автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Информационно-вычислительная система контроля, анализа и расчета суточных режимов каскадов ГЭС

На правах рукописи УДК 681.518:681.324

РГБ ОД

i

ЯГАНОВ РОМАН МИХАЙЛОВИЧ '-I А^р 9 о-.

° ¿LÜJ

ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ, АНАЛИЗА И РАСЧЕТА СУТОЧНЫХ РЕЖИМОВ КАСКАДОВ ГЭС.

Специальность 05.14.02 - электрические станции (электрическая часть), сети и системы и управление ими

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2000

Работа выполнена в Научно-исследовательском институте электроэнергетики (АО ВНШЭ) , г.Москва.

Научный руководитель - кандидат технических наук

Ведущая организация - Акционерное общество Ленэнерго, г.Санкт-Петербург.

Защита состоится 11 апреля 2000г. в 13 час. на заседании Диссертационного Совета Д.144.07.01 при АО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ВНИИЭ) по адресу: 115201,Москва,Каширское шоссе,д.22,корп.3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АО ВНИИЭ

-г

Автореферат разослан «_1_» 2000г.

Ученый секретарь

Алябышева Т.М.

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Семенов В.А.

кандидат технических наук

Лелюхин Н.В.

Диссертационного Совета д.т.н., профессор

Общая характеристика работы.

Актуальность работы.

В современных энергосистемах гидроэлектростанции выполняют многие ответственные функции, участвуя в реализации балансов мощности и энергии, покрывая пиковую часть графиков нагрузок, обеспечивая резервы мощности и энергии, регулирование частоты и перетоков мощности.

Большинство отечественных ГЭС работают в составе водохозяйственных систем, обеспечивая помимо энергетики нужды и неэнергетических водопотребителей и водопользователей, что также необходимо учитывать при расчете и анализе режимов работы ГЭС.

Гидростанции с помощью своих водохранилищ осуществляют регулирование речного стока как в краткосрочном и оперативном циклах (недельных, суточных и внутрисуточных), так и в долгосрочных циклах (сезонных, годовых и многолетних) . Соответственно различают задачи краткосрочного и долгосрочного планирования и оперативного управления режимами ГЭС.

Гидростанции являются элементами энергосистем и поэтому их режимы работы должны определяться в увязке с режимами работы других типов электростанций.

К настоящему времени усилиями многих отечественных и зарубежных ученых созданы достаточно эффективные методы и алгоритмы расчета и анализа долгосрочных, краткосрочных и оперативных режимов ГЭС. Из отечественных работ следует указать на работы основоположников В.М.Горнштейна, Н.А.Картвелишвили, В.И.Обрезкова, а также на работы А.Ю.Александровского, А.Л.Великанова, С.Б.Елаховского, В.Г.Журавлева, Н.К.Малинина, Б.П.Мирошниченко, В.А.Вуколова, Н.В.Лелюхина, А.Ш.Резниковского, М.Г.Тягунова, Т.А.Филипповой, Е.В.Цветкова и др.

Однако в связи с постоянным усложнением современных энергосистем, переходом к рыночным отношениям в электроэнергетике, значительным прогрессом в развитии вычислительной и информационной техники актуальным является дальнейшее развитие методов расчета и анализа режимов работы ГЭС. При этом большое значение имеет как совершенствование

собственно методов оптимизации режимов, обеспечивающих получение дополнительного экономического эффекта, так и развитие информационного обеспечения.

Развитие информационного обеспечения необходимо для более эффективного обеспечения оптимизационных задач, а также для автоматизации многочисленных функций управления работой ГЭС и повышения эффективности работы эксплуатационного персонала, что составляет значительную часть автоматизированных систем управления (АСУ), над созданием которой работали и работают многие коллективы и ученые.

Как показывает отечественный и зарубежный опыт, внедрение АСУ повышает надежность и экономичность управления режимами работы ГЭС, способствует повышению ее маневренности в обеспечении потребностей энергосистемы. Тем более, что с применением нового поколения вычислительной техники, развитием сетевых технологий появляются широкие возможности для реализации более перспективных решений в этой сфере.

Основное направление диссертационной работы связано с решением комплекса вопросов, входящих в общую структуру задач по управлению режимами работы ГЭС в составе АСУ ГЭС, т.е. автоматизация функций эксплуатационного персонала при решении задач планирования, контроля и анализа режимов работы ГЭС на уровнях управления гидростанциями, каскадами, энергосистемами и энергообъединениями. Эти вопросы соответствуют отраслевым научно-техническим программам (ОНТП) 0.05 "Гидроэлектростанции и гидротехнические сооружения" и 0.06 "Развитие интегрированной автоматизированной системы управления "ИОАСУ-ЭНЕРГИЯ".

Цель работы.

Целью данной работы является разработка методов, алгоритмов, информационного и программного обеспечения для реализации режимных информационно-справочных задач, а также отдельных задач оптимизационных расчетов суточных режимов ГЭС, с учетом особенностей решения этих задач на различных организационных уровнях управления.

Методика исследования.

Для анализа организационной структуры, информационных потоков и функциональных обязанностей различных звеньев управления эксплуатационными режимами ГЭС на различных иерархических уровнях управления при проведении исследований бьши использованы элементы системного анализа.

При реализации алгоритмов расчетов оптимальных суточных режимов ГЭС применялся аппарат нелинейного программирования, а также методы целочисленного программирования.

Для реализации интерфейса, информационных и расчетных задач при разработке программного обеспечения использовался язык программирования СИ; для организации базы данных по водно-энергетическим режимам ГЭС были использованы программные средства системы управления базами данных ЭВАЗЕШРШЗ.

Научная новизна.

Основными научными результатами, полученными в ходе выполнения диссертационной работы, можно назвать следующее:

• выполнен анализ потоков режимной информации по ГЭС, выделены и систематизированы функции персонала технологических служб на уровне ГЭС и диспетчерских управлений, определен состав типовых задач по контролю и анализу режимов работы ГЭС;

• разработана структура информационно-справочной системы контроля и анализа режимов ГЭС для различных организационных уровней управления; определены основные разделы базы данных по водно-энергетическим режимам ГЭС и разработана структура информационных таблиц;

• разработаны методы расчетов суточных режимов ГЭС на основе их дооптимизации с учетом выпуклых и невыпуклых характеристик агрегатов и дополнительных ограничений по водному балансу.

Практическая ценность.

Проведенные в работе исследования по анализу технологических функций персонала и состава решаемых им задач по управлению режимами ГЭС использованы для адаптации информационно-справочной системы по контролю и анализу режимов ГЭС на различных уровнях организационной иерархии, что обеспечивает взаимосвязанное решение соответствующих задач в целях повышения эффективности управления эксплуатационными режимами ГЭС.

Разработанные в диссертации методы суточной оптимизации водно-энергетических режимов ГЭС применены в задачах планирования краткосрочных режимов ГЭС на различных уровнях диспетчерского управления, поскольку предлагаются различные модели расчетов исходя из конкретных условий работы ГЭС в энергосистемах (расчет начального режима ГЭС на основе алгоритма вписывания с учетом водохозяйственных ограничений, дооптимизация режимов ГЭС в составе гидротепловой системы за счет выравнивания относительных приростов ТЭС, дооптимизация режимов ГЭС с учетом невыпуклых характеристик).

Реализация результатов работы.

Комплекс программ в составе информационно-справочной системы контроля и анализа водно-энергетических режимов ГЭС в настоящее время внедрен в практику эксплуатации НДЦ Украины, АО Ленэнерго, управления каскадом Свирских ГЭС, на Нарвской ГЭС и Волховской ГЭС.

