автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация загрузки тепловых электростанций в формирующихся рыночных условиях

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

0.0 Реформирование энергетики.

0.1 Актуальность темы и решаемая проблема.

0.2 Цель работы и постановка задач исследований.

0.3 Методы исследований и обеспечение достоверности полученных результатов.

0.4 Научная новизна и практическая ценность работы.

0.5 Результаты исследований, выносимые на защиту.

0.6 Апробация работы и основные публикации.

0.7 Структура, объем и содержание диссертации.

ГЛАВА 1. Обоснование выбора методики оптимизации.

1.1 Обзор существующих методов оптимизации режимов работы электростанций в энергосистемах.

1.2 Описание выбранного метода.

ГЛАВА 2 Методика оперативной оптимизации распределения нагрузок в энергосистеме.

2.1 Методика оптимизации распределения нагрузок.

2.2 Пример оптимизации загрузки ТЭС энергосистемы при взаимодействии с рынком электрической энергии.

2.3 Оптимизация распределения тепловой и электрической нагрузки между энергоблоками.

2.4 Оптимизация уровня заявленной мощности при взаимодействии с рынком электроэнергии.

2.5 Влияние экологических факторов на результаты оптимизации.

2.6 Влияние погрешностей расчетов.

ГЛАВА 3. Характеристики энергетических установок.

3.1 Математическая модель расчета энергетических характеристик турбин.

3.2 Особенности учета форсировочных режимов.

3.3 Характеристики котельных агрегатов.

3.3 Особенности учета нестационарных и переходных режимов работы энергоблоков

ГЛАВА 4 Методика определения надежности электростанций.

4.1 Структурно-функциональные модели надежности работы оборудования тепловой части энергоблока.

4.1.1 Режимная надежность котла.

Режим неизменной нагрузки.

Режим регулирования нагрузки.

4.1.2 Режимная надежность турбины.

Режим неизменной нагрузки.

Режим регулирования нагрузки.

4.2 Расчет показателей надежности функционирования энергоблока в различных режимах.

Режим неизменной нагрузки.

Режим регулирования нагрузки.

ГЛАВА 5 Выбор оптимального варианта работы энергосистемы при покрытии ступенчатого графика нагрузки.

5.1 Оптимизация загрузки теплофикационных станций.

5.2 Оптимизация загрузки конденсационных станций.

ВЫВОДЫ.

Проблемы реформирования российской электроэнергетики стоят на повестке дня уже не первый год, но 2002-й оказался поворотным для начала фундаментальных преобразований в отрасли. Точкой отсчета послужило постановление Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», в нем определены основные направления реформ и их последовательность. Преобразования будут осуществляться в три этапа в течение десяти лет, а может, и более; первый из них, согласно планам, приходится на 20022004 годы. В документе фигурирует несколько взаимоувязанных проектов, реализация которых позволит обеспечить создание рыночной инфраструктуры в отрасли.

Предыстория

Россия обладает крупнейшей в мире электроэнергетической отраслью. К концу 1991 года на территории страны действовало 13 объединенных энергосистем, в составе которых работало 102 энергосистемы. Из них 92 входят в Единую энергетическую систему (ЕЭС). Это технически, технологически и экономически связанные между собой предприятия с вертикальной схемой управления и планирования, контроля и ценообразования, оперативно-диспетчерского регулирования производства, передачи и распределения энергии. Все электростанции (ТЭС, ГЭС, ГРЭС, АЭС) каждой региональной энергосистемы, независимо от принадлежности, работают на общую сеть, от нее российские потребители и получают электроэнергию. Как утверждают специалисты, по степени технологической интеграции процессов производства, передачи и распределения энергии ЕЭС России — явление уникальное. Это наибольшее по своим географическим масштабам энергообъединение, занимающее четвертое место в мире по объемам производства электроэнергии.

Техническую основу ЕЭС России составляют 440 электростанций общей установленной мощностью более 197 тыс. МВт, в том числе АЭС — 21 тыс. МВт, производящие 787 млрд. кВт*ч электрической энергии в год. К ней же относятся линии электропередач (ЛЭП) общей протяженностью 3018 тыс. км, а также система диспетчерского регулирования, объединяющая практически все энергетические объекты в работу с единой частотой электрического тока 50 Гц.

Организационную основу ЕЭС составляет РАО «ЕЭС России», выполняющее функции координирующего центра, который реализует определенные государством общие условия функционирования и развития энергетической системы и единое диспетчерское управление. Есть еще 74 энергоснабжающие организации, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителям на всей территории страны. А также 34 крупные электростанции, работающие в качестве самостоятельных субъектов Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), и более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс, развитие ЕЭС и обеспечивающих живучесть всего комплекса.

