автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Оптимизация режимов энергосистемы Монголии по активной мощности

На правах рукописи

БАЯСГАЛАН ЗАГДХОРОЛ

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ МОНГОЛИИ ПО АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Специальность 05.14.02-«Электростанции и электроэнергетические системы»

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2004

Работа выполнена на кафедре «Электроэнергетические системы» Московского энергетического института (Технического университета).

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Шульженко Сергей Витальевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Суханов Олег Алексеевич

кандидат технических наук Абакшин Павел Сергеевич

Ведущая организация: Филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Центра» (ОДУ Центра) г. Москва

Защита диссертации состоится «_/£» декабря 2005г. в ^час ¿¿'мин.на заседании диссертационного совета Д 212. 157. 03. при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул. 17, ауд. Г-200.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просим направлять по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (технического университета).

Автореферат разослан ноября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212. 157.03.

кандидат технических наук, доцент.

Бердник Е.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В начале 90-х годов проявился большой экономический кризис во всех отраслях народного хозяйства Монголии. Этот кризис был более ощутимым в области электроэнергетики страны, так как она является одним из основных стержней экономики Монголии. В этот же период наметилась тенденция спада потребности в энергоресурсах в Монголии (уголь, бензин, мазут и другие). Спад в экономике страны и увеличение дефицита энергетических ресурсов привели к энергетическому кризису у потребителей. Это было вызвано не только низкой эффективностью использования электроэнергии (ЭЭ), но и необходимостью поиска способов, позволяющих найти выход из негативных последствий кризиса для народного хозяйства страны. Благодаря привлечению иностранных инвестиций, льготных займов и помощи, реструктуризации энергетического комплекса (ЭК), либеральной системе ценообразования и тарифному регулированию, был частично разрешен энергетический кризис в Монголии.

Несмотря на преодоление экономического кризиса, большие проблемы в ЭК остались, это, во-первых, изнашивание электрооборудования, которое, привело к потерям в установленной мощности электростанций, во-вторых, отсутствие средств для модернизации ЭК.

В настоящее время конкретная модель перехода ЭЭС Монголии к рыночным отношениям не определена, тем не менее идет подготовка к приватизации распределительных сетей и некоторых станций. Независимо от выбранной модели при переходе к рыночным отношениям неизменно возрастает роль оптимизационных расчетов по активной мощности. Цель работы.

1. Разработка метода последовательного нагружения для оптимизации режимов по активной мощности ЭЭС.

2. Разработка программы по оптимизации режимов энергосистем на основе метода последовательного нагружения в среде

3. Внедрение метода и анализ его практического применения на примере Центральной энергосистеме Монголии.

Методы исследования. Для решения поставленных в диссертации задач применены: системный подход к вопросу суточного планирования работы ЭЭС, математическое моделирование задач суточного планирования режимов ЭЭС, методы оптимизации режимов ЭЭС с использованием вычислительной техники.

Научная новизна. В диссертации получены следующие новые научные результаты:

1) предложен и сформулирован метод последовательного нагружения и разработан его алгоритм.

2) метод последовательного нагружения реализован в виде программы с возможностью ввода в одном узле различных элементов (ТЭС, ГЭС, блок-станция и нагрузка), что позволяет расчетную схему приблизить к реальной схеме энергосистемы, в которой каждый узел представляет собой эквивалент сети более низкого класса напряжения.

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ.

БИБЛИОТЕКА I

Достоверность результатов. Достоверность результатов исследования подтверждается результатами расчетов тестовых схем, выдерживанием критерия оптимальности и оценками погрешности расчета.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Предложенный метод прост в применении, реализован в виде программы и тестирован на различных электрических схемах. В программе учет в одном узле различных элементов решен нетрадиционно, поэтому для оптимизации можно использовать как электрическую схему, так и энергетическую схему ЭЭС. Программу можно использовать в расчете диспетчерских графиков производства и потребления активной мощности и для исследования оптимального режима ЭЭС. Программу также можно использовать в учебных целях.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации и отдельные ее части докладывались и обсуждались на:

1. Девятой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (февраль 2003г., г. Москва, МЭИ (ТУ)).

2. Третьей Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: управления, качество и эффективность использования энергоресурсов» (2003 г., г. Благовещенск, АмГУ).

По работе имеются две публикации.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка, состоящего из 83 наименований, четырех приложений. Основной текст изложен на 133 страницах, включая 52 рисунков и 15 таблиц. Общий объем диссертации 219 страницы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении изложена актуальность изученной темы, сформулированы цель и задачи исследований. Дано основное содержание данной диссертационной работы.

В первой главе приведен обзор современного состояния, функционирования и проблем ЭК Монголии. В начале 90-х энергетический комплекс Монголии пережил трудные времена. Из-за экономического кризиса производство основных энергоносителей упало. Этот спад сопровождался уменьшением производства энергии. Благодаря большим усилиям со стороны государства, этот кризис частично преодолен.

Подробно рассмотрена реструктуризация ЭК и ее цель. Нагрузки и прогнозы электропотребления рассмотрены для каждой региональной ЭЭС Монголии. Старение энергетического оборудования, отсутствие достаточных средств для модернизации ЭК и рыночные отношения в мировой энергетике заставляют энергетиков Монголии искать эффективные методы для выхода из этой тяжелой ситуации.

В настоящее время в Монголии существует Центральная электроэнергетическая система (ЦЭЭС), включающая Улан-Баторский, Дархан-Селенгийский, Эрдэнэт-Булганский и Баганур-Чойрский энергоузлы. С 1995 года формируются ЭЭС Западного района (ЗЭЭС) и ЭЭС Восточного района

(ВЭЭС). В территориальном разрезе ЦЭЭС охватывает 11 аймаков, территория которых занимает 864,0 тыс. км или 55,1% от всей территории Монголии. По сравнению с ЦЭЭС остальные ЭЭС считаются маломощными. ЭЭС Западного района работает за счет импорта ЭЭ из России, хотя и предполагается строительство ТЭЦ или ГЭС в этом районе. ЭЭС Восточного района основывается на ТЭЦ г. Чойбалсана.

Установленная мощность ЦЭЭС уменьшилась на 14-18% из-за старения электрооборудования на ТЭЦ. В конце 1979 г. ЦЭЭС соединилась с энергосистемой Бурятии (ОЭС Сибири) посредством ЛЭП 220 кВ. Объединение двух энергосистем позволило сократить резервную мощность (до 6-8 % от максимальной нагрузки) и улучшить режим работы ТЭЦ, тем самым, увеличив число часов использования установленной мощности электростанций в ЦЭЭС на 5-10 %.

В настоящее время в Монголии отсутствуют маневренные агрегаты для покрытия переменной части суточного графика нагрузки ЭЭС такие, как ГЭС или ГАЭС. Напряжение межсистемных ЛЭП 220 кВ. В последние годы интенсивно развивалась централизация производства электрической и тепловой энергии. В 2000 г. в ЦЭЭС было выработано 2900 млн. кВт-ч ЭЭ, что составило более 85% от общего производства ЭЭ в стране.

Из-за концентрации 90% мощности на ТЭЦ в г. Улан-Баторе потери в распределительных сетях превысили 20%, однородная структура генерирующих мощностей ЭЭС повлияла на повышение потребления ЭЭ на собственные нужды ТЭЦ (18-23%). .

В ЦЭЭС пиковая и полупиковая зоны графика нагрузки покрываются, в основном, за счет импортируемой мощности из России и конденсационной мощности ТЭЦ, турбоагрегаты которых сравнительно маломощны и имеют поперечные связи.

Вышесказанные причины перевели к резкому возрастанию стоимости ЭЭ. В настоящее время себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии составляет 0,034 USD, а средняя цена на ЭЭ 0,04 USD/кВт-ч и наблюдается её дальнейшее повышение.

