Повышение адекватности моделей энергораспределения в электрических сетях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Плесняев, Евгений Анатольевич

• Плесняев, Евгений Анатольевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Плесняев, Евгений Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ИССЛЕДУЕМОГО ОБЪЕКТА И АДЕКВАТНОСТИ ЕГО ОПИСАНИЯ ОСНОВНЫМИ ЗАКОНАМИ ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ

1.1 Общие вопросы моделирования ЭЭС

1.2 Постановка задачи распределения потоков электроэнергии

1.3 Адекватность описания энергораспределения основными законами электротехники

1.4 Выводы

2 ПРИМЕНЕНИЕ МОДЕЛЕЙ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

2.1 Детерминированные модели и методы расчета установившихся режимов электроэнергетических систем

2.2 Метод коэффициентов распределения для расчета энергораспределения в сети

2.3 Модель энергораспределения на основе контурных уравнений

2.4 Вероятностные модели и методы расчета установившихся режимов электроэнергетических систем

2.5 Использование вероятностных моделей для моделирования энергораспределения

2.6 Выводы

3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭНЕРГОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ И МЕТОДОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЭС

3.1 Теория оценивания состояния

3.2 Методы решения задачи оценивания состояния

3.3 Система уравнений состояния и целевая функция для задачи ЭР

3.4 Методы идентификации параметров схемы замещения электрической сети

3.5 Выводы 133 4 АНАЛИЗ ИССЛЕДУЕМОГО ОБЪЕКТА И АДЕКВАТНОСТИ ЕГО ОПИСАНИЯ ОСНОВНЫМИ ЗАКОНАМИ ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ

4.1 Модель энергораспределения на основе уравнений баланса энергии в узлах и ветвях электрической сети

4.2 Реализация методики расчета с использованием балансовой модели энергораспределения

4.3 Определение и анализ коммерческих потерь

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение адекватности моделей энергораспределения в электрических сетях»

В связи с приходом рыночных отношений в сферу электроэнергетики происходит формирование оптовых и розничных рынков электроэнергии и мощности, действующих на конкурентной основе [1]. В этих условиях, наряду с традиционной задачей бесперебойного и качественного снабжения потребителей электроэнергией, на первый план выступают экономические проблемы, связанные с организацией финансовых расчетов между участниками рынка [1-4].

В настоящее время электроэнергетика России находится в процессе реструктуризации, необходимость которой была вызвана общими тенденциями развития экономической ситуации и тем состоянием острого кризиса, в котором оказались РАО «ЕЭС России» и его дочерние предприятия. Причинами такого положения явились как общие проблемы отечественной экономики, так и некоторые факторы, присущие энергетической отрасли в нашей стране. Так власти всех уровней и, прежде всего, федеральная власть на протяжении многих лет относились к энергетической отрасли как к донору российской экономики, что в сочетании с жесткой тарифной политикой, не учитывающей экономические принципы регулирования, привело к тому, что отсутствовали стимулы к повышению экономической эффективности. Предприятиям незачем было пытаться снижать издержки производства, а потребители в условиях тарифного кредитования энергоемкой экономики не только не стремились внедрять энергосберегающие технологии, но зачастую не заботились о совершенствовании существующих систем учета энергоресурсов и в частности электрической энергии. Ситуация усугублялась также ростом задолженности, которая может быть минимизирована только при условии создания эффективных рыночных механизмов взаимодействия поставщиков электрической энергии (ЭЭ) и ее потребителей.

Вышесказанное отразилось на общем состоянии ♦*> производственной базы энергопредприятий, износ которой к

1999 году составил 52 % [1]. В таких условиях инвестиционная привлекательность предприятий энергетики практически опустилась до нуля. При существовавшем отношении к энергетике нависла явная угроза снижения надежности, безопасности и эффективности энергоснабжения.

Изменить сложившуюся ситуацию призвана реструктуризация энергетики, которая подразумевает разработку и планомерное воплощение ряда мер, направленных на повышение эффективности предприятий отрасли и их финансово-экономической устойчивости.

Реформирование электроэнергетики предполагает внедрение новых механизмов финансовых взаиморасчетов между участниками энергообмена, когда цены на электроэнергию будут изменяться на часовых и минутных интервалах времени. Существенно увеличивается значимость точности измерения (учета) ЭЭ, так как на основе измерений ЭЭ осуществляются взаиморасчеты между субъектами рынка.

Ранее, когда основной задачей при управлении Единой энергетической системой в нашей стране являлось обеспечение <%) бесперебойного электроснабжения потребителей при оптимальном с точки зрения затрат на производство и передачу распределении потоков мощности, наиболее востребованными математическими моделями электроэнергетических систем были модели установившегося режима (УР). На основе этих моделей производился расчет параметров текущего режима, и решались задачи оптимизации и планирования [23-25, 32-34]. На сегодняшний день, при сохранении значимости упомянутых задач, возникает необходимость в повышении точности и достоверности энергетических показателей для проведения финансовых взаиморасчетов между участниками оптового и розничного рынков.