С приходом рыночных отношений экономическая среда кардинально изменилась. В 1992 году были созданы региональные акционерные общества энергетики и электрификации — АО-энерго, которые стали хозяйственно самостоятельными структурами с доступом к магистральным сетям. В середине 90-х организована Федеральная энергетическая комиссия России (ФЭК) и сформирован ФОРЭМ.

Сегодня среди субъектов ФОРЭМ 129 юридических лиц, которые либо осуществляют куплю-продажу электрической энергии и мощности, либо предоставляют услуги. Это РАО «ЕЭС России», ЦДУ «ЕЭС России», ГК «Концерн "Росэнергоатом"», ЗАО «ЦДР ФОРЭМ», тепловые, атомные и гидравлические электростанции, АО-энерго, различные энергоснабжающие организации, а также отдельные крупные потребители электрической энергии. Тарифы на электроэнергию, продаваемую или покупаемую на оптовом рынке, и размер платы за услуги, предоставляемые на ФОРЭМ, устанавливаются Федеральной энергетической комиссией России. Финансовые расчеты на оптовом рынке электрической энергии проводятся на основании заключенных договоров в соответствии с расценками, утвержденными ФЭК.

РАО «ЕЭС России» было создано в 1992 году. Это крупнейший холдинг, обеспечивающий функционирование и развитие Единой энергетической системы России, контролирующий свыше 70% электрической мощности, обеспечивающий выработку более 70% электроэнергии страны. От его работы зависит надежное электроснабжение населения, промышленности, сельского хозяйства, транспорта, других потребителей. В него входят 73 энергоснабжаю-щие организации, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии, 32 крупные электростанции, действующие в качестве самостоятельных субъектов ФОРЭМ. Холдинг руководит Центральным диспетчерским управлением России (ЦДУ), в его составе — НИИ и проектно-изыскательские организации, строительные, обслуживающие и иные непрофильные предприятия.

Производственный потенциал РАО «ЕЭС России» составляют тепло- и гидроэлектростанции с общей установленной мощностью около 156 тыс. МВт. В нем сконцентрировано более 12% установленной мощности электростанций России, или 93% установленной мощности ТЭС и 63%) установленной мощности ГЭС. Протяженность системообразующих линий электропередачи напряжением от 220 кВ и выше в рамках холдинга 150,69 тыс. км. Параллельно работают шесть объединенных энергетических систем (ОЭС): Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Урал, Северный Кавказ и Сибирь. ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России. От сетей компании ведется приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Латвией, Литвой, Эстонией, Турцией, Монголией, Китаем и Финляндией. Производятся ее поставки в Украину, Казахстан, Белоруссию, Грузию, Армению.

Реформа

Основной принцип преобразований в электроэнергетике основан на том, что в отрасли есть монопольный и демонопольный секторы. К монопольной сфере, где роль государства необходимо усилить, относятся система диспетчеризации и энергосети. Внедрение рыночных механизмов в отрасли должно состояться в сфере генерации электроэнергии, а также в области ее сбыта. Именно на этих направлениях следует создавать реально действующий рынок.

ФОРЭМ будет преобразован в полноценный конкурентный оптовый рынок, который сложится на основе свободного коммерческого взаимодействия его участников. На него будет поставляться электроэнергия, вырабатываемая генерирующими компаниями, на базе существующих тепловых, атомных и гидравлических электростанций. Электростанции региональных энергокомпаний, другие производители также выйдут на этот рынок.

До 2004 года, на первом переходном этапе, каждый поставщик, за исключением независимых, будет иметь равное право продажи на торгах части электроэнергии — 5—15% выработки. На всю остальную энергию сохранится государственное регулирование тарифов. Независимые производители станут поставлять электроэнергию по нерегулируемым государством тарифам с использованием механизма коммерческой диспетчеризации. Рыночные цены должны формироваться при сопоставлении ценовых заявок покупателей и продавцов по фактору минимальных цен. Это и есть коммерческая диспетчеризация. На втором и третьем этапах реформы участники рынка смогут заключать форвардные и фьючерсные контракты на последующие поставки электроэнергии. Причем они будут обеспечены страхованием (хеджированием) рисков резкого изменения рыночных цен. Вместе с тем должно строго отслеживаться соблюдение договорных обязательств, финансовая дисциплина. Предполагается, что к 2004 году произойдет окончательная либерализация оптового рынка и в России исчезнет государственное регулирование тарифов на генерацию электроэнергии, а сама тарифная политика в этой сфере станет определяться соотношением спроса и предложения.