Началась приватизация ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. Себестоимость ЭЭ на ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 выше, чем на ТЭЦ-4, в 1.5 раза. Чтобы эти ТЭЦ работали без убытка, распределение нагрузки делается таким образом, чтобы они полностью загружались. Убытки покрываются за счет повышения продажной цены ЭЭ. Главной государственной целью является снижение тарифов на ЭЭ, цена на ЭЭ во многом влияет на развитие остальных экономических отраслей и уровень жизни народа. Поэтому повышению их конкурентоспособности поможет приватизация. Одна из острых проблем ЦЭЭС - это технический возраст всех ТЭЦ. Важно подчеркнуть, что все эти особенности и факторы связаны с необходимостью быстрейшего изыскания эффективных путей покрытия переменной части графика нагрузки ЭЭС и, самое главное, оптимального распределения активных мощностей между электростанциями ЭЭС Монголии.

В настоящее время ЦДУ ЦЭЭС использует для распределения нагрузки между электростанции программу, написанную на Microsoft Excel, Solver. Целевой

функцией в этой программе является суммарное потребление ЭЭ или покрытие нагрузок одного дня. Суммарное потребление ЭЭ приблизительно прогнозируется, для этого используют статические данные последних трех лет. Основные ограничения - максимум и минимум генерации каждой электростанции и ограничение импорта ЭЭ. Дефицит ЭЭ покрывается за счет импорта из РФ, избыток ЭЭ, особенно ночью, экспортируется. Цены на импорт и экспорт ЭЭ уточняются посредством договора между двумя странами. Недостаток этой программы - это неучет экономичности, т.е. целевая функция не удовлетворяет требованию оптимальности, маломощные электростанции перегружаются, а нагрузка регулируется остальными электростанциями. Исходя из этого, нужно разработать такую программу, которая отвечала бы современной потребности и сегодняшнему состоянию ЭЭС Монголии, особенно ЦЭЭС.

Реформы уже начались в ЭК Монголии, но ни одной конкретной модели перехода к рыночным отношениям не выбрано и еще не создан рынок ЭЭ. Но, несмотря на это, оптимизационные задачи, особенно оптимизация режимов по активной мощности, играют первостепенную роль.

Вторая глава посвящена обзору оптимизационных задач по активной мощности. Рассмотрены классические и современные методы оптимизации режимов по активной мощности. Произведена постановка задачи исследования.

Большой вклад в исследование задач оптимизации режимов ЭЭС внесли российские ученые (В. М. Горнштейн, В.А. Веников, Е. В. Цветков, С. А. Со-валов и другие). Их работы касаются, в основном, классических методов исследования оптимальных режимов, в которых суммарные затраты по энергосистеме достигают минимума (метод Лагранжа, градиентные методы, метод штрафных функций и т.д.). В настоящее время методов оптимизации режимов ЭЭС достаточно много. Все эти методы имеют свои положительные и отрицательные стороны. Ответ на вопрос, какой из этих методов наилучший, в значительной степени зависит от того, к какому классу или типу относится рассматриваемая задача, от ее структурных особенностей, от вида целевой функции и размера допустимой области решения задачи. Эти методы развиваются по требованию современных задач управления режимами ЭЭС, что связано с усложнением структуры ЭЭС из-за их быстрого развития и с функционированием ЭЭС в условиях рынка, а также с проблемами энергосбережения на стадии производства и распределения ЭЭ.

Развитие оптимизационных расчетов ЭЭС тесно связно с появлением ЭВМ нового поколения. Легко убедиться в этом в работах российских ученых (Кондакова Е.А., Гурский С.К., Пащенко А.В., Попова Ю.Б. и другие).

Наибольшее распространение в зарубежных странах получили эволюционные методы, в частности, методы генетического алгоритма и нейронных сетей, позволяющие избежать применения ряда допущений и упрощений без значительного усложнения вычислительной процедуры. Генетический алгоритм не чувствителен к форме кривой критерия оптимизации, поскольку не производит его дифференцирование. Это дает возможность обойтись без дополнительных преобразований расходных характеристик электростанций. Ин-

терес к использованию нейронных сетей для решения оптимизационных задач обусловлен параллельной обработкой данных, скоростью получения результата при эмуляции на ЭВМ и аппаратной реализации.

С нейронной сетью связаны две проблемы, первая - возможно получение оптимального локального решения, другая состоит в том, что нет метода определения структуры нейронной сети. Для решения последней проблемы используют генетический алгоритм.

Рыночные отношения и конкуренция заставляют предприятия перейти от директивных методов распределения топлива к экономическим способам. Это объясняется, с одной стороны, острым дефицитом и неуклонным ростом цен на энергоносители, а с другой стороны, стремлением энергетиков обеспечить потребителей в любой момент времени электроэнергией высокого качества с минимальными затратами. Роль оптимизационных задач в значительной степени возрастает в условиях рыночной экономики. В этих условиях требуется эффективное управление режимом работы энергосистемы и оптимальная загрузка основного оборудования электростанций с целью снижения себестоимости производства ЭЭ и повышения конкурентоспособности энергосистемы. В России и за рубежом ведут интенсивные исследования в этом направлении. Это происходило при формировании ФОРЭМ в России и других подобных рынков во многих зарубежных странах.

Установлено что, классические методы для определения оптимального режима по активной мощности имеют следующие недостатки:

- наличие балансирующего узла;

- вероятность получения неверного решения или расходимость итерационного процесса;

- во многих случаях сложные математические модели в используемых методах оптимизация.

Исходя из выше перечисленных недостатков, мы пришли к выводу о необходимости разработки прямого метода для оптимизации режимов по активной мощности, который эти недостатки не содержит.

В третьей главе предлагается метод последовательного нагружения для оптимального распределения нагрузок между электростанциями энергосистемы. Идею этого метода предложил Богданов В.А в 1980-х годах. Данный метод принципиально отличается от обычно применяемых методов, поскольку в нем не используется итеративный принцип расчета и балансирующий узел.

Любой нормальный режим, реализуемый в ЭЭС, должен удовлетворять условиям допустимости, которые позволяют обеспечить необходимую надежность и качество электроснабжения потребителей. Условия допустимости задаются в виде ряда неравенств, определяющих диапазоны изменения параметров режима, и в виде равенств, связывающих между собой эти параметры.

Основным назначением оптимизации режимов ЭЭС по активной мощности является определение режима работы генерирующих объектов, при котором достигалась бы максимальная эффективность при заданных критериях экономичности.

В настоящее время в Монголии реформы идут в ЭК, государство регулирует и контролирует цены на ЭЭ, и поэтому в качестве критерии оптимальности режима примем минимум суммарных издержек на топливо при производстве ЭЭ. Возможно, через несколько лет этот критерий изменится в зависимости от результата приватизации и создания рынка ЭЭ.

Условиям допустимости, как правило, удовлетворяет множество режимов, различающихся эксплуатационными издержками. Поэтому возникает задача выбора оптимального режима из числа допустимых, т.е. наиболее экономичного, соответствующего минимуму издержек на топливо при производства ЭЭ, расходуемого всеми ТЭС.

Целевая функция по Лагранжу имеет общий вид

При этом в каждый момент времени (для каждого часа ]) на искомые величины РГа (г=1 должны быть наложены следующие ограничения: по балансу активной мощности

"тэс "ГЭС "н

1=1 1=1

по диапазону изменения каждой переменной

г = 1 N

по суточной выдаче электроэнергии /-ЙГЭС

Р <Р <Р

шлу ~ Гу — шаху' р <р < р

штI ~ л Гд — тах|'

(2)

(3)

(4)

по перетокам Р по ЛЭП

Рлзл тт1 —Рлэпь - РдЭП тах/ > (5)

Здесь: Л^ и Л^ - число регулируемых ТЭС и ГЭС;

- число узлов с нагрузкой, задаваемой суточным графиком (считается, что в течение часа нагрузка остается неизменной); ДРг -суммарные потери активной мощности в сети; Рюп тт'^лэп та» -предельные значения перетоков мощности по ЛЭП. Суммарные потеои активной мошности^в сети определяются

V о2 I рр +QQ

и!

