий п - ¡, метод наихудшего случая, нормирование и др.) и вероятностные подходы (аналитические и статистические, базирующиеся на представлении реальных стохастических явлений случайными событиями и случайными процессами). Анализ применяемых методов позволяет сделать вывод, что приведенная принципиальная классификация в определенном смысле является формальной, на практике в одной и той же методике (модели) можно встретить сочетание различных методов, каждый из которых используется для решения частных подзадач. Как показывает опыт, именно такие комбинированные модели оказываются наиболее приемлемыми с т.з. необходимой точности и быстроты счета.

В ближайшем прошлом описанные модели и методы применялись только для исследования балансовой надежности (безотказности и ремонтопригодности), но они начинают находить применение и при исследовании других свойств надежности.

В главе приводится критический обзор чаще всего встречающихся в практике управления развитием ЭЭС упрощенных и приближенных приемов расчета надежности ЭЭС. Это позволяет сделать их оценку в смысле достоинств и недостатков, трудоемкости и обоснованности применения в различных ситуациях.

В заключение первой главы на базе выполненного анализа практики учета фактора надежности ЭЭС при оценке системного эффекта для современных условий формулируются основные задачи данной работы:

1. Провести анализ проблемы надежности ЭЭС как комплексного свойства, являющегося совокупностью единичных свойств. Обосновать состав и последовательность рассмотрения единичных свойств в общей задаче оценки сис-

темного эффекта при развитии ЭЭС.

2. Исследовать проблему согласования надежности основных технологических звеньев, территориальных и временных уровней управления развитием ЭЭС. .

3. Из совокупности имеющихся подходов, методов и моделей выбрать и рекомендовать наиболее обоснованные для применения в практике развития ЭЭС. Показать работоспособность предлагаемых методов и моделей посредством выполнения соответствующих исследований.

4.. Используя предлагаемые автором методики и разработанные или модифицированные им модели с целью учета в них новых условий и характеристик функционирования современных ЭЭС, провести исследование надежностных свойств современных ЭЭС и на этой основе рекомендовать средства и способы анализа и обеспечения их надежности.

5. Обобщить практику оценки системных эффектов с учетом надежности, показав особенности такой оценки для разных условий и уровней управления. Наиболее актуальными и характерными в этом плане на данном этапе является исследование экономических и коммерческих эффектов с учетом надежности крупных энергообъединений, вплоть до межгосударственных, и надежности схем электроснабжения потребителей удаленных районов с суровыми климатическими условиями.

Во ВТОРОЙ ГЛАВЕ "Предлагаемая методика учета надежности при оценке системных эффектов" прежде всего обращается внимание на то, что современное развитие ЭЭС таково, что для обеспечения достаточного уровня длительной работоспособности и качественного электроснабжения в сегодняшних сложных социально-экономических условиях требуется комплексный подход к проблеме надежности ЭЭС. предполагающий совместное рассмотрение актуальных для ЭЭС единичных свойств надежности: безопасности, безотказности, ремонтопригодности (восстанавливаемости), устойчивоспособности, живучести и управляемости (определения всех этих понятий даны в "Надежность систем энергетики. Терминология. Сборник рекомендуемых терминов. Вып. 95. - М.: Наука, 1980. - 31 е."). Представляется, что учет надежности при управлении развитием ЭЭС должен включать в себя перечисленные свойства. Опыт исследования надежности вариантов развития ЭЭС в таком плане дает возможность рекомендовать поэтапность учета единичных свойств надежности и определенную последовательность их поэтапного рассмотрения.

Поэтапность анализа и оптимизации надежности по всем этим свойствам вызвана тем, что в настоящее время не представляется возможным создать такую вычислительную модель, которая охватывала бы все свойства. Однако, возможность формирования методики или модели, учитывающей одно (или два) единичных свойства, имеется.

Весь процесс учета надежности можно разделить на пять этапов. На этой основе предлагается последовательность оптимизации развития ЭЭС с учетом надежности, представленная на рис. 1. :

Расчеты безотказности и ремонтопригодности, с одной стороны, и

устойчивоспособности и живучести, - с другой, в настоящее время считаются основными расчетами по надежности ЭЭС. При этом модели первого вида получили название моделей для анализа "балансовой" надежности ЭЭС. Модели второго вида - для анализа "динамической" надежности ЭЭС (зарубежные аналогии: "adequacy" и "security").

Представляется, что последовательность рассмотрения единичных свойств, предлагаемая на рис. 1, - наиболее целесообразная. Обоснование заключается в следующем. Все единичные свойства взаимосвязаны и взаимозависимы в силу того, что большинство средств для обеспечения этих свойств имеют универсальный характер, то есть будучи примененными для обеспечения рассматриваемого единичного свойства, они обязательно в той или иной степени повлияют на другие свойства, чаще всего положительно, но иногда и отрицательно. Известно также, что уровень затрат на обеспечение каждого единичного свойства различен и последовательность этих свойств по степени убывания требуемых затрат соответствует приведенной на рис. 1.

рис.1. схема учета надежности как комплексного свойств а при оптимизации развития ЭЭС.

С учетом взаимовлияния и того, что средства, примененные для обеспечения предыдущего свойства, частично обеспечивают и все последующие - явление убывания затрат становится еще более очевидным. Обеспечение безопасности, безотказности и ремонтопригодности является наиболее капиталоемким. Наконец, считается, что безопасность - специфическое свойство, которое больше, чем другие единичные свойства, необходимо нормировать, а принятые нормативы - безусловно выполнять, что требует больших затрат при синтезе развивающихся систем.

Вторым важным аспектом методики являются предложения по решению проблемы согласования надежности основных функциональных звеньев ЭЭС: генерирующего, сетевого и снабжения первичными энергоресурсами (топливом - ТЭС, водой - ГЭС и т.п.). В практике управления ЭЭС принято считать, что ведущим звеном при синтезе ЭЭС является генерирующее звено. Им определяется степень покрытия требуемой нагрузки. Надежность ЭЭС не может быть выше надежности генерирующего звена, но и то же самое можно сказать и о

других звеньях. Задача управления развитием ЭЭС заключается в том, чтобы уровни надежности сетевого звена и звена обеспечения первичными энергоресурсами соответствовали уровню надежности генерирующего звена. Кроме того, от надежности сетевого звена существенно зависят, кроме безотказности и ремонтопригодности, - устойчивоспособность, живучесть и управляемость системы. Важность учета обеспеченности электростанций также не вызывает сомнений, но приобретает особое значение в условиях, когда имеются трудности в снабжении топливом, перебои в его доставке из-за ненадежной работы транспортных систем. Следует заметить, что в условиях бывшего СССР эта проблема решалась достаточно успешно, поскольку на уровне государственной политики провозглашалась и обеспечивалась соответствующими практическими действиями приоритетность снабжения топливом электростанций. В современных кризисных условиях надежность снабжения топливом находится на катастрофически низком уровне из-за неплатежей, срывов договорных обязательств, высоких стоимостей топлив, забастовок, крупных хищений и т.п. Именно ненадежным обеспечением топливом вызывается в настоящее время катастрофически низкая надежность электроснабжения потребителей во многих регионах РФ.

Из изложенного следует, что полный анализ надежности ЭЭС - это комплексный анализ всех звеньев, при котором вопросы надежности решаются совместно и взаимоувязанно.

В главе показывается принципиальное соотношение между собой результатов обеспечения надежности электроснабжения потребителей по резервированию генераторной мощности, по обеспеченности первичными энергоресурсами, по резервированию пропускных способностей сетей.

Оптимальная вероятность бездефицитной работы (И.М.Маркович)

^пт =1-#г/(Уо -Т)

определяет требуемый уровень надежности генерирующего звена при условии полной безотказности сетевого звена и звена снабжения энергоресурсами.

Аналогичное аналитическое выражение (М.Н.Розанов и Т.В.Пацева) выводится для звена снабжения первичными энергоресурсами

Для сетевого звена формула требуемого уровня надежности записывается как (предложение автора)

^ = 1-(|л/(Уо -I).

В этих выражениях ^г(руб./кВт), ^ т (руб./кВт^ , (руб./кВт)-

удельные затраты соответственно в генерирующее звено, звено снабжения топливом и сетевое звено; Уо. Уо > У о " удельные ущербы у потребителей от недо-

отпуска электроэнергии из-за ненадежности соответствующих звеньев.

Результирующая вероятность бездефицитного электроснабжения в системе в этом случае определяется выражением

а> Ра = о>г . д>3 ^ опт опт опт

. а>л = ^ опт

1

ж

1

л

Уо

1

С помощью этого выражения выполнена оценка оптимальной границы надежности ЭЭС для отечественных и зарубежных (развитые страны) условий: - для отечественных условий (уровень 1985 г.)

а>р"

^ лгтг

I 0,6 871

1-

•8760

- для зарубежной практики

0,005 0,3

1-

0,6-8760

=0,996-0,983-0,999=0,978;

а>Р" -опт

1-

25

5-8760

1

0,01 0,5

1-

>0,

9994-0,98-0,99995 = 0,979.

5-8760

Из приведенного анализа можно сделать следующие важные для практики управления ЭЭС выводы.

1. Оптимальный уровень надежности обеспечения первичными энергоресурсами значительно (на один - два порядка) ниже надежности генерирующего и сетевого звеньев.

2. Оптимальный уровень надежности сетевого звена на порядок выше надежности генерирующего звена. При этом в зарубежной практике надежность сетевого звена выше, из-за значительно меньших территорий.

3. Особенностью зарубежной практики является то, что нормативная величина надежности электроснабжения для региональной электроэнергетической компании устанавливается равной 0,9-Ю,97, т.е. корреспондирует с приведенными расчетами.

4. Выявленная особенность существенной зависимости результирующей надежности от обеспеченности энергоресурсами требует пересмотра моделей надежности. Современная модель должна обеспечивать анализ всех технологических звеньев ЭЭС и, особенно, звена топливоснабжения. Для этого имеются методические и инструментальные предпосылки.

Третьим аспектом методики является согласование оценок надежности ЭЭС на различных временных и территориальных уровнях управления ими. Из рекомендаций, приведенных в табл. 1, следует, что допустимо применение на

Таблица 1.

