Разработка методики оптимизации режима электроэнергетической системы с учетом стоимости потерь в электрической сети

• Автор: Подрезова, Дарья Валерьевна
• Шифр специальности: 05.14.02
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 177 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

1.1. Проблема оптимизации режима вертикальноинтегрированной электроэнергетической системы
1.2. Формулировка задачи оптимизации режима электроэнергетической системы в условиях рыночных отношений
1.3. Краткий обзор публикаций по проблеме оптимизации установившихся режимов электроэнергетических систем

1.4. Выводы по главе.

Глава 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ 1ИСАНИЕ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ ЕЕ СУТОЧНОГО РЕЖИМА ПО АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

2.1. Аналитическое представление расходных характеристик энергоблоков.

2.2. Аналитическое представление стоимостных характеристик энергоблоков.
2.3. Математическое представление стоимости простоя энергоблоков.
2.4. Ограничение в виде баланса мощности в
электроэнергетической системе
2.5. Ограничение в виде допустимого диапазона изменения активной мощности энергоблоков.
2.6. Математическая модель электропередачи.
2.7. Условия допустимости режима энергосистемы.
2.8. Аналитическое описание стоимости потерь электроэнергии
в электрической сети.
2.9. Выводы по главе.
Глава 3. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА НАИВЫГОДНЕЙШЕГО
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАГРУЗКИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ, С УЧЕТОМ СТОИМОСТИ ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.
3.1. Постановка задачи.
3.2. Выбор методов оптимизации региональной электроэнергетической системы
3.3. Алгоритм наивыгоднейшего распределения нагрузки между включенными энергоблоками региональной
электроэнергетической системы
3.4. Пример наивыгоднейшего распределения нагрузки между включенными энергоблоками региональной энергосистемы с применением разработанного алгоритма.
3.5. Исследование влияния учета потерь в электрической сети па распределения нагрузки между энергоагрегатами
3.6. Определение величины шага и количества шагов в методе слепого поиска.
3.7. Выводы по главе.
Глава 4. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ОПТИМИЗА.ИИ СОСТАВА
ВКЛЮЧЕННЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ БЕЗ УЧЕТА СТОИМОСТИ ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
4.1. Формулировка задачи.
4.2. Алгоритм оптимизации состава работающих энергоблоков генерирующей компании
4.3. Пример оптимизации состава работающих энергоблоков генерирующей компании модифицированным методом ветвей и границ.
4.4. Исследование приемуществ модифицированного метода ветвей и границ
4.4. Выводы по главе.
Глава 5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПТИМИЗА1Ц4И СУТОЧНОГО
ГРАФИКА РАБОТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ПО АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.
5.1. Общая постановка задачи оптимизации суточного 1рафика работы электроэнергетической системы по активной мощности.
5.2. Оптимизации суточного графика загрузки энергоблоков без учета стоимости потерь в электрической сети
5.3. Выбор оптимального состава включенных энергоблоков модифицированным методом ветвей и фаниц с учетом стоимости потерь в электрической сети
5.4. Оптимизации суточного графика зафузки энергоблоков электроэнергетической системы модифицированным методом ветвей и фаниц, с учетом стоимости потерь
в электрической сети.
5.5. Выводы по главе.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


В1 часовой расход условного топлива го энергоблока, зависящий от вырабатываемой мощности. Для ЕЭС стоимость потерь электроэнергии в электрической сети равна стоимости производства электроэнергии энергоблоками. Условие минимизации потерь в электрической сети учитывается в критерии оптимизации 1. При оптимизации более длительного режима суточного или недельного КЗ, 7, 8, , в критерии оптимизации необходимо учесть стоимость топлива на пуски энергоблоков из резерва. В этом случае оптимизационная задача заключается в выборе такого состава включенных энергоблоков, а также моментов пуска и останова, который обеспечивает минимум издержек в ЭЭС для всего суточного или более длительного цикла регулирования 1. Спущ дополнительная составляющая затрат, относимых на каждый пуск, учитывающая влияние пуска на сокращение срока службы агрегата. Рсв суммарная активная мощность перетока в другие энергосистемы. Кроме того оптимальный режим должен быть допустимым, то есть элементы ЭЭС не должны быть перегружены, а регулируемые переменные должны принадлежать допустимым для них диапазонам. Рт,1Х длительнодопустимая максимальная нагрузка энергоагрегата. В ходе реорганизации энергетической отрасли, начавшейся в году, вместо вертикальноинтефированных компаний, осуществлявших производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. ОГК, состоящие из электростанций, производящих, за редким исключением, лишь электрическую энергию. Шесть из семи ОГК были сформированы на базе тепловых электростанций ТЭС, гидроэлектростанции были объединены в отдельную седьмую ОГК, которая на сегодня переименована в ОАО РусГидро. Магистральные сети контролируются Федеральной сетевой компанией ФСК, распределительные сети перешли во владение межрегиональных распределительных сетевых компаний МРСК и территориальных сетевых организаций ТСО. ОАО Системный оператор единой энергосистемы СО ЕЭС были переданы функции и активы региональных диспетчерских управлений. Энергосбытовые подразделения вертикальноинтефированных компаний были также выделены в самостоятельные организации. Все новообразовавшиеся после реформы ЕЭС России энергетические холдинги, компании и организации можно отнести к трем категориям генерирующие, инфраструктурные и сбытовые энергокомпании. К инфраструктурным компаниям относятся ФСК, МРСК, ТСО, СО ЕЭС, а также компании, организующие оптовую и розничную торговлю электрической энергией и мощностью Некоммерческое партнерство Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью НП Совет рынка, ОАО Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы ОАО АТС, и ЗАО Центр финансовых расчетов ЗАО ЦФР. Все компании являются субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности. Вырабатываемая генерирующими компаниями электроэнергия передается по сетям ФСК и ТСО крупным потребителям заводы, фабрики и т. ФСК и ТСО покупают электроэнергию для компенсации потерь мощности в электрических сетях. Сбытовые компании рассчитываются с сетевыми компаниями за передачу электроэнергии, а также с ЗАО ЦФР за полный объем купленной электроэнергии и мощности и инфраструктурные платежи. ЗАО ЦФР рассчитывается с генерирующими компаниями, АТС и СО ЕЭС. ТСО покупают электроэнергию с целью компенсации потерь у сбытовых компаний по свободным ценам, формирующимся на рынке электроэнергии. При этом ТСО оплачивают сбытовой компании полный объем потерь в сетях от генерации до потребителя, а ФСК компенсирует ТСО стоимость потерь в сетях ФСК. Отношения между субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности схематично отражены на Рис. При оптимизации режима работы выделенной ЭЭС в условиях рыночных отношений потери электроэнергии в сетях необходимо учитывать по их рыночной стоимости, в этом случае критерий оптимизации 1. АР величина потерь активной мощности в электрической сети. Рис. Взаимоотношения между субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности.