Оптимизация режимов районных электрических сетей статьи. Оптимизация режимов работы силовых трансформаторов

С повышением энергии, вкладываемой в нагрев, происходит увеличение глубины закаленного слоя. Однако, эта закономерность действует лишь до момента видимого оплавления поверхности. С появлением на облученном участке кратеров глубина упрочненного слоя если и увеличивается, то обязательно с нарушением равномерности ее распределения по пятну обработки. Это явление может выступать в качестве ограничивающего фактора при назначении режима лазерной закалки. Другим важным фактором, определяющим качество обработки, является неопределенность в равенстве посылаемой на поверхность энергии и энергии, которая поглощена этой поверхностью. Поскольку универсальных номограмм для учета поглощающих характеристик различных поверхностей не построено, приходится чисто эмпирически, по результатам упрочнения подбирать корреляционные связи между лабораторным экспериментом и облучением в реальных производственных условиях. Причем на уровень данных связей влияет не только физическое и химическое состояние облучаемой поверхности, но и технические особенности лазерной аппаратуры, погрешности контрольно-измерительных приборов.

Выбор критической энергии лазерного излучения при обработке с разным диаметром пятна закалки проводят следующим образом. При фиксированном диаметре пятна закалки выполняют импульсную лазерную термообработку поверхности исследуемых образцов при различной энергии излучения ОКГ. Та энергия, превышение которой приводит к нарушению шероховатости поверхности, считается критической.

Для достижения надежности результатов упрочнения, как правило, необходимо корректировать типовые режимы облучения применительно к конкретному изделию и энергетическим характеристикам конкретной лазерной установки. Одинаковый по типу и размерам инструмент из одной и той же марки стали, но изготовленный и прошедший объемную термообработку на разных предприятиях, имеет различную поглощательную способность. Поэтому при обработке с одним уровнем энергии эффект лазерной закалки будет различным. Для стабилизации коэффициента поглощения и выравнивания эффектов необходимо применять предварительное химическое травление поверхности или покрытие ее тонким слоем какого-либо вещества. Стабилизация поглощения не избавляет от необходимости привязывать назначаемые режимы облучения к используемой лазерной установке. Как известно, устройство технологических установок таково, что управление энергией излучения осуществляется изменением напряжения накачки. Эта зависимость определяется качеством юстировки и кондиционностью оптических элементов, поэтому у разных установок она неодинакова. Более того, по мере разъюстировки оптического блока и накопления дефектов в оптических элементах энергия излучения может резко снижаться. Следовательно, контрольным параметром служит не устанавливаемая на лазерной установке величина (напряжение накачки), а измеряемая с помощью дополнительного прибора характеристика (энергия излучения). Учитывая схему и возможные погрешности в измерении энергии становится очевидным, что точность фиксирования этой величины на разных установках может быть различной. Другой причиной корректировки режимов облучения является несовершенство контроля степени расфокусировки пятна облучения.

Основные параметры процесса лазерной обработки материалов приведены на рисунке 4.

При разработке технологических режимов упрочнения сталей и сплавов выбраны следующие характеристики лазерного излучения:

Средняя за импульс плотность мощности излучения;

Длительность импульса;

Дефокусировка лазерного пучка, то есть смещение облучаемой поверхности на определенное расстояние от фокальной плоскости объектива оптической системы лазера;

Коэффициент перекрытия пятен дискретного лазерного упрочнения, то есть степень перекрытия пятен в ряду (рисунок 5).

ненной зоны, полученной от действия предыдущего импульса, подвергается новому нагреву.

В той части пятна, где температура повторного нагрева не превышала точку АС 1 , происходит скоростной отпуск ранее возникшей аустенитно-мартенситной структуры с образованием участков металла с повышенной травимостью и пониженными значениями твердости (рисунок 5, б, рисунок 6).

Выбор степени перекрытия пятен облучения для различных условий изнашивания проводили с учетом зависимости размеров закаленной и отпущенной зон от коэффициента перекрытия (рис. 7), а также в соответствии с положениями, вытекающими из теоретической трактовки правила Шарпи. При этом учитывали, что увеличению износостойкости в условиях граничного трения способствует достижение при лазерной обработке неоднородного структурного состояния как обширных поверхностей, так и отдельно взятого пятна, что связано с образованием при изнашивании рельефа, повышающего маслоемкость сопряжений при несовершенном смазывании. Напротив, максимальная износостойкость в условиях трения без смазки наблюдается при возможно большей степени упрочнения материала, относительной однородности и дисперсности структурных составляющих упрочненного слоя. В этом случае рекомендуется лазерная закалка при частичном наложении пятен облучения.

Установлено, что для получения достаточных размеров участков упрочненного металла облучение следует вести при коэффициентах перекрытия, превышающих 0,2.

От выбора значения коэффициента перекрытия зависит равномерность упрочненного слоя по глубине и производительность процесса линейного лазерного облучения. Металлографический анализ упрочненных с разными коэффициентами перекрытия участков показал, что наибольшая равномерность слоя по глубине достигается при коэффициенте перекрытия пятен 0,4-0,5.

На рисунке 8. приведены экспериментально полученные зависимости твердости и глубины упрочненного слоя на стали Р6М5 при облучении с длительностью импульса t имп ~1× 10 -3 с и t имп ~6× 10 -3 с, которыми можно пользоваться при выборе режимов лазерной обработки инструмента с корректировкой на технологические особенности лазерной установки и химический состав облучаемой стали.

Следует отметить, что одной из особенностей работы пар трения является неравномерность их изнашивания по поверхности контакта сопряженных деталей или детали и инструмента, которая вызывается неравномерностью рабочих давлений и скоростей скольжения, многократными смещениями контактирующих поверхностей друг относительно друга, повторными приложениями нагрузки. Это приводит к дополнительным пластическим деформациям, к контактному усталостному разрушению неровностей сопряженных поверхностей и вызывает быструю потерю работоспособности.

В этой связи перспективной является лазерная обработка, с помощью которой осуществляется создание закономерно изменяющегося состояния поверхностных слоев сопряженных изделий с целью обеспечения равномерного и минимального по величине износа по всей поверхности контакта на основе экспериментального и теоретического определения закономерностей его изнашивания.

Технологически это обеспечивается лазерной обработкой с изменяющимися режимами в процессе упрочнения вдоль поверхности контакта и позволяет сохранять первоначальную геометрическую форму, определяющую работоспособность инструмента, повысить эксплуатационные свойства.

Для каждого конкретного инструмента и детали машин данные о коэффициенте перекрытия пятен, расфокусировке луча, плотности мощности излучения фиксируются в технологических картах.

Производственные испытания опытных партий металлообрабатывающего инструмента и технологической оснастки различного функционального назначения показали, что лазерное упрочнение и легирование повышают их стойкость в 2-5 раз и позволяют получить значительный экономический эффект при внедрении технологических процессов в производство.

1. Цель работы.

2. Краткая характеристика изученного способа термической обработки сталей и сплавов.

3. Общие принципы выбора схем лазерной термообработки для инструмента различного функционального назначения.

4. Основные параметры оптимизации режимов лазерной поверхностной обработки.

5. Выводы на основании полученных результатов.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.

1. Какой предварительной обработке подвергаются изделия перед проведением лазерной термообработки?

2. Обоснуйте выбор схем лазерного облучения отрезных резцов, концевых фрез и вырубных штампов.

3. Каким образом проводится корректировка режимов лазерной обработки для инструмента различного функционального назначения?

4. Перечислите основные параметры процесса лазерной термообработки материалов.

5. Как зависят результаты лазерного упрочнения от коэффициента перекрытия облученных пятен?

6. Объясните зависимость твердости упрочненных зон от плотности мощности лазерного излучения.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат по теме:

Основы оптимизации режимов электрических станций и энергосистем

1. Задачи и критерии оптимизации режимов энергосистем

Оптимизация режимов энергосистем и электростанций является одним из разделов теории и методов управления электроэнергетических систем (ЭЭС). Имеются официальные документы по решению следующего ряда режимных задач в ЭЭС:

Составление плановых балансов мощности и выработки электроэнергии для различных периодов (от минут до года) и для различных объектов.

Определение объемов и цен на долгосрочную, краткосрочную и оперативную продажу электроэнергии, мощности и резервов.

Расчет сетевых тарифов с учетом потерь электроэнергии.

Определение стоимости электроэнергии по зонам графика нагрузки и по сезонам года.

Определение режима работы тепловой электростанции (ТЭС).

Определение режима использования водных ресурсов гидроэлектростанции (ГЭС).

Построение обобщенных энергетических, экономических и стоимостных характеристик для электрических станций и зон электроснабжения.

Регулирование реактивной мощности и напряжения.

Выбор и размещение резервов мощности.

Перечисленные задачи не являются полным списком задач, в которых рассчитывается режим ЭЭС, а лишь показывают важность оптимизации режимов.

Для практического решения и программной реализации любой режимной задачи требуется ее формализация, которая включает пять этапов.

Составление математической модели.

Выбор метода решений.

Разработка алгоритма решения.

Информационное моделирование.

Программная реализация.