Рекомендуемые модели расчета надежности в зависимости от временного уровня управления __развитием ЭЭС. _

л

у

Уровни заблаговременное™, лет Модели

15-20 10-15 Упрощенные модели расчета резервов генераторной мощности, пропускных способностей связей и обеспеченности энергоресурсами.

5-10 Оптимизационная вычислительная модель выбора основной структуры ЭЭС с учетом надежности по схеме рис. 1.

2-5 Оценочная вычислительная модель расчета показателей результирующей надежности ЭЭС, комплексно учитывающая все технологические звенья системы.

отдаленную перспективу упрощенных методов и моделей оценки надежности ЭЭС и что требуемая точность растет по мере приближения срока реализации плана или проекта, но на последних этапах (на 1-2 года вперед) снова можно воспользоваться упрощенными приемами. Анализ территориальной иерархии управления надежностью ЭЭС в расчетном плане и плане практической реализации обнаруживает преимущественное применение двух принципов управления: "сверху-вниз" для централизованной (государственной) системы управления электроэнергетикой и "снизу-вверх" для "рыночной" системы управления. Первый принцип, как правило, дает возможность обеспечивать минимальные уровни избыточности при заданной надежности, а второй приводит обычно к высокой надежности электроснабжения потребителей при интеграции отдельных систем в объединение.

В последнем разделе этой главы даются рекомендации по набору методов и средств для учета фактора надежности при проектировании современных ЭЭС для разных уровней управления. Особо выделяются

- нормативный и детерминистический подходы;

- упрощенные вероятностные расчеты надежности;

- уточненные вероятностные расчеты надежности ЭЭС.

ГЛАВА 3 посвящается подходам и моделям исследования надежности ЭЭС, которые рекомендуются автором диссертации для применения в современных условиях. Рассмотрены укрупненно все основные подходы к исследованию надежности ЭЭС при управлении их развитием: нормативный, детерминистический, вероятностный. По каждому из них излагаются представления и предложения автора об областях и способах их применения на данном этапе, а также приводятся разработки автора в сфере этих подходов.

Применение нормативов надежности рекомендуется для отдаленных временных уровней. Это позволяет экономить время и силы проектировщиков, предполагая, что принятые решения являются предварительными и будут уточняться по мере приближения к срокам реализации мероприятий. Автор, являясь сторонником "широкого" нормативного подхода, сделал попытку (впервые в отечественной практике) собрать воедино все имеющиеся нормативы по надежности ЭЭС и оборудования и составить их взаимосогласованный, непротиворечивый перечень, который приводится в Приложении 1 диссертации. В этом перечне даны также рекомендации по характеристикам, которые было бы целесообразно нормировать. Рассмотренный состав нормативов включает в себя нормирование надежности:

- электроснабжения схем питания потребителей;

- по всем актуальным для ЭЭС единичным свойствам;

- распределительных сетей;

- оборудования.

Рекомендуется также выбирать нормативные ("эталонные") модели и ПВК для исследования надежности ЭЭС.

Создание комплексной системы взаимосогласованных нормативов надежности для всех территориальных и временных уровней управления, технологических звеньев ЭЭС и различных единичных свойств надежности -

это сложная научно-техническая и научно-организационная задача, над которой приходится грудиться большому числу специалистов из многих организаций: научно-исследовательских, проектных, законодательных, эксплуатационных. На систему нормативов оказывает влияние также форма экономических отношений в обществе, особенности формирования ЭЭС и их объединений. Этим объясняются различия систем нормативов надежности разных стран и разных энергокомпаний. Но проделанная автором работа может стать основой для дальнейших действий. Предложенный перечень нормативов включен в справочник "Надежность систем энергетики и их оборудования" том 2 (подготовлен к печати).

Относительно детерминистических подходов к анализу и синтезу надежности, отмечается, что, в отличие от нормативных, они позволяют более гибко учитывать особенности конкретных объектов и условий их работы, оставаясь в то же время достаточно простыми в применении. Эти подходы стали первыми использоваться в электроэнергетике и применяются до сих пор, несмотря на их общеизвестные недостатки по сравнению с вероятностными подходами. Особенно широко распространен за рубежом детерминистический критерий п - где ¡=1,2 или 3.

После краткой характеристики детерминистических подходов, в работе рассматриваются особенности их применения в условиях электроэнергетического хозяйства России и даются соответствующие рекомендации. Отмечается, что в России (бывшем СССР), начиная с 60-х годов стали широко использоваться вероятностные подходы в надежности ЭЭС, а детерминические подходы играли второстепенную роль, хотя и нашли отражение в ряде нормативных правил.

Применению критерия п -1 препятствовало в сетевом звене (для которого наиболее распространено применение этого критерия в западных энергокомпаниях) то, что ЛЭП имеют в российских ЭЭС большие длины. Так, средняя длина ЛЭП 110-500 кВ в России примерно в 3 - 5 раз больше средней длины ЛЭП 110-380 кВ в Германии. И поэтому плотность сетей в России много ниже, чем в Германии и других западно-европейских странах и, соответственно, безусловное обеспечение критерия п -1 посредством создания избыточности в сетях не всегда экономически выгодно.

В условиях приватизации ЭЭС представляется, что на уровне региональных (районных) энергокомпаний потребуется более широкое применение детерминистических подходов, причем, в основном, в сетевой части. На этом уровне критерий п - как весьма наглядный, будет способствовать взаимопониманию между ЭЭС, потребителями, местной администрацией (через региональную энергетическую комиссию) и общественными движениями. Целесообразность применения подхода п -1 обосновывается еще и тем, что внутренние сети многих локальных ЭЭС уже обладают достаточной густотой для экономически приемлемого обеспечения соответствующих требований критерия п -1

На уровне управления ОЭЭС и ЕЭЭС из-за их размеров и сложности построения основными методами исследования надежности должны оставаться

вероятностные методы, которые в России достаточно хорошо разработаны и опробованы.

На уровне межгосударственных связей России с соседними странами критерий n - i приобретает качество коммуникационного критерия, позволяющего согласовывать различные подходы к надежности двух и более партнеров по объединению в случае, если для кого-то из них детерминистический подход является основным. Однако, не исключено, что результаты вероятностных расчетов и принимаемые на их основе решения окажутся достаточными и удовлетворительными для всех заинтересованных сторон.

В обширный банк разработанных упрощенных методов и моделей вероятностной оценки надежности ЭЭС автором предлагаются две модели.

1. Приближе.гаюе вьгщсл Шнцещрщовантой.ЭЭС. Имеется ввиду оценка минимально необходимых значений резервов мощности в системах, так как недостаточные пропускные способности связей, разумеется, потребуют установки дополнительных генераторных мощностей в отдельных энергорайонах систем (либо сооружения дополнительных ЛЭП).

При расчетах резервов принимается, в соответствии с устоявшейся отечественной практикой, что расчетная величина суммарного (полного) резерва мощности R„0,„ включает в себя следующие расчетные составляющие

R,ra.» = Rip + RKP + RJK«} + Ron + RKOM = Rt + Rkom > (4)

где R - резерв, необходимый для проведения текущих плановых ремонтов генерирующего оборудования; R^ - то же для капительных и средних ремонтов; RM0<j - то же для модернизационных и реконструктивных работ; Ron -оперативный резерв мощности, необходимый для замещения оборудования, входящего в аварийный ремонт и для регулирования частоты; Rm„ -коммерческий резерв, назначение которого - обеспечивать условия нормального коммерческого функционирования системы в рамках договорных отношений и условиях рынка мощности и энергии; RT - технический резерв как сумма резервов RT , RKp, R,lot),Ron.

Эти значения резервов позволяют оценить требуемую располагаемую мощность ЭЭС

рг =рн +р +р

рас» рег.макс т мш'

а переход от располагаемой мощности к установленной осуществляется посредством учета размера неиспользуемой Р [еисп по разным причинам в данной ЭЭС мощности:

рг =рг +рг

уст расп neuen

Отличия методики, предлагаемой автором, от общепринятой и отраженной в справочниках и методических материалах заключается в следующем.

Расчетную величину оперативного резерва Ron предлагается находить по

выражению, предложенному Сибирским отделением "Энергосетьпроекта"

+ (5)

В этой формуле МРй(ф - математическое ожидание (м.о.) дефицита мощности в ЭЭС; /л - параметр нормального распределения, зависящий от принимаемой (нормативной) вероятности бездефицитного состояния 9 (в работе приводятся значения /л для Рот 0,9 до 0,99999); а^ - результирующее среднеквадратиче-ское отключение (с.к.о.) баланса мощности.

где МРН - м.о. нагрузки за год; МР^ - м.о.мощности в работоспособном состоянии; Э папр - планируемое годовое потребление электроэнергии; р, - вероятность безаварийного состояния 1-го агрегата мощностью Ру.

а, = №+а2к = ^¿(1-р,-Ь,Р/г2 + <ггФ+<г1,

где ат - с.к.о. генераторной мощности; сгн - с.к.о. нагрузок, сГф - с.к.о., характеризующее функциональные случайные изменения нагрузки, сп - с.к.о. погрешности определения балансов мощности при прогнозировании нагрузки, <7ф и стп определяются по известным методикам.

Количественная величина коммерческого резерва обосновывается необходимостью уменьшения ущерба от возможного коммерческого риска г, связанного с недопоставками электроэнергии потребителям. В первом приближении оценку необходимой величины коммерческого, резерва целесообразно строить на принципе "нулевого риска*' - г = 0. Тогда формула для 11тои будет иметь вид (вывод см. в диссертации):

I? = п р»

кои гг1 рег.макс»

где рг- величина принимаемой рентабельности.

Методика реализована в виде алгоритма на ЭВМ.

2. Хтрчне.шое. вычислете концегарщоващюй ЭЭС. Излагается модель "РИФ", разработанная автором в СЭИ СО РАН. В программе достаточно полно учтены основные факторы функционирования ЭЭС, влияющие на выбор оптимальных величин резервных мощностей. Большое внимание уделено свойству универсальности программы в смысле возможности задания данных в различной форме, вычисления комплексных показателей, характеризующих свойства и условия работы системы, а также возможности учета некоторых дополнительных условий функционирования ЭЭС (снижения мощностей по технологическим причинам, изменения аварийности оборудования в течение года и т.д.). В "РИФ" все составляющие резерва мощности вычисляются взаимосогласованно в, отличие от некоторых программ, в которых вычисляется только один - оперативный

вид резерва.

