CC BY
313
- возможность дистанционного изменения характеристик и параметров (уставок) устройств и систем с АРМ инженера службы РЗА (а также групп уставок с АРМ оперативного персонала);
- осуществление общестанционных блокировок, автоматического послеаварийного восстановления, функций УРОВ;
- осуществление алгоритмов защиты и управления силовыми выключателями;
- одноранговая связь на ЦПС с интегрированной системой управления и защиты на основе объектно-ориентированного события ЦПС (Generic Object Oriented Substation Event - GOOSE).
Правильно сформулированные требования для создания интеллектуальной сети являются самым важным этапом реализации любого крупного проекта. Интеллектуальная сеть расширяет при помощи цифровых технологий распределительную и транспортную сеть для оптимизации текущих опера-
ций и открытия новых рынков для альтернативной энергетики [6].
Разработанные в данной статье критерии позволят при создании на территории Ванино -Советско-Гаванского ЭУ интеллектуальной сети:
- сократить затраты на реконструкцию линий и распределительного оборудования при сохранении положительной динамики увеличения объемов полезного отпуска;
- увеличить надежность и качество электроснабжения конечных потребителей;
- увеличить дополнительный доход за счет снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях;
- сократить операционные затраты электросетевой компании;
- дать толчок к развитию распределенной генерации на альтернативных источниках энергии.
Статья поступила 08.05.2014 г.
Библиографический список
1. Электроэнергетика России 2030: Целевое видение / Под общ. ред. Б.Ф. Вайнзихера. М.: Альпина Бизнес Бук, 2008.
2. http://www.oe.energy.gov/smartgrid.htm (интернет-ресурс).
3. European SmartGrids Technology Platform. Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future. - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2006.
4. Дорофеев В.В., Макаров А.А. Активно-адаптивная сеть
- новое качество ЕЭС России // Энергоэксперт. 2009. № 4 (15).
5. Концепция энергетической стратегии России на период до 2030 года (проект). Прил. к журналу "Энергетическая политика". М.: ГУ ИЭС, 2007.
6. Ледин С.С., Игнатичев А.В. Развитие промышленных стандартов внутри- и межсистемного обмена данными интеллектуальных энергетических систем // Автоматизация и IT в энергетике. 2010. № 10.
УДК 621.311.16
КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЗЕРВОВ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ^СТЕМ
© М.А. Дубицкий1, А.А. Рыкова2
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Дана классификация резервов мощности в электроэнергетических системах (ЭЭС). Предложена систематизация оперативных резервов генерирующей мощности и потребляющей части системы с учетом их мобильности, режимной управляемости и функционального назначения. Для каждой составляющей выделены несколько очередей, что позволяет обеспечить необходимую управляемость электроэнергетическими системами с помощью автоматики и оперативно-диспетчерского персонала. Ил. 3. Библиогр. 13 назв.
Ключевые слова: надежность; резерв; мобильность; режимная управляемость; системы энергетики; электроэнергетическая система; электрические станции.
ELECTRIC ENERGY SYSTEM POWER RESERVE CLASSIFICATION M.A. Dubitskiy, A.A. Rykova
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article provides a classification of power reserves in electric power systems (EPS). It systematizes operating reserves of the generating capacity and consuming part of the system, taking into account their mobility, operation controllability and functionality. Several queues are distinguished for each component that enables necessary controllability of
1Дубицкий Михаил Александрович, кандидат технических наук, доцент кафедры электрических станций, сетей и систем Института энергетики, тел.: 89025779502, e-mail: [email protected]
Dubitskiy Mikhail, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Electric Power Stations, Networks and Systems of the Institute of Power Engineering, tel.: 89025779502, e-mail: [email protected]
2Рыкова Александра Андреевна, студентка Института энергетики, тел.: 89086477889, e-mail: [email protected] Rykova Aleksandra, Student of the Institute of Power Engineering, tel.: 89086477889, e-mail: [email protected]
electric power systems by means of automatics and operational dispatch personal. 3 figures. 13 sources.