Разработанные программы оптимизации краткосрочных водно-энергетических режимов ГЭС используются при расчетах суточных режимов ГЭС АО Ленэнерго и АО Дагэнерго.

Программа дооптимизации режимов ГЭС по критерию выравнивания относительных приростов системы реализована и адаптирована для включения в комплекс программ планирования долгосрочных режимов энергосистем (ПРЭС), функционирующий в ЦДУ ЕЭС РФ, в ОДУ Сибири.

Апробация работы.

По результатам разработки программы расчета оптимальных суточных режимов ГЭС автором получено свидетельство об официальной регистрации (1997г.).

Разработанное по теме диссертации программное обеспечение в составе программного комплекса демонстрировалось на тематической выставке «Вычислительная техника в энергетике» и обсуждалось на семинаре на ВВЦ (1998г.).

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на заседании научно-технического Совета ВНИИЭ, секция «АСУ в энергетике и режимы работы энергообъединений» (2000г.).

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы составляет 143 страницы, включая 120 страниц основного текста, 7 рисунков, 8 страниц приложения и список литературы (90 наименований).

Содержание работы.

Глава 1. Анализ существующей системы управления режимами работы ГЭС и используемого программного обеспечения.

Для построения функциональной модели управления режимами работы ГЭС, опираясь на существующую эксплуатационную практику, была рассмотрена организационная структура и технология диспетчерского управления режимами ГЭС на уровне станций, каскадов и энергосистем, включая технологические подразделения, отвечающие за ведение режима (гидрослужба, входящая в состав службы энергетических режимов (СОЭНР) диспетчерских управлений, планово-технический отдел (ПТО) для ГЭС и для каскадов ГЭС), выявлены информационные взаимосвязи между ними и проведен анализ функциональных обязанностей персонала соответствующих служб (рис.1.1 и 1.2).

Рис.1.1. Функциональная схема управления режимами ГЭС на уровне диспетчерского управления энергосистемой (энергообъединением) .

ДЕПАРТАМЕНТ ЭКОНОМИКИ РАО «ЕЭС РОССИИ» МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ ГИДРОМЕТЕОСЛУЖБЫ ЦДУ

подсистема текущей . оптимизации режимов

т

подсистема оперативной обработки информации

подсистема '.'кратко -'.срочного планирования

подсистема --долго-> "срочного планирования

ГЭС

КАСКАД ГЭС Э11ЕРГООБЪЕДИНЕНИЕ

Рис.1.2. Функциональная схема управления режимами ГЭС на уровне

гидростанции.

ДИСПЕТЧЕР ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Г

релейная защита и

автоматика

подсистема

текущей оптимизации режимов

подсистема оперативной обработки информации

оперативны!! контроль

ГИДРОАГРЕГАТЫ ВЕРХНИЙ И НИЖНИЙ БЬЕФЫ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ПОДСТАНЦИЯ

Целесообразно рассматривать АСУ энергообъекта как распределенную структуру, состоящую из ряда функциональных подсистем, помогающих персоналу соответствующих управленческих подразделений выполнять свои основные функции, т.е. речь идет об организации системы взаимосвязанных (как между технологическими подразделениями одного уровня управления, так и между ниже- и вышестоящими уровнями управления) автоматизированных рабочих мест (АРМ) персонала технологических служб и руководства.

Практический опыт применения АСУ в различных технических областях показывает, что наиболее эффективны модели, обеспечивающие либо разработку более экономичных решений, либо экономию труда и времени технологов при принятии решений. Значительный эффект при внедрении АСУ достигается в задачах оптимизационного характера, например при составлении оптимальных суточных или месячных планов работы энергосистем. Незаменимы средства АСУ при решении информационных задач и автоматизации документооборота предприятий.

Анализ текущего состояния программного и информационного обеспечения в области управления режимами ГЭС показывает, что современные средства автоматизации используются недостаточно широко. Это в первую очередь касается недостаточной реализации информационно-справочных задач в энергосистемах и на гидростанциях. Кроме того, хотя применяются оптимизационные методы при расчетах режимов ГЭС в составе энергосистем, вопросы последующей дооптимизации их водно-энергетических режимов недостаточно разработаны, поскольку в эксплуатационной практике во многих энергосистемах ГЭС учитываются с помощью упрощенных моделей (а часто и вовсе задаются на основе опыта технологов). В частности, обычно не учитываются реальные невыпуклые расходные характеристики ГЭС и расчеты выполняются по линеаризованным расходным характеристикам, что в ряде случаев заметно снижает эффект оптимизации режимов. Не учитывается также и переменность напоров ГЭС по часам суток вследствие нестационарного движения воды в бьефах и пр.

На основании проведенного анализа формулируются задачи зследования, которое должно способствовать повышению

£фективности эксплуатационных режимов ГЭС и совершенствованию правления режимами работы ГЭС в современных условиях: определить состав типовых информационно-справочных задач по режимам ГЭС с учетом их взаимосвязанного решения на различных уровнях диспетчерского управления;

разработать структуру, программное и информационное обеспечение информационно-вычислительной системы контроля, анализа и расчета суточных режимов ГЭС;

предложить методы дооптимизации суточных режимов ГЭС для более полного учета конкретных особенностей ГЭС в энергосистемах (для случаев выпуклых и невыпуклых характеристик агрегатов).

Глава 2 ■ Информационно-справочная система контроля и анализа ;жимов работы ГЭС для управления на уровнях гидроэлектростанции, декада и энергосистемы.

Информация для управления режимами ГЭС на всех иерархических зовнях поступает с уровня гидроэлектростанции. Для 5томатизированного поступления информации в соответствие с эебованиями технологического процесса управления на ГЭС должна шкционировать система, обеспечивающая измерение, контроль, сбор передачу технологических параметров режима в том объеме, который ;обходим для полного информационного описания объекта.

Существует определенный набор функций, которые технологи шолняют регулярно, а значит затрачивают на их выполнение большую 1сть времени (задачи, связанные с формированием потока отчетной формации по режимам ГЭС). Также, существуют задачи, которые не ¡ляются регулярными, но возникают периодически в соответствии с ¡хнологическими требованиями (например, задачи расчета и анализа ■хнологических характеристик). Именно такие задачи определены в 1боте в качестве базовых (типовых) режимных информационно-[равочных задач (рис.2.1).

Рис.2.1. Состав типовых информационно-справочных задач по режимам работы ГЭС.

НЕРЕГУЛЯРНЫЕ ЗАПРОСЫ ТЕХНОЛОГОВ

Г

ЗАДАЧИ СУТОЧНОГО ЦИКЛА

ЗАДАЧИ МЕСЯЧНОГО ЦИКЛА

ЗАДАЧИ ГОДОВОГО ЦИКЛА

ЗАДАЧИ МНОГОЛЕТНЕГО ЦИКЛА

Контроль и анализ нормативно-паспортных данных оборудования

Графическое отображение основных энергетических и электрических схем

Подготовка оперативных справок по нормативно-паспортным данным оборудования

Расчет технологических

характеристик оборудования и бьефов

Графический анализ характеристик оборудования и бьефов

Расчет суточных технико-экономических

показателей фактического режима

Формирование суточного

архива фактических технико-экономических показателей

Подготовка информационных справок о фактических режимах работы ГЭС за сутки

Подготовка и передача информационных макетов о режимах работы ГЭС за сутки

Формирование суточного архива гидрологических _показателей

Подготовка информационных

справок по гидрологическим показателям за сутки

Формирование и обработка заявок по ремонтам оборудования

Формирование месячных архивов фактических технико-экономических показателей

Графический анализ фактических технико-

экономических показателей за месяц

Подготовка отчетных документов и справок о фактических режимах работы ГЭС за месяц

