Разработка методов исследования электрических режимов для АСДУ ЦЭЭС МНР

В основных направлениях развития народного хозяйства Монгольской Народной Республики (МНР) на I98I-I985 г. г., утвержденных ХУШ съездом Монгольской Народной Революционной Партии (МНРП), указано на необходимость повышения эффективности и качества научных исследований в энергетике. Важную роль в успешном решении этой задачи играет прогнозирование, планирование и управление режимами Центральной электроэнергетической системы (ДЭЭС) при условии широкого использования математических методов, кибернетического анализа и электронных вычислительных машин (ЭВМ).

Опыт развитых стран, в частности СССР, в области управления ЭЭС свидетельствует о целесообразности создания на базе диспетчерского центра ЦЭЭС МНР автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) на основе ЭВМ для решения разнообразных задач: составление планов и прогнозов эксплуатации ЭЭС, расчетов режимов ЭЭС и ее элементов, обработки различного рода статистической информации и др.

Для условий МНР улучшение режимов работы ЦЭЭС с помощью АСДУ целесообразно начинать с внедрения комплекса программ электротехнических расчетов. При этом наиболее актуальны задачи получения исходной информации для режимных расчетов на основе обработки данных измерений режимных параметров, расчета установившихся режимов для оперативного планирования и управления ЦЭЭС. Получение исходной информации на основе обработки данных измерений режимных параметров исключительно актуально, поскольку фактические нагрузки ряда узлов ЦЭЭС МНР неизвестны.

В настоящее время планирование нагрузки и управление режимами ЦЭХ МНР в условиях еще несозданной АСДУ охватывает ряд сложных задач, решить которые в сжатые сроки представляется затруднительным,.

В этих условиях особую актуальность приобретают разработка и внедрение в практику планирования и управления современных методов исследования режимов ЭЭС МНР, учитывающих специфику состояния и развития энергетики, территориальные, природные и социальные особенности МНР. Данная работа посвящена проблемам создания АСДУ ЦЭЭС и исследованию возможности автоматизации планирования и управления режимами ЦЭЭС МНР, В диссертационной работе рассмотрены не только методические вопросы, но и практические результаты исследований, проводимых в НИПИТЭП МНР по планированию режимов ЦЭЭС за последние годы, показывающие применимость методических результатов для практической их реализации в условиях МНР,.

Основная задача работы состоит в том, I) чтобы определить закономерности изменения электрических нагрузок, а затем на этой основе прогнозировать графики нагрузки и 2/ определять более обоснованно, чем раньше, оптимальные режимы, обеспечивающие экономическую эффективность и надежность работы ЦЭЭС. г.

Для условий МНР, как и ЭЭС других развивающихся стран, крайне желательно использовать наименьшее количество прикладных программ в математическом обеспечении АСДУ. Поэтому в диссертации основное направление взято на создание комплексов программ, позволяющих решать различные задачи, возникающие на стадиях как планирования, так и управления режимами ЦЭЭС МНР, с позиций единого информационного и математического обеспечения, В частности, на основе программы расчета стационарных, допустимых и оптимальных режимов ЭЭС (СДО) и серии программ обработки информации, необходимой для расчетов режимов (прогноз нагрузок, получение характеристик относительных яриросиойЛЭЦ и обозначаемых ШС создан единый комплекс программ. Этот комплекс, по сути дела, представляет собой начальную стадию создания АСДУ ЦЭЭС МНР.

Помимо других факторов (таких, как слабая изученность системных свойств ЦЭЭС МНР, проблем параллельной работы с ЕЭЭС СССР и т. д.), проблемы, возникающие при создании АСДУ ЦЭЭС МНР, определяют основные цели настоящей работы, которые состоят в следующем:

1. Анализ современного состояния и перспектив в развитии ЦЭЭС МНР.

2. Анализ и обоснование необходимости создания АСДУ ЦЭЭС МНР.

3. Проблемы сбора и обработки информации в условиях.