Key words: reliability; reserve; mobility; operation controllability; power engineering systems; power supply system; electric power plants.
Единая электроэнергетическая система (ЕЭЭС) России является одной из самых крупных в мире, в нее входят 69 региональных энергосистем, которые в свою очередь образуют 7 объединенных электроэнергетических систем (ОЭЭС): Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра, Северо-Запада. На конец 2013 г. общая установленная мощность 700 электростанций ЕЭЭС России составила 226 470,18 МВт. Все объединенные ЭЭС соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно) [1]. К технологически изолированным энергосистемам России в настоящее время относится и электроэнергетическая система (ЭЭС) Крыма.
Основными заданными функциями ЭЭС являются
[2]:
- связанная с назначением системы;
- с фактом ее создания.
Свойство объекта выполнять заданную функцию, связанную с его назначением, называется надежностью энергоснабжения [3-5]. Назначением ЭЭС является обеспечение потребителей электрической энергией. Надежность энергоснабжения - свойство ЭЭС обеспечивать потребителей электрической энергией требуемого качества в соответствии с заданным графиком электропотребления. Она обеспечивается: изменением конфигурации и структуры ЭС, включая средства управления; изменением надежности и других технических характеристик ее элементов (основного и вспомогательного оборудования, аппаратуры управления); созданием различного рода избыточности - резервов мощности, запасов пропускной способности линий электропередачи, запасов топлива на тепловых электростанциях (ТЭС) и воды на гидроэлектростанциях (ГЭС) и т.д.; улучшением организации эксплуатации ЭЭС [6].
Резервирование - один из основных путей повышения надежности ЭЭС. Резерв (от французского réserve) - это запас чего-либо на случай надобности; источник, откуда черпаются новые средства, силы [7]. Под резервированием мощностей понимается способ повышения надежности объекта введением избыточности. Применительно к электроэнергетической системе различают структурное, функциональное, временное и информационное резервирование [6].
Резерв мощности размещается в генерирующей и потребляющей частях системы [8] (рис. 1). Резервом генерирующей мощности системы называется разность между располагаемой мощностью ЭЭС и ее нагрузкой в данный момент времени [6]. Резерв потребляющей части системы - это мощность, от которой готов отказаться потребитель на возмездной основе при нарушении режима работы ЭЭС. Поддержание баланса между производством и потреблением мощности ЭЭС за счет потребителей
нужно рассматривать лишь как временную меру, используемую, как правило, в аварийных и послеава-рийных режимах ЭЭС при условии, что исчерпаны все резервы генерирующей мощности с требуемой мобильностью. При необходимости резерв генерирующей мощности с требуемой мобильностью будет восстановлен за счет реализации резерва в потребляющей части системы. Вместе с тем наличие в ЭЭС резерва генерирующей мощности (но с недостаточно высокой мобильностью) и его последующая реализация позволяют подключить отключенных потребителей - восстановить резерв в потребляющей части системы. Таким образом, при необходимости происходит замещение резерва генерирующей мощности резервом потребляющей части системы, и наоборот.
Рис. 1. Размещение резерва мощности в системе
Резерв генерирующей мощности по функциональному назначению делится на две составляющие: ремонтный резерв и оперативный резерв.
Ремонтный резерв необходим для компенсации снижения рабочей мощности системы при выводе основного оборудования в плановый ремонт или на реконструкцию [6]. Плановые ремонты являются основным видом управления техническим состоянием и восстановлением ресурса оборудования. Они реализуются в виде текущих и капитальных ремонтов оборудования.
Оперативный резерв предназначен для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами оборудования и непредвиденным отклонением нагрузки потребителей от ожидаемой величины. Поэтому оперативный резерв делится на аварийный и нагрузочный. Аварийный резерв необходим для восполнения потери мощности, используемой для покрытия нагрузки при вынужденных (аварийных и других неплановых) простоях основного оборудования электростанций. Нагрузочный резерв предназначен для компенсации небаланса мощности, вызванного отклонением нагрузки (ее увеличением или снижением) от ожидаемой.
