Оптимизация режимов энергосистем

Содержание.

Содержание. 3

Введение. 5

1. Оптимизация режимов энергосистем. 6

1.1. Параметры режима ЭС. 6

1.2. Формулировка задачи оптимизации. 7

1.3. Особенности задачи нелинейного программирования. 8

1.4. Методы безусловной оптимизации. 9

1.4.1. Метод покоординатного спуска. 10

1.4.2. Градиентный метод. 11

1.4.3. Метод случайного поиска. 12

1.4.4. Метод деформированного многогранника. 13

1.5. Оптимизация с учетом ограничений в форме равенств. 13

1.5.1. Метод прямой оптимизации. 13

1.5.2. Метод приведенного градиента. 14

1.5.3. Метод неопределенных множителей Лагранжа. 15

1.6. Оптимизация с учетом ограничений в форме неравенств. 16

1.7. Условия оптимального распределения нагрузки между параллельно работающими блоками. 18

1.8. Характеристики основного оборудования ТЭС. 20

1.9. Характеристики блоков. 23

1.10. Маневренные свойства блока. 24

1.11. Методы распределения нагрузки между блоками на КЭС. 24

1.11.1. Графический метод. 24

1.11.2. Распределение с помощью ЭВМ. 25

1.12. Влияние погрешностей в определении e на пережег топлива. 26

1.13. Условие оптимального распределения в системе с ТЭС. 27

1.14. Условия распределения с учетом федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). 28

1.15. Определение удельных приростов потерь. 29

1.16. Мероприятия по снижению потерь в сети. 31

1.17. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 32

1.18. Определение характеристик ГЭС. 33

1.19. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 35

1.19.1. Применение динамического программирования для выбора графика сработки водохранилища для ГЭС. 35

1.20. Оптимизация реактивной мощности в системе. 38

1.21. Комплексная оптимизация режима. 38

1.22. Выбор состава включенного в работу оборудования. 40

1.23. Применение ЭВМ для оптимизации. 41

1.24. Оптимизация надежности. 43

1.24.1. Выбор оптимального резерва. 43

1.24.2. Алгоритм выбора резерва. 45

1.24.3. Определение дискретных рядов аварийного выхода и снижения нагрузки. 46

1.24.4. Ряд снижения нагрузки. 47

1.25. Оптимизация качества электроэнергии. 47

1.26. Интегральный критерий качества. 48

1.27. Определение оптимального напряжения для осветительной нагрузки. 50

2. Автоматизированные системы управления (АСУ). 52

2.1. Энергосистема как объект управления. 53

2.2. Подсистемы АСУ ТП. 53

2.3. Подсистемы технического обеспечения. 54

2.3.1. Датчики электрических параметров. 55

2.3.2. Счетчики. 56

2.3.3. Устройства преобразования информации. 56

2.3.4. Средства связи в АСУ и телемеханика. 57

2.3.5. Регистраторы событий. 60

2.3.6. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). 61

2.3.7. Средства отображения информации. 61

2.3.8. Информационное обеспечение. 61

2.4. Подсистемы программного обеспечения АСУ. 63

2.5. АСУ ТП ТЭС. 67

2.6. АСУ ПЭС.. 70

2.7. АСУ ТП подстанций. 70

2.8. Контроль за работой ПЭ энергосистемы. 71

Введение

Эксплуатация энергосистем связана с большими затратами и, в первую очередь, с затратами на топливо. Запасы органического топлива на Земле сокращаются, поэтому растут цены на топливо и обостряется проблема повышения эффективности процессов производства, передачи и распределения энергии. Завершившаяся реструктуризация Единой Энергосистемы России и разделение ее на компании создают условия для развития конкуренции в сферах генерации и сбыта. Но с технической точки зрения и с позиций управления энергосистема остается единой.

Сложности управления энергетикой сегодня связаны с тем, что существенно сокращены инвестиции и изношено основное оборудование.

