автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка методики оптимальной загрузки энергоагрегатов электростанций мегаполиса в условиях рыночных отношений

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПТИМАЛЬНОЙ ЗАГРУЗКИ ЭНЕРГОАГРЕГАТОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ МЕГАПОЛИСА В УСЛОВИЯХ РЫНОЧНЫХ ОТНОШЕНИЙ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006

%

я

«

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

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Зеленохат Николай Иосифович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Журавлев Валерий Георгиевич

кандидат технических наук, доцент '

Гусев Юрий Павлович

Ведущая организация филиал ОАО "Мосэнерго" - московский проектный

институт по проектированию энергетических объектов "Мосэнергопроект".

Защита состоится « 23 » _июня__2006 года в 16 час. 30 мин.

В ауд. Г-200 на заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при

Московском энергетическом институте (техническом университете).

Адрес: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 17

Отзывы и замечания по автореферату (в двух экземплярах), заверенные печатью, просим направлять по адресу : 111250, Красноказарменная ул., 14, Ученый совет ГОУ ВПО МЭИ (ТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО МЭИ(ТУ) Автореферат разослан «¿Ь }> мая_2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.03 кандидат технических наук доцент ,

Бердник Е.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Проблема оптимального управления режимами энергосистем на протяжении многих десятилетий являлась одной из важных при оптимизации электроэнергетических систем (ЭЭС) по мере их развития и образования мощных энергетических объединений. Однако в последнее десятилетие предперестроечного периода и ещё в большей мере в период перестройки интерес к этой проблеме заметно ослабел Причиной этого явился не только переход к рыночным отношениям в электроэнергетике, но и отсутствие в таких условиях примеров реализации на практике научных разработок, обеспечивающих получение значительного экономического эффекта от оптимального распределения мощностей между электростанциями в электроэнергетических системах ЕЭС России.

Применительно к энергосистемам мегаполисов можно рассматривать Московскую энергосистему, с образованием генерирующей, сетевой и сбытовых компаний решение проблемы оптимальной загрузки энергоагрегатов в условиях рыночных отношений существенно усложняется, так как становится необходимым учитывать не просто затраты топлива на выработку тепловой и электрической энергии, как это делалось в условиях вертикально интегрированных энергосистем, а получаемую прибыль в стоимостном (денежном) выражении Более того, в связи с развитием автоматизированных систем управления производственными процессами стали востребованы такие алгоритмы управления оптимизацией распределения мощности между энергоагрегатами и электростанциями, которые можно было бы реализовать на практике в условиях рыночных отношений, когда раздельно продается разным компаниям тепловая энергия и электрическая.

В связи с этим возникает необходимость в разработке методик для проведения исследований, направленных на отыскание достаточно эффективных подходов и алгоритмов решения проблемы оптимальной загрузки энергоагре! атов и электростанций в энергосистемах мегаполисов с учётом того, что основными источниками электроэнергии в них являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые наряду с электрической вырабатывают также и тепловую энергию.

Стоимость тепловой и электрической энергии определяется условиями рыночных отношений, хотя и вырабатывается энергия этих видов при осуществлении единого технологического процесса на ТЭЦ Более того, особенностью работы теплофикационных паровых турбин, применяемых на ТЭЦ Московской энергосистемы, с одной стороны,

является то, что тепловая энергия не может вырабатываться самостоятельна

РОС. НАЦИСН БИБЛИОТЕКА

:и

электрической энергии, а с другой - что выработка только электрической энергии без тепловой экономически не выгодна.

Целью работы является решение комплекса задач по созданию алгоритмического и методического обеспечения для оптимального управления загрузкой энергоагрегатов электростанций и самих электростанций в энергосистемах мегаполисов в условиях рыночных отношений.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

- проведение анализа схемно-режимных особенностей работы мегаполиса на примере Московской энергосистемы с целью выявления путей для решения проблемы оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии;

- обоснование целесообразности выделения подсистем в Московской энергосистеме для осуществления в них вертикально интегрированного управления оптимизацией распределения мощности между электростанциями;

- проведение анализа и выполнение расчетов для обоснования целесообразности применения в рыночных условиях наряду с методом Лагранжа также метода покоординатного поиска для решения задачи оптимизации загрузки ТЭЦ;

- разработка алгоритмов и методики оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ и самих ТЭЦ в выделяемых подсистемах мегаполиса;

Методы исследования. В работе используются методы математического моделирования, методы теории оптимального управления и методы расчёта установившихся режимов сложных электроэнергетических систем. Научная новизна работы состоит в следующем.

1. На основе анализа схемно-режимных условий работы энергосистемы мегаполиса, Московской энергосистемы, обоснована возможность и целесообразность выделения подсистем для осуществления в них вертикально интегрированного управления оптимизацией распределения мощности между электростанциями.

2. Теоретическими исследованиями и выполненными расчетами доказана целесообразность применения для оптимизации в рыночных условиях, наряду с методом неопределенных множителей Лагранжа. также и метода покоординатного поиска, что позволяет более полно учесть влияние потерь в электрических сетях энергосистемы мегаполиса и вводимых ограничений на результаты оптимизации.

3. Разработаны алгоритмы и методика оптимизации распределения мощностей между энергоагрегатами элек фостанций и между самими электростанциями в выделяемых подсистемах энергосистемы мегаполиса, применением которых обеспечивается решение

проблемы определения оптимальной загрузки электростанций в энергосистеме мегаполиса в условиях оптового рынка электроэнергии.

Достоверность полученных результатов подтверждается корректностью выполненных расчётов с использованием математических моделей электроэнергетической системы и программ для расчётов на ЭВМ, которые применяются для выполнения аналогичных исследований, но для других электроэнергетических систем, и проверены сопоставлением с экспериментальными исследованиями.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Разработанный подход к выделению в энергосистеме мегаполиса подсистем, в которых может осуществляться вертикально интегрированное управление оптимальной загрузкой электростанций, и методика могут быть использованы Московской Территориальной Генерирующей Компанией и реализован на практике.

Апробация работы и публикации. Основные положения и полученные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов, а также на заседании кафедры «Электроэнергетические системы» МЭИ(ТУ).

По теме диссертации опубликовано пять печатных работ.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, двух приложений и библиографического списка литературы, содержащего 78 наименований. Основной текст содержит 161 страницу, включает 37 рисунков. Общий объем диссертации составляет 176 страниц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассматривается проблема оптимизации распределения активной мощности между электростанциями в крупных энергосистемах в условиях рыночных отношений с ориентацией на энергосистемы мегаполисов.

На основе современного состояния системы диспетчерского управления режимами в ЕЭС страны и перспектив развития рыночных отношений в электроэнергетике конкретизирована задача управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов.