МНР:

— создание информационно-справочной части банка данных на ЭВМ типа EC-I022;

— разработка методов, алгоритмов и программ статистического анализа и прогноза графиков нагрузки для условий МНР;

— разработка методов обнаружения и уменьшения ошибок при подготовке исходных данных для режимных расчетов ЦЭЭС МНР;

— создание алгоритмов программ уточнения характеристик относительных приростов электростанций;

— исследование влияния ошибок в исходных данных на погрешность результатов расчета режимов для ЦЭЭС МНР.

4. Проблемы математического моделирования режимов ЦЭЭС.

МНР:

— разработка методов, алгоритмов и программ экспресс.

— анализа режимов ЦЭЭС МНР;

— внедрение программ серии СДО в ЦЭЭС МНР и экспериментальное исследование сходимости вычислительного процесса решения режимных задач в условиях ЦЭЭС МНР;

— модернизация программ расчета режимов ЦЭЭС МНР для учета вероятностного характера исходной информации.

Научная новизна и основные результаты:

— впервые для условий МНР сформулирована и поставлена проблема создания и внедрения АСДУ в практику управления ЦЭЭС МНР;

— решен ряд проблем, связанных с повышением достоверности информации о режимах ЦЭЭС, в частности, определены статистические закономерности изменения графиков нагрузки как в целом ЦЭЭС, так и по отдельным узлам системы, в частности определены основные вероятностные характеристики параметров режима;

— разработан метод адаптации коэффициентов множественной регрессии для прогнозирования нагрузок узлов ЦЭЭС;

— исследован и проведен анализ зависимостей результатов расчета от погрешностей исходных данных (или измерений) при расчетах нормальных установившихся режимов ЦЭХразработаны рекомендации по уменьшению погрешностей исходных данных;

— исследованы характеристики метода приведенного градиента, полученные при расчетах оптимальных режимов ЦЭЭС МНР, которые показали высокую эффективность метода и позволили рекомендовать программы серии СДО включить в первую очередь создания АСДУ ЦЭЭС МНР.

На защиту выносятся следующие основные положения диссертации:

1. Разработанная концепция создания АСДУ ЦЭЭС МНР, учитывающая специфические особенности развития электроэнергетики МНР.

2. Результаты анализа свойств информации о параметрах ЦЭЭС МНР и методы, алгоритмы и программы повышения ее достоверности:

2.1. Алгоритмы и программы прогнозирования суммарной нагрузки ЦЭЭС при разных уровнях информационной обеспеченности.

2.2. Метод множественной регрессии с переменными коэффициентами для прогнозирования нагрузок по узлам, представленными соответствующими моделями при разных уровнях информационной обеспеченности.

2.3. Результаты анализа свойств нагрузок узлов и параметров режима ЦЭЭС МНР, учет которых позволил повысить достоверность исходной информации о состоянии системы.

3. Результаты исследования характеристик вычислительных процессов методов оптимизации нормальных режимов ЦЭЭС МНР, позволивших определить области рационального применения их в условиях ЦЭЭС МНР и разработать методы «экспресс-анализа» режимов системы.

Апробация работы и публикаций. Основные результаты проведенных автором исследований и разработок опубликованы в работах С 74,75,76,77,78,79,80,81,87,88] и обсуждались:

— на конференциях профессорско-преподавательского состава Монгольского Государственного университета (МГУ) и Политехнического института (Улан-Батор, 1978,1980,1981,1984);

— на научно-производственной конференции «Повышение надежности работы энергетической промышленности МНР» (Улан-Батор, 1981);

— на научной конференции, посвященной 60 годовщине формирования топливно-энергетической промышленности МНР, «Актуальные вопросы в энергетике» (Улан-Батор, 1982);

— на семинаре, организованном институтом и предприятиями электрических сетей «Некоторые пути снижения потерь мощности в электрических сетях» (Улан-Батор, 1982,1983);

— на Ученом Совете Научно-исследовательского и проектного института топливно-энергетического промышленности (НИПЫТЭП) МНР (Улан-Батор, 1979,1982);

— на семинаре отдела управления функционированием больших систем энергетики СЭЙ СО АН СССР (Иркутск, 1983);

— на научной конференции, организованной институтами и предприятиями электрических сетей «Повышение технико-экономических показателей электрических сетей ЦЭЭС» (Эрдэнэт, 1984);

— на объединенном семинаре электроэнергетических отделов Сибирского научно-исследовательского института электроэнергетики (СибНИИЭ) (Новосибирск, 1984),.

