Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Чукреев, Михаил Юрьевич

• Чукреев, Михаил Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чукреев, Михаил Юрьевич

Введение.

Глава 1. Анализ существующих методов и моделей оценки и обеспечения балансовой надежности сложных ЭЭС

1.1. Общие положения.

1.2. Классификация задач надежности.

1.3. Роль математических методов и моделей при оценке и обеспечении надежности ЭЭС.

1.4. Существующие модели определения показателей надежности объединений ЭЭС.

1.4.1. Модели, основанные на применении аналитических методов

1.4.2. Модели, основанные на статистическом моделировании

1.5. Существующие модели определения средств обеспечения надежности объединений ЭЭС.

1.5.1. Строгие математические модели.

1.5.2. Инженерные методики.

1.6. Влияние либерализации электроэнергетики на решение задач анализа и синтеза надежности.-.

1.7. Выводы по главе.

Глава 2. Модели определения показателей балансовой надежности

ЭЭС для условий рыночных отношений.

2.1. Общие положения.

2.2. Особенности исследования надежности многоузловых ЭЭС

2.3. Методика оценки показателей надежности объединения ЭЭС применительно к рыночным условиям.

2.4. Формирование расчетных состояний в объединении ЭЭС.

2.5. Обоснование возможности применения методов статистического моделирования в многоузловом объединении ЭЭС.

2.6. Модель анализа потокораспределения в задаче оценки случайного состояния системы.

2.7. Показатели надежности и их определение в объединении ЭЭС

2.7.1. Показатели надежности при полной интеграции ЭЭС.

2.7.2. Показатели надежности для условий рыночных отношений в электроэнергетике.

2.8. Выводы по главе.

Глава 3. Модели обоснования средств обеспечения надежности

ЭЭС в условиях реформирования электроэнергетики

3.1. Общие положения.

3.2. Методические подходы к нормированию надежности при управлении развитием ЭЭС.

3.3. Методика обоснования оперативного резерва мощности для условий централизованного управления развитием ЭЭС

3.3.1. Существующие подходы.

3.3.2. Условия оптимальности оперативного резерва мощности

3.4. Нормирование показателей надежности в условиях централизованного управления развитием ЭЭС.

3.5. Нормирование показателей надежности в условиях рыночных отношений в электроэнергетике.

3.6. Методика обоснования средств обеспечения надежности для условий рыночных отношений.

3.7. Выводы по главе.

Глава 4. Апробация методики оценки показателей и обоснования средств обеспечения надежности многозонных ЭЭС

4.1. Общие положения.

4.2. Оценка влияния учета рыночных отношений на показатели и средства обеспечения надежности вариантов развития ЕЭС России.

4.2.1. Характеристика расчетной схемы ЕЭС России.

4.2.2. Влияние учета ЗСПМ на показатели балансовой надежности

4.2.3. Влияние учета ЗСПМ и моделей РДМ на средства обеспечения балансовой надежности.

4.3. Оценка и анализ надежности схемы ЕЭС европейской части России.

4.4. Выводы по главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализованных электроэнергетических систем»

Изменение форм собственности в России, начатое в 1992 г., повлекло за собой и изменение взаимоотношений в цепочке производство - передача и распределение - потребление электроэнергии. В настоящее время для организации конкурентного рынка электроэнергии в электроэнергетической отрасли сформированы:

- системный оператор (СО) ЕЭС России с его отделениями в операционных зонах объединенного и регионального диспетчерского управления (ОЗ ОДУ и РДУ) для управления режимами работы субъектов рынка электроэнергии;

- федеральная сетевая компания (ФСК) с ее межрегиональными отделениями (ММСК) и филиалами для выполнения функций транспорта электроэнергии;

- оптовые и территориальные генерирующие (ОГК и ТГК) и сбытовые компании для выработки и сбыта электроэнергии;

- страховые компании и различные регулирующие органы.

