автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Оптимизация генераторной мощности энергосистем развивающихся стран

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ РАЗВИВАЮЩИХСЯ

СТРАН И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Краткая характеристика особенностей развития энергосистем небольшой мощности развивающихся стран.

1.2. Общая задача исследования.

Место электрификации в современном общественном производстве определяется громадной экономической и социальной эффективностью применения электроэнергии [43]. Для развивающихся стран эта эффективность повышается тем обстоятельством, что они практически отстают во всех экономических и социальных отраслях, а их электрификация просто необходима для начала их развития во всех отношениях. И хотя в настоящее время в развивающихся странах проблемам электрификации уделяется большое внимание, но отсутствие научных критериев ее развития сильно понижает эффективность этого развития. Между тем, расширение областей применения электроэнергии в мире, возрастание ее социально-экономического влияния, особенно в развивающихся странах, делает кардинальной задачей разработку теоретических основ и методов определения рациональных уровней электрификации, структуры и объемов потребления электроэнергии в этих странах.

В настоящее время неравномерность развития является характерной особенностью энергетического и в том числе электроэнергетического баланса в мире [I]. Так, например, развивающиеся страны занимают около одной третьей территории планеты, в них проживает половина населения планеты, но на них приходится лишь ** 8% производства электроэнергии в мире в целом. Еще более неравномерным является удельное потребление электроэнергии на душу населения. Так, если для развитых стран в настоящее время оно составляет более 8000 кВт.ч./чел, то для развивающихся стран составляет менее 500 кВт.ч./чел, а в отдельных развивающихся странах пока еще на-много ниже. Необходимо также отметить, что добыча значительной доли сырых видов топлива приходится на развивающиеся страны, между тем, как основное потребление этоустран, го топлива приходится на долю капитал-истическихУтакая неравномерность производства и потребления энергии, в том числе и электрической, по различным районам мира вызывает серьезные социально-экономические и политические проблемы и противоречия между капиталлистическими и развивающимися странами, отсталость которых во многом определяется несправедливыми существующими с капиталистическим миром экономическими отношениями.

Основной тенденцией развития современного электроэнергетического хозяйства различных стран мира является концентрация производства электроэнергии и ее централизованного распределения на основе электроэнергетических систем. Энергосистемы в отдельных развивающихся странах находятся еще в стадии образования, а в некоторых других странах пока вовсе несуществуют. Таким образом энергосистемы развивающихся стран не^остигли еще такого уровня, когда можно оптимизировать их генерирующие мощности по имеющимся для крупных энергосистем критериям. Создание же энергосистем и их оптимизация в развивающихся странах в современных условиях далеко не простое дело, в первую очередь потому, что многие вопросы теории и методов оптимизации мелких энергосистем этих стран находятся лишь в стадии становления или вовсе еще не начали рассматриваться. Важной составной частью любой энергосистемы являются генерирующие мощности, поэтому необходимо разработать наиболее совершенные методы и средства оптимизации генерирующих мощностей в этих системах для обеспечения наиболее эффективного развития энергетики и экономили этих стран в целом. Так например, хаотичное укрупнение и неоптимальная структура агрегатов в энергосистемах развивающихся стран в настоящее время понижает их надежность и тем самым их и так низкую экономичность. Другая характерная особенность структуры генерирующих мощностей энергосистем развивающихся стран - высокая доля устаревших,в основном дизельных агрегатов. Такая структура в сочетании с низкоэкономичными конденсационными агрегатами создает условия, при которых энергосистемы в развивающихся, особенно ненефтяных странах имеют самую высокую в мире удельную стоимость электроэнергии. Это усугубляется значительным ростом цен в капиталлис-тическом мире на топливо и оборудование в том числе и электрическое, повлекшим за собой нестабильность этих цен в большинстве развивающихся стран.

В данной работе рассматриваются некоторые из основных проблем развития энергосистем развивающихся стран, а именно вопросы оптимизации генерирующих мощностей в них .

В первой главе производится анализ особенностей и условий развития энергетики развивающихся стран. Из этого анализа сделаны основные выводы и рекомендации по учету этих особенностей и поставлена задача исследования данной работы.

Во второй главе, в целях прогнозирования потребности энергосистем развивающихся стран во вводе генерирующих мощностей, разработана методика прогнозирования электрических нагрузок и выработки электроэнергии с учетом нестабильности темпов развития в этих странах. Для этого учета используются два способа: первый способ рассматривает применение двух экстраполирующих функций, первая из которых характеризует начало периода прогнозирования с высокими темпами роста развития, а вторая характеризует конец периода прогнозирования с умеренными темпами роста; второй же способ заключается в разработке и использовании прогнозирующей формулы, пригодной при любых изменениях среднегодовых приростов развития. На основе предложенной методики произведен прогноз максимальной нагрузки и выработки электроэнергии в Иордании до 2000 г.

В третьей главе рассматриваются вопросы резервирования генерирующих мощностей в энергосистемах небольшой мощности. Дня оценки необходимого уровня полного резерва мощности в этих системах анализированы и найдены их нужды в различных его видах. Для нахождения зависимости резерва от максимальной нагрузки системы предлагается модельная энергосистема с постепенно увеличивающейся максимальной нагрузкой от 50 до 2000 МВт . В эту модель агрегаты вводятся через каждые 100-200 МВт и в конце

JL каждого интервала ввода агрегатов расчитываются различные виды резерва и необходимая располагаемая мощность для начала последующего интервала, состоящая из максимальной нагрузки и требуемого полного резерва мощности. Далее переходим к следующему интервалу, расчитывая те же величины и так далее для всех интервалов пока максимальная нагрузка не достигает 2000 МВт. Используя полученные расчетные величины резервов в концах всех интервалов построены графические и получены аналитические зависимости различных видов .резерва и располагаемой мощности от максимальной нагрузки энергосистемы. На основе полученных зависимостей рассматривается проблема укрупнения агрегатов в энергосистемах небольшой мощности, для решения которой предлагается укрупнять агрегаты только при меньших дополнительных затратах на удельный требуемый резерв для укрупненного агрегата, чем сэкономленные удельные затраты на горючее. Также анализируется экономическая целесообразность эксплуатации устаревших агрегатов энергосистем и разработана формула для определения максимального числа часов использования располагаемой мощности устаревших агрегатов только через их удельные показатели и удельные показатели новых , заменяющих их агрегатов. В конце главы даются рекомендации по снижению резерва мощности в некоторых энергосистемах развивающихся стран.

В четвертой главе рассматриваются задачи компенсации реактивной мощности (КРМ) в энергосистемах развивающихся стран. Показывается неконкурентноспособность синхронных двигателей с батареями конденсаторов в целях компенсации реактивной мощности.

Далее исследуется влияние колебания удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на степень КРМ в распределительных сетях энергосистем. Выявлено, что степень КРМ зависит именно от соотношения этих стоимостей, что позволяет иметь один показатель (вместо двух) необходимой КРМ. Получены аналитические и графические зависимости степени КИЛ от соотношения этих удельных стоимостей в практическом диапазоне существования этого соотношения.

Исследование влияния колебания удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на степень КРМ в распределительных сетях в четвертой главе было проведено при параллельной консультации с доцентом кафедры электрических сис^ тем МЭИ, к.т.н. А.А.Гремяковым.

I. ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ РАЗВИВАЩИХСЯ СТРАН И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

I.I. Краткая характеристика особенностей развития энергосистем небольшой мощности развивающихся стран

Во многих развивающихся странах энергосистемы находятся еще в стадии образования, а в раде стран объединенные энергосистемы пока не существуют и в ближайшем будущем в этих странах возникнет проблема строительства и развития своих национальных энергосистем.

Пиковая нагрузка небольших энергосистем ( Рм ) колеблется от нескольких десятков до нескольких тысяч МВт. Такие энергосистемы имеются и в будущем будут иметься в десятках различных стран мира.

По отдельным странам мира удельный расход электроэнергии на дущу населения резко неравномерен,как это показано в табл. I.I. Из этой таблицы видно, что в настоящее время удельное потребление электроэнергии в развивающихся странах ниже, чем в мире в целом почти на один порядок, однако темпы роста выработки электроэнергии в развивающихся странах выше, чем в развитых странах [1,2] . Пример таких темпов прироста показан в табл. 1.2 [2]. Такие высокие среднегодовые приросты развития не могут продлиться на длительный период времени, что необходимо учесть при долгосрочном прогнозировании развития энергетики этих стран.