Практическая ценность и внедрения. Практическая ценность работы состоит в:

— разработке единой концепции создания АСДУ ЦЭХ МНР;

— повышении достоверности исходной информации, необходимой для решения задач планирования и управления режимами ЦЭЭС МНР;

— повышении эффективности (экономичности, надежности и качества) планирования и ведения режимов ЦЭЭС МНР;

— внедрении и систематическом применении математических методов и программ решения режимных задач ЦЭЭС МНР.

В настоящее время разработанный автором вычислительный комплекс СДО-ТЕХС внедрен в диспетчерском управлении и решает следующие задачи:

— краткосрочный прогноз активных и реактивных нагрузок ЦЭЭС и основных энергоузлов;

— прогноз располагаемой и рабочей мощности генераторов и по ТЭЦ;

— расчет характеристик относительных приростов ТЭЦ ЦЭЭС с учетом тепловых нагрузок;

— расчет установившихся режимов ЦЭХ;

— расчет потокораспределения для любых прошедших и перспективных нормальных режимов, информация о которых задается в виде отклонений от прошедших режимов;

— расчет комплексной оптимизации режима по всем переменным;

— расчет оптимального распределения нагрузки за любой час прошедшего периода с использованием дополнительной информации о нагрузках основных узлов энергосистемы и др.

По совместным оценкам научных организаций (НИПИТЭП, К по НТ) экономический эффект от внедрения комплекса СДО—ТЕХС составляет более 600 тысяч тугриков в год. Разработанный комплекс СДО-ТЕХС составляет основу первой очереди АСДУ ЦЭЭС МНР.

В первой главе рассматриваются основные вопросы, связанные с методологией создания АСДУ ЦЭЭС МНР. Проведен анализ современного состояния ЦЭЭС, как объекта управления, и сформулированы некоторые задачи математического и информационного обеспечения АСДУ. Одной из задач АСДУ ЦЭЭС является проблема управления нормальными режимами ЭЭС и, в частности, оптимальное планирование работы ЦЭЭС, что позволяет значительно снизить расходы топлива. Для успешного решения этой задачи, а тем более для автоматизации диспетчерского управления.

ЭЭС, необходимо выявить, изучить и учитывать внутренние закономерности, обусловленные естественными изменениями нагрузки узлов.

Поэтому во второй главе рассматриваются различные характеристики изменения графиков нагрузки ЦЭЭС, модели аппроксимации суммарных нагрузок ЦЭЭС и результаты расчета краткосрочного прогнозирования графиков нагрузки. Рассмотрены методика и расчеты оперативного прогнозирования графиков нагрузки основных узлов ЦЭЭС МНР. Методика использует аппарат множественных регрессий.

Третья глава посвящена подготовке исходной информации для системы принятия решений по управлению режимами ЦЭЭС, а также вопросам оценки погрешности исходной и результирующей информации, расчеты режимов ЦЭЭС.

Приведен анализ сходимости вычислительных процессов программ типа СДО и ТЕХС для расчетов допустимых и оптимальных установившихся режимов ЦЭЭС. Эффективность применения этих алгоритмов оптимизации в значительной степени зависит от точности исходной информации, погрешность которой может исказить истинные результаты режимных расчетов ЦЭЭС.

В работе проведен анализ исследований ряда авторов в области определения и точности задания исходных данных и проведен анализ влияния погрешности исходных данных на погрешности результатов решения на примере ЦЭЭС МНР.

В четвертой главе на базе расчета предыдущих трех глав проанализированы результаты расчетов по оптимизации нормальных режимов ЦЭЭС. Проводится детальное сопоставление точности и эффективности отыскания наивыгоднейшего распределения заданной активной нагрузки ЦЭЭС между ее ТЭС с помощью упрощенных моделей.

В заключении обобщены основные итоги данной работы и намечены основные направления ее развития в будущем.

В приложениях к диссертации приведены исходные данные, алгоритмы, реализованные в комплексе СДО-ТЕХС, и результаты экспериментальных и промышленных исследований по планированию режимов ЦЭЭС. В приложении приведены акты о внедрении программ СДО и ТЕХС в энергетических организациях в МНР.

Диссертационная работа выполнялась, в основном, в энергетическом отделе Научно-исследовательского института топливно-энергетической промышленности (НИПИТЭП) МНР и частично — в отделе управления функционированием больших систем энергетики СЭЙ СО АН СССР. Автор благодарен к.т.н. Тришечки-ну A.M. за консультации по комплексу СДО и помощь в оформлении работы.

I. ВОПРОСЫ СОЗДАНИЯ АСДУ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЭЭС МНР.

I.I.

Введение

.

С развитием энергетики МНР и формированием ЦЭЭС большое значение приобретает задача автоматизации оперативно-диспетчерского управления, являющаяся частью более общей проблемы улучшения управления энергетической отраслью народного хозяйства на основе применения научно-обоснованных экономико-математических методов, электронно-вычислительной техники, средств связи и современных технических средств автоматики. С конца 70-х годов совершенствованию управления народным хозяйством и использованию для этой цели достижений научно-технического прогресса уделялось большое внимание в МНР.

Особенности энергетической отрасли народного хозяйства предопределили особую актуальность и срочность автоматизации управления отраслью. Под автоматизированным управлением ЦЭЭС МНР в широком смысле этого слова следует понимать управление развитием и функционированием этого непрерывно развивающегося комплекса.

В СССР впервые вопросы создания АСДУ энергосистемы были поставлены в 1969 г. в совместной работе’СЭИ СО АН СССР, ОДУ ЕЭС Европейской части СССР, МЭЙ и Энергосетьпроекта Ll, 2, II, 12 J.

В дальнейшем концепция АСДУ ЕЭЭС СССР была развита в работах ЦДУ ЕЭС СССР, СЭИ СО АН СССР, ИЭД АН УССР, Энергосеть-проекта, ВНИИЭ, ВЦ ГТУ, МЭЙ и ряда других организаций [4,5, 6,7,45,48J.

Впервые в МНР статья и книга, посвященные теории и практике создания АСДУ ЦЭЭС МНР, опубликованы автором [81,75 3 .

Основные требования к АСДУ определяются особенностями энергетического производства и характеристиками ЦЭЭС МНР, как объекта управления. Поэтому в данной главе сделана попытка: а) дать анализ существующего и перспективного состояния информационного обеспечения в ЦЭЭСб) разработать методологические принципы создания АСДУ ЦЭЭС МНРв) на основе этих принципов создать специализированное единое математическое обеспечение будущей АСДУ ЦЭЭС МНР.

1.2. Краткая характеристика Центральной ЭЭС как объекта управления.

Современная электроэнергетическая система представляет собой сложную искусственную систему. Она характеризуется не только наличием большого числа элементов, составляющих систему с прямыми и обратными связями, но и некоторыми особыми признаками: непрерывностью энергетического производства, сложной нелинейной зависимостью основных технико-экономических показателей от процесса производства и распределения электрической и тепловой энергии и т. п.

ЦЭЭС является одной из наиболее больших энергосистем МНР. В ЦЭЭС осваивается и работает новейшее Советское энергетическое оборудование, в том числе: турбоагрегаты электрической мощностью 25−100 тыс. кВт на ТЭЦ, линии электропередачи переменного тока Гусиноозерск-Дархан-Эрдэнэт, Дархан—Улан-Батор-Баганур напряжением 220 кВ и силовые трансформаторы мощностью 65−250 тыс. кВа и др.

