Анализ и прогнозирование максимальных электрических нагрузок в Южной части энергосистемы Таджикистана

Кароматулло Махмудов

Анализ и прогнозирование максимальных электрических нагрузок в Южной части энергосистемы Таджикистана

В выпускной квалификационной работе выполнено исследование электропотребление ЭЭС Республики Таджикистан и её Южной части, а также адаптирована методика долгосрочного прогнозирования максимальных суточных графиков электрической нагрузки региона по методу главных компонент. Объектом исследования является Южная часть ЭЭС Республики Таджикистан. Предметом исследования являются максимальные почасовые графики активной мощности Южной части ЭЭС Таджикистана. Целью настоящей работы является адаптация методики долгосрочного прогнозирования максимальных суточных графиков активной мощности, основанной на методе главных компонент, к электрическим нагрузкам Южной части ЭЭС Таджикистана. Исследованы возможности применения метода главных компонент для моделирования с целью поиска наилучшего приближения модели к фактическому графику и повышения точности прогнозирования суточных графиков нагрузки региона. Представлены результаты прогнозирования зимних и летних максимальных суточных графиков Южной части энергосистемы Таджикистана.

Энергетика

Диссертации

Вуз: Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М И Платова (ЮРГТУ (НПИ))

ID: 6042680dccefde00012bc331

UUID: d25da740-6004-0139-2bfe-0242ac180002

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 47

10.94

Кароматулло Махмудов

Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М И Платова (ЮРГТУ (НПИ))

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,1 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ (НПИ) имени М.И.Платова» _____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ ФАКУЛЬТЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КАФЕДРА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРОПРИВОД НАПРАВЛЕНИЕ ПОДГОТОВКИ 13.04.02 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА УТВЕРЖДАЮ: Заведующий кафедрой _______________________ (подпись) (ФИО) «___ » __________20 г. ЗАДАНИЕ на магистерскую диссертацию Студенту Махмудову Кароматулло Азизовичу (Фамилия, имя, отчество) 1 .Тема магистерской диссертации: «Анализ и прогнозирование максимальных электрических нагрузок в Южной части энергосистемы Таджикистана»________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ Тема магистерской диссертации утверждена приказом ректора №___лс от _____.2019г. 2. Консультанты магистерской диссертации: Наименование раздела, должность, ученая степень, ученое звание, ФИО ___________________________________________________________________________ Профессор кафедры ЭиЭ, д.т.н., проф. Надтока Иван Иванович _________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 3. Научно-исследовательская программа подготовки магистерской диссертации________________________________________________________ 1. Обзор литературных источников по проблеме прогнозирования электрических нагрузок. Постановка задачи исследование. 2

2. Обзор параметров основного электрооборудования и электрической схемы энергосистемы Республики Таджикистана. 3.Прогнозирование максимальных суточных графиков нагрузки Южной части ЭЭС Республики Таджикистан на основе метода главных компонент. 4. Срок сдачи студентом законченной магистерской диссертации____30.05.2019___________________ 5. Дата выдачи задания _13.03.2019г ________________________________________ 6.Профессор кафедры ЭиЭ, д.т.н., проф. Надтока Иван Иванович _ (Ученая степень, ученое звание должность, фамилия и инициалы) ______________________ (Подпись) Задание принял к исполнению_13.03.2019г . (Дата) _______________________________ (Подпись) 3

АННОТАЦИЯ Магистерская диссертация на тему «Анализ и прогнозирование максимальных электрических нагрузок в Южной части энергосистемы Таджикистана» включает в себя пояснительную записку, состоящую из 82 страниц формата А4, графики, рисунки и таблицы. В выпускной квалификационной работе выполнено исследование электропотребление ЭЭС Республики Таджикистан и её Южной части, а также адаптирована методика долгосрочного прогнозирования максимальных суточных графиков электрической нагрузки региона по методу главных компонент. Исследованы возможности применения метода главных компонент для моделирования с целью поиска наилучшего приближения модели к фактическому графику и повышения точности прогнозирования суточных графиков нагрузки региона. Представлены максимальных результаты суточных прогнозирования графиков Таджикистана. 4 Южной зимних части и летних энергосистемы

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ................................................ Ошибка! Закладка не определена. 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО ПРОБЛЕМЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЕ.......................................................................……...9 1.1. Обзор литературных источников …………..………………………..…….9 1.2. Постановка задачи исследование………………..…………………………11 1.3. Основные оценки точности прогнозирование временных рядов………....12 1.4. Выводы…………………………………………..………………………...14 2. ОБЗОР ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАНА……………………………………………………………...15 2.1. Описание электрических станций и сетей энергосистемы Республики Таджикистан……………………………………………………………………..15 2.2. Потребление электроэнергии и темпы развития промышленных потребителей энергосистемы Республики Таджикистана………………….…25 2.3. Энергетическая стратегия и реализуемые проекты в Республики Таджикистан….………………………………………………….……….……...34 2.4. Выводы…………………………………………..………………………......42 3.ПРОГНОЗИРОВАНИЕ МАКСИМАЛЬНЫХ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЭЭС РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН НА ОСНОВЕ МЕТОДА ГЛАВНЫХ КОМПОНЕНТ ……………………….…......43 3.1. Многомерные нагрузки на модели суточных основе 5 графиков метода электрической главных

компонент…………………………………………………………….....43 3.2. Исследование взаимосвязей главных компонент с формой суточного графика электрической нагрузки Южной части энергосистемы Таджикистана……………………………………………...……………..……....46 3.3. Долгосрочное прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки Южной части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонент……………………………………………53 3.4. Прогнозирование главных компонент по методу наименьших квадратов……………………………………………….………………………56 3.5 Программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.»…………………………….………………………………………..…………69 3.6. Выводы……………………………………………………………………..73 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………….……74 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………76 ПРИЛОЖЕНИЕ А………………………………………………………………81 6

ВВЕДЕНИЕ Республика Таджикистан относится к странам со значительными запасами гидроресурсов, которые используются в энергетике. Свидетельством этого являются мощные гидроэлектростанции, построенные во времена СССР и после его распада. Обладая более половиной водных ресурсов региона, водно-энергетическая политика республики направлена на их рациональное и бережное использование на основе принципов сотрудничества и взаимной выгоды. В отличие от многих стран мира, Таджикистан имеет в значительном объёме экологически чистые, возобновляемые источники энергии. Основными из них являются гидроэнергоресурсы, которое составляет более 527 млрд. кВт ч. в год [1]. Установленная мощность гидроресурсы Таджикистана составляет более 60 ГВт час. Учитывая этой мощности, в настоящее время используется всего более 8 % гидропотенциала. Гидроэнергетический потенциал реки Вахш определен около 251,15 млрд. кВт ч. в год, при этом технически возможные и экономически целесообразные гидроэнергоресурсы для строительства ГЭС составляют 37 млрд. кВт ч. в год [1,9,23]. Все реальные процессы, с которыми приходится сталкиваться на практике, являются сложными процессами, состоящими, как правило, из большого количества компонент. Например, погода. При анализе графика количества выпавших осадков мы должны помнить, что перед нами график, отражающий взаимодействие большого количества разнообразных процессов. Таких, как смена времен года, глобальные процессы потепления/похолодания, изменения в океанических течениях, динамика развития циклонов и антициклонов, количество выбросов углекислого газа в атмосферу, циклы солнечной активности и так далее. Этот список можно было бы продолжать до бесконечности. 7

Объектом исследования является Южная часть ЭЭС Республики Таджикистан. Предметом исследования являются максимальные почасовые графики активной мощности Южной части ЭЭС Таджикистана. Целью настоящей работы является адаптация методики долгосрочного прогнозирования максимальных суточных графиков активной мощности, основанной на методе главных компонент, к электрическим нагрузкам Южной части ЭЭС Таджикистана. Среди множество работ по долгосрочному прогнозированию электропотребления с позиций проблем функционирования ЭЭС РТ наибольший интерес представляют методы, основанные на ортогональных разложениях временных рядов . В электроэнергетике метод главных компонент для целей оперативного и краткосрочного прогнозирования электропотребления применялся еще в 80-е годы прошлого века Гурским С.К.[2]. В настоящее время используются два основных направления прогнозирования суточных графиков с использованием метода главных компонент [3,4]: а) регрессионные модели; б) прогноз в пространстве главных компонентов. В данной работе изложены результаты использования МГК в задачах моделирования электропотребления и прогнозирования максимальных суточных графиков электрической нагрузки Южной части ЭЭС Республики Таджикистан. Отличие проведённого исследования от диссертации Махмадджонова Ф. Д. «Анализ режимов работы и повышение устойчивости энергосистемы Республики Таджикистан с учётом увеличения нагрузок в её Северной части» состоит в том, что прогноз строился для Южной части ЭЭС Республики Таджикистана впервые, а также отдельно по зимним графикам и отдельно по летним графикам. 8

ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО ПРОБЛЕМЕ 1. ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЕ. 1.1. Обзор литературных источников Сегодня одной из основных отраслей народного хозяйства любого государства считается энергетика, потенциальные возможности и уровень развития которой определяют экономическую мощь государства. Развитие мировой экономики связано с непрерывным ростом производства. Электроэнергия необходима как для работы любого предприятия, так и для бытового сектора. Производится электроэнергия преимущественно в местах, близких к источникам топливо и гидроресурсов на электростанциях. Для электростанций топливом служат природные богатства – уголь, природный газ, торф, ветер, солнце, вода, атомная энергия и другие природные ресурсы. В зависимости от вида преобразуемой энергии электростанции бывают: тепловые, газотурбинные, атомные, гидроэлектростанции, а также слабой мощности электрические станции местного назначения – ветряные, геотермальные, солнечные, морских приливов и отливов, дизельные и другие. Для выработки необходимых запланированных объемов электроэнергии происходит планирование необходимых ресурсов, которые будут переработаны. Планированием на электростанциях занимаются большие отделы, так как требуется рассчитать необходимое количество природных ресурсов, так чтобы полностью удовлетворить все потребности в электроэнергии. Запасы топливных ресурсов, должны использоваться эффективно и рационально. В настоящее время большое внимание уделяют разработке и внедрению различных программ экономии энергетических ресурсов. Электрическую энергию после выработки на электростанции необходимо доставить туда, где её начнут потреблять. Для начала необходимо доставить в крупные промышленные центры страны, которые не всегда 9

территориально находятся возле самих электростанций, а чаще расположены на сотни километров, а иногда и тысячи километров от мощных электростанций [6]. Передача электроэнергии это только первоочередная задача. Далее её требуется распределить среди большого количества различных потребителей – промышленных предприятий, жилых зданий, транспорта и т. д. При передаче электроэнергии происходят потери в линиях электропередач, что тоже необходимо учитывать при выработке объемов электроэнергии. Для многокилометровые передачи электрической расстояния энергии осуществляют с на большие использованием трансформаторов. Электросетевые компании или энергосистемы являются посредниками при передачи электроэнергии от трансформаторных подстанций к приёмникам электроэнергии. Электросетевые компании обслуживают значительное количество предприятий, организаций и частных лиц. На электросетевую компанию так же возлагается ответственная работа по эффективному распределению электроэнергии. Важным процессом является прогнозирование электроэнергии необходимое потребителям. Для этого происходит постоянное отслеживание суммарного количества потребителей в разрезе по населению и предприятиям [6]. Проблеме прогнозированию посвящено не мало исследований. В электроэнергетике метод главных компонент для целей оперативного и краткосрочного прогнозирования электропотребления применялся еще в 80-е годы прошлого века Гурским С.К. [2]. В 90-е годы МГК применялся для краткосрочного прогнозирования суточных графиков мощности энергосистемы Ростовэнерго. В последнее время представляют особый интерес по долгосрочному и краткосрочному прогнозированию. В этой отрасли представляют свои работы такие учёные как, Надтока И.И., Махмадджонов Ф.Д.[3,5], которые предложили долгосрочные прогнозирование 10 максимальных суточных

