WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Бык Феликс Леонидович ПРОБЛЕМА СИСТЕМНОЙ НАДЕЖНОСТИ И ЕЕ РЕШЕНИЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Специальность 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы Новосибирск – 2010

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет».

Научный консультант: доктор технических наук, профессор Китушин Викентий Георгиевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Манусов Вадим Зиновьевич доктор технических наук, профессор Мисриханов Мисрихан Шапиевич доктор технических наук, профессор Обоскалов Владислав Петрович

Ведущая организация: Учреждение Российской академии наук Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения РАН г. Иркутск

Защита состоится: 3 марта 2011 года в 10-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан «__» 2011 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Тимофеев И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность и степень разработанности проблемы. В результате реформирования электроэнергетика нашей страны качественно изменилась. В настоящее время к ней предъявляются новые требования, от выполнения которых во многом зависит уровень жизни людей и общества, состояние экономики и экологии.

Из многочисленных публикаций ведущих ученых и специалистов можно сделать вывод, что реформы породили множество проблем, решение которых требует развития теоретических положений и методов управления, обеспечивающих:

устойчивое развитие отрасли в условиях разнообразных форм собственности, складывающихся в электроэнергетике;

повышения эффективности электроэнергетики в условиях рыночных отношений между ее субъектами;

требуемый уровень надежности выполнения субъектами электроэнергетики своих функций обеспечения непрерывного и сбалансированного производства и потребления электроэнергии.

Развитие электроэнергетики в нашей стране до последнего времени базировалось на использовании хорошо разработанных методологии системных исследований в энергетике (СИЭ), соответствующих методов прогнозирования, проектирования и планирования, которые были достаточно эффективными для централизованной планово-директивной системы управления. Сегодня они во многом не адекватны электроэнергетике, многоукладной по форме собственности и без вертикальной интеграции по виду организации. Однако в СИЭ заключен достаточно мощный потенциал, заложенный в трудах Арзамасцева Д. А., Веникова В. А., Волкова Э. П., Воропая Н. И., Макарова А. А., Мелентьева Л. А., Руденко Ю. Н. и других последователей научных школ ИСЭМ, МЭИ, УГТУУПИ, ЭНИН. Он может и должен быть использован при разработке современных систем управления развитием электроэнергетики.

Необходимо признать, что проблема развития электроэнергетики во многом не решена и за рубежом, хотя в странах с либеральной экономикой она возникла намного раньше. Ориентация на методы стратегического менеджмента, который предназначен решать задачи устойчивого развития компаний и обеспечивать высокий уровень организации, во многом не дает желаемого результата.

Работы Акоффа Р., Ансоффа И., Биллинтона Р., Бира Ст., Дойля П., Друкера П., Салливана Р., Шумпетера Й., Хакена Г., Эндрени Дж., Эшби У. и других специалистов, направленные на совершенствование методов стратегического менеджмента, обеспечения надежности ЭЭС, позволяют считать его скорее полезным «витамином», чем обязательной «прививкой», если его рассматривать в качестве «иммунитета» компании от вредных и многочисленных воздействий. Американская статистика фиксирует, что около 40% компаний, составляющих 19 лет тому назад список успешных компаний Fortune 500, в наши дни больше не существует. Все это позволило одному из основоположников менеджмента П. Друкеру задачу управления в современных условиях отнести к проблемам мировоззрения и образа мышления.

Если рассматривать электроэнергетику в соответствии с «Законом об электроэнергетике» как систему экономических отношений составляющих ее субъектов, то электроэнергетическая система (ЭЭС) сегодня стала системой их производственных отношений. Существующие недостатки в части построения системы производственных отношений проявляется снижением эффективности и надежности ЭЭС. Можно наблюдать противоречия интересов субъектов электроэнергетики, которые нарастают и обнажаются, что сопровождается отказами от решений, заложенных в «Генеральной схеме размещения объектов энергетики» и «Программе перспективного развития электроэнергетики», как основы проектирования развития ЭЭС. Отсутствует устойчивое развитие электроэнергетики.

В отечественной науке и практике, благодаря трудам Аюева Б. И., Баринова В. А., Беляева Л. С., Бушуева В. В., Васина В. П., Волкова Г. А., Волькенау И.

М., Гамма А. З., Ершевича В. В., Зейлингера А. Н., Идельчика В. И., Китушина В. Г., Ковалева Г. Ф., Кощеева Л. А., Марченко Е. А., Манова Н. И, Манусова В.

З., Мисриханова М. Ш., Обоскалова В. П., Папкова Б. В., Розанова М. Н., Рокотяна С. С., Совалова С. А., Тимченко В. Ф., Хабачева Л. Д., Шлимовича В. Д. и др., была сформирована методологическая база и разработаны методы проектирования развития ЭЭС, где важную роль играют методы обеспечения надежности. Во многом благодаря этому была создана и функционирует единая энергетическая система России.

Сложившаяся методология проектирования позволяет извлекать системные эффекты ЭЭС в интересах государства, но ориентирована на организацию электроэнергетики с централизованной системой управления ее функционированием и развитием. Однако с окончанием реформ централизованной осталась только функция оперативно-диспетчерского управления, а развитие электроэнергетики и ЕЭС в основном определяется субъектами отрасли, интересами их собственников.

Этим определяется необходимость наполнения новым содержанием понятий «развитие электроэнергетики», «управление развитием электроэнергетики», «системная надежность электроэнергетики», разработки методов и способов их обеспечения. Требуется переосмысление и совершенствование методологии проектирования надежных ЭЭС, разработка новых и адаптация известных методов, опирающихся на понятия «развитие» и «управление», которые надо наполнить современным сущностным содержанием, позволяющим осуществлять деятельность, направленную на достижение целей в электроэнергетике.

Цель и задачи диссертационного исследования: развитие теории и методов проектирования надежных электроэнергетических систем для современных условий.

Для достижения этой цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ проблемы развития ЭЭС в современных условиях.

2. Построение концептуальной модели и механизмов развития электроэнергетики.

3. Построение концептуальной модели и механизмов управления развитием.

4. Построение понятия системной надежности электроэнергетики, определение средств и способов ее обеспечения.

5. Разработка инструментальных средств обеспечения надежности ЭЭС, включающих:

средства и способы резервирования;

методы описания и учета сетевых ограничений;

методы оценки возможных и планируемых состояний.

Объектом исследования является электроэнергетическая система.

Предметом исследования является управление развитием надежных электроэнергетических систем.

Методы исследований. Использованы системный и мыследеятельностный подходы, естественнонаучная и деятельностная картины мира, методы математического моделирования, теория управления, теория надежности, теория режимов ЭЭС.

Научная новизна и результаты, выносимые на защиту:

1. Обоснована смена парадигмы развития электроэнергетики. Показано, что произошедшие преобразования электроэнергетики привели к ее превращению из производственной в социотехническую систему, принципиально отличающуюся тем, что развитие может осуществляться только на основе самоорганизации за счет внутренних сил, формирующихся под влиянием внешних условий.

2. Предложена концептуальная модель развития, построенная на основе теории самоорганизации, в соответствии с которой устойчивое развитие электроэнергетики обеспечивается непрерывным поддержанием в ней триединых процессов стабилизации, упорядочивания и хаоса, создающего многообразие и свободу выбора путей развития.

3. Показано, что управление изменениями и управление развитием – принципиально разные виды деятельности. Управление изменениями – «внутренний» процесс, который при определенных условиях может привести к развитию системы, а управление развитием – «внешний» процесс, который при определенных условиях может привести к изменению направления и хода развития.

4. Предложены механизмы развития, предназначенные обеспечить взаимосвязь и согласованность социальной, экономической и технической политики в электроэнергетике, представлена их структура и состав задач, решение которых определяет появление синергетического эффекта.

5. Развито понятие системной надежности электроэнергетики. Определены способы и средства ее обеспечения. Предложена система и формулировки задач, решение которых является предметом различных стадий проектирования электроэнергетических систем и направлено на формирование ее свойства эмерджентности.

6. Показано, что основными средствами стабилизации развития электроэнергетики являются резервы генерирующей мощности и запасы пропускной способности связей, определяющих ее потенциал развития.

7. Разработаны модели и методы интегрального описания режимов работы электроэнергетической системы, позволяющие определять:

оптимальный размер и структуру резервов мощности и энергии в ЭЭС с учетом особенностей режимов ГЭС;

размещение резервов мощности в ЭЭС с учетом ограничений пропускной способности межсистемных связей;

режимные характеристики ЭЭС в виде узловых небалансов по активной мощности для анализа ее устойчивоспособности;

области допустимых режимов (ОДР) с учетом нелинейного характера их границ на основе достаточных условий существования режимов.

Теоретическая и практическая полезность результатов работы диссертационной работы заключается в разработке и совершенствовании основных положений теории развития электроэнергетики, направленных на решение проблемы обеспечения системной надежности на стадии проектирования ЭЭС в рыночных условиях. Получены результаты, позволившие:

выявить сущность, структуру, состав и характер протекания развития в открытых, неравновесных, диссипативных и операционально-замкнутых системах, к которым относится электроэнергетика в современной форме ее организации;

определить назначение, состав и структуру механизмов развития, одним из которых является проектирование ЭЭС, и предназначенных обеспечить бескризисное, эволюционное, устойчивое развитие электроэнергетики;

дополнить критерии эффективности и разработать методологическую основу проектирования ЭЭС как деятельности по обеспечению требуемой системной надежности электроэнергетики;

определить способы и средства формирования системной надежности электроэнергетики, предложить модели и методы решения задач на стадии проектирования, предназначенных обеспечить надежность ЭЭС;

предложить методы, предназначенные для использования при проектировании надежных ЭЭС, систем противоаварийного управления и позволяющие получать системные эффекты в интересах субъекта надежности.

Результаты работы использованы при проектировании схем развития ЭЭС и систем противоаварийной автоматики объединенной энергосистемы Сибири (подтверждено актами внедрения от «Сибирского института проектирования энергетических систем» ОАО "Сибирский ЭНТЦ" и ЗАО «Институт автоматизации электроэнергетических систем», г. Новосибирск). Методы обоснования резервов мощности и составления балансов электроэнергии для ЭЭС с большой долей ГЭС включены в справочник по проектированию электроэнергетических систем под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро (М.: Энергоатомиздат, 1985 г.).