Важным инструментом оптового рынка окажется уже созданная в форме открытого акционерного общества Федеральная сетевая компания (ФСК). Это основа технической инфраструктуры рынка. Сегодня ФСК — 100-процентное дочернее предприятие РАО «ЕЭС России». Но в 2004 году, после реформирования РАО «ЕЭС России», государство получит контрольный пакет акций компании, а впоследствии его доля увеличится до 75%. ФСК объединит все существующие магистральные сети, являющиеся составными частями единой национальной энергетической сети, включая объединение электростанций РАО «ЕЭС России» и региональных энергосистем, перетоки между ними, транзит, экспорт и импорт. Основные критерии, по которым линии электропередачи будут относиться к магистральным сетям, останутся в компетенции государства. Услуги по передаче и распределению электроэнергии также подлежат регулированию со стороны государства в соответствии с законодательством РФ о естественных монополиях.

Управление режимами работы РАО «ЕЭС России» и деятельность по прогнозированию производства и потребления электроэнергии возложены на Системного оператора — единую систему диспетчерского управления. Данная структура создана на базе ЦДУ и ОДУ и также является 100-процентным дочерним предприятием РАО «ЕЭС России». Но это пока. В 2004 году государство будет владеть контрольным пакетом акций компании, а впоследствии произойдет увеличение его доли в уставном капитале.

Другая новая структура — Администратор торговой системы (АТС) станет полноправным организатором торговли на оптовом рынке электроэнергии. В его функции входят обеспечение расчетов на поставляемую электроэнергию и услуги, создание равных условий для всех участников рынка, урегулирование споров, контроль за действиями системного оператора, которые могут повлиять на экономическую эффективность оптового рынка, и многое другое. АТС — некоммерческая организация, образованная участниками оптового рынка, продавцами и покупателями. Как признают эксперты, создание АТС явилось реальным шагом на пути к свободному рынку в отрасли. Уже проведены первые имитационные торги, не за горами и реальные. Но до весны 2004 года в целях минимизации рисков при переходе к новой системе отношений и сохранения надежной работы ЕЭС компания будет функционировать в режиме переходного периода. Действующий регулируемый сектор (ФОРЭМ) сохранится в объеме 85%. И только оставшийся объем электроэнергии — до 15% — участники рынка смогут покупать или продавать по рыночной стоимости (нерегулируемой цене). Предлагать продукцию потребителю, скажем оптовой сбытовой компании, продавцы станут на секторе свободной торговли оптового рынка электроэнергии.

В рамках реформы будут созданы и розничные рынки электроэнергии. Они должны обеспечить энергоснабжение потребителей при поэтапном развитии конкуренции. Важное условие их функционирования — создание устойчивых и прозрачных в финансовом отношении региональных энергетических компаний.

Гарантирующих поставщиков обяжут заключать договор на энергоснабжение в закрепленной за ними зоне с любым обратившимся к ним потребителем. Поставлять электроэнергию они должны на основе регулируемых тарифов. Деятельность сбытовых компаний на начальном этапе реформирования станет осуществляться в условиях государственного регулирования, чтобы до минимума снизить недобросовестное отношение к потребителю. Только на втором этапе реформы любая коммерческая организация, исправно выполняющая установленные требования и условия, получит право на сбытовую деятельность. При этом будет обеспечен равный доступ к распределительным сетям. Независимые сбытовые организации станут поставлять электроэнергию по договорным ценам. На начальном этапе реформы региональная специфика розничного рынка электроэнергии должна учитываться и соотноситься с уровнем развития экономики в регионах в целом. Там, где по техническим причинам конкуренцию в отрасли развивать невозможно, сохранится государственное регулирование.

0.1 Актуальность темы и решаемая проблема

Как было показано выше 70 % электроэнергии вырабатывается на электростанциях входящих в РАО ЕЭС, остальная часть вырабатывается региональными энергообъединениями. При этом в региональных энергосистемах остались неэкономичные электростанции с устаревшим оборудованием, на которых вырабатывается как электрическая, так и тепловая нагрузка и может отпускаться пар на производство. Таким образом, в энергосистемах сконцентрированы энергоблоки с турбинами типа Т, ПТ и Р. В этом случае, при распределении электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы, тепловая нагрузка каждой станции остается постоянной. Задачам оптимального распределения электрической и тепловой нагрузки между блоками посвящено достаточно много трудов. В данной работе ставится задача оптимального распределения электрических нагрузок между станциями с заданной тепловой нагрузкой, и соответственно, между блоками находящимися на станциях - при взаимодействии с рынком электроэнергии и учетом следующих системных факторов: надежности работы энергоблоков, экологических ограничений, ограничений по видам топлива, максимальным и минимальным нагрузкам станций и энергоблоков [60, 69, 70, 83].

В соответствии с вышеизложенным, взаимодействие энергосистем с рынком осуществляется на договорной основе, причем заявленная мощность, которую будет потреблять энергосистема, при недостатке собственных мощностей, выбирается в некоторых случаях исходя из субъективных факторов. В результате чего, энергосистема в конечном итоге несет убытки, а последствия этого отражаются на потребителях электроэнергии, так как завышается цена на производимую продукцию.