графиков электрической нагрузки Северный части энергосистемы Республики Таджикистана. Также актуально занимались данной тематике Соломахо К.Л.[6], с прогнозирования применением метода главных компонентов для объёмов электропотребления энергосбытового предприятия. 1.2. Постановка задачи исследований. На основе выполненного анализа литературных источников и диссертационных исследований, а также поставленной цели настоящей работы можно сформулировать следующие задачи исследований:  Анализ статистических моделей и методов прогнозирования электропотребления;  Определение наиболее эффективного метода прогнозирования;  Разработка математической модели прогнозирования на основе метода главных компонент;  Оценка работы модели при прогнозировании максимальных суточных графиков активной мощности Южной части энергосистемы Республики Таджикистана и сравнительный анализ полученных результатов прогнозирования с фактическими данными;  Применение и адаптация статистического метода главных компонент для прогнозирования максимальных суточных графиков в Южной части ЭЭС Республики Таджикистан. Метод главных компонент является важнейшим методом выделения факторов. В то время как дисперсионный и дискриминантный анализ имеют лишь немного общего с факторным анализом, метод главных компонент очень тесно связан с факторным анализом. Этот метод разработан Хотеллингом.[39] Он позволяет призаданной m-мерной корреляционной матрице найти новую ортогональную m -мерную систему координат и именно так, чтобы 11

максимум полной дисперсии лежал в направлении первой главной оси, а максимум оставшейся дисперсии — в направлении 2-й главной оси и т.д. В компонентном такое линейное анализе преобразование p применяется наблюдаемых что получается совокупность p переменных некоррелированных и нормированных переменных z1,z2,……,zp; причем для этого никакие гипотезы о не требуются. Как заметил Барт (Burt, 1949), этот метод был разработан еще Карлом Пирсоном в 1901 г., но применяемая обычно процедура принадлежит Хотеллингу (Hotelling, 1933) [39]. 1.2.Основные методы оценки погрешности прогнозирование временных рядов. Оценка ошибки прогнозирования временного ряда Работая с многими научными публикациями, сталкиваемся с различными показателями ошибок прогнозирование временных рядов. На практике для получения более объективной оценки качества модели стоит рассчитывать несколько коэффициентов. Анализ применяемых оценок показал, что наиболее широко применяются следующие пять оценочных параметров: MAPE, MAD, MSE, SSE, MPE, MSEN[3,5]. 1. MAPE – (the mean absolute percentage error), средний абсолютный процент ошибки (средняя относительная ошибка прогноза): 𝑀𝐴𝑃𝐸 = 1 𝑛 ∑𝑛𝑡=1` ɛ𝑡 (1.1) где где n— число ретроспективных наблюдений. 𝑒𝑡 = 𝑦𝑡 ∗ 𝑦𝑡𝑠𝑖𝑚 12 (1.2)

где yt — фактическое значение показателя на момент времени; t-й момент времени; 𝑦𝑡𝑠𝑖𝑚 — значение показателя, полученное с помощью модели, на t-й момент времени; 2. MAD (mean absolute deviation) - среднее абсолютное отклонение. 𝑀𝐴𝐷 = 3. 1 𝑛 ∑𝑛𝑡=1`|𝑌𝑡 − 𝑌̂𝑡 | (1.3) MSE (Mean square error) - среднеквадратическая ошибка модели регрессии. Хорошее качество приближения данных параметрической модели показывает близость MSE к нулю. 2 ∑𝑛 𝑡=1 𝑒𝑡 𝑀𝑆𝐸 = √ 𝑛−ℎ (1.4) где h– это количество параметров, входящих в модель регрессии. 4 SSE - (Sum of Square Error) - квадратическая ошибка. 2 𝑆𝑆𝐸 = ∑𝑛𝑡=1`(𝑌𝑡 − 𝑌̂𝑡 ) (1.5) Близость SSE к нулю говорит о хорошем качестве приближения данных параметрической моделью. 5 MPE – (mean percentage error), средний процент ошибки: 𝑀𝑃𝐸 = 1 𝑛 ∑𝑛𝑡=1 𝑒𝑡 𝑦𝑡 ∗ 100% (1.6) MPE характеризует относительную степень смещенности прогноза. Высокое значение получается, когда связанные с занижением фактического предсказанного значения, потери при прогнозировании, уравновешиваются завышением. Эффективный прогноз должен быть несмещенным, и его 13

значение MPE должно стремиться к нулю. Средняя процентная ошибка показателя не должна превышать 5%. 𝑆𝐷𝑥 = 𝜎 (1.7) √𝑛 1.3.Выводы 1. Проведенный обзор литературных источников методов и моделей прогнозирования потребления электрической энергии в Южной части энергосистемы Таджикистана доказал возможность использования метода главных компонентов для решения задачи прогнозирования на энергосбытовых предприятий. 2. Для энергосистемы Таджикистана и Южной части методики долгосрочного прогнозирования суточных графиков активной мощности ранее не разрабатывались. В качестве примера для разработки такой методики можно использовать методику для Северной части разработанную Ф.Д. Махмадджоновым. 3. Приведены оценочные параметры прогнозирование временных рядов для получения более объективной оценки качества модели. 14

2. ОБЗОР ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СХЕМЫ ОСНОВНОГО И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАНА 2.1.Описание электрических станций и сетей энергосистемы Республики Таджикистан Развитие энергетической отрасли, в том числе строительство новых мощностей электростанций, которые будут обеспечивать энергетическую независимость РТ, является одним из приоритетных направлений деятельности правительства. В настоящее время одной из главных задач электроэнергетики страны является повышение эффективности работы ЭЭС РТ. Создание электроэнергетической системы (ЭЭС) Республики Таджикистана началось в первой половине XX века. При этом ЭЭС Республики Таджикистан входила в структуру единой электроэнергетической системы СССР. Интенсивное изучение энергетических ресурсов Республики Таджикистан началось в 30-х годах ХХ века. В Республики Таджикистан практически нет углеводородного топлива: нефти, газа, конденсата, а имеющиеся большие запасы угля расположены на больших высотах в труднодоступной местности в горах и вдали от обжитых районов. Освоение их потребует огромных капиталовложений, в том числе и дорог для доставки угля, из-за чего стоимость электроэнергии на этих углях будет чрезвычайно высокой. Таджикистан обладает большими гидроэнергоресурсами, реализованными пока лишь около 8 %. Республика Таджикистан является одной из самых обеспеченных этим возобновляемым и экологически чистым источником энергии. В среднем по территории Таджикистана густота речной сети составляет около 0,6км/км2. По общему потенциалу гидроэнергоресурсов 15

Республика Таджикистан занимает восьмое место в мире после Китая,России, США, Бразилии, Заира, Индии и Канады. Среди стран СНГ по этому показателю страна уступает лишь России [9-11 ]. Крупные реки протекают по многим территориям РТ, такие как Пяндж, Вахш, Сыр-Дарья, Аму-Дарья, Обихингоу, Сурхоб, Кафарниган, Варзоб. Основную роль среди них играет река Вахш, с которой и началось освоение водно-энергетических ресурсов республики. Река Вахш дает порядка 40% объема воды и до 60%, пограничная с Афганистаном, река Пяндж. Отсюда и огромный энергетический потенциал РТ. Имея всего 7% равнинных земель (93% - это горы), РТ располагает 9% гидроресурсов всего бывшего СССР. Российская Федерация имеет 80%, и все остальные бывшие Республики СССР 11%. Запасы гидроэнергоресурсов реки Вахш с её притоками составляет около 15 млн. кВт установленной мощности с выработкой 54 млрд. кВт.час электроэнергии в год. Еще большие мощности можно получить на реке Пяндж. Здесь имеется 13 потенциальных створов с общей мощностью ГЭС 17,7 млн.кВт и выработкой электроэнергии 82 млрд.кВт.час в среднемноголетний по водности год. Среди них проект Даштиджумской ГЭС мощностью 4 млн.кВт. Высота плотины 320 м, выработка электроэнергии 15,6 млрд.кВт.час [12]. Распределение запасов гидроресурсов на территории РТ показано на рисунке 2.1 16

Рисунок 2.1 - Распределение водно-энергетических ресурсов на территории РТ В республике в 1936 году был введен в действие агрегат первой гидроэлектростанции (ГЭС) Варзоб-1 мощностью 7,44 МВт, построенной неподалеку от столицы республики г. Душанбе на реке Варзоб. Список построенных и действующих электростанций в стране начиная с 30 годов ХХ века до настоящего времени приведен в таблице П.А.1, а на рисунке 2.2 приведена динамика установленной мощности по годам. В Республике учитывавшая Таджикистан первая сельскохозяйственную энергетическая направленность программа, экономики, была создана в 1949-1950 годах. Было решено, что развитие энергетики в Республике Таджикистан будет опираться на гидроэнергоресурсы, потому что запаса нефти и газа в регионе практически нет, а запасы угля труднодоступны. Исходя из этого, можно сказать, что во второй половине минувшего века, особенно с 1950-х по 1980-е годы, энергетика Республики развивалась весьма интенсивно. 17

Из таблицы П.А.1 и рисунка 1.2 видно, что суммарная установленная мощность всех электростанций республики составляет 5357,686 МВт (на 2015 год). При этом более 92% электроэнергии в стране вырабатывается на ГЭС. [1,13-16,23] Рисунок 2.2. Динамика развития энергетики Республики Таджикистан. (Рост суммарной мощности) Крупнейшей гидроэлектростанцией республики, которая входит в состав эксплуатирующей энергетической компании ОАХК «Барки Точик», является Нурекская ГЭС на реке Вахш с установленной мощностью 3000 МВт (девять агрегатов по 335 МВт) и среднегодовой выработкой электроэнергии 11,2 млрд. кВт·ч/год. В эксплуатацию станция принята в 1972 году, последний агрегат введен в строй в 1979 – м году. Проектирование Байпазинской ГЭС началось в 1970-х. Строительство станции было объявлено Всесоюзной ударной комсомольской стройкой. В эксплуатацию станция принята в 1986 году. Мощность станции составляет 600 МВт (четыре агрегата по 150 МВт) с годовой выработкой электроэнергии в 2,5 млрд. кВт·ч. 18

Головная ГЭС входит в структурную единицу «Каскад Вахшских ГЭС». На электростанции установлены 3 гидроагрегата мощностью по 35 тыс. кВт и 3 гидроагрегата мощностью по 45 тыс. кВт. Общая установленная мощность электростанции – 240 тыс. кВт. Сангтудинская ГЭС – 1 установленной мощностью 670 МВт является (четыре агрегатов по 167,5 МВт) пятой ступенью Вахшского каскада гидроэлектростанций и входит в тройку крупнейших ГЭС Таджикистана наряду с Нурекской ГЭС и Байпазинской ГЭС. Первый гидроагрегат ГЭС был введен в строй в январе 2008 года [42]. Сангтудинская ГЭС – 2 (в 120 км юго – восточней Душанбе) мощностью 220 МВт (две агрегатов по 110 МВт) - совместный таджикско - иранский проект. Запуск первого агрегата состоялся 5 сентября 2011 года. Проектирование Кайраккумской ГЭС началось в 1940-х годах. В эксплуатацию станция принята в 1957 году. Мощность станции составляет 126 МВт, среднегодовая выработка – 600 – 700 млн.кВт·ч. В настоящее время совместно с Европейским Банком Развития, Европейским Инвестиционным Банком и Банком Евросоюза начаты работы по разработке ТЭО реконструкции и модернизации станции. Душанбинская ТЭЦ – 1 построена и сдана в эксплуатацию в 1957 году. Общая установленная мощность электростанции составляет 198 МВт. На станции установлены 4 турбоагрегатов следующими мощностями: 2 агрегата мощностью 35 МВт, один агрегат 42 МВт, один агрегат 86 МВт. Душанбинская ТЭЦ – 2 первый пуск 2 агрегатов было в 2014 году. Пуск второй очереди мощностью 300 МВт состоялся 8 декабря 2016 года.На станции установлены 4 генератора: 2 агрегата мощностью 50 МВт и 2 агрегата мощностью 150 МВт. Таким образом установленная мощность электростанции составляет 400 МВт. По состоянию на 1 января 2018 года, общая установленная мощность электростанций в Республике Таджикистан составляет более 5 757 МВт.[4] 19