Все это требует дальнейшего развития и совершенствования современных способов управления, использующих математические методы и ЭВМ. Упрощенная схема управления показана на рис. 1.1.

X – вектор внешних воздействий на систему;

Y – вектор параметров режима ;

Z – критерий управления, формализующий основные цели функционирования энергосистемы;

U – вектор управления.

Функциональные зависимости Y(X,U), Z(X,Y,U).

Рис. 1.1. Цель управления Z®extr.

ЭВМ используется здесь как средство для автоматизации человеческой деятельности по управлению. Поэтому такие системы называются автоматизированными системами управления (АСУ).

Введение и эксплуатация АСУ требует больших капиталовложений. Окупаются эти вложения за счет снижения эксплуатационных расходов путем снижения расходов топлива, повышения надежности и улучшения качества поставляемой энергии.

И хотя относительная экономия затрат на топливо составляет обычно не более 1,5 – 2 %, в абсолютном исчислении она дает вполне ощутимые результаты.

Значительный эффект в системах достигается за счет постоянного контроля состояния и снижения аварийности.

Параметры режима ЭС

Математическая модель режима – это система нелинейных алгебраических уравнений, как правило, узловых.

где - матрица узловых проводимостей, имеет порядок n;

- вектор напряжений в узлах;

- вектор узловых мощностей;

n – количество независимых узлов.

Для решения системы должны задаваться независимые параметры, к числу которых относятся узловые мощности и напряжения в балансирующем узле. Имея эти параметры можно однозначно определить режим (если он существует) путем решения системы (1).

Все остальные параметры режима, получаемые на основе расчета: напряжения в узлах ЭС – U_S, потоки по линиям –P_l, Q_l, токи в ветвях –I_l,потери – DP и др., называют зависимыми параметрами режима.

Часть независимых параметров (узловые мощности) в нормальных условиях не подчиняются диспетчеру (нагрузки в узлах). Остальные (мощности источников) должны оптимизироваться. К числу независимых параметров относятся и коэффициенты трансформации автотрансформаторов связи сетей разных напряжений (К_Т), которые могут регулироваться с помощью РПН.

Своеобразным независимым параметром является и состав включенного в работу оборудования, который характеризуется графом G.

Независимые параметры режима, оптимизация которых должна проводиться при диспетчерском управлении, можно рассматривать как вектор X = { P_i, Q_i, K_T, G, }, где индекс i определяет источники.

По аналогии вектор зависимых параметров объединяет все остальные параметры режима, однозначно определяемые при фиксированных допустимых значениях всех независимых параметров:

Y = {U_S, P_l, Q_l, I_l, d, DP,… }

Для определения Y при заданных Xиспользуются различные методы и программы расчета стационарных режимов.

Градиентный метод

Возможное направление выбирают противоположным градиенту:

Основное уравнение:

.

Составляющие градиента находятся через конечные приращения (рис.1.7):

.

Так как tgb ¹ tga, то этот метод имеет погрешность в определении градиента, которая зависит от величины приращения аргумента.

Для снижения погрешности используют метод центрированных приращений.

Градиентный метод часто сочетается с выбором оптимального шага. Для выбора используется пробный шаг t_0, в конце которого определяются координаты Х1 и составляющие градиента. По значениям градиента в точках Х и Х1 определяется шаг близкий к оптимальному. Алгоритм метода приведена рис.1.8.:

1. Исходное приближение Х = Х⁽⁰⁾;

2. Определение градиента ÑF |_X;

3. Сравнение |ÑF| < eps;

4. t₀ и определение ;

5. Определение t_ОПТ;

6. Определение ;

7. Выход.

Метод широко используется в программах оптимизации режимов.

Метод случайного поиска

В данном методе возможные направления определяются с помощью генератора псевдослучайных чисел с равномерным распределением в диапазоне -1,…,1.