К сожалению, кроме деления на аварийный и нагрузочный резервы в настоящее время нет достаточно хорошо обоснованной классификации оперативного резерва генерирующей мощности. Известная же в литературе для инженерно-технических работни-
ков терминология может вводить читателя в заблуждение. Например:
- «Резерв мощности оперативный («горячий») -часть резерва мощности, предназначенная для компенсации небаланса между производством и потреблением, вызванного отказами, аварийным или случайным снижением рабочей мощности энергосистемы или непредвиденным увеличением нагрузки потребителей в режиме реального времени» [1]. Согласно определению, горячий резерв это и есть оперативный резерв.
- «Горячий (или вращающийся) резерв создается за счет котлов, находящихся под давлением пара и турбогенераторов на холостом ходу» [9]. В этом определении под горячим резервом понимается вращающийся резерв.
- «Резерв активной мощности вращающийся - резерв мощности, размещенный на работающих агрегатах и агрегатах со временем ввода в работу до 5 минут» [1]. Согласно этому определению, резерв с быстрым пуском - это тоже вращающийся резерв.
- «Холодный резерв обеспечивается специальными резервными установками с малым временем пуска и набора нагрузки» [9]. Холодный резерв обычно предполагает время его ввода от 2 до 24 часов и более. На установках с малым временем пуска и набором нагрузки размещается включенный резерв.
- Горячий резерв иногда относят к включенному резерву, хотя время его ввода составляет 1-2 часа, а время ввода включенного резерва - минуты [6, 10].
Горячий резерв должен быть отнесен к невклю-ченному резерву.
Далее предлагается классификация оперативного резерва мощности, где учитываются такие признаки, как состояние оборудования, на котором размещен резерв, способ его реализации, мобильность и назначение.
Оперативный резерв генерирующей мощности размещается на оборудовании, которое может находиться в различных состояниях. В зависимости от этого он разделяется на включенный и невключенный резервы (рис. 2).
Под включенным резервом понимают резервную мощность работающих в данное время агрегатов, которая может быть использована немедленно (время ввода резерва - минуты). К нему относятся:
- вращающийся резерв - оперативный резерв системы, который размещается на работающих недогруженных агрегатах электростанций;
- резерв с быстрым пуском - оперативный резерв системы, который размещается на агрегатах с быстрым пуском; агрегатах, где время, необходимое для полной их загрузки, не превышает времени реализации вращающегося резерва.
Невключенный резерв - это мощность неработающих исправных агрегатов электростанций энергосистемы. Невключенный резерв равен разности между рабочей и включенной мощностью ЭЭС. К нему относятся:
- горячий резерв системы - оперативный резерв
системы, который размещается на агрегатах ТЭС, где котел находится в горячем резерве [10];
- холодный резерв системы - оперативный резерв системы, который размещается на агрегатах, где котлы (оборудование ТЭС) находятся в холодном резерве.
Следует заметить, что к горячему резерву системы относится также оперативный резерв, который размещается на ТЭС с поперечными связями, где котел поддерживается в разогретом состоянии, а турбогенератор остановлен.
При остановке котла в горячий резерв в нем поддерживаются заданные давление пара и температура.
Время ввода (реализации) включенного резерва составляет минуты, а невключенного - 1-2 часа и более.
По функциональному назначению (с учетом мобильности) следует выделить:
- резерв первой очереди - для первичного регулирования частоты (время ввода - секунды);
- резерв второй очереди - для вторичного регулирования (ограничение перетоков мощности, время ввода - десятки секунд);
- резерв третьей очереди - для вторичного регулирования (регулирование частоты и перетоков мощности по линиям электропередачи, время ввода - до 5 минут);
- резерв четвертой очереди - для третичного регулирования (быстрой коррекцией режима с целью перевода системы в состояние, более предпочтительное по надежности, в том числе для восстановления регулировочного диапазона станций, подключенных к системе АРЧМ, время ввода - до 15-20 минут);
- резерв пятой очереди - для компенсации небалансов мощности и дооптимизации за рассматриваемый час работы системы;
- резерв шестой очереди - для компенсации небалансов мощности, которые можно установить с за-благовременностью, превышающей время ввода невключенного резерва (замещение резерва пятой очереди и оптимизация режима за рассматриваемые сутки работы системы).
