В мих а ил ю рь е ви ч методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем

На правах рукописи

ЧУК РЕ Е В МИХ А ИЛ Ю РЬ Е ВИ Ч МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЛИБЕРАЛИЗОВАННЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Екатеринбург – 2009 1

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

Научный консультант: кандидат технических наук, старший научный сотрудник Манов Николай Алексеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Обоскалов Владислав Петрович (г. Екатеринбург) кандидат технических наук, доцент Шубин Николай Генрихович (г. Екатеринбург)

Ведущая организация: ОАО «Институт Энергосетьпроект» (г. Москва)

Защита состоится 24 июня 2009 г. в 1400 часов на заседании диссертацион ного совета Д 212.285.03 при ГОУ ВПО «Уральский государственный техниче ский университет – УПИ имени первого президента России Б.Н.Ельцина» по ад ресу 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19;

ауд. Э–406.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организа ции, просим направлять на имя ученого секретаря диссертационного совета Д 212.285.03 по адресу: ул. Мира, 19, УГТУ–УПИ, 620002, г. Екатеринбург.

Факс (343) 359-16-15, E-mail: [email protected]

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

Автореферат разослан 21 мая 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.285.03, доктор технических наук Зюзев А.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

Введение в упомянутом ФЗ понятия зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ) по своей сущности соответствует понятию концентрированной ЭЭС. Пред ставленные статьи закона достаточно строго определяют наличие множества ЗСПМ в ЕЭС России. В законе также прописывается, что замена электроэнергии и мощности на производимые на генерирующем оборудовании, расположенном в другой ЗСПМ, может быть осуществлена в пределах технических ограничений перетока мощности между этими зонами. В информационном аспекте эти положения требуют корректи ровки расчетных схем, предназначенных для оценки показателей надежности (ПН), разработанных в свое время для условий централизованного управления ЕЭС России.

С введением ЗСПМ необходимо учитывать внутри каждой ОЗ ОДУ режимные огра ничения, вызванные недостаточными ПССС в них.

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

Диссертация непосредственно связана с выполнением работ по теме «Методы изучения и моделирование надежности функционирования региональных энергети ческих систем с учетом их производственно-экономической организации», гос.рег. № 0120. 0603398, выполняемой Институтом социально-экономических и энергетиче ских проблем Севера Коми научного центра УрО Российской АН в рамках исследо ваний РАН 2.1.7. «Современная энергетическая политика и механизмы ее реализа ции. Управление энергетическими системами».

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

На защиту выносятся следующие основные методические и прикладные ре зультаты исследования:

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

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

3. Методические подходы к обоснованию средств обеспечения надежности – ре зервов мощности ЗСПМ (ОЗ ОДУ) и требований к уровням ПССС в условиях либе рализации электроэнергетики.

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

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

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

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

Практическая ценность работы. Предложенные в работе методы и модели, реализованные в программно-вычислительном комплексе «Орион-М-ЗСПМ» позво ляют при управлении развитием электроэнергетики оценивать ПН отдельных террито риальных зон и обосновывать рекомендации по их изменению. Разработанные в дис сертации теоретические положения, методические подходы и модели оценки показа телей балансовой надежности позволяют выявить мероприятия, наиболее эффектив но влияющие на надежность энергоснабжения, что особенно важно в условиях ры ночных отношений в электроэнергетике, в том числе и с позиций обоснования инве стиций в развитие электрогенерирующих и сетевых объектов. Разработанный про граммный комплекс оценки ПН многозонных ЭЭС «Орион-М-ЗСПМ», прошел апро бацию на реальных схемах развития ЕЭС России для временных уровней 2011, и 2020 годов в ОАО «Институт Энергосетьпроект», г. Москва.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные разделы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Февральские чтения профессорско-преподавательского состава Сыктывкарского лесного институ та» (г. Сыктывкар, 2006, 2007 и 2008 гг.);

Х-й юбилейной научно-практической кон ференции «Исследования молодежи – экономике, производству, образованию» (г. Сыктывкар, 2006 г.);

VII-й международной молодежно-научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г. Ухта, 2006 г.);

международной конференции «Secu rity and reliability of electric power systems» (Tallinn, Estonia, 2007 г.);

международном научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших сис тем энергетики» (г. Харьков, 2006 г., г. Вологда 2007 г., г. Иркутск, 2008 г.);

3-й Ме ждународной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, кон куренция, образование» (г. Екатеринбург, 2008 г.).

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

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, приложения и списка литературы из 101 наименований. Общий объем включает 157 страниц текста, 32 рисунка, 12 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Анализ существующих методов и моделей оценки и обеспече ния балансовой надежности сложных ЭЭС» приводится краткая характеристика проблемы и постановка задачи исследования. Основными факторами, позитивно влияющими на надежность многозонных ЭЭС в условиях функционирования и обес печиваемых при управлении развитием, являются величины резервов генерирующей мощности отдельных зон и уровни ПССС. Неоднозначность определения этих пока зателей на перспективу обусловливается существенной неопределенностью инфор мации, особенно по уровням и режимам электропотребления, стоимостным показате лям ввода резервных мощностей и усиления ПССС, ущербам от ненадежности и т.п.