Формирование месячных архивов гидрологических показателей

Графический анализ

гидрологических показателей за месяц

Подготовка отчетных документов и справок о

гидрологических показателях за месяц

Прогноз отдельных показателей (выработка, притоки, отметки в-щ) до конца месяца

Обработка данных о фактических ремонтах оборудования за месяц

Формирование годового

архива фактических технико-экономических показателей

Графический анализ фактических технико-экономических показателей за год

Подготовка отчетных документов и справок о фактических режимах работы ГЭС за год

Формирование годового архива гидрологических показателей

Графический анализ

гидрологических показателей за год

Подготовка отчетных документов и справок о гидрологических показателях за год

Прогноз отдельных показателей (выработка, притоки, отметки в-щ) до конца года

Планирование и анализ ремонтов оборудования за год

Расчет и анализ рабочей Расчет и анализ рабочей

Формирование многолетнего архива фактических технико-экономических показателей

Графический анализ фактических технико-

экономических показателей за период

Формирование многолетнего архива гидрологических показателей

Графический анализ

гидрологических показателей за период

Расчет кривых обеспеченностей отдельных показателей (выработка, притоки, отметки в-щ)

Формирование и графический анализ расчетных гидрографов

Они сгруппированы по следующим разделам:

> контроль и анализ паспортных данных,

1 расчет и анализ характеристик оборудования и бьефов, 1 обработка оперативной информации по режимам ГЭС, ■ обработка технико-экономических показателей,

> обработка гидрологических показателей,

> планирование и анализ ремонтов оборудования,

> расчет и анализ рабочей мощности.

Кроме того, существуют специфические по условиям производства задачи, учитывающие конкретные особенности, типы и условия функционирования станций или энергосистем. Для их автоматизации необходимы в первую очередь набор типовых алгоритмов, а также наличие достаточно полной информационной базы.

Для обеспечения задач планирования, контроля и анализа был определен состав и разработана структура информационной базы цанных по водно-энергетическим режимам ГЭС.

В части программной реализации информационно-справочных задач з составе комплекса автором в диссертации были разработаны:

• расчет и анализ рабочей мощности с учетом технических и технологических ограничений и снижений по ремонтам,

• расчет коэффициентов регулирования водохранилищ,

• расчет суточных технико-экономических показателей фактического режима на уровне гидростанций.

Описан опыт внедрения разработанного во ВНИИЭ программного комплекса, адаптированного к условиям ЛЕНЭНЕРГО и КАСКАДА СВИРСКИХ ГЭС, что обеспечило практически полное решение информационно-гправочных задач по режимам ГЭС на этих уровнях управления.

В целом внедрение информационной системы обеспечивает значительную экономию труда и времени технологов, повышает эффективность работы эксплуатационного персонала, а также способствует созданию необходимой базы для вычислительных задач.

Глава 3 ■ Расчет суточных режимов ГЭС с учетом невыпуклых характеристик.

Гидроэлектростанции вообще и гидроэлектростанции России характеризуются большим разнообразием типов и условий функционирования. По этой причине для разных ГЭС требуются различающиеся математические модели для задач оптимизации режимов, учитывающие конкретные особенности конкретных ГЭС. При этом могут оказаться эффективными последовательные расчеты по разным моделям, например, вначале по упрощенным моделям с последующими уточняющими расчетами по более сложным моделям. Другими словами, применяются методы последовательных уточнений режима или методы последовательной дооптимизации. Эти методы широко используются в предлагаемой диссертации.

Возможны различные варианты постановки задачи планирования оптимальных суточных режимов ГЭС в зависимости от общей схемы декомпозиции и расчетных условий, из которых в диссертации рассматриваются наиболее характерные, а именно:

• при существенных ограничениях по электрической сети и большом удельном весе ГЭС в системе (допустимы модели дооптимизации на основе линеаризованных характеристик),

• при значительном удельном весе ГЭС в системе и отсутствии ограничений по перетокам мощности (при дооптимизации целесообразно использовать более точные модели на основе невыпуклых характеристик ГЭС) ,

• при небольшом удельном весе ГЭС (режимы их определяются на основе упрощенных моделей).

При таком подходе важно иметь сравнительно простой и быстродействующий метод упрощенного расчета начального режима ГЭС. Возможны различные способы расчета начального приближения режима ГЭС. Пожалуй наиболее простым является хорошо известное вписывание режима ГЭС в пиковую зону графика нагрузок для максимального вытеснения и выравнивания режимов тепловых электростанций. При этом выдерживается интегральное ограничение по каждой ГЭС по суточной выработке электроэнергии.

В данной работе в качестве начального приближения режимов ГЭС ринимается режим вписывания, однако с рядом доработок, диктуемых рактикой режимных расчетов для ГЭС. Эти доработки касаются здания иных интегральных ограничений.

Алгоритм дополнен следующими возможностями: вписыванием ГЭС с учетом интегральных ограничений в виде отметок на конец суток или среднесуточных расходов, расчетом водного баланса с учетом дополнительных водохозяйственных ограничений на основе использования имитационной модели.

Алгоритм вписывания в верхнюю часть графика нагрузки одной ганции по заданной суточной энергии достаточно известен, поэтому цесь не рассматривается. В случае задания других интегральных граничений определяются составляющие водно-энергетического аланса и итеративным способом осуществляется подбор зответствующей заданным ресурсам выработки (рис.3.1).

Показатели водно-энергетического режима ГЭС определяются на снове имитационной модели расчета с использованием известных из итературы соотношений. В этой модели по заданным режимным араметрам (например, мощностям ГЭС) определяются все прочие ежимные и водохозяйственные параметры (расходы воды через ГЭС, ровни водохранилищ, напоры ГЭС).

Переходим к рассмотрению алгоритма оптимизации по невыпуклым арактеристикам ГЭС. Реальные характеристики ГЭС (например, арактеристика КПД ГЭС) состоят из отдельных участков для разного исла работающих агрегатов и по этой причине являются невыпуклыми, ри линеаризации этой характеристики невыпуклый участок арактеристики КПД заменяется участком постоянного КПД. Для ногоагрегатных ГЭС с пологими расходными характеристиками огрешности линеаризации характеристики несущественны, как апример для ГЭС Волжско-Камского каскада. Однако в России немало ЭС, для которых погрешности линеаризации характеристик начительны. Таковыми являются ГЭС Сулакского каскада, на примере оторого разрабатывалась методика дооптимизации режимов.

Рис.3.1. Схема решения задачи расчета суточных режимов ГЭС с использованием алгоритма вписывания.

Рис.3.2. Схема решения задачи расчета суточных режимов ГЭС по критерии максимального КПД.

В качестве варианта дооптимизации в работе рассматривается чгоритм расчета суточного режима ГЭС по критерию максимального "1Д агрегатов ГЭС:

КПДдагэс^, Нгэс1;)) * Нгэс1а мах ,

где Ыгэс!} - мощность а.-й ГЭС в ^м интервале, Нгэс1:1 - напор д-й ГЭС в ^м интервале.

Этот критерий является приближенным, однако для ряда ^ергосистем он обеспечивает высокую эффективность определяемого гжима.

Рассмотренная задача в математическом отношении относится к лслу многоэкстремальных целочисленных задач, для которых атруднительно использовать регулярные математические

птимизационные методы. Поэтому был применен эвристический метод ешения, позволяющий существенно улучшать начальный режим ГЭС рис.3.2).

На первом этапе определяется исходный режим ГЭС, допустимый о условиям изопериметрических ограничений, которые определяются аданными по каждой ГЭС ресурсами. Для получения исходного режима спользуется алгоритм вписывания ГЭС в пиковую часть графика агрузки. В результате определяются графики мощностей по каждой ЭС, выполняется расчет водно-энергетических показателей ГЭС по аданным мощностям (расходы ГЭС, расходы в нижний бьеф, удельные асходы ГЭС, уровни верхнего и нижнего бьефов, напоры), а также существляется проверка указанных параметров с учетом заданной истемы водохозяйственных ограничений.

