CC BY
34
Rodolfo Dufo-López, José L. Bernal-Agustín, José M. Yusta-Loyo, José A. Domínguez-Navarro, Ignacio J. Ramírez-Rosado, Juan Lujano, Ismael Aso // Applied Energy. 2011. V. 88. P. 4033-4041.
9. Сурков М.А., Пупасов-Максимов А.М., Чернов Д.Е. Применение экспериментального программного комплекса «Power System Simulation» и оценка возможности укрупненного зонирования территории Российской Федерации на оптимальные структуры комплексов с участием возобновляемых энергоресурсов // Интернет -журнал «Науковедение». 2012. Т. 3. С. 1-10.
10. Раушенбах Г. Справочник по проектированию солнечных батарей / пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1983. 360 с.
11. Стычинский З.А., Воропай Н.И. Возобновляемые источники энергии: теоретические основы, технологии, технические характеристики, экономика. Магдебург - Иркутск, 2010. 215 с.
12. Wind Energy. Peter Musgrove // Cambridge university press, 2010. 323 p.
13. Thomachan A. Kattakayam, K. Srinivasan. Lead acid batteries in solar refrigeration systems // Renewable Energy. 2004. V. 29. P. 1243-1250.
14. Tremblay O., Dessaint L. Experimental validation of a battery dynamic model for EV application // World Electric Vehicle Journal. 2009. I 3. P. 1-10.
15. Erkan Dursun, Osman Kilic. Comparative evaluation of different power management strategies of a stand-alone PV/Wind/PEMFC hybrid power system // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 2012. 34. P. 81-89.
16. Карапетян И.Г., Файбисович Д.Л., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических сетей. 4 -е изд., перераб. и доп. М.: Изд-во «Энас». 2012. 376 с.
17. Salas V., Alonso-Abella M., Chenlo F., Olías E. Analysis of the maximum power point tracking in the p hotovoltaic grid inverters of 5kW// Renewable Energy. 2009. V. 37. Р. 2366-2372.
18. Salas V., Olías E. Overview of the state of technique for PV inverters used in low voltage grid-connected PV systems: Inverters above 10kW // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2011. V. 15. Р. 1250-1257.
19. Salas V., Olías E. Overview of the state of technique for PV inverters used in low voltage grid-connected PV systems: Inverters below 10kW // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2009. V. 13. Р. 1541-1550.
20. Cooper P.I. The absortion of radiation in solar stills // Solar Energy. 1969. V. 12. Р. 333-346.
21. Meinel A.B., Meinel M.P. Applied solar energy //Addison Wesley Publishing Co. 1976.
22. Архив климатических данных [Электронный ресурс]. URL: http://www.rp5.ru (14.06.2015).
23. Branker K., Pathak M.J.M., Pearce J.M. A review of solar photovoltaic levelized cost of electricity // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2011. V. 15. Р. 4470-4482.
24. Levelized cost of electricity renewable energy technologies / C. Kost, J.N. Mayer, J. Thomsen, N. Hartman, C. Senkpiel, S. Philips, S. Nold, S. Lude, N. Saad, T. Schlegl / /Fraunhofer institute for solar energy system (FISE). 2013. Р. 27-33.