В диссертации приводится постановка задачи выбора резервов, обоснование основных допущений и упрощений, функциональная блок-схема программы и некоторые особенности работы алгоритма, в том числе логическая схема исключения бездефицитных состояний системы, позволяющая на два-три порядка снизить затраты машинного времени. Подробно анализируются достоинства и возможности разработанной программы в сравнении с другими аналогичными средствами.

Для уточненной оценки и оптимизации сложных ЭЭС автор предлагает разработанный под его руководством в СЭИ СО РАН вычислительный комплекс (ВК) ЯНТАРЬ-2, который разрабатывался как инструмент, который должен удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к нему со стороны современных условий развития ЭЭС. Имеется в виду следующее:

1) оценка надежности ЭЭС на уровне их объединения с учетом всех основных технологических звеньев: генерирующего, сетевого и, особенно, обеспечивающего энергоресурсами;

2) специализированная оценочная модель надежности должна обеспечивать вычисление характеристик надежности сложных ЭЭС, представляемых любой, в том числе и многокольцевой и многоузловой расчетной схемой с ограниченными пропускными способностями связей между узлами;

3) в модели комплексно должны учитываться все виды плановых ремонтов и аварийных простоев оборудования; изменение аварийности элементов ЭЭС по сезонам года и другим причинам;

4) центральным звеном оценочной модели является блок оптимизации расчетных режимов, формируемых в модели. В этом блоке должны реализовываться различные принципы распределения дефицитов мощности по узлам: пропорционально нагрузкам; с учетом потерь в сетях; с учетом удельных ущербов по узлам; с учетом соглашений оптового рынка и прочее.

Результатами расчетов по ВК ЯНТАРЬ-2 являются:

а) показатели надежности по узлам и системе целом за каждый расчетный интервал и год в целом;

б) значения расчетных резервов различных видов по узлам и системе в целом;

в) значения пропускных способностей связей для обеспечения взаиморезервирования ЭЭС и функции распределения загрузки этих связей в течение года; значения требуемых первичных энергоресурсов;

г) двойственные (объективно обусловленные) оценки дефицитности основных ресурсов для обеспечения надежности электроснабжения потребителей.

Получаемая информация представляет большие возможности для инженерного анализа расчетной надежности как свойства конкретной ЭЭС в рассматриваемых конкретных условиях. Двойственные оценки позволяют обнаружить имеющиеся в ЭЭС "узкие места" в смысле надежности.

Задача решается методом имитационного моделирования работы ЭЭС в

течение расчетного периода. Состояние нагрузок и оборудования системы разыгрываются методом Монте-Карло. Предварительно рассчитываются ряды распределения мощностей агрегатов в узлах и ЛЭП в связях, находящихся в аварийном простое. В качестве производящей функции используется биноминальное выражение. Оптимизация расчетных режимов производится методом внутренних точек (И.И. Дикин).

Соответствующий пакет подпрограмм разработан для ПЭВМ уровня Ретшт. Максимальные параметры расчетной схемы: 50 узлов, 80 связей. Время счета максимальной схемы 15-20 мин.

В ГЛАВЕ 4 "Исследование надежностных свойств современных ЭЭС" показана необходимость исследования надежностных свойств ЭЭС и свойств соответствующих моделей. Известно, что процесс формирования математического обеспечения для решения задач управления является многоэтапным процессом, в котором обязательно должны присутствовать этапы создания методов и моделей и этапы исследования с их помощью соответствующих свойств управляемых объектов и свойств самих методов и моделей. Все это в полной мере относится и к проблеме надежности ЭЭС.

Важным является также выявление тенденций в части обеспечения надежности современных ЭЭС, влияние на надежность технических и технологических новшеств, смены приоритетов влияния условий на надежность. Это позволяет, кроме всего прочего, на очередном этапе модификации методов и моделей вводить в них обоснованные уточнения либо, наоборот, упрощения и допущения.

Однако, вопросам исследования надежностных свойств ЭЭС уделяется недостаточно внимания, обычно разработчики вычислительных программ не стремятся к выполнению таких исследований, отсутствуют заказы на их проведение, несмотря на несомненную их важность. Ниже излагаются результаты исследований отдельных свойств надежности ЭЭС и свойств моделей, выполненных при участии автора или под его руководством.

1. Новые условия работы ЭЭС и их развитие в этих условиях, как показали расчеты, могут сильно отражаться на количественных и качественных характеристиках свойств надежности. В этом плане показателен анализ влияния на надежность электроснабжения стареющего оборудования в условиях кризиса энергетики (экономики). По результатам выполненного исследования можно заключить, что для оценки степени физической изношенности оборудования целесообразно использовать "коэффициент старения", который численно близок к коэффициенту аварийности q. Увеличение аварийности втрое может служить критерием начала интенсивного старения.

С целью согласования интересов отдельных энергокомпаний и народного хозяйства в целом временно может быть оправдана выплата этим энеркомпани-ям дотаций с тем, чтобы обеспечить производство дефицитной электроэнергии на физически устаревшем оборудовании, надежность и экономичность которого низки.

Анализ надежности объединения ЭЭС с малыми резервами на параллельную работу показал, что при исследовании перспектив развития ЭЭС, имеющих

резерв мощности, соизмеримый с м.о. ее аварийно простаиваемого значения, следует принимать во внимание возможное снижение надежности при развитии систем, связанное с увеличением доли расчетного периода, в которой будут наблюдаться дефициты мощности. Обнаруженная особенность идет вразрез с установившимся мнением, что при объединении ЭЭС надежность всегда растет. Теперь, при решении вопросов объединения относительно ненадежных систем необходимо соотносить выигрыш в снижении недоогпуска электроэнергии с возможными потерями вследствие распространения дефицита одной системы на другие системы объединения.

На примере ЭЭС Казахстана было показано, что снижение частоты может быть средством повышения текущей (оперативной) надежности и практические рекомендации из этого следующие: а) в "вынужденных" режимах работа ЭЭС с пониженной частотой является допустимой с технической точки зрения; б) работа в условиях дефицитов по мощности и энергии со сниженной до 49,5-г 49,0 Гц частотой, временно способствует некоторому повышению режимной надежности ЭЭС; в) расчетная величина резерва генераторной мощности при снижении частоты возрастает на величину, определяемую конкретными условиями.

Рассмотрен вопрос влияния накопителей энергии (НЭ) на уровень надежности ЭЭС. Особенно сильное влияние НЭ оказывают на такие единичные свойства, как безотказность и восстанавливаемость. Накопители позволят во многих случаях обеспечить электроснабжение потребителей при аварийном или плановом отключении многих элементов системы. Наибольший эффект в этом случае будет достигаться для нерезервированных схем снабжения конкретных потребителей (особенно, если НЭ установлены вблизи или непосредственно у потребителей). НЭ - эффективнейшее средство повышения устойчивоспособности, живучести, управляемости (маневренности и гибкости). Рассмотрение особенности работы систем с НЭ оказываются настолько своеобразными, что для их комплексной оценки требуется привлечение достаточно сложных методик и моделей, а в отдельных случаях и модификация последних. Автором предлагается модель выбора структуры генераторных мощностей ЭЭС совместно с выбором мощностей НЭ для конкретных условий развития.

2. Часть исследований посвящается проверке практической реализуемости предлагаемых методов и моделей анализа и синтеза надежности ЭЭС в условиях проектирования систем. Показана возможность совместной работы модели оптимизации "СОЮЗ" и модели ЭЭС для оценки надежности "ЯНТАРЬ". На различных тестовых схемах (отечественных и зарубежных, см. рис. 2) приведен сопоставительный анализ работоспостобности различных ПВК как отечественных (ОРИОН, ПОТОК-3, ЯНТАРЬ), так и зарубежных (ЗШЯЕТ, СОМИЕЬ и др.).

На этой основе иллюстрируются свойства и возможности программ оценки надежности сложных ЭЭС. Выполненные расчеты продемонстрировали работоспособность ВК ЯНТАРЬ. Подтверждена чувствительность комплекса к изменению основных факторов в развитии и эксплуатации ЭЭС. Показаны дос-

Рис. 2. Конфигурация тест сбой расчетной схемы 1Е£Е.

таточно широкие возможности ЯНТАРя для решения задач надежности, связанные с выбором того или иного варианта развития ЭЭС, а также для исследования факторов, влияющих на надежность.

3. К исследованиям, которые диктовались практикой управления развитием ЭЭС, следует отнести такие работы, как

- сравнение детерминистических и вероятностных подходов, из которого следует вывод о целесообразности (по-возможности) отдавать предпочтение вероятностным расчетам;

- анализ получения функций распределения состояний оборудования разными методами (на основе случайных событий и случайных процессов). Результаты анализа следующие: а) разные методики (схема "гибели и размножения" и общая теорема о повторении опытов); использующие разные показатели надежности элементов (Я, ¡л или р, я ), дают одинаковые результаты по определению функций распределения систем элементов и в этом плане могут считаться равноценными, взаимозаменяемыми; б) поскольку сравнивавшиеся вычислительные процедуры имеют свои достоинства и недостатки в за-

висимости от технологических особенностей, которые требуется учесть при том или ином исследовании надежности, возможно использование той или иной вычислительной модели, так как нет существенных препятствий, как показали исследования, при переходе от к р, я и наоборот; в) в случае анализа системы неоднородных элементов в схеме "гибели и размножения" есть возможность либо "обойти" проблему эквивалентирования, если перейти от схемы " гибели и размножения" к общей теореме о повторении опытов, либо выбрать достаточно точный способ эквивалентирования из множества возможных для решения конкретной задачи посредством проведения сравнительных расчетов на базе общей теоремы о повторении опытов, выполняющей в этом случае роль эталонного способа расчета.

На этой основе даются рекомендации о применимости разных подходов и методов в российских условиях с учетом предыстории развития отечественных ЭЭС и теории надежности систем.