Для этого в исходной точке Х⁽⁰⁾ рассматривается куб с гранью 2×dx (рис.1.9) и считается значение функции F₀. Случайным образом выбирается точка в кубе , где g_i – псевдослучайное число (-1 £ g_i £ 1). В точке Х⁽¹⁾ считается значение функции F₁.

Если F₁ < F₀, то исходная точка Х^(0)­­­ переносится в точку Х⁽¹⁾ и процедура повторяется. Если F₁ > F₀, то выбранная точка Х⁽¹⁾ считается неудачной, и вместо нее отыскивается новая точка. Вдали от минимума вероятность попадания в область возможных направлений близка к 50%. По мере приближения к решению величина dx уменьшается.

Достоинства метода: простота алгоритма, не требующего вычисления производных. Недостаток - большое число итераций.

Метод прямой оптимизации

Данный метод используется, когда G(X) представлена простыми функциями, например линейными. В этом случае m неизвестных из n можно аналитически выразить через остальные k = n – m и подставить эти выражения в F(X). Тогда получим новую функцию ,

условие минимума которой будет иметь kуравнений:

.

Решение этих уравнений позволяет найти все k составляющих вектора c. Остальные переменные находятся подстановкой в ранее найденные выражения.

Рассмотрим пример:

F(X) = 5 + x₁² + x₂² ® min;

g(X) = x₁ + x₂ – 2 = 0;

c = x₂

x₁ = 2 – x₂

f(c) = f(x₂) = 5 + (2 – x₂)² + x₂² ® min,

, –2(2 – x₂) + 2x₂=0, x₂=1;

x₁ = 2 – 1 = 1.

Метод прямой оптимизации прост, но может быть использован для решения только аналитически заданных функций сравнительно простого вида.

Характеристики блоков

Рассмотрим упрощенную схему основных потоков энергии в блоке

Полагаем, что известны следующие расходные характеристики:B(Q_K), Q_т(P), Q_CH(P), P_CH(P). При этом часовые расходы на собственные нужды отнесены на выработку электроэнергии.

При построении ХОП блока различают удельный прирост расхода топлива брутто и нетто .

Прирост брутто относят к полной выработке

,

где – относительный прирост расхода тепла на собственные нужды.

Прирост нетто относят к полезно отпущенной выработке

,

так как. ,

где – относительный прирост расхода электроэнергии на собственные нужды.

Для приблизительного расчета можно не учитывать собственные нужды. Тогда: .

Для примера на рис 1.24 показана ХОП блока 200 МВт.

Корректировка ХОП в процессе эксплуатации требует учета всевозможных факторов, влияющих на КПД основного оборудования блока, изменения внешних условий, таких как температура наружного воздуха, температура циркуляционной воды, изменение характеристик топлива и т.п.

Маневренные свойства блока

КЭС участвуют в регулировании частоты и перетоков мощности в системе, что требует иногда быстрого изменения их мощности. При этом различают нагрузочный диапазон P_min £ P £ P_max и регулировочный диапазон, в котором нагрузка может меняться автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования (числа горелок, питательных насосов и т.д.).

Сброс нагрузки производится быстро, а подъем – медленно по несколько процентов в минуту, особенно при включении блока после простоя. Время пуска из холодного состояния определяется плавным подъемом температуры в элементах конструкции турбины и котла, например, в барабане котла на 2,5…3,0 °С/мин, и может достигать нескольких часов, а для мощных блоков и более 10 часов. Контроль за состоянием, например, турбины при пуске осуществляется по приборам, фиксирующим относительное удлинение и осевой сдвиг ротора; разность температур между верхом и низом цилиндров, по ширине фланцев, между фланцами и шпильками; искривление вала и вибрацию; тепловое расширение паропроводов и корпуса турбины и т. п.

При плановых простоях в часы снижения потребления продолжительность пуска зависит и определяется временем простоя блока. Пуск сопровождается дополнительными пусковыми расходами топлива, которые также зависят от длительности простоя, и от номинальной мощности блока, определяющей его массогабаритные показатели. При пуске из холодного состояния мощного пылеугольного блока они могут достигать нескольких сотен тонн.