Упрощенный подход, связанный с назначением величины резервов мощности в ОЗ ОДУ или ЗСПМ, долями от прогнозируемых величин регулярных максимумов нагрузки, иногда применяемый при перспективном планировании, не отвечает эф фективности выбора мер по обеспечению балансовой надежности. Последнее можно осуществить только с помощью специально разработанных вероятностных методик оценки ПН ЭЭС.

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

– структура генерирующих мощностей в ОЗ ОДУ и ЗСПМ, включающая в себя и статистические данные об аварийностях, нормах планового ремонта оборудования (текущего, среднего и капитального);

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

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

– пропускные способности системообразующих связей и аварийность линий элек тропередачи;

– балансовые перетоки мощности по системообразующим связям.

Независимо от механизмов управления электроэнергетической отраслью (цен трализованный, рыночный) методика решения задачи вероятностного определения ПН должна базироваться на формировании случайных состояний, вызванных ава рийными выходами основного генерирующего и сетевого оборудования системы и оценки этих состояний с позиций возможного ограничения потребителей. Выполнен ный анализ существовавших в условиях централизованного управления отраслью мо дельно-программных разработок оценки балансовой надежности многозонных ЭЭС, показал на ограниченность их применения в условиях либерализации электроэнерге тических систем. Это обусловлено значительным увеличением информационной со ставляющей характеристик, влияющих на надежность и возросшей сложностью кон фигурации ЭЭС, неустановленной регламентацией принципов распределения дефи цитов мощности между зонами.

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

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

В ПВК «Орион», разработанном в Коми НЦ УрО РАН и применяемом в про ектной практике в 80-90-х годах прошлого столетия формирование случайных де терминированных состояний для каждой ЭЭС (ОЗ ОДУ), входящей в ЕЭС России осуществляется методами статистического моделирования. Для этого аналитически ми методами строятся функции вероятностей снижения генерирующих мощностей с учетом ошибок прогноза регулярного максимума нагрузки крупных концентриро ванных ЭЭС, к коим относятся и ОЗ ОДУ, которые в большинстве своем подчиняют ся нормальному закону распределения вероятностей. Именно на этих функциях ме тодами статистического моделирования производится формирование случайных де терминированных состояний мощностей. Применение такого принципа значительно сокращает по сравнению с принципом статистического моделирования на каждом от дельном генерирующем оборудовании, необходимое число рассматриваемых случай ных состояний при достижении необходимой точности определения ПН.

Следует отметить, что число ОЗ ОДУ в условиях централизованного управле ния ЕЭС России было невелико (до 10) и изменение мощностей в них, из-за доста точно большого количественного состава оборудования, в основном подчинялось нормальному закону распределения. Поэтому предполагалось, что при применении методов статистического моделирования возникновение случайных состояний с ни чтожно малой вероятностью в двух и более ЭЭС является крайне редким событием.

Это неоднократно проверялось при тестировании тех или иных моделей оценки ПН.

Представление расчетной схемы ЕЭС России в виде ЗСПМ, входящих в ОЗ ОДУ, помимо увеличения размерности решаемой задачи, приводит к дроблению генерирующего оборудования по этим зонам. В этом случае распределение вероятно стей снижения генерирующих мощностей для ЗСПМ, даже в совокупности с ошиб ками прогноза нагрузки в них, как правило, не подчиняется закону больших чисел и становится пуассоновским. Применение статистического моделирования для форми рования случайного состояния системы, в силу того, что число ЗСПМ велико (более 20), и изменение мощностей в них не подчиняется нормальному закону, требует своего обоснования. Такое обоснование было проведено на примере схемы развития ЕЭС России до 2010 г. (рис. 1), включающей в себя шесть ОЗ ОДУ (Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири) с дроблением их на 41 ЗСПМ.

3 1 I.Северо - Запад II.Центр IV.Урал 5 7 33 29 30 10 12 11 16 17 40 13 28 34 18 VI. Сибирь 14 15 III.Средняя Волга V. Юг Рис. 1. Расчетная схема ЕЭС России при условном разбиении ее на ЗСПМ В схеме шесть ОЗ ОДУ и 41 ЗСПМ: 1 – Архангельск;

2 – Коми;

3 – Кола;

4 – Карелия;

5 – С-Петербург, Ленинградская обл.;

6 – Псков, Новгород;

7 – Вологда, Тверь;

8 – Москва, Московская обл.;

9 – Ярославль;

10– Кострома, Владимир;

11– Тула, Калуга, Рязань;

12 – Смоленск;