4. В главе рассматривается вопрос идентификации "слабых" по надежности мест в ЭЭС. Во многих задачах управления техническими объектами важно знать то самое "слабое"(узкое) место, устранением слабости которого можно существенно и с наименьшими затратами поднять эффективность объекта, т.е. его надежность, качество и экономичность. Однако обнаружение таких мест в больших и сложных технико-экономических системах, к которым относятся и ЭЭС, очень часто представляет трудную задачу. Трудность является следствием того, что в процессе совместной работы все элементы (объекты) системы взаимосвязаны и взаимозависимы и оказывают влияние друг на друга, даже если по схеме они расположены достаточно "далеко".

Обнаружение слабых по надежности мест в ЭЭС базируется на объективно обусловленных оценках (двойственных переменных), получаемых при решении задачи оптимального потокораспределения в расчетных состояниях системы при оценке надежности ЭЭС. Благодаря работам В.В.Туфанова и ЮЛЛукреева было показано, что интегральные оценки вероятностей дефицитных и бездефицитных режимов в ЭЭС за весь расчетный период есть результат суммирования взвешенных по вероятности соответствующих режимов вышеназванных объективно обусловленных оценок для генерации в узлах и пропускных способностей связей. Автором диссертации в этом плане данная методика была учтена применительно к алгоритму, реализующему метод внутренних точек в программе ЯНТАРЬ для различных модификаций расчета состояний системы: распределения дефицитов мощности с учетом потерь в сетях, пропорционально ущербам от недоотпуска электроэнергии потребителям в узлах и т.д.

Такое же значение, как и обнаружение "слабых" мест, имеет, получение функций распределения вероятностей загрузки ЛЭП. Эти функции представляют существенную информацию об условиях работы рассматриваемых связей в рамках исследуемой ЭЭС. По этой информации можно судить о степени использования ее пропускной способности, преимущественном направлении потоков мощности, соответствии пропускной способности имеющимся в системе возможностям взаимопомощи между энергоузлами и др.

••;. Таким образом, предложены весьма информативные и эффективные средства для качественно-количественного инженерного'анализа схем развития" современных ЭЭС.

¡5. В работе рассмотрены целесообразные формы задания расчетных нагрузок при управлении развитием ЭЭС, показана важность правильного представления, параметров "случайной и неопределенной составляющих' нагрузок на перспективу. Специально, достаточно тщательно проанализированы соотношения между понятиями' различных видов (терминов) генераторной мощности для разных временных уровней управления ЭЭС.

В заключение следует обратить внимание на то, что анализ свойств ЭЭС в подавляющем большинстве проводился на сложных - многоузловых, закольцованных - схемах. В' диссертации приведены не все исследования надежностных свойств, выполкенных автором, но вывод таков, что задача исследования этих свойств чрезвычайно обширна и требуются постоянные усилия в этом деле. Результаты таких исследований в комплексной постановке будут основой для практических рекомендаций, дающих системный эффект.

Содержание ПЯТОЙ и ШЕСТОЙ ГЛАВ отражает практику оценки системных эффектов с учетом надежности.

В ГЛАВЕ 5 обобщены исследования надежности крупных энергообъединений. Приводится несколько наиболее характерных примеров исследования надежности и системных эффектов, соотвёЬтвующих современных требованиям и условиям."

Подробно разбирается вопрос учета надежности электроснабжения потребителей при обосновании системной эффективности новогб источника электроэнергии в ЭЭС. Практика учета надежности при обосновании системной эффективности электрической станции, на наш взгляд, является недостаточно корректной, так как в целом эта практика базируется на представлении, что при оптимизации электростанции следует обеспечивать надежность выполнения функций электростанции перед системой. В связи с этим минимизируются недопоставки электроэнергии от станции в' систему посредством установки соответствующих дополнительных агрегатов на этой станции. Решение оказывается независимым от того, в какой системе устанавливается объект и в каких условиях эта система работает, имеются ли в ней резервы генераторных мощностей и пропускных способностей связей, то есть системные особенности сооружения данной станции не учитываются.

Правильная оценка эффективности сооружаемого в ЭЭС объекта возможна только на уррвне рассмотрения работы всей системы с учетом надежности электроснабжения потребителей, поэтому предлагается способ определения системного эффекта источника электроэнёргии на основе анализа надежности ЭЭС в целом. При этом для полноценного решения задачи требуется информация не только по рассматриваемой электростанции, но и системе в целом (суммарное электропотребление, состав и параметры оборудования ЭЭС, нормативы надежности электроснабжения и пр.). При .наличии программы оценки и синтеза надежности ЭЭС типа ЯНТАРЬ учет надежности при оптимизации схемы и параметров энергетического объекта

(любого, не только электростанции) в ЭЭС выполняется достаточно просто. На практике, однако, разработчики моделей для выбора типа и параметров электростанций в системе неохотно идут на использование моделей надежности, стремясь .к упрощенному учету этого фактора, иногда весьма грубому.

Предлагается методика упрощенного, но вполне приемлемого учета надежности электроснабжения при сравнительном анализе вариантов схем и параметров нового источника электроэнергии в ЭЭС. Данная методика исходит из положения, что выбранные величины резервирования генераторной мощности для ЭЭС, представленной в виде концентрированной системы, обеспечивают надежность электроснабжения потребителей на уровне, принимаемом за нормативный. Из всех видов резерва предлагается рассматривать только резерв на текущие ремонты и оперативный резерв. Последний рекомендуется вычислять по формуле (5).

Для демонстрации применимости предлагаемой упрощенной методики приводятся расчеты эффективности сооружения станции мощностью 2400 МВт в конкретной системе и оценка рациональной единичной мощности генерирующих агрегатов для условий работы ЕЭЭС РФ.

Расчеты, полного системного эффекта в соответствии с (3) вычислялись по выражению

=(ЕН +1 Д7ра)• К+1,25• кшт .РЛ -Зсг +Цт-Ь-Р6, Н + С^ -Т^ +

+ Скр •Ткр'+Са, -Тйв+3Г -(Я-тр +И0П), где (кроме уже описанных обозначений) ра- амортизационные отчисления (коэффициент 1,27 учитывает увеличение затрат на прочие расходы: вспомогательные работы, дополнительная зарплата и т.д.); кшт- штатный коэффициент; Зст- среднегодовая зарплата с начислениями; Рб,- единичная мощность блока; Ц„ - цена топлива; Ь - удельный расход топлива на выработку электроэнергии; Н - расчетное число часов использования установленной мощности блока в году; С-^Оф.С^, - стоимости одного часа текущего, капитального (среднего) и внепланового (аварийного) ремонтов соответственно; ТТр,Ткр.,Т(И - время нахождения блока в текущем, капитальном и аварийном ремонтах соответственно.

Расчеты показали, что выбор варианта зависит от величины электропотребления в системе, величины уже имеющейся резервной мощности, состава и параметров располагаемой мощности. Подтверждено известное правило:чем крупнее система, тем условия для сооружения станции с блоками большей единичной мощности предпочтительнее. Однако конкретная величина мощности блока определяется конкретными условиями работы системы на основе комплексного системного анализа.

При анализе надежности современных объединений, наряду с традиционными задачами, типа обоснования системной эффективности нового, источника электроэнергии или ЛЭП в ЭЭС и т.п., все чаще приходится решать зада-

чи, связанные с крупными изменениями в работе объединений. К таким задачам относятся

- оценка ущерба от внезапного вывода из работы групп электростанций большой мощности по разным причинам: останов ненадежных атомных блоков, нарушение поставок какого - либо вида топлива (угля, газа), разделение единого экономического пространства на национально обособленные, самостоятельные территории с выделением энергорайонов на изолированную работу и т.п.;

- оценка надежности ЭЭС при исследовании энергетической безопасности страны;

- оценка надежности межгосударственных объединений и т.д.

В этом плане в работе приводятся результаты оценки составляющих системного ущерба от вывода из работы ненадежных АЭС. Авария на Чернобыльской АЭС (ЧАЭС) породила сильные ангаядерные настроения, имеет место негативное отношение населения к атомной энергетике. Состоянием безопасности АЭС на территории СНГ обеспокоено международное сообщество. Поэтому одним из возможных путей решения проблемы должен стать вывод из работы блоков ВВЭР-1 и РБМК, имеющих наиболее низкий уровень надежности и, прежде всего, безопасности по сравнению с другими типами энергетических атомных реакторов. Только по РФ выводимая мощность составит порядка 13 ГВт.

Рассматривались следующие формы выхода АЭС из работы:

1. Аварийный выход отдельных блоков АЭС из работы.

2. Срочный останов ненадежных блоков АЭС на длительное время или навсегда без замещения выбываемой мощности вновь вводимой мощностью на других станциях.

3. Вывод из работы атомных блоков с замещением выбываемой мощности вновь вводимой мощностью на других станциях системы.

Были рассмотрены последствия от различных форм вывода атомных блоков из работы: снижение надежности электроснабжения; снижение экономичности режимов ЭЭС; увеличение экологического загрязнения от ТЭС; последствия для общественного производства.

Обобщенные характеристики всех составляющих суммарных затрат по вариантам показывают, что наиболее благоприятным является вариант замещения ненадежных атомных блоков парогазовыми и газотурбинными установками (ущерб 13-15 млрд. руб. в ценах 1985 г.). За ним следует вариант вывода блоков без замещения, но с отключением нагрузки в размере 10,7 ГВт. Вариант оставления блоков в работе может бьггь реализован, если появятся объективные гарантии невозможности аварии типа Чернобыльской (112 млрд. руб.).

Данное исследование позволило сформулировать, в принципе, методику оценки системного эффекта (ущерба) от таких крупномасштабных мероприятий в электроэнергетике, как вывод АЭС из работы. Одним из основных моментов методики является уточненный учет фактора надежности и качества электроснабжения потребителей, что выгодно отличает эту методику от имеющихся. Основные положения проверены расчетами эффектов различных вариантов вывода ненадежных атомных блоков. Представляется, что методика бу-

дет работоспособна не только для анализа вывода из работы ненадежных блоков, но и для решения задачи вывода блоков АЭС после исчерпания ими ресурсов работоспособности, а также для других аналогичных задач.