Графический метод.

Графический метод используется, когда ХОП всех блоков e(P) заданы в виде графиков (рис.1.25). Все ХОП строятся в одном масштабе по оси приростов. Затем строится характеристика станции путем суммирования мощностей блоков при фиксированных значениях прироста по условию .

После этого на оси мощности ХОП электростанции откладывается значение ее нагрузки Р_о и определяются соответствующие мощности блоков при выполнении баланса .

Оптимизация надежности

Предлагаемый раздел не претендует на глубокое изложение проблемы надежности, являющейся одной из ключевых при управлении режимами и изучаемой в рамках специальной дисциплины. Здесь лишь рассматривается подход к оценке оптимального уровня надежности на примере выбора аварийного резерва в системе.

Уровень надежности при этом рассматривается как экономическая категория, так как связан с затратами З на повышение надежности и сокращением при этом затрат у потребителя при полной или частичной потере питания, определяемых как ущерб У от недоотпуска электроэнергии (рис.1.48). Оптимальный уровень надежности Н_опт определяется по минимальным общим затратам.

При оценке надежности используется статистический материал, позволяющий определить вероятности нерабочего q и рабочего p состояния.

q + p = 1.

,

где l – показатель потока отказов, определяющийся по типу оборудования, выбирается путем сбора статистики.

Рассмотрим пример выбора одноцепной или двухцепной ЛЭП для электроснабжения потребителя:

n = 1: ,

где у₀ – удельный ущерб руб/кВт×ч,

P_CP – средняя нагрузка,

T – расчетный срок.

n = 2:

Двухцепная ЛЭП выгодна, если .

Подсистемы АСУ ТП.

АСУ ТП делятся на подсистемы:

1. элементные;

1) включают подсистемы технического обеспечения (ТО) – все технические средства;

2) информационное обеспечение (ИО) – вся информация;

3) программное обеспечение (ПО);

4) организационное обеспечение (ОО), определяющее порядок подготовки данных, обмена между подразделениями, сроки подготовки информации, формы выходных документов и т.п.;

5) кадровое – штатное расписание, должностные инструкции, система повышения квалификации и т.п.

2. функциональные:

1) управление текущим режимом ( REAL TIME);

2) планирование:

· текущее – на 1 ч, 1 сутки, неделю,

· перспективное – на 1 месяц и более;

3) материально-техническое снабжение (МТС) – новое оборудование, детали для ремонта, топливо и т.п.;

4) управление сбытом тепловой и электрической энергий;

5) кадры;

6) бухгалтерский учет (заработная плата).

Счетчики.

В настоящее время очень актуальна задача учета электроэнергии. Для этой цели используются различные счетчики:

· индукционные, для автоматизации дополняются устройством формирования импульса (УФИ);

· электронные счетчики, очень перспективные, сегодня выпускаются в достаточном количестве;

· АББ Альфа – многофункциональный счетчик (W_P, W_Q, P­_MAX, четырех тарифная зона, контроль или выдача в виде электрического сигнала уровня напряжения, допускают воздействие на отключение, имеют высокую точность 0,2 %, чувствительность 1000 [????], на порядок дороже).

Срок службы 20¸30 лет. Эти счетчики являются основой АСКУЭ.

2.3.3. Устройства преобразования информации.

1. АЦП бывают различными видами преобразования:

– развертывающее,

– с поразрядным уравновешиванием.

Развертывающее преобразование:

При U_BX > U_П запускается счетчик импульсов.

Недостаток данного вида преобразования: время преобразования зависит от частоты сигнала.

Поразрядное уравновешивание:

Данное преобразование работает следующим образом:

С помощью компаратора K через устройство управления УУ на триггерах поочередно, начиная со старшего разряда 2ⁿ выставляется 1. Если при этом U_OC > U_BX, то 1 сбрасывается. В противном случае – сохраняется. Например:

1 × 2³ = 8, U_OC = 8 > U_BX = 7.