Каждая постановка задачи поиска оптимального решения должна удовлетворять как минимум двум требованиям:

Задача должна иметь не менее двух возможных решений;

Должен быть сформулирован критерий для выбора наилучшего решения.

С точки зрения классификации можно выделить следующие задачи оптимизации: управление функционированием системы, управление развитием системы и управление технологическими процессами.

Математическое моделирование. Остановимся кратко на тех положениях моделирования электроэнергетических задач, которые используются для их решения. При построении модели следует учитывать только важнейшие характеристики системы. Необходимо также сформулировать логически обоснованные допущения, выбрать форму представления модели, уровень ее детализации и метод реализации. В оптимизационных исследованиях обычно используются модели двух основных типов: аналитические и регрессионные.

Аналитические модели включают в себя уравнения материального и энергетического балансов, соотношения между техническими характеристиками и уравнения, описывающие физические свойства и поведение системы на уровне технических принципов.

При моделировании важно четко определить границы изучаемой системы. Они задаются пределами, отделяющими систему от внешней среды. В процессе решения задачи может возникнуть вопрос о расширении границ системы. Это повышает размерность и сложность модели. В инженерной практике следует стремиться к разбиению больших систем на относительно небольшие подсистемы. При этом необходимо иметь уверенность в том, что такая декомпозиция не приведет к излишнему упрощению реальной ситуации.

Если свойства системы определены и ее границы установлены, то на следующем этапе моделирования задачи оптимизации выбирается критерий (целевая функция), на основе которого можно оценить поведение системы и выбрать наилучшее решение. В инженерных приложениях обычно применяются критерии экономического характера. Критерием могут быть и технологические факторы: продолжительность процесса производства, количество потребляемой энергии и др. Часто ситуация осложняется тем, что в решении задачи необходимо обеспечить экстремальные значения нескольких противоречивых критериев. В этом случае говорят о многокритериальных задачах.

На следующем этапе моделирования задачи оптимизации необходимо выбрать независимые и зависимые переменные, которые должны адекватно описывать функционирование системы.

При выборе независимых переменных следует:

Провести различие между переменными, значения которых могут изменяться в достаточно широком диапазоне, и переменными, значения которых фиксируются в процессе оптимизации;

Выделить параметры, которые подвержены влиянию внешних и неконтролируемых факторов;

Независимые переменные выбрать таким образом, чтобы все важнейшие технико-экономические решения нашли отражение в математической модели задачи.

Неверный выбор независимых переменных может привести к получению псевдооптимальных решений.

Для зависимых переменных должна быть установлена связь с независимыми. Зависимые переменные, как правило, являются параметрами выхода модели и определяются требованиями к результатам функционирования объекта. Например, расход топлива - независимая переменная, а активная мощность электрической станции - зависимая. Их связь отражается в энергетической характеристике электрической станции.

В общем виде оптимизационная математическая модель включает: формальное описание задачи; критерий решения задачи; независимые и зависимые переменные; уравнения связи между независимыми и зависимыми переменными; ограничения на переменные в форме равенств и неравенств (обычно они определяются верхними и нижними границами изменения параметров системы).

Принятие решения в условиях определенности характеризуется однозначной (детерминированной) связью между принятым решением и его исходом. Детерминированной можно считать систему, в которой элементы взаимодействуют точно предвидимым образом.

Детерминированная модель отражает поведение системы с позиций полной определенности в настоящем и будущем. Поведение такой системы предсказуемо, если известны текущие состояния ее элементов и законы преобразования информации, циркулирующей между ними.

Большинство режимных задач в ЭЭС лишь условно можно считать детерминированными. Однако на практике многие из них решаются именно в этой постановке, что объясняется необходимостью иметь однозначные решения для управления режимами и сложностью, а иногда и невозможностью учета вероятностных свойств ЭЭС, связанных с самой природой событий и технологических процессов

Математическая модель задачи оптимизации в общем виде включает следующие компоненты.

Целевая функция - критерий оптимизации

F(X, Y) extr (1)

2. Уравнения связи, определяющие зависимость между переменными:

Эта связь часто имеет вид определенных характеристик объекта, например, энергетических характеристик. Связь между Х и Y может быть явная или неявная.

3. Уравнения ограничений показывают допустимые условия изменения независимых и зависимых переменных и функций от них:

Хmin ? Х? Хmаx (3)

Ymin ? Y ? Ymаx (4)

hmin ? h"(X,Y) ? hmax (5)

После формулирования задачи оптимизации необходимо выбрать метод оптимизации и методы учета ограничений, подробно изложенные в .

В режимных задачах используются различные критерии оптимизации: технические, экономические и коммерческие. Могут рассматриваться объединения, энергосистемы, электрические станции, предприятия электрических сетей. Это обусловливает разнообразие задач и критериев оптимизации режимов.

Критерии оптимизации внутристанционных режимов электростанции. Для электростанций решается задача внутристанционной оптимизации режимов и чаще всего используются технические критерии, такие как издержки или минимум расхода топлива станции (для ГЭС минимум гидроресурса)

либо максимум КПД

Оптимизация режимов направлена на выбор оптимального состава работающего оборудования, активных Pi и реактивных Qi мощностей агрегатов. Задача решается на любых временных интервалах от минут до года. По этим критериям строится эквивалентная энергетическая характеристика станций.

Критерий оптимизации режимов электрической сети. Электрическая сеть может включать одно или несколько сетевых предприятий. При оптимизации режима электрической сети критерием могут быть потери энергии (или мощности) в сети, т. е. минимум потерь активной мощности:

и минимум потерь электроэнергии

По этим критериям можно получить эквивалентную оптимальную характеристику потерь электроэнергии.

Критерии оптимизации режимов электроэнергетической системы.

При оптимизации режима ЭЭС необходимо учитывать ее технические и хозяйственные особенности: территориальный масштаб и возможности производства электроэнергии. В настоящее время оптимизация режимов имеет важное значение для субъектов, функционирующих на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Управление оптовым рынком ведется Администратором торговой системы, который на основе торгов формирует ценовую политику рынка на всех временных интервалах. Субъектами оптового рынка являются электростанции, сетевые предприятий (СП) и крупные потребители. Цены, заявленные электрическими станциями (поставщиками энергии), определяют востребованность их мощности и электрической энергии (товара). Если цены велики, то товар может быть полностью или частично не востребован. Оптимизация режима может проводиться в различных задачах по критериям минимума цены по ЭЭС, минимума издержек или максимума благосостояния субъектов рынка.

Режим влияет на издержки и оптимальным будет при

Но если использовать критерий минимума цены на электроэнергию

то энергетические балансы в ЭЭС изменятся. На практике чаще применяется критерий (11).

2. Планирование режимов работы электрических станций

Эксплуатационные затраты на производство, передачу и распределение электрической энергии зависят не только от внешних факторов, главными из которых являются характеристика и значение подключенной нагрузки, но и от режима электрической системы, на который можно воздействовать через систему управления. Существует определенная связь между эксплуатационными затратами 3 и управлением режимами электрической системы, которую можно охарактеризовать соотношением

В составляющую 30 входят такие компоненты, как затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, затраты на комплекс мероприятий по повышению надежности и экономичности работы электроэнергетического оборудования за счет повышения КПД устройств преобразования и передачи энергии (парогенераторов, турбин, генераторов и т.д.). Эти затраты почти не зависят от режима электрической системы, и их уменьшение достигается усилиями эксплуатационного персонала электростанций и сетевых предприятий.

Вторая составляющая 3(Р) характеризует затраты на энергоресурсы и зависит от режима энергосистемы, состава и загрузки включенного в работу оборудования. При этом основными носителями энергии являются топливо для ТЭС и вода для ГЭС. Величина 3(P) определяется затратами на топливо с учетом его добычи и транспортировки. Решение задачи управления режимами энергосистемы заключается в определении управляющих воздействий, обеспечивающих минимум суммарных затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии. Таким образом, эта задача сводится к минимизации затрат на энергоресурсы 3(Р). В свою очередь, минимум затрат на топливо может быть достигнут лишь при полном оптимальном использовании ограниченных запасов гидроресурсов.

Значение суммарной активной нагрузки энергосистемы Рн определяется поведением потребителей электроэнергии и рассматривается в энергосистеме как заданный параметр, характеризующий внешнее воздействие. С учетом потерь мощности в элементах сети для каждого момента времени должно выполняться условие баланса мощности

где PH(t) - суммарная нагрузка потребителей; - активная мощность i-го источника в момент времени t; - суммарные потери активной мощности в электрической системе в момент времени t. Невыполнение условия (13) приведет к отклонению частоты от номинального значения.

Условие (13) должно выполняться для поддержания номинальной частоты. Оптимальное управление нормальными режимами энергосистемы заключается в экономичном распределении нагрузки системы между источниками, т.е. в определении значений Pi(t), обеспечивающих минимум затрат на энергоресурсы. При этом располагаемый запас гидроресурсов Wj определяется природными условиями водотока (площадью бассейна, количеством осадков и др.), а также дополнительными условиями судоходства, сплава леса, прохождения рыбы и т.д.