На примере конкретной энергосистемы мегаполиса - Московской энергосистемы (города Москвы) - проведен анализ схемно-режимных особенностей взаимосвязи отдельных районов внутри Московского кольца 500 кВ (рис. 1). Выявлено, что при исследованиях можно разорвать это кольцо в какой-либо точке и представить его схематично в виде линии электропередачи 500 кВ с промежуточными подстанциями, от которых через автотрансформаторы осуществляется связь с соответствующими районами

Московской энергосистемы в границах города (мегаполиса), т.е выделить в ней подсистемы. Граница между выделяемыми подсистемами в сетях 110-220 кВ фиксируется отключенным положением выключателей. Такие подсистемы в нормальных эксплуатационных режимах оказываются связанными между собой только через Московское кольцо 500 кВ.

трубио зяглэс

Рис. 1. Московское кольцо 500 кВ.

Предлагается осуществлять вертикально интегрированное управление загрузкой энергоагрегатов электростанций внутри каждой таким образом выделяемой подсистемы при заданном значении перетока активной мощности Рсв через автотрансформаторы связи с кольцом 500 кВ (рис. 2).

вл вл вл

500 кВ * <__/ 500 кВ

/- ^ ^ \ ^ \

/ ч. / \

, \ , \ / ч

I \ I Ч ^

' I I 'I \

I ГЬдсигт^м» I | | Т1вдщ£т«>и2 1 ПадеяниаЗ ^

; 1 ! /' !

I I I М I

" у' К ' Ч У

Рис 2. Схематическое представление связи выделяемых подсистем с Московским кольцом 500 кВ.

Величина перетока мощности Р^ для каждой из выделяемых подсистем определяется диспетчерским графиком нагрузки с учетом результатов торгов на оптовом рынке электроэнергии с учетом предельно допустимых значений.

Дается обоснование целесообразности осуществления вертикально-интегрированного управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в выделяемых подсистемах с учетом разделения принадлежности электротехнического оборудования между генерирующей, сетевой и сбытовыми компаниями.

Анализ состава генерирующих мощностей в выделяемых подсистемах показывает, что оптимальное распределение мощности целесообразно осуществлять не только между электростанциями, но и между разнотипными энергоагрегатами ТЭЦ с учетом отбора пара от турбин в теплофикационную сеть.

Определяется критерий оптимальности при управлении загрузкой электростанций в виде максимума выгоды (прибыли) от производства и выдачи электрической и тепловой энергий на электростанциях в выделяемых подсистемах.

В связи с тем, что в застроенной части мегаполиса все в большей мере разрастается кабельная сеть, становится необходимым учитывать влияние на потери мощности загрузки турбогенераторов и по реактивной мощности как в режимах выдачи, так и ее потребления для снятия перенапряжений в электрической сети.

Во второй главе дается общая характеристика задачи оптимизации режимов работы энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов с учетом того, что в результате реформирования электроэнергетики произошло разделение единого цикла производства-передачи-распределения и потребления электроэнергии.

Дается математическая формулировка задачи оптимизации загрузки электростанций, принимая во внимание, что у теплофикационных электроцентралей энергетические характеристики являются функциями как электрической, так и тепловой энергий.

Для выделяемых подсистем с вертикально интегрированным управлением в качестве критерия оптимальное ги принимается минимум затрат С в стоимостном выражении на производство электроэнергии, так как при известной стоимости тепловой и электрической энергии для каждого часа графика нагрузки ТЭЦ (по результатам аукциона на оптовом рынке электроэнергии или при установленных тарифах) это соответствует максимуму прибыли.

В качестве метода оптимизации рассмотрен метод неопределенных множителей Лагранжа, в соответствии с которым вvecтo целевой функции г(х) (в данном случае это

прибыль) и ограничения, представляющего собой баланс мощностей в виде уравнения связи Ж(х)-0, составляется функция Лагранжа:

Цх,\) = г(х) + \ТУ(х) (1)

и приравниванием нулю частных производных от этой функции по переменным х и X (неопределенный множитель) определяются условия оптимальности.

Применительно к энергоагрегатам электростанций эти условия имеют вид:

Щ=Ц2 =- = ци; (2)

¿/>-Рн£-ДРс=0; (3)

;=1

где обозначено:

Б; _

Ц; =—-— - относительный прирост затрат Сг- в стоимостном выражении на выработку

1-е,

единицы мощности Р, с учетом внутристанционных потерь мощности АРс при передаче ее от энергоагрегата / к узлам ее выдачи в электрическую сеть;

ЭС;

е,- = —- - также относительный прирост затрат в стоимостном (денежном) выражении, но дР,

без учета потерь мощности АРС; 8АРС

стг- =-— - частная производная от потерь мощности агс по переменной /7;

Щ

Рв% - суммарная мощность, выдаваемая с шин электростанции в электрическую сеть на всех уровнях напряжения.

Для каждого энергоагрегата на электростанциях определяются расходные характеристики в виде зависимостей затрат топлива от мощности турбоагрегатов Р1 при заданных отборах пара Оот в процентном соотношении с полным (100%) отбором.

Затем с учетом стоимости топлива за вычетом стоимости отбора пара определяются расходные характеристики С,(Р,) и характеристики Е,(Рг) в стоимостном выражении (стоимостные характеристики) с учетом того, что в условиях рыночных отношений на всех стадиях развития оптового рынка электроэнергии по результатам аукциона или при установленных тарифах на электроэнергию на каждый час работы электростанции известна стоимость продаваемой электроэнергии, а также известна стоимость (тариф) отпускаемой с ТЭЦ тепловой энергии (Сол). Известна также стоимость затрат топлива на выработку пара,

поступающего в турбину. На основе таких характеристик определяются эквивалентные стоимостные характеристики для каждой электростанции (ТЭЦ), соответствующие заданному по диспетчерскому графику суммарному отбору тепловой энергии и отвечающие оптимальному распределению активной мощности между энергоагрегатами ТЭЦ.

Для упрощения процедуры определения оптимальной загрузки энергоагрегатов на отдельных электростанциях, а также для оптимального распределения мощности между электростанциями в выделяемых подсистемах с вертикально интегрированным управлением предлагается использовать распределительные характеристики , которые

определяются для отдельных энергоагрегатов и электростанций в аналитическом либо в графическом виде. Для этого сначала определяются характеристики относительных приростов £,(/J) в стоимостном выражении дня отдельных энергоагрегатов электростанций и аппроксимируются кривыми с описанием полиномом второй степени относительно мощности Pf :

(/ = 1,2,...,«), (4)

где cf^ - коэффициент.