УДК 621.311.1+622.69.019.3+620.9.338.9
КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ С УЧЕТОМ НАДЕЖНОГО СНАБЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ГАЗОМ
© Г.Ф. Ковалев1, Д.С. Крупенев2, Т.В. Дзюбина3
' ' Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
23Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Обоснована необходимость разработки взаимоувязанного моделирования надежности электроэнергетической и газоснабжающей систем. Предложены методические подходы для оценки балансовой надежности электроэнергетических систем с учетом надежного снабжения газом электрических станций, а именно - «поузловой» и «системный» подходы. Суть «поузлового» подхода заключается в учете надежности функционирования магистраль-
1 Ковалев Геннадий Федорович, доктор технических наук, ведущий научный сотрудник лаборатории развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) с позиций энергетической безопасности, тел.: 89149193551, e-mail: kovalev@isem.irk.ru Kovalev Gennady, Doctor of technical sciences, Leading Researcher of the Laboratory for Energy Security-Based Development of the Energy Sector, tel.: 89149193551, e-mail: kovalev@isem.sei.irk.ru
2Крупенев Дмитрий Сергеевич, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники ИРНИТУ, старший научный сотрудник лаборатории развития ТЭК с позиций энергетической безопасности ИСЭМ СО РАН, тел.: 89246087827, e-mail: krupenev@isem.irk.ru
Krupenev Dmitry, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering INRTU, Senior Researcher of the Laboratory for Energy Security-Based Development of the Energy Sector of the Energy Systems Institute SB RAS, tel.: 89246087827, e-mail: krupenev@isem.irk.ru
3Дзюбина Татьяна Владимировна, кандидат технических наук, доцент кафедры городского хозяйства и строительства ИРНИТУ, старший научный сотрудник лаборатории развития систем газоснабжения ИСЭМ СО РАН, тел.: 89041506053, e-mail: tvleo@isem.irk.ru
Dzyubina Tatiana, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Municipal Economy and Construction INRTU, Senior Researcher of the Laboratory for Gas Supply Systems Development of the Energy Systems Institute SB RAS, tel.: 89041506053, e-mail: tvleo@isem.irk.ru
ного газопровода в зависимости от аварийности оборудования при его изолированной работе. Суть «системного» подхода заключается в последовательной оценке надежности сначала системы газоснабжения, затем энергосистемы с учетом дополнительной вероятности отказа станций, работающих на газе, вследствие ненадежной работы газоснабжающей системы. Дано краткое описание используемых математических моделей. Ключевые слова: система газоснабжения; электроэнергетическая система; балансовая надежность; обеспеченность электростанций природным газом; математические модели; показатели надежности.
AN INTEGRATED APPROACH TO ELECTRIC POWER SYSTEM ADEQUACY ASSESSMENT IN TERMS OF RELIABLE GAS SUPPLY TO POWER PLANTS G.F. Kovalev, D. S. Krupenev, T.V. Dzyubina
Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia. Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The paper explains the need to develop interdependent modeling of the reliability of electric power and gas supply systems. The authors introduce methodological approaches to electric power system adequacy assessment in terms of reliable gas supply to power plants, in particular nodal and system approaches. The nodal approach consists in taking into account the reliability of the gas main operation depending on the equipment failure rate in the case of its isolated operation. The system approach implies that the reliability should be successively assessed first in the gas supply system, then in the electric power system taking into account the additional probability of gas power plant failures caused by unreliable operation of the gas supply system. A brief description of the used mathematical models is given. Keywords: gas supply system; electric power system; adequacy; provision of power plants with natural gas; mathematical models; reliability indices.
Введение
Комплексная характеристика надежности электроэнергетической системы (ЭЭС) невозможна без оценки обеспеченности электроэнергетической отрасли всеми видами ресурсов: материальных, финансовых и трудовых.
Из всех видов ресурсов наиболее актуальным является обеспеченность первичными энергоресурсами: топливом для тепловых электростанций (ТЭС), водой в водохранилищах для гидравлических электростанций (ГЭС), ядерным материалом для атомных электростанций (АЭС). На современном этапе (и в перспективе до 2050 г.) в отдельных регионах РФ в качестве топлива на электростанциях используется природный газ. Его доля в общем объеме топлива составляет и будет составлять долгое время 70-90% [1]. Природный газ используется в России как топливо для ТЭС (конденсационных электрических станций и теплоэлектроцентралей) практически повсеместно, за исключением некоторых районов Дальнего Востока, Крайнего Севера и Сибири. Общее производство электроэнергии на газовых электростанциях к 2030 г. вырастет в 1,92 раза (по сравнению с 2010 г.). Фактором роста станет увеличивающийся спрос на тепловую и электрическую энергию при приоритете природного газа по экологическим и экономическим соображениям. При этом следует учитывать, что другие виды топлива (уголь, мазут и т.п.) могут запасаться на тепловых электростанциях в значительных количествах, в то время как газ на электростанциях не запасается. Поэтому при крупных авариях в магистральных газовых сетях или отказах в распределительных сетях, непосредственно снабжающих газом конкретные ТЭС, это может приводить к длительным отказам в электроснабжении потребителей.
