Разработка методов и алгоритмов нелинейного управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Андреев, Александр Викторович

• Андреев, Александр Викторович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Андреев, Александр Викторович

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЕЭС ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

1.1. Назначение и цели управления режимом по частоте и активной мощности

1.1.1. Общие положения

1.1.2. Основные принципы первичного регулирования

1.1.3. Основные принципы вторичного регулирования

1.1.4. Основные принципы третичного регулирования

1.1.5. Коррекция синхронного времени

1.1.6. Краткий обзор зарубежного опыта управления режимами по частоте и активной мощности

1.2. Современное состояние систем АРЧМ в России

1.2.1. Требования к качеству регулирования

1.2.2. Структура ИС АРЧМ

1.2.3. Функции систем АРЧМ

1.2.4. Основные принципы управления систем АРЧМ

1.3. Выводы

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ФОРМИРОВАНИЯ РЫНКА СИСТЕМНЫХ УСЛУГ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ВТОРИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ В ЕЭС РОССИИ

2.1. Системные услуги

2.2. Краткий обзор зарубежного опыта работы рынка системных услуг в части регулирования частоты и активной мощности

2.3. Функции систем АРЧМ в ЕЭС России соответствующие системным услугам

2.4. Требования к регулировочному диапазону и скорости изменения мощности РЭ для обеспечения системных услуг по АВРЧМ

2.5. Методика определения стоимости системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России

2.5.1. Компенсация затрат РЭ при участии в АВРЧМ

2.5.2. Компенсация капитальных затрат РЭ

2.5.3. Повышение пропускной способности и максимально допустимых перетоков по слабым по пропускной способности связям за счет их автоматического регулирования и ограничения

2.5.4. Механизмы взаиморасчета со странами СНГ и Балтии

2.6. Выводы

3. РАЗРАБОТКА НЕЛИНЕЙНОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ КАК ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ С УЧЁТОМ СЛУЧАЙНОГО ИЗМЕНЕНИЯ НАГРУЗКИ

3.1. Требования к математической модели

3.1.1. Модель энергообъединения как объекта управления для системы АРЧМ

3.1.2. Эквивалентная группа регулируемых гидротурбин

3.1.3. Эквивалентная группа регулируемых тепловых турбин

3.1.4. Эквивалентная группа нерегулируемых турбин

3.1.5. Верификация параметров передаточной функции нерегулируемой группы турбин..

3.1.6. Числовые значения параметров эквивалентных групп турбин

3.2. Моделирование переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности при возникновении расчетных небалансов

3.1.7. Моделирование переходных процессов изменения частоты при возникновении расчетного небаланса в объединенной модели

3.1.8. Моделирование переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности при возникновении расчетных небалансов в разделенной модели

3.3. Моделирование случайных процессов изменения нагрузок

3.4. Выводы

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МИНИМИЗАЦИЮ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА РЕГУЛИРУЮЩИЕ ЭНЕРГООБЪЕКТЫ

4.1. Затраты регулируемых энергообъектов от колебаний мощности при участии во вторичном регулировании

4.2. Методы третичного регулирования

4.3. Метод вторичного регулирования с усреднением отклонения регулируемого параметра (метод I)

4.4. Метод вторичного регулирования с введением зон нечувствительности по отклонению регулируемого параметру (метод II)

4.5. Метод вторичного регулирования с усреднением и с введением зоны нечувствительности по отклонению регулируемого параметра (метод III)

4.6. Сравнение характеристик методов, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты

4.7. Выводы

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА НАСТРОЕК СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МИНИМИЗАЦИЮ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА РЕГУЛИРУЮЩИЕ ЭНЕРГООБЪЕКТЫ ПРИ ПОДДЕРЖАНИИ ТРЕБУЕМОГО КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ

5.1 Обшие сведения об испытаниях метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру

5.2 Методика сбора и обработки данных

5.3 Основные показатели работы ЦКС АРЧМ и РЭ

5.4 Качество регулирования частоты

5.5 Параметры интенсивности управления РЭ

5.6 Оптимальные значения зон нечувствительности по частоте, минимизирующие интенсивность управления РЭ при поддержании требуемого качества регулирования частоты

5.7 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ТЕРМИНОВ И СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов и алгоритмов нелинейного управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты»

ВВЕДЕНИЕ

Одной из основных систем управления в Единой энергетической системе (ЕЭС) России является система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ). Структура её - централизованная, повторяющая иерархию диспетчерского управления. Регулируемые энергообъекты (РЭ) подключаются к центральной координирующей системе (ЦКС) АРЧМ ЕЭС России либо напрямую, либо через централизованные системы (ЦС) АРЧМ объединённых или региональных энергосистем.

В последнее время модернизируются ГЭС и энергоблоки (ЭБ) ТЭС (рис. В.1.). В дальнейшем, для повышения качества регулирования режима ЕЭС по частоте и активной мощности, планируется их подключение к системам АРЧМ различного уровня [1 - 3]. При этом ГЭС с установленной мощностью свыше 100 МВт должны быть привлечены к автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) в соответствии с нормативными требованиями [4]. В то же время для ЭБ ТЭС участие в АВРЧМ добровольное и оплачивается на рынке системных услуг (РСУ) [5] Отметим, что мероприятия по подключеннию ГЭС к управлению от ЦКС/ЦС АРЧМ, заключаются в модернизации групповых регуляторов активной мощности (ГРАМ), аппаратуры и каналов связи с диспетчерскими центрами, регуляторов скорости и установке стационарных систем контроля технического состояния гидроагрегатов (вибро и теплоконтроля) [4].

Актуальность проблемы. Системы АРЧМ в ЕЭС России выполняют несколько различных функций, которые предъявляют разные требования к расположению, к резервам и характеристикам РЭ. В действующих нормативных документах и правилах РСУ в части АВРЧМ данные вопросы не отражены. Решение этих вопросов определяющих требования и объемы спроса и предложения должны быть отражены в методике формирования данного сектора рынка.

І

ЦС АРЧМ центральной части ОЭС Северо-Запада

Киришская ГРЭС

Псковская ГРЭС

5 ГЭС ОАО «ТГК-Г-}«---

I

ЦС АРЧМ ОЭС Юга

Чиркеискня ГЭС

Ставропольская ГРЭС

Иргананская ГЭС

Миатлинская ГЭС

Зеленчугская ГЭС

Цимпянская ГЭС

Кубанская ГЭС -2

ЦКС АРЧМ

ЕЭС

Жигулевская ГЭС

Заинская ГРЭС

Конаковская ГРЭС

Костромская ГРЭС

~Т1

ш

Шатурская ГРЭС

¡1

• ■ і

!:; І і і

*! 8

Ц

___і

Каширская ГРЭС [*■ -Рязанская ГРЭС ~

Волжская ГЭС

Саратовская ГЭС |*------

Нижегородская ГЭС_

Нижнекамская ГЭС[*

| Чебоксарская ГЭС |*-— Рыбинская ГЭС Н— ■ Угличская ГЭС --

Управление от ЦКС АРЧМ ЕЭС Управление от территориальный систем АРЧМ Планируемые к подключению объекты * Выведена до восстановления ГЭС ТЭС

ЦС АРЧМ ОЭС Сибири

Братская ГЭС

"Ті І

Усть - Илимская ГЭС

•і

І

Саяно- Шушенская — ГЭС •

Красноярская ГЭС К-——

Новосибирская ГЭС

| Иркутская ГЭС Ц----

I Богучанская ГЭС Н-----

Ириклинская ГРЭС

Кармановская ГРЭС

Нижневартовская ГРЭС

Сургутская ГРЭС-1

Сургутская ГРЭС -2

Камская ГЭС

Воткинская ГЭС

Пермская ГРЭС

ЦС АРЧМ ОЭС Урала

ЦКС Центральная координирующая система ЦС Централизованная система

АРЧМ Автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности

Рис. В.1. Перспективная схема организации АВРЧМ в ЕЭС России

ЦС АРЧМ ОЭС Востока

Зеиская ГЭС

ТЭС"

