- •Содержание.
- •1. Оптимизация режимов энергосистем 6
- •2. Автоматизированные системы управления (асу). 53
- •Введение
- •1. Оптимизация режимов энергосистем
- •1.1. Параметры режима эс
- •1.2. Формулировка задачи оптимизации
- •1.3. Особенности задачи нелинейного программирования
- •1.4. Методы безусловной оптимизации
- •1.4.1. Метод покоординатного спуска
- •1.4.2. Градиентный метод
- •1.4.3. Метод случайного поиска
- •1.4.4. Метод деформированного многогранника
- •1.5. Оптимизация с учетом ограничений в форме равенств
- •1.5.1. Метод прямой оптимизации
- •1.5.2. Метод приведенного градиента
- •1.5.3. Метод неопределенных множителей Лагранжа
- •1.6. Оптимизация с учетом ограничений в форме неравенств
- •1.7. Условия оптимального распределения нагрузки между параллельно работающими блоками
- •1.8. Характеристики основного оборудования тэс
- •1.9. Характеристики блоков
- •1.10. Маневренные свойства блока
- •1.11. Методы распределения нагрузки между блоками на кэс
- •1.11.1. Графический метод.
- •1.11.2. Распределение с помощью эвм.
- •1.12. Влияние погрешностей в определении на пережог топлива
- •1.13. Условие оптимального распределения в системе с тэс
- •1.14. Условия распределения мощности и энергии с учетом рынка перетоков
- •1.15. Определение удельных приростов потерь
- •1.16. Мероприятия по снижению потерь в сети
- •1.17. Распределение нагрузки в системе с гэс
- •1.18. Определение характеристик гэс
- •1.19. Распределение нагрузки в системе с гэс
- •1.19.1. Применение динамического программирования для выбора графика сработки водохранилища для гэс
- •1.20. Оптимизация реактивной мощности в системе
- •1.21. Комплексная оптимизация режима
- •1.22. Выбор состава включенного в работу оборудования.
- •1.23. Применение эвм для оптимизации
- •1.24. Оптимизация надежности
- •1.24.1. Выбор оптимального аварийного резерва
- •1.24.2. Определение дискретных рядов аварийного выхода и снижения нагрузки
- •1.25. Оптимизация качества электроэнергии.
- •1.26. Интегральный критерий качества.
- •1.27. Определение оптимального напряжения для осветительной нагрузки.
- •2. Автоматизированные системы управления (асу).
- •2.1. Энергосистема как объект управления.
- •2.2. Подсистемы асу тп.
- •2.3. Подсистемы технического обеспечения.
- •2.3.1. Датчики электрических параметров.
- •2.3.2. Счетчики.
- •2.3.3. Устройства преобразования информации.
- •2.3.4. Средства связи в асу и телемеханика.
- •2.3.5. Регистраторы событий.
- •2.3.6. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (аскуэ).
- •2.3.7. Средства отображения информации.
- •2.3.8. Информационное обеспечение.
- •2.4. Подсистемы программного обеспечения асу.
- •Иоасу “Энергия”
- •2.5. Асу тп тэс.
- •2.6. Асу пэс
- •2.7. Асу тп подстанций.
- •2.8. Контроль за работой пэ энергосистемы.
1.16. Мероприятия по снижению потерь в сети
Данный вопрос рассматривается студентами самостоятельно. При изучении вопроса необходимо затронуть следующие темы:
Принудительное потокораспределение в неоднородной сети (продольное, поперечное и смешанное регулирование).
Компенсация реактивной мощности.
Выбор числа параллельно работающих трансформаторов.
Повышение номинального напряжения сети.
1.17. Распределение нагрузки в системе с гэс
Регулировать нагрузку ГЭС в системе можно только, если имеется водохранилище с возможностью менять его уровень, называемый горизонтом верхнего бьефа (ГВБ). При этом появляется возможность экономить воду в отдельные часы, наполняя водохранилище, и использовать её в другие часы. Отрезок времени от начала сброса воды, последующего наполнения и начала нового сброса, называют циклом регулирования (рис.1.31). В зависимости от объемов водохранилища ГЭС могут иметь циклы от суток до нескольких лет.
Критерием оптимизации режима в системе с ГЭС является минимум расхода топлива на ТЭС за цикл регулирования . При этом учитываются условия баланса мощности для каждой ступени графика и располагаемые объемы воды для каждой ГЭС, определяемые прогнозом приточности.
Составим математическую модель для суточного цикла регулирования в системе, где работаютm ГЭС и n ТЭС , а суммарная нагрузка системы задана графиком с интервалом час.
При условии, что все ТЭС работают на одном топливе запишем целевую функцию:
.
Условие баланса для каждой ступени t = 1,…,24:
,
где – мощностьi-ой ТЭС в час t,
– мощностьj-ой ГЭС в час t,
– расходная характеристика ТЭС.
Для каждой ГЭС условие по балансу воды:
,
где – расходная характеристика ГЭС,
– заданный среднесуточный расхода воды в м3/с.
Запишем функцию Лагранжа:
;
условия минимума которой, определяемые для каждого часа, имеют вид
–для ТЭС;
–для ГЭС.
Производные по t и j определяют условия баланса в форме равенств.
Выделив для каждого часа множитель t получим следующее условие оптимальности
;
где – удельный прирост расхода воды в.
Множитель Лагранжа j остается постоянным для каждой ГЭС и позволяет
оценить взаимосвязь приростов расходов воды и топлива. Единицу измерения его можно найти из соотношения , что даетт у.т./м3/с.
Полученное значение показывает, на сколько изменится расход топлива на ТЭС при изменении расхода воды на ГЭС на 1, и называетсяудельной экономией или ценой воды. Показатель j – для каждой ГЭС не должен меняться внутри цикла, хотя для разных ГЭС он разный.
Предположим для двух ступеней это условие нарушено и .
В этом случае при t = 1 можно увеличить расход воды на Q, что позволит уменьшить расход топлива на ТЭС на . Нарушенный баланс воды можно восстановить за счет снижения расхода приt = 2 на Q, что увеличит расход топлива на . Поскольку, то получается реальная экономия. При одинаковых значениях
экономии не будет, что является признаком оптимального режима.
1.18. Определение характеристик гэс
Для определения характеристики Q(P) гидроагрегата используется универсальные рабочие характеристики (рис.1.32).
Напор H воды определяется как разность горизонтов верхнего и нижнего бьефов H = ГВБ – ГНБ. Расходная характеристика при заданном напоре определяется расчетом по формуле
, м3/с .
При этом входящие в формулу , а.
Расчетные точки Q(P) сглаживаются, например, с помощью метода наименьших квадратов (рис.1.33). При этомq(P) может определяться аналитически или через конечные приращения
.
Более точно q(P) можно построить по методу обратного баланса. Для этого по точкам строится кривая потерь
.
Расходная характеристика с учетом потерь
позволяет определить прирост по формуле
.
На ГЭС всегда устанавливаются однотипные агрегаты. При изменении нагрузки для снижения расхода воды оперативно изменяется число работающих агрегатов. При равномерной нагрузке n работающих агрегатов, когда и, удельный прирост расхода воды ГЭС равен
.
Изменение числа включенных гидроагрегатов по критерию минимального расхода воды приводит к появлению на расходной характеристике точек с меняющимся наклоном и разрывов в характеристике относительных приростов. На рис.1.35 показано изменение этих характеристик при переходе от n=1 к n=2.
При включении второго агрегата из-за снижения нагрузки каждого происходит уменьшение q. Характеристика с разрывами заменяется расчетной, на которой разрывы сглаживаются горизонтальными участками.