Каскад ГЭС, расположенный на реке Вахш, является основным источником электроэнергии в Таджикистане. Установленная мощность Вахшского каскада составляет 4775 МВт, что составляет более 89% суммарной мощности ЭЭС. Таким образом в Республике Таджикистан производство электроэнергии почти полностью зависит от ГЭС. В настоящее время ЭЭС РТ испытывает проблемы в электроснабжении потребителей в зимний период. Из-за нехватки электроэнергии в зимний период ограничиваются потребители в некоторых районах страны. Это объясняется тем, что в зимние месяцы уменьшается таяние снега и ледников, от которых зависит объем воды в реке Вахша. А в летний период в водохранилище НГЭС невозможно накапливать необходимое для зимнего периода количество воды из-за дефицита объема водохранилища, вследствие чего вода летом сбрасывается. Ранее дефицит электроэнергии покрывался за счет экспорта из соседних стран. Республика Таджикистан географически подразделяется на следующие части: 1) Районы республиканского подчинения (центральная часть республики); 2) Согдийская область (северная часть республики); 3) Хатлонская область (южная часть республики); 4) ГБАО (восточная часть республики). Основная выработка электроэнергии осуществляется в южной части республики, а крупные потребители расположены в центральной и северной части . Производство электроэнергии в Таджикистане зависит от сезона и погодных условий. [ 17,18,23] В связи с этим в стране основными являются два режима работы энергосистемы: — Ограниченный режим работы энергосистемы; — Нормальный режим работы энергосистемы. Ограниченный режим вводится на период с декабря по январь путем преднамеренного отключения потребителей для обеспечения надежности 20

электроснабжения и сохранения живучести энергосистемы в целом. Период нормального режима энергосистемы, когда ограничения на потребление мощности снимаются, ведется с мая по сентябрь. Динамика производства электроэнергии в ОАХК "Барки Точик" Республики Таджикистан за период 1991-2016 гг., приведена на рисунке 2.3 [1,19,23] Рисунок 2.3. Динамика производства электроэнергии в ОАХК «Барки Точик» за 1991- 2016 гг. Рассматривая общую картину изменения выработки электроэнергии в Республике Таджикистан (за исключением ГБАО с 2002 года) за период 19912016гг. (рисунок 2.3), можно отметить, что самый низкий уровень производства электроэнергии был зафиксирован в 1997 г. (14 млрд кВт∙ ч)., А а самое максимальное производство электроэнергии было в 1993 г, которое составило 17,7 млрд кВт∙ ч. В 2007 году выработка электроэнергии в Республике почти достигла максимума и составила 17,5 млрд кВт∙ ч. После этого в 2008-2009 гг. она снизилась на 8% по сравнению с 2007 годом. Причиной снижения производства электроэнергии в 2008 году являлся мировой экономический кризис, что тоже повлияло на Республику Таджикистан. В 2009 году Республика Узбекистан отсоединилась по электрическим сетям от Республики Таджикистан в результате была нарушена связь с ОЭС Центральной Азии. В связи с этим был ограничен экспорт и импорт электроэнергии, что являлось причиной снижения производства электроэнергии в Республике Таджикистан.[1,23] 21

Существующий дефицит электроэнергии и введение ограничений на ее потребление обусловлены рядом факторов: высоким спросом на электроэнергию для отопления жилья зимой, потерей источника импорта электроэнергии и газа начиная с 2009 года и снижением выработки электроэнергии на ГЭС, мощность которых снижается в зимний период в связи с низким уровнем речного стока. Лишь Нурекская ГЭС имеет собственное водохранилище. Все другие гидроэлектростанции- руслового типа, их мощность падает зимой в связи со снижением речного стока. В летний период в стране имеется избыток электроэнергии, что объясняется увеличением стока воды в реках и снижением спроса на электроэнергию в стране. В связи с изолированным режимом работы энергосистемы, этот избыток не может экспортироваться в соседние страны. Избыток воды приводит к значительным масштабам холостых сбросов, которые потенциально означают огромную потерю электроэнергии. При этом летный избыток составляет от 3-7,5 млрд кВт∙ч в зависимости от водности года [13,18,20,23]. В составе ЭЭС РТ находятся следующие электрические сети [1,21] : Душанбинские городские ЭС; Центральные ЭС; Турсунзадевские ЭС; Раштские ЭС; Южные ЭС; Кулябские ЭС; Яванские ЭС; Кулябские городские ЭС; Курган – Тюбинские городские ЭС; Дангаринчиские ЭС; Нурекские ЭС; Сугдские ЭС; Истаравшанские ЭС; Пенджикентские ЭС; Худжанские городские ЭС; Чкаловские городские ЭС; Исфаринские ЭС. Общее число подстанций в электрических сетях составляет 425, из них составляют: 3 шт. – 500 кВ; 27 шт. – 220 кВ; 167 шт. – 110 кВ; 228 шт. – 35 кВ. Длина воздушных ЛЭП 500 кВ составляет 489,74 км, 200 кВ – 1727,78 км, 110 кВ – 4317,09 км и 35 кВ – 2916,32 км. Диаграмма подстанций электрических сетей ЭЭС РТ в зависимости от класса напряжений показана на рисунок 2.4. 22

Рисунок 2.4. Диаграмма подстанций электрических сетей ЭЭС РТ Диаграмма ЛЭП электрических сетей ЭЭС РТ в зависимости от класса напряжений показана на рисунок 2.5. Рисунок 2.5. Диаграмма ЛЭП электрических сетей ЭЭС РТ Общая мощность трансформаторов, которые находятся на балансе эксплуатирующей энергетической компании ОАХК «Барки Точик» составляют 14815,4 МВА. Таблица 2.1. Мощность трансформаторов, которые находятся на балансе эксплуатирующей энергетической компании ОАХК «Барки Точик» 23

Диаграмма мощностей трансформаторов электрических сетей ЭЭС РТ в зависимости от класса напряжений показана на рисунок 2.6. Рисунок 2.6. Диаграмма мощностей трансформаторов ЭЭС РТ 24

2.2.Потребление электроэнергии и темпы развития промышленных потребителей Республики Таджикистана. Можно сказать, что производство и потребление электроэнергии по республике в годовом разрезе имеет колебательный характер и зависит от длительности периодов маловодья и многоводья рек. Республика испытывает трудности в связи со значительной нехваткой электроэнергии в зимние месяцы (ноябрь- февраль), дефицит электроэнергии в этот период, составляет 2- 4 млрд кВт∙ч, что заставляет страну вводить ограничения на ее потребление. Введение лимита на потребление электроэнергии в некоторых районах страны начинается с октября и длится примерно до апреля. Население в этот период имеет доступ к электроэнергии в течение 3-7 часов в сутки по всем регионам, кроме столицы, где проживает около 10 % населения, и ГБАО. Электроэнергия, потребляемая населением, составляет 40 % от общего объема потребления . На рисунке 2.7 приведена динамика потребления электроэнергии в Республике за период 1991-2016 гг. Рисунок 2.7. Динамика потребления электроэнергии в электрических сетях Республики Таджикистан за период 1991- 2016 гг Из представленной диаграммы видно, что самое максимальное потребление электроэнергии за период 1991-2016 гг., было зафиксировано в 1991году — 19,1 млрд кВт∙ ч. Самый низкий уровень электропотребления был в 1996-1997 гг.- 14,1 млрд кВт∙ ч. В 1996-1997 гг., снижение составило 8,6% по сравнению с 1995 годом, а в 1998 году по сравнению 1996-1997 гг. увеличение составило 4,3%. В дальнейшем наблюдался устойчивый рост потребления 25

электроэнергии до 2007 года. С 2008 года имеет колебательный характер и за последних 2 года наблюдается рост потребление электроэнергии. Структура потребления электроэнергии в электрических сетях Республики Таджикистан. Структура потребления электроэнергии в основном определяется двумя факторам: общим уровнем развития и долей энергоемкости промышленности. Согласно [1], потребители электроэнергии в Республике Таджикистан классифицируются по группам: 1 группа — промышленные, непромышленные, сельскохозяйственные и приравненные к ним потребители. 2 группа — потребители бюджетной сферы, предприятия коммунального хозяйства, и электрифицированный транспорт. 3 группа — водопроводные насосы, насосные станции системы машинного орошения, скважины и мелиоративные насосные станции. 4 группа — население, населённые пункты и общежития[1,18,22]. 26

Рисунок 2.8. Структура потребления электроэнергии по отраслям в Республике Таджикистан за период 2010-2015 гг. Из рисунка 2.8 видно, что в 1-ой группе потребителей потребление за период 2010-2015 гг. снижается каждый год. В 2010 году оно составило 53,12% в 2015 году снизилось до 36,05 %. Это обуславливается тем, что в состав потребителей 1-ой группы входит местная алюминиевая компания ГУП «ТАЛКО» производительность которой сокращается с каждым годом [1]. Во 2-ой группе потребителей зафиксирован рост потребления электроэнергии за период с 2010 по 2015 год. В 2010 году на ее долю приходилось 2,48% от общего потребления, а в 2015 году это значение повысилось до 4,34 % от общего потребления. В первую очередь это связано с развитием в городах электрифицированного транспорта, который влияет на рост электропотребления в этой группе. 3-ая группа потребителей также демонстрирует рост потребления электроэнергии. Её доля в 2010 году составила 15,72%, а 2015 году увеличилась до 21,27%. Так как Республика Таджикистан является сельскохозяйственной страной, то в летние месяцы наблюдается рост потребления электроэнергии насосами для орошения. Как было отмечено выше, к 4 группе потребителей относятся население (городское и сельское), населенные пункты, общежития. 27

К крупным городам Республики Таджикистан относятся следующие населенные пункты: -столица Таджикистана - город Душанбе, расположенный в центре, с населением (802 700 чел.); - город Ходжент, расположенный на северном части Республики с населением (175 400 чел.); -город Куляб, расположенный в южном части Республики с населением (104 400 чел.); -город Курган-Тюбе, расположенный в южном части Республики с населением (102 900 чел.). Основными потребителями электроэнергии в городах являются электроприемники жилых и общественных зданий, состав которых за последние двадцать пять лет после существенно изменился. Если раньше в основном использовались обычные лампы накаливания, нагревательные приборы и двигатели с прямым пуском, то на сегодняшний день применяется большое количество электронной техники (компьютеры, телевизоры, кондиционеры и т.п.). Необходимо отметить, что в этих городах была сооружена централизованная система теплоснабжения, построенная в советский период на основе теплоцентралей и котельных. Система централизованного теплоснабжения работала относительно удовлетворительно до 1990- х годов, пока Республика получала значительные объёмы природного газа и мазута из соседних советских республик (также использовался добываемый в стране уголь). В настоящее время системы теплоснабжения очень изношены, например, в г. Душанбе работают лишь 18 из 181 водогрейных котлов [24]. Поэтому электроэнергия стала основным источником энергии для отопления помещений в хозяйствах подключенных к энергосетям. 28

Все это способствует росту потребления электроэнергии в 4-ой группе. Так в 2010 году потребление электроэнергии составило 28,68% от общего потребления Республики, а уже в 2015 году это значение равнялось 38,34%. Государственная энергетики политика строится на Республики основе Таджикистан рыночных, в области институциональных и информационных механизмов в интересах обеспечения её надёжности и развития, а также защиты интересов потребителей энергии. Государственное регулирование в области энергетики осуществляется путем правового обеспечения, лицензирования, налогообложения, кредитования, финансирования, осуществления инвестиционной, социальной и научно-технической политики, контроля за исполнением предприятиями топливно-энергетического комплекса законодательства Республики Таджикистан. Энергетические предприятия на территории Республики Таджикистан могут создаваться и функционировать на основе многообразия форм собственности (государственной, частной, акционерной, смешанной, совместной). Защита интересов потребителей энергии осуществляется согласно законам и другим нормативно-правовым актам Республики Таджикистан. Для иностранных инвестиций в энергетику законодательством Республики Таджикистан могут устанавливаться налоговые и иные льготы. Для обеспечения соблюдения всеми юридическими или физическими лицами установленных стандартов, норм и правил в энергетике при производстве, транспортировке, переработке, преобразовании, хранении, потреблении энергетических энергетических государственный объектов, ресурсов установок энергетический и и надзор продуктов, эксплуатации оборудования организуется в порядке, определяемом законодательством Республики Таджикистан. Промышленность Таджикистана состоит из более 100 видов производства. Большинство предприятий этого сектора с государственной 29

формы созданы преобразованы в акционерные и частные формы собственности, предприятия с иностранными капиталом. Республика Таджикистан имеет достаточные запасы сырья для легкой, пищевой, химической и других отраслей промышленности. Разведаны крупнейшие месторождения серебра, золота, железа, свинца, сурьмы, угля, поваренной соли, драгоценных камней и других полезных ископаемых. Металлургические, машиностроительные, химические, перерабатывающие, и обладающим другие предприятии, горновысоким экспортным потенциалом, могут удовлетворить растущий спрос потребителей в производимом высококачественном сырье и продукции как внутри страны, так и за её пределами [25]. 30