Разработанные методики и модели использовались также для оценки надежности при исследовании электроэнергетической безопасности страны. Надежностные свойства ЕЭЭС России исследовались при различных глубоких возмущениях:

- отказ ОЭЭС (и даже РЭЭС) от параллельной работы в рамках ЕЭЭС России ("суверенизация территорий");

- объявление моратория на атомные электростанции (полный их вывод из работы во всех ОЭЭС);

- полный или частичный срывы поставок газа на электростанции ЕЭЭС России; трудности с получением Ямальского газа;

- нарушения в работе ГЭС (прохождение маловодья на реках различных бассейнов: Северо-Запада и Северного Кавказа; Волжского каскада; Ангаро-Енисейского каскада;

- повышенный уровень демонтажа оборудования; отсутствие вводов новых мощностей;

- оставление в работе всех агрегатов, выработавших свой ресурс.

Указанные исследования выполнялись для следующих условий:

- отсутствие замещающих мероприятий;

- введение ограничений на электропотребление;

- замещение выводимого оборудования - оборудованием других видов, усиление сетей и т.п.

Кроме того, рассматривались наложения одних возмущений на другие. Это, прежде всего, суверинизация территорий и различные отказы и срывы в генерациях мощности.

Рассматривались три временных уровня: 2000, 2005 и 2010 годы. В качестве базовых вариантов развития ЕЭЭС РФ приняты варианты, сформированные Энергосетьпроектом. Расчеты надежности этих вариантов показали, что в целом обеспечивается высокий уровень балансовой надежности (в смысле adequacy). Вероятность бездефицитной работы превышает 0,999, связи системы до своих предельных пропускных способностей не загружаются. В целом по ЕЭЭС уровни резервирования генераторной мощности составляют 46 % в 2000 г., 35 % в 2005 г., 26 % в 2010 г., а в отдельных ОЭЭС достигает 50 и более процентов.

Выполненные расчеты показали, что отдельные возмущения не приводят к катастрофическим последствиям в смысле электроснабжения народного хозяйства, другие - являются катастрофическими. В этих случаях были предложены целесообразные средства восстановления нормального питания потребителей. В целом, можно заключить, что возможности современных систем к адаптации при различных крупных возмущениях достаточно велики из-за определенной избыточности в технологических звеньях и расчеты надежности позволяют это выявить количественно и наметить компенсационные мероприятия.

В этой главе приводятся также результаты оценки надежности ЭЭС Дальнего Востока РФ на перспективу, исходя из прогнозов электропотребления вплоть до 2010 г. На основе методических положений, изложенных в главах 1-3 диссертации проведены комплексные исследования надежности различных возможных сценариев развития электроэнергетического хозяйства Дальнего Востока, с учетом специфики этого региона, как энергодефицитного и с разнообразными, но больше суровыми, природно-климатическими условиями. По результатам исследований предложены способы и средства обеспечения надежного функционирования ЭЭС Дальнего Востока. Определены необходимые объемы производства электроэнергии, требуемые объемы топливных ресурсов (в энергетическом эквиваленте, кВт-ч). По прогнозируемой величине годовых максимумов нагрузки определены значения располагаемых и установленных мощностей на электростанциях каждой ЭЭС Дальнего Востока. Эти значения вычислены с учетом всех видов (технических и коммерческого) резервирования по энергии и по мощности. Рассчитаны минимально необходимые пропускные способности связей, соединяющих системы ОЭЭС Востока между собой и с другими ОЭЭС.

Для примера приводится табл. 2 "Требуемые вводы мощностей по Сахалинэнерго" (работающей изолировано), в которой дается сравнительная характеристика требуемых объемов производства, полученных в результате учета фактора надежности при формировании основной структуры на основе традиционных принципов и с учетом новых условий управления ЭЭС.

В целом, к предлагаемым объемам и срокам вводов оборудования следует относиться как к программе-максимум, обеспечивающей надлежащий уровень надежности в рыночных условиях, для последующего принятия решения с учетом всей совокупности технологических, экономических, социальных и прочих соображений.

Как видно из таблицы, учет коммерческого резерва значительно повышает потребности в первичных энергоресурсах и генераторных мощностях.

. Из табл. 2 следует, что наиболее тяжелыми являются первые два этапа 1991-1995 и 1996-2000 гг., когда имеющихся мощностей оказывается недостаточно и требуются дополнительные источники электроэнергии для того, чтобы обеспечить на этих этапах надежные условия функционирования ЭЭС.

В качестве новых способов и средств повышения надежности электроснабжения рекомендуется повышение норм запасов топлива на складах станций, применение бестопливных электростанций малой и средней мощности с целью экономии времени по вводу новых мощностей, работа с потребителями по энергосбережению.

В заключительном параграфе этой главы исследуется надежность межгосударственного объединения ЭЭС Дальнего Востока России и Японии. На этой основе формулируются основные задачи и принципы исследования надежности уникальных межгосударственных объединений ЭЭС. Для исследований такого плана, как показал анализ, более всего необходим учет надежности в виде комплексного свойства, поскольку большое значение имеют не только такие единичные свойства как безотказность и восстанавливаемость, но и живучесть,

Таблица 2.

Требуемые вводы мощностей по сахалинэнерго.__ _

Показатели Годы

1990 19911995 19962000 20012005 20062010

¡.Спрос на электроэнергию на конец периода, млрд. кВт-ч 3,38 4,41 5,00 5,82

2.Требуемое производство электроэнергии на конец периода, млрд. кВт-ч по традиционной методике по предлагаемой методике 2,49 3,38 3,89 4,41 5,07 5,00 5,75 5,82 6,69

3.Максимум нагрузки в конце периода Р^с > м™ кВт 0,55 0,75 0,98 1,11 1,30

4.Величина полного расчетного технического резерва на конец периода, млн кВт/% от Р'^тс 0,17/31 0,26/35 0,38/39 0,44/40 0,50/38

5.Величина коммерческого резерва мощности на конец периода, млн кВт/% от Р*ак - 0,16/21 0,21/21 0,24/22 0,28/22

6.Неиспользуемая мощность на конец периода, млн кВт/% от рн макс 0,07/13 0,13/17 0,17/17 0,20/18 0,23/18

7.Необходимая установленная мощность на конец периода, млн кВт 0,79 1,30 1,74 1,92 2,31

8.Требуемые вводы мощностей по периодам, млн кВт 0,51 0,44 0,25 0,32

9. Нарастающий итог по требуемым вводам мощностей, млн кВт 0,51 0,95 1,20 1,52

Вводимые объекты, млн кВт

1.Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 - 0,110 - - -

2.0х1шская ТЭЦ - - - - 0,080

З.ТЭЦ ЦБЗ г. Углегорск - 0,006 - - -

4.ТЭЦ ЦБЗ г. Макаров - 0,012 - - -

5 .ТЭЦ ЦБЗ г. Холмск - 0,006 -

б.ТЭЦ ЦБЗ г. Томари - - 0,002 - -

7.0кеанская ГеоТЭС - - 0,018 0,006 -

8.Новая ГРЭС (о. Сахалин) - - - 0,430 0,215

9.Дополнительные источники электроэнергии - 0,376 0,420 - -

Ю.Итого по каждому периоду и нарастающим итогам - 0,510 0,510 0,440 0,950 0,436 1,386 0,295 1,681

безопасность, устойчивоспособность и управляемость. Последствия от рассматриваемых мероприятий настолько значительны, что грубый или неполный анализ этих последствий может приводить к существенным ошибкам (по-

грешностям) в оценке соответствующих мероприятий. Так, в некотрых работах относящихся к исследованию межгосударственных объединений, утверждается, что уменьшение мощностей оперативного резерва в каждой из двух объединяемых ЭЭС достигает величины пропускной способности межсистемной связи. Соответствующие расчеты показали (см. рис. 3), что конкретные условия работы объединяемых систем не всегда позволяют реализовать этот эффект. Не рисунке зависимость 1 является отображением гипотезы, что оперативные резервы снижаются в объединении пропорционально пропускной способности межсистемной связи в соотношении ЛР.0Г1 = 2РМСС. Кривая 2 есть расчетная характеристика снижения суммарной располагаемой мощности объединенш ДР^ЯСП в зависимости от Рмсс. Кривая 3 характеризует изменение суммарно» величины расчетного оперативного резерва в объединении ДК0П в зависимости от Рмсс для конкретной ситуации. Приведенные зависимости подтверждают тот факт, что только конкретный анализ условий работы систем в рассматриваемо? ситуации позволяет получить более достоверные характеристики. Оптимальное значение пропускной способности связи следует определять не только по экономическим соображениям целесообразности передачи энергии из одной ЭЭС I другую, но и по результатам исследования надежности объединения. Расчета показали,что даже при связывании ЭЭС двух государств одной и не очень надежной линией может быть получен значительный системный эффект.

6

4

5

О

3

I

"7- мтс

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Рис.3. Завхсхкостоскижеххх мощности в объединении от пропускной способности кеяскстехаоЯ свак

ГВт

В ГЛАВЕ 6 обобщены исследования надежности электроснабжения" потребителей удаленных районов. Так же, как и в пятой главе, приводятся некоторые наиболее характерные примеры для современных условий.

"Удаленные районы" - понятие, широко используемое в электроэнергетическом хозяйстве. Оно остается актуальным и для современных условий как за рубежом, так и в России, особенно для отдаленных районов Сибири, Дальнего Востока, Крайнего Севера. Удаленные районы - районы с особыми условиями и находящиеся на таком расстоянии от сети региональных ЭЭС, что электроснабжение этих районов от централизованных систем оказывайся либо технически трудно реализуемым, либо неэкономичным, либо недостаточно надежным. Под "особыми" имеются ввиду суровые условия проживания и производственной деятельности человека, так что для обеспечения нормальной безопасности жизнедеятельности требуется бесперебойное обеспечение жилого сектора и производства электрической энергией. Осложняет ситуацию с обеспечением электроэнергией обширность территории удаленных районов и низкая заселенность. Население размещается небольшими группами в постоянных или временных (вахтовых) поселках, расположенных относительно далеко друг от Друга.