Теоретические положения управления развитием и обеспечения надежности, изложенные в работе, используются в учебном процессе на энергетическом факультете Новосибирского государственного технического университета (ГОУ ВПО НГТУ), о чем имеется акт внедрения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. В соответствии с формулой специальности 05.14.02 – «Электрические станции и электроэнергетические системы» представленная диссертационная работа является исследованием по связям и закономерностям при планировании развития, проектировании и эксплуатации электроэнергетических систем. Так же диссертация соответствует п. 6, п. 7 и п. 10 паспорта специальности.

Апробация и реализация результатов работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры «Автоматизированных электроэнергетических систем» и кафедры «Систем управления и экономики энергетики» ГОУ ВПО НГТУ; Всероссийской конференции «Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления» (Иркутск, 1995 г.); Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития» (Иркутск, 2000 г.); Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление» (Иркутск, 2005 г.); международных научных семинарах им. Ю. Н. Руденко «Методические вопросы надежности больших систем энергетики» (в 1982, 1984, 1989, 1999, 2002, 2004, 2009? 2010 гг.); конференции «Объединнная энергосистема Сибири: Современное состояние и перспективы развития» (Новосибирск, 1996 г.); Всероссийской конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (Екатеринбург, 2008 г.); открытом семинаре УРАН института народнохозяйственного прогнозирования «Экономические проблемы энергетического комплекса» (Москва, 2010 г.).

Публикации. Результаты диссертационного исследования отражены в публикациях, в том числе трех монографиях, 12 – в изданиях, включенных в Перечень рекомендованных ВАК РФ (7 из которых по направлению «энергетика»), 11 – в сборниках научных статей и трудов, 2 – в материалах международных конференций, 3 – в материалах российских конференций и одна в центральном журнале.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения. Объем работы составляет 274 страницы основного текста, 58 рисунков, 7 таблиц и 3 Приложения. Список использованной литературы содержит 219 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ Во введении показана актуальность вопросов развития надежных систем электроэнергетики России, степень научной разработанности проблемы, сформулированы цель и задачи исследования, его научная новизна, теоретическое и практическое значение, основные положения, выносимые на защиту, а так же раскрыта содержательная часть работы.

В первой главе «Анализ существующих подходов к развитию» рассматриваются различные аспекты развития надежной электроэнергетики, которые всегда имели особую важность в теоретическом и в практическом плане.

Зарождение соответствующего научного направления в нашей стране следует отсчитывать от разработки плана ГОЭЛРО. С самого начала развитие энергосистем рассматривалось в жесткой связи с экономикой и социальными отношениями в обществе. Позже сформировалось научное направление – СИЭ, которое изучало развитие энергетики во взаимосвязи с экономикой, оставляя за своими рамками социальный аспект (или частично отражая его различными ограничениями, например, демографическими или экологическими).

Системные исследования рассматривают развитие электроэнергетики как одну из подсистем топливно-энергетического комплекса. Энергетика представляется в широком смысле «как совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников получения природных ресурсов до приемников энергии включительно». Теоретико-методической основой СИЭ являются исследования и разработка:

закономерностей и тенденций развития энергетики;

свойств больших систем энергетики (БСЭ);

математических моделей и методов системного анализа;

проблем информационного обеспечения.

В прикладном плане СИЭ были направлены на решение конкретных задач управления функционированием и развитием. На основе методологии СИЭ осуществлялось управление развитием энергетики в СССР: разрабатывались стратегии развития энергетики, схемы развития электроэнергетики страны, отдельных регионов и т. д. В последний период существования СССР из-за предположения идеальности систем управления, в энергетике и стране стал проявляться основной недостаток СИЭ – слабая реализуемость выработанных с помощью СИЭ решений. Причина этого заключалась в том, что СИЭ не учитывали социопсихологический аспект больших систем энергетики, в частности, реальные свойства систем управления.

Достаточно мощный потенциал СИЭ может и должен быть использован и при переходе к рыночной организации экономики страны. В этом плане интерес представляют идеи и разработки, ведущиеся в институте систем энергетики им.

Л. А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, направленные на использование СИЭ для выработки централизованных стратегических решений по развитию энергетики в сочетании с моделированием поведения различных субъектов энергетики.

За рубежом работам по развитию придается особое значение независимо от отрасли, так как развитие здесь является условием жизни или смерти бизнеса.

Обеспечение развития бизнеса во многом относят к функциям стратегического менеджмента, а основным способом считается поиск организационных преобразований и совершенствование систем управления. Известны различные теории, модели, способы управления изменениями. В самом общем виде их можно разделить на три группы, каждой из которых присущи принципиальные отличия и область применения:

рациональный инкрементализм используется для поддержания динамического равновесия системы со своим окружением и, если удается достичь определенных успехов, то развитие организации проявляется в расширении ее сферы деятельности и росте компании;

реинжиниринг (теория революционных изменений) предназначен для быстрого осуществления глубоких и всесторонних коренных изменений, в результате которых компания достигает существенного, «прорывного» роста эффективности (в десятки и сотни раз);

стратегия управления развитием организации через процессы самообучения ставит задачу: сделать так, что бы организация менялась сама, реагируя на запросы рынка и извлекая полезные знания из собственного опыта.

Выполненный обзор работ по развитию, управлению развитием показывает, что имеются, по крайней мере, две ключевые проблемы, порождающие многие другие.

Первая из них – понятийная, где определяющими являются понятия «развитие», «управление развитием» и др. С одной стороны, утверждается, что развитие – объективный процесс, который подчиняется каким-то естественным законам, а роль человека сводится к их изучению и освоению. С другой стороны, обладая знаниями и ставя перед собой цели, люди постоянно стремятся к их достижению, осуществляя соответствующую деятельность.

В менеджменте, к сожалению, нет методов и критериев, которые гарантировали бы то, что идет процесс развития, а не движение к краху организации.

Видимо это и является причиной того, что многие предприятия в результате такого «развития» через некоторое время исчезают с поля своей деятельности.

Примерно такое же положение с понятием «развитие» в СИЭ. С одной стороны, утверждается, что задачей СИЭ является исследование тенденций и закономерностей развития систем энергетики, т. е. признается, что развитие присуще системам энергетики естественным образом и существует объективно, его можно исследовать. С другой стороны, управление в энергетическом хозяйстве, в том числе развитием, выступает основным предметом СИЭ.

Не лучше ситуация и с понятиями «управление» и «управление развитием». Под управлением понимается выработка управляющих решений (на основе прогнозирования, планирования, проектирования и т. д.) и их реализация путем воздействия управляющей подсистемы на управляемую систему, направленных на изменения ее параметров. Однако, если развитие системы объективный, естественный и закономерный процесс, то что означает управление этим процессом? Как это возможно? Может быть, все современные проблемы управления и заключаются в том, что мы вмешиваемся в естественный процесс развития и разрушаем его? Ряд проблем, несомненно, обусловлен тем, как мы определяем понятия «энергетика», «электроэнергетика», «энергетические системы», как понимаем направление и формулируем цели развития этих систем.

Наконец о понятии «системная надежность». Сегодня оно тоже требует развития. Для электроэнергетики, представлявшей собой единый производственно-хозяйственный комплекс, системная надежность определяла надежность этого комплекса по отношению к потребителям электроэнергии и обеспечивалась единым управляющим субъектом – ЭЭС. Для электроэнергетики, представляющей собой множество хозяйствующих субъектов, ЭЭС уже не является таким субъектом. Исчез субъект, обеспечивающий системную надежность при развитии электроэнергетики.

Вторая проблема – методологическая. Существующая теория управления организациями позволяет считать, что развитие систем за счет централизованного управления ограничено размерами этих систем, а развитие больших систем возможно лишь за счт синергетических механизмов, которые используются в методе самообучения.

Если с этих позиций обратиться к методологии СИЭ, то можно увидеть, что совсем не обязательно она должна применяться только к системам с централизованным управлением. Все ее базовые положения справедливы и для систем без централизованной системы управления. Это предполагает то, что развитие электроэнергетики следует рассматривать не как выработку управляющих решений центра по изменению объекта управления, а целостно, как объект совместно с теми синергетическими механизмами, которые там существуют и определяют развитие.

Исследование этих двух проблем является содержанием теоретической части настоящей работы.

Во второй главе «Методологические основы работы» в рамках деятельностной картины мира и системного подхода были рассмотрены процессы развития и управления развитием электроэнергетики и электроэнергетической системы. Известно определение понятия «развитие» как «необратимого, направленного и закономерного изменения материальных и идеальных объектов», где только одновременное наличие всех трех указанных свойств, выделяет процесс развития в среде других изменений. Исследование данного понятия позволило сформулировать следующие тезисы:

Развитие – естественный (или оестествленный) процесс, присущий самоорганизующимся объектам, которые, как системы, являются открытыми, неравновесными, диссипативными, но операционально-замкнутыми.

В таких системах можно выявить:

направленность – освоение «потенциала развития», которым обладает (наделяется) самоорганизующаяся система;

необратимость – наличие диссипации, которая определяет «невозможность» вернуться в исходное состояние, положение и т. д.;

закономерность – наличие механизма развития, который не познан в полной мере, но о котором есть некоторое представление, в частности, что его работа определяется критерием невозрастания энтропии системы.

Не всегда изменения, происходящие в открытых, неравновесных, диссипативных и операционально-замкнутых искусственных системах являются процессом развития, хотя могут обеспечивать достижение определенной цели.

Развитием они становятся, если в результате изменений расширяется пространство, и (или) увеличивается время существования системы, что проявляется в увеличении спроса на результаты ее работы, снижается объем потребляемых ею ограниченных ресурсов.

Структурно самоорганизующиеся системы могут быть двух типов:

системы, включающие в себя организующий центр и организуемый объект (системы по Эшби);

системы без организующего центра, где проявляется синергетический эффект (системы по Хакену).

Если внутри самоорганизующейся системы процесс развития осуществляется человеком (людьми), то для внешнего наблюдателя такая система может рассматриваться как естественная (оестествленная).