13 – Орел, Брянск;

14 – Курск;

15 – Липецк, Воронеж, Тамбов;

16 – Н.Новгород;

17 – Чувашия, Мари-Эл;

18 – Мордовия;

19 – Ульяновск;

20 – Саратов;

21 – Татарстан;

22 – Самара;

23 – Волгоград, Астрахань;

24 – Ростов, Ставрополь;

25 – Дагестан;

26 – Ку бань;

27 – Оренбург;

28 – Башкирия;

29 – Удмуртия;

30 – Пермь;

31 – Екатеринбург, Сверд ловская обл.;

32 – Тюмень;

33 – Киров;

34 – Челябинск;

35 – Курган;

36 – Новосибирск, Омск;

37 – Томск;

38 – Красноярск;

39 – Иркутск, Бурятия, Чита;

40 – Алтай, Кузбасс;

41 – Хакассия, Тыва;

42 – Северный Казахстан.

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

– их аналитического построения при рассмотрении ЕЭС России в виде одного кон центрированного узла, включающего в себя все генерирующее оборудование, вхо дящее в энергообъединение (кривая 1);

– их построения, при представлении ЕЭС России в виде многоузлового объедине ния с неограниченно большими уровнями ПССС между ОЗ ОДУ и ЗСПМ, посредст вом статистического моделирования, проведенного на функциях снижения генери рующих мощностей в них: а) отдельно для каждой из шести ОЗ ОДУ, примерно под чиняющихся нормальному закону вероятностей (кривая 2) и б) отдельно для каждой из 41 ЗСПМ, как правило, подчиняющихся биноминальному закону распределения вероятностей (кривая 3).

F(Pг) 1, 0, 0, 0,5 50-150 МВт 1250-1700 МВт 0, 0, 1 Рг 0, 0 165000 Рис. 2 Функции вероятностей смещения генерирующей мощности Очевидным является следующий факт. Перебор возможных случайных состояний генерирующих мощностей всех ОЗ ОДУ или ЗСПМ, входящих в ЕЭС России, приведет к получению результирующей функции вероятностей снижения генерирующей мощно сти для всей системы полностью совпадающей с таковой, при представлении ЕЭС Рос сии в виде одного концентрированного узла. Именно поэтому построенную аналитиче скими методами функцию снижения генерирующей мощности для ЕЭС России в целом можно считать эталонной функцией (на рис. 2 – кривая 1).

Использование методов статистического моделирования на функциях вероят ностей снижения генерирующих мощностей, построенных для отдельных ОЗ ОДУ, при представлении ЕЭС России в виде многоузлового объединения с неограничен ными уровнями ПССС между ними, приводит к незначительным погрешностям ре зультирующей функции (на рис. 2 – кривая 2) по отношению к эталонной. При суще ствующей и вполне обоснованной величине оперативного резерва мощности в ЕЭС России на уровне 7-8 % различия в возможных моделируемых значениях мощностей составляют от 50 до 150 МВт (выделенная часть на рис. 2). Это незначительно сказы вается на показателях балансовой надежности ЕЭС России.

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

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

В усовершенствованном ПВК «Орион-М-ЗСП» моделирование случайных со стояний для k-х ЗСПМ осуществляется в два этапа (рис. 3). На первом аналитически ми методами строятся функции вероятностей изменения мощностей, вызванных ава рийностью генерирующего оборудования и ошибками прогноза нагрузки, для всех j-х ОЗ ОДУ (блок 2). Для этого производится суммирование всего однородного гене рирующего оборудования k-х ЗСПМ, входящих в рассматриваемое j-е ОЗ ОДУ (блок 1). На аналитически построенных функциях вероятностей снижения мощно стей j-х ОЗ ОДУ методами статистического моделирования определяются детерми ОЗ ОДУ нированные значения мощностей в них Pг j (блок 3).

t–й интервал времени Переход на t+1–й интервал времени Модель формирования состава Модели оценки состояния для t-го генерирующего оборудования и интервала и определение ПН нагрузки для j-х ОЗ ОДУ, Да включающих k-е ЗСПМ Нет j=M Модель формирования вероятностных Формирование генерирующей мощно функций изменения 5 сти и нагрузки для k-х ЗСПМ генерирующей и нагрузочной j-й ОЗ ОДУ частей для j-х ОЗ ОДУ и k-х ЗСПМ Да Нет j =1 ЗСПМѓ° ОЗ ОДУ = Pг j Pг j j = j + Формирования случайных состояний генерирующей мощности для для k-х Датчик случайных чисел ЗСПМ, входящих в j-ю ОЗ ОДУ и их для j-х ОЗ ОДУ ЗСПМѓ° суммирование Pг j Модель формирования случайных Датчик случайных 3 состояний генерирующей мощности чисел для k-х ЗСПМ, входящих ОЗ ОДУ для j-х ОЗ ОДУ Pг j в j-ю ОЗ ОДУ Рис. 3. Блок-схема алгоритма формирования случайных состояний при учете ЗСПМ На втором этапе также методами статистического моделирования формируют ся случайные детерминированные состояния системы, но на вероятностных функци ях случайных изменений мощностей k-х ЗСПМ, входящих в рассматриваемое j-е ОЗ ОДУ (блок 4). При этом из всего множества моделируемых случайных состояний мощностей для k-х ЗСПМ рассмотрению подвергаются только те состояния, в которых ЗСПМ ѓ° сумма их случайных детерминированных значений Pг j совпадает со значением мощности, полученном для рассматриваемого j-го ОЗ ОДУ на первом этапе (блок 5).

Оценка случайного состояния системы. В задаче обеспечения надежности ЭЭС данная задача состоит в нахождении теми или иными методами потокораспре деления при заданных параметрах сети, генерирующих мощностей и нагрузок узлов.

Поскольку процесс получения ПН в многоузловой ЭЭС, к коим относится и ЕЭС России, требует многократного проведения расчетов потокораспределения, то общая эффективность расчетов в значительной степени зависит от вычислительных воз можностей применяемого алгоритма. Для рассматриваемого временного уровня ие рархии управления ЕЭС России – перспектива от 3 и более лет – имеется существен ная неопределенность исходной информации по уровням электропотребления, разви тию генерирующих источников отдельных ОЗ ОДУ (ЗСПМ) и уровням ПССС. Это позволяет использовать для расчетов режима идеализацию по постоянному току. То гда наиболее приемлемыми методами для оценки случайного состояния системы становятся методы линейного и нелинейного программирования.

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

n н c н ( P j Pjн ) min, (1) j j = при ограничениях:

Pl Li, j ) = 0, Pjн - Pjг + j = 1, 2,..., n;

(2) ( l (i, j )V н 0 Pjн P j, j = 1, 2,..., n;

(3) г 0 Pjг P j, j = 1, 2,..., n;

(4) L P lL(i, j ) Pl Li, j ) P l (i, j ), l(i, j) = 1, 2,..., m, (5) ( где Pjн, Pjн, Pjг, Pjг – соответственно покрытая потребность и мощность спроса на грузки, используемая и имеющаяся генерирующие мощности j-й ОЗ ОДУ (ЗСПМ);

Pl Li, j ), Pl (L, j ), P lL(i, j ) – переток мощности по связи и его предельные значения в прямом ( i (из i-й ОЗ ОДУ в j-ю) и обратном направлениях;

c н – коэффициенты, отражающие j стоимостные показатели ограничения потребителей j-й ОЗ ОДУ, принимаются равны ми единице;

V – множество пар ОЗ ОДУ (ЗСПМ) объединения, имеющих между собой системообразующую связь;

n(m) – число ОЗ ОДУ или ЗСПМ (связей) объединения.

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

В условиях централизованного управления электроэнергетикой для устранения неоднозначности функционала (1) принимался так называемый принцип пропорцио нального распределения дефицита мощности когда дефицит мощности распределял ся в те ОЗ ОДУ, которые его определяли, т.е. влияли на его величину. Задача реша лась в два этапа, на первом, в соответствии с (1) определялся системный дефицит мощности и на втором, в соответствии с заданными требованиями, решалась задача устранения неоднозначности. Целевая функция в этом случае имеет вид:

~ н ( P j Pjн ) min, S = { j : Pjн Pjн * }. (6) jS Условия (2) остаются без изменения, а среди ограничений на параметры режима (3)-(5) изменяются только ограничения для мощностей нагрузок (3), а именно:

0 Pjн Pjн *, (7) j S, ~ н Pjн * Pjн P j, R = { j : Pjн Pjн * }. (8) j R, «Желаемые» значения переменных для различных по глубине дефицитов мощ ности разделенных частей объединения ЭЭС (d) определяются по принципу пропор ционального ограничения потребителей (принцип пропорциональности):

н Pj ~ н н d = { j (i ) : Pjн i ) P j (i ) }.

Pjн * c = -D, (9) Pj ( н Pi id «желаемый» уровень ограничения нагрузки;

D c – Pjн * – В выражениях (6)-(9) суммарный дефицит мощности для d-й группы дефицитных ОЗ ОДУ ЕЭС России, ~ полученный при решении первого этапа;

Pjн i ) – уровни обеспечения нагрузки, полу ( ченные в результате решения первого этапа.