В мире имеется значительное количество прогнозов выработки электроэнергии в различных развивающихся странах мира [2-14]. Эти прогнозы в основном делались для каждой страны в отдельности без обобщения и в них навсегда полностью учитывалось неизбежное

Таблица I.I

УДЕЛЬНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАЗЛИЧНЫХ РАЙОНАХ МИРА

Района мира Удельная выработка электроэнергии, квт. ч/чел.год

1950 I960 1970 1980 1985 2000

Мир в целом 390 780 1370 2000 2400 4000

В том числе: Промышленно развитые капиталистические страны (без США) 860 1870 3680 6920 8000 13000

Европейские страны -члены СЭВа, включая СССР 470 1170 2500 „ ее.

Арабские страны - — — 600 894 2000

Развивающиеся страны 40 90 200 405 470 1050

ТАБЛИЦА 1.2

ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В АРАБСКИХ СТРАНАХ В 1979г.

СТРАНА Выработка электроэнергии в 1У79г., 1000 квт.ч Удельная выработка, квт.ч./чел Среднегодовой прирост выработки за 1WU-1979гг., %

АЛЖИР 6000 343 12,9

БАХРЕЙН 3300 9900 41,5

ЕГИПЕТ 16400 420 10,0

ИРАК 9050 743 15,5

ИОРДАНИЯ 850 405 15,7

ЙЕМЕН ^ (СЕВЕРНЫЙ) 130 26 20,7

ЙЕМЕН (ЮЖНЫЙ) 282 160 7,9

КУВЕЙТ 8400 6770 13,2

КАТАР 1700 6800 21,9

ЛИВАН 2150 740 10,0

ЛИВИЯ 4100 1520 22,3

МОРОККО 4890 260 10,8

МАВРИТАНИЯ 150 95 10,7

ОМАН 1225 1360 25,4

ОБЪЕДИНЕННЫЕ ЭМИРАТЫ 4600 5100 43,0

СИРИЯ 3330 406 14,5

СУДАН ИЗО 65 9,9

САУДОВСКАЯ АРАВИЯ 10370 1320 18,0

СОМАМ ,80 21 12,2

ТУНИС 2370 388 12,6 замедление темпов роста развития энергосистем развивакщихся стран.

В табл. 1.3.приведен прогноз выработки электроэнергии и установленной мощности электростанций в арабских странах до 2000 г. [2 ] .Из этой таблицы видно, что даже в варианте с заниженными данными прогнозируемый среднегодовой прирост практически не понижается, а в наиболее вероятном варианте прогнозируемый среднегодовой прирост даже становится вше. Такой прогноз может оказаться сильно завышенным, что может понизить эффективность планирования развития энергетики в данных странах.

При долгосрочном прогнозировании развития энергосистемы определение потребности ввода генерирующей мощности определяется из условия баланса мощности. Для составления баланса мощности необходимо определить резерв мощности на рассматриваемый период. С учетом резервной мощности, а также требований устойчивости и надежности работы энергосистем (энергообъединений) мощность наиболее крупного агрегата в энергосистеме, как показывает опыт эксплуатации, не должна превышать 2-3% установленной мощности энергосистемы ( Руст- »2), а резервная мощность при этом должна быть не менее 10-15$ Руст. , X к] . Вместе с тем в развивающихся энергосистемах небольшой мощности в силу тех или иных технико-экономических условий вводятся относительно крупные агрегаты, которые соизмеримы с мощностью самой системы [4,8,9,10 ] . Такие тенденции могут быть обусловлены влиянием энергетического кризиса, когда ввод крупных агрегатов производится с целью экономии топлива. В таких условиях необходимый резерв в энергосистемах небольшой мощности имеет свои особенности и может достичь

Таблица 1.3

Прогноз выработки электроэнергии и установленной мощности электростанций в арабских странах (1980-2000 гг.)

Наиболее вероятный вариант Вариант с заниженными данными

Годы выработка электроэнергии , , 1000 кВт.ч/ год установленная мощность электростанций, 1000 мВт выработка электроэнергии, 1000 кВт.ч/ год установленная мощность электростанций, 1000 МВт

1977 59,4 20,7 59,4 20,7

1978 69,6 24,0 69,6 24,0

1979 80,5 27,5 80,5 27,5

1980 92,6 31,6 90,6 31,3

1985 163,0 55,0 146,0 50,0

1990 263,0 88,5 214,5 73,0

1995 386,0 125,0 273,8 90,0

2000 516,0 160,0 345,0 110,0 больших относительных величин. По указанным причинам резерв мощности в энергосистемах развивающихся стран часто экономически не обосновывается и порой превышает 50% пиковой нагрузки системы [4,8,9,10] *

Пример динамики ввода крупных агрегатов и номинальных напряжений линий электропередачи в энергосистеме Иордании приведен на рис. I.I. Из этого рисунка видно, что в течение 10 лет (1977-1986гг.) в ЭЭС Иордании были введены новые единичные агрегаты 20;33;66 и 130 МВт приРм :I25;I25;I96 и 546 МВт соответственно.Т.е. мощность вводимых единичных агрегатов соизмерима с мощностью самой системы. При этом ввод этих агрегатов осуществлялся без учета влияния крупности вводимых агрегатов на надежность работы системы в целом. На этом рисунке также показана динамика ввода номинальных высоких напряжений линий электропередачи (ЛЭП). В развивающихся странах обычно сразу вводятся очень высокие напряжения питающих ЛЭП, что уменьшает потери мощности в этих ЛЭП.

На рис. 1.2 показаны практические уровни относительной величины полного резерва мощности в нескольких энергосистемах небольшой мощности развивающихся стран. Эти уровни резерва явно завышены и определены без технико-экономического обоснования.

Для обеспечения экономической работы ЭЭС небольшой мощности развивающихся стран необходимо определить оптимальные уровни резерва мощности с учетом особенностей этих систем.

Эксплуатация устаревших агрегатов в развивающихся странах также обычно ведется без надлежащего технико-экономического обоснования. С одной стороны устаревшие агрегаты порой имейт

4; кв

400 Ж

POD m A

725 m

15

50

25 гp., МВт

30 HBr

I w ffi

66 МВт

230 Kb J

2WBf ! гоаы

1975 76 77 78 79 1980 81 82 8Ъ 84 i985 86 81

Рис.I.I. Динамика ввода новых единичных агрегатов ( Рагр ) и номинальных напряжений линий электропередачи ( U/i ) в энергосистеме Иордании „ полного резерва мощности в энергосистемах небольшой мощности:----в ЭЭС Иордании с

1977 по 1982 гг. (в 1982 г.: КЭС 61$, ГТУ 22$ и ДЭС 17%); - в ЭЭС Египта с 1963 по 1967 гг. до Рн = 400МВт': ,КЭС = 100$ fpaC„ , а далее

КЭС ^ 70$ и ГЭС ~ 30$);---в ЭЭС Ливана с 1969 по 1975 гг., с 1980 по 1981 гг. и планируемые резервы с 1982 по 1985 гг.; о-о предложенная расчетная средняя зависимость. неоправданно большое число часов использования установленной мощности ( Тм ), а с другой стороны эти агрегаты порой несвоевременно выписываются из-за отсутствия научного критерия эксплуатации устаревших агрегатов в этих странах.

Во многих развивающихся странах цены на топливо не стабильны, особенно в ненефтяных странах, где цены на различные виды горючего растут быстро и стремительно [4,8,9,10,15 J.7 ] . Пример такого роста цен на горючее дан на рис. 1.3., где цены на мазут, например с 1978 по 1982 гг. повышались 5 раз и достигли

700% от цен 1978г.[4]. Практически при этом соответственно увеличивается удельная стоимость потерь электроэнергии.

В развивающихся странах электрооборудование в том числе и компенсирующие устройства (КУ) обычно покупаются методом подряда, где предлагаемые цены на одно и то же оборудование могут колебаться в широких пределах. Т.е. удельная стоимость КУ как и удельная стоимость потерь электроэнергии также не стабильна.

Как результат колебания удельных стоимостных показателей КУ и потерь электроэнергии, степень компенсации реактивной мощности (КРМ) в энергосистемах развивающихся стран может сильно колебаться. В настоящее время вопросам KFM в этих странах уделяется мало внимания.

Энергосистемы небольшой мощности в основном концентрированы и системообразующая питающая сеть невелика и состоит из ЛЭП относительно большой пропускной способности и относительно очень высокого для этих систем напряжения. Поэтому основные потери мощности приходятся на распределительные сети этих энергосистем.

Основной нагрузкой энергосистем развивающихся стран является коммунально-бытовая, а плотность нагрузки по системе не велика и сильно неравномерно.

- 19

Ц Цт 100

600

100

Г"

1— I г I

19 J 8 1979

1980

19S1 1982.

Рис. 1.3. Динамика роста цен на мазут ( ) и на дизельное топливо () в Иордании.