Химическая промышленность Таджикистана В Республике Таджикистан производством химической продукции занимаются несколько промышленных предприятий такие как [25]: - АООТ «Таджикхимпром» (Яванский Электрохимзавод); -Совместное таджико-кипрское предприятие (СП) «Таджиказот»; - Исфаринский химический завод; - ООО «Тачхизот»; - АООТ «Кухандиз»; - ГУП «Заря Востока». АООТ «Таджикхимпром» (Яванский Электрохимзавод) было построено и введено в действие в 1978 году в городе Яван Хатлонской области. По данным до 2010 года было введено в эксплуатацию 30 электролизеров, мощность которых составляет 20000 тонн обеззараживающих веществ в год. АООТ "Таджикхимпром" является единственным предприятием в стране вырабатывающим такие виды химической продукции, как жидкий хлор, сода каустическая, гипохлорит натрия, гипохлорит кальция, хлорная известь и другие химические продукты. Совместное таджико-кипрское предприятие (СП) «Таджиказот» находятся в Вахшском районе, городе Сарбанбе Хатлонской области. Завод был построен и введен в действие в 1967 году в Вахшской долине, мощностью 180 тысяч тонн продукции в год. В настоящее время завод производит минеральные удобрения, синтетический аммиак и карбамид. Кроме этого производятся: технический кислород с массовой долей не менее 99,5% давлением не выше 16,5 М Па, жидкий азот, жидкий аммиак, двуокись углерода жидкая и твердая, аммиак водный технический марок А и Б для сельского хозяйства, промышленности и торговли. 31

Машиностроение Таджикистана Машиностроение Таджикистана было создано во второй половине XX века для обеспечения потребностей Таджикистана и других стран Средней Азии. В результате развития машиностроительной промышленности в 70-80-х гг. Таджикистан стал вывозить в другие экономические районы страны трансформаторы, ткацкие станки, кабельные изделия, нефтеаппаратуру и т.д[25]. «Таджиктекстильмаш» было создано в 1936 в городе Душанбе, которое является одним из крупнейших в Таджикистане машиностроительных предприятий. Завод состоит из литейного цеха (для производства цветного литья (алюминиевого) – 1800 тонн в год, стального литья – 670 тонн в год, чугунного литья – 22,0 тыс.тонн в год). пластмассового цеха (производительностью 950 тонн в год) и две механического цеха для обеспечения цеха инструментами. В заводе производится продукции такие как: шкивы и станины, полумуфты и тормозные колодки, счетчик газовый бытовой, запасные части для мотальных машин, запасные части к насосам и т.д. ЗАО Торгмаш Душанбе было создано в 1930 в городе Душанбе. Завод производит оборудования для предприятий 32 торговли и ресторанов,

закусочных и станционарных лечебниц. Основная продукция завода является электрошкаф жарочный, сковорода электрическая, электроплита. Завод “Трактородеталь” было создано в 1945 году в городе Душанбе, а в 1976 году был переименован в ПО “Таджикгидроагрегат”. На заводе производили деталей и узлов для сельскохозяйственных машин и являлось крупнейшим изготовителем гидравлической аппаратуры в СССР. С 2001 года предприятие предприятия называется АООТ “Хумо”. Пищевая промышленность Таджикистана Пищевая промышленность Таджикистана имеет мощной и перспективной сырьевой базой, которая обладает мощным экспортным потенциалом и имеет стабильный спрос на мировом рынке. Пищевая промышленность Таджикистана предприятия[25]: – АООТ «Худжантский консервный комбинат» – АООТ «Табак» – АООТ «Шахринав» – АООТ «Сиёма» – СП «Оби Зулол» – АООТ «Душанбинская табачная фабрика» – ОАО «Ширин» Основная выпускаемая продукция: - Кондитерские изделия; - Безалкогольные напитки; 33 включает в себя такие

- Масло растительное; - Колбасные изделия; -Консервные изделия. 2.3.Энергетическая стратегия и реализуемые проекты в Республики Таджикистан. Энергетическая стратегия Республики Таджикистан направлена на достижение энергетической независимости страны и отражена во многих действующих программах и документах. Программа среднесрочного развития Республики Таджикистан на 20162020 годы, который действует от 28 декабря 2016 года [26], и имеет следующие основные приоритеты в области энергетики: − диверсификация источников энергии, как за счет освоения имеющегося гидроэнергетического потенциала, так и сооружения ТЭС, использования энергии солнца, ветра и биомассы, реализация комплекса мер по энергосбережению и повышению энергетической эффективности национальной экономики; − стимулирование превентивного устойчивого роста смежных отраслей и энергетической инфраструктуры; − достижение позитивных количественных и качественных изменений в отечественной энергетике, что позволит обеспечить эффективное устойчивое развитие всех подсистем Топливно-энергетического комплекса, важнейшей составляющей которого будет не только природно-ресурсный, но человеческий и инновационный потенциалы; −строительство и восстановление новых и существующих электрогенерирующих объектов, и электрических сетей, уменьшение потерь энергии и развитие регионального рынка реализации электроэнергии. 34

Национальная стратегия развития Республики Таджикистан на период до 2030 года [27,28], одной из ключевых целей которой является обеспечение энергетической безопасности и эффективное использование электроэнергии в Республике Таджикистан. В данной стратегии поставлена цель, трёхкратного увеличения энергетической мощности страны (с 17 до 45 млрд. кВт/ч), что даст мощный рывок для развития энергетического сектора республики [29]. Согласно [30], основным целям Республики Таджикистан в рамках инициативы ООН «Устойчивая энергия для всех»: 1. Доступ к энергии: Обеспечение круглогодичного надежного доступа к электроэнергии для 5,6 миллионов человек, проживающих в сельских районах Таджикистана. 2. Энергоэффективность: снижение энергетических потерь в электрических сетях до 10% и в тепловых сетях до 20%, а также повышение эффективности использования электроэнергии во всех секторах экономики, включая ирригационные системы и потребителей, как минимум на 20% от базового уровня. 3. Возобновляемые источники энергии (ВИЭ): увеличение выработки электроэнергии с использованием ВИЭ на 20% от существующего уровня. Для реализации этих целей необходимо: 1. Совершенствование нормативно-правовой базы и институциональной реформы энергетической отрасли, в том числе создание независимого регулирующего органа в секторе электроэнергетики; 2. Реформирование тарифной политики, обеспечение прозрачности принятия решения, вовлечение общественности, уязвимых слоев населения и других групп потребителей в процесс принятия решений; 3. Привлечение частных инвестиций и развитие рыночных отношений в энергетическом секторе; 4. Создание Национального Целевого энергоэффективности; 35 Фонда поддержки ВИЭ и

5. Разработка долгосрочной программы и целенаправленной политики энергоэффективности во всех секторах экономики; 6. Развитие местной производственной и ремонтно-эксплуатационной базы, материалов и оборудования для энергетического сектора; 7. Региональное сотрудничество и кооперация в энергетическом секторе. В Республике в области электроэнергетики, одной из главных целей которой является надежное функционирование электрических сетей и снижения потерь электроэнергии, в перспективе намечается строительство новых станций больших, средних и малых мощностей, строительство новых ЛЭП высокого напряжения (220- 500 кВ). Наиболее значимыми проектами развития в области электроэнергетики являются [1]:  до 2019 года, за счет собственных средств и привлечения к участию международных финансовых институтов, будет реализован проект «Системы диспетчерского управления и сбора данных в главном центре диспетчерского управления»  проект «Снижение потерь электроэнергии в Согде»;  Строительство ЛЭП -500 кВ в рамках проекта CASA -1000 (2016-2018г.);  Завершение строительство Рогунской ГЭС (мощностью 3600 МВт,);  Шурабской ГЭС (850 МВт); Зерафшанской ГЭС (160 МВт); ТЭЦ Шуроб-1 (300 МВт); ТЭЦ Шуроб-2 (300 МВт); ТЭЦ Фон-Ягноб (500 МВт). (2015-2025г.). Также в Таджикистане поддерживается развитие малой энергетики. Правительством Республики Таджикистан принято Постановление № 795 от 30 декабря 2015 года о «Программе освоения возобновляемых источников энергии и строительства малых гидроэлектростанций на 2016-2020 годы». Согласно этой Программе к 2020 году должны быть построены 64 малых ГЭС общей установленной мощностью от 5 до 10000 кВт. Потенциальными источниками для финансирования этих объектов определены министерства и ведомства республики, местные 36 и международные инвесторы,

международные и общественные организации и частные лица. В настоящее время в республике зарегистрированы более 285 действующих малых ГЭС мощностью от 5 до 4300 кВт. Из этого количества 16 единиц малых ГЭС построены и эксплуатируются ОАХК «Барки Точик», т.е. являются Государственными. Были построены такие малые ГЭС как «Спондж» на реке Бартанг, «Савноб» на роднике кишлак «Савноб»,«Техарв» на притоке реки Ванч, «Андорбак» на реке Камочдара, «Памир-1» на реке «Гунт», «Хазора» на реке Зидды, «Марзич» (4300 кВт) Айнинский район, «Сангикар» Раштский район (1000кВт), «Питовкул-2» Джиргитальский район (1100 кВт), «Кухистон» ГорноМатчинский район (500 кВт), реконструкция ГЭС «Ак-Су» в Мургабском районе, строительство «Мотравн» в Ванджском районе и ряд других, которые способствовали электрификации населенных пунктов, расположенные в децентрализованных районах[11]. В Республике в настоящее время одним из успешных проектов считается проект «Снижение потерь электроэнергии в Согде». В процессе реализации этого необходимого проекта ОАХК «Барки Точик» были достигнуты хорошие результаты в плане прозрачного использования электроэнергии и сокращения ее потерь. Основной целью проекта «Снижение потерь электроэнергии в Согде», который реализуется при финансовой поддержке Европейского банка развития и реконструкции, Инвестиционного банка Европы и Европейской комиссии на общую сумму 35,8 миллиона долларов, является экономия электроэнергии,снижение технических и коммерческих потерь, урегулирование процесса оплаты использованной энергии, частичной реконструкции сетей, внедрение биллинговой системы регистрации, а также установка электронных счетчиков[1,11]. Проводится реконструкция части электрических сетей среднего напряжения. Ведется строительство подстанций «Вахдат-110/10 кВ» и «Темурмалик» 110/10 кВ и нескольких трансформаторных подстанций на 37

территории Согдийской области. Необходимо отметить, что подобный проект в системе ОАХК «Барки Точик» считается экспериментальным[1]. В рамках Регионального проекта передачи электроэнергии на основе Грантового соглашения, подписанного между Правительством Республики Таджикистан и Азиатским Банком Развития, 17 августа 2017г была сдана в эксплуатацию подстанция 220\110\10 кВ «Геран-2» [11]. Основная цель строительства новой подстанции «Геран-2», прежде всего, заключается в расширении и обновлении системы электропередачи южной части Республики Таджикистан, что способствует региональной торговле электроэнергией. Одновременно, этот объект играет важную роль в снижении потери электроэнергии и улучшении надежности обеспечения электричества в южном регионе Таджикистана. Новая подстанция «Геран-2» расположена на площади 7га, на ее строительство в целом потрачено более 21 млн. 500 тыс. долларов. Строительные и монтажные работы на подстанции «Геран-2» осуществлены в соответствии с международными нормами Консорциумом «Алстом-Генсер» и подрядчиками проекта Обществами с ограниченной ответственностью «Интеграл», «Точиккурортстрой» и «Барксоз» Республики Таджикистан.Оборудование ввезено из развитых государств мира, в том числе Франции, Италии, Турции, Китая и Республики Казахстан. Две линии электропередачи 220 кВ подстанции «Геран-2» соединены с ГЭС «Сангтуда1» и одна линия 220 кВ – с подстанцией «Колхозобод». Республика Таджикистан является бенефициаром ряда региональных проектов по сотрудничеству в области энергетики. В рамках ЦАРЭС (Центрально Азиатское региональное экономическое сотрудничество), разработан План инвестиций в энергетический сектор стран региона на 10 лет (2012-2022г.г.). Таджикистану для реализации плана требуется привлечение внешних инвестиций в объеме 3,73 млрд. долларов США [1]. Партнёрами по проекту являются: Кыргызская Республика, Казахстан, Узбекистан и 38