С системных позиций развитие можно представить системой, состоящей из трех подпроцессов – хаоса, упорядочивания и стабилизации:

Хаос определяет расширение конфигурационного пространства системы, обусловленного переходом к новому аттрактному состоянию, т. е. к новой структуре. Хаос порождается изменением потенциала развития системы. Этот подпроцесс направлен на изменение системы, он повышает ее сложность и расширяет ее возможности.

Упорядочивание обеспечивает установление новых связей, порядка в системе на основе сложившейся в результате хаотического подпроцесса структуры отношений. Этот процесс ведет к росту организованности и возможностям выполнения новых функций.

Стабилизация обеспечивает повышение степени использования образовавшихся связей в рамках сложившейся структуры отношений и связей, проявляющейся в виде роста выполняемых системой функций.

Прогресс предполагает повышение эффективности системы и, следовательно, снижение ее диссипации и энтропии. В развивающейся системе увеличение энтропии из-за роста системы с избытком компенсируется снижением энтропии параллельно идущими подпроцессами хаоса и упорядочивания. В совокупности энтропия развивающейся системы снижается.

Движущей силой развития является механизм развития, работающий только в определенных условиях. Человек может ускорять или замедлять ход развития, т.е. оказывать влияние на темпы развития во избежание кризиса, для обеспечения эволюционного развития социотехнических систем.

Управление развитием может осуществляться только через изменения среды существования самоорганизующихся систем. Это управление направлено на актуализацию нужного для внешней среды потенциала развития системы и таким образом оказывает влияние на направление развития самой системы.

Все эти тезисы не противоречат современным представлениям в науках, так или иначе связанных с этим процессом: синергетики, биологии, экономики, социологии и др. В соответствии с этими тезисами построены концептуальные модели развития (рис. 1) и управления развитием (рис. 2).

По Хакену По Эшби Самоорганизующаяся система операциональнооткрытая неравновесная диссипативная замкнутая Потенциал развития системы хаос Деятельность упорядочивание dS/dt<Процесс стабилизация dS/dt>Направленность Прогрессивная dS/dt <0 d/dt Необратимость Рис. 1. Структура понятий концептуальной модели развития.

В интересах субъектов С человеком, среды искусственно- С централисамооргани- зованной Инновазующиеся организацией ционный системы – (по Эшби) ИнвестиИСОС ционный Управляемое ПотребиС распреразвитие тельский Без человека, деленной естественноорганизацией Гарантисамооргани(по Хакену) рующий зующиеся Способ системы – Организауправления ЕСОС ционный Через актуализацию потенциала развития Селекция систем, где естественным Информированность систем о «нужных» образом проявилось «нужная» на- свойствах, что позволит изменить целенаправленность развития правленность развития в ИСОС Рис. 2. Структура понятий концептуальной модели управления развитием.

Оестествленный Изменение пространства конфигурационного (в социотехнических системах) По структуре По характеру Кризисный Эволюционный Естественный необходимым для развития Изменения доступа к ресурсам, Используемые средства Общественный потенциал Тип самоорганизующихся систем Третья глава «Задачи обеспечения надежности ЭЭС». Известно, что ненадежность системы не определяется простой суммой ненадежности ее элементов. Система предоставляет потенциальную возможность повысить надежность, используя ее свойство эмерджентности. Увеличение надежности будет зависеть от способности организующего органа выявить и использовать это свойство. Надежность, с этих позиций, характеризует степень организованности системы, достигнутый уровень ее развития. Когда электроэнергетика и электроэнергетическая система почти синонимы (единый хозяйствующий субъект), потенциальная возможность повышения надежности за счет централизованного управления максимальна. В рыночной многосубъектной среде такая возможность снижается и во многом зависит от организации взаимодействия субъектов, а степень их взаимодействия – от надежности и возможностей строить взаимосвязи в рамках экономических отношений.

Существующая в электроэнергетике ситуация позволяет выделить субъекты, отвечающие за надежность в процессах:

производства электрической мощности и электроэнергии;

передачи и распределения электроэнергии;

потребления электроэнергии;

оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления.

В общем случае технические средства субъектов и их деятельность по обеспечению надежности могут быть товаром, услугой, работой, которые позволяют рассматривать надежность как свойство ЭЭС по энергоснабжению потребителей. Выполнение соответствующих норм и согласованных между субъектами технологических регламентов является требованием по обеспечению данного свойства и может рассматриваться как гарантия надежности. Этот подход основан на выработке соглашений между субъектами, которые должны быть им выгодны. В этом случае трудно говорить о надежности, как экономической категории, оценивать и определять эффективность затрат на ее обеспечение.

Другой подход основан на появлении в составе субъектов электроэнергетики специализированной организации, осуществляющей эту деятельность – субъекта надежности. Этот субъект, будучи экономически ответственным перед потребителями и производителями электроэнергии, займется определением экономически целесообразных размеров резервов мощности и энергии, их закупкой на соответствующих рынках или созданием собственных; закупкой пропускных способностей электрической сети для сокращения суммарного размера резервов за счет взаиморезервирования; привлечением потребителя в качестве управляемой нагрузки и прочими средствами по обеспечению надежности.

Следует указать, что с появлением данного специализированного субъекта от него можно ожидать деятельности, направленной на поиск новых эффективных организационных и технических средств повышения надежности, что в той или иной степени осуществляется в рамках работ по Smart Grid и др. Это может быть одним из инновационных путей решения проблемы надежности. При отсутствии субъекта надежности остается рассчитывать на использование традиционных, известных способов, на обострение противоречий субъектов электроэнергетики при разработке нормативов и технологических регламентов, на дополнительные затраты, в том числе на соответствующие контролирующие органы и прочее. В конечном итоге это ведет к повышению цены на электрическую мощность и энергию, что противоречит интересам потребителей, и будет сдерживать развитие экономики страны. Таким образом, можно утверждать, что надежность ЭЭС, как технико-технологической системы, в рамках которой осуществляется производство и передача электроэнергии, обусловливается не только ненадежностью оборудования и управления, но и организационноэкономической сферой, где должен найти место специализированный субъект надежности.

Утверждается, что в результате реформирования электроэнергетики с образованием множества самостоятельно хозяйствующих субъектов в конкурентной рыночной среде она превращается из производственной в социотехническую систему, для которой характерно появление ещ и социо-психологических отношений как внутри ее, так и с обществом. Этот аспект также оказывает существенное влияние на надежность ЭЭС. В итоге, говоря о надежности ЭЭС, мы не можем оперировать только надежностью технико-технологической части, а должны говорить о системной надежности, учитывающей и организационноэкономический и социо-психологический аспекты электроэнергетики. В связи с этим разработано понятие «системная надежность», соответствующее социотехническому характеру электроэнергетики. Это понятие имеет три аспекта:

технико-технологический – свойство системы производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, позволяющее производить и доставлять электроэнергию потребителям в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования;

организационно-экономический – свойство системы отношений и взаимосвязей субъектов электроэнергетики и потребителей, позволяющее обеспечить баланс экономических интересов при соблюдении ограничений по экологической и технологической безопасности энергетики;

социо-психологический – свойство системы образов и характеристик, создающих и поддерживающих привлекательный имидж электроэнергетики, т. е.

определенное отношение к ней в обществе, позволяющее обеспечить поступление в электроэнергетику ресурсов, необходимых для ее рационального функционирования и развития.

При таком понимании системной надежности энергосистем она обеспечивается различными средствами, начиная от создания и использования оборудования с соответствующей надежностью, собственных запасов и резервов до активного привлечения средств массовой информации и иных способов психологического воздействия на общественное сознание, которое, в частности, отражается в принимаемых законах, правилах, нормативах, постановлениях государственных органов по энергетике.

Переходя к проектированию надежных ЭЭС, имеем в виду проектирование изменений ЭЭС, которые должны обеспечить не только техническую надежность электроснабжения, но и надежность для производителей электроэнергии строить свои экономические отношения и связи в условиях расширяющегося оптового рынка, возможностей заключать прямые двухсторонние договоры. При складывающейся организации электроэнергетики здесь также возникают терминологические осложнения. Открытым остается вопрос – кто тот субъект, который обеспечивает проектирование развития ЭЭС в интересах всех действующих и новых субъектов электроэнергетики? В существующей организации развивать ее могут лишь субъекты в рамках своей собственности. ЭЭС, в частности ЕЭС России, не является субъектом и поэтому целенаправленно развиваться не может. Она лишь меняется в зависимости от развития субъектов электроэнергетики. В этом плане ЭЭС уже не является синонимом электроэнергетики. В то же время такая система, состоящая из отдельных самостоятельно развивающихся субъектов, является потенциально самоорганизующейся. В ней имеются синергетические силы, обеспечивающие развитие энергетики в целом и соответствующие изменения ЭЭС. Такими силами являются рыночные силы, формирующие и запускающие в работу различные механизмы и институты (совет рынка, сотрудничество в области надежности, аналог советов по надежности в США и др.). Очевидно, что на этапе реформирования заблуждением была вера в достижение баланса этих сил, а тем более в их консолидацию в интересах развития электроэнергетики. Однако опыт показывает, что отсутствие этих сил, перенос ответственности и обязанностей по развитию электроэнергетики на государство ведет к росту затрат и доминированию аппаратной формы управления, что обуславливает снижение эффективности и темпов развития, росту бюрократизации.

С другой стороны, имеется и внешняя, достаточно жесткая потребность в развитии электроэнергетики. Роль электроэнергии в современной жизни также велика и существенна, как роль воздуха, воды, солнца и прочих составляющих биосферы. Понимание и законодательное закрепление за электроэнергетикой роли жизнеобеспечивающей системы предопределяет отношение к ней, как к самоорганизующейся системе, следовательно, основой ее развития является соответствующий механизм «оестествленного» развития.

В итоге можно сформулировать тезис. Современная электроэнергетика является потенциально самоорганизующейся, развивающейся системой, а после произошедшего ее реформирования – самоорганизующейся системой без организующего центра, т. е. развивающейся на основе синергизма в поведении ее элементов (самоорганизующейся системой по Хакену).

