Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

215

набор культурных норм. Когда вскрывается та или иная проблема – мы доходим до онто-

логических вопросов. То есть собственно онтологические вопросы лежат в глубине, внут-

ри, и они порождают в качестве своего эффекта те или иные коллизии.

3. Необходима выработка общей прогрессивной системы представлений об элек-

троэнергетике, которая должна позволить:

А) преодолеть разногласия, существующие сегодня в профессиональной среде, пу-

тем диалога и выстраивания общей системы представлений о перспективах развития энер-

гетики;

Б) обеспечить синтез «государственной», «рыночной» и профессиональной пози-

ции как необходимого условия запуска процесса развития энергетики;

В) запустить инновационный процесс, процесс развития энергетики.

Заключение. В работе приведены основные типы управления развитием. Даны

общие представления о шаге развития, необходимых знаниях. Приведены исторические

примеры осуществления реформ в электроэнергетике России. Проведен анализ современ-

ной ситуации в вопросах развития.

Список использованных источников

1. Шубин Н.Г., Данилин А.В. О целесообразности стратегического управления в области

оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России // Энергостайл, №8, 2010.

2. Щедровицкий П.Г. Культурная политика: предпосылки перемен // Российское эксперт-

ное обозрение, 2006, № 3 (17).

3. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития ге-

нерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2004. 220 с.

216

О ПРОБЛЕМЕ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

ЭНЕРГИИ В СЕВЕРНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

ОАО «ИРКУТСКАЯ ЭЛЕКТРОСЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ»

А.С. Селезнев

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Иркутское РДУ

Нелинейная нагрузка на крупных предприятиях в схеме электроснабжения Иркут-

ской энергосистемы вызывает искажение синусоид тока и напряжения в питающей сети,

что ухудшает качество электрической энергии для других потребителей и приводит к зна-

чительному материальному ущербу. В связи с этим особое значение имеет решение ком-

плекса научно-технических проблем, связанных как с улучшением качества электриче-

ской энергии, так и с повышением надежности и экономичности работы Иркутской энер-

госистемы.

На крупнейшем потребителе электрической энергии в Иркутской энергосистеме –

Братском алюминиевом заводе – установлены кремниево-выпрямительные агрегаты. В

технологическом процессе производства алюминия применяется двенадцатипульсовая

схема выпрямления тока, регулируемая с помощью дросселей насыщения. Работа выпря-

мителей вызывает искажение синусоидальности кривой напряжения, то есть в питающей

сети появляются высшие гармоники (ВГ) тока и напряжения.

Проведенные натурные испытания в Северных электрических сетях (СЭС) ОАО

«Иркутская электросетевая компания» показали, что изменения схемы сети приводят к

резонансным явлениям. Резонансные явления сопровождаются резким ростом уровня ВГ,

которые существенно превышают допустимые по ГОСТ 13109-97 значения, что приводит

к материальному ущербу для потребителей [1]. Для анализа причин массового поврежде-

ния бытовой техники в СЭС 27 мая 2010 г. были произведены измерения. Результаты,

представленные на рисунке 1, показывают, что значения коэффициентов искажения сину-

соидальности кривой напряжения 



на ПС Кашима и Покосное достигают 10–20 %.

Рисунок 1 – Значения коэффициентов -х гармонических составляющих напряжения

на второй секции шин 35 кВ ПС Кашима

217

Значительные отклонения от норм несинусоидальности напряжения происходит и в

ремонтных режимах при отключенном автотрансформаторе связи АТ-1 или АТ-2 Брат-

ской ГЭС (рисунок 2).

Основное решение проблемы качества напряжения в СЭС – установка фильтров на

10 корпусах Братского алюминиевого завода (БрАЗ). На каждый корпус БрАЗа требуется

установка фильтров мощностью около 10 МВАр. Суммарная мощность включенных

фильтров составит примерно 100 МВАр. БрАЗ до сих пор не реализовал данное меро-

приятие, очевидно, вследствие его значительной стоимости (100 млн.руб.). Но выполне-

ние этих мероприятий приведет к снижению несинусоидальности напряжения в СЭС.

Рисунок 2 – Принципиальная схема электрической сети, примыкающей к Братской ГЭС

Технические регламенты, учитывающие проблему резонансных явлений при изме-

нениях в схеме сети СЭС, не разработаны, что вызывает трудности у персонала при выво-

де оборудования в ремонт. Это обуславливает необходимость решения данной проблемы.