В настоящее время централизованным электроснабжением в республике охвачены потребители Центрального, Селенгинско-го, Булганского и Убурхангайского аймаков, которые получают с X.

Нагрузка, мвг.

•и.

177 1fS6 X г X г т.

ЭЛ?КГРР-лотрмв пенсе, млн, квгц—.

ТЭЦ грэс.

7ЭЛ-110 к В ЛЭП- 220 к8 ЛЭЛ-500 кб.

ГусинооЗгрсксхя ГРЭС С.

Рис.1−1. Карта-схема ЦЭЭС МНР. электроэнергию от ЦЭЭС. В состав ЦЭЭС входят Улан-Баторская ТЭЦ-I установленной мощностью 36 мВт, Улан-Баторская ТЭЦ-2 — 24 МВт, Улан-Баторская ТЭЦ-3 — 148 МВт, Улан-Баторская ТЭЦ-4 — 380 МВт и Дарханская ТЭЦ — 48 МВт. Улан-Баторский и Дарханский сетевые районы связаны между собой одноцепной линией электропередачи 110 кВ с промежуточными потребителями и одноцепной линией электропередачи 220 кВ, а Дарханский и Эр-дэнэтский сетевые районы — двухцепной линией электропередачи напряжением 220 кВ.

В 1976 году ЦЭЭС МНР соединена по ЛЭП 220 кВ с ОЭЭС Сибири, что оказало глубокое влияние на развитие энергетической базы и всего народного хозяйства МНР и способствовало рационализации электроэнергетического баланса отдельных районов и страны в целом. С другой стороны, значительно повысились надежность, бесперебойность и маневренность энергоснабжения народного хозяйства республики.

Распределение электроэнергии в сетевых районах осуществляется на напряжении 6,10,35 и, НО кВ. Карта-схема и принципиальная схема Центральной энергосистемы приведены на рис. I-I и 1−3.

В этой пятилетке строятся новые линии электропередачи Баганур-Чойр напряжением 220 кВ, Чойр-Борундэр напряжением, НО кВ и Булган-Хархорин напряжением, НО кВ.

Установленная мощность электростанции ЦЭЭС в настоящее время составляет 336 МВт. Баланс мощности ЦЭЭС за период зимнего максимума 1982;1983 г. г. приведен в таблице I.I.

Таблица I.I. ш пп Показатели Электрическая мощность, МВт.

I 2 3.

12 3.

I. Зимний максимум нагрузки по энергосистеме 377.

2. Покрытие зимнего максимума нагрузки по Центральной ЭЭС 236.

В том числе:

ТЭЦ-1 20.

ТЭЦ-2 20.

ТЭЦ-3 114.

ТЭЦ-4 50.

Дарханская ТЭЦ 32.

3. Импорт мощности из ОЭЭС Сибири 141.

4. Резерв мощности в ЦЭЭС МНР (24).

Максимум нагрузки ЦЭЭС в этот период достиг 380 МВт, при участии тепловых электростанций в покрытии зимнего максимума 236 МВт. Остальные 30−40% нагрузки ЦЭЭС покрываются за счет импорта мощности из ОЭЭС Сибири СССР. Дефицит мощности в ЦЭЭС в настоящее время вызван, с одной стороны, быстрым ростом нагрузки и снижением располагаемой мощности тепловых электрических станций, а, с другой стороны, — отставанием ввода новых энергетических источников таких, как ТЭЦ-4 и Ба-ганурская ГРЭС.

В соответствии с разработанной перспективной схемой электроснабжения МНР до 2000 г. планируется: наивысшее напряжение для магистральных линий электропередачи 500 кВ и ввод турбоагрегатов мощностью до 200−300 МВт. На рис.1−2 показан прирост установленных мощностей и производства электро.

