автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Совершенствование комплекса моделей и исследование развития ЭЭС с большой долей ГЭС

На правах рукописи

АЛИЕВ Нурлан Касымалыевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОМПЛЕКСА МОДЕЛЕЙ И ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЭС С БОЛЬШОЙ ДОЛЕЙ ГЭС (НА ПРИМЕРЕ ЭЭС КЫРГЫЗСТАНА)

Специальность 05 14 02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 ОКТ 2008

Иркутск - 2008 г

003449320

Работа выполнена в Институте систем энергетики им Л А Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН).

Научный руководитель.

Официальные оппоненты- -

Ведущая организация

чл -корр РАН, доктор технических наук, профессор Воропай Николай Иванович доктор технических наук Ковалев Геннадий Федорович кандидат технических наук профессор

Мурашко Николай Андреевич

Филиал ОАО «НТЦЭ» - СибНИИЭ

Защита состоится 28 октября 2008 г в 11-00 часов ;га заседании диссертационного совета ДООЗ 017 01 при Институте систем энергетики им Л А Мелентьева СО РАН по адресу 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им Л А Мелентьева СО РАН

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью организации, просим отправлять по адресу 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета

Автореферат разослан• . 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук профессор

АМ Клер

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы На современном уровне научно-технического прогресса электрификация является одним из главных показателей развития производительных сил Нет сейчас таких отраслей промышленности, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора и других, в которых не использовалась бы электроэнергия Приоритетность электрической энергии определяется комплексом ее положительных качеств и свойств, таких как универсальность преобразования и использования, легкость в управлении технологическими процессами, транспортабельность практически в любые точки региона, гигиеничность и т.п Электроэнергия является основой механизации и автоматизации производственных процессов, повышения производительности труда и роста качества жизни населения

С учетом развития экономики Кыргызстана требуется развитие электроэнергетики При этом электроэнергетическая система (ЭЭС) Кыргызстана имеег специфическую структуру, определяемую большой долей ГЭС, что вносит существенные дополнительные требования к методам обоснования развития ЭЭС В данной работе предлагаются технология обоснования развития таких ЭЭС и средства ее реализации, на их основе определяются рациональные варианты развития ЭЭС Кыргызстана

Целями данной работы являются разработка общей технологии исследований и алгоритмических связей между действующими математическими моделями обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования, а также обоснование развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу с использованием взаимосвязанных моделей на двух уровнях При этом учитывается неоднородность структуры ЭЭС, а также агрегирование - дезагрегирование моделей

Основой представляемой двухуровневой технологии являются разработанные методы преобразования моделей нижнего уровня, основывающихся на уравнениях узловых напряжений, к моделям верхнего уровня на базе потоковых моделей Алгоритмы преобразования моделей

должны осуществлять агрегирование снизу вверх и дезагрегирование сверху вниз В соответствии с поставленными целями в диссертации решены следующие основные задачи

• Сформулированы методические основы двухуровневой технологии обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами работы на базе использования моделей обоснования развития генерирующих мощностей и пропускных способностей межсистемных связей на верхнем уровне, моделей определения допустимости электрических режимов и устойчивости ЭЭС на нижнем уровне, и разработки методов и алгоритмов взаимосвязи моделей обоих уровней,

• Разработаны и исследованы методы и алгоритмы агрегирования модели нижнего уровня на базе уравнений узловых напряжений к потоковой модели верхнего уровня и дезагрегирования потоковой модели к модели нижнего уровня,

• Выполнены исследования и сформулированы рекомендации по обоснованию развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу до 2020 года с использованием разработанной двухуровневой технологии и поддерживающих ее программных средств.

Методы исследования: методология системного подхода к решению рассматриваемых в работе задач, математические модели и методы обоснования развития ЭЭС, методы математического моделирования установившихся режимов и электромеханических переходных процессов ЭЭС, методы агрегирования-дезагрегирования моделей

На защиту выносятся следующие, представляющие научную новизну, результаты

• Двухуровневая технология обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами функционирования;

• Методы и алгоритмы агрегирования-дезагрегирования моделей, обеспечивающие формализованные взаимосвязи между моделями двух уровней,

• Результаты по обоснованию развития ЭЭС Кыргызстана до 2020 года с использованием разработанной технологии Достоверность результатов работы. В проводимых исследованиях в качестве расчетной схемы замещения ЭЭС Кыргызстана принята расчетная схема, используемая ОАО «Национальная этектрическая сеть ЭЭС Кыргызстана» Исходные режимы зимнего максимума и летнего минимума нагрузок соответствуют данным контрольных замеров Полученные результаты расчетов режимов совпадают с расчетами Центрального диспетчерского управления ЭЭС Кыргызстана

Практическая ценность работы: Применение предлагаемой технологии будет способствовать повышению эффективности и надежности электроснабжения потребителей Кыргызстана Разработанная технология обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами функционирование может иметь более широкое практическое применение для ЭЭС, обладающих другими специфическими свойствами, требующими детального анализа допустимости режимов и устойчивости системы

Апробация результатов работы. Основные положения диссертации опубликованы в 13 печатных работах, 2 отчетах о научно-исследовательских работах Южного отделения Национальной академии наук Кыргызстана, 1 эссе в сборнике «Золотой фонд Кыргызской Республики» (Бишкек, 2007 г), докладывались и обсуждались на ежегодных конференциях молодых ученых ИСЭМ СО РАН (г Иркутск, 2006, 2007 и 2008 гг), на Международной научно-технической конференции «Энергетика - проблемы и перспективы», посвященной 50-летию энергетического факультета и кафедры «Электроэнергетика» в КГТУ им И Раззакова (Бишкек, 2007 г.), на Всероссийской конференции «Повышение эффективности развития и функционирования энергетики в условиях Сибири» (Иркутск, 2008 г)

Структура и объем работы. Диссертация состоит из трех глав, введения, заключения, списка литературы и приложений

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, показана актуальность исследований, отмечается недостаточность методической базы и эффективного инструментария для решения задач обоснования развития сложных ЭЭС со специфическими режимами работы, формулируются дели и задачи работы, приводится структура диссертации

Первая глава посвящена обоснованию и дальнейшей структуризации сформулированных во введении задач работы Приведен обзор математических методов и моделей обоснования развития сложных ЭЭС, проанализированы системы моделирования и прогнозирования развития энергосистем и электрических сетей в России и за рубежом, специфика и место задач развития генерирующих мощностей и основной электрической сети в общей структуре задач управления развитием ЭЭС, раскрыты достоинства и недостатки существующих подходов и методов На этой основе показана актуальность развития методического подхода к решению задачи обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами функционирования В качестве первоочередных направлений развития методического подхода обоснована необходимость разработки общей технологии исследований и алгоритмических связей между действующими математическими моделями обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования

Во второй главе рассматриваются методические основы разработанной автором двухуровневой технологии, математические модели и алгоритмы для обоснования развития ЭЭС специфической структуры (с большой долей ГЭС) Излагаются этапы предлагаемой технологии и кратко характеризуется их содержание Даются характеристики используемых программных средств и описывается структура организации их взаимодействия. Устанавливается место в этой структуре разработанных автором программных средств Далее описывается разработанный автором метод и алгоритм агрегирования-

дезагрегирования моделей на основе уравнений узловых напряжений к потоковым моделям

В технологическом плане ЭЭС рассматривается как технически единая система, включающая параллельно работающие электростанции, связанные между собой и с потребителями электрической сетью Моделирование ЭЭС может быть различным в зависимости от характера задачи и уровня рассмотрения Например, выбор структуры и размещения генерирующих мощностей при формировании стратегии развития электроэнергетики страны может производиться при агрегированном представлении крупных подсистем и пропускных способностей связей между ними При решении аналогичной задачи на уровне подсистем структура последних детализируется в рамках того же типа описания в виде агрегированных подсистем и пропускных способностей связей между ними Обоснование развития электрической сети требует детального ее представления при найденных на предыдущем этапе генерирующих мощностях и их размещении При этом может рассматриваться системообразующая электрическая сеть 220 - 500 кВ высших напряжений, а на уровне подсистем электрическая сеть детализируется путем дополнительного учета элементов (ЛЭП, подстанций) более низких классов напряжений 6 - 110 кВ