В системах АРЧМ управляющие воздействия на изменение мощности РЭ возникают при отклонениях регулируемого параметра (частоты или перетока активной мощности) на величину, превышающую суммарную погрешность соответствующих измерительных устройств. При постоянных колебаниях частоты и мощности в ЕЭС, вызванных случайным изменением нагрузки, на РЭ (ГЭС и ЭБ ТЭС) от систем АРЧМ ЕЭС выдаются интенсивные управляющие воздействия, что крайне нежелательно, так как это приводит к повышенному износу элементов генерирующего оборудования и снижению экономичности их работы (рис. В.2.). Интенсивность управляющих воздействий можно оценить частотой появления колебаний задания мощности РЭ от систем АРЧМ. В связи с этим, перед подключением большого количества РЭ к системам АРЧМ, необходимо минимизировать интенсивность управляющих воздействий на ЭБ ТЭС и ГЭС при сохранении требуемого качества регулирования.

Решение описанных выше проблем, актуальных для дальнейшего развития рынка системных услуг и электроэнергетической системы России в целом, представлено в диссертационной работе.

Изменение частоты энергосистемы

Т-1-1-1-1-1-1-Г

Т,сек.

Изменение вторичного задания ГЭС

Рис. В.2. Изменение частоты в ЕЭС и соответствующего вторичного задания ГЭС и ЭБ ТЭС.

Цели и задачи исследования. Цель работы состоит в разработке методов и алгоритмов нелинейного управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты.

Для достижения указанной цели поставлены следующие основные задачи:

• разработка нелинейной модели энергообъединения как объекта управления для систем автоматического регулирования частоты и активной мощности с учётом случайного процесса изменения нагрузки;

• разработка нелинейных методов и алгоритмов автоматического регулирования режимом по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;

• программная реализация и внедрение наиболее эффективного нелинейного метода вторичного регулирования, для обеспечения участия энергоблоков ТЭС в рынке системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России и сокращения их эксплуатационных затрат при участии в регулировании частоты и перетоков мощности;

• разработка методики выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при подцержаниитребуемогокачества регулирования;

• разработка методики формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.

Методы исследования. При решении поставленных задач в работе использованы методы теории автоматического управления, анализа переходных электромеханических и тепломеханических процессов, а также математического моделирования и теории вероятностей и статистической обработки информации.

Достоверность основных теоретических положений определяется тем, что полученные результаты потверждены при испытаниях с реальным управлением энергообъектами, детальным анализом основных влияющих факторов и расчетных условий, а также современным опытом проектирования и эксплуатации систем управления энергосистемами.

Научная новизна. В ходе подготовки диссертационной работы разработаны и предложены следующие новые результаты:

• разработаны нелинейные методы автоматического управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующие интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;

• разработана методика выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;

• разработана методика формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.

---Практическая—ценность—и-реализация-резулБтатов~работыг~При_

проведении комплекса исследований по диссертационной работе получены следующие практические результаты:

• разработан алгоритм и выполнена программная реализация метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру;

• внедрен метод вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру, обеспечивший участие энергоблоков ТЭС на рынке системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России и сокращение их эксплуатационных затрат при участии в регулировании частоты и перетоков мощности;

• разработана нелинейная модель энергообъединения как объекта управления для систем автоматического регулирования частоты и активной мощности с учётом случайного процесса изменения нагрузки.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на семинаре «Средства программно-технического обеспечения рынка системных услуг» (Конаковская ГРЭС, 2007 г.), на Ш-ей Всероссийской молодежной научной конференции по проблемам управления (МКПУ-2008) (Москва, 2008 г.), на III международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (Екатеринбург, 2008 г), на международной отчетной конференции «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с иСТЕ)» (Москва, 2009 г.), на Международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (Самара, 2011 г.).