Афганистан. Приоритетными проектами на период до 2030 года, от своевременной реализации которых зависит энергетическая безопасность страны, является реабилитация генерирующих мощностей на Нурекской, Кайракумской и Сарбандской гидроэлектростанциях, а также завершение строительства Рогунской ГЭС и реализация проекта CASA-1000. В октябре 2006 года Центрально Азиатские страны – Республика Таджикистан и Кыргызская Республика, и Южно-Азиатские страны – Исламская Республика Пакистан и Исламская Республика Афганистан подписали в г.Душанбе четырёхсторонний Меморандум взаимопонимании по созданию Регионального рынка торговли электроэнергией между странами Центральной и Южной Азии (CASAREM), который обязал страны-участницы осуществить строительство необходимой инфраструктуры и куплю-продажу электроэнергии в рамках соответствующей институциональной и правовой базы [1,11,31]. Рисунок 2.9. Схема проекта CASA-1000 39

CASAREM предусматривает создание технических, экономических и правовых условий по торговле электроэнергии между странами Центральной и Южной Азии, посредством реализации ряда проектов и сопутствующих им инвестиций, поддерживаемых соответствующими институциональными механизмами и правовыми договоренностями. Проект «CASA-1000» является одной из составных частей CASAREM. ЛЭП – 500 кВ постоянного тока, свяжет энергосистемы Кыргызстана– Таджикистана – Афганистана – Пакистана. На первом этапе будет экспортироваться до 1 300 МВт в Пакистан (5 млрд. кВт. час в летние периоды ежегодно, в том числе 3 млрд. кВт. час из Таджикистана и 2 млрд. кВт. час из Кыргызстана). В рамках реализации данного Проекта предусматривается задействовать действующие и строящиеся в Республике Таджикистан и Кыргызской Республике электрические станции, подстанции и линии электропередачи. При этом предусматривается строительство дополнительных высоковольтных линий электропередачи переменного и постоянного тока, подстанций и преобразовательных станций в государствах-участниках Проекта. Учитывая график ввода в эксплуатацию новых ГЭС в Таджикистане, а также высокий спрос на электроэнергию в зимний период на внутреннем рынке страны, предполагается, что в течение первых лет реализации проекта «CASA-1000» (до запуска рассматриваемых ГЭС) будут наблюдаться лишь небольшие объемы избыточной энергии для экспорта в Пакистан и Афганистан, особенно в зимние месяцы. Однако после ввода в эксплуатацию указанных ГЭС энергии для экспорта будет достаточно. 12 мая 2016 года в Турсунзаде состоялся церемония запуска регионального энергетического проекта CASA-1000 с участием Президента Таджикистана Эмомали Рахмона, Премьер-министра Пакистана Наваза Шарифа, Премьерминистра Афганистана Абдулло Абдулло и Премьерминистра Кыргызстана Сооронбая Жээнбекова. 40

Проект CASA – 1000, показанный на рисунок 2.10, включает в себя строительство следующих ЛЭП и ПС [1,31,32]: - ЛЭП переменного тока 500 кВ от ПС Датка до ПС Сугда (477 км); - ЛЭП переменного тока 500 кВ от ПС Регара до Сангтуда – 1; - ЛЭП переменного тока 220 кВ (около 80 км) от ПС Нурек до ПС Сангтуда – 1; - ЛЭП постоянного тока 500 кВ мощностью 1300 МВт от ПС Сангтуда-1 до ПС Пешавара через Кабул (750 км); - Преобразовательная электрическая ПС в Сангтуде - 1 для преобразования 1300 МВт переменного тока в постоянный ток; - Преобразовательная электрическая ПС в Пешаваре на 1300 МВт; - Преобразовательная электрическая ПС в Кабуле на 300 МВт. Рисунок 2.10. Схема ЭЭС РТ после реализации проекта CASA-1000 Правительство Таджикистана активно работает над завершением строительства Рогунской ГЭС. Рогунская ГЭС с установленной мощностью 41

3600 МВт станет самой крупной станцией в Таджикистане, со среднегодовой выработкой электроэнергии гидроэнергетический узел 13,1 является млрд. наиболее кВт∙ч. крупным Рогунский на р.Вахш, обеспечивающий наиболее эффективную работу всего каскада Таким образом, ввод в эксплуатацию Рогунской ГЭС, а также реализация проекта CASA – 1000, позволят достичь РТ энергетической независимости, а также значительно повысят экономический потенциал страны. 2.4.Выводы На основании приведенного можно сделать следующие выводы: 1. Таджикистан обладает большими запасами гидроэнергоресурсов, из которых реализованы всего лишь 8 %. Практический отсутствует запасы нефти и газа, а добыча угля не рентабельно. Установленная мощность ГЭС составляет 96 %. Основная доля электроэнергии в стране вырабатывается на ГЭС (98 %). ТЭЦ работают только в зимнем периоде на них вырабатывается почти 2 % электроэнергии в стране. Почти 97 % мощностей всех ГЭС расположены на реки Вахш. 2. Существует дефицит электроэнергии (около 2-4 млрд кВт∙ч) в зимний период, связанны с уменьшением стока воды в реках, что заставляет страну вводить ограничение на её потребление. В летнем периоде существует избыток электроэнергии. 3. Основные источники энергии расположены в Южной части страны, а крупные потребители в Центральной и Северной. 42

3.ПРОГНОЗИРОВАНИЕ МАКСИМАЛЬНЫХ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЭЭС РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН НА ОСНОВЕ МЕТОДА ГЛАВНЫХ КОМПОНЕНТ. модели 3.1.Многомерные суточных графиков электрической нагрузки на основе метода главных компонент. Если исследуются реализации суточных графиков электрической нагрузки Pj (t ) , где j - это номер суток, а Pj (ti )  p ji - значение мощности j - х суток в сечении ti , то в качестве объектов будут выступать реализации суточных графиков, а параметрами будут значения мощности в сечениях ti решетчатой модели (рис.3.1а, рис. 3.1б). Результаты измерений решетчатых графиков Pj (ti ) можно представить в виде следующей матрицы наблюдений: p11 , p12 ..... p1 j ...... p1N  p21 , p22 ..... p2 j ..... p2 N  p1 j  .................................  p2 j P  Pj  , j  1, 2,..., N . pi1 , pi 2 ..... pij ........ piN  Сечения ti , ...... .................................  p24 j  p241 , p242 ... p24 j ... p24 N  (3.1) суточные графики 1, 2,..... j.....N . Столбцы матрицы графиков нагрузки значений P Pj (t ), реализаций для являются дискретными реализациями N j  1, 2,...N , а строки – это совокупности сечения i -го 43 (i - го часа суток).

Следовательно, графиков совокупность нагрузки решетчатых N n  24 с ступенями моделей суточных ( n сечениями) можно представить как векторное пространство Ln . В зависимости данных в P используется от целей преобразованиях непосредственно центрированных исследования [8, 33-36] метода или матрица главных компонент преобразуется данных P , исходных в матрицу элементы которой определяются следующим образом pij  pij  pi , где pi  среднее значения по i- ой строке матрицы P . 1 N pi   pij . n j 1 (3.2) 3500 3000 З-2011 2500 З-2012 2000 З-2013 1500 З-2014 1000 З-2015 500 З-2016 0 1 В 2 3 4 случае, размерности, 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 когда используется параметры матрица объектов нормализованных элементы которой определяются следующим образом: 44 имеют различные данных Z ,

Z ij  pij  pi 1 N  pi  , где N p j 1 2 ij (3.3) 3000 Л-2011 2500 Л-2012 2000 Л-2013 1500 Л-2014 1000 Л-2015 500 Л-2016 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.1 - Реализации решетчатых моделей максимальных суточных графиков электрической нагрузки Pj (t ) Южной части ЭЭС РТ за период c 2011 по 2016 годы: а) зимние графики; б) летние графики Фактические данные о потребления максимальных зимних и летних электрических нагрузок в период 2011-2016 годы приведены на рисунке 3.1 а), б). Графики сезонов имеют свои особенности:  Зимние утра и 19 графики вечера) и имеют провалы два в ярко ночные выраженных и дневные пика часы, (8 что объясняется нехваткой воды с тающих ледников на ГЭС, которые вырабатывают 80% электроэнергии в регионе.  Летние графики отличаются равномерностью, т.к. летом реки, текущие с ледников, становятся полноводнее, и необходимости в ограничении потребления нет. 45

3.2. Исследование взаимосвязей главных компонент с формой суточного графика электрической нагрузки Южной части энергосистемы Таджикистана. Задача классификации объектов исследования (например, реализаций графиков нагрузки) на устойчивые классы или кластеры, обладающие общими свойствами, решается с использованием методов теории распознавания образов, согласно которой измеряемому процессу ставится в соответствие минимальный набор признаков, характеризующих этот процесс. В качестве признаков выбираются точечные или интегральные характеристики процесса. Интегральными признаками могут быть выбраны, например, моменты различных порядков случайных процессов (дисперсия, среднее значение, эксцесс), либо коэффициенты при разложении процесса по системе ортогональных функций. В качестве ортогональных функций могут быть выбраны функции разложения Фурье, но если разлагаемый процесс является нестационарным и непериодическим (что имеет место в ряде задач), то коэффициенты разложения Фурье становятся линейно – зависимыми, что уменьшает их информативность в смысле классификации и требуется большая размерность признакового пространства. Точки или образы в пространстве признаков группируются в кластеры, на которые разбивается множество реализаций исследуемого процесса. В данной работе фактические максимальные суточные графики Южной части ЭЭС РТ разбиваются на два кластера: зимние и летние графики. В данной работе для классификации и распознавания образов объектов компонент применяется (дискретное ортогональное разложение разложение Карунена – метода Лоэва). главных Приведены примеры классификации суточных графиков нагрузки Южной части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонентов. В методике долгосрочного прогнозирования, 46 представленной в

данной работе пространстве компоненты суточные [34], прогноз главных компонент, f3, f2, f1, графики суточных по В P(t). графиков т.е. прогнозировались которым связи с выполнялся строились этим в главные прогнозируемые представляет интерес выявление закономерностей во взаимосвязях главных компонент f1 с параметрами (формой) прогнозируемого максимального суточного графика P(t) энергосистемы или ее части. Для нецентрированных суточных графиков мощности первая компонента связана с величиной среднего за сутки значения графика нагрузки, а отдельных вторая и временных третья компоненты интервалах – максимальных с ординатами суточных на графиков энергосистемы (утренний и вечерний максимумы, дневные и ночные часы). Для центрированных данных определяющими являются взаимосвязи с ординатами суточного графика для первой и второй компонент и Выявленные точности в меньшей степени закономерности долгосрочного могут для третьей использоваться прогнозирования компоненты. для повышения максимальных нагрузок энергосистемы. В летние данные матрицы суточные использовались графики нагрузки максимальные Южной части зимние и энергосистемы Таджикистана за период с 2011 по 2016 гг. В данной работе в качестве зимных летних исходных и данных летних суточных использована суточных графиков матрица графиков.[33,34]. за 2011 и 2016 P из примеры Примеры гг. из зимних и матрицы P приведены на рис. 3.1а и 3.1б. откуда видно, что за рассматриваемый период произошел общий рост нагрузок в зимние максимумы от 500 до 850 МВт и в летние максимумы 47 - от 600 до 810 МВт.