Можно ли осуществить оптимальное управление только на основании текущей информации PH(t) о нагрузке в данный момент времени? Для этого рассмотрим взаимосвязь текущего и последующих режимов ЭЭС через критерий оптимальности. Суточный график суммарной нагрузки (включая потери мощности) для каждой энергосистемы в текущем сезоне года имеет достаточно устойчивый вид для рабочих, нерабочих, праздничных и предпраздничных дней. Характер такого графика показан на рис. 1 Суточный график электропотребления аппроксимируется ступенчатым видом с временным шагом, равным 1 часу. Развитие автоматизированной системы диспетчерского управления привело к переходу от =1 час к получасовой и даже 15-минутной аппроксимации графика электрической нагрузки Рн(t).

Рис. 1 - График суммарной нагрузки ЭЭС

Разница между дневным максимумом Рmax и ночным минимумом Рmin в большей степени зависит от доли промышленного электропотребления и климатических условий. Часть нагрузки P6(t) покрывается базовыми электростанциями, к которым относятся наиболее экономичные блоки конденсационных ТЭС, атомные станции, ГЭС в период паводков, режим которых по тем или иным соображениям считается заданным. Например, для ТЭЦ электрический режим зависит от графика выработки тепловой энергии. Оставшуюся часть графика электрической нагрузки делят на полупиковую и пиковую. Покрытие нагрузки в полупиковой части выполняют КЭС средних параметров и в пиковой части - ГЭС, ТЭС среднего давления и гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Отнесение станций к базовой, полупиковой и пиковой частям графика электрической нагрузки определяется их маневренностью и экономичностью.

Поскольку разница между Рmax и Рmin оказывается большой (иногда она доходит до 50% от Рmax), то состав генерирующего оборудования не может быть неизменным в течение суток. Моменты включения и отключения генераторов электростанций и их загрузка зависят от графика электропотребления и определяются не только значением PH(t) в текущий момент времени. Следовательно, задача оптимизации имеет интегральный характер.

Считая, что гидроэнергоресурсы природа дает нам бесплатно, то режимная составляющая 3(Р) определяется затратами на топливо на интервале времени Т в виде

где: Bi(t) - расход топлива (функция времени) i-й тепловой электростанции, число электростанций составляет NT; d: - коэффициент, учитывающий стоимость топлива, включая его транспортировку до i-й станции.

Задача заключается в определении такого режима работы тепловых электростанций PТi(t) на интервале T, чтобы обеспечить минимум З(Р). Чаще всего в качестве интервала времени Т рассматриваются сутки (24 часа). Если не учитывать интегральный характер оптимизационной задачи, то с позиции данного момента времени всегда выгодно полностью загрузить все ГЭС, что, естественно, приведет к сокращению топливных затрат на ТЭС. Однако быстрое исчерпание гидроресурсов приведет к последующим явно неоптимальным режимам ЭЭС (без участия ГЭС). Поэтому минимизация функции (14) должна выполняться с учетом интегральных ограничений вида

где: - расход воды (функция времени) на j-й гидростанции (в час t); Wj - планируемый запас (попуск) воды на ГЭС; NГ - число ГЭС. Если интегральный расход воды больше, чем объем воды Wj, поступающей в водохранилище, то это приведет к снижению уровня ниже допустимого, если меньше - это приведет к накоплению воды и необходимости сброса ее, минуя гидротурбины, что явно нерационально (заданная для энергосистемы выработка электроэнергии в этом случае достигается за счет дополнительного сжигания топлива на ТЭС).

Интегральный характер задачи оптимизации определяется не только ограничениями (15) по гидроресурсу, но и условиями выбора состава генерирующего оборудования. Обусловливается это тем, что оптимальный состав оборудования не может быть найден только на основании текущей информации о нагрузке энергосистемы. Необходимо оценить ее поведение за некоторое время Т вперед. Представим себе, что для экономии топлива желательно отключить тот или иной агрегат. Однако целесообразность этого может быть определена только с учетом решения следующего вопроса. Окажется ли экономия топлива от отключения агрегата больше дополнительных расходов на последующий его пуск, необходимость которого может быть выяснена лишь с учетом дальнейшего поведения нагрузки и износа оборудования от дополнительных пусков?

На практике задачу оптимизации режима энергосистемы решают в два этапа. Па первом этапе планируют состав оборудования и загрузку ГЭС на основании прогноза о поведении потребителя. На втором этапе решают задачу экономичного распределения нагрузки для заданного состава оборудования. При этом расходные характеристики Вi = f(Pi) соответствуют выбранному составу генерирующего оборудования (парогенераторов, турбин, блоков).

Таким образом, задача оптимизации режима ЭЭС состоит в отыскании минимума функции 3(Р) согласно (14) при выполнении условий баланса мощности (13) и баланса воды (15). Интегральный характер задачи оптимизации предопределяет многоэтапность ее решения через прогнозирование нагрузки PH(t), планирование режима тепловых и гидроэлектростанций на сутки PTi(t), PГi(t), т.е. планирование так называемых диспетчерских графиков работы электростанций, и оперативную коррекцию этих графиков в связи с возникающими ошибками в прогнозе нагрузки и внеплановыми аварийными изменениями в составе как генерирующего оборудования, так и в электрической сети (отключения ЛЭП, (авто)трансформаторов). Приведенная формулировка задачи оптимизации оказывается неполной, так как в ней не оговорены условия надежного и качественного питания электропотребителей. Эти условия задаются в виде ряда режимных ограничений в форме неравенства.

Перечислим наиболее часто встречающиеся режимные ограничения:

Активные мощности станций изменяются в пределах

определяемых, с одной стороны, перегрузочной способностью генераторов, а с другой - устойчивостью работы теплового оборудования (например, горением факелов в парогенераторах) при пониженных нагрузках.

Располагаемая реактивная мощность генераторов в общем виде зависит от загрузки активной мощностью, но для упрощения задачи обычно задается жесткими границами:

Напряжения узлов также должны задаваться в допустимых пределах с учетом регулировочной способности трансформаторов:

Перечисленные ограничения часто называются узловыми, так как они относятся к параметрам узлов электрической схемы системы. Наряду с ними в некоторых случаях необходимо учитывать линейные ограничения на токи и потоки мощности линий электропередачи или трансформаторных ветвей электрической схемы

из условий нагрева проводов и сохранения устойчивости системы.

Контроль напряжений узлов и перетоков мощности в линиях электропередачи или в их совокупности, называемых сечениями, приводит к необходимости включения в задачу оптимизации уравнений установившегося режима:

электрический сеть станция контроль

где: Si - полная узловая мощность, равная Si = SГj - SHi; SГj - вырабатываемая полная мощность ТЭС или ГЭС; SHi - полная мощность электропотребления; Yij - взаимная проводимость i и j узлов электрической схемы; п - число узлов в ЭЭС без балансирующей электростанции, напряжение на шинах которой Un+1 должно быть задано.

В уравнениях (20) индекс t опущен, но надо иметь в виду, что все параметры электрических режимов являются переменными во времени - Uj(t), SHi(t) и т.д.

Полная задача оптимизации больших энергосистем столь сложна, что несмотря на высокое совершенство вычислительных средств ее приходится упрощать, естественно, в такой мере, чтобы не допустить существенной погрешности решения. В первую очередь, это касается разделения этой задачи на этапы:

Выбор состава оборудования (определение графика состояния генерирующего оборудования в течение суток);

Оптимизация режима ЭЭС при заданном составе оборудования.

В свою очередь, оптимизация режима ЭЭС, содержащей тепловые и гидравлические станции, разделяется на:

независимое планирование режима гидроэлектростанций;

независимое планирование режима тепловых электростанций.

В некоторых случаях для достижения требуемой точности оптимизации эти два процесса связываются в итерационный циклический процесс, но редко, когда таких циклов делается более двух. Для первоначального графика работы ГЭС (например, взятого из предшествующих суток) определяется оптимальный режим ТЭС. После этого уточняется режим ГЭС и еще раз режим ТЭС.

Интегральные ограничения (15) вносят существенное усложнение в задачу оптимизации, т.к. она должна рассматриваться в целом как интегральная, т.е. с отысканием минимума суммарных затрат на интервале планирования, чаще всего, суточном. Если суточный график нагрузки аппроксимируется с шагом 1 час, то Т=24. В ряде энергосистем рассматриваются получасовые интервалы и Т=48.

Здесь следует обратить внимание на следующее важное обстоятельство. Если в ЭЭС гидростанции отсутствуют (систему можно рассматривать как тепловую, состоящую только из ТЭС), то, записывая функцию (14) в виде

получаем, так называемое, свойство сепарабельности, для которого выполняется равенство «минимум суммы равен сумме минимумов»:

Это означает, что оптимальный режим первого часового интервала не зависит от режима второго интервала и т.д. Следовательно, сложная интегральная задача оптимизации распадается на Т (количество интервалов) самостоятельных более простых задач, в каждой из которых отыскивается свой минимум.

Выполнив оптимизацию режима ЭЭС для каждых из Т интервалов, в конечном итоге получаются диспетчерские графики работы всех электростанций в виде, представленном на рис. 2.