Развитие осуществляется за счет освоения потенциала развития. Чем больше он освоен, тем менее интенсивно идет развитие. При его исчерпании возникает кризис. Сам же потенциал развития может наращиваться исключительно за счет внешней среды, в данном случае для электроэнергетики – за счет освоения научно-технических достижений в области организации и управления электроэнергетикой (организованность), в области производства и передачи электроэнергии (инновационность), ростом энерговооруженности экономики и жизнедеятельности. Если система полезна обществу, то общество в лице государства, наращивает потенциал развития системы, т. е. осуществляет управление развитием, что в конечном итоге оборачивается ее инвестиционной привлекательностью. Для этого государство берет на себя функции гаранта по отношению к инвесторам.

В диссертации разработаны механизмы развития, структурно они состоят из трех блоков: целеполагающего, организующего и регулирующего (рис. 3).

Познанные законы природы и общества Самоорганизация в социотехнических системах Выявленные Изменения и осмыс- Формирование цели, объекта, ленные дис- направленности изменения квалифицисонансы с Организуемый руемые Организация (как процесс) внешним объект как развитие окружением Регулирование Доступные ресурсы Рис. 3. Структурная схема механизма развития.

Основная задача целеполагающего блока – создание и поддержание процесса хаоса, который выражается в форме организации научноисследовательских работ, проведении экспериментальных нововведений и поддержки различных видов творчества. В рамках данного блока решается множество задач, начиная от подготовки кадров до выработки целей и критериев развития электроэнергетики. Эту функцию поддерживает социо-психологическая подсистема. Для этого целесообразно создание организационных структур с управлением в форме адхократии.

Основная задача организующего блока – обеспечение процесса упорядочивания. Эту функцию поддерживает организационно-экономическая подсистема, которая постоянно подвергается внешним и внутренним воздействиям. Реинжиниринг, как метод и способ управления, должен стать основой осуществления этой деятельности.

Основная задача регулирующего блока – обеспечение процесса стабилизации. Эту функцию обеспечивает технико-технологическая подсистема. Она обеспечивает относительную стабильность и надежную работу ЭЭС.

При такой организации подпроцессов развития обеспечивается устойчивое развитие системы. Здесь социо-психологическая подсистема обеспечивает наращивание потенциала развития организационно-экономической подсистемы за счет внешних инноваций, инвестиций и т. д., что в конечном итоге ведет к росту потенциала технико-технологической подсистемы. В противных случаях наступают различные кризисы. На рис. 4 приведена структура работ по развитию электроэнергетики, вытекающая из закона «Об электроэнергетике» и прошлого опыта проектирования развития ЭЭС.

На рисунке нет в явном виде субъекта надежности. Таковым может быть системный оператор (СО). От него требуется обеспечить функционирование блока «регулирование» механизма развития электроэнергетики. Исходя из изложенного, задачей субъекта надежности ЭЭС является обеспечение рациональной надежности, формирующейся в результате развития электроэнергетики и ЭЭС.

Политика развития энергетики России Долгосрочное прогнозирование развития объектов электроэнергетики и инфраструктура рынка (правительство РФ) Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики (правительство РФ) Программа перспективного развития электроэнергетики, в том числе в сфере муниципальной энергетики (правительство РФ) Проекты развития субъектов электроэнергетики Мероприятия, России технологические схемы, программы развития ЕЭС России (СО ЕЭС) Программы перспективного Мероприятия, развития электроэнергетики технологические схемы, Федерального округа программы развития ОЭС (ОДУ ОЭС) Программы перспективного Мероприятия, развития электроэнергетики технологические схемы, региона программы развития региона (РДУ …) Рис. 4. Структура работ по развитию электроэнергетики.

Эта задача включает в себя три аспекта: социо-психологический, организационно-экономический и технико-технологический. В социо-психологическом аспекте можно выделить следующие работы:

определение требований общества к надежности ЭЭС, инициирование принятия соответствующих законов, постановлений, норм с обеспечением поступления в электроэнергетику соответствующих ресурсов, гарантий и т. п.;

участие в разработке программ перспективного развития электроэнергетики в части формирования требований по надежности к ее субъектам.

В организационно-экономическом аспекте:

разработку, внедрение, поддержание, развитие системы тарифного взаимодействия по надежности со всеми субъектами энергетики, потребителями;

формирование критериев оптимальной надежности;

финансового обеспечения, приобретения, оплаты необходимых средств надежности ЭЭС.

ЕНЭС ОГК РУСГИДРО ТГК РОСАТОМ МРЭС СО ЕЭС Муницип.

энергетика иерархия Территориальная В технико-технологическом аспекте:

формирование и использование оптимальных резервов генерирующей мощности в ЭЭС, энергоресурсов, запасов пропускной способности, системных услуг;

разработку и внедрение новых средств обеспечения надежности, управляемости ЭЭС.

В итоге совокупную систему задач по обеспечению надежности ЭЭС можно представить так, как это показано на рис. 5. Содержание некоторых задач приведено в табл. 1, а полный перечень рассмотрен в диссертации. Далее на основе разработанной понятийной базы предлагаются методы решения наиболее актуальных задач технико-технологической подсистемы электроэнергетики, представляемой как ЭЭС.

Задачи надежности законодательных органов Задачи надежности исполнительных органов Задачи надежности независимого оператора рынка: АТС, СО Задачи субъектов рынка Субъекты рынка Параметры Внутренние Внешние Струк- Структурные Режимтурные II, III порядка ные Генерирующие компании 1.1 1.2 1.3 1.Системообразующая электрическая сеть 2.1 2.2 2.3 2.Распределительные электрические сети 3.1 3.2 3.3 3.Сбытовые компании 4.1 4.2 4.3 4.Потребители энергии 5.1 5.2 5.3 5.Рис. 5. Схема структуризации общей задачи обеспечения надежности ЭЭС.

Таблица Технико-технологическая подсистема, как блок «регулирование» механизма развития электроэнергетики Вход Задачи Результат Риски неоправданных 3.1.1. Надежность балансов Схема развития ЕЭС или недостаточных вво- 3.1.2. Оптимизация резервов, запасов России дов у субъектов отрасли 3.1.3. Инвестиционные ограничения 3.2.1. Оптимизация схем, режимов Наличие сетевых огра- Схема развития ничений на поставку и 3.2.2. Проекты, методы, технические тре- ЕНЭС (Единой набования на потребление электро- циональной электри3.2.3. Ограничения по возможностям ввоэнергии ческой сети) да новых мощностей 3.3.1. Обеспечение надежности, управНарушение устойчиво- Системы автоматисти и других нормативов ляемости ческого и автоматирежимов и недостаток 3.3.2. Совершенствование систем управ- зированного управрегулировочных воз- ления и регулирования режимами ления и регулироваможностей ния 3.3.3. Критерии, нормативы, требования Хаос вание Упорядочи Стабилизация При этом важно отметить, что задачи развития являются, как правило, задачами оптимизационного характера, поэтому методы их решения должны строиться и опираться на максимально интегрированных показателях, что и было заложено в предлагаемые методы.

Четвертая глава «Методы обоснования оптимальных резервов энергии и мощности ЭЭС». Резервы мощности и энергии являются, с одной стороны, наиболее эффективным средством обеспечения надежности, а с другой, характеризуют способность ЭЭС реагировать на отклонения в балансах мощности и энергии от ожидаемых в перспективе. Развиваться может только надежная ЭЭС, а проектирование надежных ЭЭС по существу является деятельностью по проектированию развивающихся ЭЭС. Формирование резервов является наиболее затратным способом обеспечения надежности, а определение их размеров и размещения представляет собой одну из задач субъекта надежности. Этому посвящено много работ, которые учитывают различные аспекты обеспечения надежности. В то же время практически отсутствуют или слабо разработаны методы обоснования резервов в энергосистемах с гидроэлектростанциями (ГЭС).

Одна из специфических особенностей этой задачи заключается в том, что доля мощности ГЭС влияет на надежность баланса электроэнергии. В качестве расчетной энергоотдачи ГЭС обычно принимают значение 50% обеспеченности, что отражается на запасаемом на тепловых станциях топливе и структуре резервов мощности. Например, в Сибирском энергообъединении, имеющем в структуре балансов около половины мощности на ГЭС, изменение расчетной водной обеспеченности ГЭС с 50% до 95% приводит к необходимости увеличения запасов топлива на ТЭС на 5-6% в год, а в месячном разрезе – до 30% и более.

На структуру резервов мощности также влияет размер энергии на ГЭС для целей резервирования. В связи с этим возникают следующие задачи:

определения расчтной обеспеченности энергоотдачи ГЭС для обеспечения надежного баланса электроэнергии в ЭЭС;

распределение оптимального резерва мощности в ЭЭС между тепловыми и гидравлическими станциями с учтом допустимой выработки электроэнергии на ГЭС.

При этом предполагается, что в социо-психологической и организационно-экономической подсистемах уже решены задачи критериального характера, в частности, как учитывать надежность:

вероятностью бездефицитного баланса (с какой вероятностью – 0,999, 0,996 или ещ какой-либо величиной);

величиной аварийно недопоставленной энергией;

величиной удельного ущерба от аварийного ограничения энергии или иным способом? В организационно-экономической подсистеме должен быть определн критерий экономической эффективности мероприятий по обеспечению надежности с учтом вышеуказанных критериев. В настоящей работе в качестве критериального показателя принят размер удельного ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии, а в качестве экономического критерия – чистый дисконтированный доход (ЧДД). Такой подход позволяет: во-первых, свести максимизацию ЧДД к минимизации затрат, исключив из рассмотрения независимый от оптимизируемых параметров экономический результат функционирования системы;

во-вторых – расширяет область использования различных новшеств в средствах обеспечения надежности, в частности, в арсенале системных услуг.

Кроме того, если в социо-психологической подсистеме будет принято решение об использовании критерия в виде нормативной величины вероятности бездефицитного баланса или допустимой величины недоотпуска электроэнергии, то решение задачи может быть сведено к рассматриваемой в настоящей работе задаче, введением неопределнных множителей Лагранжа, которые по существу будут эквивалентны удельному ущербу.

Первая задача: определение оптимальной планируемой обеспеченности энергоотдачи ГЭС – Fх.

Критерий можно свести к виду:

ЗТ+ ЗСК + У min, где ЗТ – дополнительные затраты на резервное топливо и его транспорт, ЗСК – затраты на дополнительное складирование топлива, У – ущербы от дефицита энергии.