Изложенное выше является обоснованием необходимости совместного рассмотрения надежного
функционирования газоснабжающей системы (ГСС) и электроэнергетической системы, во-первых, в предположении, что обеспеченность другими ресурсами и особенно другими видами первичных энергоресурсов, как минимум, на порядок выше.
Вторым моментом, делающим актуальным вопрос совместного рассмотрения надежности ГСС и ЭЭС, является либерализация рынков электроэнергии. Возникающие при этом ограничения и рыночные отказы на поставки топлива также отражаются на работе ЭЭС.
Взаимосвязанность (интеграция) между ГСС и ЭЭС сильно возросла, потому что значителен рост электростанций, работающих на газе, особенно станций комбинированного цикла. Соответственно, надежность ЭЭС зависит от отказов в ГСС и ограничений в снабжении газом, которые могут заставить отключиться многочисленные установки с газовым горением. Реальность этой проблемы подтверждается событиями, имевшими место в зарубежных энергосистемах. Такая ситуация, как уже отмечалось, может стать критической в России после 2030 г., когда генерация электричества на газе по прогнозам возрастет [2]. Очевидна важность поставки газа для надежности ЭЭС.
Таким образом, при разработке программ и стратегий развития энергосистем и планировании их работы на предстоящий период настоятельно требуется разработка комплексного подхода для совместного анализа случайных событий и процессов в системах поставки газа и генерации электроэнергии. Это позволит провести исследования балансовой надежности и безотказности интегрированных систем в результате ожидаемых и внезапных ограничений поставок топлива, накладывающихся на возможные отказы оборудования в ЭЭС в условиях возрастания физических и функциональных связей между ЭЭС и ГСС, что в свою
очередь повысит управляемость обеими системами, их надежность и эффективность.
Как показывает зарубежный опыт, комплексный анализ надежности интегрированной системы (ГСС и ЭЭС) можно осуществить разными способами [3]:
1. Учет последствий отказов газовой системы на надежность ЭЭС, но сеть природного газа не моделируется совместно с ЭЭС.
2. Моделирование совместного функционирования ГСС и ЭЭС на основе стохастического разыгрывания отказов одновременно в обеих системах.
Постановка задачи и методология решения
В ИСЭМ СО РАН традиционно ведутся исследования основных проблем развития ЭЭС и ГСС в современных условиях, где особое место отводится учету свойств надежности этих систем на разных уровнях иерархии [4, 5]. Разработки ориентированы на различные временные и территориальные уровни и позволяют рассматривать ЭЭС и ГСС отдельно вне зависимости друг от друга.
Комплексный анализ надежности совместной работы ГСС и ЭЭС предлагается осуществлять на начальном этапе первым способом, т.е. сначала моделируется работа ГСС и оценивается ее надежность. Затем моделируется функционирование ЭЭС и оценивается ее надежность с учетом последствий отказов ГСС.
Можно предложить несколько методических подходов учета надежности работы ГСС при анализе балансовой надежности ЭЭС. В качестве первого приближения можно рассмотреть «поузловой» подход. Суть его заключается в учете надежности функционирования магистрального газопровода (МГ), непосредственно снабжающего газом определенный узел ЭЭС, в зависимости от аварийности оборудования при исследовании балансовой надежности и безотказности ЭЭС.
Согласно модели анализа надежности действующего МГ [5], он представляет собой совокупность нескольких параллельных ветвей, каждая из которых рассматривается как цепь последовательно соединенных звеньев - линейных участков трубопроводов разных диаметров и компрессорных станций (КС) с разными типоразмерами газоперекачивающих агрегатов.
Исходная система из неоднородных элементов заменяется системой из однородных элементов, для чего используются методы эквивалентирования. Для параллельно соединенных однородных элементов анализ надежности объекта осуществляется с помощью аналитического метода на уровне случайных марковских процессов - схемы «гибели и размножения». В результате композиции полученных рядов распределения для однородных элементов находится конечный закон (ряд - р(^) и функция) распределения вероятностей работоспособного состояния МГ, по которому и рассчитываются искомые показатели надежности, в частности: математическое ожидание (м.о.), дисперсия и среднее квадратичное отклонение (с.к.о.) фактической производительности за рассмат-
риваемый интервал времени, коэффициент надежности как отношение м.о. фактической производительности к установленной ^ = М[0]/р и т. д. Эти показатели могут определяться при разных способах резервирования МГ.
Анализ надежности действующего МГ производится в предположении его независимой работы от всей ГСС. Если на конце МГ находится агрегированный узел-потребитель газа, который содержит электрические станции или теплоэлектроцентрали, работающие на газе, то, зная ряд распределения - р(^) или коэффициент надежности МГ - ^ , можно их учесть при анализе надежности функционирования этих станций и теплоэлектроцентралей. Это можно сделать простым перемножением исходного ряда распределения работоспособного состояния электрических станций на ряд р(^) или (1-Кн, Кн), и в результате получить скорректированный исходный ряд для анализа балансовой надежности узла ЭЭС с учетом надежности ГСС.
Следующим методическим подходом можно считать «системный» подход.
Рассматриваются ГСС и ЭЭС, которые в процессе производственной деятельности взаимосвязаны между собой, и необходимо определить показатели надежности электроснабжения потребителей, зависящие от плановых и неплановых отключений элементов данных систем.
Проблема соотношения ГСС и ЭЭС является в общем случае взаимосвязанной в том смысле, что имеет место влияние безотказности поставки газа на надежность тепловых электрических станций (ТЭС) и в конечном итоге на надежность электроснабжения потребителей. Соответственно надежная поставка электроэнергии на объекты газоснабжающей системы (компрессорные станции) в какой-то мере влияет на надежность поставок газа на ТЭС.
Для учета влияния надежности поставок газа на ТЭС и на конечные показатели надежности электроснабжения этих потребителей электроэнергии, запи-танных от соответствующих ТЭС, предлагается «системный» подход, в котором должна быть отражена взаимосвязь работы ГСС и ЭЭС и осуществлено согласование принципов моделирования этих систем, а именно:
1. Моделирование как надежности газоснабжения, так и надежности электроснабжения должно осуществляться за одинаковые временные периоды (год, сезон, квартал, месяц и т.д.).
2. При задании исходных данных должны быть учтены сезонные показатели аварийности оборудования (при наличии такой статистики).
3. При оценке надежности ГСС и ЭЭС должны быть использованы математические методы вероятностного моделирования, имеющие одинаковую точность.
4. Агрегирование ГСС и ЭЭС должно быть одного уровня. ТЭС должны рассматриваться как потребители газа. Топография систем электро- и газоснабжения
должна в общем случае совпадать.
Комплексный анализ надежности интегрированной системы (ГСС и ЭЭС) на основе «системного» подхода предлагается осуществлять в виде передачи результирующих данных из модели по оценки надежности ГСС в модель для оценки надежности ЭЭС в качестве исходных данных. Таким образом, предлагается следующая последовательность действий:
1. Оценка надежности поставки газа на ТЭС. Для этого используется модель анализа надежности сложной ГСС [4-6]. В результате данного анализа должен быть получен ряд распределения вероятностей безотказной поставки газа потребителям.
2. Оценка надежности снабжения потребителей электроэнергией. Для этого используется модель анализа надежности сложной ЭЭС [7]. При задании данных по аварийности ТЭС, работающих на газе, должна быть учтена дополнительная вероятность отказа данных станций вследствие ненадежной работы ГСС. Это должно осуществляться путем учета результатов оценки надежности ГСС.
