1.23. Применение эвм для оптимизации

Сегодня в практике управления режимами энергосистем используются различные программные продукты, позволяющие решать частные задачи определения ХОП, сетевых коэффициентов, раздельного распределения нагрузки и т.п., так и задачу комплексной оптимизации режимов. При этом используются разные методы и алгоритмы, основанные как на относительных приростах, так и на методах нелинейного программирования.. Рассмотрим алгоритм оптимизации распределения активной мощности между ТЭС для суточного графика по методу равенства относительных приростов.

Математическая модель ранее рассмотрена и включает,

,

,

,

На рис.1.47 приводится блок-схема алгоритма. Ниже описаны функции блоков.

1. Ввод исходных данных (ХОП, графики нагрузок, параметры сети) ;

2. Определение коэффициентов токораспределения и матрицы B;

3. Цикл по ступеням графика;

4. Определение узловых нагрузок P_a(t) по графикам;

5. Определение нагрузочных потоков по ветвям P_SH;

6. Расчет _Н и C_i;

7. Исходное приближение мощностей станций P₀;

8. Определение по P₀ удельных приростов и потерь;

9. определение суммарной нагрузки ЭС ;

10. Определение оптимальных мощностей станции P₁ при фиксированных и;

11. Проверка abs(P₁-P₀)<eps;

12. P₀ = P₁;

13. Печать и запоминание результата;

14. Представление обобщенных результатов за сутки;

15. Останов.

1.24. 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  – 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 .

1.24.1. Выбор оптимального аварийного резерва

Под расчетным аварийным резервом понимают разность между располагаемой мощностью включенного в работу генерирующего оборудования и спросом

.

Обе составляющие меняются под воздействием независимых случайных событий, причем – дискретно, пропорционально номинальной мощности аварийно отключаемых блоков, а– непрерывно.

Для математического анализа непрерывный случайные процесс представляется как дискретный. Величина дискретной ступени принимается равной мощности минимального блока системы.

В этом случае можно рассмотреть два следующих дискретных ряда:

ряд вероятностей аварийного снижения генерации ,

в котором нижний индекс определяет величину аварийного выхода,

и ряд вероятности снижения нагрузки относительно максимальной

, где нижний индекс определяет отклонение нагрузки от максимальной.

Перемножим оба ряда:

.

Произведение будет состоять из суммы двух сомножителей, каждая из которых определяет вероятность сложного события, а сумма нижних индексов определяет соответствующий событию дефицит мощности. Например, слагаемое определяет вероятность аварийного выхода 2 при снижении нагрузки на , где 2 - = определяет дефицит при отсутствии резерва в часы наибольшей нагрузки.

Таким образом, если в часы максимума нагрузки нет резерва (R=0), то по сумме нижних индексов можно определить вероятность любого дефицита в k МВт путем выбора из произведения рядов соответствующих слагаемых

Если в часы максимума нагрузки есть резерв, равный R=r, то

Ущерб у потребителей от недоотпуска электроэнергии за время T:

Введем понятие интегральной вероятности дефицита в  МВт, как суммы вероятностей рассматриваемого дефицита и всех больших по величине дефицитов в 2, 3 и т.д.

,

,

В этом случае ущерб определяется как .

Определим целесообразность повышения резерва на величину  МВт до значения . Это изменение резерва и состава блоков приведет к тому, что изменятся интегральные вероятности дефицитов, и

при этом снизится ущерб на величину

Так как ,, …, то они компенсируют друг друга и снижение ущерба составит.

Увеличение резерва будет выгодно, когда превысит затраты на увеличение резерва, равные,

т.е. при выполнении условия ,

или .

Ниже на рис. 1.49 приводится блок-схема алгоритма выбора оптимального резерва.

1. Ввод исходной информации;

2. R_ДОП = 0;

3. У⁽⁰⁾ = 0;

4. Определение ряда снижения нагрузок , …;

5. Определение членов дискретного ряда , …;

6. Расчет ,k = 1,2…;

7. Определение ,k = 1,2…;

8. Определение ущерба ;

9. Проверка условия ;

10. Печать R_ДОП ;

11. Увеличение резерва ;

12. .