Методика агрегирования-дезагрегирования ЭЭС состоит в следующем Рассмотрим условную схему ЭЭС, представленную иа рис 1, где генераторы I, к =1,и принадлежат подсистеме I, те и ке1 ,а генераторы ],1=\,т - подсистеме У, те у, /е./ Сильные связи внутри подсистем и слабые связи между подсистемами имеют место, если

Щк»™ц , (1)

или

Мц < £сЩк, Щ< £ сЩ1, (2)

Здесь и далее в с- малая величина

Рис 1 Схема ЭЭС из двух подсистем (а) и ее структурное (агрегированное) представление

(б)

Следовательно, имеем две сильно связанные подсистемы / и 3 и структурно слабое сечение между ними (см рис 1)

В предлагаемый методике за численную меру связности будем принимать максимальную величину взаимной мощности между двумя генераторами, которая пропорциональна взаимной проводимости и одновременно учитывает класс напряжения

Щ^Е.Е^, (3)

где Е\ Е] - модули переходных ЭДС генераторов в модели,

У0 -взаимная проводимость между узлами приложения ЭДС Е\, и £у ДО- количество элементов (генераторов) в системе Для схемы рис 1

И^п+т (4)

Одной из основных целей формирования иерархической структурной модели сложной ЭЭС в результате структурного анализа является выработка рекомендаций по эквивалентированию схем замещения системы На основании этих общих рекомендаций, а также зависимости от конкретных задач последующих детальных исследований с учетом группировки узлов и связей по их роли в работе ЭЭС формируется структура конкретных эквивалентных схем замещения Для получения параметров этих эквивалентных схем должны быть использованы соответствующие методы и алгоритмы преобразования схем замещения ЭЭС В частности, пропускная способность агрегированной связи между подсистемами (агрегированными узлами) для случая рис 1 определяется как

у» и = I I »

(5)

¡е/уеУ

Особенностью излагаемого подхода является реализация не только операции упрощения схемы (агрегирования, эквивалентирования), но и обратной операции - возврата к исходной схеме замещения (дезагрегирования) Приближенный способ агрегирования узлов исходит из допущения, что если уя » ул, что означает сильную связь между узлами г и ] и слабые связи этих узлов с остальными, то можно полагать у1; = ю и объединить узлы г и у в один агрегированный Формальная реализация алгоритма состоит в суммировании строк и столбцов матрицы У, соответствующих узлам агрегируемой подсистемы, и усреднении напряжений и) этих узлов для получения напряжения агрегированного узла

Дезагрегирование при этом также является приближенным и состоит присвоении узлам исходной подсистемы значения напряжения агрегированного узла, представляющего эту подсистему

В условной схеме ЭЭС, представленной на рис 1, следует отметить, что хотя величина ЭДС зависит от режима, они изменяются в сравнительно небольших пределах Поэтому можно принимать величину ЭДС равной средне-номинальной, что позволит исключить трудоемкую процедуру предварительного расчета режима для большого количества состояний и ускорить процесс анализа А в задачах на верхнем уровне иерархии моделей используется представление ЭЭС в виде потоковой модели Это позволяет абстрагироваться от множественности возможных электрических режимов ЭЭС, получаемых на основе уравнений узловых напряжений и рассматривать задачи обоснования развития ЭЭС, используя линейные модели системы в виде

Где 2, В - векторы потоков и пропускных способностей ветвей, В - вектор потоков (истоков и стоков) вершин графа, А - матрица инциденций

Аг=в,

2< Д

(6) (7)

Задача состоит в определении составляющих вектора Б Необходимые оценки на основе модели, использующей уравнения узловых напряжений, дает формула (8)

=и>у =£,£,>>„, 1,7=1, и, йч б £> (8)

Учитывая, что в потоковой модели верхнего уровня вершины обычно представляют собой соответствующие подсистемы модели нижнего уровня, пропускная способность связи между такими подсистемами /и /есть в (5)

На основании принятого двухуровневого подхода общая схема обоснования перспективного развития ЭЭС будет заключаться в реализации следующих этапов (рис 2)

1. Подготовка расчетной схемы ЭЭС для моделей нижнего уровня (СДО, ПАУ) Определение матрицы структурных коэффициентов Формирование схемы для модели верхнего уровня СОЮЗ методами структурного анализа и агрегирования

Общий алгоритм

Рис 2 Общий алгоритм формирования схемы перспективного развития ЭЭС

2 Формирование исходных условий для оптимизации развигия ЭЭС с помощью комплекса СОЮЗ (аппроксимация годового графика нагрузок, формирование ограничений по суммарной мощности вновь вводимых агрегатов электростанций различных типов и др)

3 Оптимизация развития ЭЭС с помощью комплекса СОЮЗ

4 Дезагрегирование оптимального решения по развигию ЭЭС на модель нижнего уровня (привязка новых генерирующих мощностей к узлам и связям расчетной схемы нижнего уровня)

5 Анализ условий функционирования ЭЭС с использованием моделей нижнего уровня (СДО, ПАУ) В случае невыполнения условий существования или допустимости режима схемы, неустойчивости ЭЭС осуществляется переход к этапу 1, если потребовалась существенная корректировка расчетной схемы ЭЭС

6 Окончание исследований с формулированием рекомендаций по развитию ЭЭС

С учетом изложенной технологии исследований для обоснования развития ЭЭС могут быть использованы компьютерные средства, показанные на рис 3 Здесь сплошные стрелки показывают функциональные взаимосвязи между программными комплексами, штриховыми обозначена передача информации при упрощении моделей, а штриховыми линями без стрелок - общие информационные обмены Важно

Рис 3 Обобщенная структура взаимосвязи компьютерных средств для определения рационалы-ых вариантов развития ЭЭС

отметить, что это не одна, а комплекс взаимосвязанных задач, что определяется сложностью проблемы

Предлагаемая двухстадийная методика обоснования развития ЭЭС состоит в реализации следующих положений

В качестве исходной информации рассматривается расчетная электрическая схема замещения ЭЭС и ее параметры - сопротивления и проводимости связей, величины нагрузок и генерации в узлах и тд Эти данные задаются для характерных условий работы системы в течение года -зимнего максимума нагрузки, режима паводка на реках с ГЭС и др Используются годовой график суточных максимумов нагрузки и характерные суточные графики нагрузки (например, зимние рабочий и выходной дни, летние рабочий и выходной дни и т п) Задаются также состав агрегатов на электростанциях и их характеристики, необходимые для оптимизации структуры генерирующих мощностей.

В качестве начального этапа решается задача определения структуры и параметров агрегированной модели ЭЭС, представляемой в виде сильно связанных подсистем, внутри которых электрическая сеть не ограничивает потокораспределение для рассматриваемых режимов. Подсистемы объединены между собой слабыми связями с ограниченными пропускными способностями Для определения агрегированной модели применяется структурный анализ ЭЭС в виде следующих операций

а) с использованием показателей структурной связности генераторов (7),

составляется матрица [и^ ] г, ; = 1 ,п,п- число генераторов в схеме,

б) матрица ] подвергается кластеризации, в результате которой

формируется агрегированная структура системы в виде сильно связанных подсистем со слабыми связями между ними,

в) определяются пропускные способности связей между подсистемами, используя выражение (8), где / и 3- номера подсистем

Рассмотренные операции выполняются для всех характерных режимов работы ЭЭС в течение года на начальный год обоснования развития ЭЭС (например, 2005г) При этом структура агрегированной модели системы принимается той, которая получена для наиболее тяжелого режима (например, для зимнего максимума нагрузки), а пропускные способности связей между подсистемами соответствуют значениям м>и, полученным для каждого режима

Методика получения показателей связности может быть продемонстрирована на примере расчетной схемы ЭЭС, приведенной на рис 4 Суть методики заключалось в следующем

• Для схемы ЭЭС (см рис 4 а) составляется схема замещения согласно указаниям по составлению схем для расчетов устойчивости ЭЭС и определяются проводимости всех ветвей Нагрузки пересчитываются в проводимости