На розничном рынке электроэнергии, находившемся в сфере внимания АО-Энерго, в особо тяжелом положении оказалась сфера учета и сбыта ЭЭ. Переход к рыночным механизмам функционирования экономики выявил в этой сфере деятельности множество проблем. Основной проблемой является слабое техническое состояние систем коммерческого учета электроэнергии. Организационное состояние энергосбытовой деятельности также далеко от совершенства и не отвечает современным потребностям [69]. С середины девяностых годов практически во всех энергосистемах России отмечался рост отчетных потерь электроэнергии (с 8 % до 13 %), причем как в абсолютных, так и в относительных единицах. При общем снижении электропотребления увеличение потерь электроэнергии в сетях объясняется увеличением коммерческой составляющей потерь. Для многих структурных подразделений коммерческие потери находятся на неприемлемом уровне -вплоть до 30-50% [38] от полезного отпуска ЭЭ. При этом основная роль в снижении коммерческих потерь переносится в сферу учета и сбыта ЭЭ. В ходе реструктуризации энергетики предполагается создать условия для конкуренции в сфере сбыта ЭЭ. Концепция реформирования энергетики предполагает недискриминационные условия доступа на оптовый рынок электроэнергии сбытовым структурам, конкурирующим между собой за обслуживание потребителей на розничном рынке электроэнергии.

Существующая в сфере учета количества потребления и производства электрической энергии организационная и техническая структура не позволяет в полном объеме решать данную задачу. По этой причине в отрасли ведутся интенсивные работы по созданию автоматизированных систем учета ЭЭ (АСКУЭ), применение которых обеспечивает возможность решения задач, возникающих при проведении взаимных расчетов [2]. На оптовом рынке ЭЭ контроль за соблюдением установленных правил возлагается на Администратора Торговой Системы (АТС). Вполне очевидно, что выполнение АТС своих функций должно быть информационно обеспечено. Основным техническим компонентом в структуре такого информационного обеспечения являются Автоматизированные Информационно-измерительные системы Коммерческого Учета Электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) [3]. Под аббревиатурой "АИИС КУЭ" в настоящее время понимается АСКУЭ, которая удовлетворяет достаточно жестким требованиям НП АТС и предназначена для участников оптового рынка ЭЭ.

АИИС КУЭ позволяет обеспечить автоматизированные измерения потоков электроэнергии и мощности для целей коммерческого и технического учета с дискретностью до нескольких минут. Наметилась тенденция по использованию этих систем для диспетчерского управления. Весьма точные системы измерений потоков электроэнергии могут служить серьезным инструментом в работе по снижению потерь электроэнергии, что весьма актуально на текущий момент.

Кроме того, создание системы АИИС КУЭ является обязательным требованием для выхода субъекта на рынок ЭЭ [24].

Однако, даже при условии всеобъемлющего оснащения энергетической отрасли системами АИИС КУЭ, ввиду их большой технической сложности, неизбежны погрешности измерений и вероятны сбои, которые, зачастую, нелегко своевременно обнаружить и восстановить утраченную измерительную информацию, особенно если сбои и повреждения возникли в измерительных цепях трансформаторов тока и напряжения [7-13]. Указанные факторы могут привести к недостоверности коммерческой информации и увеличить финансовые риски как для энергосистемы, так и для потребителей.

Таким образом, усиливается потребность в средствах анализа процесса распределения и потребления электроэнергии по данным измерений (АИИС КУЭ), а также анализа достоверности измерений и диагностики собственно АИИС КУЭ. Эта потребность может быть удовлетворена с применением специальных расчетных методик, позволяющих в реальном времени осуществлять мониторинг системы измерений электроэнергии и мощности в энергосистеме. Оперативность выявления сбоев и грубых ошибок измерений представляет особую важность. Решение этой задачи в объемах энергосистемы, естественно, требует создания математического аппарата, который позволит выполнять поставленные задачи.

Существующие методы оценивания достоверности измерений АИИС КУЭ [5, б] по результатам измерений не в полной мере удовлетворяют практическим требованиям, в первую очередь в связи с достаточно высокими требованиями к качеству и полноте исходных данных.

Ввиду отсутствия требуемого объема информации зачастую отсутствует возможность должным образом оценить не только качество системы учета ЭЭ, но и эффективность работы основного оборудования. Большинство существующих методов используют балансовый подход к решению задачи [б], что исключает их применение в условиях неполного объема измерительной информации в реальном времени. Такая ситуация несовместима с требованиями рынка поскольку при этом неизбежно столкновение финансовых интересов его участников.

Таким образом, проявляется настоятельная необходимость в разработке адекватной модели распределения потоков энергии в электрической сети, на основе которой возможно создание эффективных методов и алгоритмов повышения достоверности измерений и диагностики измерительных систем с возможностью их использования в реальном времени для мониторинга АСКУЭ, а также для оценочного анализа структуры потерь электрической энергии. Помимо перечисленных задач, требует решения задача разграничения ответственности за потери ЭЭ между участниками энергообмена [140], которая также может быть решена при условии наличия нового информационно-методического обеспечения.

Рассматриваемая модель по аналогии с моделью расчета УР, которая имеет устоявшееся название - модель потокораспределения, и с учетом ее специфики была определена как модель энергораспределения (ЭР) [65]. Распределение потоков ЭЭ на схеме сети для известных интервалов времени было обозначено термином «режим энергораспределения» [66-68].

Создание модели ЭР предполагает поиск математических связей между параметрами энергетического режима (режима ЭР), параметрами, описывающими схему электрической сети, а также определение свойств модели и границ ее применения. При этом возникает ряд проблем связанных со спецификой исходной информации и особенностями функционирования электроэнергетических систем.

Специфика исходной информации заключается в том, что потоки ЭЭ являются интегральными характеристиками в то время, как на временном промежутке интегрирования возможны изменения как текущего распределения потоков мощности (нестационарность режима), так и изменения в схеме сети (топологические изменения). В результате мы приходим к необходимости моделирования ЭР в условиях схемно-режимного многообразия. Причем, задача должна решаться в условиях некоторой неопределенности исходных данных, поскольку информации по параметрам режимов, как правило, недостаточно, а статистика по флуктуациям параметров схемы замещения практически отсутствует. Информация по изменениям топологии электрической сети за рассматриваемый промежуток времени, как правило, имеется, но отсутствуют измерения потоков ЭЭ на интервалах времени, в течение которых конфигурация сети оставалась неизменной.