Значительный дневной ограничениями, провал связанными в с зимних графиках недостаточными объясняется объемами воды в водохранилищах ГЭС в этот период. При ортогональном базис (матрица матрице разложении собственных данных, состоящей суточных графиков. По использовался векторов), из мере ортогональный полученный зимних и накопления летних матрицы по общей максимальных данных можно будет перейти к исследованиям зависимостей и прогнозированию на двух ортогональных базисах, т.е. для двух вариантов разложения: по собственным летних векторам графиков, для что зимних позволит графиков провести и, аналогично, более детальный для анализ взаимосвязей получать более точные прогнозы. Ортогональное для преобразование нецентрированных суточных МГК в [37,41] графиков выполнялось из P(t), которых формировалась матрица исходных данных P размера (n*N), где n = 24 - количество часовых замеров в суточном графике, а N - количество исследуемых суточных графиков. Для числа матрицы 'ki, формируется по методу соответствующие матрица векторы матрицы выполняется K Якоби им собственных определяются собственные собственные векторы ui и векторов Собственные ui U. U являются ортогональным базисом, в котором преобразование как зимних, так и летних максимальных суточных графиков. Ортогональное преобразование матрицы следующим образом: P = UF, (3.4) где F - матрица главных компонент. Матрица F получается из обратного преобразования: F = UTP. (3.5) 48 P выполняется

Исследование ортогонального суточного взаимосвязей разложения графика главных суточных мощности с компонент графиков целью Pi выявления с (t) f1 формой существующих закономерностей [38] выполнялось следующим образом. Выбиралось минимальное min, шаг изменения значение fji значение исследуемой ∆fi ,максимальное значение компоненты fmax . fi Выбранное записывалось в вектор fj вместо фактического значения fjiфактич.. По измененному таким образом вектору fj строился график . Затем рассматривались значения P’j , fi +∆fi fi + 2∆fi и т. д. до fji . Для каждого из новых значений fji строились графики P’j. max Графики P’j показаны на рисунках 3.2а, 3.2б, 3.2в и 3.3а, 3.3б, 3.3в. Рассмотрено влияние трёх главных компонент (fj1 , fj2 fj13,) на примере зимнего и летнего максимального суточного графика 2017 года. Из рисунка средним 3.2а значением видно, что суточного первая графика. компонента При f1 связана увеличении со значении компоненты f1 от 8000 МВт до 8400 МВт с шагом 200 МВт все ординаты графика пропорционально увеличиваются. Мощности P(t),МВт 2400 8000 8200 8400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Время суток t, час Рисунок 3.2а - Взаимосвязь главной компоненты f1 с формой суточного графика P(t) зимнего периода. 49

Из рис.3.2б видно, что при увеличении значений главной компоненты f2 от 412 до 612 МВт с шагом 100 МВт уменьшаются значения графика P(t) в часы суток с 06:00 до 08:00 от 2152 до 2095 МВт, а также с 17:00 до 21:00 от 2237 до 2183 МВт, и увеличиваются с 08:00 до 12:00 от 2019 до 2136 МВт. 412 512 612 Мощности P(t),МВт 2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Время суток t, час Рисунок 3.2б - Взаимосвязь главной компоненты f2 с формой суточного графика P(t) зимнего периода. При увеличении значений главной компоненты f3 от -227 до -27 МВт с шагом 100 МВт значения ординат суточного графика в часы с 24:00 до 04:00 и с 08:00 до 09:00 пропорционально увеличиваются, а также в часы с 06:00 до 08:00, с 18:00 до 20:00 и с 22:00 до 24:00 пропорционально уменьшаются. 50

-227 -127 -27 2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.2в - Взаимосвязь главной компоненты f3 с формой суточного графика P(t) зимнего периода. Из рисунка средним 3.3а видно, значением что суточного первая графика. компонента При f1 связана увеличении со значении компоненты f1 от 5900 МВт до 6300 МВт с шагом 200 МВт все ординаты графика пропорционально увеличиваются. 5900 6100 6300 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.3а - Взаимосвязь главной компоненты f1 с формой суточного графика P(t) летнего периода. 51

Из рис.3.3б видно, что при увеличении значений главной компоненты f2 от 90 до 290 МВт с шагом 100 МВт уменьшаются значения графика P(t) в часы суток с 02:00 до 04:00 от 996 до 930 МВт, а также с 16:00 до 20:00 от 1344 до 1260 МВт, и увеличиваются с 05:00 до 15:00 от 1324 до 1365 МВт. 90 190 290 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.3б - Взаимосвязь главной компоненты f2 с формой суточного графика P(t) летнего периода. При увеличении значений главной компоненты f3 от -10 до 190 МВт с шагом 100 МВт значения ординат суточного графика в часы с 24:00 до 04:00 пропорционально и с 14:00 до 20:00 от 1468 до 1588 увеличиваются, а также в часы с 21:00 до 24:00 пропорционально уменьшаются. -10 90 190 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.3в - Взаимосвязь главной компоненты f3 с формой суточного графика P(t) летнего периода. 52

прогнозирование 3.3.Долгосрочное графиков электрической максимальных нагрузки Южной суточных части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонент. Суточные графики энергосистемы электрической Республики нагрузки Таджикистан Южной имеют части особенность, заключающуюся в том, что в летний период потребители получают электроэнергию без ограничений, а в зимний период между утренним и вечерним максимумом вводятся ограничения. Вид максимальных суточных графиков нагрузки Южной части энергосистемы Республики Таджикистан за 2011-2016 годы показаны на рисунках 3.1а и 3.1б. При планировании долгосрочную режимов перспективу работы необходимо энергосистемы выполнять на прогнозирование максимальных суточных графиков нагрузки на несколько лет вперед. В данной работе предлагается для прогнозирования использовать метод главных компонент. Прогнозирование по методу главных компонент может выполнять с использованием главным регрессионных компонентам моделей ортогонального и непосредственно разложения по максимальных суточных графиков. Исходными данными для прогнозирования максимальные суточные графики нагрузки являются периодов с 2011 по 2016 годы, из которых формируется матрица данных P. По исходным данным максимальных летних и зимних суточных графиков за максимальных 2011:2016 суточных годы графиков выполнено электрической прогнозирование нагрузки Южной части ЭЭС РТ на 2017 год с использованием МГК. Первый вариант 53

прогнозирования летних и зимних максимальных суточных графиков электрической нагрузки на 2017 года, выполнен с учетом экспертных оценок f1, f2, f3 и проиллюстрирован на рисунках 3.2а, 3.2б, 3.2в и 3.3а, 3.3б, 3.3в. Прогнозный график Pj определяется по формуле: Pj=U*fj где fj =( fj, f1j, f2j, f3j ,………… fij,………….. f24j) прогнозный вектор главных компонент, в котором fij=0 при i ≥ 4. 2200 2000 зима 2016 1800 1600 прогноз 2017 1400 1200 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.4а - Фактический (2016 г.) и прогнозный (2017 г.) зимний максимальный суточный график электрической нагрузки. Вариант прогноза 1. 54

1600 1500 1400 лето 2016 1300 1200 прогноз 2017 1100 1000 900 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.4б - Фактический (2016 г.) и прогнозный (2017 г.) летний максимальный суточный график электрической нагрузки. Вариант прогноза 1. Выполнено два прогнозные оценки варианта прогноза: по первому варианту fj, f1j, f2j представлены группами экспертов, а во втором варианте оценки получены по методу наименьших квадратов. Выбраны только три первых главных компоненты , f1 f2, f3 потому, что сумма трех первых относительных собственных чисел λi составляет: λ1+ λ2+ λ3=0,964867+0,031998+0,001462=0,998 о.е. Сумма Таким главным трех образом, первых собственных чисел погрешность восстановления компонентам составляет 0,2%. составляет суточного Поэтому, как 99,8 %. графика по допущение принимается, что остальные главные компоненты и тем самим они не учитываются при расчетах. 55

Для оценки точности электропотребления применялась результатов величина прогноза средней значений относительной ошибки. Расчет средней относительной ошибки выполнялся для всей тестовой выборки по формуле: прогн факт 1 24 N Pi , j  Pi , j 100% , факт -   24  N  P i 1 j 1 i, j Pi ,прогн , j где Pi ,факт j – прогнозное и (3.6) фактическое значения потребляемой мощности для i-го часа j-го дня тестовой выборки; N – количество дней тестовой выборки. При построении графиков рассчитывалась средняя относительная ошибка для отдельного i-го часа тестовой выборки: прогн факт 1 N Pi , j  Pi , j i   100% . факт N j 1 Pi , j 3.4.Прогнозирование главных (3.7) компонент по методу наименьших квадратов. Метод наименьших квадратов (МНК) — математический метод, применяемый для решения различных задач, основанный на минимизации искомых суммы переменных. переопределенных квадратов Он систем отклонений может уравнений некоторых использоваться (когда функций от для «решения» количество уравнений превышает количество неизвестных), для поиска решения в случае обычных (не переопределенных) нелинейных систем уравнений, для аппроксимации является одним точечных из значений базовых некоторой функции. методов регрессионного 56 МНК анализа для

оценки неизвестных параметров регрессионных моделей по выборочным данным. Нахождение и анализ линейной регрессии y=ax+b для данных: i 1 2 3 xi 9239,156 7632,095 8196,545 yi -578,922 150,792 512,154 1.Составим таблицу вспомогательных величин i xi yi xi y i xi 2 yi 2 1 9239,156 -578,922 -5348750,67 85362003,59 3542.5114 2 7632,095 150,792 1150858,869 58248874,09 20829.7056 3 8196,545 512,154 4197893,308 67183349,94 11542.0644 ∑ 25067,796 84,024 1,507338 210794227,6 60594.0968 Вычислим коэффициенты a и b уравнение линейной регрессии y=ax+b по известным формулам: 𝑎= ∑ 𝑥𝑖 ∑ 𝑦𝑖 − 𝑛 ∑ 𝑥𝑖 𝑦𝑖 (∑ 𝑥𝑖 )2 − 𝑛 ∑ 𝑥𝑖2 ∑ 𝑥𝑖 ∑ 𝑥𝑖 𝑦𝑖 − ∑ 𝑥𝑖2 ∑ 𝑦𝑖 𝑏= (∑ 𝑥𝑖 )2 − 𝑛 ∑ 𝑥𝑖2 57 (3.8) (3.9)

Прогноз максимальных суточных графиков Южной части ЭЭС РТ на 2017год выполнялся в пространстве компонент f1 , f2 и f1, f3 по методу наименьших квадратов с учетом экспертной оценкой роста нагрузки. На рисунках 3.5а, 3.5б, 3.6а, 3.6б показаны построенные по методу наименьших квадратов регрессии по значениям прямые уравнений линейной f1 , f2, f3 для известных максимальных суточных графиков зимних и летних нагрузкок за 2011-2016 годы и прогнозные точки на 2017 год [7]. Прогнозные точки с координатами f1 , f2, f3 в пространстве главных компонент f1 , прямых линейной электропотребления потребления в регрессии с Южной части электроэнергии в f2 и учетом ЭЭС работе f1, f3 выбраны на ожидаемого РТ. роста Ожидаемый определялся по рост методу экспертных оценок. F1 и F2 600 Компонент F2 400 2016 2015 прогноз 2017 200 0 7500 7700 7900 8100 8300 8500 8700 8900 9100 9300 9500 -200 -400 2014 -600 -800 Компонент F1 Рисунок 3.5а - Образы зимних максимальных суточных графиков нагрузки с 2014 по 2016 годы и образ прогнозного графика на зиму 2017 года в пространстве главных компонент f1, f2, 58

F1 и F3 Компонент F3 250 200 2015 150 100 50 0 -507500 7700 7900 8100 8300 8500 8700 прогноз 2017 8900 9100 9300 2014 9500 -100 2016 -150 Компонент F1 Рисунок 3.5б - Образы зимних максимальных суточных графиков нагрузки с 2011 по 2016 годы и образ прогнозного графика на зиму 2017 года в пространстве главных компонент f1, f3. На рисунках 3.5а и 3.5б значение главной компоненты f1 на 2014 имеет максимальное и оно неравномерно уменьшается на 2015 и увеличивается на 2016 году. Значение главной компоненты f2 неравномерно увеличивается фактическому росту нагрузок в Южной части ЭЭС РТ в эти годы. F1 и F2 300 2016 Компонент F2 200 2015 100 0 6020 -100 6040 прогноз 2017 6060 6080 6100 6120 6140 6160 -200 -300 2014 -400 Компонент F1 Рисунок 3.6а - Образы летних максимальных суточных графиков нагрузки с 2014 по 2016 годы и образ прогнозного графика на лето 2017 года в пространстве главных компонент f1, f2, 59

F1 и F3 150 2016 Компонент F3 100 50 2014 0 6020 -50 прогноз 6040 6060 6080 6100 6120 6140 6160 2015 -100 -150 Компонент F1 Рисунок 3.6б - Образы летних максимальных суточных графиков нагрузки с 2011 по 2016 годы и образ прогнозного графика на зиму 2017 года в пространстве главных компонент f1, f3. На рисунках 3.6а и 3.6б значение главной компоненты f1 и f2 на 2016 имеет фактическому максимальное росту нагрузок, и оно а неравномерно значение главной увеличивается компоненты f3 неравномерно уменьшается на 2015 году и увеличивается на 2016 году. После определения прогнозных значений точек на плоскостях компонент координаты (f1, f2), (f1, f3) методом наименьших квадратов, как это показано на рисунках определяются прогнозные графики по формуле. Погрешности прогнозирования нагрузок Южной части ЭЭС РТ рассчитываются. 60 для зимних и летних