-Публикации-по-проведенным-исследованиям-размещены-в-журналах-

«Автоматизация в промышленности» (2008), «Электрические станции» (2010), «Энергорынок» (2010) и в трудах 3 конференций. По теме диссертации опубликовано шесть печатных трудов, два из которых в изданиях по перечню ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, и заключения. Объем работы составляет 197 страниц основного текста, 55 рисунков, 18 таблиц и 3 приложений. Список использованной литературы содержит 57 наименований.

В первой главе рассмотрены состояние и проблемы управления режимом по частоте и активной мощности. Описаны принципы первичного, вторичного и третичного регулирования. Изложены основные требования, предъявляемые к качеству регулирования. Представлено современное состояние систем АРЧМ в России, их структура, функции и принципы управления. Приведен обзор зарубежных систем управления режимом по частоте и мощности и сделан сравнительный анализ с отечественной системой.

Во второй главе описана методика формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России. Даны определения системных услуг. Представлены принципы и характеристики систем регулирования частоты и перетоков активной мощности с точки зрения системных услуг. Определены требования к регулировочному диапазону и скорости изменения мощности регулирующих энергообъектов для обеспечения системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности. Предложена методика формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.

В третьей главе описана разработка нелинейной математической модели энергообъединения как объекта управления по частоте и активной мощности с учётом случайного изменения нагрузки. Представлены допущения принятые при разработке математической модели. Описаны все составные части нелинейной модели. Предложен метод моделирования случайных процессов изменения нагрузок. Выполнено моделирование

процессов изменения частоты и перетоков мощности при возникновении расчетных небалансов и случайного изменения мощности. Сделана верификация предложенной модели для двух рассмотренных вариантах регулирования частоты и перетоков активной мощности, принятых в ЕЭС России.

В четвертой главе представлены методы управления режимом энергообъединения по частоте и активной мощности, обеспечивающие минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты. Показано, что для систем АРЧМ необходима разработка нелинейных методов и алгоритмов, сокращающих эксплуатационные затраты регулирующих энергообъектов при их участии в регулировании. Приведены расчеты характеристик всех предложенных методов. Сделаны сравнение и анализ полученных характеристик, выбраны наиболее эффективные методы, минимизирующие управляющие воздействия на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования.

В пятой главе представлена методика выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования. Описаны общие сведения о проведенных испытаниях и методика сбора и обработки данных. Приведены основные показатели и сделан анализ работы центральной координирующей системы регулирования частоты и перетоков активной мощности и регулирующих энергообъектов. Рассчитаны и представлены параметры качества регулирования частоты во время испытаний. Предложены рекомендации по выбору зон нечувствительности по частоте для центральной координирующей системы регулирования частоты и перетоков активной мощности.

В заключении сформулированы основные результаты работы.

В приложениях представлены дополнительные материалы, позволяющие лучше разобраться в некоторых разделах диссертационной работы и способстсвующие лучшему пониманию ее существа.

Работа выполнена в ЗАО «ИЭС» и в филиале ОАО «НТЦ ЕЭС» -«Технологии автоматического управления».

Настоящая работа не могла быть выполнена без постоянной поддержки и опоры коллектива СВПРА ОАО «СО ЕЭС».

Автор выражает искренную благодарность доктору технических наук, профессору Новикову Н.Л. и Машанскому А.М, за постоянное внимание при обсуждении, постановок задач, хода проводимых исследований и полученных результатов.