В приложении I приведены экономическая характеристика, анализ современного состояния энергетики и особенности развития энергосистемы Иордании, которые характерны для многих развивающихся стран.

1.2. Общая задача исследования

Электрификация любой страны является важной задачей. Для развивающихся же стран эта проблема имеет более важное значение, ибо от их электрификации зависит ликвидация их отсталости и дальнейшее их развитие во всех других областях. Поэтому в этих странах уделяется большое внимание созданию своих национальных энергосистем, для чего выделяются громадные средства, которые частично изымаются из бюджетов образования, здравоохранения, промышленности и т.д. Между тем,планирование и эксплуатация энергосистем развивающихся стран часто производятся без учета части особенностей их развития, что приводит к повышенным расходам и к неэкономичной работе этих систем в целом.

Цель данной работы является исследование влияния особенностей развития энергосистем небольшой мощности развивающихся стран на планирование их развития и эксплуатации. Учет влияния этих особенностей должен привести к наиболее экономичной работе этих энергосистем и в конечном счете высвободить часть денежных средств для развития других отраслей национального хозяйства.

1.3. Выводы и рекомендации по материалам главы и задачи исследования

I. Энергосистемы небольшой мощности развивающихся стран имеют ряд особенностей, отличающих их от крупных энергосистем.

Неучет этих особенностей при планировании их развития и эксплуатации может привести к неэкономичной работе этих систем и в конечном счете к неоправданным завышенным затратам. Вместе с тем,особенности экономически обоснованных методов развития таких энергосистем изучены недостаточно.

2. Энергосистемы небольшой мощности в начале своего развития имеют, в основном, высокие темпы прироста выработки и потребления электроэнергии и со временем эти темпы должны снижаться, что необходимо учитывать особенно при долгосрочном прогнозировании их развития.

3. Энергосистемы небольшой мощности в настоящее время располагают относительно крупными агрегатами, соизмеримыми по мощности с системой, что должно привести к ненадежной работе этих систем и к необходимости увеличения резерва мощности в них.

4. Эксплуатация устаревших и ввод новых единичных агрегатов в энергосистемах развивающихся стран обычно осуществляются без технико-экономического обоснования, что понижает экономичность работы этих систем.

5. В энергосистемах небольшой мощности преобладают мощные не протяженные питающие сети относительно высокого для этих систем напряжения, что уменьшает в них потери мощности. Это приводит к уменьшению потребности питающих сетей в компенсирующих устройствах. Основная же доля компенсации реактивной мощности должна приходиться на распределительные сети этих систем.

6. В развивающихся странах задачам компенсации реактивной мощности не уделяется достаточного внимания. Между тем, из-за нестабильности цен на горючее и на компенсирующие устройства степень компенсации реактивной мощности может колебаться в широких пределах.

Таким образом конкретной целью данной работы заключается в следующем:

- Разработка методики прогноза электрических нагрузок в энергосистемах небольшой мощности с учетом нестабильных среднегодовых приростов их развития.

- Разработка методики оценки резерва мощности в энергосистемах небольшой мощности.

- Оценка экономичности ввода новых единичных агрегатов в энергосистемах небольшой мощности.

- Оценка экономичности эксплуатации устаревших агрегатов энергосистем.

- Оценка влияния нестабильности удельных стоимостных показателей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на оптимальную степень компенсации реактивной мощности в сетях . энергосистем развивающихся стран.

2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ РАЗВИВАЮЩИХСЯ СТРАН

2.1. Функции и задачи прогнозирования электрических нагрузок в электроэнергетических системах

Проектирование развития энергосистемы начинается с прогнозирования электрической нагрузки. Для эффективного проектирования важно подсказать не только будущую мощность нагрузки, но и выработку электроэнергии. Прогноз нагрузки используется при определении мощности вновь вводимых агрегатов, планировании развития питающих и распределительных сетей, определении общей потребности в энергоресурсах, выборе типов и мощностей электростанций. Прогноз нагрузки используется также при выборе стратегии размещения капиталовложений, определении структуры финансирования развития энергосистемы. Наконец, прогноз нагрузки нужен для определения потребности электростанций в топливе. В целом достоверный прогноз, отражающий существующие и будущие тенденции изменения нагрузки и подкрепленный инженерной интуицией, - залог успешного планирования экономического развития любой энергосистемы, являющейся основой экономического и хозяйственного развития данной страны в целом [19-45].

В настоящее время для всех задач прогнозирования характерна ориентация на 2000 г. [l9] .

При конкретном планировании развития энергосистемы важно определить основные показатели расходной части электробаланса, к которым относятся электропотребление, максимум нагрузки энергосистемы и режим электропотребления[20J.

Особо важное значение для проектирования развития энергосистем имеет определение максимума суммарной электрической нагрузки системы Р^ . Завышение приводит к увеличению суммарной установленной мощности станций и определенному перерасходу материальных средств, а занижение - к еще большему ущербу из-за недоотпуска необходимых мощностей энергохозяйству данной страны.

В общем случае Рм можно определить (и прогнозировать) непосредственно по числу часов использования максимума нагрузки системы : q Wro5 где VJ год ~ годовая выработка электроэнергии; или годового коэффициента нагрузки год : где

УгоЗ п WroB Рм " 8760 ^ • (2.2) I м " 8760 •

Прогноз Рм таким путем можно считать приемлемым при неизменном или нерезкоизменном Т"м . Однако для развивающихся стран Тм меняется значительно, то увеличиваясь, то уменьшаясь [4,9] , как это показано на рис. 2.3. Поэтому помимо прогноза выработки электроэнергии необходимо отдельно прогнозировать и f м .

2.2. Краткий обзор методов прогнозирования развития энергосистем и разработка методики прогнозирования электрической нагрузки в развивающихся странах

Для разработки методики прогнозирования развития энергосистем развивающихся стран с учетом их специфики рассмотрим основные современные методы перспективного анализа выработки электроэнергии.

2.2.1.Метод прямого счета

Этот метод определяет ожидаемое потребление электроэнергии по отдельным отраслям народного (национального) хозяйства с последующим их суммированием [20]. Электропотребление отдельных отраслей может быть подсчитано по методу удельного расхода электроэнергии на единицу продукции.

Ведичина суммарного ожидаемого электропотребления в энергосистеме на этап времени t :

Wt-IW^fV. где fl - число групп потребления; ц - удельный расход электроэнергии на единицу продукции в 1-й группе потребителей в t -1Л году;

Пи ~ планируемый объем выпуска продукции в t-U год в 1-й группе потребителей.

В энергосистемах развивающихся стран выделяются следующие группы потребителей электроэнергии: коммунально-бытовой сектор ( Wk.s) » промышленность (Wop) , торговля

Wtp) и прочие (\л/проч). Тогда суммарное потребление:

Wt = Wk.S + Woр+ Wrp + Wnpo4 .

2.4)

Для условий развивающихся стран, в настоящее время, полностью использовать такой метод нет возможности из-за нехватки информации о планах выпуска различных видов продукции.

2.2.2. Методы корреляционного анализа

Эти методы основаны на функциональной зависимости электропотребления от других переменных величин. В качестве переменных величин принимаются индекс промышленного производства, национальный доход, объем промышленной продукции и другие показатели, определяющие потребление электроэнергии в энергосистеме или в отдельном узле нагрузки [20] .

Для прогнозирования электропотребления на 5 лет часто пользуются выражением:

W5 =WoJ5 к5 ,

2.5) где J 5 - индекс (относительный показатель) промышленного производства на 5-летний период;

Kg - коэффициент для 5-летнего прогнозирования:

К5 = 1,58 - 0,38 J5 .

2.6)

Для развивающихся стран прогнозирование электропотребления корреляционными методами возможно лишь на недлительный срок из-за не стабильности экономических показателей этих стран.

2.2.3. Методы экстраполяции

Эти методы рассматривают развитие энергопотребления как функцию времени. Прогноз основывается на выявление статистическими приемами длительной тенденции динамического ряда,для которого подыскивается та или иная аппроксимирующая зависимость. Этот анализ дополняется экономическими соображениями, оценкой темпов и роста электропотребления в зависимости от достигнутого в стране электропотребления [22].

Экстраполяция осуществляется следующим образом:

1) - Обычно по одной оси координат откладывается время, а по другой ставятся точки, отражающие уже имеющееся развитие в данной отрасли.

2) - Проводится первичная обработка исходной информации для исключения случайных колебаний и выявления тренда. Для этого используется процедура сглаживания статистического ряда, направленная на минимизацию случайных отклонений точек ряда от некоторой гладкой кривой предполагаемого тренда процесса. Наиболее распространен способ осреднения уровня по некоторой совокупности окружающих точек, при чем эта операция перемещается вдоль ряда точек и называется скользящая средняя. Формула сглаживания для средней точки скользящей группы из m = 2р-Ч точек имеет вид [24]: yt = ,., -тп

2.7)

3) - Проводится исследование логики протекания процесса в целом и гипотез о его протекании в будущем,исследуется физическая сущность процесса и определяются возможные сдвиги, скачки и ограничения, вытекающие из этой сущности.