1 × 2² = 4, U_OC = 4 > U_BX = 7.

U_OC = 2² × 1 + 2¹ = 6 < U_BX = 7.

U_OC = U_BX Þ код 0111.

2. ЦАП: ,

.

Схема на операционном усилителе.

Регистраторы событий.

В настоящее время электронные осциллографы заменяются специальными регистраторами событий, которые позволяют записывать все процессы (мгновенные токи и напряжения i_t, U_t) в аварийных ситуациях, а также в момент срабатывания устройств РЗиА. Это позволяет анализировать аварии, достоверно определять причины и способствует повышению надежности. Источником информации являются электронные преобразователи ЭП, практически безинерционные, позволяющие без искажения в прямом виде снимать кривые i_t и U_t. Обычное число точек на период – 20. Примерами таких регистраторов являются: РЭС ПРСОФТ и НЕВА (позволяет регистрировать до 90 сигналов, большое значение имеет развитое программное обеспечение). НЕВА является основой для построения АСУ ТП на мощных системных подстанциях.

Информационное обеспечение.

Информационное обеспечение содержит всю информацию, которая используется при управлении. Эта информация делится на количественную и смысловую.

Смысловая информация – это разного рода документы, инструкции, правила устройства и т.п.

Количественная информация – это информация о параметрах системы и технологического процесса.

Источниками технологической информации являются УТМ. Они осуществляют циклический опрос датчиков с периодом t (5 с, 1 с). Если время обработки первого опроса Dt, то число точек опроса . Цикл опроса t зависит от скорости изменения параметров ( ).

Любой измеряемый параметр y_t представляется в цифровом виде целым числом квантов , где m – масштаб кванта.

Масштаб кванта определяется разрядностью АЦП устройства ТМ и номинальными параметрами первичных преобразователей.

При n = 8 (8 разрядов) максимальное значение Y = 256

Например, если прибор имеет номинальный ток I_H = 600 А, то

А/квант.

При измерении напряжения: U_H = 110 кВ

.

При измерении мощности:

.

Для U_H = 500 кВ и I_H = 2000 А

.

Единицами измерения информации является бит и его производные:

байт = 8 бит,

кбайт = 1024 байт, Мбайт, Гбайт и т.д.

Информация – мера устранения нашей неопределенности об объекте, поэтому единица измерения и оценивает меру снижения неопределенности. Один бит позволяет снизить неопределенность в 2 раза. При представлении информации используется система кодирования с помощью равномерных и неравномерных ходов. Равномерное проще, т.к. ходы имеют постоянную длину.

Один байт позволяет закодировать 2⁸ = 256 различных символов. Обычно хватает n = 7. Один лишний используется для аппаратной проверки достоверности. Это бит четности. Содержимое его (0 или 1) дополняют до четного. Например:

Для повышения достоверности используется:

1) разделение информации на блоки с определением контрольной суммы и передача их в пункт приема,

2) контрольная сумма по всему сообщению.

Для сокращения объема передаваемой информации по линиям связи используют классификаторы. По этой системе все предприятия, объекты, их продукты производства представляются цифрованными кодами.

При работе с этой информацией, которая представляется массивами однотипных данных, широко используются системы управления базами данных (СУБД), позволяющие проводить первичную загрузку, обновление, корректировку и надежное хранение данных.

АСУ ТП ТЭС.

Управление режимом ТЭС осуществляет дежурный инженер, который подчиняется диспетчеру АО Энерго и управляет работой оперативного персонала блоков и отдельных механизмов С.Н., которые размещаются на БЩУ или местных ЩИТАХ. В соответствие с этой структурой строится и система автоматизации управления. Здесь имеется общестанционный уровень (ОВК – общестанционный вычислительный комплекс) и уровни отдельных блоков (ПВК – хххххххххх ВК). Источники информации – датчики технологических параметров (тепловая часть) и электрических, а также, положение аппаратов с двумя устойчивыми состояниями. ТМ здесь в полной мере не используется. ТМ используется только для выдачи информации диспетчеру электростанции (энергосистемы).