Затем на основе баланса мощностей.

% = (5)

i=l

и условия оптимальности по методу Лагранжа, принимая потери мощности АРС = const:

6i =... = £/=... = е„, (6)

с учетом (6) и (4) уравнение (5) приводится к виду:

Рн+АРс-1-i-J nj --(7)

(=i 2а) '

Решением этого уравнения определяется величина s и подставляется в выражение для определения оптимального значения мощности Р\ для каждого рассматриваемого энергоагрегата I в функции суммарной мощности нагрузки Р-% .

Pi-h-Ъ ^ÏÏT • (8)

Суммарная мощность равна суммарной мощности всей нагрузки электростанций, включая и внутрисганционные потери мощности АРС, т.е. = + АРс. Получаемые на основе (8) характеристики Р{(Р^) являются распределительными. Если задаваться различными значениями мощности нагрузки , то на основе (7) и (8) можно определить оптимальные значения мощностей для всех энергоагрегатов рассматриваемой электростанции. Однако, если в целях уточнения принять, что потери ДРс являются не постоянными, т.е. в виде АРС(Рх,...,Рп), то аналитические выражения для определения распределительных характеристик усложняются. В этом случае целесообразно сначала найти аналитическое выражение для характеристик относительных приростов с учетом

потерь АРС(Р) с соответствующими значениями коэффициентов в виде \х,(Р,), а затем воспользоваться (7) и (8), подставив в них эти коэффициенты и (X вместо Е.

В третьей главе дается разработка математической модели для решения задачи управления процессом распределения активной мощности между электростанциями в подсистемах энергосистемы мегаполиса с учетом рыночных отношений в электроэнергетике.

В основу такой модели положен предлагаемый подход, предусматривающий выделение в энергосистеме мегаполиса подсистем с вертикально интегрированным управлением, которые имели бы связь с Московским кольцом 500 кВ через автотрансформаторы.

Для электростанций, входящих в состав таких подсистем, определяются в стоимостном выражении характеристики относительных приростов г/Р,), а также расходные характеристики в виде полинома, в общем случае третьей степени-

с.^р?+ь?>р1 +ъ<*>.

Условие баланса активных мощностей для каждой подсистемы записывается в виде

1Р,-Р,Я-АРС-РСВ=0, (9)

<=1

где обозначено:

Р) - активная мощность электростанции г на рассматриваемом временном интервале;

ДРс - суммарные потери активной мощности;

Ри^ - суммарная нагрузка в рассматриваемой подсистеме;

и

Рсв - передаваемая мощность по связи из выделенной подсистемы в основную часть энергосистемы.

С учетом рыночных отношений задача оптимизации загрузки электростанций каждой выделяемой подсистемы ставится таким образом. При заданном перетоке мощности Рсв через автотрансформатор связи необходимо определить такие значения активных мощностей Pj электростанций подсистемы, чтобы обеспечивался максимум суммарной прибыли по всем ТЭЦ выделенной подсистемы, т.е.

к п

П = I-1с,Р, + CcPcs -> шах, (10)

7=1 (=1

или минимума суммарных затрат на выработку электроэнергии на электростанциях

c2=£c,-»min. (11)

j=i

Здесь обозначено:

PHJ, Сщ - соответственно мощность нагрузки в узле j и стоимость единицы этой мощности по тарифу или по результатам торгов на рынке электроэнергии;

Cj - удельная стоимость затрат на выработку единицы мощности Р, на соответствующей ТЭЦ с учетом заданной величины отбора пара;

Cj - полная стоимость затрат на выработку электроэнергии (мощности Р1) на соответствующей ТЭЦ.

При этом учитывается, что допускается изменение активной мощности энергоагрегатов, а значит и электростанций лишь в некотором заданном диапазоне.

Стоимость затрат С, на выработку электроэнергии на электростанции определяется затратами на топливо с учетом его транспортировки, храпения и добычи, а также с учетом стоимости отбора пара Рп на теплофикацию.

Обоснована целесообразность при внутристанционном распределении мощности между энергоагрегатами по методу Лагранжа достаточно полно учитывать влияние изменения их как активной, так и реактивной мощности на потери мощности ДРС, затем определять эквивалентные стоимостные характеристики для всей электростанции и использовать их при распределении мощности между ТЭЦ в каждой из выделяемых подсистем мегаполиса.

Как наиболее приемлемый для практической реализации в концентрированных системах, подобных Московской энергосистеме, и в частности, в выделяемых подсистемах,

для решения поставленной задачи оптимизации предлагается использовать метод покоординатного поиска

Отыскание экстремально1 о значения целевой функции z(x) по этому методу, в данном

случае минимума, осуществляется поочередным изменением переменных Xj вектора фазовых координат х в и-мерном пространстве и поочередным движением системы в направлении экстремума до достижения экстремального значения целевой функцией z(x). При этом сначала изменяется одна из переменных X, например Xj, в направлении уменьшения производной dz / dxj при фиксированных значениях других переменных, пока не будет достигнут локальный экстремум по этой переменной (выполняется условие dz/dxj = 0). После чего фиксируется это значение переменной, например х1: и осуществляется изменение другой переменной х2 при постоянстве значений всех других переменных до выполнения условия dz / ebe2 - 0. Затем следует переход к изменению переменной Xj и так далее по всем переменным х{ (i= 1, 2,..., п) осуществляется движение к экстремуму. В результате этого осуществляется движение целевой функции к глобальному экстремуму.

С точки зрения использования в системах автоматического управления, осуществляющих автоматическое распределение активной мощности между электростанциями ЭЭС, метод оптимизации по координатному поиску имеет некоторые преимущества В таких системах может быть предельно сокращен объем информации, собираемой в ЭЭС и передаваемой в устройство организации поиска экстремума, так как необходимо передавать от каждой электростанции текущую информацию в виде значения активной мощности Xj = Pj на каждом maie движения к экстремуму. Более того, не требуется в явном виде определять потери активной мощности в электрических сетях, так как потери в электрической сети и действие регулирующих устройств на режим ЭЭС автоматически учитываются, отражаясь на значениях активных мощностей Р,, определяемых для каждой электростанции.

С другой стороны, при реализации рассматриваемого метода при большом количестве электростанций, участвующих в процессе оптимального распределения активной мощности ЭЭС, определяющим может стать фактор реализуемости во времени.

Так как в условиях рыночных отношений единичная стоимость каждого кВт потерь электроэнергии в электрической сети оценивается одной и той же величиной, то нет

необходимости устанавливать, какая часть общих потерь мощности должна быть отнесена на долю каждой из электростанций выделенной подсистемы.

На основе проведенных исследований разработан алгоритм оптимизации загрузки электростанций выделенной подсистемы в энергосистеме мегаполиса с применением распределительных характеристик.