Моделирование всех составляющих и поиск минимума позволяет определить расчетную обеспеченность ГЭС как:

зСК Е * зМ Fx у, зМ *(Е 1) b где зМ – маржинальные затраты на топливо при дефиците электроэнергии, зСК – приведенные удельные затраты на складское хозяйство, b – удельный расход топлива, у – удельный ущерб от дефицита электроэнергии.

При реальных величинах зМ, зСК и при у=2,530 руб/кВтч получаем, что расчетная обеспеченность энергоотдачи должна быть: Fх=(8699)%. Необходимый запас топлива будет равен: В=(Э50-ЭFx)*b.

Специфика второй задачи заключается в том, что при наличии ГЭС в энергосистеме на них стремятся разместить как можно больше аварийного резерва мощности. Однако это требует и дополнительной выработки на них энергии в размере той величины, которая будет возникать во время использования этой мощности. Поэтому рационально будет разделить резерв на две составляющие: одна – на тепловых станциях RЭ (базовая), другая – на ГЭС RП (пиковая), используемая интегрально, без дополнительной выработки энергии. Исходя из условия минимальности затрат на резервную мощность в энергосистеме:

ЗR=зЭ*RЭ+зП*RП+у0*(RЭ+ RП)min, можно получить:

ТЭ зП * Т F(Rопт), у*Т (зЭ зП ) где R – общая величина резерва, ТЭ – время использования мощности.

RП Rопт RЭ, где:

Пиковая составляющая определится, как:

Rопт RЭ * Rопт F(D)dD, ТЭ а F(D) – закон распределения дефицита мощности.

Полученное значение оптимального оперативного резерва и его распределение между ГЭС и ТЭС предполагает, что израсходованная на ГЭС во время выполнения ею резервных функций энергия компенсируется энергией, вырабатываемой на резервной мощности ТЭС за рассматриваемый период Т (обычно год), а теоретически – в среднем за любой интервал времени. Предполагалось, что сама ГЭС с такими функциями справляется без каких-либо дополнительных затрат и ограничений. В общем случае это не совсем корректно. Случайное время наступления аварии, е глубина по мощности и ограничиваемой энергии могут потребовать такой выработки энергии на ГЭС, которая не может быть обеспечена на аварийном интервале времени, хотя и могла бы быть компенсирована работой резервной мощности на ТЭС в среднем за больший период времени. Поэтому, как минимум, необходима оценка энергии, вырабатываемой на ГЭС во время единичного простоя генерирующей мощности тепловых станций величиною в R0, и сопоставление этой энергии с возможностями ГЭС. В первую очередь, такая проверка необходима для тех систем, в которых доля ГЭС в общей мощности системы невелика, а размещаемый на ГЭС оперативный резерв велик.

В диссертации разработана модель и метод оценки необходимого запаса энергии на ГЭС для использования размещенных на них резервов мощности.

В качестве примера ниже приведены результаты расчета для одной из ОЭС ЕЭС. Оптимальная величина полного оперативного резерва R0=13МВт, его составляющих RЭ=570 МВт и RП=750 МВт. Необходимый запас энергии на ГЭС составляет 70 млн. кВтч. В случае если на ГЭС нет такой маневренной энергии, то требуется увеличение доли резервной мощности, размещаемой на ТЭС. Оценку этого увеличения RЭ можно произвести при помощи специально построенной зависимости.

Особое место занимает оптимизационная задача экономического обоснования резерва мощности и его распределение для многоузловой ЭЭС, где имеются ограничения по пропускным способностям связей. Данная задача становится настолько многомерной и многофакторной, что до сих пор не нашла своего решения в инженерной практике. В полной оптимизационной постановке требуется определение как величины оптимальных аварийных резервов по узлам Ri, так и оптимальных пропускных способностей связей электрической сети Pij для целей взаиморезервирования генерации узлов. Влияющие факторы: различные стоимости резервной мощности по узлам ЭЭС, различные величины удельного ущерба потребителей по узлам ЭЭС или нормативы надежности бездефицитного баланса мощности, различные варианты взаимного резервирования (например, должен ли резервироваться соседний узел, если в это время возник дефицит мощности в своем узле) и т.д.

Предлагается модель и метод расчета резервов, в основе которых лежит идея определения оптимального узлового резервирования, обеспечиваемого как резервом мощности своего узла, так и мощностями взаимопомощи соседних, связанных с ним узлов. Полная оптимизационная задача решается в два этапа.

На первом этапе определяются оптимальные резервы по узлам ЭЭС при заданных возможностях взаимного резервирования другими узлами. На втором этапе оптимизируются пропускные способности межузловых связей.

При заданных значениях пропускной способности связи Qij и балансового перетока мощности по этой связи Sij имеется возможность использования резервов, размещенных в i-ом узле, для резервирования j-го узла в размере:

Pij=min(Ri0,(Qij-Sij)), где Ri0 – оптимальный аварийный резерв выделенного узла, R0 – оптимальный аварийный резерв совокупности двух и более узлов, рассчитанные известными методами моделирования узла или их совокупности концентрированной ЭЭС.

Метод определения оптимального аварийного резерва и его разнесение по узлам сложной ЭЭС базируется на свертке двух взаимосвязанных сетью узлов.

Каждая свертка позволяет определить значение аварийного резерва Rij’ и его распределение между узлами Ri и Rj:

Ri= Ri0-Рji, Rj=Rj0-Рij, (1) при условии, что Ri+RjRij0.

Если условие (1) не выполняется, то требуется увеличение узловых аварийных резервов в избыточном узле до выполнения условия:

Ri+Rj=Rij0, и уточняются значения требуемых мощностей взаиморезервирования РijТ и РjiТ.

Имея результаты первой свертки, можно приступить к следующему шагу – определению суммарного резерва и его распределению между взаимосвязанными узлами. Осуществляя свертку ЭЭС, можно найти суммарную величину резерва и его распределение между узлами с учетом ограничений по пропускной способности и степени загрузки связей балансовыми перетоками. Для n-узловой ЭЭС с ограничениями на взаиморезервирование в общем случае будет выполняться условие:

n Ri R0, где R0 – оптимальный размер аварийного резерва сложной ЭЭС при представлении ее концентрированной системой.

На рис. 6 приведены результаты расчетов для ОЭС Сибири, демонстрирующие роль сетевых ограничений, которые приводят к увеличению требуемой R величины суммарного оперативного резерва до =3545 МВт, что практичеRски на 500 МВт превышает.

22 500 743 982 3263 383 273 5 1 2 0 180 3253 88 21 10 27 0 317 152 1Рис. 6. Оперативный резерв мощности и его распределение по узлам.

Сопоставление затрат на R и затрат по снятию сетевых ограничений позволяют их оптимизировать по критерию:

n n зi * Ri зij *Qij min, (2) i i где зi – маржинальные удельные затраты на резервную мощность в i-ом узле, зij – маржинальные удельные затраты на увеличение пропускной способности ijсвязи. Однако, именно там, где выполняется условие (1), т. е. где сетевые ограR R0 ij, целесообразно искать решение (2) и ничения приводят к тому, что ij учитывать при этом различия в цене на аварийную мощность узлов.

Увеличение пропускной способности связей между i-ым и j-ым узлами на Qij приведет к повышению перетока взаимного резервирования в дефицитный j-ый узел со стороны i-го узла и к соответствующему уменьшению резерва в j-ом з зij, как минимум целесообразно Rj Rj Qij. При условии, что j узле увеличение пропускной способности до значения:

T Qij min (R R0 ij),(Ri Pij ).

ij Таким образом, можно определить размер пропускных способностей связей, позволяющих оптимально уменьшить сетевые ограничения для обеспечения заданного уровня надежности, который обуславливает соответствующий резерв мощности концентрированной ЭЭС.

Глава 5. «Методы расчетов режимов и анализа устойчивоспособности». С позиций субъекта надежности сложную ЭЭС можно представить множеством энергоузлов, связанных между собой электрической сетью. Основной узловой характеристикой является небаланс узла по активной мощности и его изменение во времени, что отражает участие потребителей и производителей электроэнергии по узлам в балансах мощности и энергии при заданных сетевых ограничениях. Эти ограничения принято называть ограничениями по пропускной способности, а по существу – это ограничения на допустимые небалансы узлов.

Прогнозируемые узловые небалансы обуславливаются неопределенностью развития производителей и потребителей. В этих условиях нужно решать задачу прогнозирования структуры электрической сети, так как размер и характер небалансов узлов определяет целесообразность развития сети в части роста класса напряжений, появления передач постоянного тока и пр. Решение этой задачи является основной на стадии долгосрочного проектирования ЭЭС, и от ее решения зависит согласованность развития субъектов электроэнергетики в рамках единой технической политики.

Проектные узловые небалансы определяются исходя из планов строительства новых и реконструкции существующих станций с учетом изменений в составе, структуре и размере электропотребления. Это стадия среднесрочного проектирования ЭЭС, которая сводится к выбору схемы сети, допускающей различные диапазоны небалансов узлов. Схема сети и ее основные параметры должны быть максимально инвариантны относительно плановых небалансов, что позволяет обеспечить надежность балансов мощности и энергии в ЭЭС. Такой подход к выбору схемы сети позволяет сформировать определенный потенциал развития ЭЭС.

Конечно, это ведет к некоторой избыточности пропускных способностей связей, но такова цена по снятию жестких ограничений на проектные небалансы узлов, позволяющая обеспечить не только использование резервов мощности, но и возможные сочетания реализации планов развития производителей и потребителей электроэнергии.

Режимные узловые небалансы формируются на стадии краткосрочного проектирования при распределении нагрузки между генерирующими источниками. Они определяют параметры сетевых объектов – конкретных линий электропередач, подстанций, распределительных устройств и пр., что определяет множество допустимых режимов. На этой стадии субъект надежности решает задачу обеспечения баланса мощности в послеаварийном режиме, возникающем при авариях на сетевых объектах. Им формируются ресурсы управления небалансами узлов в аварийных режимах, в качестве которых используются соответствующие мощности станций или нагрузки. Данная задача относится к проектированию противоаварийной автоматики ЭЭС.