Из этой классификации следует, что включенный резерв - это резерв, который обеспечивает первичное, вторичное и третичное регулирование в ЭЭС.
В течение первых нескольких минут небаланс мощности покрывается резервом первой очереди, который вводится регуляторами скорости турбин за несколько секунд, - первичное регулирование. Первичное регулирование обладает определенным ста-тизмом и не обеспечивает поддержания требуемого значения частоты.
Вторичное регулирование обеспечивает восстановление заданного значения частоты и перетоков мощности в тех сечениях, где они регулируются. При этом агрегаты электростанций, не привлекаемые ко вторичному регулированию, но участвующие в первичном регулировании, возвращаются к исходному режиму работы.
Рис. 2. Классификация оперативного резерва генерирующей мощности системы
Для восстановления регулировочных диапазонов электростанций, подключенных к системе АРЧМ, вводится резерв по указанию диспетчера оперативным персоналом станций или непосредственно с диспетчерского пульта системы (выполняется быстрая корректировка режима) - третичное регулирование.
Последующая (медленная) экономическая корректировка режима выполняется с соблюдением всех ограничений при вводе резерва пятой очереди. При этом освобождается резерв, обеспечивающий третичное регулирование. Резерв шестой очереди вводится и высвобождает резерв пятой очереди для снижения эксплуатационных затрат в системе. Такой поочередный ввод и замещение резерва предыдущей очереди последующей позволяет обеспечить необходимую управляемость ЭЭС.
Резерв потребляющей части системы, так же, как и резерв генерирующей мощности, участвует в регулировании частоты и мощности. По функциональному назначению резерв потребляющей части системы является оперативным и ремонтным.
Под оперативным резервом понимают мощность в системе, полученную за счет отключения или ограничения потребителей, для компенсации небалансов мощности, вызванных аварийным отключением генерирующего и сетевого оборудования или превышением нагрузки над ожидаемой.
Ремонтный резерв - это мощность в системе, полученная за счет отключения или ограничения потребителей, необходимая для компенсации небалансов мощности, вызванных необходимостью проведения плановых ремонтов генерирующего оборудования при отсутствии в ЭЭС в достаточном количестве ремонт-
ного резерва генерирующей мощности. При недостаточности или при отсутствии резерва генерирующей мощности, резерв создается за счет потребителей, так как без резерва генерирующей мощности эксплуатация электроэнергетических систем, включая восстановительные ремонты генерирующего оборудования, невозможна. Таким образом, резерв генерирующей мощности в этих условиях создается за счет рационального использования резервов потребляющей части системы. Одно из отличий резерва генерирующей мощности от резерва потребляющей части системы состоит и в том, что резерв генерирующей мощности - это, как правило, структурное резервирование, а резерв потребляющей части системы можно рассматривать в качестве примера функционального резервирования.
Далее рассматривается классификация оперативного резерва потребляющей части системы. По причине возникновения небалансов мощности, он подразделяется на аварийный и нагрузочный. Под нагрузочным резервом понимается мощность, полученная за счет отключения или ограничения потребителей для компенсации небалансов мощности, вызванных отклонением нагрузки от ожидаемой. Аварийный резерв потребляющей части системы - это мощность, полученная за счет отключения или ограничения потребителей для компенсации небалансов мощности, вызванных аварийным отключением генерирующего и сетевого оборудования системы.
К резерву потребляющей части системы относятся потребители с управляемой нагрузкой и потребители-регуляторы.