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

В соответствии с правилами рынка потребители электрической энергии всегда заинтересованы в ее покупке у тех генерирующих компаний (ТГК, ОГК), в которых, с учетом затрат на ее транспорт по связям, она будет наиболее дешевой. Неопреде ленность информации по стоимостным показателям позволяет при управлении раз витием ЭЭС использовать принцип РДМ, основанный в первую очередь на обеспече нии всех потребителей требуемой мощностью, во вторую – на минимизации перето ков мощности по связям и, наконец, в третью – на коллективном использовании имеющихся избытков мощности генерирующих источников у тех или иных генери рующих компаний. При таком принципе генерирующие компании будут участвовать в покрытии потребителей своих территориальных зон и других – только когда имеет ся обеспеченность ПССС. Такой принцип РДМ можно назвать коллективным. Для него целевая функция устранения неоднозначности функционала (1) имеет вид:

m н г c н ( P j - Pjн ) + c гj ( P j - Pjг ) + clL PlL min, j (10) jS jV l = ~ г н S { j : Pjн Pjн*}, V { j : P j P j }, с н clL c г.

j j Условия (2) остаются без изменения, ограничения на параметры режима (3)-(5) изменяются для мощностей нагрузок (3) пропорционально им, для генерации (4), следуя коллективному принципу взаимопомощи. Введение последнего слагаемого в функ ционале (10) необходимо для минимизации перетоков мощности по системообра зующим связям. Коэффициент clL принимается значительно ниже коэффициента с н, обычно равного единице и примерно пропорционален длинам линий (электри j ческим сопротивлениям) и в какой-то мере величинам затрат на сооружение l-х сим стемообразующих связей. Переток мощности в ограничениях (5) может быть отрица тельным – когда он направлен в обратном, принятому за положительное, направле нии. Избавиться от возможности получения отрицательных величин перетоков мощ ности в минимизируемом функционале (10) возможно путем замены каждой l-й связи двумя эквивалентными, имеющими в сумме границы пропускных способностей, рав L ные заданным. Это приводит к приведению ограничений (5) к виду 0 Pl L P l.

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

В результате предложенных изменений ограничения (5) принимают вид:

0 Pl Li, j ) ( P l (i, j ) ± Plбалj ) ), L ( (i, l (i, j ) = 1, 2,..., m. (11) L бал L 0 Pl ( j,i ) ( P l ( j,i ) m Pl ( j,i ) ), Показатели балансовой надежности. В результате отработки этапов форми рования методами статистического моделирования случайных состояний генери рующей мощности и их оценки на предмет возникновения дефицита мощности и его распределения по ОЗ ОДУ ЕЭС России, определяются показатели надежности. В ка честве их, как правило, выступают:

– математическое ожидание (м.о.) недоотпуска электроэнергии М [W ] j для j -х ЭЭС объединения U Z K M [W ] j = Tp Qu Qz Qk D u, z, k ;

(12) j u =1 z =1 k = – интегральные вероятности потенциально возможного дефицита мощности J д(п) j или бездефицитной работы п = 1 - J д(п) j j U Z K Qu Qz Qk muj, z, k ;

Jп = (13) д j u =1 z =1 k = р – интегральные вероятности реального (рыночного) дефицита мощности J д j или бездефицитной работы р = 1 - J д p j j 1, при D u,z,k U Z K j р = Qu Qz Qk d u, z, k, d u,z,k = (14), Jд j j j 0, при D u,z,k = u =1 z =1 k =1 j где Tр – интервал длительности расчетного периода (8760 час);

Qu и Qz – относительные длительности существования u-го и z-го временного интервала изме нения нагрузки;

Qk – вероятность существования k -го случайного состояния систе мы на u-м сезонном и z-м суточном изменении нагрузки;

D u, z, k – дефицит мощности j j-го узла на z-м суточном и u-м сезонном изменениях нагрузки;

mu, z, k – двойственная j оценка линейного программирования для j–го узла, равная единице, когда генери рующая мощность узла влияет на изменение системного дефицита мощности и нулю, в противном случае;

U, Z – число соответственно сезонных и суточных интервалов изменения нагрузки;

K – число моделируемых методами статистического моделиро вания случайных состояний в узле (ОЗ ОДУ, ЗСПМ).

Для оценки участия каждой j-ой ЗСПМ в процессе взаимопомощи в аварийных ситуациях для условий рыночных отношений вводятся дополнительные ПН, которые характеризуют м.о. сокращения объема ограничений ЗСПМ за счет получения избыт ков мощности из объединения ( M [W ]п ) и выдачи электроэнергии ЗСПМ для взаи j морезервирования при дефиците мощности в объединении ( M [W ]вj ).

U Z K Pl L 0;

M [W ]п = Tp Qu Qz Qk Pl L, (15) j j u =1 z =1 k =1 l U Z K Pl L 0, M [W ]вj = Tp Qu Qz Qk Pl L, (16) j u =1 z =1 k =1 l где – множество l-х связей, соединенных с j-м узлом.

В третьей главе «Модели обоснования средств обеспечения надежности ЭЭС в условиях реформирования электроэнергетики» сформулированы особенности ре шения задачи обоснования основных средств обеспечения надежности – оператив ных резервов мощности ОЗ ОДУ, ЗСПМ и требований к ПССС между ними в усло виях либерализации электроэнергетики.