Рис.1−2. Диаграмма роста установленной мощности электростанций (а) и производства электроэнергии (б). энергии ЦЭЭС. Как видно из рис.1−2 в период 1986;1995 г. г. большой абсолютный рост электропотребления порядка 2300 тыс. кВт. час вызван проявлением в энергосистеме крупных потребителей: Буренханского фосфоратного комбината, обогатительной фабрики Дархан и Цагансубурга.

Согласно 189,90] планируется, что в 1990 г. общая установленная мощность ЦЭЭС составит около 1000 МВт, из которых 800 МВт будут вырабатывать ТЭЦ. Исследования по возможностям дальнейшего использования турбогенераторов малой мощности показали, что дальнейшая эксплуатация ТЭЦ-I, ТЭЦ-2 г. Улан-Батора, ТЭЦ г. Дархана и Эрдэнэта являются экономически целесообразной до 1995 года, но их суммарная располагаемая мощность будет постепенно снижаться.

Основной задачей этих станций является снабжение теплом города Улан-Батора и электроэнергией центрального экономического района страны на период 1985;1990 г. г. [89,90 ].

Исследования показывают, что в перспективе на период 1995;2000 г, г. наиболее оптимальным вариантом покрытия переменных частей графиков нагрузки ЦЭЭС МНР является ввод мощности маневренных агрегатов ГРЭС на базе угольного месторождения Багануур, ГЭС мощностью 400 МВт и ГАЭС мощностью 200 МВт на реках Селенга и Керулен. На рис.1−2 показана перспективная схема ЦЭХ, суммарная нагрузка которой составит 680 МВт в 1990 году. Эта система связана с ОЭЭС Сибири в двух местах двухцепной линией 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС-Дархан-ская ТЭЦ 255 км, Харанорская ГРЭС-Чойбалсанская ТЭЦ 208 км.

Успешно развитие электроэнергетики ЦЭЭС требует существенного усиления внутрисистемных линий электропередачи. В период 1985;1990 г. г. от ЦЭЭС (рис.1−1) будут питаться электроэнергией аймачные центры: Мурен, Цэцэрлэг, Арвайхээр, Мандалговь, Сайншанд, Ундэрхан, в период 1990;1995 г. г, Улиас-тай, Алтай, Баянхонгор, Барун-Урт, Чойбалсан и в период 1995;2000 г. г. Даланзадгад.

В принятом решении Государственной плановой комиссии (Госплан) и Госком по науке и технике МНР было отмечено, что создание и внедрение АСДУ ЦЭЭС является наиболее срочной, структурно и функционально подготовленной частью АСУ отрасли народного хозяйства МНР.

АСДУ должна обеспечить оптимальное взаимодействие всех основных звеньев ЦЭЭС в процессе производства, распределения и потребления электрической энергии. Для оптимального решения вопросов проектирования и внедрения АСДУ ЦЭЭСМНР должны учитывать следующие особенности режима работы системы и ее развития:

1. В настоящее время ЭЭС работает параллельно с объединением ЭЭС Сибири (РЭУ Бурятэнерго) и импортирует ежегодно примерно 600−700 млн.кВт.ч электроэнергии. По прогнозным данным в 1990;1995 г. г. для покрытия переменной части графиков нагрузки импорт электроэнергии из ОЭЭС Сибири СССР достигнет примерно 800−1200 млн.кВт.ч [80]. Поэтому до 2000 года опорным балансирующим узлам ЦЭЭС принимается Гусиноозер-ская ГРЭС с мощностью 1200 МВт, у которой диапазон регулирования мощности больше, чем у тепловых электростанций МНР (рис.1−3).

АСДУ ЦЭЭС МНР может быть реализована поэтапно, используя техническое и математическое обеспечение АСДУ ОДУ ОЭЭС Сибири с модернизацией его к условиям МНР.

2. В настоящее время ТЭЦ ЦЭЭС МНР вырабатывают около 85 процентов всей производимой электроэнергии в МНР. Поэтому нормальный режим ТЭЦ зависит от производственных и теплофи.

ЛЗП’НОкд ЛЭП-220кВ.