Поскольку БрАЗ не выполняет работы по установке фильтров высших гармоник на

10 корпусах БрАЗа, то автором предлагается новое техническое решение – установка

фильтров специальной настройки в СЭС.

настоящее время наиболее эффективным способом минимизации несинусои-

дальности напряжения является использование фильтров ВГ, представленных на рисун-

ке 3. Фильтр ВГ представляет собой контур, состоящий из реактора (), катушки индук-

тивности () и конденсатора (). Характеристики фильтров ВГ определяются при проек-

тировании на основе предварительно выполненных расчетов, измерений и условий их ус-

тановки в электрических сетях.

Для моделирования резонансных процессов происходящих в СЭС, использовалась

математическая система Matlab с пакетом Simulink. При моделировании с использованием

Simulink реализовывался принцип визуального программирования, в соответствии с кото-

Покосное

Тулун

УИГЭС

Камала

Тайшет

ВЛ-220 кВ

Опорная

БПП

ГГ 1-4

Г 5-16

Кашима

ВЛ-35 кВ

Эдучанка

ВЛ-35 кВ

Седаново

35 кВ

ВЛ-35 кВ

Октябрьская,

Леоново, Тангуй

ВЛ-35 кВ

Александровка,

Калтук

СПП

Иркутская

220 кВ

500 кВ

10 кВ

10 кВ10 кВ

35 кВ35 кВ

220 кВ

БГЭС

II сек

220 кВ

ВЛ-220 кВ БГЭС-

БрАЗ 6 - 12

ВЛ-220 кВ

БГЭС-БрАЗ 1 - 5

I сек

220 кВ

ГГ

1-8

500 кВ

ГГ

9-12

ГГ

13-18

АТ-2 АТ-1

АТ-1 АТ-2

Т-1 Т-2

Т-1 Т-2 Т-3

220 кВ

218

рым из стандартных блоков линий электропередачи, трансформаторов, выпрямительной

нагрузки и других элементов, создавалась модель электроэнергетической системы и

осуществлялись расчеты [3].

Рисунок 3 – Принципиальная схема фильтра ВГ

Фильтр специальной настройки – это устройство, в котором в качестве емкости 

используется батарея статических конденсаторов (БСК), а в качестве индуктивности 

(реактора) используется обмотка НН уже имеющегося в сети трехобмоточного трансфор-

матора (Т) или автотрансформатора (АТ), а не специально устанавливаемого реактора, что

значительно снижает стоимость предлагаемого устройства, показанного на рисунке 4.

Рисунок 4 – Схема узкополосного фильтра специальной настройки

Предлагаемые фильтры специальной настройки могут быть эффективно использо-

ваны при условиях:

 наличия в сети трехобмоточных Т или АТ;

 установки устройства в узлах сети, в которых диапазон фильтруемых гармоник

узок (то есть состоит из одной или нескольких близких по частоте гармоник);

 незначительности нагрузки на стороне НН Т или АТ.

С учетом вышесказанного для снижения несинусоидальности напряжения в СЭС

предлагается установка фильтров специальной настройки на шинах 10 кВ АТ-1, АТ-2

Братской ГЭС. В данных узлах сети СЭС, как показывают проведенные расчеты и изме-

рения, влияние БрАЗа на искажение напряжения в основном обусловлено 11-й и 13-й гар-

мониками.

Выполнен анализ влияния БрАЗа на несинусоидальность напряжения в СЭС. По-

лученные расчетные значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напря-











БСК



нн



сн



вн



сн



нн



вн





вн



нн



сн

0











219

жения 



и гармонических составляющих 









до и после установки фильтров специаль-

ной настройки на шинах 10 кВ АТ-1, АТ-2 Братской ГЭС приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Значения коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения





и гармонических составляющих 









на подстанциях СЭС

ПС

До установки фильтров специальной на-

стройки

После установки фильтров специальной

настройки















, %















, %

5 7 11 13 23 25 5 7 11 13 23 25

Кашима

2сек 35 кВ

5,096 0,28 0,14 4,38 2,55 0,41 0,26 2,273 0,59 2,15 0,43 0,15 0,07 0,06

Седаново

35 кВ

5,798 0,28 0,14 4,85 2,99 0,81 0,61 2,341 0,58 2,20 0,48 0,18 0,14 0,14

Эдучанка

35 кВ

8,978 0,29 0,15 7,05 5,55 0,20 0,09 1,531 0,61 1,24 0,59 0,26 0,10 0,06

Покосное

2сек 35 кВ

3,152 0,10 0,01 0,25 3,14 0,00 0,00 1,116 0,15 0,02 0,11 1,10 0,00 0,00

Октябрьское

35 кВ

8,037 0,10 0,01 0,47 8,02 0,00 0,00 2,825 0,14 0,02 0,21 2,81 0,00 0,00

Калтук

35 кВ

4,416 0,09 0,01 0,22 4,41 0,00 0,00 1,554 0,12 0,01 0,10 1,55 0,00 0,00

Тулун

1сш 220 кВ

2,796 0,08 0,13 0,55 2,74 0,00 0,00 1,012 0,11 0,17 0,25 0,96 0,00 0,00

Покосное

2сек 220 кВ

3,494 0,11 0,01 0,21 3,49 0,00 0,00 1,236 0,15 0,02 0,10 1,22 0,00 0,00

СПП

1 сек 220 кВ

3,305 0,26 0,12 2,98 1,40 0,03 0,03 2,056 0,39 0,78 1,23 1,40 0,04 0,01

Кашима

1 сек 220 кВ

4,540 0,28 0,13 3,96 2,19 0,18 0,10 2,300 0,44 0,95 1,21 1,63 0,21 0,16

БГЭС

1сек 220 кВ

2,230 0,15 0,25 1,55 1,56 0,12 0,10 0,847 0,24 0,40 0,66 0,19 0,14 0,10

БГЭС

2сек 220 кВ

2,759 0,24 0,37 0,68 2,61 0,34 0,17 1,147 0,33 0,46 0,56 0,68 0,42 0,20

Установка фильтров специальной настройки на шинах 10 кВ АТ-1, АТ-2 Братской

ГЭС снижает коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения 



в СЭС до

значений меньших предельно-допустимых по ГОСТ 13109-97 и приведенных в таблице 2.

Таблица 2 – Значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, %

Нормально допустимое значение при 

пот

, кB Предельно допустимое значение при 

пот

, кВ

0,38 6-20 35 110-330 0,38 6-20 35 110-330

8,0 5,0 4,0 2,0 12,0 8,0 6,0 3,0

Экономическая эффективность заключатся в существенном снижении стоимости

мероприятий по нормализации несинусоидальных режимов в СЭС. Стоимость предлагае-

мого технического решения примерно в 5 раз меньше, чем установка фильтров ВГ на кор-

пусах БрАЗа.

Список использованных источников

1. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах общего назначения. М.:

Издательство стандартов, 1998;

2. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения предприятий. М.: Энерго-

атомиздат, 1984.

3. Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и

Simulink. М.: ДМК Пресс, 2008. 288 с.

220

ОБОБЩЕННАЯ ИТЕРАЦИОННАЯ ПРОЦЕДУРА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ

СЛОЖНОЗАМКНУТОЙ ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

В.П. Обоскалов, О.М. Котов, А.Г. Оносов

УрФУ

Основная задача балансовой надежности (БН) объединенных электроэнергетиче-

ских систем (ОЭЭС) заключается в определении вероятностных показателей появления

дефицита мощности (ДМ) в отдельных ЭЭС (зона свободного перетока мощности) при

известных функциях распределения вероятности нагрузки и отказа генерирующего обо-

рудования в каждой из подсистем. С этой целью вводится понятие небаланса мощно-

сти (НМ) как разности двух физических величин – мощности нагрузки и располагаемой

мощности генераторов, 



. В силу вероятностного характера величин в правой

части НМ является также вероятностной величиной. При 0 считается, что в системе

существует резерв генерации, а при 0 – ее дефицит.

Для практического использования – в задачах оптимального развития ОЭЭС, при

планировании капитальных ремонтов основного оборудования ЭЭС, выборе состава

включенных агрегатов ЭЭС – наиболее значимыми являются вероятность дефицита мощ-

ности и математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям. Определе-

ние этих показателей является задачей анализа БН ОЭЭС

Наиболее распространенным математическим методом оценки показателей балан-

совой надёжности ОЭЭС является статистическое моделирование [1–4]. Для описания от-

казов генераторов метод вероятностных рядов [5, 6] является практически единственным.