4) - Проводится выбор вида экстраполирующей функции.

К аппроксимирующей кривой предъявляются требования математической и морфологической простоты, гладкости и симметрии.

Выбор вида функции можно осуществить путем проведения (части) следующих операций:

I. Ведется визуальный анализ графика сглаженного числового ряда для определения приблизительного вида соответствующего ему тренда из числа простых функций, отобранных в ходе анализа процесса.

Основными простыми функциями, наиболее часто используемыми в практике разработки прогнозов являются следующие:

- линейная c2t ;

- парабола „ у, = + C2t + сз t ;

- кубическая парабола

У =c< + cat +C5t2 + C4t3 ;

- степенная функция у =сД 2 ;

- экспоненциальная функция .

Л rv Got » ^ е ;

- комбинированная экспоненциально-степенная функция с + п у, = е • t ;

- модифицированная экспонента , Со X. у- = К - с, е ;

- гиперболическая функция у- = Cg/сСз-t) .

Графики этих функций приведены на рис. 2.1.

График сглаженного ряда сопоставляется с графиками этих функций и отыскиваются его общие сходства с одним из них.

2. Для окончательного определения типа и порядка аппроксимирующей функции расчитываются средние приросты и следующие производные характеристики этих средних приростов:

Л/

E<(t) = Ut ; E2(t) = uf ; E3(t) = -|j4 t

E4(t)=%Ut ; Es(t)=E3(t)-t .

Полученные характеристики анализируются на линейность и постоянство уровня. Вид функции, описывающей исходный ряд, по характеру производных характеристик средних приростов определяется следующим образом:

- 30 линейной. г.па/гаймсъ

Cs>0

-С/0 l--1

20*

Ci О У

S. экспонента.

В. KOUA&UHLipoBQHMiJL Экспоненциа^сбШ) -CrpeffJZHMCLJL

J/ о

3. ICyburZCrcOSL гЩгсибаи/Х.

71 гипербмшассал Фунщил 1

4 Стпвпеинал (рунщ'Ж

СгУ{

Сг=< с-С, моушрииьцробоннол

Экспонента

Вис.2.1. Графики элементарных функций, используемых в прогнозной Сэ1£трааоляции . — corvst , тогда линейная зависимость I (рис.2.1) . t) - линейна, тогда парабола 2.

E^CU - линейна, тогда кубическая парабола 3.

Е 5 (t) - COrist , тогда экспонента 5.

E4(t)-линейна, тогда модифицированная экспонента 8. ~~ Е 5 ("О ~ COfl-St , тогда степенная функция 4.

Е 5 (t) - линейна, тогда экспонента 5, комбинированная экспонента 6.

5) - Делаются попытки выравнивания функции, характеризующей статистический ряд путем перестройки ее в логарифмических и полулогарифмических масштабах и замены переменных. с

6) - Используя статистический ряд, расчитываются неизвестные параметры прогнозирующей функции (выравнинной), обеспечивающие оптимальную аппроксимацию.

Для расчета неизвестных параметров прогнозирующей функции широкое применение нашел метод наименьших квадратов [31, 4б].

Средние приросты и их производные характеристики выработки электроэнергии во многих развивающихся странах неоднозначны вдоль всего исследуемого динамического ряда, т.е. часть динамического ряда дает одни характеристики, соответствующие одной прогнозирующей функции, а между тем другая часть дает другие характеристики, соответствующие совершенно другой прогнозирующей функции. Это означает, что для прогнозирования выработки электроэнергии во многих развивающихся странах выше описанным методом экстраполяции, невозможно выбрать одну единственную прогнозирующую функцию.

2.2.4. Разработка методики прогнозирования выработки электроэнергии в развивающихся странах

В развивающихся странах бывают периоды форсировки электрификации той или иной страны, где темпы роста очень высокие на весь период форсировки, после чего эти темпы понижаются и становятся почти такими, какими были до начала форсировки. Конец периода форсировки обычно определяется государством данной страны для окончания всеобщей электрификации или для электрификации той или иной отрасли национального хозяйства.

Для прогнозирования выработки электроэнергии в данной развивающейся стране на длительный срок предлагается сначала прогнозировать выработку электроэнергии Wt ДО конца периода форсировки методом экстраполяции, из пользуя ту прогнозирующую функцию, найденную из анализа производных характеристик средних приростов последних лет. Для прогнозирования Wt на период, наступающий после окончания форсировки можно использовать прогнозирующую функцию, характерную для данной страны если бы не было форсировки. Параметры же последней прогнозирующей функции определяются из расширенного динамического ряда, состоящего из исходного ряда совместно с полученными значениями прогноза до конца форсировки.

Таким образом в данной работе предлагается прогнозировать выработку электроэнергии поэтапно, используя при этом не одну, а две различные прогнозирующие функции, вид и параметры которых зависят от особенностей развития каждой страны в отдельности. Так, например с середины 70-х годов в Иордании идет форсировка электрофикации страны и ускоренное создание национальной энергосистемы. К 1987 г. в стране намечается закончить строительство первой очереди второй КЭС (2x130МВт), а также строительство ЛЭП-400кв и электрификацию сельскохозяйственных районов страны. Т.е. можно считать 1987 г. как конец форсировки электрификации страны. При анализе динамического ряда выработки электроэнергии в Иордании (1963-82гг.), приведенного в табл.2.I., были замечены очень высокие среднегодовые приросты начиная с середины 70-х годов. А анализ производных характеристик средних приростов до и после начала форсировки электрификации, показанных на рис. 2.2., дает две различные прогнозирующие функции. Так, если для периода (1963-75гг.) характерна квадратная порабола, то для последующего периода (1975-82гг.) характерна экспонента.

Поэтому для прогнозирования выработки электроэнергии до конца периода форсировка (т.е. до 1987г.) была выбрана экспоненциальная функция:

Wt = С, ,

2.8) где C-f п С % - постоянный коэффициент и показатель нелинейности; t - время, в годах.

Логарифмируя функцию (2.8) получаем: tWt = {n.c< +c2t

ТАБЛИЦА 2.1.

Максимальная нагрузка и выработка электроэнергии в Иордании (1963Л982гг.)

Годы Выработка электроэнергии подовой прирост Среднегодовой прирост Максимальная нагрузка р Годовой прирост % Среднегодовой прирост, % muhi<5t'Z nt. Пег, % •ЧЧ , МВт

1963 74 тт MB

1964 84 II

1965 91 8

1966 100 10

1967 112 12

1968 159 42

1969 193 21 16

1970 205 6

1971 230 12 52

1972 268 16 61 17

1973 305 14 69 13 13

1974 350 15 74 7

1975 407 16 85 15

1976 503 24 97 14

1977 595 18 125 29

1978 703 18 145 16

1979 877 25 21 183 26 20

1980 1070 22 196 7

1981 1237 16 244 24

1982 1512 22 297 22 V а)

Рис.2.2. Производные характеристики средних приростов выработки электроэнергии в Иордании (I963-1982гг.) .

Задача состоит в том, чтобы, используя критерий наименьших квадратов [31,4б] , определить значения постоянных и Сg при которых сумма:

Ы J LH (2.9) становится минимальной, где

- значение bx W-^ , вычисленное из функциональной зависимости.

3S Л as я

Для этого находим 0 , -ч . = О и получим: о(ад) о с2 гъ а rt + С2 ( £ 11) = ^Wi , (2.Ю)

Ы t=^ си LH (2.II)

С помощью исходного динамического ряда, решая эти два уравнения: (2.10) и (2.II), получим значения С^ и

С 2. . Тогда функция выработки электроэнергии в Иордании до 1987 г., примет вид:

U?t

W+ = 495 В , млн.кЬт-ч. 1

2.12)

Аналогично получаются прогнозирующие функции максимальной нагрузки энергосистемы и удельного потребления электроэнергии в стране:

0j65t p„ = 40 £ ? МЬт .

2.13)

0j3t

Wy3 = В ? кЬт.ч/чел . год .

2.14)

П) этап (1988-1992 гг.):

Ожидается, что этот этап будет характеризоваться более умеренными темпами роста выработки электроэнергии. Исходя из анализа производных характеристик средних приростов и особенностей динамики развития энергетики страны, для прогнозирования выработки электроэнергии на этом этапе была выбрана квадратичная порабола: wt e + Cgi + С3 tz . (2.15) а 2. S = Z (Wi -c<-c2t-c3ta) .