Автор признателен всем сотрудникам филиала ОАО «НТЦ ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», а также всем специалистам, взявшим на себя труд и представившим свои замечания по содержанию и оформлению работы.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Андреев, Александр Викторович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1

Приведем основные результаты и выводы по диссертационной работе:

1. Разработаны нелинейные методы и алгоритмы автоматического управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующие интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;

2. Разработан алгоритм и выполнена программная реализация метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру;

3. В системы АРЧМ ЕЭС России внедрен метод вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру, обеспечивший участие энергоблоков ТЭС на рынке системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России и сокращение их эксплуатационных затрат при участии в регулировании частоты и перетоков мощности;

4. Разработана методика выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;

5. Разработана нелинейная модель энергообъединения как объекта управления для систем автоматического регулирования частоты и активной мощности с учётом случайного процесса изменения нагрузки;

6. Разработана методика формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Андреев, Александр Викторович, 2012 год

1. Стандарт организации ОАО РАО ЕЭС России. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, техническим средствам- Введен 01.11.2007.

2. Андреев A.B., Лившиц Г.Н., Машанский A.M., Пономарёва А.Н., Сафронов А.Н. Иерархическая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. //Электрические станции, 2010 г.,№ 3, С.43-51.

3. Жуков A.B., Демчук А.Т., Сафронов А.Н. Перспективы развития систем АРЧМ в ЕЭС России, сб. докладов XXI конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем», 29-31 мая, 2012 г. С.430-446.

4. СТО 59012820.29.240.002-2010. Стандарт организации ОАО СО ЕЭС. Обеспечение согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью гидроэлектростанций. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. Издание официальное. - Введен 01.07.10.

5. Постановление правительства РФ № 117 от 3.03.2010 г. «Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг».

6. UCTE Operation Handbook - Policy 1: Load-Frequency control. Final version. - approved by SC on 19 March 2009. - 33 p.

7. UCTE Operation Handbook - Appendix 1: Load-Frequency control. Final version. - approved by SC on 16 June 2004. - 28 p.

8. Андреев A.B., Регулирование частоты и активной мощности в ЕЭС России в современных условиях. //Автоматизация в промышленности. - август 2008. - С.30-33.

9. Бондаренко А.Ф., Комаров А.Н. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях // Электрические станции.-2002.-№ 4.-С. 36-43.

Ю.Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС. Электростанции ЕЭС России приступили к нормированному первичному регулированию частоты в рамках оказания услуг по обеспечению системной надежности [Электронный ресурс]. - 18.01.2011. -Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id==press_release_view&tx_ttnews%5Btt_news%5D=2 337. - Загл. с экрана.

11 .Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС. Системный оператор провел дополнительный конкурентный отбор поставщиков системных услуг по НПРЧ в период с сентября по декабрь 2011 года [Электронный ресурс]. - 29.08.2011. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id=press_release_view&no_cache=l&tx_ttnews%5btt_ news%5d=2785. - Загл. с экрана.

12. Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС. Системный оператор заключил договоры на оказание услуг по обеспечению системной надежности в 2012 году [Электронный ресурс]. - 24.01.2012 - Режим доступа: http://so-ups.rWindex.php?id=press_release_view&no_cache= 1 &tx_tt news%5btt_news%5d=3198. - Загл. с экрана.

13.Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (услуги по НПРЧ) в 2011 году [Электронный ресурс]. - утверждено ОАО СО ЕЭС 10 декабря 2010. - Режим доступа: http://www.so- ups.ru/fileadmin

/files/company/markets/asm/2011 /serv_freq_reg_notice_ 10_12 2010.pdf - Загл. с экрана.

14.Извещенне о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (услуги по НПРЧ) в период с сентября по декабрь 2011 года [Электронный ресурс]. -утверждено ОАО СО ЕЭС 4 августа 2011. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/markets/asm/2011/ serv_ freq_reg_notice_04_08_201 l.pdf- Загл. с экрана.

15.Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (услуги по НПРЧ) в 2012 году [Электронный ресурс]. - утверждено ОАО СО ЕЭС 22.11.2011. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/ company/markets/asm/2012/serv_ freq_reg_notice_22_l 111 .pdf. Загл. с экрана.

16.Приказ № 524 РАО ЕЭС России от 18.09.2002 г. «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России».

17.NERC Balancing and Frequency Control. Technical document prepared by the NERC Resources Subcommittee - 26 January 2011. - 53 p.