Группу потребителей с управляемой нагрузкой со-
ставляют потребители, которые в силу режимов своей деятельности могут мобильно сокращать потребление электрической энергии из сети. Такие потребители оказывают на возмездной договорной основе услуги по обеспечению вывода ЕЭЭС России из аварийных ситуаций. Для некоторых групп потребителей предлагают особый (более дешевый) тариф, но с условием возможности их отключения в любой момент, когда в сети возникнет такая необходимость [1].
Потребитель-регулятор нагрузки - потребитель электрической энергии или тепла, режим работы которого предусматривает возможность ограничения электропотребления или теплопотребления не только в аварийных ситуациях, но и в часы максимума для выравнивания графика нагрузки электроэнергетической системы и увеличения нагрузки в часы минимума. По разнице в оплате электроэнергии по базовому и льготному тарифам можно оценить экономический эффект участия ГЭС в маневренном вторичном регулировании частоты после аварий или значительной разбалансировки производства и потребления в ЭЭС [11].
Классификация резерва потребляющей части системы по функциональному назначению с учетом мобильности представлена на рис. 3.
По состоянию потребителей на момент ввода резерва оперативный резерв делится на включенный и невключенный:
- включенный - время ввода не превышает несколько минут (не более 10-15 минут);
- невключенный - время ввода не более 12 часов.
К включенному резерву относятся:
- потребители, обеспечивающие регулирующий эффект нагрузки;
- потребители с управляемой нагрузкой, подключенные к системе автоматического отключения нагрузки (САОН) и автоматического ограничения перегрузки линий (АОПЛ);
- потребители, подключенные к системе автоматической частотной разгрузки АЧР1 и АЧР11;
- потребители, которые могут быть отключены по указанию диспетчера или непосредственно с диспетчерского пульта.
К невключенному резерву относятся потребители, для которых могут вводиться ограничения.
Потребляющая часть системы участвует в первичном, вторичном и третичном регулированиях частоты и мощности, а также в компенсации небалансов мощности вводом невключенного резерва (путем ограничения потребителей).
Первичное регулирование осуществляется, во-первых, за счет регулирующего эффекта нагрузки (при повышении частоты первичная регулирующая мощность обобщенных потребителей положительна: наблюдается рост потребления; при снижении - отрицательна: саморазгрузка), а во-вторых, действием устройств противоаварийной автоматики (АЧР1, САОН и АОПЛ). Время ввода - до 0,3 с [12].
Во вторичном регулировании участвуют потребители, подключенные к АЧР11. Время ввода резерва -до 90 секунд.
В третичном регулировании участвуют потребители, отключаемые диспетчером, а также потребители-регуляторы (обеспечивающие быструю коррекцию режима), готовые снизить (повысить) потребляемую мощность по команде диспетчера. Время ввода резерва - до 15 минут.
Таким образом, может быть предложена классификация оперативного резерва потребляющей части системы по его функциональному назначению с учетом мобильности:
- резерв первой очереди: для первичного регулирования частоты за счет регулирующего эффекта нагрузки (время ввода - практически мгновенно);
- резерв второй очереди: для первичного регулирования частоты и ограничения перетоков мощности за счет использования резерва, размещенного у потребителей с управляемой нагрузкой, подключенных к системам САОН и АОПЛ (время ввода - доли секунды, но меньше времени ввода резерва, подключенного к системе АЧР1);
- резерв третьей очереди: для первичного регулирования частоты за счет использования резерва, размещенного у потребителей, подключенных к системе АЧР1 (время ввода - не более 0,3 секунды);
- резерв четвертой очереди: для вторичного регулирования частоты за счет использования резерва, размещенного у потребителей, подключенных к системе АЧР11 (время ввода - не более 90 секунд);
- резерв пятой очереди: для третичного регулирования за счет использования резерва, размещенного у потребителей, отключаемых диспетчером с диспетчерского пульта (время ввода - не более 15 минут);
- резерв шестой очереди: для компенсации небалансов мощности вводом невключенного резерва за счет использования резерва, размещенного у потребителей, допускающих временное ограничение мощности (время ввода - не более 12 часов).