■+21

1=1

и.и,

-созАЗу -

Щ + РД .

(6)

/=1

и,и,

втА^,

где - матрица узловых активных сопротивлении;

- разность фаз напряжений узлов и . Чтобы упростить (6) можно сделать следующие допущения: 1. Реактивная нагрузка не зависит от генерации Qн Ф /(РГ,£)Г) и не учитывается.

2. Реактивная генерация не влияет на издержки на производство электроэнергии ип*/{дГ7зс).

3. Активная нагрузка не зависит от генерации Рн *

4. А5Ц 3 град- углы сдвига узловых напряжения или межфазная разница не превышает 3 градусов, тогда в (6) элементы втД^^О и соэД «1.

5. Узловые напряжения не изменяются и равны номинальному значению и = 11иом, тогда потоки ()лэп не велики, поэтому можно определить потери

активной мощности в сетях по формуле ДРъ = ^ •

В методе используется следующая видоизмененная формула:

В случае нарушения баланса активной мощности в ЭЭС происходит изменение частоты до тех пор, пока не произойдет восстановление баланса за счет изменения нагрузки в соответствии с заданными коэффициентами крутизны статических характеристик нагрузки по частоте.

При нарушении нижнего предела мощность электростанции фиксируется на минимальном значении, при нарушении верхнего предела - на максимальном. Так как режим работы ЭЭС с / ф /т11 не является оптимальным, необходимо отключить самый неэкономичный агрегат для понижения нижнего предела или включить резервный агрегат для повышения верхнего предела с целью восстановления f = /„оц. После корректировки следует пересчитать режим.

Распределение активных мощностей между ТЭС производится по минимальному относительному приросту расхода условного топлива ТЭС с учетом потерь активной мощности в ветвях, т.е. первой всегда нагружается ТЭС, имеющая минимальный относительный прирост

Здесь:

Е^а^+Ь^+с, -характеристика относительного прироста (ХОП) расхода условного топлива/-и ТЭС (я,,с, коэффициентыполинома);

-удельный прирост (производная) потерь активной мощности в

ЭЭС при изменении мощности г-й ТЭС на 1 МВт.

Загрузка /-й ТЭС производится до тех пор, пока относительный прирост расхода условного топлива другой ТЭС не станет наименьшим.

В оптимальном режиме мощности ТЭС должны быть такими, чтобы выдерживалось соотношение

г, _ е2

I — СГ, 1 - <т2

т.е. оптимальное распределение активных мощностей между ТЭС достигается в том случае, если относительные приросты ТЭС при учете потерь активной мощности в ветвях равны между собой и равны удельному приросту ЭЭС.

Д-Pj и s, (i =1,..., Ntx) на каждом шаге нагружения вычисляются с использованием узловых мощностей.

Для построения суточного графика загрузки ГЭС используется результирующий суточный график, который формируется вычитанием из суточного графика суммарной нагрузки ЭЭС фиксированных суточных графиков генерации (АЭС, ТЭС и др.) и нижних пределов загрузки ТЭС. После чего заданная выработка ГЭС распределяется по часам суток в соответствии с принципом: прежде всего, должна быть обеспечена ЭЭ пиковая нагрузка, затем, по убыванию ее величины, обеспечивается следующая нагрузка и т. д.

Далее для каждого часа на основании выражения (9) производится расчет загрузки всех ТЭС и суммарных потерь активной мощности до тех пор, пока вся нагрузка не будет распределена между ТЭС.

Этот метод прост в применении и принципиально отличается от существующих методов оптимизации отсутствием итерационного процесса, который иногда может расходиться. Предложенный метод не нуждается в предварительном расчете установившегося режима и в балансирующем узле.

Кроме оптимального распределения активных мощностей между электростанциями в ЭЭС этот метод позволяет находить избыток или дефицит активных мощностей, изменение частоты, потери активных мощности в сетях в каждый час.

Если интегральное ограничение по расходу топлива на ТЭС в течение суток проверить в конце суток, то придется перейти к итеративному расчету, чего мы стараемся избежать. Задание графиков минимальной и максимальной генерации ТЭС позволит снять эту проблему.

Этот метод подходит для оптимизации режимов по активной мощностей ЭЭС Монголии, поскольку в ЭЭС Монголии еще не создан конкурентный рынок ЭЭ, и в этот переходный период выбранная целевая функция удовлетворяет требованиям оптимальности режимов. Ограничения по предельным значениям мощности дают возможность регулировать диапазон генерации, отключать неэкономичный агрегат, контролировать потоки мощности по ЛЭП и потери активных мощности в сетях. Определение избытка или дефицита активных мощностей позволяет уточнить заказ на поставку ЭЭ из РФ и регулировать изменения частоты в системе.

В диссертации подробно описан алгоритм и программа, дается её блок-схема (рис. 1) и описание модулей, а также подробная инструкция по работе с этой программой. Для разработки программы по оптимизации режимов ЭЭС на основе этого метода использован программный пакет

Программа рассчитает оптимальный режим, позволяет создавать, редактировать и сохранять схемы электрических сетей, визуально отображает энергосистему, параметры узлов схемы, параметры ЛЭП и трансформаторов, су-

точные графики ТЭС, ГЭС, блок-станций и нагрузки.

Начало

Ввод схемы (интерфейс программы). Задание ступени регулирования, часа начала и часа конца оптимизации

I

Рис. 1. Блок схема программы

Возможность ввода в одном узле различных элементов позволяет расчетную схему приблизить к реальной схеме энергосистемы, в которой каждый узел представляет собой эквивалент сети более низкого класса напряжения.

В четвертой главе подобно рассмотрены результаты тестирования разработанной программы. Рассчитан и исследован оптимальный режим ЦЭЭС Монголии с помощью этой программы. Оценена погрешность выбранного метода.

Расчет оптимальногорежима для трехузловой схемы ЭЭС

Рассмотрим самую простую трехузловую схему. Схема кольцевая и на ее примере можно увидеть, как работает метод. Расчетная схема состоит из трех узлов, трех ветвей и представлена на рис. 2. Там же показаны параметры всех ТЭС, ГЭС, нагрузки и ветвей.

В результате расчета определена оптимальная загрузка обеих ТЭС и ГЭС, для одной из которых суточный график загрузки показан на рис. 3 вместе с суточным графиком нагрузки в узле. ТЭС2 была загружена больше, чем ТЭС1 в силу своей большей экономичности. Все ограничения были соблюдены.

Суточные графики перетоков мощности по ЛЭП представлены на рис 4, а суточное изменение частоты и потерь мощности — в таблице под этим графиками. Расчет этой схемы показал правильность учета в одном узле разных элементов.

Расчет оптимальногорежима для пятнадцати узловой схемы ЭЭС

В практике нередко встречаются разомкнутые схемы ЭЭС. Поэтому для тестирования была использована 15-ти узловая схема. Расчет оптимального режима для этой схемы позволил проверить правильность учета основных ограничений.

Схема состоит из трех ТЭС (узлы №11-13), двух ГЭС (узлы №1-2), двух блок-станций (узлы №5-6), и 8 нагрузочных узлов (узлы №3-4, 7-10, 14-15) (рис. 5).

1Е*М* Т>(лгаш ГП^АШ с? £ • 0 Й

_______ . ...........................I

Рис. 2. Трехузловая схема

Рис.3. Суточные графики первого узла

С**ма Т««ЛШ4М «а»]

ш

1.ГШ

а« »>»•»

V. Л лМЛ и/и (Л

1 (С00 »Л »00 00

* > • 4<

^Графики ее»* ЛЭП X» га л у» -30 о»

г

I,

ГЖ

и»|мн«ни* "«стогы и патгр* акгияиои мощности

и I а [» 11. и { >_у Ч;_|'ч I л ! ч.