Затем выполняется коррекция полученных ранее режимов ГЭС при словии работы агрегатов с максимальным значением КПД. При этом ребуется повторный расчет показателей водного баланса, т.к. при оррекции графиков мощностей ГЭС возможен выход режима из опустимой области. В данном случае последовательность шагов лгоритма следующая. Для каждой ГЭС определяется диапазон рабочей ощности, который разбивается на конечное число зон, равное двоенному количеству работающих агрегатов и добавляется еще одна она. Диапазон каждой зоны выбирается равным половине от мощности,

соответствующей максимальному КПД по 1-й ГЭС в ^м интервале, и определяемой по характеристике максимального КПД в зависимости от напора в ^м интервале. Далее перебором определяется, в какой зоне находится исходное значение мощности ГЭС ;)-го интервала, и затем оно корректируется до ближайшего значения мощности,

соответствующего точке максимального КПД. После этого

пересчптывается режим ГЭС в оставшиеся интервалы, с тем чтобы сбалансировать изменение нагрузки ГЭС ]-го интервала за счет других интервалов. Это реализуется при помощи алгоритма вписывания ГЭС в график нагрузки, но при закрепленной по 1-й ГЭС в ¿-м интервале мощности. Таким образом, переходя к очередному интервалу, последовательно корректируют график мощностей за весь расчетный период для каждой ГЭС.

Результаты сопоставительных расчетов суточного режима каскада из трех ГЭС приведены в таблице 3.1. Полученные суточные режимы сопоставлялись с фактическими режимами. Сопоставительный анализ результатов показывает, что оптимальные режимы имеют более высокий КПД. Наибольшее различие в КПД у первой ГЭС, в первом режиме оптимизация увеличила КПД использования оборудования на 1,9%, во втором режиме на 8,2%. По другим ГЭС в первом режиме приблизительно 1,3%, во втором режиме около 0,7%.

Табл.3.1

Показатели 1-я ГЭС 2-я ГЭС 3-я ГЭС

расчет факт расчет факт расчет факт

Режим за 20.02.97

Суточная выработка (мвтч) 5500 5486 1760 1722 1175 1165

Уровень ВБ на 24 ч (м) 336,37 336,37 154,12 154,12 95,78 95,78

Средний расход (мЗ/с) 144 144 144 136 132 134

Средний КПД (%) 92,25 90,31 93,98 92,72 87, 97 86, 55

Режим за 30.10 .97

Суточная выработка (мвтч) 6820 6712 1650 1681 1175 1079

Уровень ВБ на 24 ч (м) 354,99 354,99 156,60 156,50 95, 99 96,10

Средний расход (мЗ/с) 166 163 135 133 132 123

Средний КПД (%) 90,36 82,16 93,98 93,22 87, 89 87,11

Глава 4. Расчет суточных режимов ГЭС в составе гидротепловой

1стемы на основе метода дооптимизации.

В данной главе исследуются методы решения ряда задач по гжимам ГЭС с использованием линеаризированных расходных фактеристик ГЭС (ранее отмечалось, что для многих отечественных ЭС такая линеаризация допустима). В математическом отношении ттимизационные задачи с линеаризированными характеристиками сносятся к одноэкстремальным задачам выпуклого программирования, 1я которых в математике разработаны многие эффективные методы гшения.

Описывается постановка задачи расчета суточных режимов ГЭС в зставе гидротепловой системы. Разрабатываются модели зоптимизации при расчетах суточных режимов ГЭС в составе шротепловой системы, реализующие следующие возможности: учет только энергетических ограничений по ГЭС, учет энергетических и водохозяйственных ограничений, учет переменного напора ГЭС по часам суток, в том числе и из-за влияния нестационарного движения воды.

Как известно, условию наивыгоднейшего режима работы ГЭС в 1стеме в течение всего расчетного периода, сформулированному М.Горнштейном, отвечает выравнивание множителей Лагранжа по

!сам суток:

я -5а 4 " чц'

где Ьк1 - относительный прирост расхода топлива ТЭС, приведенный к узлу расположения ¿-й ГЭС для к-го часа; qKi - относительный прирост расхода воды у-И ГЭС

для к-го часа; Хкз - множитель Лагранжа, характеризующий эффективность

использования воды ]-й ГЭС и обусловленный заданным интегральным суточным ограничением по энергии данной ГЭС, для к-го часа.

Первоначальный режим ГЭС может быть получен на основе использования упрощенной модели (в частности с использованием алгоритма вписывания), в результате чего определяются часовые мощности ГЭС. Затем полученные режимы ГЭС дооптимизируются.

В основе алгоритма дооптимизации использовался градиентный метод, с наложением условия интегрального ограничения, сущность которого заключается в следующем:

• если исходный режим допустим по ограничениям, то вначале определяется направление движения- по антиградиенту и осуществляется шаг в данном направлении;

• выполняется проектирование вектора градиента на плоскости ограничений в случае выхода режима за границу допустимой области.

Все указанные действия выполняются всегда в поле соблюдения интегральных ограничений и исходя из этого условия вычисляются компоненты антиградиента.

Иллюстрируем указанный подход на примере задачи дооптимизации с учетом только энергетических ограничений. Решение заключается в следующем. На основе вписывания определяются начальные режимы ГЭС, удовлетворяющие интегральным суточным ограничениям по энергии, но в общем случае не удовлетворяющие условию оптимальности - значения множителей Х]^ оказываются разными в разные часы суток (они должны быть одинаковыми, если не препятствуют режимные ограничения) . Выравнивание множителей должно приводить по каждой ГЭС к их

среднему по часам суток значению. Градиент движения дгасКЯ.^) определится разницей между значение в часе и средним значением, т.е.

дгасЦХц) = - ,

п - число часов в сутках.

Независимыми переменными в данной задаче являются мощности 'ЭС ЫгэСкз- Тогда изменение независимых переменных сЮгэсу на каждой [терации для к-го часа имеет вид:

сШгэск) = -дгас1().к1} * М ,

где М - масштабный множитель.

Для проектирования на плоскость остальных ограничений (кроме [нтегральных) использовался модифицированный метод Хилдрета.

Применение вышеописанного алгоритма дооптимизации режимов 'ЭС с учетом энергетических ограничений продемонстрировано на [римере энергосистемы ОДУ СИБИРИ. Расчет проводился по жвивалентной энергетической схеме электрической сети ОЭС СИБИРИ, I качестве узлов которой рассматриваются 25 нагрузочных групп, ".роме того, элементами схемы являются 59 генераторных групп, 16 юнтролируемых сечений перетоков мощности, 7 заданных внешних [еретоков для связи с другими энергосистемами. Для каждого узла 1нергетической схемы задан график потребления и определен состав ■енерируюших мощностей (ТЭС, АЭС, блок-станции, ГЭС). Перетоки ющности по контролируемым сечениям определяются на основе 1аданной матрицы сетевых коэффициентов. Потери мощности в 'лектрической сети в данном случае не учитывались. При ;ооптимизации режима рассматривались ГЭС ОДУ СИБИРИ - Братская, 'сть-Илимская, Новосибирская, Саяно-Шушенская, Майнская,

:ркутская. Принято упрощение - все q брались равными единице.

В результате проведенных расчетов по схеме ОЭС СИБИРИ только а счет дооптимизации режимов ГЭС была получена экономия в опливных затратах относительно исходного режима порядка 0,1% (на ис.4.1 оптимальному режиму соответствует пунктирная кривая).