С учетом сформулированных выше проблем были намечены несколько путей формирования модели ЭР: и

1) разработка модели ЭР на базе существующих хорошо проработанных в отечественной и зарубежной науке детерминированных моделей УР. В этом случае необходимо адаптировать традиционные модели УР для расчета ЭР, таким образом, чтобы учесть схемное многообразие сети на расчетном интервале времени. Эта задача может быть решена путем соответствующей коррекции параметров схем замещения (ПСЗ) [86, 123, 124];

2) адаптация вероятностных моделей УР для расчета энергораспределения. Применение вероятностного подхода повышает адекватность описания режима ЭР, поскольку появляется возможность учета режимных изменений (нестационарности режима) на интервале времени Г [123, 124];

3) применение методов оценивания состояния (ОС), измерения ЭЭ могут соответствовать как узлам, так и ветвям схемы замещения электрической сети. Состав измерений может быть локально избыточным или локально дефицитным. При этом задача заключается в создании модели, позволяющей получать решение в условиях изменения топологии схемы в течение расчетного промежутка времени. Уравнения состояния могут быть сформированы на основе традиционных уравнений установившегося режима или на основе уравнений баланса энергии в узлах и ветвях электрической сети [38, 67, 102, 104, 123, 124]. Первый вариант рассмотрен в третьей главе, второй вариант - в четвертой главе.

Актуальность темы. С развитием рынка электрической энергии (мощности) и становлением конкурентных отношений в сфере энергетического бизнеса возрастает необходимость определения и контроля энергетических показателей функционирования его субъектов. Увеличивается потребность в достоверной и точной информации, для получения необходимого количества которой недостаточно традиционных информационно-измерительных систем учета ЭЭ, из чего следует возникновение диспропорции между развитием систем учета ЭЭ и потребностью в информации. Под традиционными системами понимаются измерительные комплексы, фиксирующие потребление ЭЭ на месячных интервалах времени. В настоящее время цены на ЭЭ могут меняться через 60 мин (в перспективе 30 мин), соответственно АИИС КУЭ должна обеспечивать возможность получения значений энергетических показателей на таких коротких интервалах времени. Однако приходится констатировать, что АИИС КУЭ на сегодняшний день развиты недостаточно. Вынужденной мерой является использование в переходный период данных от систем телеизмерений (ТИ), используемых в АСДУ, и расчетных методик, позволяющих решать проблему недостатка информации для взаимных финансовых расчетов.

При таком положении должны быть разрешены следующие проблемы:

- обеспечение в электрических сетях необходимого уровня оснащенности автоматизированным учетом ЭЭ (АИИС КУЭ) и системами телеизмерений;

- разработка моделей, позволяющих создавать методики и алгоритмы расчета потоков и потерь ЭЭ в электроэнергетических системах.

Решение первой из этих проблем является вопросом скорее организационным и финансовым. В то время, как вторая проблема требует основательной научной проработки, которая в свою очередь способна дать более ощутимый и быстрый эффект за сравнительно небольшой промежуток времени.

Таким образом, создание достаточно адекватных моделей ЭР и формирование методик их применения для конкретных задач возникающих в повседневной практике взаимоотношений поставщиков и потребителей электрической энергии представляется актуальным и вполне своевременным.

Цель работы. Исходя из сформулированных условий, в которых функционирует энергетическая отрасль, целью работы являются:

- разработка моделей распределения потоков ЭЭ в сети с учетом схемно-режимного многообразия на заданном (конечном) интервале времени;

- анализ адекватности моделей ЭР для решения тех или иных задач электроэнергетики при различных уровнях информационной обеспеченности;

- разработка методик практического использования задачи ЭР.

В ходе работы для достижения обозначенных целей были поставлены и решены следующие основные задачи, представляющие научную новизну работы:

1) разработаны различные математические модели для анализа распределения потоков энергии с учетом особенностей элементов электроэнергетической системы, измерительного оборудования, состава измерений и топологии электрической сети;

2) предложены методики расчета распределения потоков электрической энергии, которые позволяют уменьшить влияние на точность расчета изменений топологии системы и нестационарности во времени режимных параметров;

3) проведены имитационные вычислительные эксперименты с целью сравнения предложенных методик для различных условий функционирования системы и разной информационной обеспеченности задачи расчета ЭР;

4) даны методические рекомендации по применению моделей ЭР для анализа достоверности измерений и выполнения расчета потоков электроэнергии в электрической системе.

Практическая ценность работы заключается в ее ориентации на получение количественных оценок точности измерений АИИС КУЭ, уровня потерь электроэнергии и их структуры, что позволяет повысить качество учета электроэнергии для финансовых расчетов и целенаправленно вести работы по снижению потерь.

Достоверность результатов обоснована тем, что разработка моделей велась в соответствии с принципами математического моделирования физических систем и систем электроэнергетики, в частности, с использованием хорошо проработанных методов расчета установившегося режима электрической сети, теории вероятности, теории графов, математической статистики. Полученные результаты адекватны реальным принципам функционирования ЭЭС и неоднократно проверены тестовыми расчетами и расчетами на реальных схемах.

Апробация работы.

Материалы работы докладывались и обсуждались на следующих семинарах и конференциях:

- IEEE Conference on Control Applications (CCA 2003), Istanbul, Turkey, 2003.

- IEEE Conference "Computer as a tool" (EUROCON 2005), Belgrade, Serbia 85 Montenegro, 2005.