2200 2000 зима 2016 1800 1600 прогноз 2017 1400 1200 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.7а - Фактический (2016 г.) и прогнозный (2017 г.) зимний максимальный суточный график электрической нагрузки. 1600 1500 1400 1300 лето 2016 1200 1100 прогноз 2017 1000 900 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.7б - Фактический (2016 г.) и прогнозный (2017 г.) летний максимальный суточный график электрической нагрузки. МГК с использованием МНК выполнено показаны фактические за 2016 год и на рисунках 3.7а и 3.7б прогнозные максимальные суточные графики Южной части ЭЭС РТ. 61 на 2017 год

Сравнение результатов прогнозирования зимних максимальных суточных графиков электрической нагрузки на 2017 год по двум вариантам главных компонент прогнозирования Таблица 3 Главные компоненты Варианты прогнозирования главных компонент вариант МНК 1-й экспертных оценок f1 8200 8300 f2 512 450 f3 -127 -50 Сравнение результатов прогнозирования суточных графиков электрической летних нагрузки на 2017 максимальных год по трем вариантам главных компонент прогнозирования Таблица 4 Главные компоненты Варианты прогнозирования главных компонент вариант МНК 1-й экспертных оценок f1 6100 6150 f2 190 170 f3 90 70 На таблицах прогнозирования 3,4 двух приведены вариантов с данные помощью сравнения МГК для результатов зимних и летних максимальных суточных графиков электрической нагрузки. 62

2500 2000 Прогнозные данные 2017 1500 Фактические данные 2017 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.8а - Фактические (2017 г.) и прогнозные (2017 г.) зимние максимальные суточные графики электрической нагрузки Южной части ЭЭС РТ. 1800 1600 1400 1200 Фактические данные 2017 1000 800 Прогнозные данные 2017 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Рисунок 3.8б - Фактические (2017 г.) и прогнозные (2017 г.) летние максимальные суточные графики электрической нагрузки Южной части ЭЭС РТ. На рисунках 3.8а и 3.8б потребление электрических показаны прогнозное и фактическое нагрузок 63 Южной части ЭЭС РТ

Фактическое потребления нагрузки Южной части ЭЭС РТ получено от ОАХК «Барки Точик». В таблицах 5,6 приведены фактические максимальные зимние и летние нагрузки в период 2011-2016 года, а также прогнозные данные максимальных зимних и летних нагрузок на 2017 год. В таблицах 7,8 приведены прогнозные и фактические данные максимальных зимних и летних нагрузок Южной части ЭЭС РТ на 2017 год, а также результаты погрешности по часам. Летние максимальные суточные графики и прогноз электрической нагрузки Южной части ЭЭС РТ в период с 2011 до 2016 годы Таблица 5 Час 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Прогноз 2017 1 1495 1630 1671 922 894 1035 1018,76 2 1468 1623 1675 916 883 983 976,67 3 1486 1659 1991 1118 987 969 979,49 4 1490 1656 1825 1019 949 979 981,92 5 1629 1648 1760 1004 1081 1110 1106,79 6 1964 2077 1864 1108 1240 1279 1275,75 7 2051 2170 1961 1151 1265 1285 1284,23 8 1999 2154 2014 1192 1276 1292 1290,86 9 1959 2131 2057 1181 1278 1295 1295,54 10 1958 2137 2111 1236 1275 1318 1315,77 11 1991 2168 2137 1231 1311 1351 1351,39 12 1993 2214 2141 1248 1325 1350 1348,4 64

13 1935 2151 2108 1234 1287 1306 1307,17 14 1856 2107 2073 1219 1240 1269 1272,08 15 1800 2040 2076 1211 1205 1257 1257,79 16 1802 2055 2093 1249 1207 1244 1244,52 17 1870 2103 2251 1361 1283 1295 1298,9 18 1935 2203 2452 1494 1317 1315 1321,13 19 2048 2265 2566 1572 1375 1367 1378,72 20 2151 2340 2499 1538 1448 1501 1500,28 21 2198 2414 2474 1470 1505 1527 1528,76 22 2032 2245 2362 1407 1437 1359 1375,34 23 1784 1992 2062 1210 1207 1174 1182,09 24 1634 1807 1908 1045 1073 1023 1030,2 Зимние максимальные суточные графики прогноз электрической нагрузки Южной части ЭЭС РТ в период с 2011 до 2016 годы. Таблица 6 Час 2011 2012 2013 2014 2015 2016 1 1622 1550 1526 1334 1086 1139 Прогноз 2017 1158,3 2 1596 1536 1503 1304 1064 1121 1137,4 3 1583 1529 1499 1291 1057 1108 1128,3 4 1606 1548 1506 1315 1071 1124 1142,65 65

5 1927 1641 1637 1541 1280 1399 1409,05 6 2551 2236 2172 2192 1820 2030 2040,3 7 2729 2734 2688 2709 2028 2120 2160,25 8 2795 1927 2493 2474 2087 2181 2223,65 9 2645 1758 1796 1695 1856 2080 2089,8 10 2191 1714 1750 1587 1500 1887 1851,35 11 1788 1693 1726 1554 1290 1592 1569,85 12 1765 1697 1747 1549 1271 1409 1419,8 13 1731 1670 1691 1500 1259 1318 1345,6 14 1701 1639 1649 1464 1241 1276 1307,2 15 1704 1637 1642 1420 1227 1264 1293,95 16 1749 1691 1677 1483 1266 1291 1322,5 17 2060 1874 1887 1820 1664 1597 1659 18 2788 2755 2801 2773 2127 2204 2245,35 19 2815 2895 2664 2788 2115 2206 2249,35 20 2762 2851 2698 2710 2059 2170 2206,7 21 2649 2597 2621 2412 1976 2081 2114,3 22 2344 1861 1880 1722 1596 1907 1887,65 23 1753 1696 1730 1556 1187 1306 1315,1 24 1732 1588 1630 1431 1116 1181 1198,6 66

Реальные данные и прогнозные максимальные зимние нагрузки Южной части ЭЭС РТ на 2017 года. Таблица 7. Час 2017 Прогноз 2017 1 1538 1158,3 24,69 2 1507 1137,4 24,53 3 1481 1128,3 23,81 4 1502 1142,65 23,92 5 1654 1409,05 14,81 6 1851 2040,3 10,23 7 2078 2160,25 3,96 8 2113 2223,65 5,24 9 2048 2089,8 2,04 10 1926 1851,35 3,88 11 1879 1569,85 16,45 12 1855 1419,8 23,46 13 1813 1345,6 25,78 14 1792 1307,2 27,05 15 1776 1293,95 27,14 16 1811 1322,5 26,97 17 1956 1659 15,18 18 2159 2245,35 4,00 19 2161 2249,35 4,09 20 2106 2206,7 4,78 67 Погрешность,%

21 2049 2114,3 3,19 22 1962 1887,65 3,79 23 1834 1315,1 28,29 24 1612 1198,6 25,65 Реальные данные и прогнозные максимальные летние нагрузки Южной части ЭЭС РТ на 2017 года. Таблица 8. Час Прогноз 2017 2017 Погрешность,% 1 958 1018,76 5,96 2 925 976,67 5,29 3 923 979,49 5,77 4 931 981,92 5,19 5 1050 1106,79 5,13 6 1200 1275,75 5,94 7 1214 1284,23 5,47 8 1220 1290,86 5,49 9 1225 1295,54 5,44 10 1250 1315,77 5,00 11 1287 1351,39 4,76 12 1298 1348,4 3,74 13 1243 1307,17 4,91 14 1206 1272,08 5,19 68

15 1199 1257,79 4,67 16 1186 1244,52 4,70 17 1225 1298,9 5,69 18 1250 1321,13 5,38 19 1312 1378,72 4,84 20 1432 1500,28 4,55 21 1431 1528,76 6,39 22 1314 1375,34 4,46 23 1100 1182,09 6,94 24 928 1030,2 9,92 3.5 Программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.» Программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.» предназначена для выполнения прогнозирования графиков электрической нагрузки на основе метода главных компонент. На рисунке 3.9 показано блок схема алгоритма ортогонального разложения графика электрической прогнозирования программы «Прогноз-МГК. Версия 1.». 69 нагрузки и

Ввод исходных данных Матрица P n, N Транспонировать Да Транспонирование Нет Расчет mpi, Dpi, Ϭpi i-номер строки Да Центрировать yij = pij – mpi Нет Нормализовать Да Нет Определение Матрицы K Расчет собственных чисел λi и матрицы собственных векторов U 70 zij = yij /ϭpi·ϭpj

Построение графика λ (i), i = 1,2,..n Расчет матрицы F = UT·P, F = UT·Y, F = UT·Z Вывод образов объектов на плоскости главных компонент. Классификация Вариант МНК прогноза ЭО Определение прогнозных значений f1,f2, f3,f4 Прогноз по МНК f1,f2, f3,f4 Построение прогнозного графика Pj = U ·fj Вычисление погрешности прогнозирование δ Да Новый прогноз Нет Вывод графика Pj на печать и в файл Останов Рисунок 3.9 - Блок схема алгоритма расчетов программы «Прогноз-МГК. Версия 1.» 71

Моделирование графиков электрических нагрузок в программе «Прогноз-МГК. Версия 1.» выполняется по формулам, которые приведены в выше в данной главе. Программа предназначена для распознавания, классификации и прогнозирования графиков электрической нагрузки, а также влияющих на электропотребление факторов, на основании предыстории, хранящейся в базе данных. Исходными данными являются суточные, часовые или получасовые графики мощности, температуры воздуха, освещенности или других факторов, влияющих на электропотребление. В программе определяется корреляционная матрица для нецентрированных, центрированных или нормализованных данных, представленных в виде прямоугольных матриц. Для выбранного типа данных вычисляется корреляционная матрица, для которой определяется собственные числа и собственные векторы. По полученным собственным векторам корреляционной матрицы, которые являются координатными осями в новом пространстве главных компонент, выполняется ортогональное преобразование исходных данных в главные компоненты. В пространстве главных компонент выполняются распознавание и классификация рассматриваемых суточных графиков, а также их прогнозирование посредством прогнозирования значений главных компонент, количество которых может быть не более пяти. Прогноз главных компонент выполняется на основе экспертных оценок или с помощью метода наименьших квадратов в пространстве главных компонент. Возможно в данной программе, выполнение прогнозирования как минимальных, так и максимальных графиков нагрузки. Тип ЭВМ: IBM PC Язык: Object Pascal, Delphi. ОС: Windows XP, Vista, 7, 8, 10. Объем программы: 1 МБ 72

3.6.Выводы В процессе моделирования и прогнозирования максимальных суточных графиков Южной части ЭЭС Таджикистана по методу главных компонент получены следующие результаты: 1. Погрешность прогнозирования зимних максимальных суточных графиков электрической нагрузки Южной части ЭЭС РТ по варианту метода наименьших квадратов не превышает 5,24%. Наибольшая погрешность прогнозирования по методу наименьших квадратов на 23 часа ночи, как это показано на рисунке 3.8а составила 28,29 %, что объясняется отсутствием ограничений электропотребления в 2017 году. 2. Погрешность прогнозирования летних максимальных суточных графиков электрической нагрузки Южной части ЭЭС РТ по варианту метода наименьших квадратов не превышает 5%. Наибольшая погрешность прогнозирования по методу наименьших квадратов на 24 часа ночи, как это показано на рисунке 3.8а составила 9,92 %. 3. Из рисунков 3.2а и 3.3а видно, что первая компонента f1 связана со средним значением суточного графика. При увеличении значении компоненты f1 от 8000 МВт до 8400 МВт зимнего периода и от 5900 МВт до 6300 МВт летнего периода с шагом 200 МВт все ординаты графика пропорционально увеличиваются. 4. При увеличении значений главной компоненты f2 от 412 до 612 МВт с шагом 100 МВт уменьшаются значения графика P(t) зимнего периода в часы суток с 06:00 до 08:00 и с 18:00 до 21:00, и увеличиваются с 08:00 до 12:00. При увеличении значений главной компоненты f2 от 90 до 290 МВт с шагом 100 МВт уменьшаются значения графика P(t) летнего периода в часы суток с 02:00 до 04:00 и с 16:00 до 20:00, и увеличиваются с 05:00 до 15:00. 5. При увеличении значений главной компоненты f3 от -227 до -27 МВт с шагом 100 МВт значения ординат суточного графика зимнего периода в часы с 24:00 до 04:00 и с 08:00 до 09:00 73