Как правило, при описании случайных величин используются аппроксимирующие кривые

и предлагаются аналитические процедуры, позволяющие получить решение поставленной

задачи [7, 8]. Достаточно эффективным направлением является распространение на задачи

БН некоторых алгоритмов, успешно применяемых в расчетах установившихся режимов

(методы преобразования электрической сети). Здесь значимым является аппарат редуци-

рованных распределений [8], который без труда позволяет получить искомые показатели

для радиальных структур. Сложнее обстоит

дело с многоконтурными ОЭЭС.

Предложенная и описанная в [8] процедура формирования перетоков небаланса

мощности (ПНМ) по хордам может быть обобщена на произвольные связи. С этой целью

вводится понятие потенциала φ



НМ узла , в качестве которого может рассматриваться

остаточный НМ узла (исходный НМ 



плюс суммарный ПНМ по смежным связям)













Г



, 1, …,  ,

где 





– ПНМ по связи , редуцированный пропускной способностью данной связи;



– множество узлов, смежных с узлом . В свою очередь 





определяется через спрос

ПНМ по связи, который, в свою очередь формируется через спрос и предложение мощно-

сти смежных узлов. Если в одном из узлов наблюдается избыток генерирующей мощно-

сти, а в другом ее дефицит, то, вероятно, ЭЭС с избыточным резервом передаст избыточ-

ную мощность в соседний дефицитный энергорайон.

Насколько полно

будет покрываться дефицит мощности, зависит от политики

взаимопомощи ЭЭС. Наиболее эффективной по критерию минимального ущерба от недо-

отпуска электроэнергии потребителям является характерная для централизованной эко-

номики политика пропорционального распределения ДМ, согласно которой ЭЭС даже при

221

наличии собственного ДМ передает часть своей генерирующей мощности соседней, более

дефицитной системе. В результате в концентрированной ОЭЭС доля отключаемой мощ-

ности (отнесенной к мощности нагрузки) во всех ЭЭС одинакова. Здесь происходит вы-

равнивание потенциалов НМ. Альтернативой является «жадная» стратегия, когда ЭЭС пе-

редает генерацию в смежную систему лишь в том случае, когда имеется ее избыток (соб-

ственная нагрузка покрывается в полном объеме). Технологически «жадная» стратегия

реализуется непропорциональным ограничением нагрузки потребителей или разделением

ЭЭС.

Рисунок 1 – Двухузловая схема

При любой стратегии ограничения потребителей необходима оценка ожидаемых

ПНМ по связям, которые могут быть определены через потенциалы НМ смежных узлов.

Однако по представленному выше определению потенциал НМ узла включает ПНМ по

всем инцидентным связям. Отсюда процедура определения и потенциалов НМ узлов, и

ПНМ по связям является итерационной. При этом для исключения положительной обрат-

ной связи ПНМ по связи  на итерации 1 определяется через «рафинированные»

потенциалы смежных узлов















⁄







φ



⁄







, (1)

где φ



⁄







определяет потенциал узла  при условии отсутствия связи с узлом . Полученный

спрос НМ затем редуцируется ПС связи .

Стратегия выравнивания потенциалов (остаточных НМ узлов) является следствием

того, при одинаковых потенциалах инцидентных узлов ПНМ по связи должен быть равен

нулю φ







φ







0



φ



φ



2

⁄

Поскольку потенциалы узлов взаимозависимы через ПНМ по инцидентным связям,

то для их определения может быть использована следующая итерационная процедура. На

итерации  потенциалы узлов фиксируются и определяются математические ожидания и

дисперсии ПНМ по связям. Выполняется коррекция потенциалов узлов. Расчеты продол-

жаются до тех пор, пока разность (по модулю) потенциалов двух смежных итераций не

станет меньше заданной точности расчетов.

Полученные показатели ПНМ по связям можно рассматривать как воздействие

смежных ЭЭС. Отсюда результирующие показатели узлов определяются собственными

НМ и зависящей от выбранной стратегии взаимопомощью со стороны смежных ЭЭС (на-

пример, отражающей «жадную» стратегию модели эквивалентного генератора [8]).

В представлении (1) наблюдается колебательная сходимость итерационного про-

цесса с большой вероятностью его расходимости. Большей надежностью сходимости (при

большем числе итераций) обладает представление ПНМ с учетом демпфирования α















⁄







φ



⁄







, α4.