Задаваясь различными значениями мощности Р1. строятся графики и на их

основе соответствующие распределительные характеристики мощности Р^Р^) • Используя эти характеристики, посредством их аппроксимации определяется также их аналитическое выражение в виде полинома второй степени:

Р!=а(1Ур1+а^Р1+а(г31). (12)

Получаемые при этом зависимости Р;{Р^) используются для определения мощностей Р;, которые являются близкими к оптимальным для всех электростанций. После этого уточняется результат приближённого решения и в итоге определяются оптимальные значения мощностей всех электростанций.

Алгоритм оптимального распределения активной мощности между электростанциями выделяемой подсистемы с использованием распределительных характеристик сводится к следующему:

1. Определяется значение активной мощности Р( на каждой электростанции выделяемой подсистемы.

2. Определяется суммарная активная мощность всех электростанций подсистемы.

3. По известным распределительным характеристикам Р)(Р£) для электростанций, определяются значения Р; активных мощностей для всех электростанции выделенной подсистемы, близкие к оптимальным.

4. Задаются найденные значения мощностей Р/ на всех электростанциях.

5. Повторяются первые четыре пункта и тем самым уточняются оптимальные значения , в результате чего осуществляется приближение их значений к оптимальным до тех пор, пока ни будет достигнута заданная допустимая погрешность.

При выполнении третьего пункта учитываются ограничения по загрузке электростанций, определяемые условиями работы котлов и турбин. Если определяемое оптимальное значение активной мощности Д оказывается меньше минимально

допустимого значения р™'п, то на соответствующей электростанции i принимается

значение Р\ = Р™1П. При превышении значения 1^пах принимается значение = .

В четвертой главе дается решение задачи оптимального распределения мощности между ТЭЦ в выделенной подсистеме рассматриваемой энергосистемы мегаполиса, принципиальная схема которой представлена на рис. 3.

По разработанному алгоритму оптимизации определены эквивалентные для всех четырех ТЭЦ выделенной подсистемы стоимостные расходные характеристики и характеристики относительных приростов.

На рис. 4 представлены характеристики относительных приростов, построенные для каждой из четырех ТЭЦ рассматриваемой подсистемы. Они построены с учетом потерь мощности во внутристанциопных сетях, а также с учетом реактивной мощности каждого энергоагрегата ТЭЦ. На их основе определены эквивалентные распределительные характеристики для каждой ТЭЦ (рис. 5), исходя из условия равенства относительных

приростов Ц,.

Выполненными расчетами в соответствии с разработанным алгоритмом подтверждено, что для отдельных энергоагрегатов в условиях рыночных отношений целесообразно осуществлять оптимизацию загрузки энергоагрегатов ТЭЦ с использованием распределительных характеристик для энергоагрегатов.

Также расчетами подтверждено, что применение метода покоординатного поиска по сравнению с методом Лагранжа менее предпочтительно при решении задач оптимизации загрузки энергоагрегатов электростанций (ТЭЦ), так как результаты расчетов с применением каждого из этих методов почти совпадают, однако процесс оптимизации по методу Лагранжа по затратам времени более предпочтителен

На основе проведенных исследований и анализа выполненных расчетов разработана методика оптимальной загрузки энергоагрегатов электростанций мегаполиса в условиях рыночных отношений:

I. Проводится анализ схемно-режимных условий технологических особенностей функционирования энергосистемы мегаполиса и выявляются в ней подсистемы, электрическая связь которых с сетью наивысшего напряжения в нормальных режимах осуществляется через автотрансформаторы связи, а в электрических сетях других классов напряжения для отделения от других подсистем применяется секционирование отключением соответствующих выключателей на подстанциях, и в дальнейшем они рассматриваются как выделенные подсистемы.

2. Определяются количество и тип энергоагрегатов ТЭЦ, входящих в состав выделенных подсистем, и возможные перемещения границы таких подсистем в различных длительных послеаварийных режимах, а также в режимах, обусловленных проведением ремонтных работ.

3. Принимается решение об осуществлении в выделенных подсистемах вертикально интегрированного управления в целях оптимизации загрузки энергоагрегатов и самих ТЭЦ с учетом условий рыночных отношений в электроэнергетике, когда электроэнергия продается непосредственно с шин ТЭЦ.

4. По известным расходным характеристикам и характеристикам относительных приростов для отдельных энергоагрегатов с использованием метода Лагранжа определяются распределительные характеристики для каждого из энергоагрегатов ТЭЦ, а также эквивалентные расходные характеристики и характеристики относительных приростов для каждой ТЭЦ подсистемы, причем учитывается влияние производных от потерь активной мощности во внутристанционной электрической сети по активной и по реактивной мощностям энергоагрегатов при заданных величинах отбора пара.

5. На основе эквивалентных характеристик для ТЭЦ с использованием метода Лагранжа, исходя из заданной величины перетока мощности через автотрансформатор связи выделенной подсистемы с сетью наивысшего напряжения или в соответствии с заданной суммарной нагрузкой для всех ТЭЦ подсистемы, определяются распределительные характеристики мощности для каждой ТЭЦ выделенной подсистемы и по ним близкие к оптимальным значения мощностей для каждой ТЭЦ.

6. По методу покоординатного поиска осуществляется движение к экстремуму поочередным пошаговым изменением мощности ТЭЦ до достижения оптимальных значений, причем на одну из ТЭЦ возлагается функция балансирующей по активной мощности в подсистеме с учетом того, что передаваемая мощность Рсв по связи выделенной подсистемы с ЭЭС1 поддерживается заданной (в соответствии с диспетчерским графиком нагрузки).

7. Определяется суммарная мощность всех ТЭЦ и запоминается как Р^°пт, после чего по

критерию Р-£(0~ Р^опт > 5 повторяется процесс оптимизации выполнением пункта п.6.

8. По условию резкого изменения нагрузки всей подсистемы или изменения состава работающих энергоагрегатов в соответствии с диспетчерским почасовым графиком или по его заданию повторяется пункт п.4 и далее все последующие пункты.

Рис. 3. Принципиальная схема

электрической

соединений исследуемой подсистемы.

Рис. 4. Характеристики относительного прироста для всех ТЭЦ с учетом потерь во внутристанционной сети и реактивной мощности генераторов.

Рис. 5. Эквивалентные распределительные характеристики для ТЭЦ выделенной подсистемы.