Отключение и ограничение потребителей осуществляется в соответствии с графиками аварийного отключения или ограничения потребителей.
В соответствии с графиками ограничения режима потребления электрической мощности и электрической энергии, потребители заранее уведомляются о необходимости ограничить потребление электрической энергии (мощности) и самостоятельно выполняют технические (технологические) мероприятия, обеспечивающие снижение потребления в объемах и в периоды суток, которые указаны в уведомлении. Реализация таких графиков может производиться без отключения энергопринимающих устройств и (или) линий электропередачи.
Основаниями для применения графиков аварийного ограничения режима потребителей электрической энергии (мощности) являются возникновения или угроза возникновения аварийных электроэнергетических режимов, а именно выхода параметров за пределы допустимых значений, в том числе вследствие [7]:
- возникновения в ЭЭС или отдельных ее частях недопустимого дефицита электрической энергии и мощности, приводящего к снижению частоты электрического тока ниже 49,8 Гц или напряжения ниже мини-
мально допустимых уровней;
- недостаточности производства электрической энергии и мощности в отдельных частях системы, приводящей к недопустимой перегрузке линий электропередачи, трансформаторов или иного электросетевого оборудования, или создающей угрозу такой перегрузки;
- повреждения электросетевого оборудования, в том числе в результате чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;
- повреждения систем технологического управления, технологических связей и противоаварийной автоматики.
Графики временного отключения потребления -это графики, в соответствии с которыми сетевая организация производит отключение линий электропередачи без предварительного уведомления потребителей. При этом также может предусматриваться отключение электроустановок непосредственно персоналом потребителей. Они вводятся в действие: в случае невозможности использования графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) в сроки, необходимые для предупреждения или предотвращения аварийных электроэнергетических режимов; в случае невыполнения потребителями диспетчерских команд о введении в действие графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности); а также в случае сохранения причин, послуживших основанием для введения в действие графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) после введения ограничения режима потребления.
Сетевая организация оповещает потребителей о введении в действие графиков временного отключения потребления незамедлительно после их введения.
Графики ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) вводятся, начиная с 0 часов 00 минут следующих суток, с уведомлением об
этом потребителя сетевой организацией не позднее 14 часов 00 минут текущих суток [13].
Графики ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) вводятся на основании диспетчерского распоряжения регионального диспетчерского управления, в котором указываются:
- территория (операционной зоны, энергоузла и (или) объекта электроэнергетики), на которой вводятся аварийные ограничения;
- основание ввода ограничений;
- время начала и окончания действия ограничений.
Первичные получатели команд об аварийных ограничениях распределяют заданные диспетчерским центром объемы ограничений и доводят информацию о введении в действие графиков ограничения режима потребления до вторичных получателей команд об аварийных ограничениях и соответствующих гарантирующих поставщиков энергосбытовых, энергоснабжа-ющих организаций.
При невыполнении потребителем команд о вводе графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) оперативный персонал сетевой организации имеет право отключить указанного потребителя непосредственно от питающих центров или ограничить его обеспечение электроэнергией вплоть до аварийной брони [13].
Выводы
1. Представлено деление оперативного резерва генерирующей мощности по состоянию оборудования, на котором он размещен. С учетом этого признака выделяются: вращающийся резерв системы, резерв с быстрым пуском, горячий и холодный резервы.
2. Рассмотрено содержание таких понятий, как включенный и невключенный резервы, а также их соотношение с вращающимся резервом системы, резервом с быстрым пуском, горячим и холодным резервами.
Рис. 3. Классификация оперативного резерва потребляющей части системы
3. Показано, что первичное, вторичное и третичное регулирования в ЭЭС обеспечиваются включенным резервом генерирующей мощности.