Рис. 2 - Диспетчерский график работы электрической станции

С задачей планирования режима работы электростанций по активной мощности тесно связана с задачей определения уровней напряжения контрольных точек энергосистемы. Дело в том, что величина потерь мощности Р, водящих в баланс, зависит не только от, но и от генерируемой реактивной мощности, которая, в свою очередь, определяет уровни напряжения и токовую загрузку линий. Совместное решение обеих задач называется комплексной оптимизацией режима ЭЭС.

Литература

1. Оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие / П.И. Бартоломей, Т.А. Паниковская. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2008. - 164 с.

2. Макоклюев Б.И. Анализ и планирование электропотребления. - М.: Энергоатомиздат, 2008. - 296 с.

3. Т.А. Филиппова и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник /Т.А. Филиппова, Ю.М. Сидоркин, А.Г. Русина; - Новосиб. гос. техн. ун-т. - Новосибирск, 2007. - 356 с.

4. Иерархические модели в анализе и управлении режимами электроэнергетических систем / О.А. Суханов, Ю.В. Шаров - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 312 с.

5. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.

6. Филиппова Т.А. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 300 с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Характеристика основных методов решения задач нелинейного программирования. Особенности оптимизации текущего режима электропотребления по реактивной мощности. Расчет сети, а также анализ оптимальных режимов электропотребления для ОАО "ММК им. Ильича".

магистерская работа , добавлен 03.09.2010


Моделирование различных режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть". Расчет режима максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы. Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.

дипломная работа , добавлен 25.11.2014


Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.

курсовая работа , добавлен 25.01.2015


Расчет источника гармонических колебаний. Определение резонансных режимов электрической цепи. Расчет переходных процессов классическим методом. Определение установившихся значений напряжений и токов в электрических цепях при несинусоидальном воздействии.

курсовая работа , добавлен 18.11.2012


Исследование линейной электрической цепи: расчет источника гармонических колебаний и четырехполюсника при синусоидальном воздействии; определение параметров резонансных режимов в цепи; значения напряжений и токов при несинусоидальном воздействии.

курсовая работа , добавлен 30.08.2012


Устройства и характеристики энергосистем. Системы электроснабжения промышленных предприятий. Преимущества объединения в энергосистему по сравнению с раздельной работой одной или нескольких электрических станций. Схема русловой гидроэлектростанции.

презентация , добавлен 14.08.2013


Формирование узловых и контурных уравнений установившихся режимов электрической сети. Расчет утяжеленного режима, режима электрической сети по узловым и нелинейным узловым уравнениям при задании нагрузок в мощностях с использованием итерационных методов.

курсовая работа , добавлен 21.05.2012


Суть технического и экономического обоснования развития электрических станций, сетей и средств их эксплуатации. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчёт режимов работы и параметров сети.

курсовая работа , добавлен 05.06.2012


Общая характеристика Юго-Восточных электрических сетей. Составление схемы замещения и расчет ее параметров. Анализ установившихся режимов работы. Рассмотрение возможностей по улучшению уровня напряжения. Вопросы по экономической части и охране труда.

дипломная работа , добавлен 13.07.2014


Модели нагрузки линии электропередачи. Причины возникновение продольной несимметрии в электрических сетях. Емкость трехфазной линии. Индуктивность двухпроводной линии. Моделирование режимов работы четырехпроводной системы. Протекание тока в земле.

Оптимизация режима сети по активной и реактивной мощностям.

Оптимальное управление нормальными режимами (НР) в ЭС заключается в том, чтобы за рассматриваемый период времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя ЭЭ требуемым количеством при минимальных эксплуатационных затратах за этот период.

Оптимизация режимов соответствует требованиям достижения наибольшего народно-хозяйственного эффекта по критерию минимального расхода условного топлива (у.т).

Оптимизация режимов по принципам оперативно-диспетчерского управления ЭС осуществляется на различных временных и территориальных уровнях.

Оптимизация текущего режима – оптимизация режима за отрезок времени не более одного часа, при этом параметры режима в течение рассматриваемого отрезка времени постоянны. Оптимизация текущего режима (ОТР) применяется в ЭС не содержащих ГЭС и ТЭЦ с ограниченным запасом топлива, т.е. при условии, что нет ограничения на количество энергоносителя за некоторый период времени. При этом каждый момент времени можно рассматривать независимо от других, т.е. свести задачу управления ЭС в течение некоторого периода времени (суток) к последовательности независимых задач управления в каждый момент времени.

В действительности от момента сбора информации, расчета на ЭВМ до реализации режима проходит время. Поэтому можно говорить лишь о темпе выдачи управляющих воздействий (ежечасной, через каждые 10 минут, каждую минуту).

В качестве (минимизируемой) целевой функции принимаются издержки за интервал времени между двумя, управляющими воздействиями, либо (при равенстве этих интервалов) издержки в единицу времени.

Допустимый режим должен удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, выраженных в виде ограничений-равенств и неравенств на контролируемые параметры режима.

Оптимальный режим – такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода у.т. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

Три вида задач оптимизации режимов:

1) оптимизация энергии энергосистемы по активной мощности ТЭС (распределение Р между электростанциями);

2) оптимизация режима электрической сети, уменьшение ΔР при оптимизации режима по U , Q и n ;

3) более общая задача комплексной оптимизации режима ЭС.

1) Первая задача позволяет найти Р электростанций, соответствующие минимуму суммарного расхода у.т. с приближенным учетом потерь в сети при заданных нагрузках потребителей.

Если не учитывать ограничения-неравенства на Р электростанций и сетей, то в математической постановке – это задача на условный экстремум, решаемая методом Лагранжа.

При учете ограничений-неравенств на Р станций и линий – это задача нелинейного программирования.

2) Оптимизация режима электрических сетей приводит к уменьшению ΔР в результате оптимального выбора напряжения узлов, Q источников и коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов при учете технических ограничений.

3) Комплексная оптимизация режима позволяет находить значения Р станций, генерируемых Q , такие модули и фазы U в узлах сети при учете технических ограничений.

Проблема оптимизации режимов энергосистем получила полное становле-ние и развитие за последние 30 лет, хотя первые теоретические исследования в этой области были начаты в Советском Союзе значительно раньше. Еще тогда были установлены принципы оптимального распределения активных мощностей между агрегатами на станциях и станциями в системе, базирующиеся на сопоставлении удельных приростов расходов условного топлива. Были установлены критерии оптимального распределения активных мощностей в энергосистемах при учете влияния потерь активной мощности в сетях и при ограничении энергоресурсов.

Уже на этапе, когда была признана необходимость учета потерь активной мощности в сетях при оптимизации режима, стала очевидной невозможность не только оперативной оптимизации, но даже и предварительных расчетов оптимального режима энергосистем без применения вычислительной техники. В связи с этим много внимания уделялось специализированным аналоговым вычислительным устройствам, которые, однако, были вытеснены универсальными цифровыми вычислительными машинами.

В настоящее время для различных задач оптимизации режима накоплен определенный опыт разработки и сопоставления методов, а также практических расчетов в электроэнергетических системах. Наиболее часто решаются задачи оптимизации режима систем по активной мощности и режима электрической сети, т.е. оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации (U, Q и Кт), а также более общая задача комплексной оптимизации режима электроэнергетических систем. Эти задачи решаются при оперативном и автоматическом, т.е. в темпе процесса, управлении режимами электроэнергетических систем и сетей.

Накопленный опыт решения задач оптимизации режима на ЭВМ показывает, что для этих задач наиболее эффективно применение метода приведенного градиента при расчете установившегося режима методом Ньютона.

Задачи оптимизации режимов

Оптимальное управление нормальными режимами в энергетической системе заключается в том, чтобы за рассматриваемый отрезок времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя электрической энергией требуемого качества (т.е. при соблюдении требуемых ограничений) при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе.

Исключительная сложность оптимального управления режимами определяется не только чрезвычайно большим количеством управляемых элементов, но и тем, что разные регулируемые и настраиваемые параметры следует поддерживать в процессе работы системы оптимальными на большой территории.

Оптимизация режима электроэнергетических систем производится всеми инженерами, связанными с расчетами и практической реализацией функционирования электрической системы. Этим занимаются проектировщики, работники служб режимов, диспетчеры энергосистем, оперативный технический персонал электростанций и электросетей.

Задача комплексной оптимизации режима состоит в определении оптимальных значений всех параметров режима при учете технических ограничений. Это задача нелинейного программирования с ограничениями в виде уравнений установившегося режима и нелинейных неравенств. Переменные в задаче этого типа непрерывны.

При комплексной оптимизации режима определяются оптимальные значения активных и реактивных мощностей генерирующих источников, модулей и фаз напряжений в узлах, коэффициентов трансформации при учете технических ограничений на значения модулей узловых напряжений, углов сдвига фаз на дальних передачах, токов и потоков мощности в линиях, Р и Q генераторов и т.д.