Рис.4. Суточные графики по ЛЭП

В системе не было избытка или дефицита мощности, следовательно, нет изменений частоты. Поэтому суточные графики нагрузок не изменились. Что означает достаточность пределов генерации ТЭС для обеспечения нагрузки ЭЭ.

Все ограничения по предельным значениям мощности выдержаны. ТЭС13 более экономична, чем ТЭС11 и ТЭС12. После загрузки ТЭС13 следующей нагружалась ТЭС12. Загрузка ТЭС11 осталась без изменения, т.е. минимальной, что свидетельствует для покрытия нагрузок достаточно регулировать ТЭС12 и ТЭС13.

Суточные графики перетоков по ЛЭП показаны на рис. 6. Во время расчета не появилось сообщений о нарушении верхнего или нижнего ограничения по ЛЭП. Если нарушаются нижние или верхние пределы перетоков по ветвям, программа дает сообщение об этих нарушениях: где и когда, в каком количестве нарушаются эти ограничения. После чего перераспределяется нагрузка ме-

жду ТЭС так, чтобы снять это нарушение, используя столбец матрицы сетевых коэффициентов для этой ветви.

1ПЫ | Т4&ЛМО-1! 7луАТ*Т

► Ш

• Г» ГЭМ

• *-«*№ 12 МБ

, Ч/е' 1Л ЫВт*ч

• №

► ■»•»г ■

• Нку^н п*гр«

?

; Чо- |$МВт

-

• д-и5»ь

• ■ Ь п 6оох«т1

6* , 14 МБт

. ►

- а**«

- ►

ш У"!!вгв ■ г> '

. 140 МВ» ; Рим» 79 МВт ' лют-оал )

* Ылит- 00№4 1 .сгоп-ЗЫ? (

» ►<• 13 - ►

9 • <

, 6

У

а

-К

"а

ч

Ж_яиииг

Сямм Тампшы | Рпуд^гат)

|рг, „ [р Гк I

>00 ЮХЧ. 00 90

'■9 Н 99 1С» 90

а<к ¿">00 юооо

70 0« 4« М 100 99

• ОЗо >0) 10000

¿7 0; 10000

Г6М 1»00 160 03

Л 00 Ю00 100 оо

Рис. 5.15-ти узловая схема

ш а

Графики I«« ЛЭП

.Л^ТК

и*осю мое ошлсо ооов*оо вш I -1й>оо м оо оооос е 0001*09 о«« !!«№ 1000 0 0001 ьл ООШОО 07*%

|] * « 40» 4 «"*

ии0ио.)п „

11 и 0 У о ц :

6*4 *

■Ч1 }

ав1

> ч-О м! о»

- «»'•» га ___ _ ___

Изм*н«ии* частоты И потери мтивной мощмостм

Рис. 6. Суточные графики перетоков по ЛЭП Расчет оптимальногорежима ЦЭЭС Монголии

В первой главе мы отметили, что ЭЭС Монголии состоит из трех региональных ЭЭС. Эти региональные ЭЭС не связаны с друг с другом. Расчет оптимального режима можно сделать только для Центральной ЭЭС, в состав которой входят пять ТЭЦ и четыре крупных энергоузла.

Поскольку для схемы ЦЭЭС не все данные были известны, надо было подготовить и сэквивалентировать те части, которые не окажут заметного влияния на оптимизацию. Прежде всего, это все радиально-магистральные ли-

нии 35 кВ, нагрузку которых можно свести к узловой подстанции 110/35кВ. При выводе критерия оптимальности режима ЭЭС было сделано допущение о неучете реактивных нагрузок и потоков реактивной мощности по ветвям в силу равенства напряжения во всех узлах номинальному значению. Приведенная нагрузка определялась с учетом потерь мощности в трансформаторах и ЛЭП.

^прив ^»игр^ ^^лэп* (10)

В результате эквивалентирования получилась 41 узловая схема с 48 ветвями, состоящая из 7 ТЭС, одной блок-станции и 28 нагрузок. Эквивалентная схема для программы представлена на рис. 7.

В условиях Монголии ТЭЦ могут быть разделены на 3 части: агрегаты, для которых оптимизируется суточный график генерации (ТЭС), агрегаты, для которых суточный график генерации задан (блок-станции), и агрегаты, для которых суточный график оптимизируется по типу ГЭС. В основном, это дизельные агрегаты, для которых задан суточный расход топлива и Ртя=0,и Р^ определяется характеристиками генераторов.

Связь с Россией представляет узел п/с Селендум, в данных он учитывается как блок-станция.

1ЭОигя<(н. 7004. ьрсал 11.ЭТ:Ы Не*

М» че» >.ки«ш> не«

Таблицы} Рпультат' О^'^-А Ш 1 Ь " г

л Смг«е*(и Ьслшвст»о4> ишммо *«м< «*

_=---.............„ —*—В---. иЧыют

мъ—1 _сг)._ „4,9 ^ I

„■О"'^ 22. 1311-4-в - ^ 12- Чнщп "

\ ^ 9 Ымчя I Тя»

f-¡;l■-Ф-—-* /'Л \ ^ «I ^''Ь ~Ь - I 5 иМ5

ь/Ь , * \ 6 й'-, & ' Л I

I I <0 !

Рис. 7. Эквивалентная схема ЦЭЭС Наибольший интерес представляет режим зимнего максимума, для которого проводился расчет. На рис. 8 и 9, в качестве примера, даны результаты оптимизации для ТЭЦ-4.

В первой главе отмечено, что реструктуризация ЭЭС Монголии продолжается и загрузка ТЭЦ особенно актуально. Себестоимость ЭЭ на каждой из ТЭЦ разная, самая дешевая ЭЭ вырабатывается ТЭЦ-4. Решение об увеличе-

нии минимума генерации на всех ТЭЦ, кроме ТЭЦ-4, связано с тем, что, во-первых, потери в сетях превышают допустимый уровень из-за большого расстояния по передаче ЭЭ от ТЭЦ-4, и, во-вторых, возможно нарушение антимонопольного закона

; Сит* о 17

мо(

С|МЧЦИ

I и-2Л«а I ГЗЦ Г>Ц А« ¡Ртю-ЬДМЁТ : Рпл» 15з МБТ ! ЛюдаО

С/* й» рэцн

«• I ?

V*. Офмы «««Ма*

; Скя» о 1?

► ? фм«г

► Е&тчдвдиша

■ 1>;>0|£ ■ Яазд-эм Бит

Грфж ТЭЦ

ю и и п и »5 к п и п го гг и

Рис 8. Узел ТЭЦ-4-в (№22)

1еммяи ......

"ТГ

► •у»

«Г

Г

/

1»Ь

■ т, ТЭЦ 4.« !В»!Е<1В ТгтдЬигаЬ'Ч |

: шив, 41ШШШ

:ГЯ11Г-40МВТ *

I Агетт* 0 Графою/ ""51/

; Бюп«й®2 5 СХО!-" 0 I**

► ТЭЦ 4-5

► Я*рМ4Г

. ► Еинчшдо«*»

■ и-113г£ » НдруашУсБмн»

>•21 1М10 1

>о и и и и \ь а и я ¡в го г\

Рис 9. Узел ТЭЦ-4-н (№21)

им

Схт> Т»Йящи Впулихт^ 'Графики ■смЛЭП х- 23« г- 11 67

Л о 1

1 4

ф ф в

2 . 10 5 1«

а

1 -4

131«5- м]-Л 16-15} 15 (1Е-9!

18 [16 7| 1? Ц7 21.1 1$ 1970\

19 20-Хд[

20 21 24 ? \ 2' >3) -»3121 3-1 24 | 1251 «(26-241 26125-27! •VI 7а.|

• 28

'¿9*2 -И 30126 29| 31 129-Х | ¿213 1 ) Л [30 3 1

34 (X Г!