• Исключением всех узлов, кроме генераторных, схема приводится к виду полного графа, в вершинах которого лежат генераторные узлы (см рис 4, б)

В результате эквивалентных преобразований переходим к эквивалентной системе

• • •

(9)

" . " • •

У, Е — 1г

где

- эквивалентная матрица собственных и взаимных проводимостей

(СВП) генераторных узлов,

- вектор переходных ЭДС в генераторных

узлах,

• вектор столбец генерируемых токов в узлах

Эквивалентная матрица собственных и взаимных проводимостей (СВП) может быть получена из исходной матрицы СВП путем математических

действий над матрицами Для этого исходная матрица четыре квадратные подматрицы

разбивается на

L L

Г*

(10)

я)

Í

-----—\ V" 5

б)

Рис 4 Упрощенная расчетная схема BJI220 кВ и выше ЭЭС Кыргызстана (а) и ее эквивалентная схема замещения (б)

где индексом «Ь» обозначены те узлы, которые необходимо исключить

(нагрузочные узлы), остающиеся (генераторные) узлы имеют индекс «а» С

учетом этого систему уравнений можно записать в виде г

" . " 1 » - . '

Е + У* и - I г

" . -

г* • Е +

и

О

(П)

Эквивалентная матрица СВП генераторных узлов получается путем следующей математической операции

• • • -1 •

= Га. УаЬ Уьь Уьа

Таким образом, определив матрицу

(12)

и зная значения ЭДС в узлах

генераторов, мы можем легко найти матрицу показателей на диагонали которой расположены собственные структурные мощности генераторов, а остальные элементы представляют взаимные структурные мощности между соответствующей парой генераторов

и=

Е У, Е

<Ьав -

(13)

где

диагональная матрица модулей ЭДС в генераторных узлах,

- матрица, у которой диагональные элементы представляют активные составляющие собственных проводимостей генераторных узлов в

эквивалентной матрице СВП = Яе (>'„), остальные элементы -модули взаимных проводимостей между генераторными узлами в той же

матрице уч =

Описанные операции «а», «б», «в» реализованы в программном комплексе СТРУКТУРА в среде МАТЬАВ® 6 5

Следующим этапом является оптимизация структуры генерирующих мощностей и пропускных способностей межсистемных связей на прогнозируемую перспективу (например, 2020 г) с использованием программного комплекса СОЮЗ При этом годовой и суточные графики нагрузки в подсистемах аппроксимируются ступенчатыми кривыми, задаются допустимые объемы ввода новых генерирующих мощностей и ЛЭП и их технико-экономические характеристики, коэффициенты готовности генерирующих агрегатов, уровни резервирования и другая необходимая для решения этой задачи информация

В результате решения рассмотренной задачи получаем рациональную структуру генерирующих мощностей и пропускных способностей межсистемных связей на прогнозируемую перспективу. С учетом неопределенности перспективной информации целесообразно рассмотреть несколько сценариев развития ЭЭС внутри зоны неопределенности, на основе анализа которых могут быть приняты конкретные решения по развитию системы Методы принятия таких решений в условиях неопределенности являются самостоятельной проблемой и здесь не рассматриваются В данной работе используется эвристический подход, основанный на экспертном анализе

На основании полученных на перспективу структуры генерирующих мощностей и пропускных способностей мсжсистемных связей для каждого сценария развития ЭЭС решается задача оптимизации развития основной электрической сети Для этого может быть использован программный комплекс СЕТЬ

Решения, полученные в ПВК СОЮЗ и в ПК СЕТЬ, дезагрегируются до конкретных электростанций и ЛЭП На основе этого на нижнем уровне выполняются расчеты режимов по ПВК СДО-б и устойчивости по ПВК ПАУ, с целью проверки работоспособности ЭЭС

Далее необходимо провести исследования работоспособности будущей ЭЭС, на основе которого может потребоваться корректировка структуры генерирующих мощностей и расчетной схемы электрической сети системы Такое исследование целесообразно провести для каждого сценария развития ЭЭС При существенных корректировках структуры генерации необходимо вернуться к первой стадии, выполнить оптимизацию структуры ЭЭС с учетом корректировок и повторить исследование работоспособности будущей системы

Суть основных задач решаемых, на стадии исследования работоспособности ЭЭС в перспективе, заключается в следующем-

1) Для каждого сценария развития ЭЭС рассчитываются нормальные установившиеся электрические режимы перспективной схемы с учетом новой генерации и новых связей Такие расчеты выполняются для всех характерных режимов работы системы в течение года, особенно для наиболее тяжелого режима зимнего максимума нагрузки Анализируется допустимость уровней напряжений в узлах, при необходимости используются средства поддержания напряжений

2) В каждом нормальном установившемся режиме выявляются наиболее загруженные связи по величине потоков мощности, разности фаз напряжений по концам связи и др

3) Для каждой из наиболее загруженных связей рассчитывается послеаварийный установившийся режим после аварийного отключения этой связи (либо одной цепи в случае многоцепной связи), который анализируется на допустимость уровней напряжений в узлах В случаях несходимости послеаварийного режима либо недопустимых уровней напряжений в некоторых узлах рассматриваемая связь усиливается путем введения дополнительной цепи

4) Проверяется динамическая устойчивость ЭЭС при расчетных возмущениях на каждой из наиболее загруженных связей Для оценки динамической устойчивости ЭЭС используется программный комплекс ПАУ

В случае нарушения динамической устойчивости системы рассматривалось либо усиление данной связи, либо использование дополнительных средств противоаварийного управления

В конечном итоге при выявлении проблем с точки зрения нормального функционирования ЭЭС вносятся необходимые коррективы в структуру системы и состав ее элементов

В третьей главе приводятся результаты исследований развития ЭЭС Кыргызстана с использованием разработанной технологии Дается описание исследуемой ЭЭС Излагаются принципы и подходы к формированию исходных условий для исследований Приводятся результаты агрегирования модели ЭЭС Кыргызстана на основе структурного анализа Рассмотрены основные результаты исследования развития генерирующих мощностей и электрической сети ЭЭС Кыргызстана Даны результаты исследования особенностей функционирования будущей ЭЭС Кыргызстана На основе выполненных исследований сформированы рекомендации по развитию ЭЭС Республики

Учитывая особенности существующей основной электрической сети для оптимизации развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу до 2010, 2015 и 2020 годов, были приняты следующие основные исходные условия

• развитие системы рассматривалось до 2020 г, при этом рост электропотребления принимался одинаковым в обеих подсистемах в соответствии с двумя сценариями 2% в год, что соответствует умеренным темпам роста электропотребления, 4% в год, что соответствует более интенсивному развитию страны,

• годовой график нагрузки аппроксимировался двумя характерными режимами - зимним максимумом и летним минимумом рабочих дней, суточные графики нагрузки аппроксимировались четырьмя интервалами для летнего периода и двенадцатью интервалами для зимнего периода с неизменными значениями нагрузки в пределах каждого интервала,

• возможное увеличение выдачи мощности действующими ГЭС и загрузка новых электростанций (Камбаратинские ГЭС общей максимальной установленной мощностью 2260 МВт) задавались для условий среднемноголетней водности реки Нарын и ее притоков, в качестве альтернативного варианта рассматривались также более жесткие ограничения на выработку электроэнергии ГЭС, соответствующие маловодному году, в котором уровень водности на 20% ниже среднемноголетней

Исходная схема сети ЭЭС Кыргызстана включает 816 узлов, 227 связей (ветвей) и 83 генераторов Пропускная способность сети определяется в основном линиями 220 - 500 кВ (см рис 4), образующими контуры Сеть 110 кВ и ниже является разомкнутой. В данном расчете элементы сеть 110 кВ и ниже представлялись в виде эквивалентной нагрузки на шинах подстанции В результате была получена новая расчетная схема ЭЭС Кыргызстана с ВЛ 220 - 500 кВ, которая включает 144 узла, 154 связи и 13 генераторов При этом параметры режима ЭЭС в сети 220 - 500 кВ остались теми же, что и в исходной схеме

Рассмотренные в гл 2 операции по агрегированию схемы основываются на информации, получаемой из расчета установившегося режима (используется программный комплекс СДО-6) На базе указанной информации комплексные нагрузки в узлах преобразуются в комплексные проводимости на землю, в схему добавляются сопротивления генераторов в соответствующих генерирующих узлах и рассчитываются ЭДС генераторов, все сопротивления схемы перечитываются в проводимости Далее с использованием матричных процедур исключаются все сетевые узлы, и получается полный многополюсник эквивалентных собственных и взаимных нроводимостей относительно узлов приложения ЭДС генераторов (см рис 4, б) Для кластеризации матрицы применяется алгоритм нисходящей

классификации, заключающийся в построении вложенных разбиений, начиная с разбиения, содержащего одноэлементные классы, и кончая разбиением, состоящим из заданного числа классов.