Опыт реформирования электроэнергетики в разных странах показывает, что введение механизмов конкуренции, повышая эффективность работы, может негативно сказаться на надежности энергоснабжения потребителей. Это происходит по многим причинам [17], из которых основными являются следующие две:

- в условиях долгосрочного планирования снижение мотивации в развитии достаточных для поддержания надежности резервных мощностей и системообразующих связей, в условиях эксплуатации - мотивации достаточного поддержания вращающегося резерва мощности;

- усложнение и утяжеление режимов работы электроэнергетических систем (ЭЭС) вследствие конкуренции, наличия множества конкурентных договорных отношений между субъектами рынка, недостаточной проработанности, особенно при планировании развития, принципов управления режимами в силу неопределенности технико-экономических показателей.

С этих позиций необходимость разработки методического и программного обеспечения, направленного на решение задачи обоснования уровней резервирования в 03 ОДУ и требований к пропускной способности системообразующих связей (ПССС) между ними еще более возрастает. Этому способствует и принятие Федерального закона от 4 ноября 2007 г. № 250 [69]. Его важной особенностью является повышение роли СО ЕЭС в обеспечении надежности электроснабжения, причем не только за счет управления функционированием, что сегодня уже нашло отражение [67] и в методических подходах, и в программном обеспечении, и в расчетных схемах, но и, что очень важно, - за счет управления развитием ЕЭС России. Об этом, в частности, комментируя закон в Совете Федерации, ее член В. Можевич высказался так «Мы посчитали необходимым повысить роль и ответственность СО в планировании развития энергосистемы России, существенно расширить его полномочия. В соответствии с принятым законом, СО, является на 100 % государственной компанией, которая под контролем Правительства РФ отвечает за надежную работу энергосистем» [69].

В Федеральном Законе введено понятие зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ), которое по своей сущности близко к существовавшему ранее понятию концентрированной электроэнергетической системы (ЭЭС) [42]. Представленные статьи закона достаточно строго определяют наличие множества ЗСПМ в ЕЭС России, причем территориально они не всегда совпадают с территориями, обслуживаемыми ОГК и ТГК, а также ММСК и их филиалами. В законе также четко прописывается, что замена электроэнергии и мощности на таковые производимые на генерирующем оборудовании расположенном в другой ЗСПМ, может быть осуществлена только в пределах технических ограничений перетока мощности между этими зонами.

В информационном аспекте в новых условиях хозяйствования потребуется корректировка расчетных схем, предназначенных для оценки показателей надежности, разработанных в свое время для условий централизованного управления ЕЭС России. В тех условиях при управлении развитием ЕЭС Рос

-5 сии, также как и при текущем управлении режимами ее функционирования, в качестве агрегированных узлов выступали объединенные ЭЭС (ОЗ ОДЗ^У). С введением ЗСПМ необходимо зачитывать внутри каждой ОЗ ОДУ ре>зЕсимные ограничения, вызванные недостаточными ПСССГ^ в них.

Не секрет, что в годы реформ в России значительно снизился интерес к регулярным исследованиям надежности ЭЭС. !Зтго обусловливалось существенным уменьшением напряженности режимов и соответствующим увеличением резервов генерирующей мощности и пропускной способности систелл о о бр а-зующей сети из-за общего спада потребления электроэнергии. Наблюдаьощийся сегодня рост электропотребления во многих ^регионах, особенно в 1Ч/Госкве, Санкт-Петербурге, Московской, Ленинградское и Тюменской област^^с, при недостаточных вводах мощностей может привеоти к критическому положению в электроэнергетической отрасли. В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. [12] предполагалось уже до 2011 г. ввести более 40 ГВт генерирующей монцвости. В связи с экономическим кризисом эти планы корректируются в меныпгуто сторону, но после кгризиса мощности вновь потребуются. Именно поэтому и еще по ряду причин, раскрываемых ниже, сегодня исследования в области: обеспечения надежност^и: ЭЭС при управлении их развитием могут оказаться еще более значимыми и востребованными, нежели чем в 1970 - 1980 годах - этапе динамичного развития: теории надежности систем энергетики и ее практических приложений.