Оптимальный режим должен быть допустимым, т.е. удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитывают ограничения в виде равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичный режим - это такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (или издержек) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей, т.е. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

• Специальность ВАК РФ05.14.02
• Количество страниц 132

1. Обзор методов оптимизации установившихся режимов работы электрических сетей

1.1. Методы оптимизации в электроэнергетике

1.2. Обзор литературы по математическим методам оптимизации

1.3. Современнное состояние методов оптимизации энергосистем

1.3.1. Моделирование объектов с помощью нейронных сетей

1.3.2. Использование нейронных сетей в электроэнергетике

2. Методические основы оптимизации установившихся режимов электроэнергетической системы

2.1. Оптимизация режима радиальной электрической сети.

2.2. Оптимизация установившихся режимов замкнутых сетей.

2.2.1. Влияние неоднородности на потери мощности в замкнутых сетях.

2.2.2. Физическая сущность дополнительных потерь в неоднородных сетях.

2.2.3. Влияние трансформаторов, входящих в замкнутый контур, на потери мощности.

2.3. Установившиеся режимы работы замкнутых сетей с линиями разных классов напряжений.

2.4. Выводы по главе

3. Оптимизация установившихся режимов сложных электрических сетей

3.1. Оптимизация уровня напряжений электропередачи

3.1.1. Вычисление оптимальной величины напряжения

3.1.2. Расчет оптимальной величины напряжения на линии электропередачи Финча -Адис-Аббеба

3.2. Оптимальное распределение реактивных мощностей в радиальных сетях.

3.3. Оптимальное распределение активной мощности между параллельно работающими станциями

3.3.1. Оптимальное распределение активной мощности в электрической сети

3.3.2. Оптимизация распределения активной нагрузки между гидроэлектростанциями Эфиопии

3.4. Оптимизация режимов в сетях сложной конфигурации

3.4.1. Модификация путем объединения в один процесс расчет установившегося режима и его оптимизацию

3.4.2. Оптимальное распределение потоков реактивной мощности сложно-замкнутых сетях

3.5. Выводы по главе

4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

4.3. Исследование оптимальных режимов 86 4.3.1 Оптимизация режима по реактивной мощности

4.4. Выводы по главе

Рекомендованный список диссертаций

• Применение управляемых шунтирующих реакторов для оптимизации режимов работы энергосистемы Монголии 2003 год, кандидат технических наук Равжиндамба Давааням

• 2003 год, кандидат технических наук Малафеев, Алексей Вячеславович

• Эффективность применения управляемых шунтирующих реакторов в системе электропередачи Египта и по длинным линиям между Конго и Египтом 2008 год, кандидат технических наук Мостафа Мохамед Дардеер Ахмед

• Оптимизация режимов энергосистемы Северо-Запада на основе применения фазорегулирующих устройств 2007 год, кандидат технических наук Фролов, Олег Валерьевич

• Управление компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки 2001 год, кандидат технических наук Кирилина, Ольга Ивановна

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии по напряжению и реактивной мощности»

Оптимизация режима работы электроэнергетической системы в самом общем виде означает минимизацию затрат на выработку, передачу и распределение электроэнергии. При оптимизации энергоресурсов системы необходимо определить общие характеристики самой системы. В нашем случае это энергосистема Эфиопии, поэтому приведем вначале общие сведения о стране и ее электроэнергетической системе.

Эфиопия - крупное государство в северо-восточной Африке, которое граничит на севере и западе с Суданом, на востоке с Сомалийской демократической республикой и республикой Джибути, на юге с Кенией (см. рис.1.). Площадь Эфиопии составляет 1130 тыс. кв. км. По данным Центральной Статистической Организации население Эфиопии -58 млн. чел.

TheGahb.s^l Burkina / "

Gain.-Biss"aui ""Л /

Guine"ai rrTLil.L. . i у-\ \ "-4 £ Э-""" Nigeria / i, S i erra Lpone;-, riWOK>a? S dS" / "S т X- "lCoas

Liberia, \ /СамеД roon \

Рис.1. Географическое положение Эфиопии. Эфиопия расположена в наиболее высокой части восточной Африки, 40% ее территории отличается чрезвычайным разнообразием рельефа и природных условий. Высокогорья здесь соседствуют с глубокими тектоническими впадинами, что обуславливает резко выраженную контрастность природных ландшафтов. Больше половины территории страны занимают горы, не случайно Эфиопию называют "Африканским Тибетом". Остальная часть равнины: плато Огаден на Юго-востоке, Данакильская пустыня на Северо-востоке и низменность на крайнем Западе в бассейне реки Баро. Самая высокая вершина Эфиопии гора Рас-Дашэн (4 623 м. над уровнем моря), самое низкое место - Данакильскоя впадина (113 м. ниже уровня моря).

Хотя южная граница Эфиопии почти доходит до экватора, а вся страна в целом расположена в субэкваториальном поясе, ее климат благодаря горному рельефу очень разнообразен. В районе Данакильский пустыни, считающейся одним из самых жарких мест на земле, среднегодовая температура 25°С. На горных хребтах нередки заморозки и выпадает снег. В горах велики и суточные колебания температуры от 0° ночью и до +30°С днем.

В Эфиопии самое большое поголовье скота на Африканском Континенте. Около 90% населения страны занято в сельском хозяйстве. Доход государства составил 1190.2 млн. долларов США в 1996/97 году. Основные продукты сельскохозяйственного производства: зерно(маис) -1.711 тонн; сахарный тростник - 1.700 тонн; ячмень - 1.236 тонн; пшеница -1.180 тонн; картофель -350 тонн; пшено - 233 и кофе - 198 тонн.

Важнейшей экономической задачей правительства страны является удвоение ВНП на душу населения, который сегодня составляет 468 долларов США в год (данные 1999 года), в 1993 году этот показатель составлял 100 долларов.

Copyright © Rand McNally & Company or its licensors. All rights reserved, http://www.randmcnally.com

Рис.2. Подробная карта Эфиопии. Правительство Эфиопии, понимая важность развития инфраструктуры и привлечения капиталовложений в страну, приступило к реализации программ развития инфраструктуры в области транспорта, телекоммуникаций и энергоснабжения (см. рис.2.). В Эфиопии имеется в избытке достаточно многочисленная и недорогая рабочая сила.

Наиболее сложной государственной проблемой является вода. До 85% нильской воды состоит из Голубого Нила, берущего свое начало в высокогорных районах Эфиопии, остальная его часть начинается в холмах Бурунди, и прежде, чем достичь Египта протекает через район суданских болот. Хотя Египет находится в нижнем течении Нила, он использует львиную долю его воды. До сих пор египетская вода находилась в относительной безопасности, т.к. африканские соседи Египта были менее экономически развиты, раздираемы гражданскими войнами и поэтому слишком слабы для того, чтобы контролировать нильские истоки. Такое положение вещей уходит в прошлое, после окончания гражданской войны началось активное экономическое развитие Эфиопии. Ее население, численность которого уже такая же, как и в Египте, быстро растет. Сотни малых дамб, главным образом для орошения, строятся сейчас в Эфиопии, и планируется соорудить 4 плотины, две из них на Ниле. Как планируется, эти плотины не окажут существенного воздействия на мощность водного потока, ибо они предназначены для производства энергии, а не для ирригационных систем.

Население голодает в районах, страдающих от засухи. Эфиопия должна эффективно использовать воду, чтобы решить проблему голода. В отличие от гидроэнергетических проектов ирригационные проекты малы и не оказывают сильного воздействия на водный поток. Эти проекты относятся к внутренним программам. Однако это не означает, что они не имеют никакого отношения к Египту. Правительство Эфиопии тщательно управляет и контролирует осуществление этих программ.

Электроэнергетика Эфиопии представлена в основном гидроэлектростанциями. В настоящее время в Эфиопии действуют пять больших и пять мелких гидроэлектростанций. Крупнейшая ГЭС страны -"Мелка-Вакана" на реке Вабе (около города Додола) мощностью 152 Мвт (4*38 Мвт), ГЭС Кока на реке Аваш (около города Кока) мощностью 43,2 Мвт (3*14,4 Мвт), ГЭС Финча мощностью 100 Мвт (3*33,3 Мвт), ГЭС Аваш! и АвашН мощностью 64 Мвт (4*16 Мвт) и другие. Расположение основных электростанций показано на рис.3. Общая установленная мощность всех электростанций страны около 400 Мвт.

J Аваш, r . \ l Dawa

Addis ftbak/- и. к / ■о \ / r7~~

Jirria М-ВаканаЛ f ^

Рис.3. Расположение основных гидроэлектростанций.

Существующие в стране линии электропередачи невелики (общая протяженность около 1500 км.) Напряжение линий электропередачи 45, 132 и 230 кВ. В стране существует государственная объединенная энергосистема, в которую входят четыре электростанции. Она обслуживает нужды столицы и прилегающих населенных пунктов. Остальные провинции страны снабжаются электроэнергией от изолированных ГЭС и небольших дизельных электростанций.

Поскольку в стране существует большое число рек, намечена разработка схемы дальнейшего развития электроэнергетики Эфиопии с выбором первоочередных ГЭС. К 2000 году в стране будет построена еще одна крупная ГЭС на реке Гилгелгибе, которая будет снабжать западную часть страны на напряжении 230 кВ.