В целом применение математических моделей дооптимизации при >асчетах суточных режимов ГЭС обеспечивает дополнительный кономический эффект за счет экономии топлива в системе, а также пособствует улучшению экономических характеристик за счет ыравнивания маржинальных оценок топливных затрат.

Рис.4.1. Оценка эффективности расчета режимов ГЭС ОДУ СИБИРИ. Распределение топливных затрат по часам В=Г(Т)

Время Т (часы)

Основные результаты и выводы.

1) Выполнен анализ существующей организационной структуры и функциональной схемы управления режимами работы ГЭС на уровнях гидростанций, каскадов, диспетчерских управлений; выявлены информационные взаимосвязи и систематизированы функции персонала соответствующих управленческих подразделений по контролю, анализу и расчету режимов ГЭС на рассматриваемых уровнях организационной иерархии; определен состав типовых режимных информационно-справочных задач,.

2) Разработана функциональная структура и программное обеспечение информационно-справочной системы контроля и анализа режимов работы ГЭС; разработана структура и определен состав информационной базы данных по водно-энергетическим режимам ГЭС; разработаны алгоритмы и программное обеспечение конкретных информационно-справочных задач, функционирующих в составе комплекса.

3) Информационно-справочная система в составе программного юмплекса по планированию, контролю и анализу режимов работы ГЭС знедрена в практику эксплуатации соответствующих режимно-гехнологических служб НДЦ УКРАИНЫ, АО ЛЕНЭНЕРГО, каскада СВИРСКИХ ПЭС, НАРВСКОЙ ГЭС и ВОЛХОВСКОЙ ГЭС.

4) Проведено исследование задачи расчета режимов энергосистем 1ри более полном учете технологических особенностей ГЭС; выполнен шализ общей схемы решения и постановки задачи расчета водно-энергетических режимов ГЭС для случаев выпуклых и невыпуклых сарактеристик ГЭС.

5) Разработаны отдельные методы расчета суточных режимов ГЭС ia основе дооптимизации, а именно:

метод упрощенного расчета начального приближения штимального режима ГЭС с использованием алгоритма вписывания ГЭС ! пиковую часть графика нагрузки,

- метод дооптимизации суточного водно-энергетического режима "ЭС по критерию максимального КПД в случае учета выпуклых сарактеристик агрегатов ГЭС,

метод дооптимизации суточного режима ГЭС в составе 'идротепловой системы по критерию равенства относительных фиростов для случая линеаризованных характеристик ГЭС.

6) Разработанные оптимизационные модели внедрены в практику жсплуатации ряда энергосистем (АО ЛЕНЭНЕРГО, АО ДАГЭНЕРГО, ОДУ :ИБИРИ) и используются при расчетах суточных режимов ГЭС; [роведены сопоставительные расчеты и оценка экономической |ффективности предлагаемых оптимизационных методов.

Публикации.

По теме диссертации опубликованы следующие работы: Алябышева Т.М., Яганов P.M. Информационно-справочная система по режимам работы ГЭС. Вестник ВНИИЭ-96., - М.: ЭНАС, 1996. Алябышева Т.М., Яганов P.M., Курилкин И. А. Подготовка и обработка данных о режимах работы ГЭС в составе АРМ планово-технического отдела гидростанций. Вестник ВНИИЭ-98., - М. : ЭНАС, 1998 .

Введение.

Глава 1. Анализ существующей системы управления режимами работы ГЭС и используемого программного обеспечения.

1.1. Технологические требования к режимам работы ГЭС.

1.2. Описание организационной структуры управления режимами

1.3. Анализ информационных потоков между подразделениями ГЭС и между территориальными уровнями управления.

1.4. Систематизация функций технологического персонала по управлению режимами работы ГЭС.

1.5. Обзор существующих разработок в , области автоматизации управления режимами работы ГЭС в рамках АСУ ТП ГЭС.

Глава 2. Информационно-справочная система контроля и анализа режимов работы ГЭС для управления на уровнях гидроэлектростанции, каскада и энергосистемы.

2.1. Классификация задач управления режимами работы ГЭС.

2.2. Состав и назначение задач контроля, анализа и расчета режимов работы ГЭС.

2.3. Описание структуры и состава задач информационно-справочной системы контроля и анализа режимов работы ГЭС.

2.4. Описание алгоритмов решения отдельных задач.

2.5. Классификация информации, необходимой для управления режимами работы ГЭС.

2.6. Состав измеряемой и контролируемой информации на ГЭС.

2.7. Информационные обмены между подразделениями ГЭС и между разными уровнями управления.

2.8. Состав и структура информационной базы данных по контролю и анализу режимов ГЭС.

2.9. Опыт внедрения программного комплекса для решения информационно-справочных задач, адаптированного к условиям ЛЕНЭНЕРГО и КАСКАДА СВИРСКИХ ГЭС. . ■

Глава 3. Расчет суточных режимов ГЭС с учетом невыпуклых характеристик.

3.1. Особенности в постановке задачи расчета суточных режимов работы ГЭС.

3.2. Описание математической модели ГЭС и каскада.

3.3. Формулирование требований неэнергетических водопотребителей и водопользователей.

3.4. Состав используемых характеристик и методика их расчета.

3.5. Математическая формулировка и алгоритм решения задачи расчета суточных режимов ГЭС по критерию максимального вытеснения ТЭС.

3.6. Математическая формулировка и алгоритм решения задачи расчета суточных режимов ГЭС по критерию максимального КПД агрегатов.

3.7. Алгоритм имитационной модели расчета водного баланса

ГЭС'.

3.8. Расчеты плановых режимов ГЭС ДАГЭНЕРГО и сопоставление их с фактическими режимами.

Глава 4. Расчет суточных режимов ГЭС в составе гидротепловой системы на основе метода дооптимизации.

4.1. Постановка задачи расчета суточных режимов ГЭС в составе гидротепловой системы.

4.2. Математическая формулировка и алгоритм решения задачи расчета суточных режимов ГЭС с учетом энергетических ограничений.

4.3. Математическая формулировка и алгоритм решения задачи дооптимизации суточных режимов ГЭС с учетом водохозяйственных ограничений.

4.4. Дооптимизация суточных режимов ГЭС ОДУ СИБИРИ и оценка экономического эффекта.

Работы в области автоматизированных систем управления предприятием (АСУП) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) применительно к гидроэлектростанциям ведутся в нашей стране с 70-х годов. Однако широкого внедрения они по-прежнему не получили и опыт их эксплуатации невелик. Основными причинами этого являются отсутствие соответствующего комплекса технических средств, программного и информационного обеспечения. Сказываются и недостатки традиционной системы управления - ориентация на ручной сбор информации, трудности в автоматизации информационных функций, а также применение разнотипных специализированных устройств, выполненных на устаревшей элементной базе.

Вместе с тем, как показывает отечественный и зарубежный опыт, внедрение АСУ повышает надежность и экономичность управления режимами работы ГЭС, способствует повышению ее маневренности в обеспечении потребностей энергосистемы [5]. Тем более, что с применением нового поколения вычислительной и микропроцессорной техники, развитием сетевых технологий появляются широкие возможности для реализации более перспективных решений в этой сфере.

Под термином «автоматизированная система управления» понимается прежде всего человеко-машинная система, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для управления энергообъектом (электростанцией, энергосистемой, энергообъединением). Современные АСУ содержат элементы и организационного (административно-хозяйственного) , и технологического (диспетчерского) управления, и являются по сути интегрированными системами. Понятие «управление» применительно к режимам ГЭС предполагает контроль, анализ, планирование их работы и собственно управление, т.е. формирование управляющего воздействия на элементы технологического процесса производства электроэнергии на ГЭС (устройства автоматики гидроагрегатов и блоков).

