- •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.
2.4. Подсистемы программного обеспечения асу.
Программное обеспечение (ПО) делят на базовое и специальное. Базовое обеспечение поставляется вместе с ЭВМ и не зависит от специфики объекта управления. Основа ПО – операционные системы. Специальное обеспечение учитывает особенности объекта. Для энергосистем включают все программы анализа стационарных и переходных режимов: программы расчета стационарных режимов (в них реализуются итеративные методы Зейделя, Ньютона и др., безъитеративные – исключения, Гаусса, разложения Y, обращения матрицы Y.) Сегодня эксплуатируются системы любой сложности. Наибольшей популярностью является программа РАСТР (УПП + АО Свердловэнерго) – многофункциональная, позволяет минимизировать потери, позволяет получить эквиваленты отдельных районных систем, имеет современный графический интерфейс, отличается надежной сходимостью.
Программа расчета токов короткого замыкания: позволяет учитывать и активное сопротивление (полное комплексное сопротивление), изменение углов (качание), учитывать несимметричное нарушение, используется для проверки аппаратуры и выбору уставок.
Программа анализа устойчивости при переходных процессах (статической и динамической).
Программы оптимизации на уровне ОДУ (объединенное диспетчерское управление). Они позволяют определять оптимальную выработку крупных станций и обменные потоки мощности между системами. На уровне электрических сетей позволяют при заданных так называемых сольдоперетоках планировать выработку энергии на станциях. В электрических сетях и ПЭС используются программы оптимизации по критерию минимума потерь. Здесь в основном определяются реактивные мощности источников и коэффициенты трансформации АТ с учетом ограничений. В распределительных сетях ПЭС используются программы оптимизации путем выбора рациональных схем размыкания контуров в сетях. Корме того используются и другие программы: по планированию ремонтов и др.
Общее количество программ в АСУ электрических систем достигает нескольких сотен.
Особое место занимают программы проверки достоверности информации, поставляемые для оперативного персонала. Для первичной обработки ТИ с целью выявления ложных измерений из-за неисправности канала или из-за различных шумов и помех используются методы фильтрации (математические фильтры). Простейшим фильтр – пороговый. Если мы рассматриваем xt – измерение, пришедшее от УТМ, yt – отфильтрованное (более достоверное) измерение, то
xmin, xmax – предельно возможный диапазон изменения параметров.
Пример: 95 кВ Ut 130 кВ при (UНОМ = 110 кВ).
Более сложной является линейная фильтрация. В ней любой параметр:
t – цикл опроса.
a, b, k, N определяют модификацией фильтров.
,
где b – коэффициент доверия ТИ (если канал хорошо работает, то b = 0,9 иначе b 0,5).
Для анализа отфильтрованной информации и проверки достоверности используется различные физические соотношения или формулы электрических цепей, балансы и т.п.
t1 > t2 > t3
Если нет избыточности информации, то нельзя полностью доверять датчиками. Те измерения, которые получены расчетом на основе поступивших ТИ, называют “псевдоизмерениями”.
Для проверки достоверности может использоваться информация по ТИ и ТС.
Если в ЛЭП известны U, P, Q и ТС.
Одной из наиболее сложных задач проверки является задача оценки состояния. Чаще всего процесс заключается в оценке узловых нагрузок (X). На основе полученных ТИ (YТИ).