I4 a ^ <2Л6) зs as as

Находив ^тг =0 , =0 Ц получим: оц 0 Сп бСпс rv-c, + (£ ti)-Ci + (£ t-).c5 = f Wi , l=4 i.4 им

2.17)

1=4 t = H L=<l

2.19)

Используя расширенный, включающий результаты прогноза на (I) этапе эмпирический ряд, можно решить уравнения (2.17) -(2.19) и найти постоянные коэффициенты Cj, CgHCg. Тогда (2.15) примет вид: wt = 200 - 451 + I1 ^ млн - кЬт-ч.

2.20)

Аналогично для Р^ и ^yty :

Рм = 50 - 71 + , ИЬт/гоа ,

2.21)

W^ = iMHot + 4,3t2, кЬг.ч/чв/|.гвЛ

2.22)

Результаты прогноза по (2.12) - (2.14) и (2.20)-(2.22) покаааны на рис. 2.3.

Аналогичным образом для обоих этапов (1983-1992гг.) были найдены следующие прогнозирующие функции для электропотребления различных отраслей энергохозяйства Иордании: Ч кВт.

Ш/

Учел toy

2000

ООО

В#у [Ч| мВт им

5ООО'

ООО ШО зооо

500 2000

ООО

Рис.

Т/ 72 73 П. 1975 76 77 78 79 1980 $1 1982 П i к№ 86 тт W Х9 1990 1991 №2 потребления электроэнергии ( Wyj) и Тм в Иордании с помощью двух прогнозирующих функций. со со

1. Коммунально-бытовые потребители: (I) этап 1983-87гг.

U95 t

Wk5 = 40 В , млн • кЬт'Ч ;

П) этап 1988-1992гг.:

WkS = -40t + 6t2 ;

2. Промышленность: /

WnpoM = 90e ; u

Wropr =20- Bt "4,5 t2 ;

4. Прочие потребители:

WnpoM = -51 +i2 •

5. Потери:

WnoT = 40-20t + 3,4t\

2.23)

2.24)

2.25)

WnpoM = '100 - 451 + ? t2 ; (2 26)

3. Торговля: для обоих периодов:

2.27)

2.28)

2.29)

Суммируя ежегодно потребляемую электроэнергию различными отраслями энергохозяйства страны получаем годовую выработку электроэнергии в стране в целом:

Wt£ = Wk5" + W пром + Wiopr + Wnp04 + WnOT .

2.30)

Результаты прогноза потребления электроэнергии различными отраслями энергохозяйства Иордании с 1983 по 1992 гг., по предложенным выше прогнозирующим формулам (2.23)-(2.29) показаны на рис. 2.4.

Недостатком предложенной выше двухфункциональной методики прогнозирования выработки электроэнергии является неравномерность перехода от одной прогнозирующей функции к другой. Дяя выравнивания этой точки можно использовать формулу сглаживания (2.7).

В некоторых странах наблюдается больше одного периода оживления экономики и тогда использование нескольких прогнозирующих функций затруднительно. Между тем среднегодовые приросты развития легче поддаются прогнозированию с помощью анализа условий развития энергетики данной страны в частности и развития страны в целом. Поэтому необходимо рассмотреть возможность прогнозирования выработки электроэнергии с помощью непосредственной экстраполяции используя прогнозируемые или планируемые среднегодовые приросты развития,

2.3. Прогнозирование потребления электрической энергии энергосистемы с резкопеременным среднегодовым приростом

Гмудярсгшгвля ВЛБЯЗДНЕНА СССР ни. В. И. Лекккг" w --с/год

ZOOO

1000 О

72 73

Ю (5)

74 f$7f 76 7Г 78 79 19& 8{ тг 25 П <№ % /7 ц S9 W0 9* 1991

U) (S) (О (7) (9) (9) (to) 00 (а) ИЗ) (М (К) № ЦТ) (W № (го) (го (zz)

Рис. 2.4. Прогноз потребления электроэнергии в Иордании различивши отраслями национального хозяйства . го

Для прогнозирования электрической нагрузки энергосистем можно использовать методы, основанные на непосредственной экстраполяции электропотребления. Эти методы могут быть использованы при наличии достаточной статистической информации о потреблении электроэнергии за прошлые годы[20,37,38] . При этом формулы, прогнозирующие тенденцию развития электропотребления, т.е. детерминированный компонент[39], обычно содержат известное в какой-либо период развития электропотребление энергосистемы и среднегодовой прирост электропотребления, найденный по статистическим данным прошлых лет. Наибольшее распространение получила формула сложных процентов, оогласно которой электропотребление в t" М году [20]:

Wt-WoO+iSr)^0 ,

2.31) где Wo - известное базисное электропотребление;

П - среднегодовой прирост потребления электроэнергии, %; t0 - базисный год, в котором наблюдалось потребление электроэнергии.

При прогнозировании на перспективный период развития (в 10-20 лет) в энергосистемах многих развивающихся стран наблюдаются изменяющиеся приросты электропотребления: большие - в годы ближней перспективы и меньшие - в последующие периоды. В таких случаях расчеты по (2.31), основывающиеся на приростах электропотребления, наблюдавшихся в предшествующие годы, привели бы к определению завышенных показателей развития энергосистем.

Так например, в энергосистеме Иордании в предшествующие годы и в настоящее время наблюдаются высокие темпы роста (20%), которые в принципе, не будут удерживаться на таком уровне из-за технико-экономических и социальных ограничений. Со временем, по-видимому, они снизятся до стабильного ориентировочного уровня в 6-8%. Поэтому прогнозировать потребление электроэнергии в стране с помощью формулы (2.31) может соответствовать действительности лишь на небольшой срок ближайших лет. В дальней перспективе возможно снижение этих приростов до 4-5%.

В целях определения многократного прогноза параметров развития электропотребления с многократно меняющимся среднегодовым приростом П^ предлагается формула, в основе которой - определение электропотребления W-^ в год t , на основе характеристики предшествующего года W t4

2.32) где ГЦ - прирост в t-M году.

Недостатком (2.32) является то, что в ней не отражаются известное базисное электропотребление

Wo и базисный год to .Т.е. для определения прогнозируемой величины в t~M году, необходимо сначала вычислить все предыдущие значения электропотребления от to до t . Чтобы выразить (2.32) через известные Wo и to предлагаются следующие преобразования, в зависимости от характера изменения годового прироста :

Рассмотрим три характерных случая изменения I случай: высокий годовой прирост в базисном году (п0) будет снижаться равномерно ежегодно до тех пор, пока не достигнет стабильного уровня. Такое понижение может занять

I/ » 10 лет, в зависимости от базисного По и стабильного уровня rit • При таком подходе, период прогнозирования делится на два участка: участок понижения ГЬ^ (а) и стабильной Пет (Ь) • Тогда по предлагаемой формуле (2.32) на участке (а) при предположении ежегодного снижения прироста выработки электроэнергии на 1%: w*< =40 ) •

Wat = W^ik2)= W0(h тшг) 0 " тпг), n0-l Ш

Wqt-= Wo (\+^m ) + loo

Q-oil]. M^tiio) + -100

1 (2.33) где электропотребление в^-М году участка (а); at - любой год участка (а) понижения ГХ-t \ Цк - конечный (последний) год периода понижения

Преобразовывая (2.33) получим: / - I / (99+ rio) ! jn*^»-^)

По формуле (2.34) можно прогнозировать электропотребление только в течение срока равномерного понижения годового прироста.

На участке стабильности Г1ст(в) л/£м = Waк 0 + ш" ) '

99+ММо .л щ, а^

-Wo [99 - (aK-to)+ a0]l ^ «о / V 400 /

• • • • / \ / (ээ + а°)^о и + .ikr)

V-у---m.

2.35) где Пст - стабильный годовой прирост: r\CT * rt0- (a*-to) = я0-{, ;

ГП. - число рассматриваемых лет участка стабильности.

Преобразовывая (2.35) получим:

2(t0-6i) (bt-dfi)

После некоторых преобразований при прогнозировании для всего периода (до и после стабилизации) служит формула:

99 + Оо)!ЧО t0-at)

Hi - Wo [99- (a^-to)+ а0]! при t > t j. : rt = 0 > при ti >aK: сц =aK • (2.37) у

Второй случай: годовой прирост многократно изменяется в течение периода прогнозирования, что поясняется на рис.2.5 с четырьмя участками изменения ГЦ

Здесь весь прогнозируемый участок делится на зоны по среднегодовому приросту ( ГЦ ). В каждой зоне в отдельности IX « coast . Равенство ( ГЦ) для двух или более зон не обязательно.