- International Scientific Conference on "Power Industry and Market Economy, Ulaanbaatar, Mongolia, 2005.

- Международный научно-технический семинар «Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях». Москва, 2000.

- Международный научно-технический семинар «Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях». Москва, 2002.

- Всероссийский научно-технический семинар «Управление электроэнергетическими системами - новые технологии и рынок». Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 2003.

- Всероссийская научно-техническая конференция «Энергосистема: управление, качество, безопасность». Екатеринбург: УГТУ, 2001.

- Вторая Всероссийская научно-техническая конференция «Энергосистема: управление, качество, конкуренция». Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2004.

- Семинар в рамках выставки «Энергосбережение-2000». Екатеринбург, 2000.

- Семинары «Энергетика и электротехника». Екатеринбург, 2001, 2002, 2003, 2004, 2005.

- Отчетные конференции молодых ученых ГОУ УГТУ-УПИ. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001-2002.

Публикации.

Непосредственно по материалам диссертации опубликовано 26 работ, в том числе 16 статей в реферируемых российских журналах, в вестниках ВУЗов, сборниках международных и всероссийских конференций.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав и одного приложения. Объем работы составляет 162 страницы основного текста, 21 рисунок, 10 таблиц, включает список литературы из 142 наименований.

Во введении дается краткая характеристика современной ситуации в энергетической отрасли, в том числе, направления реформирования энергетики. Описывается состояние сферы энергосбытовой деятельности, систем учета электрической энергии. Отмечается, что на сегодняшний день в отрасли имеются следующие актуальные проблемы: недостаток информационной обеспеченности задач конкурентного рынка электрической энергии (мощности), высокий уровень коммерческих потерь; сложность определения степени достоверности коммерческой измерительной информации; сложность поэлементного расчета технических и коммерческих потерь в сложнозамкнутых сетях. Приводится основная идея и цель работы - создание модели энергетического режима с учетом схемно-режимного многообразия. Отмечаются возможные пути решения отмеченных выше проблем на основе модели энергораспределения. Выполняется краткий анализ методических проблем, требующих решения при формировании модели ЭР.

В первой главе рассматриваются общие вопросы моделирования энергетических режимов в электроэнергетических системах. Выделяются особенности моделируемого объекта и исходной информации. Уточняются понятия вектора состояния системы, моделируемых связей. Кроме того, производится анализ адекватности описания усредненных на интервале измерения электрических режимов основными законами электротехники: первым и вторым законами Кирхгофа, законом Ома и законом Джоуля-Ленца. Показано, что использование традиционных уравнений установившегося электрического режима для моделирования режимов ЭР приводит к возникновению неустранимых небалансов. Намечены пути формирования системы уравнений состояния задачи ЭР.

Во второй главе рассмотрены модели ЭР, построенные на основе уравнений установившегося режима в детерминированной и вероятностной постановке в пространстве усредненных по времени мощностей. Показано, что при таком моделировании возможен учет изменения топологии, однако изменения режима в течение интервала времени измерения объемов ЭЭ приводят к появлению небалансов. Оценена методическая погрешность таких моделей и обозначена область их применения.

В третьей главе сформулирована модель с использованием традиционных уравнений УР. При этом задача ЭР решается с использованием методов и алгоритмов оценивания состояния (ОС), при котором в качестве уравнений состояния использованы уравнения узловых напряжений для усредненного на интервале времени режима. При этом данная методика предполагает одновременную идентификацию параметров схемы замещения электрической сети, что позволяет связать схемные изменения с изменениями ПСЗ на анализируемом интервале времени. Кроме того, показано, что такая модель позволяет снизить методическую погрешность, вызванную режимными изменениями, по сравнению с моделями УР. Представлены методы решения задачи ОС в указанной постановке.

В четвертой главе рассмотрена модель на основе балансовых уравнений для узлов и ветвей электрической сети. Задача в этом случае также решается методами ОС. Показано, что использование балансовых уравнений при ОС устраняет зависимость результата от изменений топологии сети. Проанализирована численная устойчивость решения задачи ЭР с использованием данной модели. Приведены методические подходы к расчету технической и коммерческой составляющих потерь в сети.

В заключении приведены основные результаты, полученные в работе, и сформулированы направления дальнейших исследований.

Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические системы» ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ», г. Екатеринбург.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.т.н., профессору Леонарду Леонардовичу Богатыреву и научному консультанту к.т.н., доценту Андрею Владимировичу Паздерину за проявленное долготерпение, постоянную поддержку и помощь в работе.

Автор благодарит за поддержку всех сотрудников кафедры «Автоматизированные электрические системы» УГТУ-УПИ.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Плесняев, Евгений Анатольевич

4.4 Выводы

1. Показано, что использование балансовых уравнений при решении задачи ЭР методами ОС устраняет зависимость результата от изменений топологии сети. Таким образом, решается главная проблема моделирования ЭР - неадекватность модели, связанная с топологическими изменениями. Кроме того, снижается влияние погрешностей в задании ПСЗ.

2. Экспериментально подтверждено, что получаемые оценки потоков ЭЭ в электрической сети значительно точнее отражают режим энергораспределения, нежели значения потоков, полученные на основе классической модели УР.

3. Отмечено, что использование методологии ОС позволяет по величине отклонений измеренных значений от расчетных делать выводы о погрешности измерительных комплексов.

4. Показано, что использование балансовых уравнений в качестве уравнений состояния делает решение оптимизационной задачи более устойчивым, т.е. с вычислительной точки зрения рассмотренная модель обладает более высокой степенью обусловленности решаемой системы линейных уравнений и более высокой скоростью сходимости итерационного процесса по сравнению с традиционными уравнениями состояния.