При управлении ИВК могут использовать в различных режимах:

1) режим советчика

Здесь U – управляющее воздействие.

2) супервизор (надсмотрщик)

ИВК используется:

может менять уставки регуляторов y_i и параметры настройки. Решения принимаются на основе анализа.

3) цифровое управление:

ЛПР принимает решение на основе знаний технологического процесса, опыта и информации.

ИВК принимает решение только на основе математических моделей. На ТЭС реализованы функционально-групповое управление, т.е. комплексное управление группой объектов, выполняющих различные функции.

Котел:

– подача топлива, где согласуется работа подачи сырого угля, мельницы, формирования пылевоздушной смеси и подача её в горелки;

– подача воды: питательные насосы ПН, конденсационные насосы КН, деаэратор, насос химически чистой воды;

– подача воздуха: воздухоподогреватель, дутьевые вентиляторы и т.п.

Синхронный генератор:

– система возбуждения (СВ): трансформатор, тиристоры, охлаждение тиристоров, регулятор возбуждения;

– система охлаждения генератора:

а) водяное: подготовка дистиллята, насосы, система контроля утечки, температуры на входе и выходе, устройство охлаждения нагретой воды.

Для контроля отдельных групп могут использоваться различные технические средства и программы. Например, для водяного охлаждения обмоток статора используется система “Нептун”, включающая сотни датчиков температуры, установленных в каждом стержне обмотки. Эти датчики опрашиваются с цикличностью в несколько секунд и контролируются компьютером. При обнаружении превышения температуры вырабатывается звуковой сигнал.

Аналогичная система действует для контроля работы подшипников.

Функции АСУ ТП на ТЭС:

1. сбор информации о параметрах технологического процесса, проверка достоверности и исправности датчиков и связей их с ЭВМ;

2. контроль параметров технологического процесса и сигнализация о выходе за допустимую область или решительном приближении к ней;

3. определение технико-экономических показателей (ТЭП) и ведение ведомости с циклом Dt = 15 мин, считаются удельные расходы, расходы на С.Н. тепла и электроэнергии с итогом по вахтам, суткам до месяца;

4. контроль за экономичностью работы отдельных агрегатов С.Н.;

5. оценка ресурса паропроводов, экранных трубок котла и других элементов. Для оценки ресурса используется информация о температуре;

6. по электрической части: контроль за работой электрической части системы возбуждения, нагрузки по активной и реактивной мощностям генератора;

7. контроль за системой охлаждения обмоток, контроль работы подшипников;

8. контроль частичных разрядов изоляции (осуществляется с помощью датчиков температуры путем контроля высокочастотных сигналов.

На разных ТЭС по инициативе персонала реализуются и другие функции. Например на ТЭЦ-3 в электрической части разработана система по контролю за сборкой схемы блока.

На общестанционном уровне АСУ ТП контролирует работу ОРУ, РУ СН, при этом:

1. отрабатываются бланки переключений;

2. контролируется ресурс выключателей в зависимости от величины тока отключения;

3. оптимизируется распределение нагрузки между блоками;

4. планирование ремонтов;

5. ведение ведомостей ТЭП в целом по станции;

6. контроль за работой общестанционных цехов (хим-водоочистка, топливо-подача и т.п.)

Сегодня используются разные схемы АСУ ТП. В эксплуатации находятся еще первые системы ИВ-500 на блоках 500 МВт (Троицкая ГРЭС), отечественный двухмашинный комплекс на базе СМ.