18.UCTE Operation Handbook - Introduction. Final version. - approved by SC on 24 June 2004 - 18 p.

19.Network Code on Load Frequency Control and Reserves (LFCR) [Электронный ресурс]. — 2012 — Режим доступа: https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/load-frequency-control-reserves - Загл. с экрана.

20.Nordic Grid Code 2007- Nordic collection of rules - approved by Nordel 15 January 2007- 190 p.

21.Balancing code №.3. Frequency control process. Issue 5 Revision 0. -approved by National Frid Electricity Transmission 17 august 2012. - 8p.

22.Рабинович P.C. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем -2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат - 1989. - 352 е.: ил.

23.Новиков H.JT. Повышение режимной надежности и управляемости объединенных энергосистем с помощью новых средств и систем управления: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук.-Новосибирск, 2001 г.- 503 с.

24.СТО 59012820.29.240.007-2008. Стандарт организации ОАО СО ЕЭС. Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. - введен 24.09.2008

25.СТО 59012820.29.240.008-2008. Стандарт организации ОАО СО ЕЭС. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. - введен 23.12.2008.

26.Межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.- введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 28 августа 1998 г. N 338.

27.Шкатов В.А. Системные услуги на рынке электроэнергии// Энергорынок. — 2004. — № 9. — С.31-36.

28.Пресс релиз ОАО СО ЕЭС. Системный оператор планирует провести первый конкурентный отбор исполнителей услуг по обеспечению системной надежности до конца 2010 года

[Электронный ресурс]. — 22.03.2010 — Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id=press_release_view&no_cache =1 &tx_ttnews%5btt_news%5d=l 746&tx_ttnews%5bbackPid%5d=47&c Hash=0431 Iab524. - Загл. с экрана.

29.Пресс-релиз ОАО СО ЕЭС.Электростанции ЕЭС России приступили к автоматическому вторичному регулированию частоты в рамках рынка системных услуг [Электронный ресурс]. - 07.02.2011. -Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id=press_release_ view &tx_ttnews%5Btt_news%5D=2379. - Загл. с экрана.

30.Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100МВт) (услуги по АВРЧМ) в

2011 году [Электронный ресурс]..- утвержденное ОАО СО ЕЭС 15 декабря 2010. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin /files/company/markets/asm/2011 /serv_sec_freq_reg_notice_l4 12 201 O.pdf - Загл. с экрана.

31.Извещение о проведении конкурентного отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100МВт) (услуги по АВРЧМ) в

2012 году [Электронный ресурс]. - утверждено ОАО СО ЕЭС 12 декабря 2011. - Режим доступа: http://so-ups.ru/fileadmin/files /company/markets/asm/2012/ serv_sec_freq_reg_notice_22_l 1_2011. pdf. - Загл. с экрана.

32.Анализ перспектив функционирования и развития гидроэлектростанций (гидрогенерирующих компаний) в условиях реформирования российской электроэнергетики. - Институт стратегического развития ТЭК - 2003.

33.Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии: Пер. с англ. - М: Мир - 2006. - 623 с. : ил.

34.Маркович И.М. Режимы энергетических систем - 2-е издание - М.-JI: Гозэнергоиздат. - 195.7 - 92 с.

35.Андреев A.B., Новиков H.JL, Новицкий Д.А., Титаевская H.A. Некоторые подходы к формированию рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России //Энергорынок. - 07-08(79) июль-август. - 2010 - С. 43-49.

36.Методика определения минимально необходимых объемов резервов активной мощности (временная в-части ОЭС Сибири) - утверждена ОАО СО ЕЭС 05.03.2012 г. - Режим доступа: http://so-ups.ru/fileadmin/ files/company/markets/Metodikaopredelenij а_0312 .pd f. - Загл. с экрана.

37.Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. - М.:Энергия - 1975. - 208 с.

38.СТО СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005. Стандарт ОАО СО-ЦДУ ЕЭС. Нормы участия энергоблоков ТЭС в. нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты. - Введен в действие 01.07.2005.