Таким образом, изменения в организациовсных формах управление электроэнергетикой России должны быть учтены каjec в методических, так и в модельных разработках, направленных на оценку показателей надежности., а. также в методических подходах к принятию решеноиш: по обеспечению надеэзЕсности как при управлении развитием ЭЭС, так и при рт^-с эксплуатации. Ранее разработанные в России и ближнем зарубежье програмггмно-вычислительные комплексы оценки балансовой надежности многозонвсых ЭЭС (ИСЭМ СО РАН —

Г.Ф. Ковалев, ЭНИН - Г.А. Волков, Институт энергетики Молдавской АН

Ф.Д. Гольденберг, Отдел энергетики ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН -Ю.Я. Чукреев, УГТУ-УПИ - В.П. Обоскалов и др.) не учитывали рыночных отношений в электроэнергетике. Зарубежные разработчики (R. Billinton, R.N. Allan, W. Li и др.) также не в полной мере учитывают либерализацию электроэнергетики.

Диссертация непосредственно связана с выполнением работ по теме «Методы изучения и моделирование надежности функционирования региональных энергетических систем с учетом их производственно-экономической организации», гос.рег. №0120.0603398, выполняемой Институтом социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра УрО Российской АН в рамках исследований РАН 2.1.7. «Современная энергетическая политика и механизмы ее реализации. Управление энергетическими системами».

Цель диссертационного исследования состоит в разработке методических подходов, направленных на оценку показателей и обоснование средств обеспечения балансовой надежности объединений 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 результаты исследования:

1. Обоснование применения методов статистического моделирования для формирования 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 - резервов мощности ЗСПМ (ОЗ ОДУ) и требований к уровням ПССС в условиях либерализации электроэнергетики.

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

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

Проверка эффективности и точности предложенных методов и моделей основывалась 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 применительно к условиям реформирования электроэнергетики России решена задача обоснования решений по обеспечению требуемого уровня надежности при управлении 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» позволяют при управлении развитием электроэнергетики оценивать показатели надежности отдельных территориальных зон и обосновывать рекомендации по их изменению. Разработанные в диссертации теоретические положения, методические подходы и модели оценки показателей балансовой надежности позволяют выявить мероприятия, наиболее эффективно влияющие на надежность энергоснабжения, что особенно важно в условиях рыночных отношений в электроэнергетике, в том числе и с позиций обоснования инвестиций в развитие элек-трогенерирующих и сетевых объектов. Разработанный программный комплекс оценки показателей надежности многозонных ЭЭС «Орион-М-ЗСПМ», прошел апробацию на реальных схемах развития ЕЭС России для временных уровней 2011, 2015 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 института» (г. Сыктывкар, 2006, 2007 и 2008 гг.); Х-й юбилейной научно-практической конференции «Исследования молодежи - экономике, производству, образованию» (г. Сыктывкар, 2006 г.); VII-й международной молодежно-научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г. Ухта, 2006 г.); международной конференции «Security and reliability of electric power systems» (Tallinn, Estonia, 2007 г.); международном научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Харьков, 2006 г., г. Вологда 2007 г., г. Иркутск, 2008 г.); 3-й Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, 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 энергетики, 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 158 страниц текста, 32 рисунка, 12 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Чукреев, Михаил Юрьевич

4.4. Выводы по главе

1. На конкретных схемах развития ЕЭС России показано, что разработанные модели и программы оценки показателей надежности позволяют выявлять слабые в смысле надежности места в системе и находить оптимальные по надежности решения по величинам оперативного резерва генерирующей мощности и требуемых уровней пропускных способностей межсистемных связей, в том числе для условий рыночных отношений в электроэнергетике.