Анализ выполненных расчетов показал, что применение метода покоординатного поиска более эффективно в сочетании с методом Лагранжа при оптимизации загрузки ТЭЦ в выделяемых подсистемах с вертикально интегрированным управлением режимами электростанций, так как по меюду Лагранжа при малых затратах времени определяются близкие к оптимальным значения мощностей элек1росганций, а по меюду покоординатного поиска эти значения еще более уточняются.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 На основе выполненных в диссертационной работе теоретических исследований и расчетов применительно к энергосистемам мегаполисов, к числу которых может быть отнесена Московская энергосистема, показано, что в условиях рыночных отношений на всех уровнях развитая может успешно решаться проблема оптимизации распределения мощности между отдельными энергоагрегатами на электростанциях и между электростанциями в соответствии с использованными в работе критериями оптимальности.

2 В условиях рыночных отношений проблема оптимизации загрузки энергоагрегатов на тепловых электроцентралях при наличии отбора пара на теплофикационные нужды несущественно усложняется, гак как купля-продажа тепловой энергии осуществляется независимо от электрической, хотя технологически их производство взаимосвязано.

3. На основе проведенных исследований структуры электрических сетей и режимных условий работы электростанций внутри Московской энергосистемы выявлена возможность ее районирования с выделением подсистем, в которых осуществимо вертикально интегрированное управление загрузкой электростанций по активной мощности, что позволяет повысить прибыль всех электростанций таких подсистем в целом и в итоге самой Московской генерирующей компании.

4. Обоснована целесообразность раздельно) о решения задачи оптимизации загрузки энергоагрегатов на ТЭЦ и внутри выделяемых подсистем между ТЭЦ в соответствии с разработанными алгоритмами, в основу которых положены метод Лагранжа с применением распределительных характеристик и метод покоординатного поиска.

5 Выполненными расчетами подтверждено, что применением метода покоординатного поиска можно решать задачу оптимизации с учетом не только потерь мощности в электрической сети, но и любых видов ограничений режимного и технологического характера, однако в сочетании с методом Лагранжа эффективность применения метода покоординатного поиска значительно возрастает, что позволяет рекомендовать его для реализации в энергосистемах мегаполисов.

6. Проведенные исследования могут служить основанием для проведения работ по созданию автоматизированных систем управления загрузкой энергоагрегатов ТЭЦ и самих ТЭЦ Московской энергосистемы и внедрения их в эксплуатационный процесс

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях 1. Наумов И В , Зеленохат Н.И. Предпосылки и пути реструктуризации электроэнергетики России//Восьмая Междунар. науч.-тсхн. конф. сгудентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл :. - М : МЭИ, 2002 - Т.З. - С. 286.

2 Наумов И.В., Данилов Д.В., Кухаренко B.C., Зеленохат Н.И. Режимные характеристики межсистемной связи с управляемой линией электропередачи// Девятая Междунар. науч-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл.:-М.: МЭИ, 2003. -Т.З.-С. 265.

3. Наумов И.В., Зеленохат Н.И. Оптимизация распределения мощности на электростанциях//Одиннадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл.:- М.: МЭИ, 2005. - Т.З. - С. 293-294.

4. Наумов И.В., Шевцова М.В., Зеленохат Н.И. Оптимизация распределения мощности на электростанциях в энергосистеме «Мосэнерго»//Двенадцатая Междунар. науч.-техн. конф студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл.: - М.: МЭИ, 2006. - Т.З. - С. 341-342.

5. Зеленохат Н.И., Наумов И.В., Ислам М.Н. Комбинированное управление загрузкой электростанций//Межвузовский научный сборник «Проблемы электроэнергетики»: -Саратов. СГТУ. -2006. - С. 17-24.

Подписано в печать^. ib- €£ Заказ Тир./¿С П.л./,¿5

Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

¿OV6/4 /iff?

ВВЕДЕНИЕ

1. ПРОБЛЕМА ОПТИМИЗАЦИИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ 11 НАГРУЗКИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ И ИХ ЭНЕРГОАГРЕГАТАМИ В КРУПНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

1.1. Проблема управления режимами ЕЭС России в условиях 11 рыночных отношений.

1.2. Характеристика проблемы управления загрузкой энергоблоков 21 в нормальных и послеаварийных режимах в энергосистеме мегаполиса (г. Москва).

1.3. Оптимизация загрузки электростанций Московской 32 энергосистемы при ее вертикально-интегрированном районировании.

1.4. Краткий обзор публикаций по решению проблемы 40 оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.

1.5. Выводы.

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАДАЧИ ОПТИМАЛЬНОЙ 47 ЗАГРУЗКИ ЭНЕРГОАГРЕГАТОВ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МЕГАПОЛИСА

2.1. Постановка задачи.

2.2. Технология производства электроэнергии и тепла на 48 электростанциях и экономические показатели их энергетического оборудования.

2.3. Математическая формулировка задачи оптимизации загрузки 60 энергоагрегатов в энергосистеме мегаполиса.

2.4. Определение относительных приростов затрат топлива на 65 тепловых электростанциях.

2.5. Определение относительных приростов потерь мощностей в 71 электрической сети ЭЭС.

2.6. Решение задачи оптимизации с учетом стоимости потерь 78 мощности в электрической сети.

2.7. Решение задачи оптимизации с учетом стоимости потерь 85 мощности в электрической сети.

2.8. Выводы.

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ 99 УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МЕГАПОЛИСА

3.1. Постановка задачи.

3.2. Оптимальное распределение мощности в вертикально- 103 интегрированных подсистемах районированных энергосистем.

3.3. Оптимизация загрузки ТЭЦ по методу Лагранжа.

3.4. Оптимизация распределения активной мощности методом 117 покоординатного поиска.

3.5. Алгоритм оптимизации загрузки электростанций выделенной 123 подсистемы энергосистемы мегаполиса.

3.6. Выводы.

4. ОПТИМАЛЬНАЯ ЗАГРУЗКА ЭНЕРГОАГРЕГАТОВ В 129 РАЙОНИРОВАННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МЕГАПОЛИСА

4.1. Постановка задачи и исходные данные для расчетов.

4.2. Решение задачи оптимальной загрузки энергоагрегатов ТЭЦ 134 в выделенной подсистеме энергосистемы мегаполиса.

4.2.1. Оптимизация загрузки активной мощностью энергоагрегатов 134 ТЭЦ-3 с использованием распределительных характеристик.

4.2.2. Определение оптимального распределения мощности 147 агрегатов по методу покоординатного поиска с учетом потерь в сети.

4.2.3. Построение характеристик относительных приростов с учетом 149 потерь в сети и реактивной мощности генераторов.

4.2.4. Определение оптимальной мощности энергоагрегатов по 152 методу покоординатного поиска с учетом потерь в электрической сети и реактивной мощности.

4.3. Решение задачи оптимального распределения мощности 156 между ТЭЦ в выделенной подсистеме энергосистемы мегаполиса.