0.2 Цель работы и постановка задач исследований

Для решения указанной выше проблемы в работе поставлена следующая цель: выбор оптимального распределения электрической нагрузки между ТЭС в региональной энергосистеме с целью максимизации прибыли, с учетом взаимодействия с рынком электроэнергии, учетом надежности работы, ограничений по виду топлива, экологических ограничений, затрат на пуск-останов энергоблоков.

Определены следующие задачи исследования:

1. Разработка методики комплексной оптимизации нагрузок ТЭС в региональной энергосистеме с учетом взаимодействия с рынком электроэнергии, надежности оборудования, экологических и топливных ограничений, ограничений по максимальным и минимальным нагрузкам станций, маневренных характеристик оборудования.

2. Математическое моделирование процессов, происходящих в паротурбинной установке с производственным и теплофикационным отборами пара, при регулировании нагрузок.

3. Определение путей дальнейшего повышения эффективности взаимодействия энергосистем с рынком энергии.

0.3 Методы исследований и обеспечение достоверности полученных результатов

В работе были использованы следующие методы исследований: математическое моделирование характеристик паротурбинных установок ТЭС выполненное на основе [18,29,43,92]; системный анализ эффективности установок ТЭС, проведенный в соответствии с основными положениями методики системных исследований и векторной оптимизации в энергетике.

Достоверность полученных в работе результатов обеспечивается следующим:

- использованием в расчетах фундаментальных закономерностей технической термодинамики и теории теплообмена;

- применением достоверных и широко апробированных методик теоретических исследований энергетического оборудования, его системной эффективности;

- апробацией результатов работы и их сходимостью с результатами исследований других авторов в данном направлении.

0.4 Научная новизна и практическая ценность работы

Новизна работы состоит в использовании векторной теории оптимизации для максимизации прибыли в энергосистеме, путем определения оптимального режима работы ТЭС в энергосистеме при взаимодействии с рынком электроэнергии, а также учете надежности оборудования, экологических и топливных ограничений, ограничений по максимальным и минимальным нагрузкам оборудования, потерь в сетях и других факторов. Использование векторной теории оптимизации позволяет получать оптимальные решения для энергоблоков имеющих как выпуклые, так и невыпуклые характеристики, с учетом ограничений.

Работа имеет практическую ценность для электростанций и объединенного диспетчерского управления (ОДУ) энергосистем.

0.5 Результаты исследований, выносимые на защиту

На защиту выносятся:

Методика комплексной оптимизации электрических нагрузок ТЭС в энергосистеме при взаимодействии с рынком электроэнергии, учетом фактора надежности, экологических ограничений, ограничений по видам топлива, предельным нагрузкам оборудования, учетом потерь в сетях, затрат на пуски-остановы оборудования.

Математическая модель и результаты расчетов характеристик паротурбинной установки с производственным и теплофикационным отборами пара на переменных режимах.

0.6 Апробация работы и основные публикации

Основные научные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на:

- научных семинарах, заседаниях теплоэнергетических кафедр СГТУ;

- межвузовской научной конференции «Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоснабжения» (г.Саратов, 1999 г.);

Основные научные положения, наиболее важные результаты и выводы, содержащиеся в работе, опубликованы в четырех статьях [7,8,9,24].

Разработана «Программа оперативной оптимизации внутрисистемных режимов», зарегистрированная в РОСПАТЕНТе (свидетельство №990081), (Приложение 2).

0.7 Структура, объем и содержание диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы, содержащего 111 наименований. Объем диссертации 168 страниц.

выводы

1. На базе теории векторной оптимизации разработана методика загрузки тепловых электростанций при взаимодействии с ФОРЭМ, позволяющая максимизировать получаемую прибыль. Методика обеспечивает высокое быстродействие и позволяет оптимизировать загрузку электростанций и энергоблоков в энергосистемах имеющих как выпуклые, так и невыпуклые энергетические характеристики, что выгодно отличает ее от других методов. При разработке методики учтены следующие факторы:

- экологические ограничения и платежи за выбросы;

- потери в сетях;

- ограничения по минимальной и максимальной мощности энергоблоков;

- надежность оборудования;

- затраты на содержание вращающегося резерва и пуски-остановы энергоблоков;

- маневренные характеристики оборудования;

- топливные ограничения.

2. Разработана модель и программа расчета характеристик для ЭВМ паротурбинной установки с отборами пара на производство и теплофикацию, позволяющая рассчитывать их в дифференциальной форме в расчетных и переменных режимах работы. Такие зависимости положены в основу при оптимизации распределения нагрузок. Модель позволяет рассчитывать энергетические характеристики при форсировке мощности различными способами: отключением ПВД, изменением расхода пара на производство и теплофикацию, при одно-, двух- и трехступенчатым подогреве сетевой воды, при этом учитывается изменение КПД цилиндров при различных расходах пара через них, а также при изменении давления пара в конденсаторе и влажности в последних ступенях ЦНД. Полученные дифференциальные характеристики с допустимой погрешностью (2-3%) совпадают с результатами сопоставления проведенными по заводским данным турбин Т-100-130, Т-110/120-130, ПТ-65-130, ПТ-135/165-130.