- 120

2. Бурное развитие средств вычислительной техники, особенно их быстродействие, позволяет использовать разработанные программные комплексы оценки показателей надежности и для решения задачи обоснования средств ее обеспечения для объединений ЭЭС, в том числе и ЕЭС России. В доказательство этого для конкретных схем развития ЕЭС России на уровень 2010 г. приведены результаты оптимизации средств обеспечения надежности, полученные по инженерной методике руководящих указаний, реализованной в программе «Резерв», и на основе интерактивного использования программного комплекса Орион-М.

3. Показана невозможность применения инженерной методики для решения задачи обоснования средств обеспечения надежности, в силу того, что изменились взаимоотношения между отдельными ЭЭС объединения. Разработка инженерной методики была направлена на облегчение и убыстрение расчетов на базе точной методики, реализованной в комплексе программ «Орион». Сегодня эта проблема не актуальна. Приведены результаты распределения оперативных резервов мощности и требований к пропускной способности системообразующих связей, полученные по инженерной методике и ПВК «Орион-М». Эти результаты показывают значительные погрешности инженерной методики, что легко объясняется заложенными в нее эмпирическими формулами.

Кола

R 250 R. 250

Л.: 550 =0.2416 Л =0,1182

-0.136 Л=0,122

Арх+Коми

Д: 1239 Л: 1250

Сев-Зап Я: 10 R: НО' п =0.0001

Л -0,00006

Ср.Волга j?: 4400 R: 3400

Рг. 3000 Рь: 3000

У„ =0.00005 Уп =0,00000 Jr -0,00006 Уг=0,00006

Ju =0,0257 Уд=0,0051

Тюмень

R: - 1000 R: - 1000

0.1005 .=0,1037

Уп =0.1093 Уп =0,101 II

Урал ft:4193

Уд =0.00019 Уп =0,00019 J, =0,00025 yr=0,00026

R: 2200 3. 4.

M[AW] = 1195.5 млн кВтч M[AW] = 1051,1 млн кВтч

5.

6.

7.

8. I

Максимум нагрузки

МВт . 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

У, =0.0246 './,-=0,00516

АДЛУ1 = 2599 млн.руб. При у» = 18 руб./кВтч

Rt = 14950 МВт 14950 МВт

Рис. 4.2. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России; исходный вариант (числитель), перераспределение мощности между ОЭС Центра, Средней Волги, Северо-Запада и Сев.Кавказа (знаменатель)

Тюмень

J, =0 л 095 ./'-0,00221

Рйм. 900 Сев-Зап

Рг. 2200 ^-ОД093 4=0,00196

R: 1400

Зудк= 0.65 р/Вт. -V=0-48 р/Вт. у0 = 3R = 9,72; 3L = 5,14; 31^7;

3r = 9,72; 3L = 8,06; Л/[У]=0.48; ЗУ

Jr=0,00024 1737.3 млн кВтч = 26,59 млн кВтч

18 р/кВтч. = 3,6 р/кВгч =39.25; 85,38 млрд руб 2,71; 3^=20,97 млрд руб

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

Rt= 14953 МВт ЯЕ= 14950 МВт

Рис. 4.3. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России; исходный вариант (числитель), балансовые перетоки (знаменатель)

Кола

R. 1100

Тюмень

Jr=0.01522 Л=0,00422

Сев-Зап

El850 R: 105

ЛЛАИЛ = 183,68 млн кВтч М[А IV] = 65,29 млн кВтч

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

J, =0,00519 .7,-0,00419

0,65 р/Вт, V=0-48 р/Вт- Уо = 3r = 7,48; 3L = 3,01; А/[ У]=3,31;

Зп = 7,89: 3L = 3.59; ЩУ}= 1,37;

18 р/кВтч. За, = 3,6 р/кВтч = 3,58*. 17.38 млрд руб 2.56;%= 15,21 млрд руб

RT = 11500 МВт

Rz= 12150 МВт

Рис. 4 4 Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России; оптимальные варианты резервирования -ПВК «Резерв» (числитель), ПВК «Орион-М» (знаменатель)

Кола

R: 1150/

-0,0043

Тюмень

R: 1500

Максимум нагрузки МВт 3600 2700 11387 46992 15400 15242 26690 14110 136121

Rj = 12150 МВт Rj= 12650 МВт

Рис. 4.5. Расчетная схема объединения ЭЭС Европейской части России Оптимальные варианты резервирования по ПВК «Орион-М» С.к.о. ошибки прогноза стандарт (цвет), увеличена на 10 % (цвет)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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 электроэнергетике. При этом получены следующие результаты:

1. Либерализация электроэнергетики требует совершенствования методиче ского и программного обеспечения задачи оценки показателей балансовой надежности и средств ее обеспечения - оперативных резервов мощности и пропускных способностей системообразующих связей многозонных электроэнергетических систем сложной конфигурации, в том числе и ЕЭС России. В работе выполнен анализ существующих методических 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 генерирующей мощности в ЭЭС, его размещения между ОЗ ОДУ и ЗСПМ, определения требований к ПССС фактор надежности является решающим. С этих позиций, в работе 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 - надежность генерирующего и сетевого оборудования, их единичные мощности и пропускные способности, так и изменчивые, а часто и имеющие значительную неопределенность на перспективу параметры -величины регулярных максимумов нагрузок, стоимостные показатели резервной мощности, ущербы от ненадежности электроснабжения, стоимости на рынке системных услуг и т.д.

3. Обоснована необходимость учета зон свободного перетока мощности в расчетных схемах ЕЭС России и предложены способы моделирования возможных случайных состояний генерирующей мощности и нагрузки в них, адекватно описывающих реально существующие процессы в системе.

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

5. Предложены дополнительные показатели надежности, непосредственно характеризующие рыночные принципы управления развитием ЕЭС России -математическое ожидание сокращения объема ограничений за счет получения избытков мощности 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 определенной степени влияют на распределение оперативных резервов мощности между ОЗ ОДУ и ЗСПМ.

6. Показано, что применяемый принцип РДМ (пропорциональный или коллективный) в объединении ЭЭС с учетом дополнительных ПН влияет на величину оперативного резерва мощности в ОЗ ОДУ и требования к ПССС между ними. Проведено обоснование коллективного принципа РДМ в рыночных условиях для моделей оценки ПН. Его использование 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 отдельными ЗСПМ (ОЗ ОДУ) в задаче оценки случайного состояния системы в составе ПВК «Орион-М-ЗСПМ».

8. Показано, что установленные для условий централизованного управления отраслью значения нормативных требований к интегральным показателям надежности территориальных 03 ОДУ (J^ на уровне величины

1 - /д опт = 0,996 с определенными дополнениями приемлемы и для условий рыночных отношений. В качестве дополнения предлагается норматив примерного равенства интегральных вероятностей реального дефицита мощности

У? ) во всех территориальных 03 ОДУ.

9. Развитие средств вычислительной техники, особенно увеличение их быстродействия, позволяет уже в настоящее время использовать разработанный программный комплекс оценки показателей надежности 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 оптимизации средств обеспечения надежности, полученные по инженерной методике руководящих указаний, реализованной в программе «Резерв», и на основе интерактивного 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 инструкцию пользователю (Помощь) и является инструментом для оценки ПН и обоснования средств ее обеспечения сложных ЭЭС в рыночных условиях.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чукреев, Михаил Юрьевич, 2009 год

1. Алан Р., Биллинтон Р. Оценка надежности электроэнергетических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 385с.

2. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 440 с.

3. Веников В.А., Горушкин В.И., Маркович И.М. и др. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. -М.: Высшая школа, 1973. 318 с.

4. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969. - 576 с.

5. Волкова Г.А., Зейлигер А.Н., Каплинский Э.М. и др. Математическая модель оптимизации суточных режимов электростанций при проектировании электроэнергетических систем // Электричество, 1975. № 1. - С. 18-22.

6. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. — М.: Наука, 1986.- 117 с.