19

Матрица [>у] - квадратная, симметричная матрица (к,] и для схемы

рис. 4 получается следующей (запишем лишь верхнюю часть матрицы) Таблица 1 Показатели симметричной матрицы [и1]

721 727 810 960 726 729

721 XXX 126,0 90,8 119,7 53,8 80,1

727 XXX 76,7 160,0 49,7 53,9

810 XXX 124,8 67,4 49,5

960 XXX 64,9 43,5

726 XXX 153,5

729 XXX

Алгоритм кластеризации разделил схему на две подсистемы, генераторы 721,727,810, 960 и 726, 729

Агрегированная связь между двумя подсистемами для рассматриваемого режима, определяемая как сумма всех элементов матрицы [уу] между подсистемами, имеет пропускную способность 462,8 МВт Результаты расчета пропускной способности сечения между северной и южной частями ЭЭС методом утяжеления установившегося режима в исходной схеме дают практически то же значение, отличающееся в пределах 5%, что указывает на приемлемую точность определения пропускной способности на основе матрицы

В табл 2 приведены укрупненные показатели использования мощности электростанций ЭЭС Кыргызстана на перспективу до 2020 г при интенсивном росте экономики страны с приростом электропотребления 4% в год, полученные путем расчетов по программному комплексу СОЮЗ

Как показывают данные табл 2, в условиях среднемноголетней водности рек прирост мощности электростанций для покрытия растущих нагрузок будет происходить исключительно за счет строительства Камбаратинских ГЭС, при этом не требуется развитие ТЭЦ в ЭЭС Севера и Юга страны В случае малой водности рек, наряду с увеличением необходимой мощности ГЭС на Севере, требуется ввод дополнительных мощностей на ТЭЦ ЭЭС Севера

Рис. 5. Схема ЭЭС Кыргызстана на напряжениях 220 и 500 кВ

Следует отметить, что электроэнергия Камбаратинских ГЭС в условиях среднемноголетней водности рек используется практически полностью: 6808 МВт'Ч в 2020 г. (см. табл. 2) - это максимально возможная выдаваемая электроэнергия Камбаратинских ГЭС для рассматриваемых условий.

Таблица 2. Показатели использования мощности электростанций ЭЭС Кыргызстана на перспективу при интенсивном росте экономики__

ЭЭС Электростанции 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.

ТЭЦ 666 666/666 666/706 748/1249

Се- 3130 3138/3135 3165/3494 3814/7490

вер ГЭС 76 79/79 79/286 334/290

360 374/369 379/1560 1945/1559

ТЭЦ 50 50/50 50/50 50/50

230 237/238 235/300 243/245

Юг Действующие 2870 2870/2870 2870/2870 2870/2870

ГЭС 9860 9930/7949 9931/7950 9930/7950

Камбаратинские 0 266/650 834/910 1158/1169

ГЭС 0 1608/3901 5007/5450 6808/5450

Всего 3662 3931/4315 4499/4822 5160/5628

13580 15287/15592 18717/18754 22740/22694

Примечания: над чертой - мощность, МВт; под чертой - электроэнергия, ГВт-ч; среднемноголетняя водность / маловодные годы.

Исследования показали большие адаптационные возможности ЭЭС Кыргызстана, как целостной технической системы, которые позволяют без дополнительных долгосрочных мероприятий компенсировать длительное

выбывание генерирующих мощностей при умеренном темпе роста электропотребления, каковыми являются показатели развития экономики Кыргызстана в данное время (2% в год) по данным ЦДУ ОАО «НЭСК»

Расчеты по программному комплексу СОЮЗ показали также, что требуется усиление связи, соединяющей ЭЭС Севера и Юга

Анализ работоспособности схемы ЭЭС Кыргызстана на уровне 2020 г в соответствии с изложенной выше методикой с помощью расчетов послеаварийных режимов с использованием программного комплекса СДО-6 и динамической устойчивости с помощью программного комплекса ПАУ показал, что более тяжелые условия имеют место для сценария среднемноголетней водности рек при интенсивном развитии экономики страны При этом требуется усиление основной электрической сети в основном в ЭЭС Юга путем строительства около десяти дополнительных ЛЭП 500 и 220 кВ

Результаты проведенных исследований в основном совпадают с имеющимися рекомендациями по развитию ЭЭС Кыргызстана до 2020г., полученными другими средствами, что подтверждают корректность предлагаемой автором методики и используемых программных средств

В заключении приведены следующие основные теоретические, методические и практические результаты работы.

1 Выполнен анализ существующих моделей, обзор методических подходов и методов решения задачи обоснования развития сложных ЭЭС в России и за рубежом Основные недостатки существующих моделей развития ЭЭС следующие В большинстве моделей не учитываются условия функционирования ЭЭС (ограничения на загрузку ЛЭП по условиям допустимости режимов и устойчивости) В тех моделях, где предусмотрен учет электрических режимов ЭЭС, имеются существенные ограничения на размерность решаемой задачи, поэтому для решения практических задач с большим числом переменных их применение затруднено Кроме этого, используемые в существующих моделях развития электрической сети методы

учета функционирования ЭЭС могут вносить значительную погрешность в формируемое моделью решение В результате проведенного анализа в качестве первоочередных направлений совершенствования существующею методического обеспечения предпроектных исследований развития ЭЭС обоснована необходимость разработки и применения двухуровневой технологии обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования, а также алгоритмических связей между используемыми математическими моделями

2 Разработана и реализована общая двухуровневая технология исследований и алгоритмических связей между используемыми математическими моделями обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования Особенно это важно для ЭЭС со специфической структурой, например, с большой долей ГЭС, которые имеют существенные неэнергетические ограничения и специфические режимы работы. Системой подобного типа является ЭЭС Кыргызстана, причем режимы работы ГЭС существенно зависят от водности па реках, ирригации и др Агрегированная модель ЭЭС рассматривается на верхнем уровне задачи, а более детальные модели - на нижнем

3 Разработана структура организации программного обеспечения для реализации двухуровневой технологии обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами работы на базе использования моделей обоснования развития генерирующих мощностей и пропускных способностей межсистемных связей на верхнем уровне, моделей определения допустимости электрических режимов и устойчивости ЭЭС на нижнем уровне, и разработки методов и алгоритмов взаимосвязи моделей обеих уровней

4 Разработаны методика и алгоритм преобразования модели нижнего уровня, основывающейся на уравнениях узловых напряжений, к моделям верхнего уровня на базе потоковых моделей, для обоснования развития ЭЭС Разработанный алгоритм заполнил недостающее звено взаимосвязей между ПВК, используемыми для обоснования развития ЭЭС

5 В целях апробации предложенного методического подхода проведена оптимизация развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу до 2010 и 2015 -2020 годов, в результате которой был сформирован наиболее рациональный вариант развития ЭЭС Технико-экономический анализ и сравнение этого варианта с рекомендациями ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» по развитию ЭЭС показали, что формируемая на основе предложенной методики группа вариантов при удовлетворении техническим ограничениям обеспечивает меньшую потребность в инвестициях Поэтому в условиях недостатка инвестиций использование предложенной методики является наиболее эффективным

6 Выполнен комплекс расчетов режимов (нормальных, утяжеленных, послеаварийных, вынужденных) и переходных процессов при возмущениях в ЭЭС Кыргызстана Расчеты показали направления необходимой корректировки электрической схемы ЭЭС Кыргызстана путем ввода дополнительных ЛЭП

7 Результаты выполненных исследований в основном совпадают с имеющимися рекомендациями по развитию ЭЭС Кыргызстана до 2020г, полученными другими средствами, что подтверждают корректность предлагаемой автором методики и используемых программных средств

Приложения содержат детализацию приведенных ,в работе результатов, выполненных автором

Автор надеется, что разработанные положения будут полезны для решения не только изложенных в работе, но и ряда других практических задач

По iсмс диссертации опубликованы следующие работы:

а) В изданиях из перечня ВАК

1. Апиев НК, Воропай НИ Обоснование развития электроэнергетических систем с большой долей ГЭС - С-Петербург «Научно-технические ведомости СП6ГГ1У», 1(53)/2008, с 54-59

б) Статьи в отечественных журналах

2. Apiev N К, Selifanov V V, Voropai NI Kyrgyzstan's Power System Expansion Planning With a High Share of Hydropower Plants and Connections the Neighboring Countries // The International Conference Asian Energy Cooperation (AEC) - Irkutsk Energy system Institute, 2008 - p

3 Алиев НК Формирование иерархической структурной модели для обоснования развития ЭЭС Кыргызстана // «Энергетика — проблемы и перспективы», посвященной 50-летию энергетического факультета и кафедры «Электроэнергетика» в КГТУ им И Раззакова Сб докладов Международной научно-технической конференции. - Бишкек КГТУ им И Раззакова, 2007 -вын 16 с 140-146

4. Апиев Н К Методика планирования развития электроэнергетических систем с большой долей ГЭС // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». - Иркутск. ИрГТУ, 2008. - с. 453 -458

5. Апиев Н К Применение структурного анализа в исследованиях развития ЭЭС Кыргызстана (характеристика проблемы и некоторые результаты)// Системные исследования в энергетике Тр молодых ученых ИСЭМ СО РАН - Иркутск ИСЭМ СО РАН, 2006 -Вып 36-е 25-31

6. Апиев НК Алгоритм формирования агрегированной модели для обоснования развития ЭЭС // Системные исследования в энергетике Тр молодых ученых ИСЭМ СО РАН - Иркутск ИСЭМ СО РАН, 2007 - Вып 37 - С 7-12

7. Алиев H К Определения рациональных вариантов развития ЭЭС со специфической структурой // Системные исследования в энергетике Тр молодых ученых ИСЭМ СО РАН - Иркутск ИСЭМ СО РАН, 2008 - Вып 38.-с 12-19

8. Апиев H К, Камычыбеков У С Электроэнергетикалык системаларды ГЭСтин чоц энчиси менен негиздее жана онуктуруу ~ Ош Сб научн тр «Вестник ОшТУ», ОшТУ им Адышева, 2008 с 12-19

9. Воропай H И, Апиев H К Татаал электроэнергетикалык системаларды енуктуруунун ыцгайлуу жолун изилдее // Научно-техническая конференция посвященную 15-летнему юбилею Жалалабадского гос университета -Жалалабад Сб научн тр «ВестникЖаГУ»,2008 -с 6-12

10. Камчыбеков У.С , Апиев H К Использование методики структурного анализа в исследованиях развития ЭЭС // Там же, где [9], 2008 - с 45-52

11. Апиев H К Системно-структурный подход к исследованию развития ЭЭС // Там же, где [8], 2008 - С 38 - 45

12. Апиев H К Разработка подходов по обоснованию развития ЭЭС с преобладанием ГЭС//Там же, где [3], 2007 - Вып 16 с 136-140

13. Апиев H К Использование методов и алгоритмов структурного анализа в исследованиях развития ЭЭС - Бишкек Сб науч тр «Вестник КРСУ», 2008 - т 8, № 3, с 82 - 87

14. Апиев H К Оптимизация развития электроэнергетических систем Кыргызстана на период до 2020 г // Там же, где [13], 2008. - т 8, №3, с 76 -81

Заказ №229 тираж 100 экз Отпечатано в ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул Лермонтова, 130

Введение.

1. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ СЛОЖНЫХ ЭЭС И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ДИССЕРТАЦИИ.

1.1. Обзор методических подходов и математических моделей обоснования развития сложных ЭЭС.

1.2. Характеристики и особенности ЭЭС Кыргызстана как объекта исследования развития.

1.3. Анализ иерархического подхода к обоснованию развития

1.4. Постановка задачи диссертации.

1.5. Выводы по главе 1.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ, МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И АЛГОРИТМЫ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЭС С БОЛЬШОЙ ДОЛЕЙ ГЭС.

2.1. Методические основы и технология исследований.

2.2. Используемые программные средства и их взаимодействие

2.3. Метод и алгоритм агрегирования-дезагрегирования моделей ЭЭС.

2.4. Выводы по главе 2.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЭС КЫРГЫЗСТАНА.

3.1. Описание исследуемой ЭЭС.

3.2. Формирование исходных условий для исследований.

3.3. Агрегирование - дезагрегирование моделей ЭЭС на основе структурного анализа.

3.4. Исследование развития ЭЭС Кыргызстана.

3.5. Исследование особенностей функционирования ЭЭС Кыргызстана.

3.6. Формирование рекомендаций по развитию ЭЭС Кыргызстана.

3.7. Выводы по главе 3.

Актуальность проблемы. На современном уровне научно-технического прогресса развития всех отраслей народного хозяйства потребление электроэнергии является одним из главных показателей развития производительных сил. Нет сейчас таких отраслей промышленности, сельского хозяйства, коммунально-бытового сектора и других, в которых не использовалась бы электроэнергия. Приоритетность электрической энергии определяется комплексом ее положительных качеств и свойств, таких как универсальность преобразования и использования, легкость в управлении технологическими процессами, транспортируемость практически в любые точки региона, гигиеничность, и т. п. Электроэнергия является основой механизации и автоматизации производственных процессов, повышения производительности труда и роста благосостояния населения [1,2].

Распад СССР, становление Кыргызстана как суверенного государства, коренные изменения его социально-политического устройства, экономического и геополитического положения, зависимость от импорта энергоносителей, обусловили необходимость пересмотра стратегии и тактики развития топливно-энергетического комплекса и в первую очередь -электроэнергетики, так как электроэнергия является на данном этапе единственным энергоносителем, способным полностью удовлетворить потребности Республики. Особенно велика роль гидроэнергетики, работающей на практически неистощаемых водных ресурсах и способной за относительно короткий срок возместить вложенные в ее строительство средства. Только за счет развития гидроэнергетики возможно замещение дорогостоящих импортных энергоносителей - газа и топочного мазута, дальнейшее развитие производительных сил Республики, внедрение прогрессивных технологических процессов, развитие новых электроемких производств, увеличение продукции на сельскохозяйственных предприятиях, более широкое внедрение электроэнергии в коммунально-бытовой сектор для отопления зданий, получения горячей воды, приготовления пищи и т. п. Широкое применение электроэнергии на производственно-бытовые нужды выгодно как с экономической, так и с экологической точек зрения.

Несмотря на ежегодно увеличивающееся потребление электроэнергии на душу населения, оно в Республике значительно ниже, чем в других странах СНГ. В связи с этим Президент Республики издал указ «О приоритетном развитии энергетического комплекса Республики Кыргызстан», в котором предлагается считать государственную энергетическую политику одним из основных приоритетных направлений экономического развития страны.

Наряду с развитием энергетических отраслей не менее важным резервом является политика энергосбережения за счет повышения эффективности использования топлива и энергии по сравнению с наращиванием их добычи и производства. Расчеты показывают, что резервы экономии могут составлять почти 30% от общих объемов потребления.

В Кыргызстане в настоящее время построены и действуют такие I крупные объекты электроэнергетики, как Токтогульская и Курпсайская гидроэлектростанции, Бишкекская теплоэлектроцентраль. Создана энергетическая система, охватывающая своим влиянием практически все уголки Республики. Выдача мощности производится по высоковольтным линиям электропередачи напряжениям 500, 220,110 и 35 кВ и другим более низкого напряжения. Эксплуатация таких объектов, оснащенных сложным и дорогостоящим оборудованием, требует опытного, хорошо подготовленного персонала, качество работы и опытность которого во многом определяют бесперебойность и надежность энергоснабжения [3]. Рост электропотребления в перспективе потребует развития генерирующих мощностей. I

Одним из важных направлений развития электроэнергетики Кыргызстана в настоящее время является развитие основной электрической сети электроэнергетических систем (ЭЭС). Перспективы реструктуризации электроэнергетики и формирования рынков электроэнергии, для функционирования которых необходимы развитые электрические сети, недостаток инвестирования в строительство новых генерирующих мощностей, формирование межгосударственных электрических связей, приводят к тому, что все большую актуальность приобретают вопросы комплексного развития генерации и основной сети ЭЭС. При этом, в условиях усложнения структуры энергосистем, увеличения протяженности электрических связей и дальности транспорта электроэнергии, особое внимание при управлении развитием ЭЭС должно уделяться анализу условий их перспективного функционирования.

В настоящее время ведется реализация различных проектов, средствами ОАО «НЭСК (Национальная электрическая сеть Кыргызстана)» и ОАО «Электрические станции», и в то же время проводится работа с международными финансовыми организациями и правительствами ряда стран по поиску дополнительных инвестиций. I

На данном этапе ОАО «Электрические станции» в рамках проекта Всемирного Банка по реконструкции ТЭЦ г. Бишкек продолжается реализация второй фазы проекта, предусматривается частичная реконструкция электрооборудования Ат-Башинской ГЭС за счет заемных средств Швейцарского Правительства, идет процесс поиска инвестора для завершения строительства Камбаратинской ГЭС-2 и строительства Камбаратинской ГЭС-1 [4].

ОАО «НЭСК» в формировании развития электрических сетей 220 -500 кВ Кыргызстана исходит из необходимости сохранения существующих электрических связей с энергосистемой Узбекистана для обеспечения экспортных возможностей Кыргызстана, параллельной работы энергосистемы в составе ОЭС Центральной Азии, оказания взаимной помощи в аварийных ситуациях, формирования магистральных сетей Юга страны, позволяющих обеспечивать выдачу мощности и распределение энергии. Проблемы энергоснабжения страны на ближайшую перспективу и полной выдачи мощности ГЭС могут быть решены строительством новой ПС 500/220 кВ Датка в районе г. Жалал-Абад с подключением ее к существующей BJI 500 кВ и сети 220 кВ, увязав их схемы выдачи в единую электрическую систему на уровне 220 - 500 кВ. Создание единого центра электроснабжения Юга со строительством ПС 500 кВ Датка и развитием сетей 220 кВ подтверждается расчетами, выполненными фирмой «ФИХТНЕР» в проекте модернизации региональной системы передачи электроэнергии в Республиках Центральной Азии [5].

Задачам, связанным с применением математических методов для анализа развития ЭЭС, посвящено значительное число работ российских и зарубежных ученых.

Основные принципы моделирования развития сложных ЭЭС сформулированы в работах Л.А. Мелентьева, JI.C. Беляева, Н.И. Воропая, В.А. Ханаева, И.М. Волькенау, А.Н. Зейлигера, Л.Д. Хабачева, Г.В. Войцеховской, В.Р. Окорокова, В.В. Труфанова, H.A. Абраменковой, Т.Б. Заславской, Д.Н. Ефимова, H.A. Мурашко, Р. Салливана и многих других. Среди работ, посвященных вопросам управления развитием электрической сети в России и за рубежом следует отметить работы таких ученых как З.П. Кришан, И.Б. Моцкус, О.Г. Паэгле, О.Н. Цалагова, А. Марлен, Ж.К. Доду, Л. Сальвадери.

Однако требуется комплексное долгосрочное обоснование развития электроэнергетики Кыргызстана с учетом ее специфики, связанной с большой долей ГЭС, режимы работы которых определяются не только потребностями в электроэнергии, но и приточностью водохранилищ, другими водопользователями. Исходя из этого, наиболее сложным является описание условий перспективного функционирования ЭЭС (законов естественного потокораспределения и ограничений на загрузку ЛЭП по условиям устойчивости ЭЭС), оказывающих существенное влияние на выбор наилучшего варианта развития ЭЭС. Учет этих условий требует использования детальных моделей электрических режимов и переходных процессов, что значительно усложняет исходную задачу.

Недостаточность методической базы и эффективного инструментария для решения задач обоснования развития сложных ЭЭС со специфическими режимами работы приводит к тому, что на практике некоторые вопросы решаются на основе опыта и интуиции проектировщиков. Такая технология решения задачи может стать причиной выбора нерациональной стратегии развития ЭЭС и, как следствие, необоснованных экономических затрат и ущербов у потребителей.

Целями данной работы являются разработка общей технологии 1 исследований и алгоритмических связей между действующими математическими моделями обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования, а также обоснование развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу с использованием взаимосвязанных моделей на двух уровнях. При этом учитывается неоднородность структуры ЭЭС, а также агрегирование - дезагрегирование моделей.

Основой представляемой двухуровневой технологии являются методы преобразования моделей нижнего уровня, основывающихся на уравнениях узловых напряжений, к моделям верхнего уровня на базе потоковых моделей. Алгоритмы преобразования моделей должны осуществлять агрегирование снизу вверх и дезагрегирование сверху вниз. В соответствии с поставленными целями в диссертации решены следующие основные задачи: • Сформулированы методические основы двухуровневой технологии обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами работы на базе использования моделей обоснования развития генерирующих мощностей и пропускных способностей межсистемных связей на верхнем уровне, моделей определения допустимости электрических режимов и устойчивости ЭЭС на нижнем уровне, и разработки методов и алгоритмов взаимосвязи моделей обоих уровней;

• Разработаны и исследованы методы и алгоритмы агрегирования модели нижнего уровня на базе уравнений узловых напряжений к потоковой модели верхнего уровня и дезагрегирования потоковой модели к модели нижнего уровня;

• Выполнены исследования и сформулированы рекомендации по обоснованию развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу до 2020 года с использованием разработанной двухуровневой технологии и поддерживающих ее программных средств.

Методы исследования: методология системного подхода к решению рассматриваемых в работе задач, математические модели и методы обоснования развития ЭЭС, методы математического моделирования установившихся режимов и электромеханических переходных процессов ЭЭС, методы агрегирования-дезагрегирования моделей.

На защиту выносятся следующие, представляющие научную новизну результаты:

• Двухуровневая технология обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами функционирования;

• Методы и алгоритмы агрегирования-дезагрегирования моделей, обеспечивающие формализованные взаимосвязи между моделями двух уровней;

• Результаты по обоснованию развития ЭЭС Кыргызстана до 2020 года с использованием разработанной технологии.

Достоверность результатов работы. В проводимых исследованиях в качестве расчетной схемы замещения ЭЭС Кыргызстана принята расчетная схема, используемая ОАО «Национальной электрической сети ЭЭС Кыргызстана». Исходные режимы зимнего максимума и летнего минимума нагрузок соответствуют данным контрольных замеров. Полученные результаты расчетов режимов совпадают с расчетами Центрального диспетчерского управления ЭЭС Кыргызстана.

Практическая ценность работы: Применение предлагаемой технологии будет способствовать повышению эффективности и надежности электроснабжения потребителей Кыргызстана. Разработанная технология обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами функционирование может иметь более широкое практическое применение для ЭЭС, обладающих другими специфическими свойствами, требующими детального анализа допустимости режимов и устойчивости системы.

Апробация результатов работы. Основные положения диссертации опубликованы в 13 печатных работах, 2 отчетах о научно-исследовательских работах Южного отделения Национальной академии наук Кыргызстана, 1 эссе в сборнике «Золотой фонд Кыргызской Республики» (Бишкек, 2007 г.), докладывались и обсуждались на ежегодных конференциях молодых ученых ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск, 2006, 2007 и 2008 гг.), на Международной научно-технической конференции «Энергетика - проблемы и перспективы», посвященной 50-летию энергетического факультета и кафедры «Электроэнергетика» в КГТУ им. И. Раззакова (Бишкек, 2007 г.), на Всероссийской конференции «Повышение эффективности развития и функционирования энергетики в условиях Сибири» (Иркутск, 2008 г.).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из трех глав, введения, заключения, списка литературы и приложений.

Первая глава посвящена обоснованию и дальнейшей структуризации сформулированных во введении задач работы. Приведен обзор методических подходов, математических методов и моделей обоснования развития сложных ЭЭС, проанализированы системы моделирования и прогнозирования развития энергосистем и электрических сетей в России и за рубежом, специфика и место задач развития генерирующих мощностей и основной электрической сети в общей структуре задач управления развитием ЭЭС, раскрыты их достоинства и недостатки. На этой основе показана актуальность развития методического подхода к решению задачи обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами функционирования. В качестве первоочередных направлений развития методического подхода обоснована необходимость разработки общей технологии исследований и алгоритмических связей между действующими математическими моделями обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования.

Во второй главе рассматриваются методические основы предлагаемой автором двухуровневой технологии, математические модели и алгоритмы для обоснования развития ЭЭС специфической структуры (с большой долей ГЭС). Излагаются этапы предлагаемой технологии и кратко характеризуется их содержание. Даются характеристики используемых программных средств и описывается структура организации их взаимодействия. Устанавливается место в этой структуре разработанных автором программных средств. Далее описывается разработанный автором метод и алгоритм агрегирования-дезагрегирования моделей на основе уравнений узловых напряжений к потоковым моделям.

В третьей главе приводятся результаты исследований развития ЭЭС Кыргызстана с использованием разработанной технологии. Дается описание исследуемой ЭЭС. Излагаются принципы и подходы к формированию исходных условий для исследований. Приводятся результаты агрегирования модели ЭЭС Кыргызстана на основе структурного анализа. Рассмотрены основные результаты исследования развития генерирующих мощностей и электрической сети ЭЭС Кыргызстана. Даны результаты исследования особенностей функционирования будущей ЭЭС Кыргызстана. На основе выполненных исследований сформированы рекомендации по развитию ЭЭС Республики.

В Заключении даны основные результаты, полученные в диссертации и выносимые на защиту.

3.7. Выводы по главе 3

Результаты использования технологии обоснования развития ЭЭС применительно к ЭЭС Кыргызстана позволяет сделать следующие выводы:

1. С использованием разработанной технологии обоснования развития ЭЭС с большой долей ГЭС, основанной на двухуровневом моделировании объекта исследований, выполнен прогноз развития ЭЭС Кыргызстана до 2020 г. Результаты прогноза подтвердили эффективность разработанного двухуровневого подхода.

2. Исследования показали, что для работоспособности схемы ЭЭС Кыргызстана на уровне 2020 г. более тяжелые условия имеют место для сценария среднемноголетней водности рек при интенсивном развитии экономики страны. При этом требуется усиление основной электрической сети в основном в ЭЭС Юга путем строительства около десяти дополнительных ЛЭП 500 и 220 кВ.

3. Выполненный анализ результатов расчета пропускной способности сечения между северной и южной частями ЭЭС Кыргызстана методом утяжеления установившегося режима в исходной схеме дают практически то же значение, что и разработанная программа СТРУКТУРА, отличающееся в пределах 5%, что указывает на приемлемую точность определения пропускной способности на основе структурного анализа.

4. Результаты выполненного прогноза развития ЭЭС Кыргызстана в основном совпадают с результатами ранее выполненных исследований, что подтверждает адекватность и обоснованность разработанной технологии исследований развития ЭЭС со специфической структурой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные теоретические, методические и практические результаты работы следующие:

1. Выполнен анализ существующих моделей, обзор методических подходов и методов решения задачи обоснования развития сложных ЭЭС в России и за рубежом. Основные недостатки существующих моделей развития ЭЭС следующие. В большинстве моделей не учитываются условия функционирования ЭЭС (ограничения на загрузку ЛЭП по условиям допустимости режимов и устойчивости). В тех моделях, где предусмотрен приближенный учет электрических режимов ЭЭС, имеются существенные ограничения на размерность решаемой задачи, поэтому для решения практических задач с большим числом переменных их применение затруднено. Кроме этого, используемые в существующих моделях развития электрической сети методы учета функционирования ЭЭС могут вносить значительную погрешность в формируемое моделыЬ решение. В результате проведенного анализа в качестве первоочередного направления совершенствования существующего методического обеспечения предпроектных исследований развития ЭЭС обоснована необходимость разработки и применения двухуровневой технологии обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования, а также алгоритмических связей между используемыми математическими моделями.

2. Разработана и реализована общая двухуровневая технология исследований и алгоритмических связей между используемыми математическими моделями обоснования развития ЭЭС и анализа режимов их функционирования. Особенно это важно для ЭЭС со специфической структурой, например, с большой долей ГЭС, которые имеют существенные неэнергетические ограничения и специфические режимы работы. Системой подобного типа является ЭЭС Кыргызстана, причем режимы работы ГЭС существенно зависят от водности на реках, ирригации и др. Агрегированная модель ЭЭС рассматривается на верхнем уровне задачи, а более детальные модели - на нижнем.

3. Разработана структура организации программного обеспечения для реализации двухуровневой технологии обоснования развития ЭЭС со специфическими режимами работы на базе использования моделей обоснования развития генерирующих мощностей и пропускных способностей межсистемных связей на верхнем уровне, моделей определения допустимости электрических режимов и устойчивости ЭЭС на нижнем уровне, и разработки методов и алгоритмов взаимосвязи моделей обоих уровней.

4. Разработаны методика и алгоритм преобразования модели нижнего уровня, основывающийся на уравнениях узловых напряжений, к моделям-верхнего уровня на базе потоковых моделей, для обоснования развития ЭЭС. Разработанный алгоритм заполнил недостающее звено взаимосвязей между ПВК, используемыми для обоснования развития ЭЭС.

5. В целях апробации предложенного методического подхода проведена оптимизация развития ЭЭС Кыргызстана на перспективу до 2010 и 2015 — 2020 годов, в результате которой был сформирован наиболее рациональный вариант развития ЭЭС. Технико-экономический анализ и сравнение этого варианта с рекомендациями ОАО «Национальная электрическая сеть' Кыргызстана» по развитию ЭЭС показали, что формируемая на основе предложенной методики группа вариантов при удовлетворении техническим ограничениям обеспечивает меньшую потребность в инвестициях. Поэтому в условиях недостатка инвестиций использование предложенной методики является наиболее эффективным.

6. Выполнен комплекс расчетов режимов (нормальных, утяжеленных, послеаварийных, вынужденных) и переходных процессов при возмущениях в ЭЭС Кыргызстана. Расчеты показали направления необходимой корректировки электрической схемы ЭЭС Кыргызстана путем ввода дополнительных ЛЭП.

7. Результаты выполненных исследований в основном совпадают с имеющимися рекомендациями по развитию ЭЭС Кыргызстана до 2020г., полученными другими средствами, что подтверждают корректность предлагаемой автором методики и используемых программных средств.

Автор надеется, что разработанные положения будут полезны для решения не только изложенных в работе, но и ряда других практических задач.

1. Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Энергетика эл чарбасынын эц маанилуу тармагы // Коммунист, 1981, №12, с. 71 - 75.

2. Беляков Ю.П., Рахимов К.Р. Кыргызстандын энергетикасы. Фрунзе: Кыргызстан. 1983. 92 с.

3. Развитие энергетики Кыргызстана. / Тулебердиев Ж. Т., Рахимов К. Р., Беляков Ю. П. Бишкек: Шам, 1997, 296 с.4. http.V/www.energo-es.kg/info/2007/Q 1/18/25/5. http://www.nesk.energo.kg/

4. Ханаев В.А., Труфанов В.В, Тришечкин A.M. Автоматизация системных исследований развития ЕЭЭС СССР// Электронное моделирование, 1986, т.8, №6, с. 59-64.

5. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики / Беляев JI.C., Войцеховская Г.В., Савельев В.В. и др. Новосибирск: Наука, 1980, 240с.

6. Belyaev L.S., Kononov Yu.D., Makarov A.A. Method and Models for Optimization of Energy Systems Development// Soviet Experience. Review of Energy Models. Laxenburg: IIASA, 1976, No.3, p.22-33.

7. Benders R.M.J., Biesiot W. Planning Models Show Comparative Results 11 IEEE Computer Application in Power, 1998, Vol.11, No.l, p.64-68.

8. Мелентьев JI.А. Системные исследования в энергетике. М., Наука, 1979.416 с.

9. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Технико-экономические основы формирования электроэнергетических систем. М., Энергия, 1980. 300 с.

10. Веников В.А., Идельчик В.И. Электрические станции, сети и системы. Т. 7. Методы оптимизации управления планированием больших систем энергетики. М. ВИНИТИ, 1974. 206 с.

11. Войцеховская Г.В., Коренева В.Г. Математическая модель для анализа развития сложных электроэнергетических систем, содержащих гидроэлектростанции // Мат. модели для анализа и экономической оценки вариантов развития ЭЭС. Иркутск, 1971, с. 25 42.

12. Stephens С.М. Energy Resource Planning for the Bonneville Power Administration // The Opportunities of Ecologically Clean Energy Efficiency, Int. Conf. Proc., Minsk, Belarus, May 25-27, 1993, p. 71-78.

13. Neelakanta P.S., Arsali M.H. Integrated Resource Planning Using Segmentation Method Based Dynamic Programming // IEEE Trans. Power Systems, 1999, Vol. 14, No. 1, p. 375-385.

14. Khatib H. Economic of Projects in the Electricity Supply Industry. London:i1.E Press, 2003,216 p"

15. Deeling With Uncertainty in System Planning Has Flexibility Proved to Be an Adequate Answer? / E. Van Geert, I. Glend, N. Halberg e.a.// Electra, 1993, No. 151, p.53-66.

16. Method for Planning Under Uncertainty ¡Towards Flexibility in Power System Development/ E. Van Geert, I. Glend, N. Halberg e.a.// Electra, 1995, No. 161, p. 143-163.

17. IRP/DSM/LCP and Their Effect on Power System Planning / J. Michel, J. Arce- luz, E. Golvano e.a. // CIGRE, 1996 Session Proc., Paris, France, August25-29, 1996, lip.

18. Методы и модели разработки региональных энергетических программ / Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Агафонов Г.В. и др. Новосибирск: Наука, 2003. 140 с.

19. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем// от 30.06.2003, № 281.

20. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем / Н.А. Мурашко, Ю.А. Охорзин, JI.A. Крум, О.Н. Войтов и др. Новосибирск: Наука, 1987,240 с.

21. Ефимов Д.Н., Попов Д.Б. Открытая система моделирования переходных процессов в ЭЭС // Энергосистема: управление, качество, безопасность. Сб. Док. Всерос. н. т. Конф. Екатеринбург: УГТУ -УПИ, 2001, с. 131-135.

22. Методы управления физико-техническими системами энергетики вновых условиях / Н.И. Воропай, H.H. Новицкий, Е.В. Сеннова и др. -Новосибирск: Наука, Сиб. изд. фирма РАН, 1995.-335 с.

23. Иманалиев М.И. По пути ГОЭЛРО, Кыргызстан, 1974.

24. Маматканов Д.М., Баштан А.П., Аманалиев H.A. Гидроэнергетика Советского Кыргызстана. Фрунзе: Изд-во «Кыргызстан», 1976.

25. Касымова В.М. Топливно-энергетической комплекс Кыргызской ССР. Фрунзе: Изд-во «Кыргызстан», 1990.

26. Акаев A.A. О стратегии социально-экономического развития Кыргызской Республики и неотложных действиях// Слово Кыргызстана. 23 ноября 1993г.

27. Воропай Н.И. Иерархическое моделирование при обосновании развития электроэнергетических систем ' // Exponenta Pro. Математика в приложениях, 2003, №4(4), с. 24-27.

28. Voropai N.I. Hierarchical technology for electric power system expansion planning // IEEE Budapest Power Tech'99 Conf. Proc., Budapest, Hungary, Aug. 29- Sept.2, 1999, p.281-285.

29. Абраменкова H.A., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем (В задачах моделирования и синтеза) Новосибирск: Наука, Сиб.отд-ние, 1990, 224 с.

30. Анализ неоднородности электроэнергетических систем / О.Н. Войтов, Н.И. Воропай, А.З. Гамм и др. Новосибирск: Наука, 1999, 256 с.

31. Апиев Н.К. Алгоритм формирования агрегированной модели для обоснования развития ЭЭС// Системные исследования в энергетике. Материалы конф. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2007, с. 31-37.

32. Усов И.Ю. Методика оптимизации развития основной электрической сети с использованием показателей структурного анализа // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Иркутс к: ИСЭМ СО РАН, 2003, Вып. 33, с. 73-80.

33. В.Г. Потемкин. Введение в MATLAB. М: Диалог МИФИ, 2000, 247 с.

34. Поздняков А.Ю. Расчет эквивалентных узловых проводимостей сети // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1970, № 3, с. 101-105.

35. Воропай Н.И. Об ошибках округления при эквивалентировании линейных электрических сетей- Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973, № 2, с. 167-173.

36. Дружинин И.П. Об асинхронности меженных отдач крупных рек. «Тр. Юбилейной научной сессии АН. Кирг. ССР», ОТН, г. Фрунзе: Изд. АН Кирг. ССР, 1958.

37. Токомбаев К.А. К вопросу выбора устаовленных мощностей проектируемых электростанций с учетом работы их в местной энергосистеме // Изд. АН Кирг. ССР, серия естеств. и техн. наук, том I, вып. 4 (энергетика), 1959.

38. Хамьянова Н.В. Асинхронность стока крупных рек Средней Азии. «Институт энергетики и водного хозяйства», Фрунзе: Изд. АН Кирг. ССР, 1961.

39. Давыдов Л.К. Водоносность рек СССР, ее колебания и влияние на нее физико-геологических факторов. Л.: Гидрометеоиздат, 1947.

40. Кузмин П.С. Многолетние колебания водонсзсности рек СССР. «Тр. ГГИ», 1953, вып. 38 (92).

41. Кочукова Т.Н. Колебания годового стока рек СССР // «Тр. ГГИ», 1955, вып. 50 (104).

42. Большаков М.Н. Некоторые особенности многолетних колебаний годового стока рек Средней Азии // «Тр. Ин-та водного хозяйства и энергетики АН Кирг. ССР» 1955, вып. 2(У).

43. Беляков Ю.П., Солощанский В. А. Энергетике Киргизии 75 лет // Электрические станции. 1986, №3, с. 75 - 77.

44. Беляков Ю.П. Рахимов К.Р. Энергетические ресурсы Кыргызстана и их использование. Бишкек: Илим, 1993, 52 с.

45. Шарыгин В.С. Линейная математическая модель по выбору структуры энергосистемы с усовершенствованным учетом режима // Экономика и мат. методы, 1973, т.9, вып. 1, с. 122- 130.

46. Апиев Н.К., Камычыбеков У. С. Электроэнергетикалык системаларды ГЭСтин чоц энчиси менен негиздее жана енуктуруу Н Ош: Сб. научн. тр. «Вестник ОшТУ», ОшТУ им. Адышева, 2008, с. 12-19.

47. Касымова В., Баетов Б. Энергетическая стратегия Киргизии сегодня и на перспективу // Мировая энергетика, 2007, №9(45), с. 62-64; №10(46), с. 76-72.

48. Арбатский Г.М., Беляев Л.С., Такайшвили В.Р. и др. Программно-информационный комплекс для оптимизации структуры ЕЭЭС // Вопросы построения АИСУ развитием ЭЭС, вып. 2. Структура и принципы построения I очереди АИСУ. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1975.

49. Жамбю. М. Иерархический кластер анализ и соответствия. М.: Финансы и статистика, 1988, 342с.

50. Апиев Н.К., Воропай Н.И. Обоснование развития электроэнергетических систем с большой долей ГЭС. С-Петербург: «Научно-технические ведомости СПбГПУ», 1(53)/2008, с. 54 - 59.

51. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро -е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985,352 с.

52. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и1подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989, 608 е.: ил.

53. Апиев Н.К. Оптимизация развития электроэнергетических систем Кыргызстана на период до 2020 г. Сб. науч. тр. «Вестник КРСУ», 2008, т. 8, №3, с. 76-81.