В данном случае формула (2.32) преобразовывается следующим образом:

Участок at :

Wa, = W0 ({ + ) ,

WO.-4 0 + . ак I

Wc at I

Ьк 4 ct 1 dt t.roB a,

Па |

П-6 rtc

I ^ ГЦ ,/o

Wat Wa* Wb* W<* WcK Wdt

Рис.2.5. Изменения среднегодового прироста в течение периода прогнозирования электропотребления: ti^t d-L - участки изменения среднегодового прироста

14 ;

Q« 6к Ск^к - последние годы участков, изменения

Qt bt^C-t^d-t соответственно; riQ^nfj Пс rid ~ среднегодовые приросты участков г г rl, соответственно;

Wa^, Wbt W^ Wdt" электРопотРе<*лвние на Участках соответственно.

• • a (ак-to)

WaK = Wo +7oo") , где Qk - конечный (последний) год участка Clt. Для любого года участка at ' at-t0)

Wat = W, О +-§§-)

2.38)

На втором участке bt :

Wb, = WaK■ (й-) = Wo'■ (И + M-) , f (aK-to) n (aK-t0) (6*-aK)

Для любого года участка : n fa^o) ,

Ht=Wo(^^-) -О п. (bt~QK) п. 6 )

HQO

2.39)

Аналогично, на участках С^ ц d^ - соответственно: aK-to) .(Ьк-ак) л (Ct-бк)

2.40) ак-to) (Ьк-ак) (Ск-Ьк) (dt-Ск)

2.41)

Полученные выше выражения (2.38) - (2.41) можно объединить в одну обобщенную формулу, годную для прогнозирования потребления электроэнергии в любом году всех четырех зон изменения ГЦ : „ v ч fat-to) (МО (ct-Ьк) (di-a) при t > it : rt-о при t < t с : t = t к. J

2.42)

В общем случае электропотребление в любом году прогнозируемого периода, состоящего из конечного числа лет и с изменениями годового прироста: at-10) Cbt-ак) (zt-ук) при t > t L : IX = О при t < tt • t = tn

2.43)

Очевидно, что (2.43) пригодна и для первого случая изменения годового прироста, если считать, что имеются ( "L+-I ) зон изменения ГЦ .

Формула (2.43) может использоваться для прогнозирования потребления электроэнергии практически для любого периода времени и любой вариации среднегодового прироста (гц) как по числу зон изменения ГЦ так и п0 ЧИСЛУ лет Б каждой зоне.

Нетрудно заметить, что (2.31), (2.33)-(2.42) являются частными случаями общей формулы (2.43).

В зависимости от частоты и степени изменения годового прироста (гц) зависит гладкость графика прогнозируемой величины. Изменения ГЦ необходимо выявить, исходя из характера самого прогнозируемого процесса, будь это энергетический или любой другой процесс.

Полученная формула (2.43) характера для многих технико-экономических и иных процессов, особенно в развивающихся странах, где среднегодовые приросты промышленных производств и других процессов еще не стабилизировались. Прогнозирование параметров таких процессов, без учета изменений ГЦ может привести к большим ошибкам.

Третий случай: прогнозируется функциональная зависмость изменения (понижения) среднегодового прироста во времени. Это осуществляется с помощью обширного анализа условий развития данной страны и ее энергетики, а также используя накопившийся опыт изменения среднегодового прироста выработки электроэнергии (ГЦ) в различных странах мира, в том числе и развитых. При этом ориентировочно можно определить ожидаемые ГЦ по интервалам времени, как это показано для условий Иордании на рис. 2.6.Недостатком такого представления (прогнозирования) является его скачкообразный переход от одного интервала времени в другой. В общем случае зависшлость ГЦ = | (i) можно сгладить методом наименьших квадратов, аппроксимируя эту зависимость гиперболой или экспонентой.

Например для прогноза выработки электроэнергии в Иордании до 2000г. в результате анализа были выявлены следующие периоды изменения ГЦ : (1983-87гг.): ГЦ =18%; (198892гг.): ГЦ=Ш; (1993-97гг.): ГЦ. =10$; (1998-2000гг. ): ГЦ =6%.

Таким образом имея эти нначения среднегодового прироста и используя метод наименьших квадратов можно аппроксимировать ГЦ экспоненциальной функцией (см.рис.2.6):

ГЦ = • Q ,

2.44) где для Иордании С^ 20 ; С2-0И ; С5 ^ 4 .

Тогда формула выработки электроэнергии примет вид: 5 t, ьодк.

192Ь № 85' 86 798Г 88 ' 89 4990 91№2' 9Ъ ' 94 ' 95 ' 96 7997' 98 99 '2ооб 1 (/) (2) (3) (Ч) (S) (6) (7) (8) (9) (10) в» (Щ ИЗ) (Щ ш) ({€) (17) (18)

Рис.2.6. Аппроксимация среднегодового прироста выработки электроэнергии в Иордании до 2G00 г.

12000

000 tooo

6000

4000

2000 ч хил. цбт • tjюд иди.

1970 Ч\ 72 73 74 75 76 77 78 79 Що И 82 S3 84 85 86 8Т 88 89 1990 91 92 93 9к 9S 96 97 98 99 2000 ^ис.2.7. Прогноз выработки электроэнергии Wt в Иордании: I - экспонентой и параболой;

2-е использованием прогнозируемого среднегодового прироста в стране ( Ht,

3 - суммируя электропотребление в различиях отраслях национального хозяйства страны.

С Л У (2.45) n.t = с, • е + с

3 .

Результаты прогноза выработки электроэнергии в Иордании, предложенными выше методами показаны на рис. 2.7. Эти результаты до 1992 г. мало отличаются друг от друга. Саше высокие результаты дает методика прогнозирования электропотребления различными отраслями энергохозяйства страны по формуле (2.30), а самые низкие дает методика использования двух различных прогнозирующих функций. Практически среднее значение дает методика прогнозирования среднегодового прироста выработки электроэнергии (п.^) на тот же период. По этой методике был произведен прогноз выработки электроэнергии в стране до 2000г. Использование других методик на этот период (1993-2000) затруднительно .

2.4. Выводы и рекомендации по главе

4.4. Выводы и рекомендации по главе

I. При современной динамике роста цен на топливо эффективность использования батарей конденсаторов (БК) сильно возрастает, а сравнительная эффективность использования синхронных двигателей (СД) в качестве средств для компенсации реактивной мощности (КРМ) падает. Эти два фактора для энергосистем небольшой мощности усугубляются тем, что потери мощности в СД больше,чем в ЕК той мощности, что приводит к большему требуемому резерву мощности для покрытия этих потерь.

2. Получена теоретическая зависимость степени оптимальной КРМ в распределительных сетях энергосистем от удельных стоимостей компенсирующих устройств ( Ск ) и потерь электроэнергии Сп ). Степень КРМ зависит не только от удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии в отдельности, но и от их соотношения (С/с/Сл »'с6г- что позволяет иметь только один показатель необходимой степени.КРМ, упрощающий нахождение эту необходимую степень КРМ.

3. Получены графические зависимости оптимальней степени КРМ для распределительных сетей энергосистем небольшой мощности, как от удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии в отдельности, так и от их соотношения.Эти зависимости подтверждают полученную аналогичную теоретическую зависимость. Полученные практические зависимости показывают, что необходимая степень КРМ для одной и той же сети может изменяться практически от нулевого до стопроцентного значения в зависимости от изменения удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии в данной стране.

4. Полученные практические уровни КРМ в зависимости от удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии могут быть использованы для учета ограниченности средств, материалов и трудовых ресурсов при рассмотрении вопроса КРМ в распределительных сетях энергосистем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ по диссертационной работе можно сделать следующие основные выводы:

1. Проведен анализ условий и особенностей развития энергосистем небольшой мощности в развивающихся -странах и выявлены основные недостатки существующих методов планирования эксплуатации этих энергосистем, как неучет неизбежности понижения со временем высоких темпов роста, которые имеют место в начальной стадии образования и развития этих систем, а также отсутствие технико-экономического критерия необходимого резерва мощности и связанных с ним проблем укрупнения новых и эксплуатации устаревших агрегатов.

2. Предложена методика прогнозирования выработки электроэнергии и электрических нагрузок в развивающихся странах с учетом нестабильности среднегодовых приростов их развития. Этот учет осуществляется двумя способами. Первым способом является из пользование не одной, а двух прогнозирующих (экстраполирующих) функций. Вторым способом является разработка прогнозирующей формулы, позволяющей вести прогнозирование при любых среднегодовых приростов развития.

3. По предложенной методике был осуществлен, различными способами прогноз выработки электроэнергии, электрических нагрузок и удельного потребления электроэнергии в Иордании до 2000 г. Результаты прогноза различными способами практически не отличаются благодаря учету в этих способах особенностей развития развивающихся стран в целом и Иордании в частности.

4. Предложена методика оценки и учета резерва мощности в некрупных энергосистемах и получены графические и аналитические зависимости различных видов резерва от максимальной нагрузки систеш. Эти зависимости могут быть использованы при планировании и эксплуатации энергосистем небольшой мощности. Установлено, что требуемый относительный резерв в некрупных энергосистемах значительно выше, чем в крупных, что требует принятия мер по его снижению. Выявлено, что самым эффективный! способом снижения требуемого резерва в некрупных энергосистемах является их объединение, при чем, чем меньше мощность объединяемых систем, тем значительнее снижается относительный требуемый резерв для объединенной системы.

5. Предложена методика экономически обоснованного укрупнения агрегатов в энергосистемах небольшой мощности, позволяющая систематизировать планирование ввода целого ряда новых укрупненных агрегатов и допускающая по ходу развития системы корректировку планов их ввода.

6. Предложена методика определения максимального допустимого числа часов использования располагаемой мощности устаревшего (группы однотипных устаревших агрегатов) в любой энергосистеме, используя только его (их) удельные показатели и удельные показатели новых, заменяющих его (их) агрегатов. При наличии достаточных данных об устаревшем агрегате предложенная методика позволяет прогнозировать возможный срок его демонтажа, что особенно важно при планировании потребности энергосистемы во вводе генерирующей мощности.

7. Исследовано влияние колебания удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на необходимую степень компенсации реактивной мощности (КРМ) в сетях энергосистем. Получены аналитическая и практическая зависимости .оптимальной степени (КРМ) от удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии. Установлено, что оптимальная степень КРМ зависит не только от удельных стоимостей в отдельности сколько от их соотношения.

8. Полученные графические зависимости оптимальной компенсации от удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии могут быть использованы для определения оптимальной степени компенсации реактивной мощности практически при любом сочетании ( соотношении) этих удельных стоимостей, а также для учета ограниченности средств, материалов и трудовых ресурсов путем учета влияния этих факторов на удельные стоимости компенсирующих устройств и потерь электроэнергии.

9. Установлено, что необходимая степень компенсации реактивной мощности для одной и той же сети может меняться в широких пределах, практически от нулевого до стопроцентного значения в зависимости от величины соотношения удельной стоимости компенсирующих устройств к удельной стоимости потерь электроэнергии.

1. Мелентьев Л.А. - Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. - М.: Высш.школа,1982, 319 с.

2. Энергетика мира: Переводы докладов XI конгресса МИРЭК Под ред. П.С.Непорожнего. М.:Энергоавтоматиздат,1982.

3. Журналы, материалы, документы и отчеты Иорданского Энергетического управления. Амман, 1974 - 1983 .

4. Материалы и документы ИЭК и ЭКИ разных лет.

5. Чоудхури Т.А. Оптимизация конфигурации и режима основных сетей энергосистемы Бангладеш. - Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. - М.:МЭИ,1983.- 20 с.

6. Ахмед Зедан Аль-Хасан. Оптимизация энергосистемы Сирии. - Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н.-М.: МЭИ,1983. - 20 с.

7. Данные Министерства Энергетики Египта,1982.

8. Шая Салах Мохамед. Оптимизация развития энергосистем на базе ТЭС с учетом режимов их работы.- Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. - М.: МЭИ, 1982. - 20 с.р QQ/1>7

9. Шрестха Ом Прасад. Некоторы вопросы развития энергетической системы Непала и управление ею. - Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. - М.: МЭИ, 1975.- 20 с.

10. Бхатта Говинда Радж . Некоторые вопросы планирования развития электрических сетей Непала. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. - М.: 1978. - 20 с.

11. Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. А.А.Васильева. М.: Энергия,1980. - 608 с.

12. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. - М.:Энергоиздат,1981. 464 с.

13. План экономического и социологического развития Иордании 1981 -1985. Национальный Совет Планирования Иордании.

14. Хиясат Ахмад Абдалла. Некоторые вопросы перспективного развития электроэнергетической системы Иордании. - Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. - М.:МЭИ,1982, 20 с.

15. Электрические системы. Кибернетика электрических систем./Под ред. Веникова В.А. Т.5.-М.: Высш.школа,1974. 328 с.

16. Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей./Под ред.Веникова В.А. М.: Высшая школа,1975.- 344 с.

17. Веников В.А., Солдаткина Л.А., Плотников Э.А. Особенности прогнозирования при анализе развития электроэнергетических систем. Электричество, 1977, 15, с. 1-6.

18. Электрические станции, сети и системы. Веников В.А., Идельчик В.И. Методы оптимизации управления планированием больших систем энергетики (оптимизация развития и функционирования). Итоги науки и техники, т.7. -М.:ВИНИТИ,1974. - 203 с.

19. Салливан Р. Проектирование развития электроэнергетических систем: Пер. с англ. М.С.Лисеева,В.А.Строева. М.: Энергоиздат, 1982. - 360 с.

20. Теория прогнозирования и принятия решений. Под ред. С.А.Саркисяна. М.:Высшая школа, 1977.- 353 с.

21. Добров Г.М. Прогнозирование науки и техники. Изд. "Наука", 1977. - 209 с.

22. Эйрес Р. Научно-техническое прогнозирование и долгосрочное планирование: пер. с англ. Н.П.Степанова. Изд."Мир", 1971. 296 с.

23. Гомощинский В.Г. Теоретические основы инженерного прогнозирования. М.: Наука,1973. - 303 с.

24. Четыркин Е.М. Статистические методы прогнозирования М.: Статистика, 1975. - 183 с.

25. Головкин П.И. Прогнозирование полезного отпуска электроэнергии по энергосистеме. Электричество, 1970, №10.

26. Автоматизация управления энергообъединениями./Под. ред. Совалова С.А. М.: Энергия,1979. - 432 с.

27. Линник Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы математическо-статистической теории обработки наблюдений.-М.: Физнатгиз,1962. - 349 с.

28. Энергетика СССР в 1981-85гг. Под ред. А.М.Некрасова и А.А.Троицкого.-М.: Энергоиздат,1981. 352 с.

29. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. М.: Высшая школа,1975.- 488 с.

30. Чернухин А.А., Флаксерман Ю.Н. Экономика энергетики СССР.-М.: Энергия,1980. - 344 с.

31. Энергетический комплекс СССР./Под ред. Л.А.Мелентьева и А.А.Макарова.'-М.: Экономика, 1983. 264 с.

32. Ямпольский С.М., Хилюк Ф.М., Лисичкин В.А. Проблемы научно-технического прогнозирования.-М.: Экономика, 1969.143 с.

33. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Энергетические системы.— Минск: Высшая школа, 1974. 272 с.

34. Константинов Б.А., Сербиновский Г.В. Прогнозирование потребления электроэнергии за рубежом. Электричество,1967, М2.

35. Венсель В.В. Интегральная регрессия и корреляция: Статистическое моделирование рядов динамики. М.: Финансы и статистика, 1983. - 223 с.

36. Танг-Тхиен-Тн. Исследование методов прогнозирования.- Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н.- М.: МЭИ, 1973. 20 с.

37. Методы и принципы установления прогнозов потребностей в энергии, Европейская экономическая комиссия ООН, 1964.

38. Сербиновский Г.В. и Константинов Б.А. Определение потребления электроэнергии на перспективный период. Электричество. 1957, I.

39. Бесчинский А.А., Коган Ю.ГЛ. Экономические проблемы электрификации.-М.:Энергия, 1976 424 с.

40. Лялик Г.Н., Урванцев В.И. Проблемы прогнозирования электропотребления по предприятиям и энергосистемам. М.: 1970. - 167 с.

41. Головкин П.И. Энергосистема и потребители электричес коп энергии. М.: Энергия, 1979 - 367 с.

42. Мак-Кракен Д., Дорн У. Численные методы и программирование на ФОРТРАНе. Пер. с англ. М.: Мир, 1977 - 584 с.

43. Экономика формирования электроэнергетических систем. И.М.Волькенау, А.Н.Зейлигер, Л.Д.Хабачев./Под ред. А.А. Троицкого. М.: Энергия. 1981. - 320 с.

44. Электротехнический справочник. Т.З. Кн.I.Производство, передача и распределение электрической энергии./Под ред.профессоров МЭИ В.Г.Герасимова, П.Г.Грудинского, Л.А.Жукова и др.

45. М.: Энергоиздат, 1982. 656 с.

46. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических систем. Энергия, Москва, 1977.- 286 с.

47. Лялик Г.Н. Резерв мощности и методы его определения при перспективном проектировании. - Труды энергосетьпроекта, 1974, вып. 4, с. 3-15.