В настоящее время в столице Эфиопии Аддис-Абебе расположены восемь подстанций в различных районах. Среди существующих подстанций наиболее крупные подстанции имеют трансформаторы мощностью 22 МВА, а самые маленькие подстанции имеют трансформаторы мощностью 4 МВА. В результате значительного прироста городского населения возникает проблема электроснабжения городов. Решение этой проблемы предусматривает реконструкцию существующих и создание новых городских подстанций и распределительных сетей. В 1993 году в стране произведено 1,386,956 тыс. кВт*ч. электроэнергии.

Возвращаясь к проблеме оптимизации, отметим, что входящие в энергосистему гидроэлектростанции работают по графикам, определяемым водным режимом рек и межгосударственными соглашениями. Поэтому в работе рассматривается оптимизация режима работы электрической сети. При заданной выработке активной мощности, решаем задачу оптимизации распределения реактивной мощности. В замкнутой электрической сети выбираем коэффициенты трансформации и уровни напряжений, отвечающие оптимальному распределению реактивной мощности и минимуму потерь. Решению этих актуальных вопросов и посвящена настоящая диссертационная работа.

В первой главе работы сделан обзор литературы по математическим и техническим вопросам оптимизации. В этом разделе сделана попытка систематизации общего списка литературы по рассматриваемому вопросу по разделам. В работе отмечается, что в практике используются программные средства, позволяющие проводить оптимизационные расчеты в сложных схемах. Рассмотрены перспективные методы моделирования и оптимизации электрических режимов с помощью искусственных нейронных сетей. Однако, учитывая экономические возможности Эфиопии, основной акцент в работе сделан на простейшие методики оптимизации электрических режимов.

Вторая глава посвящена рассмотрению методических вопросов оптимального распределения потоков мощности в разомкнутых и замкнутых сетях. Понимание причин возникновения дополнительных потерь мощности в сетях позволяет правильно решить задачу оптимизации. Отмечается, что причинами дополнительных потерь мощности в сетях являются потоки реактивной мощности и неэкономичное распределение нагрузки между электростанциями. Уравнительные потоки реактивной мощности возникают в замкнутых сетях из-за неуравновешенных коэффициентов трансформации и неоднородности сетей. Отдельно анализируется оптимальный выбор уровня рабочего напряжения в передающих и распределительных сетях. Для радиальных сетей получены выражения для определения величины мощности компенсирующий устройств, отвечающих минимуму потерь.

Третья глава посвящена исследованию методов оптимизации режимов электрических сетей как для простых, так и для сложных схем. Проведено сопоставление для простейшей электропередачи метода приведенного градиента и ручной оптимизации. Получено аналитическое выражение для оптимального распределения активной мощности с учетом потерь в сети с двухсторонним питанием. Отмечается, что в условиях рыночных отношений в энергетике, для энергоснабжающих организаций целесообразно проводит оптимизацию финансовых затрат на приобретение и передачу электроэнергии, а не по минимуму затрат на условное топливо.

Четвертый раздел диссертационной работы посвящен созданию модели энергосистемы Эфиопии и проведению в ней исследований по экономичности режимов работы. При упрощении схемы эквивалентировались мелкие нагрузочные узлы. Для оптимизации использовалась упрощенная схема. В этой главе на основе предложенной методики были сделаны расчеты по оптимизации распределения активной мощности между параллельно работающими гидростанциями. Затем определяется оптимальный уровень напряжений в линиях электропередачи и оптимальное распределение потоков реактивной мощности.

В заключении отмечены основные выводы по диссертационной работе.

Диссертация включает введение, четыре главы и заключение, изложенные на 115 страницах. Содержит 17 рисунков, 33 таблиц, список литературы из 131 наименований. Общий объем работы 134 страниц.

Похожие диссертационные работы по специальности «Электростанции и электроэнергетические системы», 05.14.02 шифр ВАК

• Разработка и применение математических моделей для расчета установившихся и динамических режимов ЭЭС, содержащих устройства управляемой поперечной компенсации 2006 год, кандидат технических наук Ебадиан Махмуд

• Улучшение режимных характеристик электроэнергетической системы (Бангладеш) осуществлением управляющих воздействий 2001 год, кандидат технических наук Ислам Мд. Нурул

• Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемы 2000 год, кандидат технических наук Васильев, Виктор Алексеевич

• Режимы и устойчивость межсистемной транзитной электропередачи 330 кВ Кольская АЭС - Ленэнерго с управляемыми устройствами компенсации реактивной мощности 2008 год, кандидат технических наук Смирнов, Владимир Александрович

• Совершенствование методов и средств управления режимами электроэнергетических систем на основе элементов гибких электропередач (FACTS) 2009 год, доктор технических наук Ситников, Владимир Федорович

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Лемма Берека Г/Мескел

3.5. Выводы по главе

1. В разделе 3.1 рассмотрена методика оптимизации уровня напряжения в линии электропередачи и показано, что для слабозагруженных линий 220 кВ потери на корону и нагрев сопоставимы. Приведенные в 3.1.2. графики показывают, что для линии Финча - Адис- Аббеба оптимальным является напряжение 225-230 кВ.

2. Исследовано и получено выражение для расчета оптимального распределения реактивных мощностей в радиальных схемах (3.10).

3. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

4. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

5. В разделе 3.3.2. вычислены оптимальные значения потоков активной мощности, с учетом потерь в линиях, для энергосистемы Эфиопии для трех уровней потребляемой мощности.

6. В разделе 3.4 проведен анализ и сопоставление методик оптимизации распределения реактивных мощностей в сложных электрических сетях.

Глава 4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

На основе рассмотренных ранее методов оптимизации в настоящей главе в качестве примера проведем оптимизацию режима для энергосистемы Эфиопии. Поскольку Эфиопия относится к категории бедных стран, то использование программ комплексной оптимизации, например «спайдер» концерна ABB, невозможно по причине высокой стоимости необходимого оборудования и программного обеспечения. Работа в условиях ограниченных материальных ресурсов, выдвигает на первый план задачу повышения экономичности работы энергосистемы. Снижение потерь мощности и энергии дает дополнительные ресурсы для развития промышленности и сельского хозяйства. При общей установленной мощности электростанций 400 МВт снижение потерь на 1015% сулит значительную выгоду, а как отмечалось выше экономия может быть и больше.

Общую методику оптимизации режима энергосистемы, предлагаемую в диссертации, можно описать следующим образом:

1. нахождение оптимального распределения активной мощности между электростанциями с учетом потерь линиях основной сети;

2. выбор оптимального уровня напряжений и распределения реактивной мощности между электростанциями;

3. процедуры дооптимизации, т.е. оптимальное регулирование напряжений и реактивной мощности в распределительной сети.

4.1. Составление расчетной схемы энергосистемы Эфиопии

В процессе выполнения практической части работы нам пришлось столкнуться со сложностями получения данных по энергосистеме. За основную принята схема, полученная от Эфиопской энергетической корпорации, которая приведена на рис. 4.1. На схеме приведены основные сети напряжением от 15 до 230 кВ. Моделирование линий электропередачи осуществлялось на основе п-образной схемы замещения. Параметры схем замещения принимались по данным энергетической корпорации «Характеристики линий электропередачи высокого напряжения в ЭС Эфиопии» (приложение 1.). Следует обратить внимание на двухцепную линию от ГЭС М-Вакана до подстанции Кока длиной 164 км и напряжением 230 кВ, зарядная мощность этой линии составляет 53 МВАр. Для обеспечения нормальной работы системы на подстанциях установлены шунтирующие реакторы. Примерно такие же параметры имеет линия Финча - Маркое, а линия Маркое - Бахидар имеет длину 195 км, очевидно, что на этих линиях так же необходима установка реакторов. В рассматриваемой таблице приведены данные по 100 линиям напряжением 230, 132, 66 и 45 кВ. Данные по нагрузкам были взяты из таблицы «Пиковая и средние значения нагрузок основных районных подстанций» (приложение 2.). Для определения расчетного значения реактивной нагрузки принималось среднее значение coscp =0.9. По имеющимся данным была получена модель энергосистемы Эфиопии, схема которой приведена на рис.4.2. Параметры схемы замещения даны в таблице (приложение 3.).

Для полученной модели были произведены серии расчетов установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии. Поскольку данных по режимам работы реальной энергосистемы получить не удалось, то рассматривались режимы, отвечающие допустимым значениям перетоков мощности и уровням напряжений в узловых точках сети. cohbou.iu

Рис.4.1. Схема энергосистемы Эфиопии оо l>->

Оценка эффективности предлагаемых мероприятий оценивалась по снижению величины потерь мощности. Отдельно рассматривались потери для каждого класса напряжений и отдельно в трансформаторах и линиях. Пример таблицы потерь приведен на рис. 4.3.