В настоящее время появилось много поставщиков систем АСУ ТП, в том числе заграничных фирм. Сегодня предпочтение отдается отечественным разработкам. Наиболее продвинутые системы поставляются фирмой КОСМОТРОНИКА (Сургутская ГРЭС, Нижневартовская ГРЭС, Пермская ГРЭС). В системе выполняются функции контроля пуска блоков с автоматизацией некоторых функций, функции оптимизации работы отдельных механизмов С.Н., функции экологического контроля и т.п. Контроль за пуском позволяет сократить время пуска при сохранении допустимых температур напряжений в металле.

АСУ ПЭС

Используется принципиальная схема, как и для электростанций. Источником информации являются УТМ. Среди объектов отсутствует ЭС. УТМ устанавливаются на подстанциях. На важнейших подстанциях – устройства типа ГРАНИТ, на простых – более простые устройства. ОИК обслуживается таким же программным обеспечением, что и в ЭС. Здесь решается специфические для сетей задачи:

– анализ режима (стационарного, расчет токов КЗ, планирование режимов). При этом осуществляется контроль фактического состояния оборудования, учитывающий ресурсы выключателей с учетом контроля нагрева оборудования с помощью тепловизоров;

– задачи оптимизации режима по минимуму потерь в сети;

– задачи контроля достоверности информации, проверки параметров на допустимость.

АСУ ТП подстанций.

Автоматизация их производится в последнюю очередь. Есть несколько путей для автоматизации:

1. Применяется на системных подстанциях, где устанавливается КП УТМ, а для информирования персонала оставлены старые технические средства, т.е. стрелочные приборы. Здесь с помощью специальной техники можно “подслушать” информационную шину и всю информацию ввести в компьютер. Это путь не получил большого распространения.

2. Для создания АСУ ТП подстанций могут использоваться регистраторы электрических сигналов типа “Нева”. Основа регистраторов – блок регистрации и контроля нормальных и аварийных режимов и учета электроэнергии. Этот регистратор позволяет подключать от 16 до 64 сигналов для осциллографирования при сканировании 20-ти точек на период. От 32 до 96 замеряемых действующих значений от преобразователей типа E. От 24 до 288 дискретных сигналов от блок-контактов выключателей, от промежуточных и выходных реле релейной защиты. Дискретные входы могут использоваться и для учета электроэнергии как счетчики импульсов. Это позволяет подключать электронные счетчики с импульсным выходом и индукционные, если они достроены устройством формирования импульсов (УФИ). Регистратор связан с компьютером и через модем информация может передаваться на диспетчерский пункт энергосистемы. Используются средства графического редактирования. Специфические задачи – проверка баланса мощности и энергии, определяется ТЭП, т.е. потерь технических и коммерческих, затрат на обслуживание и себестоимости передачи, или преобразования единицы электрической энергии. Задачи автоматизации регулирования напряжения, аварийной статистики.

Содержание.

Содержание. 3

Введение. 5

1. Оптимизация режимов энергосистем. 6

1.1. Параметры режима ЭС. 6

1.2. Формулировка задачи оптимизации. 7

1.3. Особенности задачи нелинейного программирования. 8

1.4. Методы безусловной оптимизации. 9

1.4.1. Метод покоординатного спуска. 10

1.4.2. Градиентный метод. 11

1.4.3. Метод случайного поиска. 12

1.4.4. Метод деформированного многогранника. 13

1.5. Оптимизация с учетом ограничений в форме равенств. 13

1.5.1. Метод прямой оптимизации. 13

1.5.2. Метод приведенного градиента. 14

1.5.3. Метод неопределенных множителей Лагранжа. 15

1.6. Оптимизация с учетом ограничений в форме неравенств. 16

1.7. Условия оптимального распределения нагрузки между параллельно работающими блоками. 18