3. Учет взаимодействия энергосистемы с ФОРЭМ приводит к перераспределению мощности между электростанциями, находящимися в региональной энергосистеме и мощностью закупаемой на ФОРЭМ. Учет данного фактора позволяет оптимизировать величину закупаемой мощности с ФОРЭМ при заключении договоров на будущие периоды, а также оптимизировать коэффициент использования собственной мощности электростанций системы. В зависимости от стоимости топлива, характеристик электростанций, объемов и стоимости электроэнергии, закупаемой с ФОРЭМ, учет данного фактора может приводить к экономии в системе на 1-3% и соответственно к росту прибыли.

4. Экологическая составляющая затрат, которая при нынешних платежах за выбросы составляет 0,5-2% от топливных затрат, приводит к изменению результирующей экономии на 0,2-0,5%, и среднем изменении мощностей установок входящих в систему на 0,5-2%. Учет данного фактора позволяет ограничивать загрузку установок, находящихся в неблагоприятной экологической зоне при экологических ограничениях. Применение методики определения воздействия выбросов на людей и народное хозяйство позволяет вводить ограничения по максимально возможным выбросам в атмосферу вредных веществ, и соответственно ограничению нагрузки энергоблоков работающих в неоптимальных режимах (с экологической точки зрения).

5. Фактор надежности, учитываемый при оптимизации краткосрочных и долгосрочных режимов, для определения оптимального состава оборудования находящегося в работе и резерве, позволяет снизить вероятный недоотпуск энергии потребителям. Учет данного фактора может приводить к снижению затрат от недоотпуска на 2-5%. При оптимизации текущих режимов данным фактором можно пренебречь, однако в тарифе на покупную энергию необходимо учитывать штрафы за потребление мощности с ФОРЭМ свыше нормативной величины, в случае аварийного недоотпуска в региональной энергосистеме.

6. В результате использования методики, в зависимости от вида энергетических характеристик энергоустановок, можно получить дополнительную экономию: при оптимальной загрузке и разгрузке энергоблоков - 1-3%, при покрытии суточного графика - 0,5-2%, при оптимизации покрытия суточного графика энергосистемы с учетом надежности - 2-5%.

1. Александров О.И., Домников С.В., Бабкевич Г.Г. Оптимизация суточного режима энергосистемы по активной мощности с учетом потерь в сети методом динамического программирования // Изв. Рос. АН. Энергетика. 1993. №1. С. 81-97.

2. Амелин В.И. Приближенный выбор состава агрегатов тепловой энергосистемы, основанный на принципе максимума // Выбор состава работающего оборудования энергосистем. Кишинев: Изд-во АН МССР, 1970. С. 60-63.

3. Аминов Р.З. Векторная оптимизация режимов работы электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1994. 304 с.

4. Аминов Р.З. Градиентный метод распределения нагрузок на ТЭЦ. Саратов: Изд. СПИ, 1982. 190 с.

5. Аминов Р.З. Определение вектора градиента при распределении нагрузок в смешанной энергосистеме // Изв. вузов СССР. Сер. Энергетика. 1983. № 10. С.55-60; 1986. №2. С.59-63.

6. Аминов Р.З., Доронин М.С., Долгина В.Д. Особенности универсальной программы оперативного распределения нагрузок на ТЭЦ с поперечными связями // Электрические станции. 1987. № 12. С 37-38.

7. Аминов Р.З., Щепащенко П.А. Оценка эффективности повышения нагрузок в избыточной энергосистеме. /Сб. научных тр. Совершенствование энергетических систем и комплексов. Саратов: СГТУ. 2000. С. 85-90.

8. Аминов Р.З., Щепащенко П.А. Программа оперативной оптимизации внутрисистемных режимов // Проблемы энергетики. Казань. 1999. № 9-10. С.53-59.

9. Аракелян Э.К. Мань Н.В., Хунг Н.Ч. Оптимальное распределение нагрузки между параллельно работающими энергетическими блоками с учетом фактора надежности // Вестник МЭИ. 1997. №3. С. 15-20.

10. Бартоломей П.И., Грудилин Н.И. Оптимизация режимов электроэнергетических систем методами аппроксимирующего и сепарабельного программирования // Изв. Рос АН. Энергетика. 1993. №1. С. 72-80.

11. Белинский С.Я. Оптимизация режимов работы ТЭЦ в энергосистемах. //Теплоэнергетика, 1967, №3. С. 31-35.