Для решения задач надежности сложных ЭЭС на стадиях среднесрочного и краткосрочного проектирования требуются соответствующие методы оценки областей допустимых небалансов узлов, так как закольцованная сеть создает зависимость размера небаланса каждого узла от небалансов других узлов. Для принятия решений в части схемы и управления узловыми небалансами требуются методы определения проектных и режимных узловых небалансов и их сопоставления с допустимыми, определяющими возможности распределения нагрузки между электростанциями в ЭЭС и необходимые ресурсы для управления нагрузкой и генерацией в аварийных ситуациях.

Задача оценки допустимости режимов. При проектировании она обычно решается путем использования подхода, основанного на расчетах характерных режимов. В характерных режимах производится анализ устойчивости, оценивается достаточность источников реактивной мощности для поддержания напряжения в контролируемых узлах, определяются реакции на расчетные внешние возмущения и др. В качестве расчетных принято рассматривать режимы, соответствующие характерным точкам суточных и сезонных графиков генерации и потребления в нормальных, ремонтных и аварийных схемах. Указанный подход можно обозначить как «точечный», а основная проблема состоит в отсутствии требуемых по точности исходных данных о схемно-объектных параметрах, доступных на стадии проектирования сети.

Иной подход основан на изучении характера и свойств области существования решений нелинейной системы уравнений, описывающей режимы электроэнергетической системы, и на допущении, что область допустимых режимов близка к области существования решений. Возможность сопоставить множество проектных или режимных небалансов узлов ЭЭС с ее ОДР позволяет оценить «вложенность» области возможных режимов (ОВР) в область допустимых режимов, решать задачу анализа и синтеза, т. е. формировать и выбирать варианты системообразующей сети. Этот «интегральный» подход позволяет осуществлять проектирование сети с целью обеспечить надежный баланс мощности и энергии.

В данной работе решена задача аппроксимации ОДР сложных ЭЭС в координатах небалансов по активной мощности составляющих ее узлов, связанных электропередачами. Для многоузловой ЭЭС произвольной конфигурации без учета активных составляющих проводимостей получено несколько упрощенных достаточных критериев существования режима. Небалансы узлов в таких ЭЭС описываются известными уравнениями:

n Pi Ui *Un 1 * yin 1 *sin Ui *U * yij *sin( ),i 1,...n i j i j, i i j где Pi, Ui, i – активная составляющая мощности, напряжение, угол соответствующего i-ого узла; yij – проводимость между узлами i и j; n+1 – балансирующий узел.

Область допустимых режимов определялась как область решений данij ной системы уравнений относительно узловых углов, при условии.

Показано, что ОДР обладает рядом свойств и доказано, что она выпукла, непрерывна в нуле, сжимаема по напряжению в узлах и проводимостям связей.

Указанные свойства ОДР позволяют ставить и решать задачу ее аппроксимации различным образом, получать критерии принадлежности режима и множества узловых небалансов ОДР.

Аппроксимация параллелепипедом получена методом, в основе которого лежит доказательство, что область решений системы уравнений:

n Рi qij *(xi * yj xj * yi), 1 i n, j qij Ui *U *Yij j принадлежит области при условиях:

xi (1 yi2 )2.

-1 y1, y2, …..,yn 1, xn+1=±(1-y2n+1), Если рассматривать случай, соответствующий выбору:

y1... yn,yn 1,xn 1, n qij Pi qi,n 1* xi * ( xi xj ), 1 i n, (3) j то можно показать, что вектор P принадлежит параллелепипеду, вершинами,..., которого являются 2n режимов, соответствующих фазам.

1 n 4 На рис. 7, в качестве иллюстрации, поPказана данная аппроксимация для равносвязной ЭЭС, состоящей из трех уз1,qij Ui * U * Yij лов.

j В матричном виде систему 0,можно записать:

2 p x А -0,,.

-p ( р1,..., рn ), x (x1,..., xn ) где, -1,PA ( aij )n n,aij qij, при --1,5 -1 -0,5 0 0,5 1 1,5 n Рис. 7. Аппроксимация ОДР паралi j,aii 2qi,n 1 qij.

лелепипедом.

j j i Тогда область аппроксимации описывается следующей системой неравенств, представляющей собой параллелепипед:

xi,1 i n, 1 p* A. (4) 2 Как показали численные эксперименты, лучше всего параллелепипед аппроксимирует область P, когда схема ЭЭС сильно закольцована, близка к полy1... yn.

носвязанной и все qij одного порядка. Это обусловлено выбором При проектировании ЭЭС возникает задача оценки влияния изменения схемы сети на вид и размер ОДР. Предлагаемый метод позволяет решить эту задачу существования режима при изменении схемы, не проводя весь цикл расчетов новых матриц А и обратной ей матрицы В, требующих значительных затрат на выполнения вычислений.

При разрыве связи между i-м и j-м узлами возникает новая матрица Аij системы (3) и обратная к ней матрица Вij =Аij-1. Обозначим через b(i) = (bi1, …, b(i) b( j). Тогда по лемме об обратной матрице:

bin) i-ю строку матрицы В, ij Bij B Bij, qij T Bij * *.

ij ij 1 qij *( bii bjj 2bij) Таким образом, для оценки существования режима по критерию (4) достаточно располагать вектором режима P и матрицей В. Следует обратить внимание на положение, что при принятых значениях yi и хn+1 преобладают положительные диагональные элементы матрицы А. Это обусловливает неотрицательность всех элементов bij обратной ей матрицы В. Указанное свойство матрицы В позволяет оценить принадлежность ОВР не только отдельного режима, но и их множества, заключенного в n-мерном параллелепипеде:

0,5 bij * pimin bij * pi bij * pimax 0,pimin pi pimax,.

i i i Аппроксимация многоугольной призмой основана на утверждении, что для Q ( qij ),Q qij одного порядка Q Q qij qij двух матриц связей, если Q Q ( Q ) ( Q ) для всех i, j. Свойство сжимаемости позволяет считать.

Очевидно, что область решений системы уравнений, приведенной ниже, принадлежит области P:

n Pi qij *sin( ),i 1,...,n i j, (5) j qij q,0 qij q где, что выполняется если принять:

ji ji qij * fij *( ), если _ sin( ) i j i j qij, fij( i j ) fij f где – некоторые нечетные функции, причем.

ji fij *( ) Принимая в качестве нечетной функции i j, можно отfij zi z 1. Таким образом, система метить, что если i j, то j (5) преобразуется в линейную систему уравнений:

, zi z а вектор P принадлежит P(Q), если выполняется условие.

j zi z Разность j обозначим kij(P), ее можно вычислить следующим образом: обращаем матрицу А=(аij) порядка n-1, где аii=qjj – сумма пропускных способностей всех ветвей, исходящих из узла i, аij=-qij при ij, матрицу A-расширяем нулевой строкой и нулевым столбцом (отвечающих номеру n) до матрицы B=(bij)порядка n:

n kij (P) (bik bjk ) * Pk.

k Таким образом, отображение kij представляет собой многогранную призму, а оценка допустимости режима Р заключается в проверке m (число ветвей исследуемой ЭЭС) пар линейных нера1 kij (P) 1.

венств вида PНа рис. 8 показана аппрокси1,мация ОДР, которая позволяет су- дить о точности и полноте данного критерия существования режимов.

0,Очевидно, что сеть определяет допустимый диапазон небаланса i-го -0,узла. В схемах с древовидной топо-логией сети. Указанное -1,Pзначение можно считать потенциа- -1,5 -1 -0,5 0 0,5 1 1,5 лом развития i-го узла, т. к. он определяет рост нагрузки или генерации в Рис. 8. Аппроксимация ОДР данном узле. Однако, для сложной многогранной призмой.

ЭЭС возникают известные трудности в силу нелинейности границы ОДН. Описание ОДН в форме прямоугольного параллелепипеда предлагается считать интегральной характеристикой потенциала развития узлов, т. к. позволяет определять допустимые диапазоны узловых небалансов, как независимые друг от друга.

Для трехузловой ЭЭС с произвольными значениями qij, где в качестве балансирующего выбран k-ый узел, ОДН в форме ортогонального параллелепипеда описывается системой неравенств:

qik Pi qij P, 2 qik q jk 1,q jk Pj qij, 2 0,qik q jk 2 Pk qik q.

jk -0,На рис. 9. показана ортого-нальная ОДН для трехузловой равноPсвязной ЭЭС и для рассматриваемого -1,случая =1, то -2 -1,5 -1 -0,5 0 0,5 1 1,5, а =. Если Рис. 9. Область допустимых qik=0, то ОДН приобретает известную диапазонов небалансов.

форму:

Pi qij, Pj (qij q ), Pk q.

jk jk Представление ОДН в виде прямоугольного параллелепипеда позволяет достаточно просто выявлять целесообразность изменения схемы за счет образования связи между i-ым и k-ым узлами. Появление связи между данными узлами qik ведет к росту диапазонов допустимых небалансов в этих узлах, но уменьшает аналогичный диапазон для третьего узла. Зная диапазон проектных небалансов P можно выбрать такую схему и параметры сети, где ОДН будет соответствовать проектам развития поставщиков и потребителей электрической мощности и энергии. Для полносвязных n+1-узловых ЭЭС для каждой пары узлов известны их связь с другими узлами и между собой:

Рассматривая ЭЭС, состоящую из трех частей – i-го узла, k-го узла и всех остальных узлов Pj, имеющих связи с этими двумя qij и qjk, можно полуPi Pi чить описание ОДН и его представление в координатах:

qij, Pj Pj Pk Pk qij, qij, что предполагает введение коэффициентов ik и ik:

и, следовательно,, и, следовательно,, qik ik Pi qij, Pi 1 *, ik qik ( q ) ik jk ik (6) Pj 1, ( q )jk Pj qij, * ik ik qik ( q )jk ik Pk * ik ik.

Pk qik ( q )2, jk Система уравнений (6) отражает, на сколько связь расширяет узловые диапазоны допустимых небалансов и, следовательно, обеспечивает повышение надежности балансов мощности и энергии.

Методы интегрального описания и определения режимов ЭЭС. Для рассматриваемых задач актуальны режимные параметры, из которых следует выделить главные – мощности, прежде всего, активные. Основными факторами, формирующими нормальные режимы активных мощностей ЭЭС, являются: режимы работы энергопотребителей, механизмы ценообразования, определяемого экономическими характеристиками оборудования ЭЭС и известные постоянно действующие ограничения.