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

Создание резервов мощности и усиление ПССС являются мероприятиями до рогостоящими. Эти мероприятия должны тщательно обосновываться, быть выгод ными для потенциальных инвесторов, в качестве которых могут выступать генери рующие и сетевые компании, как частные, так и государственные. Их обоснование, независимо от принятых принципов управления отраслью, должно базироваться на минимизации функционала приведенных или дисконтированных затрат. Приведен ные к одному году затраты включают в себя затраты на поддержание резерва мощно сти З R (П ), ПССС З L (П ) и так называемые компенсационные затраты Зком (П ), в за висимости от средств их обеспечения (П), т.е.:

З (П ) = З R (П ) + З L (П ) + Зком (П ) min, (17) Получение численных значений первых двух слагаемых, как в условиях центра лизованного управления, так и в условиях рыночных отношений особых сложностей не вызывало. Получение третьего требует экономической оценки последствий нена дежности рассматриваемых вариантов развития ЕЭС России в виде математических ожиданий недоотпуска электроэнергии от ненадежности электроснабжения потребите лей (12) и ущерба им вызванного, а также покупки электроэнергии у других субъектов рынка (15). Задача крайне сложная, требующая соответствующего модельного обеспе чения и значительных затрат времени счета на вычислительных средствах.

Недостаточная информационная обеспеченность еще в условиях планового хо зяйствования привела к введению нормативов надежности, которые для условий цен трализованного управления имели соответствующее экономическое обоснование.

Для концентрированной ЭЭС оптимальной величине оперативного резерва мощности соответствует интегральная вероятность появления дефицита мощности, определяе мая соотношением между удельными затратами в резервную мощность ( з уд ) и R удельным ущербом от недоотпуска электроэнергии потребителям ( yo ). В работах Коми НЦ УрО РАН для условий централизованного управления доказано, что этот показатель нормирования, правда, в виде интегральной вероятности потенциального п.опт дефицита мощности J д, приемлем и для объединения ЭЭС, состоящих из не скольких ОЗ ОДУ, связанных между собой системообразующими связями с ограни ченной пропускной способностью. В частности показано, что для всех j-х ОЗ ОДУ п п.опт должны выполняться условия J д j J д j. В качестве дополнения предлагается нор матив примерного равенства интегральных вероятностей реального дефицита мощ р ности ( J д ) во всех территориальных ОЗ ОДУ.

j В условиях рыночных отношений в электроэнергетике необходимо в показате ле компенсационных затрат Зком (П) функционала (17), помимо математического ожидания ущербов от ненадежности электроснабжения, учитывать и затраты на по купку мощности (электроэнергии), не предусмотренной договорами между субъек тами рынка в тех или иных ЗСПМ и ОЗ ОДУ ЕЭС России. Стоимость покупки элек троэнергии ( M [W ]п ) в этих условиях, безусловно, дороже оговоренной в двухсто j ронних договорах. Каким образом учет данной составляющей сказывается на выборе оптимальных средств обеспечения надежности – резервов мощности и пропускных способностей связей, можно понять, проведя серию оптимизационных расчетов ми нимизации функционала (17). Соответствующие расчеты по обоснованию средств обеспечения надежности были проведены на тестовых и реальных схемах развития ЕЭС России.

Проведенная с помощью разработанного ПВК «Орион-М-ЗСПМ» серия расче тов оптимального резервирования показывает, что для различных принципов РДМ (пропорциональный, коллективный) показатели интегральных вероятностей потен р п циального ( J д j ) (13) и реального ( J д ) (14) дефицитов мощности существенно от j личаются. Анализ показателей интегральных вероятностей реального (рыночного) р дефицита мощности ( J д ), полученных для оптимальных вариантов резервирования j ЕЭС России, соответствующих минимуму функционала (17) показал на их несостоя тельность для целей нормирования. В то же время была выявлена определенная зави симость результатов оптимального резервирования от заданных стоимостных пока зателей. Было замечено, что сокращение объема покупной электроэнергии j-х ОЗ ОДУ ( M [W ]п ) не предусмотренной договорами минимально, когда интеграль j р ные вероятности реального (рыночного) дефицита мощности J д j примерно одинако п п.опт вы во всех ОЗ ОДУ, входящих в объединение и выполнения норматива J д j J д j, характерного для условий централизованного управления отраслью. Это позволило проводить оптимизацию средств обеспечения надежности по условиям нормирова ния. Функционал приведенных затрат (17) в этом случае принимает вид:

З (П ) = З R (П ) + З L (П ) min,. (18) р р р р п опт при J д j J д j, J д J д J д J д, j = 1, 2,..., n.