В общем случае выбор величины и состава генераторных мощностей, конфигурации и параметров сети должен производиться на базе многофакторной оптимизации, которая для электроснабжающих систем "удаленных" потребителей по отдельным факторам может осуществляться упрощенно, а по другим, наоборот, более детально. Для исследуемых здесь схем актуальными являются факторы:

- техническая и практическая реализуемость,

- надежность,

- экологичность,

- экономичность.

Особо следует подчеркнуть, что удаленные районы находятся, как правило, в суровых климатических условиях и на их территории размещаются очень важные для народного хозяйства производства, поэтому вопросам надежности должно уделяться повышенное внимание, что в конечном счете требует более высоких, чем обычно, уровней резервирования по мощности, сетям и обеспеченности первичными энергоресурсами.

Способы учета этих факторов в моделях многофакторной оптимизации вариантов электроснабжения могут быть разными - в виде ограничений, нормативов, представлений факторов стоимостными эквивалентами. В проводимых исследованиях даются рекомендации по учету каждого из факторов для рассматриваемых конкретных ситуаций.

Анализ выполненной в работе практической оценки систем электроснабжения (СЭС) для разного рода удаленных районов: золоторудного месторождения, острова Ольхон и Приольхонья, заполярных газовых промыслов, - показал, что конкретные внешние и внутренние условия электропитания разных районов очень сильно различаются и это значительным образом сказывается на параметрах выбираемых схем электроснабжения.

1. "Сухой Лог" - перспективное месторождение рудного золота с примесями других драгоценных металлов располагается в Бодайбинском районе Иркутской области. Осуществление проекта сооружения комплекса рудников с вводом на уровне 2002-2005 годов вызовет существенный рост электропотребления Бодайбинского энергорайона. В настоящее время электроснабжение района осуществляется от местной системы, имеющей в своем составе Мамаканскую ГЭС (90 МВт), несколько небольших ТЭЦ и мелких ДЭС. Электрическая сеть выполнена на напряжениях 110, 35 и 6 кВ и имеет связь через подстанцию Таксимо с ОЭЭС Сибири на напряжении 110 кВ (хотя сама ЛЭП выполнена в габаритах 220 кВ) длиной 220 км. Имеющихся возможностей энергорайона недостаточно для покрытия нагрузок создаваемого предприятия "Сухой Лог", тем более, что одним из требований администрации местного самоуправления является повышение качества жизни местного населения, что связано с ростом удельного электро- и теплоснабжения.

Рассматриваемый регион относится к категории "удаленных" в связи с тем, что ближайшие крупные источники электроэнергии с избыточными мощностями находятся на расстоянии свыше 1000 км от него (Братская и Усть-Илимская ГЭС). Имеющиеся электрические связи 220 кВ от этих ГЭС до Таксимо относятся к категории "слабых" связей, так как их загрузка близка к предельной по устойчивости, они обслуживают большое число подстанций, их чрезмерная длина затрудняет управление электрическими режимами в этом районе.

По природным условиям этот район приравнивается к Крайнему Северу. Отопительный сезон длится более 260 дней в году. Средняя температура в период отопления - 13, 9 °С. Зимой фиксируются температуры до - 53 + - 57 °С. Район характеризуется вечной и сезонной мерзлотой.

Транспортные расходы на доставку топлива (угля, дизтоплива) достаточно велики. Реализация проекта "Сухой Лог" предполагает рост населения с 60 до 100 -120 тыс.чел.

Просмотрены были три варианта элекгропотребления: максимальный с покрытием тепловых нагрузок от электрокотельных, средний с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии на ТЭЦ и минимальный с ТЭЦ и с применением электросберегающих технологий. Экспертным путем были сформированы восемь вариантов электрообеспечения и просмотрены по различным аспектам, перечисленным выше. Выполнение данной работы -характерный пример применения комплексного подхода для оценки системного эффекта при формировании системы энергоснабжения удаленного развивающегося промышленного района. Комплексный подход характеризуется числом учитывающихся факторов: географические, геологические, климатические условия; транспортная инфраструктура; существующие условия энергоснабжения; возможные источники энергии; предыдущие разработки в данной области; экономические и технические характеристики; условия топливоснабжения; надежность энергоснабжения как комплексное свойство; экономические и технические риски; влияние на окружающую среду; социальные условия и общественные явления.

В части надежности в рамках этой работы была проанализирована статистика аварийности оборудования, особенно сетевого (110, 35 и б кВ). Следует отметить, что в настоящее время уровень надежности электроснабжения Бодайбинского района недостаточен.

В целом было определено, что во всех вариантах достаточная надежность электроснабжения обеспечивается созданием 20 % полного резерва мощностей, из них не менее 10 % (техническая бронь потребителей 1-й категории) размещаются на ДЭС, расположенных непосредственно в местах ответственного электропотребления. Остальные 10 % расчетного резерва могут быть покрыты за счет агрегатов ГЭС, ТЭС или внешних источников (при наличии достаточных связей).

Сопоставительный анализ надежности всех вариантов показал, что наиболее эффективными являются вариант связи рассматриваемого энергорайона с системой по ЛЭП 220 и 500 кВ и вариант ДЭС. Однако вариант с ДЭС дороже варианта с ЛЭП. Особое внимание было обращено на технические риски от крупных аварий и способы снижения тяжелых последствий от этих аварий. В итоге, выполненные расчеты надежности и технических рисков позволили получить технические и экономические оценки, которые вошли составной частью в оценку комплексной эффективности системы энергоснабжения исследуемого района.

2. Аналогичного комплексного рассмотрения потребовал проект обеспечения надежного электроснабжения острова Ольхон и Приольхонья на Байкале. В настоящее время электроснабжение этой территории осуществляется следующим образом. Южная часть Приольхонья (материкового побережья пролива Малое Море на Байкале, см. географ, карту) получает питание от ЭЭС "Иркутскэнерго". Электроэнергия подается от подстанции "Баяндай" до подстанции "Еланцы" по ЛЭП 110 кВ, далее электроэнергия распределяется по одноцепным радиальным ЛЭП 10 кВ по побережью. Электроснабжающая система острова Ольхон не имеет связи с Иркутской ЭЭС и работает автономно, имея дизельную электростанцию и радиальную одноцепную сеть 10 кВ. Электроснабже1ше этой территории характеризуется как ненадежное и некачественное. На материке из-за слабой сети не выдерживаются нормальные уровни напряжения. На Ольхоне наблюдаются частые и длительные перерывы в электроснабжении из-за перебоев в доставке дизельного топлива и простоев изношенных генерирующих агрегатов. В связи с этим была поставлена задача выбора схемы электроснабжения данного района, которая при минимальных затратах обеспечивала бы надежное и качественное обеспечение потребителей электроэнергией.

При расчете электропотребления этого района принималось, что снабжение электроэнергией в отличие от существующей ситуации должно осуществляться круглогодично и круглосуточно. Предполагалось, что уровень жизни населения, электровооруженность труда, объем производства медленно или быстро, но будут расти, приближаясь со временем к уровням, характерным для развитых районов страны, подключенных к электроэнергетическим системам. При этом из-за суровых климатических условий электропотребление

может оказаться даже выше, чем для обжитых районов.

С учетом климатических условий, уровня жизни местного населения, его доходов, платежеспособности, сложившихся традиций жизни и особенностей трудовой деятельности (животноводство, рыболовство, рекреационные услуги), а также в связи с неопределенностью развития Приольхонья и Ольхона в современной ситуации, - рассматривался широкий диапазон вариантов электропотребления:

- минимальный, в котором предполагается дальнейшее углубление экономического кризиса в стране и необходимость хотя бы минимального обеспечения населения и хозяйства рассматриваемого района электроэнергией;

- средний, предполагающий определенную нормализацию экономических условий и обеспечение населения и производств нормативными уровнями элекгропотребления при бесперебойном электроснабжении (но с учетом платежеспособности);

- повышенный, при этом предполагается некоторый рост населения, рост имеющихся производств и, что особенно, переход на электротеплоснабжение;

- максимальный в дополнение к "повышенному" предполагает учет максимального прогнозируемого роста населения, развитие производства и его повышенное электропотребление, в том числе электрификацию поливного и орошаемого земледелия как в закрытом, так и открытом грунте.

В результате, по электропотреблению максимальный вариант отличается от минимального в 18 раз. На основе этих данных выполнены расчеты и проведен анализ реальных или возможных в принципе вариантов электроснабжения рассматриваемого района. Исследуемые варианты существенно различны (централизованное от ЭЭС, автономное от ДЭС, от ГЭС, от ВЭС) и, по нашему мнению, охватывает практически весь возможный диапазон для рассматриваемых условий. Как очень уж экзотические, не рассматривались солнечные источники энергии, тепловые насосы, электроснабжение от локомотивов на дровах. По соображениям экологии не рассматривались ядерные источники электроэнергии, а также использование подземного тепла, поскольку оно в данном районе еще не найдено в достаточном количестве.

В табл. 3 приводятся результаты ранжирования вариантов электроснабжения по степени возрастания затрат.

___ Таблица 3.

Рейтинг Варианты электроснабжения Варианты электропотребления

миним. средний повышен. максим.

I Автономное, от ДЭС 672 1629 7468 9923

II Автономное, от ГЭС 3923 4833 -

Ш Централизованное 10068 10115 10448 10595

IV Автономное от ВЭС 20974 52976 265209 352716

Таким образом, наиболее дешевым вариантом продолжает оставаться вариант электроснабжения от малых ДЭС, которые уже имеются, несмотря на

высокую (выше мировой) стоимость дизельного топлива. На втором месте электроснабжение от плотинной ГЭС (на реке Сарма). Однако этот вариант является неполноценным, так как он нереализуем Для повышенного и максимального вариантов электропотребления. Централизованное снабжение от Иркутской ЭЭС на напряжении 35 кВ (две цепи BJI с кабельным переходом по дну пролива Ольхонские Ворота, 2 км) становится конкурентоспособным с вариантом ДЭС для максимального электропотребления. В случае дальнейшего удорожания дизельного топлива варианту централизованного электроснабжения должно быть отдано предпочтение. Замыкающим вариантом является электроснабжение от ВЭС и не столько из-за высокой стоимости оборудования, сколько из-за невысокого уровня ветроэнергетического потенциала в рассматриваемом районе.