12. Бертсекас Д. Условная оптимизация и методы множителей Лагранжа: Пер. с англ. М.: Радио и связь. 1987. 400 с.

13. Богословский А.В. и др. Распределение нагрузки между энергосистемами и электростанциями в ОЭС Средней Волги // Электрические станции, 1971. №10, С. 12-13.

14. Болтянский В.Г. Математические методы оптимального управления. М.: Наука, 1968. 307 с.

15. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981, 352 с.

16. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. М.: Наука, 1986. 257 с.

17. Вульман Ф.А., Хорьков Н.С. Тепловые расчеты на ЭВМ теплоэнергетических установок. Под ред. В.Я. Рыжкина. М.: Энергия, 1975. 200 с.

18. Выбор состава работающего оборудования энергосистем. Кишинев: Изд-во АН МССР, 1970 (Тр. АН МССР). 178 с.

19. Горнштейн В.М. К вопросу о выборе наивыгоднейшего сочетания работающих агрегатов (распределения резерва) в системе. Тр. ВНИИЭ. М. 1961.

20. Горнштейн В.М. Методика расчета наивыгоднейшего распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ // Электрические станции. 1962. №8. С. 37-41.

21. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшее распределение нагрузок между параллельно работающими электростанциями. М.: Госэнергоиздат, 1949. 198 с.

22. Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984. - 240 е., ил.

23. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. Д.: Энергоатомиздат, 1988. 230 с.

24. Деканова Н.П. Математические методы оптимизации режимов функционирования ТЭС. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Иркутск. 1998. 40 с.

25. Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1988. 255 с.

26. Дулесова А.С. Оптимальное распределение мощностей между электростанциями в электроэнергетической системе // Энергетика. 2000. № 4 С. 13-16.

27. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энер-гоиздат, 1982. 264 с.

28. Елизаров Д.П., Аракелян Э.К. Маневренные характеристики оборудования тепловых электростанций. М.: МЭИ, 1989. 275 с.

29. Златопольский А.Н. О наивыгоднейшем распределении тепловой нагрузки ТЭЦ между отдельными турбогенераторами. //Электрические станции, 1961, № 11. С. 12-16.

30. Златопольский А.Н. Специальные диаграммы и характеристики турбин дляс* »-»расчетов наивыгоднеишего распределения активной нагрузки в объединенной энергосистеме. //Электрические станции, 1959, № 12. С. 18-25.

31. Златопольский А.Н., Ратнер М.П. Расчеты наивыгоднейших режимов работы энергосистемы, вып. 4. БТИ, ОРГРЭС, 1961. С. 14-20.

32. Исследование надежности энергооборудования, работающего в режимечастых пусков / А.Г. Прокопенко, Я.Г. Сай, Р.Н. Мосейчук и др. // Теплоэнергетика. 1983. № 6. С. 9-13.

33. Иткин Е.А. Методы решения проблемы оптимального резервирования в ЭЭС и пути их совершенствования // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт. 1984. № 2. С. 37-44.

34. Карницкий Н.Б. Оценка показателей надежности энергоблоков на основе вероятностно-детерминических подходов // Энергетика. 2000. № 2. С.35-42.

35. Кафаров В.В., Мешалкин В.П., Гурьева JI.B. Оптимизация теплообменных процессов и систем. М.: Энергоатомиздат. 1988. 210 с.

36. Качан А.Д. Оптимизация режимов и повышение эффективности работы паротурбинных установок ТЭС. Мн.: Выш. шк., 1995. - 176 е., ил.

37. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций: Учеб. пособие для спец. «Тепловые электрич. станции». Мн.: Выш. школа, 1978. - 288 е., ил.

38. Качан А.Д., Муковозчик М.В. Технико-экономические основы проектирования ТЭС: Мн.Высш. шк., 1983.- 159, ил.

39. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М.: Высшая школа, 1984. 189 с.

40. Крумм JI.A. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1977. 170 с.

41. Мадоян А.А. Повышение маневренности и эффективности использования тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат. 1987. 104 с.

42. Мань Н.В. Оптимизация многосвязных систем управления с помощью методов нелинейного программирования. //Теплоэнергетика. 1998. №10. С. 34-39.

43. Мань.Н.В., Аракелян Э.К., Хунг Н.Ч. Оптимизация фактического режима эксплуатации теплоэнергетических установок // Вестник МЭИ. М.: 1998. №4. С.56-61.

44. Маркович И.М., Лазебник А.И. Использование методов ветвей и границ в некоторых энергетических оптимизационных задачах// Электричество.1970. №7. С. 65-70.

45. Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС: РД 34.02.305-98. Москва. 1998. -45 с.

46. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. Москва, 1994 г. 80 с.

47. Методы оптимизации режимов энергосистем / Под ред. В.М. Горнштейна. М.: Энергоиздат, 1981. 189 с.