Гушноозйрская ГРЭС (izoo мВт) О.

J 3 BOM Br г. Улсин-5атор г. багаН? Р гзц-2.

24 Л4&Т.

Рис.1−3. Передача телеинформации в ЦДУ ЦЭЭС МНР. кационных нагрузок ТЭЦ [74,75 3. Это обстоятельство усложняет задачи оптимального планирования режимов ЦЭЭС и требует принятия решений с учетом этих факторов. Диапазон регулирования электрической мощности генераторов ТЭЦ сильно зависит от тепловых нагрузок.

К важным вопросам эксплуатации относится также участие теплофикационного оборудования (ПТ, Т) в по1фытии переменной части графика нагрузки ЦЭЭС (рис.1−4).

В 1982 г. диапазоны регулирования мощности ТЭЦ составили: в контрольный рабочий день июня около максимальной нагрузки ТЭЦ, в контрольный день декабря 5—6% максимальной нагрузки ТЭЦ ЦЭЭС МНР.

Опыт эксплуатации, полученный ранее, и результаты анализа, проводившегося НИПИТЭП МНР и другими организациями, показывает, что участие ТЭЦ в регулировании суточного графика нагрузки в зависимости от степени использования тепловой нагрузки, типа турбин и тепловой схемы ТЭЦ может быть существенно различным, но в целом имеющиеся маневренные возможности ТЭЦ еще не использованы полностью и реализация этих возможностей в ЦЭЭС МНР с наиболее трудными условиями регулирования мощности является неотложной задачей [75,78,831 ,.

3. Объем и сложность задач обработки информации становятся понятными из того, что в настоящее время в Центральном диспетчерском центре управления с помощью системы телеизмерения принимается информация только от 13 точек измерения потоков мощностей по ВЛ и мощностей агрегатов и около 70 точек сигнализации положений выключателей и др. устройств (рис.1−3).

При этом необходимо учитывать удаленность энергетических узлов ЦЭЭС друг от друга, что обусловливает высокую стоимость передачи информации.

Р.мвт.

Рис.1−4. Участие электростанций в суточном регулировании мощности в день годового максимума ЦЭЭС МНР.

В ближайшей перспективе основные потребители будут сосредоточены в Центральном и Восточном районах, в частности в г. Улан-Баторе, Дархане, Эрдэнэте, Буренхане, в Восточном и Восточногобийском аймаках. Однако 70 процентов территории МНР в большом удалении друг от друга остаются рассредоточенные потребители электроэнергии с малым уровнем потребления [82,85,90]. В этот же период планируются: передача более 200 МВт в северо-западные районы МНР на расстояние около 310−600 км, передача 100 МВт Баганур-Чойр-Борундер-Цагансу-бурга — 510 км, передача 40 МВт Ундерхан-Чойбалсан — 360 км и т. д.

Анализ роста нагрузок и количества новых подстанций показывает, что в период 1985;1990 г. г. будет происходить, в основном, возрастание нагрузок существующих потребителей, а величина вновь присоединяемых районов и потребителей составит около 40% от суммарного прироста максимума нагрузки ЦЭЭС.

В этот же период намечено ввести 14 новых подстанций 220−110 кВ, а в следующие пятилетки их количество должно увеличиться до 22, т. е. почти в 2 раза. А в период 1995;2000 г. г. количество подстанций увеличится до 72, т. е. у 3 раза. Это приводит к тому, что в период 1990;2000 г. г. режимная информация будет передаваться в ЦДУ ЦЭЭС МНР из 60−110 точек измерения.