В целом, можно заключить, что ничего неожиданного выполненные расчеты в качественном плане не обнаружили. Интересны лишь количественные соотношения между вариантами при учете фактора надежности и экологических ограничений, а также рыночных цен, сформировавшихся в Восточной Сибири на первичные энергоносители.

3. Тенденция удорожания электросетевого строительства и роста тарифов на электроэнергию заставляет использовать на предприятиях газодобывайщей отрасли не только централизованное, но и автономное электроснабжение от собственных источников, особенно на вновь вводимых объектах в удаленных районах Севера. В связи с этим потребовалась разработка методики обоснования и оценки технико-экономической эффективности альтернативных систем энергоснабжения объектов газовой промышленности, особенно с учетом надежности и рыночных условий хозяйствования. В работе такая методика предлагается на основе модификации (адаптации) аппарата приведенных затрат к условиям российского рынка путем вычисления показателей, обычно используемых, как свидетельствует зарубежный опыт, для сравнения инвестиционных проектов. Для выполнения расчетов создана компьютерная программа OPAL специально для СЭС объектов газового промысла (IIi). Работоспособность и эффективность предложенной методики проверена на конкретных примерах. Ниже приводится один из них, демонстрационный, а потому упрощенный.

Наиболее мощные газодобывающие комплексы РАО . "Газпром" расположены в Северном районе Тюменской области (СРТО), которому свойственны специфические особенности энергоснабжения потребителей удаленных районов Севера, накладывающие отпечаток на решение вопросов формирования и развития СЭС в данном районе.

Основной характеристикой качества функционирования системы добычи газа является колебание производительности из-за отказов ее элементов, что приводит к снижению добычи газа. Поэтому задача оценки надежности газодобывающей системы сводится к выявлению влияния отказов на уровень добычи и качества подготовки газа. Надежность функционирования ГП и месторождения определяется во многом надежностью СЭС, обеспечиваемой обоснованным выбором схемы электроснабжения, числа источников питания (резервированием ее элементов) и технически грамотной эксплуатацией

оборудования в суровых природных условиях. Отсутствие электроэнергии всего в течение 20 мин. приводит, как показывает опыт эксплуатации в Западной Сибири, к катастрофическим последствиям (остановке производства, выходу из строя всех систем отопления, водоснабжения, жизнеобеспечения и эвакуации людей).

В основу методики положено рассмотрение эффективности совокупности "СЭС и объект снабжения", что вызывается требованиями рыночной экономики. Появление оптового рынка электроэнергии, борьба с монополией ЭЭС, необходимость обеспечения энергетической безопасности газовой отрасли в плане электроснабжения - все это современные, российские требования рыночного общественного производства. С другой стороны, налицо удачное сочетание в одном хозяйствующем субъекте владения первичными энергоресурсами и возможностями для сооружения источников электроэнергии.

Электропотребление заполярного газового месторождения характеризуется следующими параметрами. Мощность нагрузки 20 МВт. Длина возможной ЛЭП связи с системой 140 км. В случае сооружения автономного источника питания (АИП) мощность ГТУ принимает равной 6 МВт. Принципиальная схема электроснабжения приведена на рис. 4.

Рис. 4. Приниципиальная схема электроснабжения удаленного газового месторождения.

Требуется выбрать вариант СЭС ГП с учетом стоимости энергоносителей, тарифов на электроэнергию, стоимостей электрооборудования (генерирующего и сетевого) и его надежности для условий Крайнего Севера.

Рассматриваются четыре варианта электроснабжения:

1) по двухцепным ЛЭП 110 кВ с пропускной способностью 20 МВт каждая цепь;

2) по одноцепным ЛЭП 110 кВ (каждая цепь на собственных опорах) с пропускной способностью 20 МВт каждая цепь;

3) по одноцепной ЛЭП 110 кВ с пропускной способностью 20 МВт в АШ1 соответствующей (выбираемой) мощности;

4) от АИП без ЛЭП связи с системой.

Для сравнительного анализа вариантов результаты расчетов представлены в табл. 4.

Характерно, что наиболее предпочтительным по экономической (народнохозяйственной) эффективности при использованной в работе исходной информации оказывается вариант электроснабжения от собственного АИП бе: связи с ЭЭС. Но возможности выхода на оптовые рынки электроэнергии с целью покупки и продажи излишков по невысоким тарифам с выгодой для газо-

АИП

Рн = 20МВт

140 км

ЛЭП

Таблица 4.

Результаты сравнения эффективностей различных вариантов электроснабжения ГП

Критерий надежности Варианты электроснабжения Выбранное решение по каждому варианту Экономическая эффективность (минимум затрат) Финансовая эффективность (максимум прибыли)

Ущерб 3000 1 Одна двухцепная ЛЭП связи 51,7 419,93

2688 С системой, АИЛ нет, 51,0

руб./кВт-ч Р=0,9978

2 Две одноцепных ЛЭП

связи с системой, 52.05 419,02

АИЛ нет, 51,95

Р=0,9981

3 Одна одноцепная

ЛЭП связи с систе- 33.63 439,55

мой, и АИП 36 МВт, 33,11

Р=0,9904

4 АИП 36 МВт без ЛЭП

связи с системой, 17.57 436,75

9= 0,9774 17,43

Нормативный показатель 1 Одна двухцепная ЛЭП связи с системой, 73,60 397,38

Надежности АИП нет, 73,59

0,999 9= 0,9998

2 Три одноцепных ЛЭП

связи с системой, 67,93 403,04

АИП нет, 67,92

3»= 0,9999

3 Одна одноцепная

ЛЭП связи с систе- 35,5 439,06

мой, и АИП 42 МВт, 35,4

9= 0,9990

4 АИП 48 МВт без ЛЭП связи с системой 3*= 0,9996 21,0 21,0 432,84

снабжающей компании и потребителей электроэнергии меняют вид системы электроснабжения (см. вариант 3), так как продажа излишков повышает финансовый эффект компании. В этом случае большую роль играет использование дешевого энергоносителя, оплачиваемого по внутренней цене (себестоимости) для выработки электроэнергии на собственных электростанциях.

Основные результаты диссертационной работы.

1. Выполнен анализ особенностей управления развитием и функционированием ЭЭС в российских условиях в связи со сменой хозяйственных механизмов и влияния этих особенностей на учет фактора надежности при оценке эффективности управляющих мероприятий, проводимых в системах. Этот ана-

лиз обнаруживает значительное приближение принципов и практики управления ЭЭС и учета надежности при этом к приниципам и практике ЭЭС Западной Европы и Северной Америки. Однако, особенности исторического развития отечественных систем и такие факторы, как обширные территории, относительно низкая плотность нагрузки и т.п. не позволяют целиком, в неизменном виде использовать зарубежный опыт. В работе показаны соответствующие сходства и различия. Значительное влияние оказывают на решения по надежности кризисные условия, охватившие экономику в целом и энергетику в частности.

2. Предложена методика учета надежности для оценки системных эффектов при управлении развитием ЭЭС, базирующаяся на трех аспектах комплексного подхода к данной проблеме для современных ЭЭС и современных условий их функционирования:

• надежность рассматривается как комплексное свойство, состоящее из набора актуальных для ЭЭС единичных свойств. На основе теоретического анализа и практики учета надежности при оценках системного эффекта в работе даются рекомендации по последовательности обеспечения единичных свойств надежности ЭЭС;

• комплексный Подход к согласованному выбору уровней надежности основных технологических звеньев ЭЭС: снабжения первичными энергоресурсами, генерации и передачи электроэнергии;

• принципы применения методов и средств анализа и синтеза надежности, а также согласования решений для различных временных и территориальных уровней управления развитием ЭЭС.

3. На основе отечественного и зарубежного опыта исследования надежности, анализа спектра методов, моделей и средств обеспечения надежности при управлении развитием ЭЭС для разных иерархических уровней сформулированы рекомендации по применению различных (нормативных, детерминистических, упрощенных и уточненных вероятностных) подходов к учету фактора надежности отечественных ЭЭС в новых условиях.

4. Автором предлагаются собственные разработки подходов и моделей исследования надежности ЭЭС. Особое внимание при этом уделяется формированию комплексной, взаимосогласованной и непротиворечивой системы нормативов надежности ЭЭС. Выявлено, какие данные по надежности еще требуют разработки нормативов.

Даются конструктивные предложения по применению детерминистических критериев, широко распространенных за рубежом, для ЭЭС в российских условиях. Делается вывод, что детерминистический критерий п - 1 целесообразно использовать при исследовании режимной надежности в., форме, получившей в отечественной практике название "ситуативного исследования надежности", то есть экспертного назначения вариантов множественных или каскадных отказов системы для анализа последствий и назначения необходимых мероприятий по обеспечению при этом безотказного электроснабжения потребителей.

Приводятся также описания упрощенных (РИФ и др.) и уточненных

(ЯНТАРЬ) программ оценки надежности ЭЭС, разработанных под руководством автора в СЭИ СО РАН.

5. Учитывая важность стратегии и критериев оптимизации режимов, особенно дефицитных, было разработано несколько модификаций моделей оптимизации расчетных режимов для вычислительных комплексов по оценке надежности ЭЭС. С помощью этих моделей можно распределять дефициты мощности в системе по узлам: пропорционально нагрузкам; посредством снижения частоты; с учетом и без учета потерь в основной сети объединения; с учетом "важности" нагрузок; с учетом оптовых цен на электроэнергию на рынках мощности и энергии различного уровня и т.д.

6. В работе значительное место занимают исследования надежностных свойств современных ЭЭС. Автор считает, что этому вопросу уделяется недостаточное внимание, поэтому приводятся подробные результаты исследований, выполненных им. Основные выводы по результатам заключаются в том, что для современных ЭЭС и складывающихся внешних, социальных и экономических, условий актуальными являются задачи обеспечения режимной надежности и живучести, а также безопасности электроэнергетической отрасли в рамках национальной безопасности. Эти задачи требуют рассмотрения глубоких и весьма сложных нарушений в работе систем. При этом обнаруживаются интересные явления, учет которых позволяет выбирать более обоснованные мероприятия по обеспечению надежности ЭЭС.