Целью данной работы является решение комплекса вопросов, входящих в общую структуру задач по управлению режимами работы ГЭС в составе АСУ энергообъекта, а именно автоматизация функций эксплуатационного персонала при решении задач планирования, контроля и анализа режимов работы ГЭС для управления на уровнях гидростанций, каскадов, энергосистем и энергообъединений.

Практический опыт применения АСУ в различных технических областях показывает, что наиболее эффективны модели, обеспечивающие либо разработку более экономичных решений, либо экономию труда и времени технологов при принятии решений [1] .

Значительный эффект при внедрении АСУ достигается в задачах оптимизационного характера, например при составлении оптимальных суточных или месячных планов работы энергосистем. Незаменимы средства АСУ при решении информационных задач и автоматизации документооборота предприятий. Поэтому, основное направление данной работы связано с реализацией информационно-справочных задач, . а также с некоторыми оптимизационными расчетами краткосрочных режимов ГЭС.

К настоящему времени усилиями многих отечественных и зарубежных .ученых созданы достаточно эффективные методы и алгоритмы расчета и анализа долгосрочных, краткосрочных и оперативных режимов ГЭС. Из отечественных работ следует указать на работы основоположников В.М.Горнштейна, Н.А.Картвелишвили, В.И.Обрезкова, а также на работы А.Ю.Александровского, А.Л.Великанова, В.А.Вуколова, С.Б.Елаховского, В.Г.Журавлева, Н.К.Малинина, Б.П.Мирошниченко, Н.В.Лелюхина, А.Ш.Резниковского, М.Г.Тягунова, Т.А.Филипповой, Е.В.Цветкова и др.

Однако в связи с постоянным усложнением современных энергосистем, переходом к рыночным отношениям в электроэнергетике, значительным прогрессом в развитии вычислительной и информационной технике актуальным является дальнейшее развитие методов расчета и анализа режимов работы ГЭС. При этом большое значение имеет как совершенствование собственно методов оптимизации режимов, обеспечивающих получение дополнительного экономического эффекта, так и развитие информационного обеспечения, необходимого для более эффективного решения оптимизационных задач, автоматизации многочисленных функций управления работой ГЭС и повышения эффективности работы эксплуатационного персонала.

Исходя из экономической целесообразности, в крупных энергосистемах, где АСУ ГЭС могут принести наибольший эффект, степень охвата решаемых средствами АСУ ГЭС задач должна быть выше по сравнению, например, с теми энергосистемами, в которых доля ГЭС невелика. Поэтому подход к уровню автоматизации и применяемым техническим средствам не может быть для них одинаковым, и следовательно, должен учитывать особенности конкретных энергосистем. С другой стороны, с точки зрения снижения затрат и ускорения разработки АСУ, следует максимально использовать типовые решения. Поэтому особенное внимание в работе уделялось анализу организационной структуры, информационных потоков и функциональных обязанностей различных , звеньев управления с целью достижения разумного компромисса при сочетании этих требований.

В 1-й главе рассмотрены особенности учета ГЭС при управлении режимами энергосистем и энергообъединений, описана существующая организационная схема управления режимами ГЭС на уровне гидростанций, энергосистем и энергообъединений; проведен анализ информационных потоков, выделены и систематизированы функции технологического персонала ГЭС и диспетчерских управлений по планированию, анализу и контролю режимов работы ГЭС; приведен краткий обзор существующих разработок в области АСУ ТП ГЭС; намечены основные задачи исследования.

В 2-й главе определен состав и назначение типовых информационно-справочных задач; рассмотрены виды и источники технологической информации, характеризующей режимы работы ГЭС; разработана структура информационно-справочной системы контроля и анализа режимов ГЭС для различных организационных уровней управления; определены основные разделы базы данных по водно-энергетическим режимам ГЭС и разработана структура информационных таблиц; описаны результаты внедрения программного комплекса для решения информационно-справочных задач на конкретных энергообъектах. 7

В 3-й главе изложены постановка задачи расчетов краткосрочных режимов ГЭС с учетом невыпуклых характеристик на различных территориальных уровнях; рассмотрены применяемые математические модели и используемые расчетные характеристики ГЭС, систематизированы требования неэнергетических водопользователей; сформулированы критерии оптимальности, приводится общая схема и алгоритмы расчета, отражены результаты оптимизации суточного режима ГЭС на конкретных примерах.

В 4-й главе рассматривается задача расчетов суточных режимов ГЭС в составе гидротепловой системы на основе метода дооптимизации; формулируются постановка задачи, выбор критерия оптимальности и используемые алгоритмы при решении задачи на данном иерархическом уровне управления, описываются результаты практического применения оптимизационных расчетов в конкретных 1 случаях.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО 4-Й ГЛАВЕ.

В ходе выполнения исследований по теме данной главы были получены следующие результаты:

• разработан метод решения задачи расчета суточных режимов ГЭС по критерию минимальных топливных затрат в системе на основе дооптимизации для случаев выпуклых характеристик ГЭС (с учетом энергетических ограничений, а также дополнительно с учетом водохозяйственных ограничений);

• проведены расчеты и произведена оценка экономического эффекта дооптимизации суточных режимов ГЭС на примере ОДУ СИБИРИ.

В целом применение математических моделей дооптимизации при расчетах суточных режимов ГЭС обеспечивает экономический эффект за счет экономии топлива в системе, а также способствует улучшению экономических характеристик за счет выравнивания маржинальных оценок топливных затрат.

Заключение.

По результатам диссертационной работы, выполненной в соответствии с поставленными целями и задачами исследования, -" можно сформулировать следующие основные выводы.

1) Выполнено исследование существующей организационной структуры и функциональной схемы управления режимами работы ГЭС на различных иерархических уровнях (гидростанции, каскады, диспетчерские управления); выявлены информационные взаимосвязи между функциональными подразделениями (оперативно-диспетчерские и режимно-технологические службы) , ответственными за планирование режимов и управление работой ГЭС; систематизированы функции персонала соответствующих управленческих подразделений по планированию, контролю, анализу и управлению режимами работы ГЭС на рассматриваемых уровнях организационной иерархии.

В данной работе наиболее подробно рассматривались задачи режимно-технологического комплекса управления.

2) По результатам анализа организационно-функциональной структуры управления работой ГЭС, проведенного в первой главе, определен состав типовых режимных информационно-справочных задач, решаемых на каждом иерархическом уровне, которые было бы целесообразно рассматривать для включения в АСУ ГЭС в первую очередь, а также проведена их систематизация в соответствии с принципами ситуативной, территориальной, временной и функциональной декомпозиций.

Конкретным предметом исследования данной работы являются информационно-справочные задачи и задачи расчета оптимальных суточных режимов ГЭС на уровне управления гидростанциями, каскадами, энергосистемами и энергообъединениями.

3) В части реализации информационно-справочных задач разработана структура информационно-справочной системы контроля и анализа режимов работы ГЭС; определены состав и содержание основных информационно-справочных задач; реализованы отдельные задачи в составе программного информационно-справочного комплекса.

4) Проведена систематизация информации по водно-энергетическим режимам ГЭС, определен состав контролируемых показателей на уровне гидростанции, а также состав оперативных данных, передаваемых по межуровневому обмену; определен состав разделов и разработана структура информационной базы данных по водно-энергетическим режимам ГЭС.

5) Информационно-справочная система в составе программного комплекса по планированию, контролю и анализу режимов работы ГЭС внедрена в практику эксплуатации соответствующих режимно-технологических служб НДЦ УКРАИНЫ, АО ЛЕНЭНЕРГО, каскада СВИРСКИХ ГЭС, НАРВСКОЙ ГЭС и ВОЛХОВСКОЙ ГЭС.