Рассмотрим подробнее модели оценки надежности ГСС и ЭЭС, используемые при «системном» подходе.
В модели анализа надежности сложной ГСС
объектом исследования является многоузловая газоснабжающая система, охватывающая месторождения и другие источники газа, подземные хранилища газа (ПХГ) и узлы потребления газа (с категориями потребителей), связанная системой магистральных газопроводов [7].
В модели учитывается вероятностный характер спроса на газ коммунально-бытовых потребителей; пропускных способностей МГ, объема поставки газа в систему от месторождений, объема отбора в систему или закачки газа в ПХГ. Три последних фактора зависят от состояния соответствующего оборудования и должны быть определены с учетом аварийных и плановых простоев.
Спрос коммунально-бытовых потребителей аппроксимируется нормальным законом распределения, другие случайные величины могут иметь произвольный закон распределения.
Остальные параметры, такие, как начальный запас газа в ПХГ, объем резервного топлива в узлах потребления и спрос промышленности, котельных и электростанций, задаются детерминировано.
Максимальный расчетный интервал - один сезон года (зима или лето). Это связано с тем, что при относительно кратковременных нарушениях в системе в силу ее инерционности переход ПХГ от режима отбора к режиму закачки газа практически невозможен, и подземные хранилища в зимний период работают как источники, а летом - как потребители газа.
При создании модели вводятся следующие допущения:
- рассматриваются только стационарные режимы;
- расчет режимов предусматривает центральный орган управления, главная цель которого максимальное удовлетворение спроса. Это допущение принято потому, что система
газоснабжения является естественной монопольной структурой;
- поставка газа в систему от месторождений и ПХГ (в общем случае от источников газа) и его транспортировка по МГ зависят от состояний оборудования;
- спрос на газ задается для каждого узла потребления в соответствии с его категорией;
- спрос коммунально-бытовых потребителей (I категория) удовлетворяется полностью, затем обеспечиваются промышленные потребители и котельные (II категория) и в последнюю очередь - электростанции (III категория);
- ПХГ в течение рассматриваемого периода работают либо на закачку, либо на отбор газа;
- учитывается запас газа в ПХГ на начало рассматриваемого периода;
- объем резервного топлива задается суммарно на каждый узел потребления.
В содержательном плане модель позволяет по заданным в вероятностной форме спросу на газ и поставке газа в систему от месторождений, а также отбору в систему или закачке газа в подземные газохранилища и с учетом его запасов в ПХГ, а также с учетом пропускных способностей магистральных газопроводов, заданных так же в вероятностной форме и с учетом потерь газа на собственные нужды на месторождениях, при его хранении в ПХГ и при его транспортировке по МГ, а также с учетом взаимозаменяемости топлив определить: закон распределения небалансов газа по узлам потребления, основные показатели надежности, функции распределения потоков газа по МГ, работы месторождений и ПХГ.
Алгоритм решения задачи оценки надежности ГСС включает:
1. Вероятностный блок. Здесь используется метод статистических испытаний (метод Монте-Карло), с помощью которого по заданным для данного расчетного интервала рядам распределения статистически разыгрываются случайные состояния спроса на газ коммунально-бытовых потребителей х\ , возможной поставки газа в систему от месторождений X" и ПХГ (или закачки в ПХГ) XJ, пропускной способности МГ Xj, (i, J) е U, г е R .
2. Блок расчета режима функционирования системы. Здесь используется метод оптимизации пото-кораспределения газотранспортных систем (модифицированный метод Басакера-Гоуэна), который позволяет учитывать первый закон Кирхгофа, соответствующие ограничения на производительность трубопроводов, месторождений, хранилищ и на подачу газа потребителям, которая не должна превышать расчетный спрос, а так же потери газа на стадии добычи, хранения и транспортировки и взаимозаменяемость топлив.