5. Сделан вывод, что поскольку расчетные значения потерь ЭЭ являются техническими, то появляется возможность обнаружить и локализовать источники коммерческих потерь электрической энергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ перспективных направлений совершенствования математического обеспечения систем учета электрической энергии. Сделан вывод об актуальности решения задачи расчета потоков ЭЭ в элементах электрических сетей, а также расчета и локализации технических и коммерческих потерь ЭЭ на основе информации по учтенным объемам ЭЭ.

2. Разработаны и теоретически обоснованы подходы к математическому моделированию распределения потоков энергии на основе моделей установившегося режима с учетом особенностей элементов электроэнергетической системы, измерительного оборудования, состава измерительной информации и топологии системы.

3. Впервые поставлена и решена задача повышения адекватности описания режима ЭР в рамках модели установившегося режима с учетом схемно-режимного многообразия электрической сети.

4. Рассмотрены вопросы анализа энергораспределения с применением теории оценивания состояния и идентификации параметров схем замещения электрических сетей. В качестве уравнений состояния использованы уравнения узловых напряжений и уравнения балансов ЭЭ в узлах и ветвях схемы.

5. Предложена методика расчета распределения потоков электрической энергии, которая позволяет уменьшить влияние на точность расчета изменений топологии системы и нестационарности во времени режимных параметров.

6. Даны методические рекомендации по применению моделей ЭР для анализа достоверности измерений, выполнения расчета потоков электроэнергии в электроэнергетической системе и расчета потерь.

7. Полученные решения позволяют повысить качество математического обеспечения задач расчета показателей эффективности функционирования ЭЭС в условиях конкурентного рынка. Результаты работы были использованы при проведении энергетических обследований предприятий электрических сетей ОАО «Тюменьэнерго».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Плесняев, Евгений Анатольевич, 2005 год

1. «Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России». Москва, 2000.

2. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-Ф3. «Об электроэнергетике» (с изменениями от 22 августа, 30 декабря 2004 г.).

3. Постановление Правительства РФ от 24 октября . N 643. «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (в ред. Постановлений Правительства РФ от 01.02.2005 N 49, от 16.02.2005 N 81, от 15.04.2005 N 219).

4. Концепция создания автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС России» // Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: ЭНАС, 1999.

5. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: ОРГРЭС, 1995.

6. Паздерин А.В. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения // Промышленная энергетика. 2004. № 9. С. 6-20.

7. Циркуляр №01-99(Э) «О повышении точности коммерческого и технического учета электроэнергии». М.: РАО «ЕЭС России», 1999.

8. Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 1997 г. №1619 «О ревизии средств учета электрической энергии и маркировки их специальными знаками визуального контроля».

9. Письмо Главгосэнергонадзора России от 14.09.94 № 42-6/27 «О результатах государственного метрологического надзора за состоянием применения электросчетчиков в Московском регионе».

10. Воропай Н.И. Теория систем для электроэнергетиков: Учебное пособие. Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма РАН, 2000. 273 с.

11. Перегудов Ф.И., Тарасенко Ф.Л. Введение в системный анализ: Учебное пособие для вузов. М.: Высш. шк., 1989. 367 с.

12. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем. М.: Наука, 1968. 356 с.

13. Мороз А.И. Курс теории систем: Учебное пособие для вузов. М.: Высш. шк., 1987. 304 с.

14. Электрические системы. Т. 1. Математические задачи электроэнергетики / Под ред. В.А. Веникова. М.: Высш. шк., 1970. 336 с.

15. Шеннон Р. Имитационное моделирование систем -искусство и наука. М.: Мир, 1978. 420 с.

16. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. М.: Энергоатомиздат, 1988. 288 с.

17. Азарьев Д. И. Математическое моделирование электрических систем. М.: Энергоатомиздат, 1962. 207 с.

18. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. М.: Энергия, 1977. 192 с.

19. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. М.: Высшая школа, 1983.

20. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990.

21. Веников В.А., Суханов О.А. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоиздат, 1982.

22. Манусов В.З., Кучеров Ю.Н. Анализ установившихся режимов электрической сети при случайном характере ее параметров // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1980. № 2. С. 21-29.

23. Andrija Т. Saric, Aleksandar М. Stankovic. Model Uncertainty in Security Assessment of Power Systems // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 20, No. 3, August 2005. pp. 1398-1407.

24. A. P. Sakis Meliopoulos, George J. Cokkinides, Xing Yong Chao. A New Probabilistic Power Flow Analysis Method // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 5, No. 1, February 1990. pp. 182-190.

25. Гамм А.З. Методы расчета нормальных режимов электроэнергетических систем на ЭВМ. Иркутск: Изд-во Иркутского политехнического института, 1972. 186 с.

26. Липес А.В., Окуловский С.К. Расчеты установившихся режимов электрических систем на ЦВМ. Свердловск: Изд-во УПИ им. С.М. Кирова, 1986. 88 с.

27. Качалова Н.А. Электрический расчет сложных энергосистем на ЦВМ. Киев: Техника, 1966. 274с.

28. Расчеты и анализ режимов работы сетей / Под ред. В.А. Веникова. М.: Энергия, 1974. 336 с.

29. Shangyou Hao, Alex Papalexopoulos. External Network Modeling for Optimal Power Flow Applications / / IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 10, No. 2, May 1995. pp. 825-837.

30. Крумм А.А. Методы оптимизации при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, Сиб. Отд. 1980.

31. Fan Zhang, Carol S. Cheng. A Modified Newton Method for Radial Distribution System Power Flow Analysis / / IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 12, No. 1, February 1997. pp. 389-397.