6) Проведено исследование задачи расчета режимов энергосистем при более полном учете технологических особенностей ГЭС; выполнен анализ общей схемы решения и постановки задачи расчета водно-энергетических режимов ГЭС для случаев выпуклых и невыпуклых характеристик ГЭС; описаны математические модели гидростанции и каскада, применяемые при оптимизационных расчетах водно-энергетических режимов ГЭС, а также используемые энергетические характеристики ГЭС и методика их расчета; сформулированы требования, предъявляемые к режимам работы ГЭС со стороны предприятий водохозяйственного комплекса.

127

7) Изложена постановка задачи расчета суточных режимов ГЭС с учетом выпуклых 'характеристик; - приведены математическая формулировка и алгоритмы-решения задачи расчета суточных режимов ГЭС по критерию максимального вытеснения ТЭС, по критерию максимального КПД агрегатов, а также имитационной модели расчета водного баланса ГЭС; приведены результаты сопоставительных расчетов суточных режимов ГЭС для условий ДАГЭНЕРГО при оптимизации режимов Сулакского каскада ГЭС по критерию максимального КПД агрегатов.

8) Изложена постановка задачи расчета суточных режимов ГЭС в составе гидротепловой системы на основе линеаризованных характеристик; приведены математическая формулировка и алгоритмы решения задачи расчета суточных режимов ГЭС по критерию минимальных топливных затрат в системе на основе дооптимизации режимов ГЭС; приведены результаты расчета и оценка экономического эффекта при дооптимизации суточных режимов ГЭС ОДУ СИБИРИ.

1. Цветков Е.В., Алябышева Т.М., Парфенов Л.Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. - М. : Энергоатомиздат, 1984.

2. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в энергетических системах. М. : Государственное энергетическое издательство, 1959.

3. Гидроэнергетика: Учебник для ВУЗов./ Под ред. В.И. Обрезкова. М.: Энергоатомиздат, 1988.

4. Автоматизация управления энергообъединениями./ Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979.

5. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Г. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

6. Алябышева Т.М., Яганов P.M. Информационно-справочная система по режимам работы ГЭС. Вестник ВНИИЭ-96., М. : ЭНАС, 1996.

7. Технические требования к управляющим подсистемам агрегатного и станционного уровней АСУ ТП ГЭС. ОРГРЭС, 1996.

8. Эскизная разработка АСУ ТП каскада Выгских ГЭС. М.: ВНИИЭ, 1990.

9. Зисман Л.М. Подсистема управления электрическими режимами в АСУ ГЭС. Управление технологическими процессами в электроэнергетике на базе вычислительной техники. Сборник научных трудов ВНИИЭ. М.: ВНИИЭ, 1991.

10. Романов A.A. и другие. Компьютерная диагностическая система контроля за состоянием Волжской ГЭС имени В.И.Ленина. Гидротехническое строительство, N9, 1996.

11. Надточий В.М., Ординян H.A. Экспертные системы диагностики генераторов. Электрические станции, N9, 1994.

12. Протопопова Т.Н., Лазаренко В.А., Канарейкин О.М. Методы, алгоритмы и программы оптимизации долгосрочных режимов работы каскадов ГЭС в составе энергетических и водохозяйственных систем. Вестник ВНИИЭ-97., М.: ЭНАС, 1997.

13. Тягунов М.Г. Управление режимами ГЭС. М.:, МЭИ, 1984.

14. Вагнер Г. Основы исследования операций. М. :, Мир, 1973.

15. Киселев Г.С., Нуждин В.В., Ляткер И. И. Оптимизация распределения нагрузки .между гидроагрегатами при помощи .микроЭВМ. Электрические станции, N11, 1987.

16. Нуждин В.В., Ляткер И.И. Алгоритм распределения нагрузки между агрегатами ГЭС, учитывающий внутренние области нежелательной работы каждого агрегата. Сборник научных трудов ВНИИЭ. М. : ВНИИЭ, 1991.

17. Нуждин В.В., Герштейн А.Х., Попов А.И. Экспериментальная цифровая система управления мощностью и составом агрегатов Днепровской ГЭС-2. Электрические станции, N4, 1992.

18. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. Изд. 2-е, доп. и перераб. М.: Наука, 1983.

19. Теоретические основы системных исследований в энергетике./ Гамм А.З., Макаров А.А., Санеев Б.Г. и др.1. Новосибирск: Наука, 1986.

20. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшее распределение нагрузок между параллельно работающими электростанциями. М. : Государственное энергетическое издательство, 1949.

21. Уальд Д.Д. Методы поиска экстремума. М.: Наука, 1967.

22. Aeschlimann A., Fehlmann J. Элементы современной сетевой информационной системы, Часть 1-я. Требования, экономичность, эффективность. Bull. SEV/VSE, N19, 1994.

23. Aeschlimann A., Fehlmann J. Элементы современной сетевой информационной системы, Часть 2-я. Архитектура, структура данных, планирование, стратегия использования. Bull. SEV/VSE, N19, 1994.

24. Glattfelder A.H. et al. Модель малой гидроэлектростанции в качестве тренажера для обслуживающего персонала. Bull. SEV/VSE, N19, 1994. : : .

25. Барабанова .Е.А., . Малик JI.K. Гидроэнергетика России . в экологическом измерении. Энергия, N9, 1995.

26. Филиппова Т.А. и др. Цена продукции ГЭС на энергетическом рынке. Электричество, N5, 1995.

27. Шабад М.А. Система СКАДА аналог АСУ ТП. - Энергетик, N5, 1995.

28. Binato S., Pereira M.V.F. Децентрализованное планирование ЭЭС с гидростанциями. IEEE Trans.on Power System, v.10, N1, 1995.

29. Филиппова Т. А. и др. Продукция крупных гидроэлектростанций на энергетическом рынке. Энергетик, N7, 1995.

30. Сазыкин В.Г. Формирование основных требований к новому поколению автоматизированных систем управления. Промышленная энергетика, N8, 1995.

31. Farag A. et al. Многоцелевые процедуры экономического диспетчирования нагрузки с использованием методов линейного программирования. IEEE Trans.on Power System, v.10, N2, 1995.

32. Автоматизация электроэнергетических систем: Учебное пособие для ВУЗов. М.: Энергоатомиздат, 1994.

33. Дмитрухин А.Ф., Жирнов E.JI. Автоматизация гидроэлектростанций и направления ее совершенствования. Электрические станции, N6, 1996.

34. Шацкая В.В. Выбор аппаратно-программных средств автоматизированных систем управления для ГЭС. Электрические станции, N6, 1996.

35. Chen Р.Н., Chang Н.С. Диспетчирование станций, связанных по гидроресурсам с координацией ввода гидро- и тепловых энергоблоков. IEEE Trans.on Power System, v.11, N2, 1996.

36. Картвелишвили H.A. Колебания уровня в створе ГЭС при суточном регулировании. Гидротехническое строительство, N11, I960. —

37. Scano M. Gestion a court terme d'un ensemble: thermique hydraulique. RGE, N3, 1967.

38. Крумм Jl.A., Сыров Ю.П. Оптимизация градиентным методом режимов объединенных энергосистем, имеющих в своем составе ГЭС. -Электричество, N4, 1964.

39. Al-Kalaani Y. et al. Диспетчирование ввода энергоблоков с учетом ограничений по водохранилищу и доставке энергии. IEEE Trans.on Power System, v.11, N2, 199 6.

40. Prasannan B. et al. Оптимизационные транзакции сбыта энергии и диспетчирование ввода энергоблоков в смешанной энергосистеме с ГЭС и ТЭС. IEEE Trans.on Power System, v.11, N2,1996.