4.2. Построение эквивалентных схем для энергосистемы Эфиопии

На основе расчетной схемы была построена эквивалентная модель для которой и определялось оптимальное распределение активной мощности между электростанциями. Для получения эквивалента в схеме были выбраны эквивалентируемые, сохраняемые и узлы примыкания. Произведен расчет режима для исходной схемы. Эквивалентирование выполнялось таким образом, чтобы режим сохраняемых узлов не менялся. Эквивалентирование выполнялось раздельно для мощностей генерации и нагрузки. В узлах примыкания, к оставшейся без изменения части схемы, подключаются эквивалентные нагрузки или генерация. Вариант промежуточного эквивалента схемы приведен на рис. 4.4.

Рис.4.3. Таблица потерь.

Рис.4.4. Промежуточный эквивалент схемы энергосистемы Эфиопии

Затем процедура эквивалентирования была повторена еще раз и окончательный вид эквивалентной схемы показан на рис. 4.5. Следует отметить, что потери эквивалентируемых узлов включались в мощность нагрузки и поэтому данная схема может использоваться для расчета оптимального распределения мощности между станциями.

Рис. 4.5. Эквивалентная схема энергосистемы Эфиопии.

Для этой схемы и решалась задача оптимального распределения мощности, как методом линейного программирования, так и по (3.12).

4.3. Исследование оптимальных режимов

В качестве примера оптимизации рассмотрим первый режим работы энергосистем с суммарной нагрузкой 200 МВт. Распределение мощностей между станциями, отвечающее оптимальному режиму для этого варианта нагрузки приведено на рис.4.6. Загрузка станций соответствует результатам, полученным в разделе 3.3.2,

ОПТ Р=200 Si=65.7 S2=74.7 S3=31.5 S4=28.2 AP=4.48 МВт

Соответствующие этому режиму потери показаны в табл.4.1.

Заключение

1. Рассмотрены различные режимы работы замкнутой электрической сети и показано, что существуют две физические причины возникновения дополнительных потерь мощности - это неоднородность сопротивлений схемы замещения и несбалансированные коэффициенты трансформации.

2. В работе подробно исследована физическая сущность дополнительных потерь, вследствие неоднородности сети, и показано, что из-за несбалансированных составляющих падение напряжения в контуре появляются уравнительная ЭДС и ток, являющиеся причиной увеличения потерь.

3. С помощью классического исследования на экстремум подтверждено, что минимуму потерь замкнутых сетей, отвечает распределение по активным сопротивлениям.

4. Исследованы и объяснены причины неравномерного распределения мощностей по параллельно работающим линиям электропередачи разных классов напряжения.

5. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

6. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

7. Правильность методических положений работы и полученных результатов подтверждены многократными расчетами установившихся режимов для энергосистемы Эфиопии, выполненые с помощью программы РАСТР.

8. Показано, что среди множества реализуемых режимов оптимальный имеет наименьшие потери активной мощности в сети, причем в других режимах потери могут быть больше на 20-30%.

9. Целесообразность оптимизации режима по реактивной мощности подтверждена результатами расчетов, представленных в разделе 4.3.1.

10.Результаты расчетов режимов, выполненные с помощью программы РАСТР и приведенные в главе 4 подтверждают справедливость выводов предыдущих разделов работы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел, 2002 год

1. Александров О.И., Бабкевич Г.Г. Оперативные алгоритмы расчета потокораспределения в сложной ЭЭС. Электронное моделирование. 1992,- 14, N6. С.66-70.

2. Аммар Бен Салем. Комплексная оптимизация развития объединенной энергосистемы стран Союза Арабского Магриба. Автореф. дисс. канд. эконом, наук, С-Петербург. 1994.

3. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем. /Н.А. Мурашко, Ю.А. Орхозин, JI.A. Крумм и др. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1987.

4. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость:/ Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980.

5. Аоки М. Введение в методы оптимизации. М.: Наука, 1977.

6. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. Свердловск: Изд. УПИ, 1984.

7. Арзамасцев Д.А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк.,1983.

8. Арзамасцев Д.А. и др. Модели оптимзации развития энергосистем: Учебник. М.: Высш. Шк., 1987.

9. Ашманов С.А. Линейное программирование: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк., 1981

10. Ашманов С.А., Тихонов А.В. Теория оптимизации в задачах и упражнениях. -М.: Высш. Шк., 1981.

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

12. Баркан Я.Д. Автоматизация режимов по напряжению и реактивной мощности: Из опыта Латвглавэнерго. М.: Энергоатомиздат, 1984.

13. Бондаренко А.Ф., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Концепция оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в рыночных условиях. Сборник статей «Проблемы диспетчерского и автоматического управления». М.: Издательство МЭИ, 1997.

14. Вариационное исчисление и оптимальное управление: Учебник/под ред. В.С.Зарубина -М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1999.

15. Васильев В.П. Численные методы решения экстремальных задач. -М.: Наука, 1980.

16. Васильков Ю.Н., Василькова Н.Н., Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании: Учебн. Пособие. -М.: Финансы и статистика, 1999.

17. Веников В.А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

18. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебник для электроэнергетич. спец. вузов. Изд. 4-е. М.: Высшая школа, 1985.

19. Веников В.А., Головицын Б.И., Лисеев М.С. Исследование некоторых алгоритмов управления стационарными режимами электроэнергетических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №4, с.3-16.

20. Веников В.А., Жуков Л.А., Поспелов Г.Е. Электрические системы: Режимы работы электрических сетей и систем. М.: Высш. Шк., 1975.

21. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. «Регулирование напряжения в электроэнергетических системах.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

22. Веников В.А., Литкенс И.В. Математические основы автоматического управления режимами электросистем.-М.: Высшая школа, 1964.

23. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. -М.: Наука. 1986.

24. Воропай Н.И. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1981.

25. Габасов Р., Кириллова Ф.М. Методы оптимизации. Минск.: Изд-во БГУ, 1975.

26. Галушкин А. Современные направления развития нейрокомпьтерных технологий в России./ Открытые системы. 1997, №4.

27. Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., и др. Оценивание состояния в электроэнергетике. -М.: Наука, 1983.

28. Гамм А.З., Крумм Л.А. Методы оптимизации режима сложных электроэнергетических систем при случайном характере исходной информации. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972, №1. с.46-60

29. Герасимов С.Е., Горюнов Ю.П., Евдокунин Г.А., Иванов С.А. «Численные и аналитические методы анализа режимов электрических систем. Учебное пособие.» Л.: издательство ЛПИ, 1986.

30. Герасимов С.Е., Лемма Берека, Сендажи А. Оптимизация распределения нагрузки между электростанциями. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1999.

31. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Методы оптимизация режимов распределительных сетей. Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий. 14-16 июня 2001 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.51-54.

32. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Оптимизация режима радиальной электрической сети. Материалы Всероссийской научно-технической конференции: «Фундаментальные исследования в технических университетах» 8-10 июня 2000 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.127.

33. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Проектирование системы электроснабжения столицы Эфиопии Адисс-Абебба. Современные научные школы: Перспективы развития. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1998.

34. Герасимов С.Е., Меркурьев А.Г. Регулирование напряжения в распределительных сетях. С-Пб., С-3 филиал АО «ГВЦ Энергетики» 1997.

35. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. -М.: Мир, 1985.

36. Горбань А.Н. Обучение нейронных сетей. М.": изд. СССР-США СП "ParaGraph", 1990. 160 с.

37. Горбань А.Н., Россиев Д.А. Нейронные сети на персональном компьютере. Новосибирск: Наука, 1996.

38. Горнштейн В.М. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

39. Гуссейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. -М.: Энергия, 1978.

40. Дальние электропередачи 750 кВ: Сборник статей / Под ред. А.М.Некрасова и С.С. Рокотяна, М.: Энергия, 1975.

41. Дубицкий Г.А. Советчик диспетчера для быстрой коррекции режима

42. ОЭЭС по активной мощности / Советчики диспетчера по оперативной коррекции режимов работы ЭЭС. Иркутск, 1984.

43. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообьединениями. -М.: Издательство МЭИ, 1996.

44. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. -М.: Энергия. 1979.

45. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах.» М.г Энергоатомиздат, 1981.

46. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

47. Идельчик В.И. «Электрические системы и сети.» М.: Энергоатомиздат, 1989.

48. Идельчик В.И. «Расчеты установившихя режимов электрических сетей. Под редакцией Веникова В.А.» М.: Энергия, 1977.

49. Каменский М.Д. Электрические системы. Госэнергоиздат. 1952.

50. Конюховский П.В. Математические методы исследования операций в экономике.-СПб.: Издательство Питер,2000.

51. Короткевич A.M. совершенствование методов оптимизации режимов энергосистемы по напряжению и реактивной мощности. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Минск. 2000.

52. Крумм Л.А. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1977.

53. Лебедев С.А., Жданов П.С., Городский Д.А., Кантор P.M. Устойчивость электрических систем. М.: Госэнергоиздат, 1940.

54. Лебедева Л.М. Методы и алгоритмы оптимизации расчетных режимов при оценке надежности сложных электроэнергетических систем. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Иркутск, 1998.

55. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем. Учебное пособие, СПб.: СПбГТУ, 1994.