7. Волков Э.П., Баринов В.А. Методические принципы обоснования развития электроэнергетики России в условиях ее либерализации // Изв. АН. Энергетика, 2006. № 6. С. 3-19.

8. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой // Вести в электроэнергетике, 2008. №3. - С. 9-25.

9. Воропай Н.И., Иванова Е.Ю., Труфанов В.В., Шевелева Г.И. Принципы и механизмы обеспечения развития электроэнергетики // Вести в электроэнергетике, 2006, №2. - с. 14-21.

10. Воропай Н.И. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей в рыночных условиях // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып.57. Киев: Знания Украины, 2007. - С. 5157.

11. Воропай Н.И. Проблемы исследования и обеспечения надежности либерализованных систем энергетики // Надежность систем энергетики: Методические и практические задачи. Новосибирск: Наука, 2005. - С. 6-20.

12. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. wwvv.government.ru

13. Джангиров В.А., Баринов В.А. Принципы совместной работы энергокомпаний в условиях электроэнергетического рынка//Электричество, 1995, -№ 3. С. 16-25.

14. Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов Б.Н. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. — М.: Энергоатом из дат, 1988. 272 с.

15. Дубровина И.В., Лялик Г.Н., Шлимович В.Д. Экспресс-метод оптимизации аварийного резерва мощности в сложных энергообъединениях//Электричество, 1984. -№ 7.-С. 1-6.

16. Дьяков А.Ф. Обеспечение надежного и безопасного электроснабжения потребителей в условиях реформирования электроэнергетики // Вести в электроэнергетике, 2005, -№ 5. С. 3-6.

17. Дьяков А.Ф. Проблемы надежности и безопасности энергоснабжения в условиях либерализации и дерегулирования в электроэнергетике // Энергетик, 2005.-№8.-С. 2-9.

18. Дьяков А.Ф. Проблемы надежности и безопасности больших систем энергетики // Вести в электроэнергетике, 2006, -№2. — С. 3-14.

19. Дьяков А.Ф., Семенов В.А., Морозкин В.П. Использование основных электрических сетей при рыночных отношениях. Опыт США и стран Западной Европы // Энергетик, № 4, 1994. - С. 6-13. ' ;

20. Зеленохат Н.И., Скаров Ю.В. Комбинированное объединение больших энергосистем // Электричество, 2006, — № 5. — С. 2-10.

21. Иванов В.В., Колосок Г.В. Результаты исследования надежности ЭЭС потестовой схеме с помощью программы ПОТОК-3.//Методические вопросы-130исследования надежности больших систем энергетики. — Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1991. Вып. 41. - С. 40-53.

22. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. — М.: Высшая школа, 1984. 240с.

23. Ковалев Г.Ф. Модель оценки надежности сложных ЭЭС при долгосрочном планировании их работы // Электронное моделирование, 1987. — № 5. С. 65-72.'

24. Ковалев Г.Ф. Модели и методы оценки и оптимизации надежности ЭЭС в свете современных требований. // Надежность систем энергетики: Методические и практические задачи. Новосибирск: Наука, 2005. — С. 227-249.

25. Ковалев Г.В., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. / Под ред. Н.И.Воропая Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, перспективы. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение РАН, 1999. - 434 с.

26. Коган Ю.М. современные проблемы прогнозирования потребности в электроэнергии. //Вести в электроэнергетике, 2005. № 3. - С. 3-10.

27. Концепция обеспечения надежности электроэнергетики. — М.: РАО «ЕЭС России», 2004.

28. Кощеев JI.A., Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Обеспечение надежности развития и функционирования ЕЭС России и региональных энергосистем в формирующейся системе управления электроэнергетикой. // Изв. АН. Энергетика, 1994.-№2.-С. 65-72 .

29. Лазебник А.И., Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Характеристика схем и моделей организации и функционирования рынка электроэнергии за рубежом. // Электрические станции, 1994. —№ 6. С. 15-22.