В диссертации разработаны два метода определения режимов энергосистем. Первый основан на линейной аппроксимации «упорядоченной горы» нагрузки и ее покрытия на характерных интервалах суточных графиков подъема и спада нагрузки. В этой модели для каждого узла определяются режимные параметры нагрузки, загрузки станций, связей, в виде кусочно-линейных характеристик, оперируя которыми можно получать интегральные характеристики надежности балансов мощности и энергии с учетом технических ограничений.

Второй метод основан на определении годовых графиков по энергии (средняя мощность) и мощности (с учетом сезонного, недельного и суточного регулирования). Метод основан на следующем: если обозначить годовую потребность в энергии Э, то для ее производства требуется среднегодовая мощность Nср (рис. 10, линия 1 – назовем ее средней мощностью или мощностью с работой по равномерному графику). Затраты на производство этой энергии С(Nср,В) будут определяться стоимостью мощности Nср и стоимостью регулярно поступающего топлива В. Удельные затраты на эту мощность могут быть рассчитаны как: сNср = С(Nср,В)/Nср.

Потребность в мощности Nср может быть распределена между производящими энергию компаниями на основе характеристик совокупного спроса и предложения, и может быть определена ее маржинальная равновесная цена. Но потребителю энергия нужна не равномерными поставками в течение года, а с определенной сезонной неравномерностью (повышением спроса зимой и понижением летом – рис. 10, линия 2). Для этого производители должны увеличить мощность своих станций на величину Nсез и создать склады для сезонного хранения топлива или закупать его в соответствии с линией 2 на рис. 10.

Затраты на выполнение данной функции (услуги) Ссез будут опреде- N ляться стоимостью дополнительной мощности Nсез и затратами на содер1 Nсез жание топлива или увеличение его цены из-за неравномерных поставок Стопл Удельные затраты рассчитываются как:

Nc сNсез =Ссез/Nсез.

Эта потребность в мощности t, ч Nсез может быть распределена между 87производящими энергию компаниями на основе характеристик совокупного спро- Рис. 10. Годовой график среднемесячных нагрузок.

са и предложения, и определена ее маржинальная цена.

Аналогично обеспечивается потребность в недельной и суточной неравномерности, определяются мощности и маржинальные цены для недельного и суточного регулирования. В общем случае может потребоваться выделение резервной, частотной и других мощностей. Необходимо заметить, что поиск равновесных цен по всем функциям (услугам) и по средней мощности (товару) должен осуществляться совместно, поскольку каждая станция будет участвовать в обеспечении нескольких товаров и услуг. Одна из возможных моделей для решения этой задачи представлена ниже.

з Pij * Цij min Целевая функция имеет вид:, j i где Pij – спрос по мощности i-ого потребителя на j-й товар (услугу); Pi1 – средРi _ год, – максимальное сезонное увеличение среднеРiняя годовая мощность месячной мощности от средней годовой мощности и т.д., Цij – цена для i-ого потребителя на j-й товар (услугу). На конкурентном рынке Цij – маржинальная цена для i-го потребителя за j-й товар (услугу).

Основные ограничения:

xijk Pij, (7) Ограничение первого типа:

k где xijk - j-й товар/услуга, поставляемый k-м производителем i-му потребителю.

Ограничение типа (7) требует, чтобы суммарный объем j-ого товара i-му потребителю от всех поставщиков k был не меньше потребности в нем i-ого потребителя. Если производитель не включен в оптимальный план, то xijk =0.

xijk Nkj, Ограничение второго типа:

i j j где Nkj - возможность k-ого производителя по производству некой совокупности товаров (услуг) j. Другими словами, если, например, k-ый производитель участвует на рынке электрической мощности и энергии только в поставке средней мощности и суточном регулировании, то сумма этих мощностей не должна превышать располагаемую мощность станции этого производителя.

Ограничения третьего типа определяются ограничениями пропускной xijk * Sikl Rl, способности электрической сети:

i k j где Sikl – коэффициент участия k-ого производителя, поставляющего товар i-му потребителю через l-й участок электрической сети, Rl – пропускная способность l-ого участка сети.

xijk * (Цij Цkij ) Ограничение четвертого типа:, где Цkji – цена поставки k-м производителем j-ого товара (услуги), для i-ого потребителя.

На основе этой модели рассчитаны режимы работы ОЭС Сибири (рис. 11).

Ниже в качестве примера построен рассчитанный график суточного изменения мощности станций в Новосибирском узле системы – среднегодовая мощность:

=1294 МВт, сезонная неравномерность: Nсез=441 МВт, недельная неравномерность: Nнед=854 МВт, суточная неравномерность: Nсут=0.

Аналогично для ГЭС Ангарского каскада (рис. 12): =5707 МВт, Nсез=0, Nнед=0, Nсут=1423 МВт.

Метод определения устойчивоспособности ЭЭС – способности непрерывно сохранять условия синхронной параллельной работы электростанций при заданных режимах работы и заданных возмущениях. Это важнейшее свойство ЭЭС является одним из мало изученных свойств надежности ЭЭС.

N, МВт N, МВт 713070 25 14602500 850 572040 415301012205100 3 6 9 12 15 18 21 24 t,ч 0 3 6 9 12 15 18 21 24 t,ч Рис. 11. Графики нагрузки в Новоси- Рис. 12. График нагрузки Ангарских бирском узле в зимний рабочий день. ГЭС в зимний рабочий день.

Суть этого свойства определяется сутью отказа. Отказ по устойчивости наступает, если режим работы энергосистемы оказывается за областью допустимых по устойчивости состояний. Это можно пояснить рисунками 13 и 14.

N N d 2 b c b a d a c N tb td 24 t Рис. 14. Изменение режима одной из Рис. 13. Области допустимых станций и предельных величин, допуси планируемых режимов.

тимых по устойчивости ОДР и ОПР.

На рис. 13 N1, N2, … Ni – обозначают активные мощности электростанций, а зависимости от 1 и 2 границы допустимых по устойчивости их значений в нормальной схеме (1) и в послеаварийной схеме (2). Траектория (3) – режим работы электростанций 1 и 2 на суточном интервале.

Из рисунков видно, что при нормальной схеме системы все текущие режимы станций находятся в области допустимых режимов, а самый тяжелый режим (точка d на траектории 3) имеет запас по мощности, определяемый расстоянием этой точки до границы области. Если во время, когда режим станций находится в точках на участке tb и td, произойдет аварийное отключение какой-то линии (или другого сетевого элемента) и область допустимых режимов уменьшится до границ зависимости 2, то режим в этих точках окажется за областью допустимых значений (неустойчивым).

Если частота отказов рассматриваемого элемента системы i равна, i относительная длительность (вероятность) режимов, оказывающихся за областью допустимых режимов (часть траектории tb и, затем, td) – pi, то частота наn pi рушений устойчивости определится как: i, где n – число заданi ных возмущений (отказываемых элементов системы).

В общем случае, когда число станций системы больше трех и допустимые режимы системы зависят не только от состояния ее элементов (работает, не работает …), но и от текущей загрузки станций, задача усложняется. Несколько упрощенно она представлена на рис. 14, который иллюстрирует работу одной из станций. Здесь обозначения те же, что и на рис. 13. Ограничения 1 и 2 в общем случае зависят от режима станций. Как видно из рисунка, при нормальной схеме системы 2-я станция выдает свою мощность с определенным запасом, минимальное значение которого (в точке d) определяется расстоянием между точкой d и линией 1. Если же происходит аварийное отключение какого – либо элемента системы и снижение допустимого значения выдачи мощности электростанции (кривая 2), то в случае нахождения режима станции на отрезках tb и td произойдет нарушение устойчивости этой станции. Вероятность режимов, оказывающихся за областью допустимых режимов, определяется по выражению:

tb td pi.

Т Изложенный способ определения устойчивоспособности основан на разработанных методах определения и описания режимов ЭЭС и методов определения допустимых режимов.

Подобный анализ дает возможность на стадии среднесрочного проектирования формировать схему сложной ЭЭС, где сетевые ограничения позволяют обеспечить балансы мощности и энергии путем распределения нагрузки между станциями и определять экономическую эффективность расширения ОДР.

Необходимый объем ресурсов управления небалансами узлов за счет изменения нагрузки и генерации в целях противоаварийного управления определяется исходя из норм частоты нарушения устойчивости. Использование этого ресурса позволяет вводить режимы в послеаварийную область допустимых небалансов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ 1. Деятельность по проектированию электроэнергетических систем претерпела существенное изменение, т. к. в отечественной электроэнергетике ЭЭС осталась объектом, но не является субъектом электроэнергетики. Рассматривая процесс проектирования как вид управления ЭЭС, выявлено, что:

управление ее изменениями осуществляется многочисленными субъектами электроэнергетики в интересах их собственников, где государство играет определяющую роль, как собственник ЕНЭС и других субъектов;

управление развитием может осуществляться исключительно государством, что требует от него усилий по формированию соответствующих социальных, правовых, экономических и других условий, определяющих направление развития отрасли и электроэнергетической системы в интересах экономики страны и общества.

2. Предложена методология управления развитием ЭЭС, основанная на концепции развития электроэнергетики, где последняя представляется социотехнической, самоорганизующейся системой, а основной целью является достижение синергетического эффекта и обеспечение системной надежности, как свойства эмерджментности ЭЭС.

3. Предложена декомпозиция задач проектирования, решение которых направлено на согласование социальной, экономической и технической политик, как условия устойчивого развития ЭЭС.

4. Обоснована целесообразность появления в электроэнергетике специализированного «субъекта надежности», что позволит возложить на него функции обеспечения системной надежности, поскольку эта деятельность станет основным предметом бизнеса данного субъекта. Задачами его будут не только обоснование необходимых для этого средств и способов, но и деятельность по управлению развитием, направленная на извлечение системных эффектов.

5. Предложены состав и структура задач субъекта надежности, где на него возлагается экономическая ответственность за оказываемые потребителям и производителям электроэнергии услуги, что потребует от него разработки и использования адекватных методов обоснования резервов и запасов мощности и энергии, пропускной способности электрической сети, а также поиска новых способов и средств.