41. Escudero L.F. et . al. Диспетчирование ГЭС в условиях неопределенности с использованием анализа сценариев и параллельных вычислений. IEEE Trans.on Power System, v.11, N2, 1996.

42. Nilsson O., Sjelvgren D. Смешанно-целочисленное программирование для краткосрочного планирования ЭЭС с ГЭС и ТЭС. IEEE Trans.on Power System, v.11, N1, 1996.

43. Crombach U., Ruf J. Информационные системы для управления и контроля на энергоснабжающем предприятии. Elektrizitatswirtschaft, N3, 1997.

44. Kochs H.D. et al. Использование принципов базы знаний для частичной автоматизации ведения режима гидроэлектростанций. Elektrizitatswirtschaft, N11, 1995.

45. Neff J. «Управляющая» информация на энергопредприятии. -Bull. SEV/VSE, N10, 1995.

46. Савицки Э. Эксплуатация и управление в электроэнергетической системе. Energetyka, N5, 1995.

47. Kiedrowski Т., Lobacz J. Краткий обзор компьютерных систем по диагностике и управлению, установленных на гидростанции Jarnowiec A.G. Energetyka, N9, 1997. ■

48. Guan X. et . al. Алгоритм для диспетчирования гидротермальных энергосистем с каскадными резервуарами и дискретными ограничениями. IEEE Trans.on Power System, v.12, N4,1997.

49. Bex B.B. и др. Опыт разработки компьютерных тренажеров и обучающих программ. Энергетик, N1, 1998.

50. Усовершенствование ГЭС путем автоматизации системы управления. Мировая электроэнергетика, N2, 1998.

51. Blumauer G. et al. Управление энергетикой и информационная система по эксплуатации. Elektrizitatswirtschaft, N6, 1998.

52. Jing L. et al. Интеллектуальная стратегия управления гидравлическим энергоблоком. IEEE Trans.on Energy Conversion, v.13, N1, 1998.

53. Wacker J. Координированный подход к автоматизации ГЭС. -IEEE Computer Applications in Power, v.10, N4, 1997.

54. Soares S., Salmazo C.T. Модель диспетчирования по условиям минимизации потерь для ЭЭС с гидростанциями. IEEE Trans.on Power System, v.12, N3, 1997.

55. Паули B.K. Методология совершенствования управления предприятием с целью повышения надежности энергетического оборудования. Электрические станции, N4, 1997.

56. Секретарев Ю.А., Мошкин В.Н. Выбор рационального числа агрегатов при оперативном управлении режимами ГЭС. Электрические станции, N4, 1997.

57. Котиринта К., Ростик Г.В. Организация хранения информации по эксплуатации и ремонту энергетического оборудования. Энергетик, N12, 1996.

58. Tufegdzic N. et al. Координационный подход к краткосрочному планированию-режимов,ГЭС в реальном времени. IEEE

59. Trans.on Power System, v.11, N4, 1996.

60. Кжижановски. . A.,„.„ Вильк С. Создание и развитиеинформационной системы. Energetyka, N12, 1996.

61. Киселев Г. С., Жирнов E.JI. Опыт применения серийныхмикроконтроллеров для автоматизации гидроагрегатов ГЭС. Энергетик, N4, 1998.

62. Лелюхин Н.В. Повышение эффективности методов разработки и реализации режимов работы ГЭС на основе решения технологических и информационных вопросов диспетчерского управления. Автореферат кандидатской диссертации, Москва, 1984.

63. Loi Lei Lai. Применение интеллектуальных систем вэнергетике. IEEE Computer Applications in Power, v.4, N3, 1999.

64. Shin J.-R., Lee W.H., Im D.-H. Пакет программ для тренажера и обучения анализу энергосистемы и ведению режима. IEEE Power Engineering Review, v.18, N12, 1998.

65. Тягунов M.Г. Системный подход к управлению энергосистемами с ГЭС. М.: МЭИ, 1987.

66. Лапин Г.Г. Проблемы гидроэнергетики России. Энергетик, N2, 1999.

67. Алябышева Т.М., Яганов P.M., Курилкин И.А. Подготовка иобработка данных о режимах работы ГЭС в составе АРМ планово-технического отдела гидростанций. Вестник ВНИИЭ-98., М.: ЭНАС,1998.

68. Елаховский С. Б. Гидроэлектростанции в водохозяйственных системах. М.: Энергия, 1979.

69. Журавлев В.Г., Обрезков В.И., Филиппова Т. А. Управление режимами гидроэлектростанций в условиях АСУ. М.: Энергия, 1978.

70. Применение ЭВМ для автоматизации технологических процессов в энергетике. /Беркович М.А., Дорошенко Г.А., Курбангалиев У.К. и др. : Под ред. Семенова В.А. М. : Энергоатомиздат, 1983.

71. Гидроэнергетические станции. /Под ред. Карелина В.Я.,

72. Кривченко Г.И. М.: Энергоатомиздат, 1987.

73. Жирнов В. Л., Селезнев П.Ю. Функциональная декомпозиция задач управления режимами ГЭС. //Управление режимами и развитием энергетических систем в условиях АСУ. - Новосибирск: НЭТИ, 1983.

74. Филиппова Т.А. Алгоритмическая структура подсистемы управления составом агрегатов в АСУ ГЭС. //АСУ энергосистем и электростанций. Новосибирск: НЭТИ, 1975.

75. Урин В.Д., Кутлер П.П. Энергетические характеристики для оптимизации режима электростанций и энергосистем. М.: Энергия, 1974.

76. Турбинное оборудование гидроэлектростанций. /Под ред. Морозова A.A. Л.: Госэнергоиздат, 1958.

77. Филиппова Т.А., Секретарев Ю.А., Мошкин Б.Н. Оценка эксплуатационного состояния гидроагрегатов в АСУ ТП ГЭС. Электрические станции, N1, 1988.

78. Ермолаева М.Э. Влияние различных видов энергетических характеристик станций на эффективность оптимизации гидроагрегатов в энергетической системе. //Управление режимами и развитием энергетических систем в условиях АСУ. Новосибирск: НЭТИ, 1980.

79. Борисов В. И. Проблемы векторной оптимизации. //Исследование операций. М.: Наука, 1972.

80. Башлыков A.A. Проектирование систем принятия решений в энергетике. М.: Энергоатомиздат, 1986.

81. Моисеев H.H. Математические задачи системного анализа. -М.: Наука, 1981.

82. Хедли Д. Нелинейное и динамическое программирование. М.: Мир, 1967.

83. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. Изд. 2-е, стер. М.: Наука, 1988.

84. Болтянский В. Г. Математические методы оптимального управления. М.: Наука, 1968.

85. Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Водноэнергетические расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1986.135

86. Васильев Ю.С., Виссарионов В.И., Кубышкин Л. И. Решение гидроэнергетических задач на ЭВМ (элементы САПР и АСНИ). М.:1. Энергоатомиздат, 1987.

87. Гидрологические основы гидроэнергетики. /Резниковский А.Ш., Александровский А.Ю., Атурин В.В. и др. М.: Энергия, 1979.

88. Малинин Н.К. Теоретические основы гидроэнергетики. М. :1. Энергоатомиздат, 1985.

89. Гидроэнергетические установки. /Под ред. Щавелева Д.С.1. М.: Энергия, 1981.

90. Лаукс Д., Стединжер Дж., Хейт Д. Планирование и анализ водохозяйственных систем. /Под ред. Воропаева Г. В. и Великанова

91. А.Л. М.: Энергоатомиздат, 1984.

92. Кароль Л.А., Силаев Б.И. Оптимизация параметров основного оборудования ГЭС, ГАЭС. М.: МЭИ, 1982.