4.3.1. Исходные условия для решения задачи оптимизации.

4.3.2. Распределение мощности между ТЭЦ выделенной подсистемы 157 с применением метода Лагранжа.

4.3.3. Определение распределения мощности между ТЭЦ в 160 подсистеме с учетом потерь и реактивной мощности по методу покоординатного поиска.

4.4. Анализ результатов оптимизации и формирование методики 166 оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в выделяемых подсистемах энергосистемы мегаполиса.

4.5. Выводы. 174 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 176 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 178 ПРИЛОЖЕНИЯ

Проблема оптимального управления режимами энергосистем на протяжении многих десятилетий являлась одной из важных при оптимизации электроэнергетических систем (ЭЭС) по мере их развития и образования мощных энергетических объединений.

Однако в последние десятилетия предперестроечного периода и ещё в большей мере в период перестройки интерес к этой проблеме заметно ослабел. Причиной этого является не только переход к рыночным отношениям в электроэнергетике, но и отсутствие примеров реализации на практике научных разработок, подтверждающих получение существенного экономического эффекта от оптимального распределения мощностей между электростанциями в электроэнергетических системах.

Применительно к энергосистемам мегаполисов в качестве примера можно рассматривать Московскую энергосистему, с образованием генерирующей, сетевой и сбытовых компаний решение проблемы оптимальной загрузки энергоагрегатов в условиях рыночных отношений существенно усложняется, так как становится необходимым учитывать не просто затраты топлива на выработку тепловой и электрической энергии, как это делалось в условиях вертикально — интегрированных энергосистемах, а в стоимостном (денежном) выражении.

Более того, в связи с развитием автоматизированных систем управления производственными процессами стали востребованы такие алгоритмы управления оптимизацией распределения мощности между энергоагрегатами и электростанциями, которые бы можно было реализовать на практике в условиях рыночных отношений, когда раздельно продается тепловая энергия и электрическая разным компаниям.

В связи с этим возникает необходимость в проведении исследований, направленных на отыскание достаточно эффективных подходов к решению проблемы оптимальной загрузки энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов с учётом того, что основными источниками электроэнергии в них являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые наряду с электрической вырабатывают также и тепловую энергию.

Стоимость тепловой и электрической энергии определяется условиями рыночных отношений, хотя энергия этих обоих видов вырабатывается при осуществлении единого технологического процесса на ТЭЦ. Более того, особенностью работы теплофикационных паровых турбин, применяемых на ТЭЦ Московской энергосистемы, с одной стороны, является то, что тепловая энергия не может вырабатываться самостоятельно без выработки электрической энергии, а с другой - что выработка только электрической энергии без тепловой экономически не выгодна.

Целью работы является решение комплекса задач по созданию алгоритмического и методического обеспечения оптимального управления загрузкой энергоагрегатов электростанций и самих электростанций в энергосистемах мегаполисов в условиях рыночных отношений.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

- проведение анализа схемно-режимных особенностей работы мегаполиса на примере Московской энергосистемы с целью выявления путей для решения проблемы оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии;

- обоснование возможности выделения подсистем в Московской энергосистеме для осуществления в них вертикально-интегрированного управления оптимизацией распределения мощности между электростанциями;

- проведение анализа и выполнение расчетов для обоснования целесообразности применения в рыночных условиях наряду с методом Лагранжа также метода покоординатного поиска для решения задачи оптимизации загрузки ТЭЦ;

- разработка алгоритмов и методики оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ и самих ТЭЦ в выделяемых подсистемах мегаполиса;

- разработка математических моделей исследования, повышающих точность расчетов и упрощающих процедуру оптимизации при определении загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.

Методы исследования. В работе используются методы математического моделирования, методы теории оптимального управления и методы расчёта установившихся режимов сложных электроэнергетических систем. Научная новизна работы состоит в следующем.

1. На основе анализа схемно-режимных условий работы такого мегаполиса, как Московская энергосистема, обоснована возможность и целесообразность выделения подсистем для осуществления в них вертикально - интегрированного управления оптимизацией распределения мощности между электростанциями.

2. Теоретическими исследованиями и выполненными расчётами доказана целесообразность применения в рыночных условиях, наряду с методом относительных приростов Лагранжа, также и метода покоординатного поиска, что позволяет более полно учесть потери в электрических сетях энергосистемы мегаполиса и вводимые ограничения.

3. Разработаны алгоритмы и методика оптимизации оптимального распределения мощностей между энергоагрегатами электростанций и между самими электростанциями в выделяемых подсистемах энергосистемы мегаполиса, применением которых обеспечивается оптимальная загрузка электростанций в условиях оптового рынка электроэнергии.

Достоверность полученных результатов подтверждается корректностью выполненных расчётов с использованием математических моделей электроэнергетической системы и программ для расчётов на ЭВМ, которые применяются для выполнения аналогичных исследований, но для других ЭЭС, и проверены сопоставлением с экспериментальными исследованиями.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Разработанный подход к районированию Московской энергосистемы с выделением подсистем, в которых может осуществляться вертикально-интегрированное управление оптимальной загрузкой электростанций, может быть использован Московской Генерирующей Компанией и реализован на практике.

В первой главе рассматриваются проблемы оптимизации распределения активной мощности между электростанциями в крупных энергосистемах в условиях рыночных отношений с ориентацией на энергосистемы мегаполисов.

На основе современного состояния системы диспетчерского управления режимами в ЕЭС страны и перспектив развития рыночных отношений в электроэнергетике конкретизирована задача управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов.

Дается обоснование целесообразности осуществления вертикально-интегрированного управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в выделяемых подсистемах при разделении принадлежности электротехнического оборудования между генерирующей, сетевой и сбытовыми компаниями.

Дается обоснование целесообразности осуществления вертикально-интегрированного управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в выделяемых подсистемах при разделении принадлежности электротехнического оборудования между генерирующей, сетевой и сбытовыми компаниями.

Во второй главе дается общая характеристика задачи оптимизации режимов работы энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов с учетом того, что в результате реформирования электроэнергетики произошло разделение единого цикла производства-передачи-распределения и потребления электроэнергии.

Дается математическая формулировка задачи оптимизации загрузки электростанций, принимая во внимание, что у теплофикационных электроцентралей (ТЭЦ) энергетические характеристики являются функциями как электрической, так и тепловой энергий.

Для решения задачи оптимизации загрузки энергоагрегатов на ТЭЦ предлагается использовать как наиболее предпочтительный метод Лагранжа с применением распределительных характеристик, так как в этом случае по заданной суммарной нагрузке электростанции без промежуточных вычислений определяются мощности энергоагрегатов, удовлетворяющие условию оптимальности по Лагранжу.