30. Лялик Г.Н., Урванцев В.И. Определение аварийного резерва мощности на базе универсальных характеристик удельного резерва. // Электрические станции, 1972. -№ 1. С. 26-30.

31. Лялик Г. Н. Резерв мощности и способы его определения при перспективном проектировании. // Науч. тр./ Энергосетьпроект, 1974. Вып. 4. — С. 315.

32. Малкин П.А. Принципы размещения оперативного резерва в ЕЭС СССР и методы его расчета//Принципы и методические основы проектирования ЕЭС СССР. -М.: Энергоатомиздат, 1985. С. 12-21.

33. Малкин П.А. Расчет величины и размещения резерва активной мощности в объединении произвольной конфигурации // Резервирование в энергосистемах и вопросы повышения надежности при глубоких ограничениях: Тез.докл.респ.сем. — Фрунзе, 1981. С. 7-9.

34. Манов Н.А., Слободян Ю.В., Кузнецова И.Ф. Оценка надежности электроэнергетической системы. — Сыктывкар, 1980. — 63 с. (Новые научные методики / Коми филиал АН СССР).

35. Манов Н.А., Топчий А.А., Слободян Ю.В. Исследование надежности при- 132планировании развития электроэнергетической системы. Сыктывкар, 1981. -25 с. (Новые научные методики / Коми филиал АН СССР).

36. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. -351с.

37. Методические указания по проектированию развития энергосистем. (Утверждено Приказом Минэнерго России от 39 июня 2003 г., № 281). М.: Минэнерго РФ, 2003.

38. Надежность систем энергетики. Терминология. М.: Наука, 1980. -Вып. 95.-43 с.

39. Непомнящий В.А. Учет надежности при проектирование энергосистем. -М.: Энергия, 1978. 200 с.

40. Непомнящий В.А. Экономические проблемы повышения надежности электроснабжения. — Ташкент: ФАН, 1985. — 199 с.

41. Обоскалов В.П. Оценка показателей балансовой надежности электроэнергетических систем методами вероятностного моделирования // Изв. РАН. Энергетика, 1994. -№ 3. С. 15-20.

42. Обоскалов В.П. Надежность обеспечения баланса мощности электроэнергетических систем. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2002. - 210 с.

43. Обоскалов В.П., Котов О.М. Анализ схемной надежности электрическихсистем. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2007. - 50 с.-133

44. О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии / Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 529.

45. Порядок определения зон свободного перетока и ограничений на объемы поставок мощности из зоны в зону / СО ЕЭС // www.government.ru.

46. Порядок установления планового коэффициента резервирования генерирующей мощности по отдельным зонам свободного перетока генерирующей мощности (версия 2.0) / СО ЕЭС // www.government.ru.

47. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1991. - 208 с.

48. Руденко Ю.Н. Современное состояние теоретических разработок, методов расчета и нормирования надежности электроэнергетических систем//Вопросы устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: ИВ-ТАН, 1990.-С. 3-22.

49. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. — М.: Наука, 1986.-252 с

50. Руденко Ю.Н., Розанов М.Н., Ковалев Г.Ф. и др. Резервы мощности в электроэнергетических системах стран членов СЭВ. Методы исследования. -Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1988. - 150 с.

51. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Классификация задач в проблеме надежности электроэнергетических систем. // Методические вопросы исследования на-134дежности больших систем энергетики. — Вып. 2. Сыктывкар: Коми филиал АН СССР.-С. 6-17.

52. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах: Методы исследования. Новосибирск: Наука, 1974 — 264 с.

53. Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем и электрических сетей. Москва. 1995. — 44 с.

54. Туфанов В.А., Орлов A.M., Чукреев Ю.Я. Программа анализа надежности объединенных энергосистем. // Структура генерирующих мощностей и режимы работы энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981- С. 65-69.