Именно в таком виде формирование ПНМ представлено в разработанном про-

граммном комплексе. Сходимость итерационного процесса (число итераций) в зависимо-

сти от коэффициента демпфирования α для тестовой 42-узловой схемы представлена на

рисунке 2. Нетрудно видеть, что минимальное число итераций соответствует α = 8–10.





222

Рисунок 2 – Сходимость итерационного процесса

Расчет тестовой схемы. Для проверки работоспособности математического мето-

да и разработанного алгоритма была рассмотрена тестовая схема, предложенная профес-

сором Ю.Я. Чукреевым. Топология ОЭЭС, состоящей из 9 концентрированных ЭЭС и 12

межсистемных связей (МСС), представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 – Девятиузловая тестовая схема

Максимумы нагрузок во всех узлах одинаковы и равны 12500 МВт. Величина

среднеквадратичной ошибки прогноза нагрузки определяется по формуле σ

5





Данные о детерминированных пропускных способностях межсистемных связей в прямом

и обратном направлениях представлены в таблице 1. Балансовых перетоков нет. Состав

оборудования представлен в таблице 2. Нормы на проведение капитальных и текущих ре-

монтов приняты нулевыми.

Таблица 1 – Пропускные способности межсистемных связей

1 1 2 2 2 3 5 6 5 3 6 8

2 3 3 5 6 4 6 4 7 8 8 9

ПС_+

300 250 250 500 200 500 350 450 600 450 450 700

ПС_-

300 250 250 500 200 500 350 450 600 450 450 700

Таблица 2 – Состав оборудования

Единичная

мощность

Аварий-

ность

Количество агрегатов по узлам

1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 0,04 10 11 10 11 10 11 11 11 11

100 0,04 32 29 28 30 29 29 31 29 30

200 0,055 53 50 50 50 50 50 51 50 51

Сезонные снижения нагрузки не учитываются. Суточный график задается 24 сту-

пенями (таблица 3). Форма графиков нагрузки для всех узлов одинакова.

223

Таблица 3 – Почасовые нагрузки, о.е.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 0,9 0,89

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0,88 0,87 0,86 0,84 0,83 0,82 0,81 0,8 0,79 0,78 0,77 0,75

На базе таблицы 2 для ЭЭС получены установленные мощности, математические

ожидания и среднеквадратичные отклонения (СКО) отключенной генерирующей мощно-

сти. Расчетные данные представлены в таблице 4.

Таблица 4 – Расчетные данные по агрегатам

Узел 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Итого



уст

, МВт

1430

13450 13300 13550 13400 13450 13850 13450 13750 122500



откл

, МВт

731 688 682 692 686 688 707 688 703 6265

откл

, МВт

351 341 340 341 341 341 345 341 344 1028

Результаты расчета вероятности и математического ожидания дефицита мощности

режима максимальных нагрузок представлены в таблице 5, где 

ННМ

, σ

ННМ

– МО и СКО

собственного небаланса мощности; q0, МД0 – вероятности и МО дефицита мощности

ЭЭС при их изолированной работе; q1, МД1, q2, МД2 – аналогичные величины при про-

порциональном и непропорциональном распределении (метод эквивалентного генератора)

ДМ между ЭЭС. Нетрудно видеть, насколько существенно меняются показатели БН при

выборе стратегий взаимопомощи. Так для третьего узла вероятность ДМ снизилась с 0,428

при изолированной работе до 0,29 при учете помощи от смежных ЭЭС. «Жадная» страте-

гия выгодна для ЭЭС с обеспеченным резервом мощности. Так вероятность ДМ в первом

узле при «жадной» стратегии почти в три раза меньше, нежели при пропорциональном

распределении ДМ. Время расчета на компьютере с двухядерным процессором Intel Pen-

tium 4, 4 ГГц равно 0,8325 с. Число итераций – 34.