пропорционально увеличиваются, а также в часы с 06:00 до 08:00, с 18:00 до 20:00 и с 22:00 до 24:00 пропорционально уменьшаются. При увеличении значений главной компоненты f3 от -10 до 190 МВт с шагом 100 МВт значения ординат суточного графика летнего периода в часы с 24:00 до 04:00 пропорционально увеличиваются, а также в часы с 21:00 до 24:00 пропорционально уменьшаются. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основная доля электроэнергии в стране вырабатывается на ГЭС (98 %). ТЭЦ работают только в зимнем периоде на них вырабатывается почти 2 % электроэнергии в стране. Почти 97 % мощностей всех ГЭС расположены на реки Вахш. Существует дефицит электроэнергии (около 2-4 млрд кВт∙ч) в зимний период, связанны с уменьшением стока воды в реках, что заставляет страну вводить ограничение на её потребление. В летнем периоде существует избыток электроэнергии. Проведенный анализ методов и моделей прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки в Южной части ЭЭС РТ доказал возможность использование метода главных компонент для решения задачи прогнозирование. 1. По предложенному в работе методу прогнозирования максимальных суточных графиков электрических нагрузок энергосистемы можно выполнять прогнозы не только на один год, но и на более длительный период, как для Южной части, так и для всей ЭЭС РТ. 2. Выполнено исследование взаимосвязей главных компонент ортогонального разложения суточных графиков с формой прогнозного суточного графика мощности в отдельные часы суток. Результаты 74

исследований необходимо использовать при долгосрочном прогнозирования. 3. Для выполнения прогнозов максимальных суточных графиков зимнего и летнего периодов можно использовать программу для ЭВМ на основе метода главных компонент «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки»-«Прогноз-МГК. Версия 1». 4. В диссертационной работе использовано методика долгосрочной прогнозирования максимальных электрических нагрузок на основе МГК и выполнено прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки. Погрешность прогноза утренних и вечерних максимальных нагрузок на январь и июль 2017 года не превышает 5,4%. 75

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Официальный сайт ОАХК «Барки Точик» [электронный ресурс]. – URL: http://www.barqitojik.tj /. 2. Гурский С.К. Адаптивное прогнозирование временных рядов в электроэнергетике. Минск: - Наука и техника, 1983. – 271 с. 3. Махмадджонов Ф.Д. Анализ режимов работы и повышение устойчивости энергосистемы Республики Таджикистан с учётом увеличения нагрузок в её северной части: дис. … канд .техн. наук: 05.14.02 / Ф.Д. Махмадджонов/ЮРГПУ(НПИ) имени М.И. Платова. –Новочеркасск, 2016– 198 с. 4.Велигура С.А. Применение ортогональных разложений графиков электрической нагрузки в задачах прогнозирования электропотребления: дис. …магистр: / Велигура С.А./ ЮРГПУ(НПИ) имени М.И. Платова. – Новочеркасск; 2017.–93 стр. 5. Надтока И. И. Развитие теории и методов моделирования и прогнозирования электропотребления на основе данных средств автоматизации учета и телеизмерений : дис. … док .техн. наук : 05.14.02 / И. И. Надтока / НГТУ. – Новочеркасск, 1998. – 346 с. 6. Соломахо К. Л. Применение метода главных компонент для прогнозирования объемов электропотребления энергосбытового предприятия: дис. … канд .техн. наук : 05.09.03 / К. Л. Соломахо / ЮУГУ. – Челябинск, 2015. – 141 с. 7. Надтока И.И. Прогнозирование максимальных электрических нагрузок для Северной части энергосистемы Республики Таджикистан на основе метода главных компонент /И.И. Надтока, Ф.Д. Махмадджонов// Современные энергетические системы и комплексы и управление ими материалы XIII Междунар. Науч.-практ. конф., г. Новочеркасск, 24 июня 2015 г. //Юж.-Рос. гос. политехн. ун-т. (НПИ) им. М. И. Платова. – Новочеркасск, 2015. – С. 55-60. 76

8. Надтока И.И. Многофакторное моделирование электропотребления промышленного предприятия//Изв. вузов, Электромеханика, 1998, N 2-3. с.72-74. 9. Официальный сайт Министерства энергетики и водных ресурсов Республики Таджикистан [Электронный ресурс]. – URL: http://www.mewr.gov.tj/?page_id=61&lang=ru. 10. Водно-энергетические ресурсы Центральной Азии: проблемы использования и освоения: Отраслевой обзор [Электронный ресурс] / Евразийский банк развития. – Алматы, 2008. – 44 с. – URL: http://www.eabr.org/general/upload/docs/publication/analyticalreports/obzor_wate r_final_rus.pdf. 11. Официальный сайт Электроэнергетический Совет Содружества Независимых Государств: Электроэнергетика Республики Таджикистан [электронный ресурс]. – URL: http://energo-cis.ru/tadjikistan/. 12. Энергетическая компания ОАХК «Барки Точик» состояние и концептуальная развитие на период 2009-2020г. – Душанбе, 2013. 13. Султонов Ш. М. Оптимизация режимов работы энергосистемы с высокой долей гидроэлектростанций (на примере энергосистемы Таджикистан):дис…канд.техн.наук: спец. 05.14.02 / Султонов Шерхон Муртазокулович/НГТУ — Новосибирск,2016. — 163 с. 14. Тимур, Валамат-Заде. Энергетика Таджикистана: Настоящее и ближайшее будущее // Центральная Азия и Кавказ. 2008. № 1 (55). С. 104-113. 15. Абдуллаева Ф. С. Гидроэнергетические ресурсы Таджикской ССР/ Ф.С. Абдуллаева, Г.В. Баканин, С.М. Гордон. – Л.: Изд-во «Недра», 1965 г.– 658 с. 16. Петров Г.Н. Комплексное использование водно-энергетических ресурсов трансграничных рек Центральной Азии. Современное состояние, проблемы и пути решения / Г.Н. Петров, Х.М. Ахмедов. – Душанбе: Дониш, 2011–234 с. 17. Назиров Х.Б. Разработка 77 системы управления качеством

электрической энергии в электрических сетях: дис… канд.техн.наук: спец. 05.14.02 / Назиров Хуршед Бобоходжаевич. — М., 2012. — 201 с. 18. Чоршанбиев С.Р., Шведов Г.В., Анализ выработки, передачи и потребления компании электрической ОАХК энергии «Барки в национальной Точик» Республики энергетической Таджикистан // Политехнический вестник. Серия: Инженерные исследования. 2018. №4.(44). С. 27 – 35. 19. Агентство по статистике при Президенте Республики Таджикистан [Электронный ресурс]. URL: http://www.stat.tj/ru/analytical-tables/real-sector/ . 20. Central Asia Regional Economic Cooperation: Power Sector Regional Master Plan: Final Report / Fichtner GmbH & Co. KG. – Stuttgart, Germany. Project Number: 43549/ Volume 1 – 2012. –536 pp. 21. Современное состояние электрических сетей Республики Таджикистан по качеству электрической энергии / Ю. В. Шаров [и др.] // Вестник ТТУ. – 2011. - № 4. С. 20-24. 22. Назиров Х.Б., Халимджанова М.К., Чоршанбиев С.Р., Сангов Х.С. Анализ потребления электроэнергии по отраслям Республики Таджикистан», Республиканской /Материалы научно- практической конференции: «Электроэнергетика, гидроэнергетика, надежность и безопасность» – 24 декабря 2016 г – Душанбе: 2016 – С. 63 – 64. 23. Чоршанбиев С.Р. Повышение эффективности функционирования электрических сетей с распределенной солнечной генерацией за счет снижения технических потерь электроэнергии (на примере Республики Таджикистан):дис. … канд. техн. наук. Москва: Из-во МЭИ, 2019. 24. Таджикистан: углубленный обзор энергоэффективности / Секретариат Энергетической Хартии [Электронный ресурс] // Boulevard de la Woluwe, 56 B-1200 Brussels, Belgium, 2013г. – URL: http://www.energycharter.org/fileadmin/DocumentsMedia/IDEER/IDEERTajikista n_2013_ru.pdf. 25.Информационно-познавательный 78 портал о Таджикистане./

[Электронный ресурс]. – URL: https://www.tajik-gateway.org/wp/history/. 26. Программа среднесрочного развития Республики Таджикистан на 2016-2020 годы. Утверждением постановлением Маджлиси намояндагон Маджлиси Оли Республики Таджикистан от 28 декабря 2016 года, №678. 27. Национальная стратегия развития Республики Таджикистан на период до 2030 года. Утверждено постановлением Маджлиси намояндагон Маджлиси Оли Республики Таджикистан от 1 декабря 2016 года, №636. 28. Официальный сайт Президент Республики Таджикистан [электронныйресурс]. – URL: http://www.president.tj/ru. 29. Чоршанбиев С.Р. Энергетическая стратегия и реализуемые проекты в Республики Таджикистан / Чоршанбиев С.Р., Назиров Х.Б., Наимов Ш.Б. // Материалы 1-ой международной научно-практической конференции «Внедрения инновационных технологий для повышение энергетической эффективности электроэнергетики Республики Таджикистан», Душанбе, 17сентября 2018 – С. 32– 37. 30. Официальный сайт группа Всемирного банка [Электронный ресурсс].– URL: http://www.worldbank.org/. 31. Официальный сайт проекта CASA – 1000 [Электронный ресурс]. – URL: http://www.casa1000.org/. 32. Худжасаидов Дж.Х., Рахимов Дж.Б., Султонов Ш.М., Ахьёев Дж.С. Взаимовлияние режимов электрической сети Таджикистана с введением проекта СASA – 1000. Материалы трудов XIX Всероссийской научно – технической конференции. Том 2. Томск, 2013. Стр. 59 – 61. 33. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Герасименко А.А. Применение метода главных компонент для моделирования нагрузок электрических систем в задаче оптимальной компенсации реактивной мощности. Изв. вузов СССР. Сер. Энергетика, 1980, N 12. С.18-23. 34. Арзамасцев Д.А., Липес А.В. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях.- М.: Высшая школа, 1989.-127 с. 79

35. Гурский С.К. Адаптивное прогнозирование временных рядов в электроэнергетике. Минск: - Наука и техника, 1983. – 271 с. 36. Надтока И.И., Седов А.В., Холодков В.П. Применение методов компонентного анализа для моделирования и классификации графиков электрической нагрузки. //Изв. вузов, Электромеханика, 1993, N 6. С. 21-29. 37. Помощь по эмпирическим модам [Электронный ресурс]: http://matlab.exponenta.ru/forum/signal-processing-toolbox-signal-processingblockset-f5/ehmpiricheskie-mody-emd-imf-sos-t6751.html. 38. Ying-Yi Hong and Ching-Ping Wu, Day-Ahead Electricity Price Forecasting Using a Hybrid Principal Component Analysis Network, Energies, Vol 5, p 4711-4725, 2012. 39. Иберла К. Факторный анализ. - М.: Статистика, 1980. – 398 с. 40. I. Nadtoka , S. Vyalkova, Firuz Makhmaddzonov, “ Maximal electrical load modeling and forecasting for the Tajikistan power system based on principal component analysis” 2017 International Conference on Industrial Engineering, Applications and Manufacturing (ICIEAM) pp. 330–334, 2017. 41. Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки «Прогноз-МГК. Версия 1.0». Свид-во о государственной регистрации программы для ЭВМ №2016618234 РФ/ Роспатент. - Заявл. 26.05.2016. Зарег. в Реестре программ для ЭВМ 25.07.2016. Надтока И.И., Безъязычный В.С., Махмадджонов Ф.Д. 42. Махмудов К.А., Гозиев Б.Н., Надтока И.И., Махмадджонов Ф.Д. Анализ режимов Сангтудинской ГЭС-1 с АРВ пропорционального и сильного действия. Материалы 14-ой Международной научно-практической конференции. 30 августа 2017. г.Новочеркасск. ЮРГПУ(НПИ),2018-с.76-79. 80

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв