Разработка методики оптимальной загрузки энергоагрегатов электростанций мегаполиса в условиях рыночных отношений

• Автор: Наумов, Игорь Витальевич
• Шифр специальности: 05.14.02
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 192 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ

ПРОБЛЕМА ОПТИМИЗАЦИИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

НАГРУЗКИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ И ИХ ЭНЕРГОАГРЕГАТАМИ В КРУПНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ Проблема управления режимами ЕЭС России в условиях

рыночных отношений.

Характеристика проблемы управления загрузкой энергоблоков в нормальных и послеаварийных режимах в энергосистеме мегаполиса г. Москва.

Оптимизация загрузки электростанций Московской

энергосистемы при ее вертикальноинтегрированном районировании.

Краткий обзор публикаций по решению проблемы

оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.

Выводы.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАДАЧИ ОПТИМАЛЬНОЙ

ЗАГРУЗКИ ЭНЕРГОАГРЕГАТОВ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МЕГАПОЛИСА
Постановка задачи.
Технология производства электроэнергии и тепла на
электростанциях и экономические показатели их энергетического оборудования.
Математическая формулировка задачи оптимизации загрузки
энергоагрегатов в энергосистеме мегаполиса.
Определение относительных приростов затрат топлива на
тепловых электростанциях.
Определение относительных приростов потерь мощностей в
электрической сети ЭЭС.
2.7.
3.
3.2.
3.4.
3.6.
4.1.
4.2.1.
Решение задачи оптимизации с учетом стоимости потерь
мощности в электрической сети.
Решение задачи оптимизации с учетом стоимости потерь
мощности в электрической сети.
Выводы.
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ
УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МЕГАПОЛИСА
Постановка задачи.
Оптимальное распределение мощности в вертикально
интегрированных подсистемах районированных энергосистем.
Оптимизация загрузки ТЭЦ по методу Лагранжа.
Оптимизация распределения активной мощности методом
покоординатного поиска.
Алгоритм оптимизации загрузки электростанций выделенной
подсистемы энергосистемы мегаполиса.
Выводы.
ОПТИМАЛЬНАЯ ЗАГРУЗКА ЭНЕРГОАГРЕГАТОВ В
РАЙОНИРОВАННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МЕГАПОЛИСА Постановка задачи и исходные данные для расчегов.
Решение задачи оптимальной загрузки энергоагрегатов ТЭЦ
в выделенной подсистеме энергосистемы мегаполиса.
Оптимизация загрузки активной мощностью энергоагрегатов
ТЭЦ3 с использованием распределительных характеристик. Определение оптимального распределения мощности
агрегатов по методу покоординатного поиска с учетом потерь в сети.
4.2.4.
4.3.1.
4.3.3.
4.5.
Построение характеристик относительных приростов с учетом 9 потерь в сети и реактивной мощности генераторов.
Определение оптимальной мощности энергоагрегатов по
методу покоординатного поиска с учетом потерь в электрической сети и реактивной мощности.
Решение задачи оптимального распределения мощности
между ТЭЦ в выделенной подсистеме энергосистемы
мегаполиса.
Исходные условия для решения задачи оптимизации.
Распределение мощности между ТЭЦ выделенной подсистемы 7 с применением метода Лагранжа.
Определение распределения мощности между ТЭЦ в
подсистеме с учетом потерь и реактивной мощности по методу покоординатного поиска.
Анализ результатов оптимизации и формирование методики
оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в выделяемых подсистемах энергосистемы мегаполиса.
Выводы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


На основе ценовых заявок и получаемой технологической и прогнозной информации Системный Оператор использует на балансирующем рынке регулирующие возможности участников рынка, указавших наименьшие цены в заявках, обеспечивая тем самым минимизацию затрат на поддержание баланса между нагрузкой и генерацией. Важно отметить, что в связи с запуском оптового рынка электроэнергии переходного периода произошли существенные изменения в системе оперативнодиспетчерского управления. Произошел переход от управления режимами работы ЕЭС по параметру сальдопереток к управлению по параметру генерация. Планирование и управление режимом стало осуществляться по каждой режимной генерирующей единице, независимо от ее балансовой принадлежности, что позволило подготовиться к окончательному разделению конкурентных и естественномонопольных видов деятельности. Управление генерирующими мощностями стало учитывать ценовые заявки участников, составленные, как правило, на базе критерия минимума стоимости производства электроэнергии, что способствует повышению эффективности использования генерирующих мощностей в ЭЭС. Принципы ценообразования, заложенные в целевой модели конкурентного оптового рынка электроэнергии, стали определяющими для Системного Оператора. Они легли в основу создания прозрачного для субъектов рынка механизма принятия решений. На рынке электроэнергии, в зависимости от сложившейся ситуации, Администратором торговой системы проводятся два вида аукционов. X с, шах, 1. I,x, 1. I в виде
i 0. Суммирование ведется по всем генераторам п и потребителям т, привязанным к узлу , и по всем узлам к, смежным с узлом в схеме замещения ЭЭС. Повышение эффективности оптового рынка возможно при решении ряда задач, так как по мере развития конкурентного оптового рынка электроэнергии изменились основные функции системы оперативнодиспетчерского управления. Необходимо введение конкурентного ценообразования в секторе отклонений оптового рынка, т. Необходимы также разработка и создание рыночных механизмов предоставления системных услуг, так как в условиях постепенной либерализации электроэнергетики он стимулирует участников рынка оказывать такие услуги и позволяет минимизировать затраты на их предоставление через конкуренцию среди поставщиков. Необходимо внедрение механизмов рыночной системы поддержания долгосрочных резервов мощности, что позволит давать реальную оценку стоимости такой мощности для принятия адекватных инвестиционных решений. С внедрением конкурентного балансирующего рынка со свободным ценообразованием по ценовым заявкам потребуется проведение дополнительных технологических расчетов и организации торговли. Следует обратить особое внимание на то, что основу диспетчерской деятельности составляют принципы, обеспечивающие надежную, экономичную и эффективную работу энергосистем. Такой подход характерен для любой структуры системы оперативнодиспетчерского управления. Так как в ЕЭС России при подготовке к работе в условиях конкурентного рынка электрической энергии произошли значительные изменения верхних уровней существующего диспетчерского управления, то появились новые функции диспетчеризации в условиях оптового рынка электроэнергии в дополнение к прежним, основу которых составляла организация параллельной работы субъектов рынка в составе европейской части ЕЭС России расчет, задание и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России, ОЭС и субъектов оптового рынка электроэнергии на основе ценовых заявок участников рынка с учетом технологических характеристик оборудования и системных ограничений, организация рынков резервов мощности и балансирующего рынка. Действующая система оперативнодиспетчерского управления в условиях рыночных отношений при внешней схожести с вертикальноинтегрированной системой отличается от нее прежде всего наличием трех уровней диспетчерского управления и принадлежностью их одному юридическому лицу, внутренним содержанием, изменением функциональных связей и появлением нового звена регионального диспетчерского управления РДУ. Функции, выполняемые РДУ и центральной диспетчерской службой ЦДС АОэнерго хотя и кажутся достаточно общими, однако между ними различия во внешних интерфейсах и во внутреннем содержании деятельности.