1 2 j n Влияние рыночных принципов РДМ на средства обеспечения надежности – оперативные резервы мощности и требования к ПССС – выполнено для гипотетиче ской схемы объединения ЭЭС (рис. 4). На этом рисунке приведены оптимальные ве личины резервов мощности узлов (ОЗ ОДУ) и требования к ПССС, полученные для условий централизованного (верхние числа столбцов в МВт) и рыночного (средние числа столбцов) принципов управления, на основе минимизации функционала (17) и на основе выполнения предложенных требований к нормативам показателей надеж ности (18) (нижние цифры столбцов). Для этих условий оптимизации на рис. 4 также приведены рассчитанные по программе «Орион-М-ЗСПМ» ПН в виде м.о. недоот пуска электроэнергии M [W ] 3 4 5 705 (12) и получения электроэнер 650 ±160 ± 660 ±165 ± гии M [W ]п (15) для всей ±170 ± ± M [W ]п M [W ] j системы в целом. Все ОЗ ОДУ ± ±165 j ± ±170 в объединении однородны по млн.кВт·ч млн.кВт·ч ± ±210 12, 13,52 составу оборудования. Количе ±225 0, 13, ство агрегатов k = 125, единич ± 725 1, 600 12, 705 ная мощность N = 100 МВт, 705 аварийность агрегатов q = 0,04, Рис. 4. Гипотетическая схема ЭЭС максимум нагрузки всех ЭЭС Pнmax = 12500 МВт, график изменения нагрузки подчиняется линейному закону с ко j эффициентом отношения Pнmin Pнmax = 0,75.

j j Введение в третье слагаемое (17) условий, отражающих рыночные отношения (са· M [W ]п ), приводит к перераспределению оперативного резерва мощности по j узлам и увеличению требований к ПССС по сравнению с централизованным принци пом управлением. Суммарный резерв мощности для всей ЭЭС изменяется незначи тельно, однако он уменьшается в концевых малосвязанных сетью узлах (в примере (рис. 4) узлы 1 и 5, с 725 до 705 МВт – 2,8 %) и увеличивается в наиболее связанных уз лах (в примере узлы 2 и 4, с 600 до 625 МВт – 4,2 %). Требования к пропускной способ ности концевых связей увеличиваются (в примере на 15 МВт – 7 %).

В четвертой главе «Апробация методики оценки показателей и обоснования средств обеспечения надежности многозонных ЭЭС» приведены результаты расчетов ПН для реальных схем развития ЕЭС России. Для этих схем путем сравнения различ ных программных комплексов показана адекватность предлагаемых во второй и треть ей главах работы методических подходов, направленных на учет рыночных отноше ний.

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

Таблица Сравнительные результаты показателей надежности при различных способах представления расчетной схемы ЕЭС России ПВК «Орион-М» ПВК «Орион-М ОЗ ОДУ – концентри- ЗСПМ – концентри ЗСПМ» рованный узел (схема рованный узел (схема Номер и название 7 узлов) 42 узла) ОЗ ОДУ, или ЗСПМ М [W ] j, М [ W ] j, М [ W ] j, p p p Jд j Jд j Jд j млн. кВт·ч млн. кВт·ч млн. кВт·ч 0,0001 – 0,00014 – I. Северо-Запад 0,00311 1,86 5,97 1, 0,00862 0, II. Центр 0,00334 14,42 0 – 0,00852 37,68 0 – 0,00344 14, III. Средняя Волга, всего 0,00348 4,24 0 – 0,00852 12,19 0–0,00344 4, В том числе:

16. Н.Новгород – – 0,00852 5,93 0,00344 2, 17. Чувашия+Мари-Эл – – 0,0 0,0 0,0 0, 18.Мордовия, Пенза – – 0,00852 3,08 0,00344 1, 19.Ульяновск – – 0,00852 3,01 0,00344 1, 20.Саратов – – 0,00009 0,05 0,0 0, 21.Татарстан – – 0,00076 0,11 0,00041 0, 22. Самара – – 0,00021 0,01 0,00007 0, 0,00037 – 0,00001 – IV. Урал 0,00412 7,45 22,49 7, 0,00919 0, 0,00001 – V. Юг 0,00388 4,89 11,59 0 – 0,00394 4, 0, VI. Сибирь 0,00395 5,41 0 – 0,00813 13,05 0 – 0,00387 5, ЕЭС в целом 0,00509 38,27 0,01048 102,97 0,00504 38, В табл. 2 представлены результаты показателей надежности, полученные по ПВК «Орион-М-ЗСПМ» для схемы ЕЭС России (рис. 1) при том же уровне резерви рования, что и в первой серии расчетов, но с реальными уровнями ПССС между ЗСПМ внутри ОЗ ОДУ для двух вариантов: без учета балансовых перетоков мощно сти между ЗСПМ и с таковыми. Для простоты балансовые перетоки мощности вве дены только в одной ОЗ ОДУ Средней Волги. Как видно, наблюдается значительная разница в ПН вариантов развития ЕЭС России без учета ограничений по ПССС между ЗСПМ внутри ОЗ ОДУ (табл. 1) и с их учетом (табл. 2). В частности, ПН для ЕЭС Рос п сии в целом соответственно составляют: интегральные J д = 0,00509 и 0,01172, т.е.