39.Доклад ВТИ на заседании Технического комитета по надежности и безопасности работы ТЭС «Оценка последствий и дополнительных затрат на энергоблоках при их участии в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности» [Электронный ресурс]. - 16.09.2009. - Режим доступа:

http://www.npvti.ru/sites/vti/files/%D0%BE%D1 %86%В0%В5%Б0% ВО%БО%В А%О0%В0%20%О0%ВР%Б0%ВЕ%В 1 %81 %00%ВВ%0 0%В5%00%В4%01 %81 %й 1 %82%00%В2%00%В8%БО%В9%00% В8%20%О0%В4%О0%ВЕ%О0%ВР%20%О0%В7%О0%В0%О1%82 %01%80%00%в0%01%82.рси>-3агл. с экрана.

40.Колпаков А.В., Королев М.Л., Лазарев В.О. Оценка затрат, связанных с участием энергоблоков тепловых электрических станций в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности [Электронный ресурс]//Энергорынок. - 2006 - № 12. - Режим доступа: http://www.e-m.ru/er/2006-12/23088/. - Загл. с экрана.

41.Методические указания по устойчивости энергосистем -утверждено приказом Министерства энергетики Российской Федерации №277 от 30.06.2003.

42.Совалов С. А. Режимы единой энергосистемы. - М. Атомэнергоиздат. - 1983 г. -384 с.

43.Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков - утверждена решением Электроэнергетического Совета СНГ 13.10.2006.

44.Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии -утверждена решением ЭЭС СНГ от 27 октября 2005.

45.Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков. - утверждены решением Электроэнергетического Совета СНГ 12.10.2007.

46.Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Методика мониторинга участия энергосистем стран СНГ и Балтии в регулировании частоты и перетоков активной мощности. - утверждена решением Электроэнергетического Совета СНГ 29.10.2009.

47.Алексеев C.B., Копылов И.Б., Машанский A.M. Описание энергообъединения как объекта управления для САУЧМ. //Электричество - 1976 -.№ 9 - С. 23—30.

48.Андреев A.B. Модель энергосистемы как объекта управления режимом по частоте и активной мощности //Сборник статей Ш-ей Всероссийской молодежной научной конференции по проблемам управления (МКПУ-2008). - Москва. - 7-9 апреля 2008.

49.Андреев A.B., Регулирование частоты и активной мощности в ЕЭС России в современных условиях //Сборник докладов III международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование»». - Том. 1. - Екатеринбург - 13-16 октября 2008. - С.50-60.

50.Андреев A.B., Титаевская H.A., Разработка алгоритма систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России минимизирующего интенсивность управления энергоблоками ТЭС и ГЭС //Научные труды Международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи». - Том. 2. - Самара - 21-25 ноября 2011.-С.113-118.

51.Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. - М.: Энергия - 1975 - 216 с.

52.Стернинсон Л.Д. Дискуссии. О значениях некоторых параметров тепломеханического оборудования электростанций и их влиянии на

длительные переходные процессы в энергосистемах //Электричество 1980.-№12.-С. 64-67.

53.Алексеев C.B., Машанский A.M., Рабинович P.C., Портной М.Г., Горбунов A.M.. Анализ переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности по межсистемным связям сложного энергообъединения с учётом влияния тепловых электростанций. //Известия академии наук. Энергетика и транспорт - 1978 - № 5 -С. 14-26.

54.Глазов Г.Н., Костевич А.Г. Моделирование дискретных гауссовых случайных процессов//Интеллектуальные системы в управлении, конструировании и образовании.— 2002. — Т. 2, вып. 2 - С. 19—27.

5 5. Почасовой план генерации и потребления ЕЭС России [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.so-ups.ru/ index.php?id=ees_gen_consump_plan&no_cache=l - Загл. с экрана.

56.Почасовая генерация и потребление ЕЭС России [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id=ees_gen _consump_hour&no_cache=l - Загл. с экрана.

57.Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Серия «Энергетика за рубежом» - М. - 1967 - 70 с.