Основные результаты, полученные в диссертационной работе, заключаются в следующем:

— впервые для условий МНР сформулирована и поставлена проблема создания и внедрения АСДУ в практику управления ЦЭЭС МНР;

— решен ряд проблем, связанных с повышением достоверности информации о режимах ЦЭЭС, в частности:

— определены статистические закономерности изменения графиков нагрузки как в целом по ЦЭЭС, так и по отдельным узлам системы, в частности, определены основные вероятностные характеристики параметров режима;

— разработан метод адаптации коэффициентов множественной регрессии для прогнозирования нагрузок узлов ЦЭЭС;

— исследованы и проведен анализ зависимостей результатов расчета от погрешностей исходных данных (или измерений) при расчетах нормальных установившихся режимов ЦЭЭСразработаны рекомендации поуменыпению погрешностей исходных данных;

— исследованы характеристики метода приведенного градиента, полученные при расчетах оптимальных режимов ЦЭЭС МНР, которые показали высокую эффективность метода и позволили рекомендовать программы серии СДО включить в первую очередь создания АСДУ ЦЭЭС МНР;

— разработаны и исследованы алгоритм прогноза суммарного суточного графика активных нагрузок ЦЭЭС и алгоритм внут-ринедельного прогноза, основанного на использовании метода линейной множественной регрессииалгоритм определения активных и реактивных нагрузок в узлах ЦЭЭС и модель пропорциональности, при этом значительно сократились отклонения исходных и расчетных режимов ЦЭЭС на период суточного максимуманекоторые программы первичной обработки информации для расчета оптимального установившегося режима, составленных для ЭВМ второго поколения;

— осуществлено исследование возможностей использования программ серии стационарных, допустимых и оптимальных режимов ЭЭС (СДО) в проектных и эксплуатационных энергетических организациях, в том числе для планирования оптимального установившегося режимов ЦЭЭС МНР;

— разработана упрощенная методика распределения активных и реактивных нагрузок в ЦЭЭС.

Все приведенные в диссертации методы и алгоритмы были реализованы в программе серии ТЕХС, предназначенной для первичной обработки режимных информации.

Все программы серии ТЕХС, СДО в I978−1983 г. г. были внедрены в учебные (Монгольский Политехнический институт), эксплуатационные (Центральнаяя ЭЭС, управление электрических сетей г. Улан-Батора, Дархана и Эрдэнэта) и научно-исследовательские (НИПИТЭП МНР) электроэнергетические организации.

Вышеуказанный комплекс программ прогнозирования, планирования, оптимизации и расчета нормальных режимов ЭЭС образует специальное математическое обеспечение I очереди АСДУ ЦЭЭС МНР. Он является нестабильным, постоянно пополняется новыми программами в связи с расширением функций АСДУ, совершенствованием алгоритмов, внедрением новых ЭВМ и расширением сети каналов телеинформации. В настоящее время в МНР все более четко начинает проводиться работа по созданию информационной системы для автоматизированного ведения электричеоких расчетов на ЭВМ типа ЕС. С помощью такой информационной системы должны решаться задачи расчета установившихся режимов, оптимизации режимов ЦЭЭС, анализа статической и динамической устойчивости и определения эквивалентных параметров электрической сети.

Методы решения нормальных электрических режимов, относящихся в основном к группе задач оптимизации режимов энергосистем, рассмотренные в диссертации, являются основными предпосылками развития других электротехнических задач, в том числе, определение статической устойчивости и ее запасованализ электромеханических переходных процессов (определение динамической устойчивости, расчеты асинхронных режимов) — исследование электромагнитных переходных процессов (расчет токов короткого замыкания, анализ явлений самовозбуждения) — выбор принципов действия и постройки автоматических устройств про-тивоаварийного управления и т. д.

Как видно из изложенного, дальнейшее развитие АСДУ ЦЭЭС МНР кроме создания необходимых технических средств требует проведения большего объема научно-технических разработок, имеющих своей общей целью создание математического обеспечения АСДУ для оптимального управления режимами Центральной ЭЭС.

Решение указанных электротехнических задач необходимо для достижения уровня развития АСДУ, соответствующего исключительной сложности ЦЭЭС МНР как объекта управления. Этим будет не только обеспечена управляемость ЦЭЭС МНР и ее оптимальное функционирование, но и созданы условия для комплексного планирования режимов Центральной ЭЭС страны на перспективу.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.