55. Туфанов В.А., Чукреев Ю.Я. Опыт разработки универсального блока распределения дефицита мощности. // Труды Моск. энерг. института. — м • МЭИ, 1981.-Вып. 554.-С. 47-51.

56. Туфанов В.А., Чукреев Ю.Я. Некоторые результаты анализа и синтеза надежности гипотетических схем ЭЭС // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. —Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1981. -Вып. 23.-С. 72-80.

57. Управление электроэнергетическими системами новые технологии и рынок. - Сыктывкар, 2004. -298 с. (Коми научный центр УрО Российской АН).

58. Устав Российского акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России". Москва, 1992. 35 с.

59. Шлимович В.Д. Надежность электроэнергетических систем. —М.: Энергия, 1984. — 80 с. (Итоги науки и техники. Серия «Энергетические системы и их автоматизация» / ВИНИТИ; Т. 2).

60. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетическихсистем. Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 1995. -176 с.- 135

61. Чукреев Ю.Я., Манов Н.А., Слободан Ю.В. Исследование надежности при управлении развитием многоузловых электроэнергетических систем. -Сыктывкар, 1987. -27 с. (Новые научные методики / Коми научный центр УрО РАН).

62. Чукреев Ю.Я. Методы и модели оценки показателей, и средств обеспечения надежности при управлении развитием ЭЭС // Изв.АН. Энергетика, 1999. -№4.-С. 31-39.

63. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Обеспечение надежности при управлении развитием электроэнергетических систем для условий реформирования электроэнергетики. //Известия РАН. Энергетика, 2008. -№ 4. С. 39-48.

64. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Методические особенности оценки надежности баланса мощности либерализованных электроэнергетических систем. // Известия Вузов. Проблемы энергетики, 2008. -№ 11-12/1. С. 158-169.

65. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: Пер. с англ. / Под ред. Ю.Н.Руденко. М.: Энергоатомиз-дат, 1983. -336 с.

66. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов / В.А.Веников, В.И.Горушкин, И.М.маркович и др.; Под ред. В.А.Веникова. М.: Высшая школа, 1973. -318 с.

67. Юдин Д.Б., Гольштейн Е.Г. Линейное программирование. М.: Мир, 1966. -276 с.

68. Анализ нормативов надежности, используемых энергосистемами Запада США при координации совместной работы в составе крупного межрегионального объединения. Севзапэнергосетьпроект / отчет НИР, С.-Петербург, 1994. - 88 с.

69. Управление электроэнергетическими системами новые технологии и рынок / отв. редактор Н.А. Манов. - Сыктывкар, 2004. - 298 с. (Коми научный центр УрО Российской АН).

70. Bertoldi Scalcino S., Salvaderi L. Adequacy evaluation an application of ENEL's SICRET program to New Brunswich Power System // SIGRE Simposium "Electric Power System Reliability". Monreal, 1991. WG 38.03/-01.

71. Dody J.C., Merlin A. Recent improvement of the Mexico model for probabilistic planning studies // IPC Busines Press Electrical Power & Energy Systems. -1979.-Vol. 1, № 1.

72. Billinton R., Li W. Reliability assessment of electrical power systems using Monte Carlo Methods (Kluwer Academic Publishers Group, 1994). -368 p.

73. Stoft S. Power System Economics: Designing Markets for Electricity (J. Wiley and Sons, 2002). -468 p.

74. Billinton R., Ronald N. Allan Reliability Assessment of Large Electric Power Systems, Springer, 1988 - 298 p.

75. Billinton R., Ronald N. Allan Reliability Evaluation of Engineering Systems: Concepts and Techniques Springer, New Delhi, 2006 - 476 p.

76. Billinton R., Ronald N. Allan Reliability Evaluation of Power Systems -Springer, New Delhi, 2006 536 p.

77. Richard E. Electric Power Distribution Reliability. 2002 - 400 p.

78. Zerriffi H., Dowlatabadi H., Farrell A. Incorporating stress in electric power systems reliability models Elsevier Ltd, 2007 - 14 p.