Таблица 5 – Вероятности и математические ожидания ДМ режима максимальных нагрузок

Узел



ННМ

q0 МД0 q1 МД1 q2 МД2

1 –1069 660,3 0,053 14,7 0,152 53,1 0,0528 14,7

2 –262 654,7 0,345 150,8 0,280 119,5 0,2619 107,6

3 –118 654,3 0,428 206,3 0,298 129,7 0,2897 123,9

4 –358 655,0 0,292 120,4 0,293 124,4 0,2619 105,9

5 –214 654,6 0,372 168,0 0,280 118,5 0,2696 111,6

6 –262 654,7 0,345 150,8 0,296 129,5 0,2713 113,0

7 –643 656,9 0,164 57,0 0,272 111,1 0,1642 57,3

8 –262 654,7 0,345 150,8 0,294 126,7 0,2743 113,8

9 –547 656,6 0,202 74,4 0,289 120,5 0,2025 74,9

Расчет вероятности БН на суточном интервале при неизменной генерации и изме-

няемой нагрузке представлен в таблице 6. Время расчета равно 1,82 с.

Как вероятности, так и МО ДМ узлов существенно снизились за счет снижения на-

грузки. Последние 12 часов графика нагрузки характеризуются практически нулевой ве-

роятностью и МО ДМ. В программном комплексе при вариантных расчетах (почасовые

расчеты) предусмотрено в качестве начального приближения параметров перетоков НМ

брать результирующие перетоки НМ предыдущих расчетов. В результате, начиная со вто-

рого часа, итерационный процесс сходился за 1–2 итерации.

224

Дополнительно к тестовой схеме был выполнен расчет максимального режима 42-

узловой схемы ОЭС России по данным [9]. Длительность расчетов составила 8,6 с. Число

итераций – 76. Полученная скорость расчетов позволяет выполнять оперативные расчеты

БН сложнозамкнутых ЭЭС.

Таблица 6 – Расчет вероятности БН на суточном интервале

Узел



ННМ

q0 МД0 q1 МД1 q2 МД2

1 –2567 688 0,006 1,6 0,021 6,5 0,006 1,6

2 –1760 683 0,057 21,3 0,0457 16,8 0,041 14,7

3 –1616 682 0,077 30,9 0,0494 18,5 0,047 17,4

4 –1856 683 0,046 16,4 0,0475 17,3 0,041 14,3

5 –1712 683 0,063 24,2 0,0453 16,5 0,043 15,3

6 –1760 683 0,057 21,3 0,0493 18,5 0,043 15,6

7 –2141 685 0,023 7,0 0,0428 15,1 0,023 7,0

8 –1760 683 0,057 21,3 0,0483 17,9 0,044 15,6

9 –2045 685 0,029 9,4 0,0462 16,6 0,029 9,5

Выводы

1. Итерационный метод определения ПНМ по межсистемным связям может рассматри-

ваться как предпочтительный при определении показателей балансовой надежности в

сложнозамкнутой ОЭЭС.

2. Эквивалентные перетоки мощности по МСС зависят от принятой стратегии распреде-

ления небаланса мощности.

3. Разработанная процедура позволила получить показатели БН сложно замкнутой рас-

четной схемы, в том числе ОЭС России (42 узла, 71 ветвей, 30 контуров).

Список использованных источников

1. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетических систем. Сык-

тывкар: Коми НЦ УрО РАН, 1995. 176 с.

2. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Комплекс моделей оптимизации режимов расчетных со-

стояний при оценке надежности электроэнергетических систем. Иркутск: ИСЭМ, 2000.

73 с.

3. Иванов В.В., Колосок Г.В

. Результаты исследований надежности ЭЭС по тестовой схе-

ме с помощью программы ПОТОК-3 // Методические вопросы исследования надежно-

сти больших систем энергетики. Иркутск: Изд. СЭИ, 1991. Вып 41. С. 40–53.

4. Биллинтон Р., Аллан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем: пер. с англ.

М.: Энергоатомиздат, 1988. 288с.

5. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. 352 c.

6. Волков Г

.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. М.: Наука, 1986.

115 с.

7. Иткин Е.А., Шадрин В.А. Построение модели анализа надежности сложной электро-

энергетической системы с использованием аппроксимирующих кривых для описания

случайных величин // Методические вопросы исследования надежности больших сис-

тем энергетики. Иркутск: Изд. СЭИ, 1976. Вып. 12. С. 44–50.

8. Обоскалов В.П. Надежность обеспечения баланса мощности электроэнергетических

систем. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2002. 210 с.

9. Чукреев М.Ю. Методы и модели обеспечения балансовой надежности либерализован-

ных электроэнергетических систем. Диссертация на соискание уч. степени канд. техн.

Наук. Екатеринбург. 2009. 158 с.