В третьей главе дается разработка математической модели для решения задачи управления процессом распределения активной мощности между электростанциями в энергосистеме мегаполиса с учетом рыночных отношений в электроэнергетике.

В основу такой модели положен получивший развитие подход, предусматривающий выделение в энергосистеме мегаполиса подсистем с вертикально-интегрированным управлением, которые имели бы связь с Московским кольцом 500 кВ через автотрансформаторы.

Разработана математическая модель для оптимизации загрузки электростанций в выделяемой подсистеме энергосистемы мегаполиса с учетом того, что переток мощности из подсистемы в основную часть энергосистемы задан в соответствии с диспетчерским графиком.

Обоснован выбор метода покоординатного поиска, что позволяет избавиться от необходимости определения частных производных от потерь мощности в электрической сети по мощностям энергоагрегатов.

Предложен алгоритм оптимизации загрузки ТЭЦ в выделяемых подсистемах энергосистем мегаполиса, в соответствии с которым сначала после каждого резкого изменения схемно-режимных условий в подсистеме осуществляется оптимальное распределение мощности между электростанциями по распределительным характеристикам, а затем по методу покоординатного поиска для более точного учета влияния потерь мощности в электрических сетях и вводимых ограничений по напряжению, по пропускной способности линий электропередачи и т.д.

В четвертой главе рассматривается решение задачи оптимального распределения мощности между ТЭЦ в выделенной подсистеме рассматриваемой энергосистемы мегаполиса.

Выполнены расчеты по оптимизации распределения мощности между ТЭЦ выделенной подсистемы с применением метода Лагранжа.

Выполненными расчетами подтверждено, что в соответствии с разработанными алгоритмами с использованием распределительных характеристик для отдельных энергоагрегатов в условиях рыночных отношений целесообразно осуществлять оптимизацию загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в соответствии с разработанным алгоритмом оптимизации, в основу которого положено использование распределительных характеристик мощностей для отдельных энергоагрегатов электростанций.

Показано, что применение метода покоординатного поиска по сравнению с методом Лагранжа менее предпочтительно при решении задач оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.

4.5. Выводы.

1. Выполненными расчетами подтверждено, что в соответствии с разработанными алгоритмами с использованием распределительных характеристик для отдельных энергоагрегатов в условиях рыночных отношений целесообразно осуществлять оптимизацию загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в соответствии с разработанным алгоритмом оптимизации, в основу которого положено использование распределительных характеристик мощностей для отдельных энергоагрегатов электростанций.

2. Применение метода покоординатного поиска по сравнению с методом Лагранжа менее предпочтительно при решении задач оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.

3. Разработана методика оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ и самих ТЭЦ в выделяемых подсистемах энергосистем мегаполиса и расчетами подтверждена ее эффективность и целесообразность использования реализуемых в ней алгоритмов при разработке автоматизированной системы управления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основе выполненных в диссертационной работе теоретических исследований и расчетов применительно к энергосистемам мегаполисов, к числу которых может быть отнесена Московская энергосистема, показано, что в условиях рыночных отношений может успешно решаться проблема оптимизации распределения мощности между отдельными энергоагрегатами на электростанциях и между электростанциями в соответствии с применяемыми критериями оптимальности.

2. В условиях рыночных отношений проблема оптимизации загрузки энергоагрегатов на тепловых электроцентралях (ТЭЦ) при наличии отбора пара на теплофикационные и другого рода нужды несущественно усложняется, так как купля-продажа тепловой энергии осуществляется независимо от электрической, хотя технологически их производство взаимосвязано.

3. На основе проведенных исследований структуры электрических сетей и режимных условий работы электростанций внутри Московской энергосистемы выявлена возможность ее районирования с выделением подсистем, в которых осуществимо вертикально-интегрированное управление оптимальной загрузкой электростанций по активной мощности, что позволяет повысить прибыль всех электростанций таких подсистем в целом и в итоге самой Московской генерирующей компании.

4. Доказана целесообразность раздельного решения задачи оптимизации загрузки энергоагрегатов на ТЭЦ и внутри выделяемых подсистем между ТЭЦ в соответствии с разработанными алгоритмами, в основу которых положены метод Лагранжа с применением распределительных характеристик и метод покоординатного поиска.

5. Выполненными расчетами подтверждено, что применение метода покоординатного поиска можно решать задачу оптимизации с учетом не только потерь мощности в электрической сети, но и любых видов ограничений режимного и технического характера, однако в сочетании с методом Лагранжа эффективность применения метода покоординатного поиска значительно возрастает, что позволяет рекомендовать их совместное применение для реализации в энергосистемах мегаполисов. 6. Проведенные исследования могут служить основанием для проведения работ по созданию автоматизированных систем управления загрузкой энергоагрегатов ТЭЦ и самих ТЭЦ Московской энергосистемы и внедрения ее в эксплуатационный процесс.

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

2. Системные исследования проблем энергетики/Л.С. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; Под ред. Воропай Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН. 2000.

3. Информационная система оперативно-диспетчерского управления ЮС России/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, И.В. Чунарев, Н.Г. Шубин/ Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. 2005. №12 (64).

4. Единая энергосистема России/Н.В. Лисицын, Ф.Я. Морозов, А.А. Окин, В.А.Семенов М.: МЭИ, 1999.

5. Оптимизация структуры диспетчерского управления / Б.И. Аюев, П.М. Ерохин//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. 2005. №12(64).

6. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка/Б.И. Аюев, П.М, Ерохин, В.Г. Неуймин, Н.Г. Шубин/ЛВестник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. 2005. №12 (64).

7. Баринов В.А., Совалов С.А. Режим энергосистем. Методы анализа и управления.-М.: Энергоатомиздат, 1990.

8. Интегрированная система оптимизации режимов ЕЭС России (ИНСО Р)/Моржин Ю.И., Цветков Е.В., Степанов Н.В.//С6. докладов «Управление режимами Единой энергосистемы России». М.: Изд-во НЦЭНАС, 2002.

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

10. Методы оптимизации режимов энергосистем. В.М. Горнштейн, Б.П. Мирошенко, А.В. Пономарев, В.А. Тимофеев, А.Г. Юровский, под. ред В.М. Горнштейна М:Энергия, 1981.

11. Клима И. Оптимизация Энергетических систем. М.: Высшая школа, 1991.

12. Табак Д., Куо Б. Оптимальное управление и математическое программирование. М. Наука, 1975.

13. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. М. Наука, 1978.

14. Модели оптимизационных расчетов при краткосрочном планировании режим ЭЭС./А.А. Гремяков, И.С. Рокотян, В.А. Строев//Под ред. В.А. Строева. М.: МЭИ, 1994.