32. Zian Wang, Fernando L. Alvarado. Interval Arithmetic in Power Flow Analysis / / Transactions on Power Systems, Vol. 7, No. 3, August 1992. pp. 1341-1349.

33. Evgueni A. Plesniaev, Andrey V. Pazderin. Data Acquisition System Faults Detection / / Proceedings IEEE Conference on Control Applications, Istanbul, Turkey, 2003. pp. 1390-1395.

34. Аллен Д., Паздерин A.B. Зарубежный опыт верификации и восстановления данных АСКУЭ / / Вестник УГТУ-УПИ. 2004. № 12. Екатеринбург. 2004. С. 378-380.

35. Егоров А.О., Паздерин А.В., Плесняев Е.А., Травкин А.А. О способах повышения достоверности измерительной информации систем учета электрической энергии / / Энергетика региона (Екатеринбург). 2004. № 11. С. 12-14.

36. Гамм А.З. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993. 133 с.

37. Методы решения задач реального времени в электроэнергетике. А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров, С.И. Паламарчук и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1991. 294 с.

38. Манусов В.З. Вероятностные задачи в электроэнергетике. Новосибирск: НЭТИ, 1982. 118 с.

39. Бердин А. С. Методы определения потерь электроэнергии в системообразующей сети электрической системы. Дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Свердловск: УПИ. 1983. 202 с.

40. Бердин А.С. Система моделей нагрузок узлов для определения их интегральных характеристик. В кн.: Применение математических методов и вычислительной техники в энергосистемах. Межвузовский сборник, вып. 2, Свердловск, 1982, С. 13-19.

41. Бердин А.С., Крючков П. А. Формирование параметров модели ЭЭС для управления электрическими режимами. Екатеринбург: УГТУ, 2000. 107с.

42. Выгодский М.Я. Справочник по высшей математике. М.: Наука, 1975. 872с.

43. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. литературы, 1984. 832с.

44. Электрические системы. Т.2. Электрические сети / Под ред. В. А. Веникова. М.: Высш. шк., 1971. - 440с.

45. Нейман Л.Р., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники. Ленинград: Энергия, 1967. - 522с.

46. Стотт Б. Обзор методов расчета потокораспределения // ТИИЭР. 1974. Т.62. № 7. С. 64-80.

47. Бартоломей П.И. Решение уравнений установившегося режима электрической системы методом квадратичного программирования / / Применение математических методов и вычислительной техники в энергосистемах. Свердловск: Изд-во УПИ, 1982. С. 4-8.

48. Бердин А.С. Система моделей нагрузок узлов для определения их интегральных характеристик. В кн.: Применение математических методов и вычислительной техники в энергосистемах. Межвузовский сборник, вып. 2, Свердловск, 1982, С. 13-19.

49. Бердин А. С., Крючков П. А. Формирование параметров модели ЭЭС для управления электрическими режимами. Екатеринбург: УГТУ, 2000. 107с.

50. Фокин Ю.А., Резников И.Г. Аналитическое описание случайного процесса нагрузки электрической системы и ее узлов // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975, №3, с. 113-115.

51. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. Анализ и синтез для решения задачуправления режимами объединенных энергосистем. / Под ред. В.А. Веникова. М.: Энергия, 1975. 208с.

52. Фокин Ю.А., Пономаренко И. С. Нестационарная вероятностно-статистическоя модель электрической нагрузки на больших интервалах времени и определение характеристик выбросов // Изв. вузов, Энергетика, 1977, №1. с. 15-20.

53. Тимофеев Д.В. Режимы в электрических системах с тяговыми нагрузками. / Под ред. Н.А. Мельникова. М.: Энергия, 1972. 296с.

54. Браунли К.А. Статистическая теория и методология в науке и технике. М.: Наука, 1977, - 498 с.

55. Арутюнян А. А. О погрешностях расчета поэлементной структуры потерь энергии в электрических сетях. Электрические станции, 1980, № 2, С.38-41.

56. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1957. 271с.

57. Прохоров Ю.В., Розанов Ю.А. Теория вероятностей. Основные понятия. Предельные теоремы. Случайные процессы. М.: Наука, 1967. 496с.

58. Феллер. Теория вероятностей.

59. Конов Г. А., Паздерин А.В., Плесняев Е.А. Исследование режимов распределения потоков энергии в электрических сетях / Вестник УГТУ-УПИ № 2 (10), 2000, Екатеринбург. С. 55-60.

60. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989. 175 с.

61. Энергосберегающая технология электроснабжения народного хозяйства: В 5 кн.: Практ. пособие / Под ред. В.А. Веникова. Кн. 1. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях / Д.А. Арзамасцев, А.В. Липес. М.: Высш. шк., 1989. 127 с.

62. Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике / Алимов Ю.И., Гамм А.З., Ополева Г.Н. и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1985. 135 с.

63. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. Методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. -Энергетик, 1979,№10, с. 14-15.

64. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем/ В.Э.Воротницкий, Ю.С.Железко, В.Г.Казанцев и др.; Под ред.В.Н.Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983.

65. В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие. М.: ИПК госслужбы, 2000.

66. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энергоатомиздат, 1988. 176 с.

67. Железко Ю.С. Определение потерь мощности и энергии в распределительных сетях 6-10 кВ // Электричество, 1975, № 1. с.44-47.

68. Железко Ю.С. Погрешности определения потерь энергии в электрических сетях / / Электричество, 1975, № 2, с. 19-22.

69. Китушин В. Г. Определение потерь энергии при реверсивном потоке мощности // Электричество, 1965, № 9, с.82-83.

70. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1981. 216 с.

71. Казанцев В.Н. Методы расчета и пути снижения потерь энергии в электрических сетях. Учебное пособие. Свердловск, изд. УПИ им. С.М.Кирова, 1983, 84 с.

72. Дирипаскин В.П., Курсков В.И., Мерпорт Э.И. Сравнение методик расчета потерь электроэнергии в питающих сетях. Электрические станции. 1983. № 1. С. 42-44.

73. Железко Ю.С Бирюкова Р.П. Предельная точность и области применения регрессионных зависимостей эквивалентных сопротивлений линий 6-20 кВ / / Электричество, 1988. № 8. С. 17-21.

74. Паздерин А.В. Проблема моделирования распределения потоков электрической энергии в сети / / Электричество. 2004. №10. С. 2-8.

75. Оценивание состояния в электроэнергетике / А.З. Гамм, Л.Н. Герасимов, И.И. Голуб и др. М.: Наука, 1983. 302 с.

76. F. С. Schweppe and J. Wildes. Power system static state estimation, Parts I—III // IEEE Trans. Power Apparat. Syst., vol. PAS-89, pp. 120-135, Jan. 1970.

77. F. F. Wu, W.-H.E. Liu, L. Holten, A. Gjelsvik, S. Aam. Comparison of Different Methods for State Estimation // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 3, No. 4, November 1988. pp.1798-1806.

78. A. Monticelli, C. A. F. Murati, and F. F. Wu. A hybrid state estimator: Solving normal equations by orthogonal transformations // IEEE Trans. Power Apparat. Syst., vol. PAS-105, pp. 3460-3468, Dec. 1985.

79. K. A. Clements, G. W. Woodzell, and R. C. Burchett. A new method for solving equality-constrained power system static-state estimation // IEEE Trans. Power Syst., vol. 5, pp. 1260-1265, Nov. 1990.

80. V. H. Quintana, B. W. Scott, and A. Y. Chikhani. Power system state estimation with equality constraints / / Int. J. Energy Syst., vol. 10, no. 2, pp. 83-87, 1990.

81. G. N. Korres. A Robust Method for Equality Constrained State Estimation // IEEE Trans. Power Syst., vol. 17, pp. 305-314, No. 2, May 2002

82. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. М.: Наука, 1976. 220с.

83. F. С. Aschmoneit, N. М. Peterson, and Е. С. Adrian. State estimation with equality constraints // Proc. 10th PICA Conf., Toronto, ON, Canada, May 1977, pp. 427-430.

84. Прихно В.Д., Черненко П.А. Оперативный расчет режима энергосистемы по данным телеизмерений. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1982. С. 70-75.

85. F.C. Schweppe, J. Wildes, D. Rom. Power system static state estimation // Power Syst. Eng. Group, MIT Rep 10, Nov 1968.

86. K. Srinivasan, Y. Robichaud. A dynamic state estimator for complex bus voltage determination / / IEEE Trans. On Power App. Syst. (Vol PAS-93), pp 1581-1588, Sept/Oct. DY.

87. A. S. Debs, R. E. Larson. A dynamic estimator for tracking the state of a power system / / IEEE Trans. On Power App. Syst. (Vol PAS-93), pp 1670-1678, Sept/Oct. DY.

88. Паздерин А.В. Повышение достоверности показаний счетчиков электроэнергии расчетным способом / / Электричество. 1997. № 12. С. 23-29.

89. Машалов Е.В., Паздерин А.В., Тараненко А. А. Повышение устойчивости решения задачи диагностики измерительных систем электроэнергии и мощности / / Вестник УГТУ-УПИ № 2 (10). Екатеринбург, 2000. С. 44-48.

90. Паздерин А.В. Решение задачи энергораспределения в электрической сети на основе методов оценивания состояния // Электричество. 2004. № 12. С. 2-7.

91. A. Monticelli, A. Garcia. Fast Decoupled State Estimators // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 5, No. 2, pp. 556-564. May 1990.

92. I. O. Habiballah, V. H. Quintana. Exact-Decoupled Rectangular-Coordinates State Estimation With Efficient Data Structure Management // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 7. No. 1, pp. 45-53. February 1992.

93. Хохлов M.B., Чукреев Ю.Я. Помехоустойчивое оценивание состояния ЭЭС в условиях грубых ошибок телеизмерений // Вестник УГТУ-УПИ № 12 (64). Екатеринбург, 2005. С. 309-315.

94. A. Monticelli, F.F. Wu, Maosong Yen. Multiple Bad Data Identification for State Estimation by Combinatorial Optimization // Proc. of the PICA Conf. May 1985, pp. 452-460.

95. A.Monticelli, A.Garcia. Reliable Bad Data processing for Real-Time State Estimation // IEEE Trans, on PAS, vol. PAS-102, No.5, May 1983, pp. 1126-1139.

96. Xiang Nian-De, Wang Shi-Ying, Yu Er-Keng. A new approach for Detection and Identification of Multiple Bad Data in Power System State Estimation / / IEEE Trans, on PAS, vol. PAS-101, No. 2, February 1982. pp.454-462.

97. I.W. Slutsker. Bad Data Identification in Power System State Estimation Based on Measurement Compensation and Linear Residual Calculation / / IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 4, No. 1, February 1989. pp. 53-60.

98. E. Castillo, A. J. Conejo, R. E. Pruneda, C. Solares. State Estimation Observability Based on the Null Space of the Measurement Jacobian Matrix // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 20, No. 3, August 2005. pp. 1656-1658.

99. B. Gou, A. Abur. An Improved Measurement Placement Algorithm for Network Observability / / IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 16, No. 4, November 2001. pp. 819-824.