48. Минасян С.А. Оптимизация режимов работы тепломеханического оборудования электростанций в условиях реальных графиков электропотребления. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Ереван. 1999. 40 с.

49. Надежность систем энергетики и их оборудования. Справочник: В 4- т. / Под общ. ред. Ю.Н. Руденко. Том 2. Надежность электроэнергетических систем. Справочник/ Под ред. М.Н. Розанова. М.: Энергоатоиздат, 2000. -568 с.

50. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник / Под ред. Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатоиздат, 1992. Том 1. Общие модели анализа и синтеза надежности систем энергетики. 540 с.

51. Нгуэнь В.М. Поисковые методы оптимизации систем управления недетерминированными объектами (на примере теплоэнергетики). Автореферат дисс. на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: 1999. 40 с.

52. Непомнящий В.А. Учет надежности при проектировании энергосистем. М.: Энергия, 1978. 187 с.

53. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. 2-е изд., перераб. и доп. - JL: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1991. -304 е.: ил.

54. Онищенко В.Я. Доронина В.Д. Рассчет тепловой схемы ТЭЦ при курсовом и дипломном проектировании. / Уч. пособие. Саратов: СГТУ. 1998. 100 с.

55. Онищенко В.Я. Основы расчета и анализа графиков нагрузок, режимов работы и тепловой схемы при проектировании ТЭЦ / Уч. пособие. Саратов: СГТУ. 1996. 96 с.

56. Оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами тепловых электростанций с помощью ЭВМ / Л.С.Фошко, Л.Б.Зусманович, С.Л.Флос и др. //Электрические станции. 1979. №4. С. 58-60.

57. Оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами тепловых электростанций с помощью ЭВМ. //Электрические станции, 1979, № 4. с.58-60.

58. Оптимизация развития топливно-энергетического комплекса/ А.С.Некрасов, И.Н.Борисова, Ю.С.Кретинина и др.; Под ред. А.С. Некрасова. -М.: Энергоиздат, 1981. 240 е., ил.

59. Оптимизация режимов энергетических систем / Под ред. В.М. Синькова. Киев: Вища школа, 1976. 210 с.

60. Падалко Л.П. Оптимизация режима энергосистемы методом динамического программирования. // Изв. вузов СССР. Сер. Энергетика. 1973. № 2. С. 92-96.

61. Пакшвер В.Б. Экономика кратковременного останова крупных энергетических блоков // Энергохозяйство за рубежом. 1967. № 1, С. 5-9.

62. Палагин А.А. Автоматизация проектирования схем турбоустановок. Киев: Наукова думка, 1983. 240 с.

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

64. Попова Ю.Б. Математическое и программное обеспечение для оптимизации режима ТЭЦ // Энергетика. 2000. № 6. С.79-86.

65. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978.- 416 е., ил.

66. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Официальное издание. АО «Научный Центр Прикладных Исследований». Москва, 1997 г. 246 с.

67. Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: Сб. науч. тр. Вып.1. Общенаучные вопросы. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2001.- 168 е.: ил.

68. Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: Сб.науч. тр. Вып.1,2. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2001. - 168с.: ил.

69. Прокопенко А.Г., Мысак И.С. Стационарные и переменные пусковые режимы энергоблоков ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 317 е.: ил.

70. Расчеты наивыгоднейших режимов работы энергосистем, вып.1, 2, 3. БТИ, ОРГРЭС, 1961.

71. Реклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К. Оптимизация в технике: В 2-х кн. Пер. с англ. М.: Мир. 1986.

72. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 298 с.

73. Рубинштейн Д.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанций. М.: Энергия, 1968. 265 с.

74. Руденко Ю.Н. Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука, 1974. 249 с.

75. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. М.: Наука, 1986. 321 с.

76. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука, 1974. 290 с.

77. Сахаров Н.А. Метод наивыгоднейшего распределения нагрузок между генераторами // Электричество. 1972. №5. С. 167-168.

78. Синьчугов Ф.И. Основные положения расчета надежности электроэнергетических систем // Электричество. 1980. №4. С. 15-22.

79. Смирнов К.А. Оптимизация режима энергосистемы по методу уменьшения градиента // Изв. АН СССР, сер. Энергетика и транспорт. 1966. №2. С. 19-28.

80. Смирнов К.А. Применение метода относительных приростов при расчете оптимального распределения мощностей в энергосистемах с учетом ограничений режима // Электричество. 1964. №7. С. 18-23.

81. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983. 187 с.

82. Соколов Е.Я., Корнеичев А.И. Выбор оптимальной электрической и тепловой мощности ТЭЦ. // Теплоэнергетика, 1965, №5. С. 23-27.

83. Спенсер Р.С. Метод предварительной оценки характеристик ПТУ установок мощностью 165000 кВт и выше. Тр. Амер. о-ва инженеров-механиков. Энергетические машины и установки. Сер. А, 1974, №4, с.3-45.