1.8. Характеристики основного оборудования ТЭС. 20

1.9. Характеристики блоков. 23

1.10. Маневренные свойства блока. 24

1.11. Методы распределения нагрузки между блоками на КЭС. 24

1.11.1. Графический метод. 24

1.11.2. Распределение с помощью ЭВМ. 25

1.12. Влияние погрешностей в определении e на пережег топлива. 26

1.13. Условие оптимального распределения в системе с ТЭС. 27

1.14. Условия распределения с учетом федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). 28

1.15. Определение удельных приростов потерь. 29

1.16. Мероприятия по снижению потерь в сети. 31

1.17. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 32

1.18. Определение характеристик ГЭС. 33

1.19. Распределение нагрузки в системе с ГЭС. 35

1.19.1. Применение динамического программирования для выбора графика сработки водохранилища для ГЭС. 35

1.20. Оптимизация реактивной мощности в системе. 38

1.21. Комплексная оптимизация режима. 38

1.22. Выбор состава включенного в работу оборудования. 40

1.23. Применение ЭВМ для оптимизации. 41

1.24. Оптимизация надежности. 43

1.24.1. Выбор оптимального резерва. 43

1.24.2. Алгоритм выбора резерва. 45

1.24.3. Определение дискретных рядов аварийного выхода и снижения нагрузки. 46

1.24.4. Ряд снижения нагрузки. 47

1.25. Оптимизация качества электроэнергии. 47

1.26. Интегральный критерий качества. 48

1.27. Определение оптимального напряжения для осветительной нагрузки. 50

2. Автоматизированные системы управления (АСУ). 52

2.1. Энергосистема как объект управления. 53

2.2. Подсистемы АСУ ТП. 53

2.3. Подсистемы технического обеспечения. 54

2.3.1. Датчики электрических параметров. 55

2.3.2. Счетчики. 56

2.3.3. Устройства преобразования информации. 56

2.3.4. Средства связи в АСУ и телемеханика. 57

2.3.5. Регистраторы событий. 60

2.3.6. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). 61

2.3.7. Средства отображения информации. 61

2.3.8. Информационное обеспечение. 61

2.4. Подсистемы программного обеспечения АСУ. 63

2.5. АСУ ТП ТЭС. 67

2.6. АСУ ПЭС.. 70

2.7. АСУ ТП подстанций. 70

2.8. Контроль за работой ПЭ энергосистемы. 71

Введение

Эксплуатация энергосистем связана с большими затратами и, в первую очередь, с затратами на топливо. Запасы органического топлива на Земле сокращаются, поэтому растут цены на топливо и обостряется проблема повышения эффективности процессов производства, передачи и распределения энергии. Завершившаяся реструктуризация Единой Энергосистемы России и разделение ее на компании создают условия для развития конкуренции в сферах генерации и сбыта. Но с технической точки зрения и с позиций управления энергосистема остается единой.

Сложности управления энергетикой сегодня связаны с тем, что существенно сокращены инвестиции и изношено основное оборудование.

Все это требует дальнейшего развития и совершенствования современных способов управления, использующих математические методы и ЭВМ. Упрощенная схема управления показана на рис. 1.1.

X – вектор внешних воздействий на систему;

Y – вектор параметров режима ;

Z – критерий управления, формализующий основные цели функционирования энергосистемы;

U – вектор управления.

Функциональные зависимости Y(X,U), Z(X,Y,U).

Рис. 1.1. Цель управления Z®extr.

ЭВМ используется здесь как средство для автоматизации человеческой деятельности по управлению. Поэтому такие системы называются автоматизированными системами управления (АСУ).

Введение и эксплуатация АСУ требует больших капиталовложений. Окупаются эти вложения за счет снижения эксплуатационных расходов путем снижения расходов топлива, повышения надежности и улучшения качества поставляемой энергии.

И хотя относительная экономия затрат на топливо составляет обычно не более 1,5 – 2 %, в абсолютном исчислении она дает вполне ощутимые результаты.

Значительный эффект в системах достигается за счет постоянного контроля состояния и снижения аварийности.

Оптимизация режимов энергосистем

&nb