ухудшение в 2,3 раза, количественные М [W ] = 38,27 и 62,61 млн. кВт·ч (1,64 раза).

Таблица Показатели надежности реальной расчетной схемы ЕЭС России и их изменение в зависимости от величины балансовых перетоков между ЗСПМ Вариант без учета балансовых Вариант с учетом балансовых Резерв перетоков между ЗСПМ перетоков между ЗСПМ мощно Номер и название п М [W ] j Jд j М [W ] j M [W ]п M [W ]п ОЗ ОДУ, или ЗСПМ сти, p p j j Jд j Jд j млн.

МВт млн. кВт·ч млн. кВт·ч млн. кВт·ч кВт·ч * * * I. Северо-Запад 1636 0,00539 0,00539 8,65 2810,57 0,00531 8,65 2810, II. Центр 3664 0,00586 0,00586 23,67 21609,26 0,00577 23,84 21609, III. Средняя Волга, всего 3223 0,0050 0,0050 4,00 8398,35 0,0050 2,91 5154, В том числе 16. Н.Новород –1426 0,00500 0,00500 2,07 4195,43 0,00464 0,78 1239, 17. Чувашия,Мари-Эл 746 0,00433 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, 18.Мордовия, Пенза –723 0,00459 0,00459 0,99 2118,85 0,00437 0,56 930, 19.Ульяновск –706 0,00430 0,00430 0,84 2074,29 0,00435 1,27 2973, 20.Саратов 3719 0,00430 0,0 0,0 0,0 0,00016 0,03 7, 21.Татарстан 720 0,00437 0,00049 0,10 7,82 0,00029 0,27 3, 22. Самара 893 0,00430 0,00008 0,0 1,96 0,0 0,0 0, IV. Урал 250 0,00663 0,00663 15,36 11531,14 0,00663 16,1 11530, V. Юг 246 0,00525 0,00525 4,79 6348,99 0,00525 4,85 6348, VI. Сибирь 2298 0,00620 0,00620 6,14 7733,98 0,00620 6,26 7733, ЕЭС в целом 11317 0,01172 62,61 58432,29 0,01172 62,61 55187, * – в каждой ОЗ ОДУ представлены максимальные вероятностные показатели, полученные для одной из ЗСПМ.

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

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

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

3. Обоснована необходимость учета зон свободного перетока мощности в рас четных схемах ЕЭС России и предложены способы моделирования возможных слу чайных состояний генерирующей мощности и нагрузки в них, адекватно описываю щих реально существующие процессы в системе.

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

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

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

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

8. Показано, что установленные для условий централизованного управления от раслью значения нормативных требований к интегральным показателям надежности п.опт п п.опт территориальных ОЗ ОДУ ( J д j J д j ) на уровне величины = 1 - J д = 0,996 с определенными дополнениями приемлемы и для условий рыночных отношений. В качестве дополнения предлагается норматив примерного равенства интегральных ве р роятностей реального дефицита мощности ( J д ) во всех территориальных ОЗ ОДУ.

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

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

Основные публикации по теме диссертационной работы I. Статьи опубликованные в рецензируемых научных журналах списка ВАК 1. Обеспечение надежности при управлении развитием электроэнергетических систем для усло вий реформирования электроэнергетики // Известия РАН. Энергетика, 2008. – № 4. –С. 39-48. (В соавторстве, авторские – 0,3 п.л.).

2. Методические особенности оценки надежности баланса мощности либерализованных элек троэнергетических систем // Известия Вузов. Проблемы энергетики, 2008. – № 11-12/1. –С. 158-169.

(В соавторстве, авторские – 0,5 п.л.).

II. Статьи и материалы конференций 3. Проблемы информационной обеспеченности задач режимной надежностью и управления ре гиональных электроэнергетических систем // X юбилейная межрегиональная научно-практическая конференция для студентов и аспирантов «исследования молодежи – экономике, производству, об разованию». – Т 2. – Сыктывкар: Сыктывкарский лесной институт, 2006. – С. 165-169.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13. Программное обеспечение задач режимной надежности и оценки показателей надежности электроэнергетических систем для условий рыночных отношений // – Сыктывкар: Сыктывкарский лесной институт (электронное издание). – 2008.

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

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

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

17. Обеспечение надежности электроэнергетических систем при управлении их развитием в ус ловиях реформирования электроэнергетики. – Сыктывкар, 2009 –44 с. (Новые научные методики и информационные технологии / Коми научный центр УрО Российской академии наук;

Вып. 63). (В соавторстве, авторские – 1,2 п.л.).