56. Лисеев М.С. К задаче автоматизации регулирования режимов электрической системы по напряжению и реактивной мощности. -Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №2, с.91-98.

57. Лисеев М.С. Применение методов математического программирования к решению задач оперативного управления режимами электрических систем по напряжению и реактивной мощности. Изв. вузов. Энергетика, 1973 №8, с. 12-16.

58. Лисеев М.С., Эль-Саях С. Метод расчета наивыгоднейшего распределения реактивных мощностей в районных сетях. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979 №5, с.80-86.

59. Мельников Н.А. Реактивная мощность в электрических сетях. -М.: Энергия, 1975.

60. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1975.

61. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. -М.: Наука. Гл.ред. ф-м.л., 1978.

62. Нейман Л.Р., Демирчан К.С. Теоретические основы электротехники. Т.1;т.2.-Л.: Энергоиздат, 1981.

63. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов.»-М.: Энергоатомиздат, 1984.

64. Новгородцев А.Б. 30 лекций по теории электрических цепей: Учебник для вузов. СПб.: Политехника, 1995.

65. Оптимальные режимы работы энергосистем: Сб. научн. Трудов/ВНИИЭ. -М.: Энергоатомиздат. 1985.

66. Петренко Л.И. Электрические сети и системы. Киев: Вища школа, 1981.

67. Петров Ю.П. Вариационные методы теории оптимального управления.-Л.: Энергия. 1977.

68. Петров Ю.П. Три очерка по истории оптимизации и оптимального управления.- СПб.: ООП НИИХ, 1998.

69. Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. -М.: Наука, 1983.

70. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоиздат, 1981.

71. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М., Федин В.Т. Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

72. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети: Проектирование. Мн.: Выш. Шк., 1988.

73. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения/ Под ред. Г.Н. Александрова. СПб.: Энергоатомиздат, Сант-Петербургское отделение, 1993.

74. Расчеты и анализ режимов, программирование и оптимизация работы сети. Под редакцией / В.А. Веникова. М., 1974.

75. Рейклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К, Оптимизация в технике: -М.: Мир, 1986.

76. Рокотян И.С., Федоров Д.А. «Применение методов математического программирования для выбора оптимальной конфигурации сети» .М.: Высш. Шк., 1999.

77. Рябокрис И.Ф. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. -Киев: Укр. ВИНИТИ, 1976.

78. Системы: декомпозиция, оптимизация и управление/ Сост. М. Сингх, А. Титли; М.: Машиностроение, 1986.

79. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

80. Солдаткина JI.А. «Электрические сети и системы.» М.: Энергия, 1978.

81. 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. М.: Энергоатомиздат, 1985.

82. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М.: Энергоатомиздат, 1989.

83. Статические компенсаторы для регулирования реактивной мощности. Под. ред. P.M. Матура. М.: Энергоатомиздат, 1987.

84. Строев В.А., Рокотян И.С. «Методы математической оптимизации в задачах электроснабжения» М.: Высш. Шк., 1998.

85. Тарасов В. И. Особенности алгоритмической и программной реализации методов минимизации при решении уравнений установившихся режимов электроэнергетических систем. Журнал "Электричество ", 2/1997 год.

86. Терехов В.А., Ефимов Д.В., Тюкин И.Ю., Антонов В.Н. Нейросетевые системы управления. С-Пб.: Изд-во С-Пб Университета, 1999.

87. Турчак Л.И. Основы численных методов: Учебное пособие.М.: Гл. ред. Ф-М.Л.,1987.

88. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: Теория и практика./ Пер. с англ. М.: Мир, 1992.

89. Фазылов Х.Ф., Юлдашев Х.Ю. Оптимизация режимов электроэнергетических систем. -Ташкент.: ФАН. 1987.

90. Ханина Е.П. Оптимизация режимов работы ЭЭС с учетом особенностей рыночной экономики. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Новосибирск, 1997.

91. Холмский В.Г. Расчет и методы оптимизации режимов электрических сетей (специальные вопросы). Учебное пособие. -М: Высш. Шк. 1975.

92. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. -М.: Наука, 1968.

93. Черненко П.А., Прихно B.J1. Оценка состояния и оптимизация по напряжению и реактивной мощности электроэнергетической системы. Техническая термодинамика, 1980, №5. с. 80-85. 96.Черноруцкий И.Г. Методы оптимизации: Учеб. Пособие. - СПб.:

94. Изд-во СПбГТУ, 1998. 97.Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб.

95. Пособие. Под редакцией В.А. Строева,- М.: Высш. Шк., 1999. 98.Электрические системы. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1972.

96. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1973.

97. Электропередачи 1150 кВ: Сб. ст.: В 2-х кн./Под ред. Г.А.Илларионова, B.C. Ляшенко. М.: Энергоатомиздат, 1992.

98. A.A.El-Keib, Х.Ма. Application of artificial neural net-works in voltage stability assessment. IEEE Trans, on Power Systems, vol.10, N4,Nov. 1995.

99. Aboreshaid S. , Billinton R., Fotuhi-Firuzabad M. Probabilistic Transient Stability Studies Using the Method of Bisection. IEEE Transaction on power System, Vol.11, No.4,November 1996.

100. D.J.Sobajic and oth. Real-time security monitoring of electrical power systems using parallel associative memory. IEEE.90 (2929-2932).

101. Dy Liacco Т.Е. Real-time computer control of power systems. -Proc. IEEE, 1974.

102. Grantham W. J. and Vincent T.L., Modern control systems analysis and design, John Wiley & Sons, Inc. New York, 1993.

103. H.C.Chang and oth. Neural networks based selforganizing Fuzzy Controller for transient Stability of Multi machine Power Systems. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N2, June, 1995.

104. J.Plettner-Maraliani. Optimisation of the combination of power units in smoll electric grids. Annual report, vol 62, 1999 of the Institute of Power System and Economics, RWTH Aachen, Germany, -p.75.

105. Kamwa I., Farzaneh M. Data translation and order reduction for turbine-generator models used in network studies. IEEE Transaction on Energy Conversion.Vol.12, No.2,June 1997.-C.118-126.

106. Kuo В. C., Automatic control systems, Printice-Hall, Inc. New Jersey, 1987.

107. L.H.Jeng and oth. Damping of torsional Oscillations in a parallel AC/DC System using an artificial neural network tuned supplemental subsynchronous damping controller. Proc. Natl. Sci. Connc. Roc(A), vol.20, N2, 1996 (174-184).

108. Lewis F. L., and Syrmos V. L. Optimal control . John Wiley, New York, 1995.

109. Lof P.-A. On static analysis of long-term voltage stability in electric power system/ Royal Ins. Of Technology/ -Stockholm, 1995.

110. M.A.El-Sharkawi and oth. Localization of WindingShorts Using Fuzzi fied Neural networks. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

111. M.E.Aggoune and oth. Artificial neural networks for power system static security assessment. ISCAS.89 (490-494).

112. M.La Scala, M.Trovato, F.Torelli. A neural network based mehtod for voltage security monitoring. IEEE Trans, on Power Systems, vol.11, N3, Aug. 1996.

113. Marzio Leonardo. A new utility-user interface for a qualified energy consumption. Pattern Recogn. 1995. - 28, N10 - p. 1507-1515.

114. Ogata K., Modern control engineering, Prentice-Hall. 1970.

115. R.Fischl and oth. Screening power system contingencies using a back-propagation trained multiperceptron. ISCAS.89 (486-489).

116. R.I.Thomas and oth. On-line security screening using an artificial neural network. IEEE.90 (2921-2924).

117. S.R.Chaudhry and oth. An artificial neural network Method for the identification of Saturated Turbogenerator Parameters dased on a coupled Finite-Element/State-Space Computational algorinhm. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N4, Dec. 1995.

118. Sakural Kyoko, Nishimura Kazuo, Hayashi Hideki. A practical method based on structured neural networks to optimize power system operation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN"93 Nagoya. Vol.1. - Nagoya, 1993, p.873.

119. Santoso N. Iwan, Tan Owen T. Neural net based real-time control of capacitors installed on distribution systems. IEEE Trans. Power. Deliv. 1990 5, N1. - p.266-272.

120. Takuldar S.M. Computer aided dispatch for electric power.- Proc. IEEE, 1981.

121. Y.Zhang and oth. Artificial neural network power system Stabilizers in Multi-Machine Power System Snviroment. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

122. Flatabo "Application of Optimization techniques to study power system network performance". CIGRE SC 38 Reports, issue 174, 1997.

123. G.L. Torres, Quintana, V.H. "Optimal Power Flow by a Nonlinear Complementarity Method". IEEE Power Engineering Review, 2000.

124. H.G. Kwanti, A.K. Pasrija, and L.Y. Bahar, "Static bifurcations in electric power networks: Loss of steady-state stability and voltage collapse," IEEE Trans, on Circuits and Systems, vol.CAS-33, pp.981 - 991, Oct. 1986.

125. M.E.Aggoune. An artificial neural net based method for power system state estimation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, Nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN"93 Nagoya. Vol.2. Nagoya, 1993. - p. 1523-1526.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.