15. Куропаткин П.В. Оптимальные и адаптивные системы. М.: Высшая школа, 1980.

16. Маркович И.М. Оптимизация режимов энергетических систем. М.: МЭИ, 1967.

17. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. В.А. Веникова, М.: Высшая школа, 1973.

18. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. М. Энергия, 1975.

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

20. Электрические системы. Электрические сети. Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. М.Высшая школа, 1998.

21. Ф. Гилл, У. Мюррей, М. Райт. Прикладная оптимизация. М.: Мир, 1985.

22. Арзамасцев Д.А., Летун В.М. Определение экономического режима гидротепловой энергосистемы./Электричество, 1980, №7.

23. Моисеев Н.Н. Численные методы в теории оптимальных систем. М.: Наука, 1971.

24. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М. Энергоатомиздат, 1982.

25. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в энергетических системах. М. Госэнергоиздат, 1959.

26. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшее распределение нагрузки между параллельно работающими электростанциями. М.:Госэнергоиздат, 1949.

27. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л. Методы оптимизации развития электросистем. М.: Высшая школа, 1987.

28. Цветков Е.В., Алябышева Т.М., Парфенов Л.Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1983.

29. Мельников Н.А. Учет потерь в сети при определении наивыгоднейшего режима энергосистемы. Электричество, 1960. №2.

30. Журавлев В.Г. Об определении наивыгоднейшего режима работы энергетических систем. Электричество, 1963, №9.

31. Руденко Ю.Н., Ясников В.Н. Об определении наивыгоднейшего режима работы энергетических систем. Электричество, 1964, №2.

32. Гремяков А.А., Рокотян И.С., Строев В.А. Модели оптимизационных расчетов при краткосрочном планировании режимов ЭЭС. М.: МЭИ, 1994.

33. Юревич Е.И. Теория автоматического управления. Д.: Энергия, 1975.

34. Артомонов Ю.Г. Синтез оптимальных систем. Киев.: Наукова думка, 1972.

35. Сапожников Р.А. Основы технической кибернетики. М.: Высшая школа, 1970.

36. Казакевич В.В., Родов А.Б. Системы автоматической оптимизации. М,: Энергия, 1977.

37. Растригин А.А. Системы экстремального управления. М.: Наука, 1974.

38. Коршунов Ю.М. Математические основы кибернетики. М.: Энергия, 1980

39. Уайлд Д. Д. Методы поиска экстремума. М.: Наука, 1967.

40. Хелдми Д. Нелинейное и динамическое программирование. М.: Мир, 1967.

41. Строев В.А., Рокотян И.С. Методы математической оптимизации в задачах систем электроснабжения. М.: МЭИ, 1993.

42. Правила технической эксплуатации М., 1989.

43. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем, М. Энергоатомиздат, 1998.

44. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969.

45. Смирнов К.А. Выбор наиболее экономичного состава включенных агрегатов.//Электричество, 1962, №2.

46. Шаханов B.C. Алгоритм вычисления на ЭВМ экономичного распределения нагрузки в энергосистемах.//Электрические станции, 1961, №1.

47. Холмский В.Г., Щербина Ю. Учет ограничений при расчетах режимов ЭЭС, обеспечивающих наименьшие потери.//Электричество, 1962, №2.

48. Совалов С.А. Режимы единой электросистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983.

49. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Хомян А.М. АСУ и оптимизация режимов энергосистем./под ред. Д.А. Арзамасцева, М.: Высшая школа, 1983.

50. Зарубежные энергообъединения А.Ф. Бондаренко, Н.В. Лисицын, Ф.Я. Морозов, А.А. Окин, В.А. Семенов; Под ред. В.А. Семенова. -N1.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.

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

52. Веников В.А., Журавлев В.Г. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

53. Хачатрян B.C., Балабекян М.А. К теории оптимизации режимов больших электроэнергетических систем.//Электричество. 1980. № 10.

54. Кондакова Е.А. Методы балансировки суточных режимов энергосистем.//Электрические станции. 1999. № 12.

55. Любченко В.Я., Манусов В.З., Павлюченко Д.А. Генетический алгоритм оптимизации режимов энергосистем по активной мощности// Электро ,2003.№ з.

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

57. Ислам Мд. Нурул. Улучшение режимных характеристик электроэнергетической системы (Бангладеш) осуществлением управляющих воздействий. Автореферат канд. дисс. М.: МЭИ, 2001.

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

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

60. Герасимов А.С., 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.

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

62. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом М.: ЭНАСД998.

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

64. Баясгалан Загдхорол. Оптимизация режимов энергосистемы Монголии по активной мощности. Автореферат канд. дисс. М.: МЭИ, 2004.

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

66. Горнштейн В.М. Руководящие указания по выбору наивыгоднейшего распределения активной нагрузки между тепловыми электростанциями.// Информационные материалы ВНИИЭ, 1958, вып. 2.

67. Горнштейн В.М. Методика расчета режимов работы энергетических систем при проектировании.//Электричество, 1960, №9.

68. Горнштейн В.М., Пономарев А.В. Методика расчета оптимального режима и характеристик тепловой электростанции. Труды ВНИИЭ, 1972, вып. 40.

69. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. теплофикационные паровые турбины. М.: Энергия, 1976.

70. Щегляев А.В. Паровые турбины. М.: Энергия. 1976.

71. Наумов И.В., Зеленохат Н.И. Предпосылки и пути реструктуризации электроэнергетики России//Восьмая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. В 3-х т. М.: МЭИ, 2002. Т.З. - С. 286.

72. Наумов И.В., Зеленохат Н.И. Оптимизация распределения мощности на электростанциях/Юдиннадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл.в 3-х т.- М.: МЭИ, 2005. Т.З. С. 293-294.

73. Зеленохат Н.И., Наумов И.В., Ислам М.Н. Комбинированное управление загрузкой электростанций//Межвузовский научный сборник «Проблемы электроэнергетики». Саратов: СГТУ. 2006. - С. 16-23.

74. ПРАВИТЕЛЬСТВО МОСКВЫ РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ ГОРОДА МОСКВЫ1. ПОСТАНОВЛЕНИЕ12 декабря 2005 года № 86

75. Об установлении тарифов на тепловую энергию, реализуемую ОАО «Мосэнерго» потребителям города Москвыв 2006 году.

76. Установить и ввести в действие с 01 января 2006 года тарифы на тепловую энергию, реализуемую ОАО «Мосэнерго» потребителям города Москвы в 2006 году, согласно Приложению № 1.

77. Региональной энергетической комиссии города Москвы1. Ю. В. Росляк