48. В.В.Болотов, И.М.Артюгина и др. Вопросы теории и методы проектирования энергетических систем. АН СССР,1970.274 с.

49. Волков Г.А. Определение оптимального резерва генерирующих мощностей при проектировании развития энергосистем. "Электричество", 1963, $6.

50. Маркович И.М. Основные режимные принципы выбора величины и размещения резерва активной мощности в энергетических системах. "Электричество", 1959, !Ь 3.

51. Методы покрытия пиков электрической нагрузки.- М.: Издательство АН СССР, 1963. 527 с.

52. Шишов А.Н., Бухаринов Н.Г., Таратин В.А. ,П1нерова Г.В. Экономика энергетики СССР. М.: Высшая школа, 1979. - 448 с.

53. Прузнер С.JI. Экономика и организация энергетического производства. М.: Энергия, 1969. - 352 с.

54. Болотов В.В., Гусев В.Н., Окороков В.Р., Шахиджанян В.М. Экономика и организация энергетического хозяйства СССР.-Л.: Энергия, 1969. 515 с.

55. Гофман И.В., Госпитальник Г.Л. Планирование и организация энергопроизводства. М.: Госэнергоиздат, 1953.

56. Падалко П.П., Пекелис Г.Б. Экономика энергосистем. -Минск: Высш.школа, 1976. 383 с.

57. Болотов В.В. Проблемы резервов при проектировании и планировании развития энергетики. Электричество, 1959, № 3.

58. Мелентьев Л.А., Штейнгауз Е.О. Экономика энергетики СССР. М.: Госэнергоиздат, 1963. - 432 с.

59. Фокин Ю.А., Туфанов В.А. Оценка надежности систем электроснабжения. М.: Энергоиздат, 1981. - 224 с.

60. Непомнящий В.А. Учет надежности при проектировании энергосистем. М.: Энергия, 1978. - 200 с.

61. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука, 1974. - 263 с.

62. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем: Пер. с англ. М.: Мир, 1980. - 606 с.

63. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. - 352 с.

64. Лялик Г.Н., Галактионов И.В., Урванцев В.И. Анализ факторов, подлежащих учету при проектном определении потребности в аварийном резерве мощности. Тр./Энергосетьпроект, 1974, вып. 4, с. 15-34.

65. Руденко Ю.Н., Соколов В.Ю. Рациональное использование резервов мощности в электроэнергетических системах. Изв. АН СССР, Энергетика и транспорт, 1971, №4, с.3-11.

66. Прузнер С.Л., Златопольский А.Н., Некрасов A.M. Экономика энергетики СССР. М.: Высшая школа, 1978. - 471 с.

67. Электроэнергетика европейских стран-членов СЭВ./Под -общей редакцией П.С.Непорожнего. М.: Энергоиздат, 1981. -163 с.

68. Петров И.М. Некоторые методические вопросы определения оптимальной мощности КЭС и единичной мощности энергоблоков. Научн.труды МЭИ им. Орджоникидзе, 1-972, вып. 51.

69. Эффективность электростанций в энергосистемах (Сборник статей)./Под общей ред. З.Ф.Немцова. -Саратов: СПИ, 1974.

70. Структура генерирующих мощностей и режимы работы энергосистем: Сб. научн.тр. "Энергосетьпроект". М.: Энергоиздат, 1981- III с.

71. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций. Под ред. П.И.Устинова. М.: Энергия, 1974.- 576 с.

72. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления.-М.: Энергия, 1974 129 с.

73. Правила пользования электрической и тепловой энергией- -М.: Энергия, 1977. 96 с.

74. КLrcfuv&yer L.K.Economlcal operation of рошег systern - Иеш yorк Wi^ey a notc,ons , S953 . геор.

75. Эффективное использование электроэнергии./под ред. К.Смита: Пер. с англ. под ред. Д.Б.Вольфберга. М.: Энерго-издат, 1981. - 400 с.

76. Михайлов В.В. Тариф на электрическую энергию и экономика, электроэнергетики. Электричество, 1968, $ I.

77. Максимов А.А. Экономия электрической и тепловой энергии на промышленных предприятиях.-М.: Энергия,1968.

78. Горнштейн В.М., Штейнгауз В.Е. Основы построения тарифов, стимулирующих работу потребителей в режиме выравнивания графиков нагрузки энергосистем. В кн.: Труды ВНИИЭ, М.: Энергия, 1972, №. 40, с.5-20.

79. Аврамов Н.Н. Основные вопросы определения резерва мощности в объединенных энергетических системах. -Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н«-м.:ЩИД9Ш.^20с.

80. Совалов С.А. Режимы электропередач 400-500 кВ. М.: Энергия, 1967 304 с.

81. Афонин Н.С. К методической оценке экономической эффективности объединения энергосистем "Электрические станции", 1969, й 9.

82. Зейлигер А.Н., Малкин П.А. Выбор пропускной способности межсистемных связей по условию взаиморезервирования.Труды энергосетьпроекта, вып. 4.

83. Крюков А.А. Вопросы оптимального развития энергосистем и новые средства их защиты. М.: Энергия , 1970. - с.24-30, 31-40.

84. Руденко Ю.Н., Славин Г.Б., Сыров Ю.П., Чельцов Н.Б.

85. Надежность и экономичность энергосистем, т.1. Новосибирск:1. Назгка, 1970г.

86. Г.Е.Бурцева, Е.П.Захаров, .Лутанова Л.И. Передачи пиковой мощности по межсистемным' линиям. Сб. "Технико-экономические вопросы развития электроэнергетических систем и машин", изд. "Наука", M.-JI., 1966г.

87. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. М.: Энергоиздат,1980. -200 с.

88. Глазунов А.А., Глазунов А.А. Электрические сети и системы. -M.-JI.: Го с энергоиздат, I960.

89. Гремяков А.А. Вопросы экономически целесообразной компенсации реактивной мощности в распределительных сетях с учетом влияния режимных параметров. - Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. - М.: МЭИ, 1978. - 20 с.

90. Карпов Ф.Ф. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях. М.: Энергия, 1975. - 182 с.

91. Исследование влияния режима напряжений на степень компенсации реактивной мощности в распределительных электрических сетях. (Отчет по НИР), 0.01.06.07.111,77009252, МЭИ, Веников В.А., М., 1977.-73 с.

92. Мельников II.А. Реактивная мощность в электрических сетях. М.: Энергия, 1975.

93. Ковалев И.Н., Татевосян Г.М. Принцип критической мощности синхронного двигателя.-Изв.вузов. Электромеханика, 1974, №6, с.620-629.

94. Грешков А.А., Строев В.А. Определение мощностии размещения конденсаторных батарей в распределительных электрических сетях с учетом режима напряжений.- Электричество, 1976, 112, с.1-4.

95. Грешков Л.А., Строев В.А. Оптимизация компенсации реактивной мощности в электрической сети с учетом режима напряжений. В сб. "Научно-технические и научно-методические вопросы электрических систем". Труды МЭИ, вып. 242, М.,1975, с. 86-90.

96. Приклонский Е.Н. Размещение конденсаторных установок в распределительных сетях потребителя. Промышленная энергетика, 1980, № 5.

97. Альварес Д.Х., Гремяков А.А., Строев В.А. Технико-экономическое эквивалентирование электрических сетей с учетом режима напряжений. Известия высших учебных заведений, 1984,1. J-S 5, с. 13-18.

98. Глазунов А.А.,Гремяков А.А., Строев В.А. Технико-экономическое эквивалентирование электрических сетей в задачах компенсации реактивной мощности. Электричество,1979,J89, с. 64-67.

99. Гамм А.З., Крумм Л.А., Шер И.А. Экономически наивыгоднейшие режимы напряжений и распределение реактивной мощности В сб. докладов Всесоюзной конф. по регулированию напряжения в электрических сетях. - М.: Энергия, 1968.

100. Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. М.: Энергия, 1974 - 72 с.

101. Глазунов А.А., Строев В.А., Гремяков А.А. Об экономически целесообразной емкостной компенсации в радиалъно-магистральных распределительных сетях.- Электричество,1972, № 4, с.5-10.

102. Гремяков А.А., Лукшина Е.В., Медведева О.Е.,Не-чипоренко Т.В. Экономически целесообразная компенсация реактивной мощности в распределительных сетях В сб.трудов МЭИ "Управление процессами электрических систем", вып. 371, М., 1978, с.42-45.

103. Глазунов А.А., Нгуен Хиен, Строев В.А. Об экономически целесообразной компенсации в сетях промышленных предприятий Электричество, 1968, JS 3, с. 6-II.

104. Железко Ю.С. О направлениях исследований в области компенсации реактивной мощности. Электричество, 1981, МО,р.7-тя.1. Department , М76 .