4. Дана классификация оперативного резерва генерирующей мощности по его функциональному назначению с учетом мобильности. Выделены несколько его очередей. Это позволяет: поставить в соответствие способу реализации резерва его мобильность; однозначно определить требования к оперативному резерву, выполнение которых обеспечит необходимую управляемость ЭЭС с помощью автомати-
ки и оперативно-диспетчерского персонала.
5. Предложено (впервые!) определение для термина «резерв потребляющей части системы».
6. Дана классификация резерва потребляющей части системы с учетом его мобильности и функционального назначения.
7. Рассмотрены возможности резерва потребляющей части системы в первичном, вторичном и третичном регулировании.
Статья поступила 15.07.2014 г.
Библиографический список
1. ЕЭЭС России [Электронный ресурс]. URL: http://so-ups.ru/index.php?id=ees
2. Руденко Ю.Н. и др. Надежность систем энергетики и их оборудования. В 4 т. М.: Энергоатомиздат, 1994. Т.1. 480 с.
3. Дубицкий М.А., Асламова В.С. Безопасности электроэнергетических систем // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. 2012. Вып. 3(35). С. 221-226.
4. Dubitsky M.A. RELIABILITY OF ENERGY SYSTEMS. Reliability: Theory & Applications. Elektronic journal of international group on reliability. ISSN 1932-2321. № 3, issue of September' 2013.
5. Дубицкий М.А. Надежность энергоснабжения и безопасность систем энергетики // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2013. № 9(80). С. 211 — 216.
6. Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. М:. Энергоатомиздат, 1988. 272 с.
7. Трус Н.В., Шубина Т.Г. Словарь иностранных слов и выражений. Минск: Литература, 1997. 576 с.
8. Дубицкий М.А. Обеспечение безопасности электроэнергетических систем // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2012. № 11(70). С. 186-190.
9. Ноздренко В.Г. Надежность ТЭС. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. 318 с.
10. РД 34.26.501. Типовая инструкция по эксплуатации прямоточных котлов пк-33.
11. ГОСТ 19431-84. Энергетика и электрификация. Термины и определения. М.: Государственный комитет СССР по стандартам, 1984. 8 с.
12. Гловацкий В.Г. Современные средства релейной защиты и автоматики электросетей. М.: Энергомашвин, 2003. 534 с.
13. Инструкция по применению графиков аварийного ограничения режима потребления мощности в операционной зоне филиала ОАО «СО ЕЭС». Иркутск, 2013. 8 с.
УДК 621.31 (576.61)
АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ПЛАНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ
© Т.В. Кравцова1, А.Н. Козлов2
Амурский государственный университет,
675000, Россия, Амурская область, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21.
Планирование энергопотребления актуально как для поставщиков, так и для потребителей электрической энергии. Составление точных планов потребления электрической энергии и необходимой мощности предприятия позволяет решить проблему формирования стоимости энергопродукции, а также обеспечить качественное прогнозирование деятельности, осуществляемой энергоснабжающими организациями. Ил. 3. Библиогр. 9 назв.
Ключевые слова: планирование энергопотребления; энергетический баланс; объем покупки и продажи рынка электроэнергии.
CURRENT ISSUES OF ELECTRICITY CONSUMPTION PLANNING IN AMUR REGION T.V. Kravtsova, A.N. Kozlov
Amur State University,
21 Ignatyevskoe Shosse, Blagoveshchensk, Amur region, 675000, Russia.
Electric energy consumption planning is of current importance both for suppliers and consumers of electric energy. Therefore, making precise plans of electric energy consumption and needed enterprise capacity allows to solve the problem of energy product value formation as well as to provide quality forecasting of activities performed by energy supplying organizations.
1Кравцова Татьяна Валерьевна, магистрант, тел.: 89246776620, e-mail: [email protected] Kravtsova Tatiana, Master's Degree student, tel.: 89246776620, e-mail: [email protected]
2Козлов Александр Николаевич, кандидат технических наук, доцент кафедры энергетики, тел.: 89246754524, e-mail: kozlov1951 @yandex.ru
Kozlov Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Engineering, tel.: 89246754524, e-mail: [email protected]