35 [34 33) Зь ¡35-34)

! 37 36-з5[ 38 ЗЕ Э7| ^ 37*1 " 40 «39-36)

• в*т»»1 «-в*г>ьз »вш®зе ♦ в* »»л ♦•вгти и и мощности

1С,17 ГО» 1Г I» "7Г"ИОч

ГГПЗ" 11? 1 * I ? Тп 7

'ш 1.1 ь, ь ь

одзио$ооои»1)иие о аоа'«• оси «> оио аоии&иисв^зоии&ь ¿а ои О4оиио«>м501юомооб4ййй0 5олабовоозд£оо^йао1би см.«лмо* ия 4 бб^д 4 ««4 > < *зе* 4 е г? *ие>'ШНШ1И0*азт ¡бш*4"894Л4ги}}7 »слои г в1 зе З4в1яг«в45гв02<в5мь*5«;г7'л* *

Рис. 10. Суточные графики 220кВ ЛЭП

Из результата расчета было видно, что в системе не было изменения частоты, не нарушены ограничения по перетоку мощности по ЛЭП. На рис. 10 показаны суточные графики перетоков мощности по ЛЭП 220 кВ, которые обычно контролируются ЦДУ.

Пределы по максимуму и минимуму генерации ТЭЦ позволяет регулировать производство ЭЭ в соответствии с критерием оптимальности.

Результаты расчета по программе можно использовать в качестве графиков производства ТЭС и потребления активной мощности. Расчет оптимального режима можно сделать без или с п/ст Селендум (связь с РФ), что позволяет уточнить переток ЭЭ из РФ и регулировать частоту в системе.

Исходя из проведенного тестирования можно сказать, что предложенный метод успешно реализован и программу можно использовать не только в ЭЭС Монголии, но и в других ЭЭС, в которых нет конкурентного рынка, или в автономных ЭЭС.

Оценка погрешности метода. 3-х узловая, 15-ти узловая схемы и схема ЦЭЭС были рассчитаны с разными параметрами оптимизации. Определены наибольшие погрешности в зависимости от интервала нагружения. Ступень на-гружения задавалась: 0.1МВт, 0.5МВт и 1МВт. Результаты показаны в табл. 1.

Погрешности выдерживания критерия оптимальности в зависимости от интервала нагружения

Таблица 1.

№ 5Р Схема 0.1 МВт 0.5 МВт 1 МВт

1 3-х узловая схема - 0,17% 0,7%

2 15-ти узловая схема - 0,008% 0,016%

3 41 узловая схема - 0,13% 0,54%

Точность выдерживания критерия оптимальности зависит от ступени регулирования: чем она меньше, тем точнее будут результаты расчета.

Проведено сравнение результатов по программе и "ручного" расчета на примере 3-х узловой схемы. Результаты показали правильность реализации разработанного метода. Погрешность выдерживания критерия оптимальности равна 1,5% для интервала нагружения 1 МВт.

Были проведены расчеты для оптимальных режимов по программе расчета установившихся режимов РЕЖИМ для 3-х и 15-ти узловых схем. Расчеты и анализ режимов проведены для 14-го часа. Для всех узлов был принят <89 = 0.5 и для всех ЛЭП задавалась емкостная проводимость на землю. Из расчета определена наибольшая погрешность расчета потерь и потоков мощности по ЛЭП (табл. 2).

Наибольшая погрешность расчета потерь и потоков мощности

Таблица 2.

№ Схема Час суток 3(А/\)

МВт % МВт %

1 3-х узловая схема 14 0.0056 13.3 0.24 7.2

2 15-ти узловая схема 14 2.86 16.3 0.62 5.6

Результаты расчетов по разработанной программе и программе расчета установившегося режима показали, что допущения при выводе критерия оптимальности не вызывают большой погрешности (см. табл. 2).

В приложении вынесены отчеты о расчетах оптимальных режимов 3-х узловой, 15-ти узловой и 41 узловой ЭЭС и результаты расчетов по программе РЕЖИМ, а также "ручная" проверка для 3-х узловой схемы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проделанной диссертационной работы получены следующие основные результаты:

1. Проанализировано современные состояние энергетического комплекса Монголии. Основными проблемами для энергосистем Монголии являются старение энергетического оборудование и отсутствие достаточных средств для модернизации. Подробно рассмотрены реформы, проходящие в энергосистеме Монголии. Установлено, что в настоящее время оптимизационные задачи, особенно оптимизация режимов по активной мощности, должны играть первостепенную роль.

2. Рассмотрены классические методы оптимизации режимов ЭЭС в условиях дефицита электроэнергии, объединения ЭЭС, рынка, экологии. Кроме того, рассмотрены методы искусственного интеллекта (генетический алгоритм и искусственные нейронные сети), которые имеют некоторые преимущества и недостатки перед другими методами.

3- Предложен метод последовательного нагружения для оптимизации режимов по активной мощности. Основные достоинства этого метода:

- не используется балансирующий узел;

- простота в применении, принципиальное отличие от существующих

методов оптимизации отсутствием итерационного процесса, который может расходиться или сходиться к неверному решению;

- нет необходимости в расчете установившегося режима перед началом

оптимизации режима ЭЭС по активной мощности и в дальнейшем по мере нагружения ТЭС;

- позволяет рассчитать избыток или дефицит активной мощности, из-

менение частоты, потерь активной мощности в сетях для каждого часа.

4. Метод реализован в виде программы в среде Windows на языке DELPHI. Программа не только рассчитывает оптимальный режим, но и позволяет создавать, редактировать и сохранять схемы электрических сетей, визуально отображает энергосистему, параметры узлов схемы, ЛЭП и трансформаторов, суточные графики ТЭС, ГЭС, блок-станций и нагрузок, а также создает отчет в виде текстового файла.

5. Возможность учета в одном узле различных элементов позволяет расчетную схему приблизить к реальной схеме энергосистемы.

6. Проведено тестирование программы на примере кольцевой трехузловой энергетической схемы. Сравнение результатов по программе с расчетом оптимизации режима "в ручную" показали правильность реализации

к 20 №23 14 4

разработанного метода. Кроме того, тестирование осуществлялось на примере 15-ти узловой разомкнутой схемы электрической сети. Результаты по разработанной программе и программе расчета установившегося режима показали, что допущения при выводе критерия оптимальности не вызывают большой погрешности.

7. Рассчитан и исследован оптимальный режим ЦЭЭС Монголии с помощью разработанной программы. Проведенный эксперимент показал, что программу можно использовать с целью определения суточных графиков производства ЭЭ на ТЭС, потребления активной мощности и расчета оптимального режима ЭЭС по активной мощности. Программные возможности позволяют не только рассчитать оптимальный режим ЭЭС по активной мощности, но проверить сбалансированность режима ЭЭС по активной мощности.

8. Установлено, что точность метода зависит от величины ступень нагру-жения, чем меньше эта величина, тем точнее будет выдержан критерий оптимальности.

9. Разработанную программу можно использовать не только в энергосистеме Монголии, но и в других энергосистемах, в которых нет конкурентного рынка, или в автономных ЭЭС для расчета оптимального режима по активной мощности.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПЕЧАТНЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Баясгалан Загдхорол, Шульженко СВ. Использование не итеративного метода оптимизации режимов ЭЭС по активной мощности. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл. IX Междунар. науч. -техн. конф. студентов и аспирантов. -М.: Изд-во МЭИ, 2003. т.З, С. 246-247.

2. Баясгалан Загдхорол, Шульженко СВ. Некоторые аспекты оптимизации режимов ЭЭС Монголии. // Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов: Сбор. тр. III Всерос. науч. -техн. конф. с международным участием. - Благовещенск, 2003. т.1. С. 99-105.

Печ.л.