6. В целях проектирования надежных ЭЭС в диссертации разработаны интегральные методы:

оптимизации расчтной энергоотдачи ГЭС при формировании балансов энергии в ЭЭС;

оптимизации размера и структуры резервов мощности с учтом энергетической специфики ГЭС, распределения резерва по энергоузлам;

аппроксимации ОДР и оценки потенциала развития узлов ЭЭС, обусловленных схемой и параметрами электрической сети;

оценки показателей устойчивоспособности ЭЭС для выработки требований к системе противоаварийного управления.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монографии и учебники:

1. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления [Текст] / под ред. А. П. Меренкова. – Новосибирск :

Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1996. – 359 с. (Коллективная монография, общий объем 37,5 п. л., лично автора 0,4 п. л.).

2. Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, перспектива [Текст] / под ред. Н. И. Воропая. – Новосибирск : Наука, Сиб. предприятие РАН, 1999. – 434 с. (Коллективная монография, общий объем 38,2 п. л., лично автора 0,45 п. л.).

3. Надежность либерализованных систем энергетики [Текст]: коллективная монография. – Новосибирск : Наука, 2004. – 333 с. (общий объем 18,1 п.

л., лично автора 0,35 п. л.).

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

4. Бык, Ф. Л. Упрощенный достаточный критерий существования режима электроэнергетических систем [Текст] / Ф. Л. Бык, Е. И. Зельманов, Б. Б.

Кобец // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. – 1989. – № 4. – С. 16-(общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,26 п. л.).

5. Бык, Ф. Л. Оценка областей существования режимов для консервативных моделей электроэнергетических систем [Текст] / Ф. Л. Бык, Б. Б. Кобец, Н. Г. Нестеренко // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. – 1991. – № 5. – С. 76-81 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,15 п. л.).

6. Бык, Ф. Л. Рыночные структуры организации электроэнергетики [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, А. А. Падерин // Известия РАН. Энергетика.

– 2000. – № 2. – С. 58-65 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,16 п. л.).

7. Бык, Ф. Л. К оценке эффективности организационных структур электроэнергетического рынка [Текст] / В. Г. Китушин, Ф. Л. Бык, А. В. Мальков // Изв. Высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. Энергетика. – 2001. – № 1. – С. 98-105 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,16 п. л.).

8. Бык, Ф. Л. Кризис как естественный, но не обязательный элемент развития в энергетике [Текст] / Ф. Л. Бык // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. – 2009. – № 2. – С. 273-277 (по энергетике, объем 0,п. л.).

9. Бык, Ф. Л. Надежность электроэнергетики как проявление ее свойства эмерджентности [Текст] / Ф. Л. Бык // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. – 2009. – № 2. – С. 319-321 (по энергетике, объем 0,2 п. л.).

10. Бык, Ф. Л. Критический анализ реформирования электроэнергетики России [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Электрические станции, 2009. – № 12. – С. 6-8 (по энергетике, общий объем 0,25 п. л., лично автора 0,15 п. л.).

Публикации в рецензируемых журналах, сборниках научных трудов:

11. Бык, Ф. Л. Особенности планирования надежного топливоснабжения тепловых станций в энергосистемах с гидроэлектростанциями [Текст] / Ф. Л.

Бык, В. Г. Китушин, Р. В. Милова // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем». – Вып. 24. Кн. 1 : Надежность планирования перспективного развития ТЭК. – Ереван : Изд. Айстан, 1983. – С.

93-100 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,25 п. л.).

12. Бык, Ф. Л. Характеристики режимов энергосистем и способы их получения [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Сб. труд. «Переходные процессы и устойчивость». – М. : ЭНИН, 1983. – С. 122-127 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,18 п. л.).

13. Бык, Ф. Л. Методы и критерии определения величины и структуры оперативного резерва мощности в энергосистемах с гидроэлектростанциями [Текст] / Ф. Л. Бык // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем». – Вып. 26 : Методы и алгоритмы исследования и оптимизации систем энергетики. – Каунас : АН Лит. ССР, 1985. – С. 84-(общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,26 п. л.).

14. Бык, Ф. Л. Состояние разработки и перспективы применения автоматизированного проектирования ЭЭС [Текст] / Ф. Л. Бык, Э. А. Диаковский // Межвузов. сб. науч. тр. «Повышение эффективности энергетических систем средствами управления» / Отв. ред. Китушин В. Г. – Новосибирск : Изд. НЭТИ, 1988. – С. 11-17 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,2 п. л.).

15. Бык, Ф. Л. Методы и средства повышения надежности в совремнных условиях [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, В. И. Щелыков // Сборник трудов «Надежность систем энергетики» / Под. ред. Н.И. Воропая. – Новосибирск :

Наука, Сибирское отделение РАН, 1994. – С. 41-45 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,1 п. л.).

16. Бык, Ф. Л. Проблемы формирования и функционирования Сибирского энергетического рынка [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Сб. докл.

конференции «Объединнная энергосистема Сибири: Современное состояние и перспективы развития». – Ч. 1. – Новосибирск : Наука, Сибирское отделение РАН, 1996. – С. 102-107 (общий объем 0,2 п. л., лично автора 0,15 п. л.).

17. Бык, Ф. Л. Механизмы обеспечения надежности электроснабжения [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, Ю. А. Линк, В. И. Щелыков // Вестник ФЭКа, 1999. – № 10. – С. 24-26 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,1 п. л.).

18. Бык, Ф. Л. Оценка устойчивости и эффективности энергоресурсоснабжающих комплексов [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, А. В. Мальков // Сборник докладов Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития». – Иркутск : ИСЭМ СО РАН, 2000. – С. 430-437 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,1 п. л.).

19. Бык, Ф. Л. Моделирование организационных отношений и оценка эффективности организации электроэнергетического рынка [Текст] / В. Г. Китушин, Ф. Л. Бык, А. В. Мальков // Сб. науч. тр. НГТУ. – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2001. – № 1(23). – С. 106-113 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,26 п.

л.).

20. Бык, Ф. Л. Проблемы обеспечения надежности в условиях конкурентного электроэнергетического рынка [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, В. Б.

Любашевский // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем». – Вып. 54. Книга I : Проблемы обеспечения надежности систем энергетики и методы их решения. – Иркутск : ИСЭМ СО РАН, 2005. – С. 48-60 (общий объем 0,8 п. л., лично автора 0,3 п. л.).

21. Бык, Ф. Л. Развитие энергетики в рыночных условиях (методологические аспекты) [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Сборник докладов Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: Развитие, функционирование, управление». – Иркутск : ИСЭМ СО РАН, 2005. – С. 128-137 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,25 п. л.).

22. Бык, Ф. Л. Понятийные аспекты новой парадигмы управления [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Менеджмент в России и за рубежом, 2007. – № 5. – С. 3-8 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,15 п. л.).

23. Бык, Ф. Л. Механизмы развития и управления им [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Менеджмент в России и за рубежом, 2008. – № 4. – С. 3-9 (общий объем 0,25 п. л., лично автора 0,15 п. л.).

24. Бык, Ф. Л. Концептуальная модель развития и задачи менеджмента [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин // Менеджмент в России и за рубежом, 2008. – № 6. – С. 3-8 (общий объем 0,35 п. л., лично автора 0,2 п. л.).

25. Бык, Ф. Л. Управление производственным риском предприятия тепловых сетей [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, А. В. Мейснер // Управление риском, 2008. – № 1(45). – С. 7-11 (общий объем 0,3 п. л., лично автора 0,1 п. л.).

26. Бык, Ф. Л. Развитие электроэнергетики как естественный процесс самоорганизации [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин В. Г. // Сборник докладов III международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», в 2 т. – Екатеринбург : УГТУ – УПИ, 2008. – Т.

2. – С. 260-266 (общий объем 0,4 п. л., лично автора 0,25 п. л.).

27. Бык, Ф. Л. Оценка ущерба от ненадежности генерирующего оборудования на оптовом рынке электроэнергии [Текст] / Ф. Л. Бык, А. П. Червинский, В. Г. Китушин // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики». – Вып. 59: Методические и практические проблемы надежности либерализованных систем энергетики / Отв. ред.

Н. И. Воропай. – Иркутск : ИСЭМ СО РАН, 2009. – С. 94-98 (общий объем 0,3 п.

л., лично автора 0,15 п. л.).

28. Бык, Ф. Л. Концептуальная модель управления развитием [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин В. Г. // Менеджмент в России и за рубежом, 2009. – № 4. – С. 112-118 (общий объем 0,35 п. л., лично автора 0,2 п. л.).

29. Бык, Ф. Л. Рыночные проблемы надежности электроснабжения [Текст] / Ф. Л. Бык, А. В. Лымарев, В. Г. Китушин В. Г. // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем». – Вып. 59:

Методические и практические проблемы надежности либерализованных систем энергетики / Отв. ред. Н. И. Воропай. – Иркутск : ИСЭМ СО РАН, 2009. – С. 111122 (общий объем 0,6 п. л., лично автора 0,3 п. л.).

30. Бык, Ф. Л. Системная надежность и пути ее обеспечения [Текст] / Ф.

Л. Бык, В. Г. Китушин, А. П. Червинский // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики». – Вып. 60: Методы и средства исследования и обеспечения надежности систем энергетики / Отв. ред. Н. И. Воропай, А. И. Таджибаев (ПЭИПК). – Спб. : «Северная звезда», 2010. – С. 20-25 (общий объем 0,6 п. л., лично автора 0,3 п. л.).

31. Бык, Ф. Л. Макродиагностика технического состояния оборудования [Текст] / Ф. Л. Бык, В. Г. Китушин, Д. Е. Шерварли // Сборник науч. статей «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики». – Вып. 60 : Методы и средства исследования и обеспечения надежности систем энергетики / Отв. ред. Н. И. Воропай, А. И. Таджибаев (ПЭИПК). – Спб. : «Северная звезда», 2010. – С. 480-486 (общий объем 0,6 п. л., лично автора 0,3 п. л.).

32. Byc, F. L. An approach to decentralized evaluation of regimes in Power System / F. L. Byc, B. B. Kobets, N. G. Nesterenko, E. I. Zelmanov // Fifth international conference on present day problems of Power System automation and control.

V.1. Automatic control of electric Power Systems in normal operational conditions, 1989. – P. 297-301 («Подход к распределенной оценке режимов в ЭЭС», общий объем 0,25 п. л., лично автора 0,1 п. л.).




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.