Расчет оптимального режима сводится к определению следующих величин: х" - объем добычи газа на /-ом месторождении (источнике); х0г - объем поставки резервного топлива /-ому потребителю;
х]л - удовлетворенный объем поставки газа, который складывается из объемов поставки всем категориям /'-ого узла потребления, х]л = х\ + хI + х]п ; хг, х+ -объемы газа при закачке или отборе газа из /-ого ПХГ; х - потоки газа по соответствующему газопроводу
Формализованная постановка задачи расчета оптимального режима приобретает вид:
^сМхМ +£сог*ог сх;+ £ СуХг] +
ieR1
ieR1
hZ у°
ieR2
при ограничениях
ieR,
(i,])eU
Zjfi -Z Xij xM
0 < Xj < Xt
i e R;
ZÄfixfl - Z xfi + x°i- xyd = 0' ]
где xf = Xj + ХП + ХШ - xfe<p 0 < хг^(ПШ )< Xj(ПШ} о < x°i < Bi
0 < xdеф < Xj + хП + хШ
ZVj-Z xj+%x- =0
] ]
0 < x+ < min{хг+,St} 0 < x- < min{XiV -Si}
i e R,
i e R
ZÄJixJi -Zxj = 0i eR4;
] ]
0< xt] <Xj,(i,j) eU,
распределения небалансов газа, по которым и определяются основные показатели надежности:
- надежность газоснабжения потребителей как вероятность удовлетворения спроса Н"ол;
- м.о. недоотпуска газа М[Х"ед];
- коэффициент относительного обеспечения потребителей газом
В зависимости от соотношения полученной надежности Н""", и требуемой Н™р предлагаются различные мероприятия по ее регулированию. При низкой полученной надежности возможно уменьшение спроса на потребление газа, т.е. введение плановых ограничений - лимита. При высокой полученной надежности возможно снижение поставки газа в систему от месторождений или ПХГ до величины, обеспечивающей требуемую надежность. Здесь также можно рассматривать возможность создания запасов газа в ПХГ либо уменьшения резервов потребителя на соответствующую величину.
Для реализации «системного» подхода используется такой узловой показатель надежности газоснабжения, как вероятность удовлетворения спроса Н"ол,.
Модель оценки надежности ЭЭС [8], также как и модель оценки надежности ГСС, основывается на применении метода статистических испытаний (Монте-Карло) и также состоит из трех основных вычислительных блоков.
1. Вероятностный блок. Оценка основана на применении аппарата случайных событий. В данном блоке происходит ^-кратное моделирование параметров ЭЭС (до достижения необходимой точности), таких как: х - генерирующая мощность в /-том узле ЭЭС; ^ - способности связи между / и ] узлами ЭЭС, у - значения нагрузки потребителей электроэнергии в /-том узле ЭЭС.
2. Блок расчета режима функционирования системы. При оценке дефицита мощности к -го состояния ЭЭС, к = 1, . . . , N, требуется найти:
Z у
^ тах,
i=l
учитывая балансовые ограничения
где хдеф - суммарные дефициты газа по всем категориям /-ого узла-потребителя; уо! - удельные ущербы от недоотпуска газа по узлам.
В качестве критерия рассматривается минимум затрат на доставку газа потребителям. Ограничения в виде равенств представляют собой балансы газа соответствующих узлов, а остальные ограничения заданы в виде двухсторонних неравенств. Потери газа при хранении учитываются только при его отборе из ПХГ, а потери газа в газопроводах учитываются один раз в конце связи.
3. Блок вычисления показателей надежности ГСС. Здесь используются методы теории вероятностей: теоремы о сложении и умножении вероятностей различных событий и методы вычисления функций
xi - у+Z(1 - a]i) z]i-Z
j=l ]
Zj = 0
i = l,
,n, i * ]
и линеиные ограничения-неравенства на переменные
. n ,
Уг < У^ , i = 1
хг < Хк , г = 1,..., п,
-к ■ Л -л ■ ■
гг> < z у , г = 1,..., п, ] = 1,..., п , г Ф ] ,
у > о, х > о, > о, г = 1,..., п, ] = 1,..., п, г ф ],
где а^ - заданные положительные коэффициенты
удельных потерь мощности при ее передаче из узла г в узел ] , г ф ] .