Тираж

Заказ

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ МОНГОЛИИ

1.1. Энергетический комплекс в Монголии

1.2. Реструктуризация ЭЭС Монголии

1.3. Современное состояние ЭЭС Монголии

1.4. Нагрузки и прогнозы электропотребления ЭЭС Монголии

1.6. Степень изученности проблемы оптимизации режимов

ЭЭС Монголии

1.5. Выводы

ГЛАВА 2. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ЭЭС ПО АКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

2.1. Постановка задачи оптимизации режимов ЭЭС по активной мощности

2.2. Классические методы оптимизации режимов ЭЭС по активной мощности

2.3. Современные подходы к оптимизации режимов ЭЭС

2.4. Выводы

ГЛАВА 3. ОПИСАНИЕ МЕТОДА ОПТИМИЗАЦИИ И ПРОГРАММЫ

3.1. Описание метода последовательного нагружения

3.2. Описание исходных данных и системы ограничений в методе

3.3. Описание алгоритма метода последовательного нагружения

3.4. Описание программы и её блок-схема

3.5. Описание интерфейса программы Оптимизация

3.6. Выводы

ГЛАВА 4. РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМА ЭЭС И ИХ АНАЛИЗ

4.1. Расчет оптимального режима для трехузловой схемы ЭЭС

4.2. Расчет оптимального режима для пятнадцати узловой схемы ЭЭС

4.3. Расчет оптимального режима ЦЭЭС Монголии

4.4. Оценка погрешности оптимизации

4.5. Выводы 130 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 131 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 134 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. 143 ПРИЛОЖЕНИЕ 2. 152 ПРИЛОЖЕНИЕ 3. 167 ПРИЛОЖЕНИЕ 4.

Актуальность проблемы. В начале 90-х годов проявился большой экономический кризис во всех отраслях народного хозяйства Монголии. Этот кризис был более ощутимым в области электроэнергетики страны, так как она является одним из основных стержней экономики Монголии. В этот же период наметилась тенденция спада потребности в энергоресурсах в Монголии (уголь, бензин, мазут и другие). Спад в экономике страны и увеличение дефицита энергетических ресурсов привели к энергетическому кризису у потребителей. Это было вызвано не только низкой эффективностью использования электроэнергии (ЭЭ), но и необходимостью поиска способов, позволяющих найти выход из негативных последствий кризиса для народного хозяйства страны. Благодаря привлечению иностранных инвестиций, льготных займов и помощи, реструктуризация энергетического комплекса (ЭК), либеральной системе ценообразования и тарифному регулированию, был частично разрешен энергетический кризис в Монголии.

Несмотря на преодоление экономического кризиса, большие проблемы в ЭК остались, это, во-первых, изнашивание электрооборудования, которое, привело к потерям в установленной мощности электростанций, и, во-вторых, отсутствие средств для модернизации ЭК.

В настоящее время конкретная модель перехода ЭЭС Монголии к рыночным отношениям не определена, тем не менее идет подготовка к приватизации распределительных сетей и некоторых станций. Независимо от выбранной модели при переходе к рыночным отношениям неизменно возрастает роль оптимизационных расчетов по активной мощности. Цель работы.

1. Разработка метода последовательного нагружения для оптимизации режимов по активной мощности ЭЭС.

2. Разработка программы по оптимизации режимов энергосистем на основе метода последовательного нагружения в среде Windows.

3. Внедрение метода и анализ его практического применения на примере

Центральной энергосистеме Монголии.

Методы исследования. Для решения поставленных в диссертации задач применены: системный подход к вопросу суточного планирования работы ЭЭС, математическое моделирование задач суточного планирования режимов ЭЭС, методы оптимизации режимов ЭЭС с использованием вычислительной техники.

Научная новизна. В диссертации получены следующие новые научные результаты:

1) предложен и сформулирован метод последовательного нагружения и разработан его алгоритм.

2) метод последовательного нагружения реализован в виде программы с возможностью ввода в одном узле различных элементов (ТЭС, ГЭС, блок-станция и нагрузка), что позволяет расчетную схему приблизить к реальной схеме энергосистемы, в которой каждый узел представляет собой эквивалент сети более низкого класса напряжения.

Достоверность результатов. Достоверность результатов исследования подтверждается результатами расчетов тестовых схем, выдерживанием критерия оптимальности и оценками погрешности расчета.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Предложенный метод прост в применении, реализован в виде программы и тестирован на различных электрических схемах. В программе учет в одном узле различных элементов решен нетрадиционно, поэтому для оптимизации можно использовать как электрическую схему, так и энергетическую схему ЭЭС. Программу можно использовать в расчете диспетчерских графиков производства и потребления активной мощности и для исследования оптимального режима ЭЭС. Программу также можно использовать в учебных целях.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации и отдельные ее части докладывались и обсуждались на:

1. Девятой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (февраль 2003г., г. Москва, МЭИ (ТУ)).

2. Третьей Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: управления, качество и эффективность использования энергоресурсов» (2003г., г. Благовещенск, АмГУ).

По работе имеются две публикации.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка, состоящего из 83 наименований, четырех приложений. Основной текст изложен на 133 страницах, включая 52 рисунков и 15 таблиц. Общий объем диссертации 219 страницы.

4.5. ВЫВОДЫ

1. Проведено тестирование программы на примере кольцевой трехузло-вой схемы. Расчет этой схемы показал правильность учета в одном узле разных элементов.

2. Проведено тестирование на примере 15-ти узловой разомкнутой схемы с целью проверки выдерживания ограничений. Программа дала результат, обеспечивающий все требуемые ограничения.

3. Рассчитан и исследован оптимальный режим ЦЭЭС Монголии с помощью разработанной программы. Проведенный эксперимент показал, что отчет о работе программы можно использовать в качестве суточных графиков производства ЭЭ на ТЭС, потребления активной мощности. Программные возможности позволяют не только рассчитать оптимальный режим ЭЭС по активной мощности, но проверить сбалансированность режима ЭЭС по активной мощности.

4. Точность выдерживания критерия оптимальности зависит от ступени регулирования: чем она меньше, тем точнее будут результаты расчета. Результаты по разработанной программе и программе расчета установившегося режима показали что допущения при выводе критерия оптимальности не вызывают большой погрешности.

5. Исходя из проведенного тестирования можно сказать, что предложенный метод успешно реализован и можно использовать не только в энергосистеме Монголии, но и в других ЭЭС, в которых нет конкурентного рынка, или в автономных ЭЭС для расчета оптимального режима по активной мощности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проделанной диссертационной работы получены следующие основные результаты:

1. Проанализировано современные состояние энергетического комплекса Монголии. Основными проблемами для энергосистем Монголии являются старение энергетического оборудование и отсутствие достаточных средств для модернизации. Подробно рассмотрены реформы, проходящие в энергосистеме Монголии. Установлено, что в настоящее время оптимизационные задачи, особенно оптимизация режимов по активной мощности, должны играть первостепенную роль.

2. Рассмотрены классические методы оптимизации режимов ЭЭС в условиях дефицита электроэнергии, объединения ЭЭС, рынка, экологии. Кроме того, рассмотрены методы искусственного интеллекта (генетический алгоритм и искусственные нейронные сети), которые имеют некоторые преимущества и недостатки перед другими методами. Предложен метод последовательного нагружения для оптимизации режимов по активной мощности. Основные достоинства этого метода: не используется балансирующий узел; простота в применении, принципиальное отличие от существующих методов оптимизации отсутствием итерационного процесса, который может расходиться или сходиться к неверному решению; ~~ нет необходимости в расчете установившегося режима перед началом оптимизации режима ЭЭС по активной мощности и в дальнейшем по мере нагружения ТЭС; ~ позволяет рассчитать избыток или дефицит активной мощности, изменение частоты, потерь активной мощности в сетях для каждого часа.

4. Метод реализован в виде программы в среде Windows на языке DELPHI. Программа не только рассчитывает оптимальный режим, но и позволяет создавать, редактировать и сохранять схемы электрических сетей, визуально отображает энергосистему, параметры узлов схемы, ЛЭП и трансформаторов, суточные графики ТЭС, ГЭС, блок-станций и нагрузок, а также создает отчет в виде текстового файла.