84. Теоретические основы паротурбинных электростанций. Хлебалин Ю.М. Издательство Саратовского университета, 1974, 240 с.

85. Тепловые и атомные электрические станции: Диплом, проектирование. Учеб. пособие для вузов. /А.Т.Глюза, В.А.Золотарева, А.Д.Качан и др.; Под ред. A.M. Леонкова, А.Д.Качана. Мн.: Высш. шк., 1990.- 336 е., ил.

86. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/ Под общ ред. В.А.Григорьева, В.М.Зорина.- 2-е изд., перераб .- М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 е.: ил. (Теплоэнергетика и теплотехника; кн. 3).

87. Трубицын В.И. Надежность электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1997. 245 с.

88. Трубицын В.И. Структурно-функциональный метод исследования режимной надежности энергоустановок //Изв. вузов. Энергетика. 1991. №11. С. 23-28.

89. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: Союзтехэнер-го, 1985. 154 с.

90. Урин В.Д., Кутлер П.П. Энергетические характеристики для оптимизации режима электростанций и энергосистем. М.: Энергия, 1974. 189 с.

91. Федотов Д.К. Статистические оценки пусковых режимов энергоблоков ТЭС //Теплоэнергетика. 1989. №5. С. 18-25.

92. Фокин Ю.А., Туфанов В.А. Оценка надежности систем электроснабжения. М.: Энергоиздат, 1981. 342 с.

93. Цанев С.В., Тамбиев И.М. Тепловые схемы и показатели теплофикационных паротурбинных установок ТЭС и АЭС. М.: МЭИ, 1987. 234 с.

94. Шифринсон Б.Л. Наивыгоднейшее распределение нагрузки между параллельно работающими электрическими станциями // Электрические станции. 1980. №5. С. 43-47.

95. Шляхин П.Н., Бершадский А.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. Изд. 2-е. М.: Энергия, 1970, 216 с.

96. Щинников П.А. Перспективы энергоблоков ТЭЦ в условиях экологических ограничений // Энергетика. 2000. №3. С.59-65.

97. Щинников П.А. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы // Энергетика. 2000. №8. С.66-72

98. Электроэнергетика и природа (экологические проблемы развития электроэнергетики)/ Под ред. Г.Н. Лялика, А.Ш. Резниковского,- М.: Энерго-атомиздат, 1995. 352 е.: ил.

99. AutoCAD MAP based power distribution GIS. Ge Shao-yun, Jiang Xue-mei, Jia Hong-jie, Li Li. Zhongguo dianli = Elec. Power. 2002. 35. №3, c. 69-72.

100. Energiepreiszuschlage. Previdoli Pascal. Energ. Extra. 1999, №5, c.8.

101. Financial coasts and environmental impact optimisation of the energy supply systems. Gonzalez-Monroy L.I., Cordoba A. Int. J. Energy Res. 2002. 26, № 1, c.27-44.

102. Han Shui, Wang Ding-wei (School of Information Science & Engineering, Northeastern University, Shenyang 110004, China). Dongbei daxue xuebao. Ziran kexue ban = J.Northeast. Univ. Natur. Sci. 2002. 23. №3 c. 225-227.

103. Lagrangian decomposition approach to active power congestion management across interconnected regions. Wang X., Song Y.H., Lu O. IEE Proc. Generat., Yransmiss. andDistrib. 2001. 148, № 5. c. 497-503.

104. Load dispatch in hydro-thermal generation systems considering bulk power trade. Schmoller Hagen K., Haubrich H.-J., Krasenbrink Benedikt, Stern Boris,

105. Reuter Albrecht. Power-Gen. Europe, 2001. Электронный ресурс.: Conference Proceedings, Brussels, 29-31 May, 2001. Upshire: Pen Well. 2001, c. 66-67.

106. Ma Rui, Mu Da-qing, Li Xin-ran, Tan Xiao-titan, Dianwang jishu = Power Syst. Technol. 2001, 25, № 2, c.25-27.

107. Optimal dispatch of generating units of the Itaipu hydroelectric plant. Arce A., Ohishi Т., Soares S. IEEE Trans. Power Syst. 2002. 17, № 1. c. 154-158.

108. Price responsive retail demand: Key to competitive electricity markets. Hirst Eric. IEEE Eng. Manag. Rev. 2001. 29, № 2, c.31-35.

109. Zhang Ke, Zhang Yao, Song Wen-nan, Zhen Feng-lei, Liu Ruo-xin. Dianli zi-donghua shebei = Elec. Power Autom. Equip. 2000. 20, № 5, c. 15-17.1. ПЛРГТ7"Г'Т L v5 \ * ' '1. ГОСУД'■■1. Го 2Л 2-Q.O ~ Ч- ^зЪ