7. На основе методических разработок выполнены оценки системных эффектов с учетом надежности для крупных современных энергообъединений при возникновении особых условий (например, при выводе из работы ненадежных атомных блоков), при оценке энергетической безопасности страны; при объединении мощных ЭЭС нескольких государств и т.д.

8. В последние годы в некоторых регионах страны остро встала проблема обеспечения надежного энергоснабжения потребителей удаленных районов. Как показала практика исследования конкретных проектов, учет надежности при оценке системных эффектов в этих случаях имеет свои особенности. К этим особенностям можно отнести

- введение в рассмотрение вариантов, альтернативных централизованному электроснабжению от районных ЭЭС, а именно, - вариантов сооружения местных (негосударственных) источников электроэнергии, при этом в качестве таких источников могут выступать объекты на возобновляемых, нетрадиционных энергоресурсах;

- наличие у некоторых промышленных потребителей собственных первичных энергоресурсов низкой стоимости;

- наличие оптовых рынков по купле и продаже электроэнергии, дающие возможность повысить доход за этот счет.

Обнаружены интересные явления, которые можно использовать для эффективного обеспечения надежности электроснабжения с учетом особых условий, в частности, даются рекомендации по устранению противоречий между разными видами эффективности.

9. Комплексное исследование надежности крупных народнохозяйственных проектов Bi электроэнергетике России, результаты которых частично изложены в работе, дают значительный экономический эффект и являются научной основой для;принятия обоснованных решений по управлению ЭЭС. ■>--.-л

10. Направлением дальнейший исследований проблемы комплексного учета надежности при оценке системных эффектов будет являться совершенствование методов и моделей надежнбстй ЭЭС в части учета новых технологических и технических решений, тенденций к интеграции ЭЭС на межгосударственном и межконтинентальном уровнях, в части разработки подходов и математического обеспечения для решения задач по анализу и синтезу живучести, управляемости, а также электроэнергетической безопасности страны. Актуальным является также разработка методики оценки ущербов от очень глубоких и длительных нарушений нормального функционирования ЭЭС, связанных со значительными последствиями для экономики страны или ее регионов. • .

Основные результаты работы отражены в следующих публикациях.

1. Горелов В.А., Ковалев Г.Ф., Кочегина Н.Л., Ханаев В.А. Совершенствование методов учета надежности при оптимизации перспективного развития ЕЭЭС. — В кн.: Надежность при управлении развитием и функционированием электроэнергетических систем. - Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1989. - С. 22 -30.

2. Ковалев Г.Ф. Модель оценки надежности сложных ЭЭС при долгосрочном планировании их работы. // Электронное моделирование. - 1987, №5. -С.16 -29.

3. О формировании нормативных требований к надежности энергетического комплекса. // Ковалев Г.Ф., Колосок Г.В., Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б., / В кн.: Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 31. - Новосибирск: Наука. Сиб. Отд-ние, 1986. - С. 5 -13.

4. Ковалев Г.Ф., Трошина Г.М. Минимизация дефицита мощности в по-слеаварийных режимах с учетом потерь в сетях. // Резервирование в энергосистемах и вопросы повышения надежности при глубоких ограничениях. Тезисы докладов республиканского семинара. - Фрунзе: КирНИОЭ, 1981. - С. 42 - 44.

5. Ковалев Г.Ф, Критерии и средства оптимизации послеаврийных режимов электроэнергетических систем. // Режимная управляемость систем энергетики. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1988. - С. 39 - 45.

6. Резервы мощности в электроэнергетических системах стран - членов СЭВ. Методы исследования. / Руденко Ю.Н., Розанов М.Н., Ковалев Г.Ф. и др. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1988. - 150 с.

7. Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях. / Воропай Н.И., Новицкий H.H., Сеннова Е.В., Ковалев Г.Ф. и др. -Новосибирск: Наука. Сиб. Издательская фирма РАН, 1995. - 355 с.

8. Ковалев Г.Ф., Могирев В.В., Сюткин Б.Д. и др. О комплексе задач "Надежность" в АСДУ ЕЭЭС СССР. // Краткие тезисы докладов к

Всесоюзному научно-техническому совещанию "Вопросы устойчивости и надежности энергосистем СССР". Ташкент, май 1984. - Л.: 1984. - С. 62 - 63.

9. Ковалев Г.Ф., Самородов Г.И., Ящук Л.Н. Оценка надежности перспективных вариантов ЕЭЭС, включающих сверхдальние электропередачи переменного тока. П Там же, с. 96.

10. Воропай Н.И., Ковалев Г.Ф., Руденко Ю.Н. и др. Исследование надежности вариантов развития ЕЭЭС СССР на удаленную песпективу. // Вопросы надежности при эксплуатации и управлении развитием энергосистем. Сборник научных трудов НИИПТ. / Л.: Энергоатомиздат, ЛО, 1986. - С. 10-15.

11. Ковалев Г.Ф., Могирев В.В., Орнов В.Г. Комплекс задач "Надежность" в АСДУ СССР // Там же, с. 34-40.

12. Ковалев Г.Ф., Колосок Г.В. Некоторые особенности изменения показателей надежности ЭЭС при их развитии в условиях "малого" резерва генерируемой мощности. // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1989, № 3, с. 3-6.

13. Ковалев Г.Ф. Комплексный выбор резервов всех видов в ЭЭС. // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 36, том 2 / Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1990. - С. 98-110.

14. Ковалев Г.Ф. Методика оценка системной эффективности накопителей энергии с учетом фактора надежности. // Системные оценки эффективности и выбор направлений технического прогресса в энергетике. -Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1990. - С. 122-132.

15. Балановский В.А., Ковалев Г.Ф., Мурашко H.A. Анализ надежности Тюменской электроэнергетической системы. // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 38, т. 2. -Сыктывкар: Коми ФАН, 1991. - С. 12-16.

16. Ковалев Г.Ф., Смирнов С.С., Тришечкин А.М. Объективные предпосылки развития и функционирования малой энергетики в ОЭЭС Сибири. // Изв. РАН. Энергетика. 1992, № 5, с. 16-23.

17. Ковалев Г.Ф., Кочегина Н.Л. Результаты исследований балансовой надежности ЭЭС по тестовой схеме с помощью программ ЯНТАРЬ. // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 41 - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1992. - С. 16-29.

18. Ковалев Г.Ф. Сопоставительный анализ результатов исследований надежности ЭЭС, выполненных с помощью разных программ. // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 41 -Иркутск: СЭИ СО РАН, 1991. - С. 53-59.

19. Ильинец Б.В., Ковалев Г.Ф. О необходимости вынужденной работы дефицитных ОЭЭС с пониженными уровнями частоты // Изв. ВУЗов. Энергетика, 1993, № 3-4. Минск, с. 8-11.

20. Ковалев Г.Ф., Шлимович В.Д. Нормирование надежности в ЭЭС. // Надежность электроэнергетических систем. Часть 2. Материалы первого российско-германского семинара. Плес/Россия, 6-11 сентября 1993 г. / Аахен [ФРГ): Изд. Августинус, 1993. - С. 108-114.

21. Воропай Н.И., Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М., Малич В.М. Проблемы

надежности региональных ЭЭС в новых условиях (на примере Дальневосточного региона) // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции. - Иркутск: ИрГТУ, 1994. - С. 8.-9.

22. Belyaev L.S., Kovaley G.F., Lebedeva L.M., .Podkovalnikov S.V. Efficiency assesment of nterstate electric ties in the North-Ëastem Asia.// 4th International Symposiem on the World Energy System. Рос. Budapest, Oct. 5-8, 1994, pp. 131-138.

23. Беляев Л.С., Воропай Н.И., Ковалев Г.Ф. и др. Экономические последствия досрочного снятия АЭС с эксплуатации. // Атомная энергия, 1994, т. 77, вып. 4, с. 243-249. / '

24. Дзюбина Т.В., Илькевич Н.И., Ковалев.Г.Ф., Лебедева Л.М. Существующая практика и предложения по оценке надежности стареющего оборудования систем энергетики. // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 47. Надежность и безопасность стареющих систем энергетики. — Киев: КПИ, 1995.-С, 95-101.

25. Ковалев Г.Ф. Энергетическое кольцо Байкала. // "Энергия", 1995, № 12, с. 33-36.

26. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Расчеты надежности тестовой схемы ЭЭС. // Известия АН. Энергетика. 1996, № 1, с. 23-32 , ,

27. Belyaev L.S., Kovalev G.F., Lebedeva L.M., Podkovalnicov S.V. Ties in North-Easter Asia // "Perspectives in Energy", 1994-1995, volume 3, pp. 321-330.

28. Voropai N.I., Kovalev G.F., Lebedeva L.M. Efficiency of coordinating Electric Power Systems in the interconnection during emergency and deficient conditions. // PSCM, 4th international conference. 16-18 April, 1996. Conference Publication number 421. Venue, IEE, Savoy Place, London WC2, UK, pp. 205-209.

29. Ковалев Г.Ф., .Лебедева Л.М. К оценке полной величины резервоЕ энергии и мощности ЭЭС в условиях рынка. // Социальные, техногенные и природные факторы риска в производственной деятельности. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1996.-С. 86-96.

30. Kovalev G. F., Schlimovitsch W.D. Normierung der Elektroenergiesysteir Zuvelässigkeit // Zuverlässigkeit elektrischer Energieversorgungssystems. 1. Russische - Deutsches Zuverlässigkeitsseminar. Teil 2/ Plyos / Russland, 6.-11. September 1993.-S. 142-149.

31. Воропай Н.И., Гумбин B.A., Ковалев Г.Ф. и др. Проблемы функционирования и развития электроэнергетики Дальнего Востока и пути их решения // Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления. - Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН 1996.-С. 261-267.

32. Воропай Н.И., Гумбин В.А., Ковалев Г.Ф. и др. Роль ОЭС Сибири i обеспечении надежности ЕЭС России и электроэнергетической безопасносп страны. / ОЭС Сибири: современное состояние и перспективы развития. Сб докладов. - Новосибирск: май 1996. - С. 15-20.

33. Гуков В.П., Иванова И.Ю., Ковалев Г.Ф. и др. Природные возобнов ляемые источники энергии: оценка потенциала и эффективности использовании