5. Возможность учета в одном узле различных элементов позволяет расчетную схему приблизить к реальной схеме энергосистемы.

6. Проведено тестирование программы на примере кольцевой трехузло-вой энергетической схемы. Сравнение результатов по программе с расчетом оптимизации режима "в ручную" показали правильность реализации разработанного метода. Кроме того, тестирование осуществлялось на примере 15-ти узловой разомкнутой схемы электрической сети. Результаты по разработанной программе и программе расчета установившегося режима показали, что допущения при выводе критерия оптимальности не вызывают большой погрешности.

7. Рассчитан и исследован оптимальный режим ЦЭЭС Монголии с помощью разработанной программы. Проведенный эксперимент показал, что программу можно использовать с целью определения суточных графиков производства ЭЭ на ТЭС, потребления активной мощности и расчета оптимального режима ЭЭС по активной мощности. Программные возможности позволяют не только рассчитать оптимальный режим ЭЭС по активной мощности, но и проверить сбалансированность режима ЭЭС по активной мощности.

8. Установлено, что точность метода зависит от величины ступень нагру-жения, чем меньше эта величина, тем точнее будет выдержан критерий оптимальности.

9. Разработанную программу можно использовать не только в энергосистеме Монголии, но и в других энергосистемах, в которых нет конкурентного рынка, или в автономных ЭЭС для расчета оптимального режима по активной мощности.

Ю.Предварительные результаты по данной диссертационной работе докладывались на девятой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов в МЭИ (ТУ), г. Москва, 2003 год, а также на международной научно-технической конференции в г. Благовещенске в 2003 году.

134

1. Содномдорж Д. Современное состояния, требование и направления развития ЭЭС Монголии // Сб. науч-тех. конф. Энергетика Рынок. -УБ. 2000. С. 3-8.

2. Содномдорж Д., Нуурэй Б. Проблемы производство и потребление энергии в Монголии // Сб. науч-тех. конф. Энергосис: упр. кач. безопас. — Екатеринбург. 2001. С. 85-87.

3. Системные исследование проблем энергетики / JI.C. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; Под ред. Воропай. -Новосибирск : Наука. Сибирская издательская фирма РАН. 2000. -558с.

4. Махова В.А., Преображенская Л.Б., Колесникова Н.М. Реструктизация электроэнергетики в странах мира. //Энергия: экономика, техника, экология., 2002, №10.

5. Зарубежные энергообъединения / А.Ф. Бондаренко, Н.В. Лисицын, Ф.Я. Морозов, A.A. Окин, В.А. Семенов; Под ред. В.А. Семенова. -М.: Изд-во НЦЭНАС, 2001.-360с.

6. Миронова Т.А. О международном опыте реформирования электроэнергетике. //Аналитический вестник Совета Федерации ФС РФ, №16, 2002.

7. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом М.: ЭНАС, 1998.

8. Автоматизация диспетчерского управления в энергетике / Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова. -М.: Изд-во МЭИ, 2000. -648с.

9. Жеймс П. Райзер, Гарри Волланс. Вклад на стратегии (2003-2010) устойчивого развития ЭК Монголии. -УБ.: Изд-во ADMON, 2003. -384с.

10. Нуурэй Б., Загдхорол Б. Математико-статистические исследования собственных нужд электростанций и потери электрической энергии в ЛЭП Монголии. // МТУ, ЭИ. Тез. док. научн.-техн. конф. -УБ.: 2000.С. 45-48.

11. Нуурэй Б. Методы и математические модели системного анализа для исследование развития формирующихся электроэнергетических систем (на примере Монголии): Автореф. дис. д.т.н. -Иркутск. 1995. -30с.

12. Батхуяг С. Научно-методические и практические вопросы разработки стратегии развития энергетики Монголии в новых социально-экономических условиях. Дисс. док.техн.наук. -УБ.: 1997. -235с.

13. Содномдорж Д. Некоторые научные и практические вопросы экономии электроэнергии в условиях Монголии: Автореф. дис. д.т.н. -Новосибирск. 1996. -37с.

14. Крумм Л.А,, Шагдар Б. Разработка алгоритмов и программ планирования оптимальных эксплутационных режимов Центральной ЭЭС на основе анализа тепловых и электрических графиков нагрузки. // Отчет научно-исследовательской работы. -Иркутск, УБ. 1980. -240с.

15. Лувсан Г. Разработка методов, алгоритмов и программ оптимального управления режимами суммарного электропотребления ЭЭС МНР при дефиците активной мощности. Дисс. канд.техн.наук. -УБ: 1990. -244с.

16. Доржпурэв Ж. Экономическая эффективность регулирования графиков нагрузки ЭЭС: на примере энергосистемы МНР: Автореф. дис. к.э.н. — Ленинград: 1986. -24с.

17. Клима И. Оптимизация энергетических систем. М.: Высшая школа, 1991.-302с.

18. Веников В.А., Идельчик В.И. Методы оптимизации управления планированием больших систем энергетики. М.: Высшая школа, 1974. — 205с.

19. Арзамасцев Д. А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. М.: Высшая школа, 1983. -208с.

20. Веников В.А., Горушкин В.И. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. М.: Высшая школа, 1973.-320 с.

21. Лисеев М.С., Рокотян И.С. Управление режимами энергосистем. М.: МЭИ, 1992.-71с.

22. Гремяков A.A., Рокотян И.С., Строев В.А. Модели оптимизационных расчетов при краткосрочном планировании режимов ЭЭС. М.: МЭИ, 1994. -108 с.

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

24. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983.-384с.

25. Веников В.А., Журавлев В.Г. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. — М.: Энергоатомиздат, 1990. -352с.

26. Кондакова Е.А. Методы балансировки суточных режимов энергосистем. // Электрические станции. 1999. №12. С. 30-32.

27. Гурский С.К. Адаптивный метод распределения нагрузок между электростанциями энергосистемы. // Электричество. 1974. №9. С. 5-10.

28. Пащенко А.В., Попова Ю.Б. Оптимизация режима энергосистемы по активной мощности с учетом динамического программирования. // Изв. вузов Энергетика. 1999. №6. С. 39-46.

29. E1-Hawary М.Е., Ravindranath К.М. Minimum loss against minimum fuel power flow in hydrothermal electrical power systems. // IEEE Proc. 1989. т.136,№ 5. pp. 315-318.

30. Qiu Bin, Liu Yilu, Chan Eng Kiat, Cao Lawrence L. J. LAN-based control for load shedding. // IEEE Comput. Appl. Power. 2001. т. 14, № 3. pp. 38-43.

31. Голованов А.П. Об оптимизации режимов работы объединенной энергосистемы. //Электричество. -1992. №12. С. 10-14.

32. Giengedal, Terje, Ohansen, Stale, Hansen. A qualitative approach to economic-environmental dispatch Treatment of multiple pollutants. //IEEE Trans. Energy Convers. 1992. т.7, № 3. pp. 367-373.

33. Голованов, А.П., Павлова И.В. Оптимизация режимов работы энергосистемы с учетом экологических факторов. // Электричество. -1992. №4. С. 40-43.

34. Голованов А.П., Шустров Э.П., Медетов Ж.М. Распределение нагрузки в объединенной энергосистеме по экологическим и экономическим показателям. // Электрические станции. -1992. № 7. С. 17-20.

35. Голованов А.П., Медетов Ж.М., Петрова М.В., Хохлов С.И. Планирование режимов работы энергосистемы с учетом ее влияния на экологию региона. // Изв. вузов. Энергетика. -1992. № 8. С. 17-23.

36. Kutoor S., Hope G.S., Malik О.Р. Environmentally constrained unit commitment. // IEEE Proc. 1992. т. 139, № 2. pp. 122-128.