100. P. J. Katsikas, G. N. Korres. Unified Observability Analysis and Measurement Placement in Generalized State Estimation // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 18, No. 1, February 2003. pp. 324-333.

101. A. Monticelli, F. F. Wu. Network observability: Theory // IEEE Trans. Power Apparat. Syst., vol. PAS-104, May 1985. pp. 1035-1041.

102. G. С. Contaxis, G. N. Korres. A reduced model for power system observability analysis and restoration / / IEEE Trans. Power Syst., vol. 3, Nov. 1988. pp. 1411-1417.

103. Тараненко А.А. Повышение достоверности показаний счетчиков электрической энергии и определение коммерческих потерь электроэнергетических системах / Автореф. дисс. на соиск. степ. канд. техн. наук. Екатеринбург, 2000. 26 с.

104. Паздерин А.В. Разработка моделей и методов расчета и анализа энергораспределения в электрических сетях / Дисс. на соиск. степ, д-ра техн. наук. Екатеринбург, 2005. 350 с.

105. Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений. Т. 1. М.: Высш. шк., 1967. 632 с.

106. Пекелис В.Г., Анисимов Л.П. Методика расчета нагрузочных потерь энергии в распределительных сетях. Электричество, 1975, №9, С. 51-53.

107. Веников В. А., Веников Г. В. Теория подобия и моделирование. М.: Высшая школа, 1984.

108. Лебедев А.Н. Моделирование в научно-технических исследованиях. -М.: Радио и связь, 1989.

109. Е.А. Plesniaev, A.V. Pazderin, К. A. Nikishin. Mathematical Model for Energy Generation and Consumption Verification / / Proc. Conf. on "Power Industry and Market Economy". Ulaanbaatar, Mongolia, 2005. pp. 508-518.

110. E.A. Plesniaev, A.V. Pazderin. Analysis of the Computation Techniques for Energy Flow Problem Solving / / Proc. IEEE Conf. "Computer as a Tool" (EUROCON 2005), Belgrade, Serbia & Montenegro, 2005.

111. Веников В.А., Головицын Б.И., Рокотян И.С., Федоров Д.А. Некоторые способы оценки погрешностей решения задачи оптимального распределения мощностей в энергетической системе. // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1971, №1. С.3-11.ч »

112. Гамм А.З. О моделях адекватных точности исходных данных. // Сб. докладов "Информационное обеспечение. Задачи реального времени в диспетчерском управлении", ч. 1. -Каунас: Ин.-т физико-техн. проблем энергетики, 1989. С.61-70.

113. Гамм А.З. О ценности информации при управлении нормальными режимами электроэнергетической системы / / Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. Новосибирск: Наука, 1985. С. 12-23.

114. Гамм А.З., Голуб И.И., Ополева Г.Н. Некоторые задачи анализа режима электроэнергетических систем по данным измерений. // Электричество, 1984, №6. С. 1-6.

115. Заславская Т.Б., Ирлахман М.Я., Ловягин В.Ф. Пределы вариации электрических параметров симметричной линии электропередачи. / / Сб. "Режим и устойчивость электроэнергетических систем". Труды СибНИИЭ. Вып. 17. М.: Энергия, 1970. С. 13-26.

116. Идельчик В.И., Паламарчук С.И. Погрешности в исходной информации при расчетах режимов электрических систем. // Сб. "Вопросы применения математических методовпри управлении режимами и развитием электрических систем"

117. Иркутск: Изд-во ИПИ, 1972. С.40-60.

118. Вердин А.С., Шелюг С.Н. Методы идентификации характеристик и параметров электрической сети. / / Материалычетвертого Всероссийского научно-технического семинара "Энергетика: экология, надежность, безопасность". Томск: Изд-во ТПУ, 1998. С.53.

119. Гамм А.З. О моделях адекватных точности исходных данных. / / Сб. докладов "Информационное обеспечение. Задачи реального времени в диспетчерском управлении", ч. 1. -Каунас: Ин.-т физико-техн. проблем энергетики, 1989. С.61-70.

120. Гамм А.З., Паламарчук С.И. Адаптивные системы моделей при оперативном управлении режимами ЭЭС. // Известия Сибирского отделения АН СССР. Серия технических наук. Вып. 1. Иркутск, 1990. С.72-78.

121. Головицын Б.И., Лисеев М.С., Унароков А.А. Идентификация элементов ЭЭС по данным нормальной эксплуатации. / / Труды семинара "Кибернетика электроэнергетических систем". Вып. 1. Челябинск, 1975.

122. Гусейнов Ф.Г., Рахманов Н.Р. Оценка параметров и характеристик энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1988. -152с.

123. Файбисович В. А. Определение параметров электрических систем: Новые методы экспериментального определения. М.: Энергоиздат, 1982. - 120с.: ил.

124. Унароков А.А. Идентификация электрических систем. // Межведомственный сборник трудов. Вып.41. М.: Изд-во МЭИ, 1984. С.134-138.

125. Митрофанов И.Е., Унароков А.А. Определение параметров элементов электрических систем по данным телеизмерений. // Сб. докладов "Информационное обеспечение.

126. Задачи реального времени в диспетчерском управлении", 4.1. -Каунас: Ин.-т физико-техн. проблем энергетики, 1989. С.45-50.

127. Эйкхофф П. Основы идентификации систем управления. М.: Мир, 1975. - 200с.

128. Машалов Е.В., Паздерин А.В. Решение задачи энергораспределения в условиях неполной наблюдаемости / / Новое в российской электроэнергетике. 2005. № 1. С. 25-34.