3. Блок вычисления показателей надежности
ЭЭС. В результате комплексной оценки надежности газоснабжающей и электроэнергетической систем получаются следующие показатели надежности:
- вероятность бездефицитной работы потребителей электроэнергии Р;
- м.о. недоотпуска электроэнергии потребителей
Енед;
- коэффициент обеспеченности электроэнергией потребителей п.
Полученные на первом этапе поузловые показатели надежности ГСС - вероятности удовлетворения спроса Ипол; используются на втором этапе при оценке надежности ЭЭС. Для этого, зная аварийности оборудования ц электрических станций данного узла /, работающих на газе, вычисляются величины р. = 1 -ц., которые затем умножаются на соответствующие поузловые показатели надежности ГСС И"0",, т.е. р = рг • Ншл. И, наконец, вычисляются скорректированные аварийности оборудования электрических станций = 1 -р[. В результате получаются исходные данные для математической модели оценки балансовой надежности ЭЭС с учетом надежного снабжения этих электростанций газом.
Заключение
1. В рамках программы развития российской электроэнергетики предусмотрены значительные вводы ТЭС на газе. В данных условиях возрастает влияние
надежности поставок газа на теплоэлектростанции на конечные показатели надежности электроснабжения. Таким образом, возникает необходимость заблаговременно оценивать данное влияние и давать рекомендации по развитию энергосистем. В статье обоснована необходимость разработки взаимоувязанного моделирования надежности электроэнергетической и газоснабжающей систем.
2. Показаны методические подходы для совместного анализа случайных событий и процессов в системах поставки газа и генерации электроэнергии -«поузловой» и «системный» подходы. Показана суть «поузлового» подхода - учет надежности функционирования магистральных газопроводов в зависимости от аварийности оборудования при их изолированной работе. Суть «системного» подхода - последовательная оценка надежности сначала системы газоснабжения, затем энергосистемы с учетом дополнительной вероятности отказа станций, работающих на газе, вследствие ненадежной работы ГСС. Дано краткое описание используемых математических моделей для анализа надежности как ГСС, так и ЭЭС.
Работа выполнена в соответствии с планом исследований Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН и Центра энергетических систем Сколковского института науки и технологий.
Статья поступила 24.08.2015 г.
Библиографический список
1. Пикин С.С., Школьников А. Авария в Перми: влияние на рынок [Электронный ресурс] // сайт Госгортехнадзора РФ. URL: http: // www.gosnadzor.ru (17.08.2015).
2. Мировая энергетика - 2050 (Белая книга) / под ред. В.В. Бушуева, В.А. Каламанова. М.: ИД «Энергия», 2011. 360 с.
3. Carlos M. Correa-Posada, Pedro Sanchez-Martin. Security-Constrain Optimal Power and Natural-Gas Flow // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 29. № 4. July 2014.
4. Надежность систем энергетики: проблемы, модели и методы их решения / А.Ф. Дьяков, В.А. Стенников, С.М. Сенде-ров [и др.] / отв. ред. Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2014. 284 с.
5. Дзюбина Т.В., Илькевич Н.И. Методические подходы и математические модели для анализа и синтеза надежности при многоуровневом исследовании газоснабжающих систем // Надежность систем энергетики / под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука, 1999. 434 с.
6. Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В., Калинина Ж.В. Многоуровневое моделирование развития систем газоснабжения. Новосибирск: Наука, 2014. 217 с.
7. Дзюбина Т.В., Илькевич Н.И. Модель оценки надежности сложных газоснабжающих систем // Известия РАН. Энергетика. 1998. № 6. С. 84-91.
8. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Надежность систем электроэнергетики / отв. ред. Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2015. 224 с.