37. Любченко В .Я., Манусов В.З., Павлюченко Д.А. Генетический алгоритм оптимизации режимов энергосистем по активной мощности // Электро. — 2003. №3. С. 2-5.

38. Нара Коити. Новые эвристические методы поиска: генетические алгоритмы и поиск с запретом (tabu search). // Denki hyoron. -1999. т.84, № 4. С. 26-29.

39. Park Jong-Bae, Park Young-Moon, Won Jong-Ryul, Lee Kwang Y. An improved genetic algorithm for generation expansion planning. // IEEE Trans. Power Syst. -2000. т. 15, № 3. pp. 916-922.

40. Xu Shi-gang, Suo Li-sheng. The accelerated genetic algorithm in a problem of the forecast of loading of a power system. // Hehai daxue xuebao. Ziran kexue ban. -2001. т.29, №2. pp. 104-106.

41. Das D.B., Patvardhan C. New multi-objective stochastic search technique for economic load dispatch. // IEE Proc. Generat., Transmiss. and Distrib. -1998. T.145, №6. pp. 747-752.

42. Venkatesh P., Kannan P.S., Anudevi S. Application of micro genetic algorithm to economic load dispatch. // J. Inst. Eng. Elec. Eng. Div. -India, 2001. т.82, № Sept. pp. 155-160.

43. Миронова T.A. О международном опыте реформирования электроэнергетике. //Аналитический вестник Совета Федерации ФС РФ, №16, 2002.

44. Doan Khanh, Wong Kit Po. Artificial intelligence-based machine-learning system for thermal generator scheduling. // IEE Proc. Generat., Transmiss. and Distrib. -1995. T.142, №2. pp.195-201.

45. Abbasy N. H., Soliman S. A. Artificial neural network application to economic operation of all-thermal power plants. // Int. J. Power and Energy Syst. -1998. T.18, № 2. pp.83-86.

46. Senjyu Т., Sakihara H., Uezato K. Deterministic prediction method using recurrent neural network optimized by genetic algorithm. // Int. J. Power and Energy Syst. -1999. т.19, № 2. pp.173-179.

47. Шумилова Г.П., Готман Н.Э., Старцева Т.Б. Модель суточного прогнозирования нагрузок ЭЭС с использованием нечетких нейронных сетей. // Изв. РАН. Энергетика и транспорт. -2001. № 4. С.52-59.

48. Chen Yao-wu, Wang Le-yu, Long Hong-yu. The short-term forecast of loading in a power system with neural networks. // Zhongguo dianji gongcheng xuebao. -2001. T.21, № 4. pp. 79-82.

49. Connor Т., Damborg Mark J., Atlas Les E. Possible applicability of artificial neural network hardware to power system computation. // Proc. Amer. Power Conf.-Chicago. 1992. т. 2. pp. 1451-1456.

50. Niu Dong-xiao, Chen Zhi-ye, Xing Main, Xie Hong. Optimization of forecasting of loading in power system with using a genetic artificial neural network. // Huabei dianli daxue xuebao. -2001. т.28, №1. pp. 320-323.

51. Узки Еситэру. Прогнозирование величины нагрузки в ЭЭС с помощью моделей нейронных сетей. // Denki hyoron. -1999. т.84, № 4. С. 41-45.

52. Hippert Henrique Steinherz, Pedreira Carlos Eduardo, Souza Reinaldo Castro. Neural networks for short-term load forecasting: A review and evaluation. // IEEE Trans. Power Syst. -2001. т.16, №1. pp. 44-55.

53. Khan Muhammad Riaz, Ondrusek Cestmir. Short-term electrical demand prognosis using artificial neural networks. // J. Elec. Eng. -2000. т.51, №11-12. pp.296-300.

54. Kennedy Barry. Artificial intelligence improves power quality. // Elec. World.-USA, 2000. t.21 4, № 3. pp.21-24.

55. Хасэгава Дзюн. Теория. Тенденции развития методов управления и оптимизации: системы искусственного интеллекта. // Denki hyoron. -1999. т.84, № 4. С. 7-11.

56. Летун В.М., Глуз И.С. Оптимальное управление режимом работы электростанций в условиях оптового рынка. // Электрические станции, 2003, №3. С. 8-12.

57. Дулесов Л.С. Оптимальное распределение мощностей между электростанциями в электроэнергетической системе. // Изв. вузов. Энергетика, 2000, №4. С. 13-16.

58. Дулесов А.С. Моделирование экономического распределения активной мощности между станциями по критерию полезности. // Сборник трудов научно-технической конф. Энергосистема: управление, качество, безопасность. Екатеринбург. 2001. С. 126-130.

59. Филиппова Т. А., Матыцин А. А. Принципы экономической оценки режимных параметров электростанций. // Сбор. Докл. Всеросс. Научно-Техн. Конф. Екатеринбург, УГТУ-УПИ. 2001. С. 77-80.

60. Wang Qing-hong, Ни Guo-gen, Wang Xi-fan. Modelling for optimization of quotations for transfer of the electric power and maintenance of the revenue. // Guizhou gongye daxue xuebao. Ziran kexue ban. -2000. т.29, №6. pp. 71-77.

61. Mao Yi, Jiang Hui, Zhang Peng-fei, Liu Wen-chun, Zhou Yong-sheng. Research of new algorithm for economic distribution of active capacity ofpower systems in the market of energy. // Hunan daxue xuebao. Zuran kexue ban. -2000.1.21, № 2. pp. 56-61.

62. Системные исследование проблем энергетики / JI.C. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; Под ред. Воропай. -Новосибирск : Наука. Сибирская издательская фирма РАН. 2000. -558с.

63. Глуз И.С., Летун В.М., Меленцов М.А. Проблемы оптимального управления режимом работы электростанций и энергосистемы в целом в условиях ФОРЭМ. // Сбор. Докл. Всеросс. Научно-Техн. Конф. -Екатеринбург, УГТУ-УПИ 2001. С. 26-28.

64. Бабкин Д.В., Шульженко C.B. Оптимизация режимов ОЭС Центра в условиях ФОРЭМ. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл. VII Междунар. науч. -техн. конф. студентов и аспирантов. -М.: Изд-во МЭИ, 2001. т.З, С. 273.

65. Демура A.B., Надтока- И.И., Седов A.B., Санджимитбин В.Д., Разогреев

66. B.Г. Оптимизация распределения нагрузки между станциями энергосистемы и ФОРЭМ. // Изв. вузов. Электромеханика. -1999. №1.1. C.108-109.

67. Свешников В.И., Федорченко Г.С. Задачи конкурентного отбора поставщиков на потребительский рынок мощности и энергии. // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. н. -1998. №1. С. 51-53.

68. Aguado Jose A., Quintana Victor H. Inter-utilities power-exchange coordination: A market-oriented approach. // IEEE Trans. Power Syst. -2001. т. 16, №3. pp. 513-519.

69. Герасимов A.C., Герасимов С.Е. Оптимизация потоков активной мощности в электрических сетях. //XXVII Неделя науки СПбГТУ к 100-летию со дня основания, Санкт-Петербург, 7-12 дек., 1998. -СПб: Изд-во СПбГТУ, 1999. С. 41-42.

70. Демура A.B., Надтока И.И., Разогреев В.Г., Санджимитбин В.Д. Перспективы совершенствования краткосрочного планирования режимов работы электростанций энергосистем.: Докл. на 11 Сессии семинара АН

71. России "Кибернетика электрических систем" по тематике "Электроснабжение промышленных предприятий" Новочеркасск 5-8 окт., 1999.

72. Методические указания по детальному расчету величин удельного расхода топливо на ТЭЦ ЦЭЭС МНР. -УБ. 1986. -27с.

73. Методические указания по оценочному расчету величин удельного расхода топливо на ТЭЦ ЦЭЭС МНР. Отчет научно-исследовательской работы. ЦЭЭС МНР. -УБ. 1984.