- •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. Оптимизация режимов энергосистем
Режимом энергосистемы называют некоторое состояние ее, определяемое значениями температуры – t, давления – p, частоты – f, напряжения – U, тока – I, активной мощности – P, реактивной мощности – Q и других физических величин, называемых параметрами режима, которые характеризуют процесс производства, преобразования, передачи и распределения энергии.
Режимы делятся на стационарные и переходные. Оптимизируются только стационарные режимы.
Оптимизация обеспечивается на всех этапах:
Оптимально должно работать все оборудование (с максимальным КПД). Это определяется в основном его техническим состоянием;
Распределение нагрузки между параллельно работающими агрегатами;
Распределение нагрузки между объектами ЭС. Здесь экономический эффект достигается не только за счет экономии топлива в процессе генерации, но и за счет снижения потерь в сети.
1.1. Параметры режима эс
Математическая модель режима – это система нелинейных алгебраических уравнений, как правило, узловых.
где - матрица узловых проводимостей, имеет порядокn;
- 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 – US, потоки по линиям – Pl, Ql, токи в ветвях – Il, потери – P 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 (КТ), 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 = { Pi, Qi, KT, 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 = {US, Pl, Ql, Il, , P,… }
Для определения Y при заданных X используются различные методы и программы расчета стационарных режимов.
1.2. Формулировка задачи оптимизации
В общем случае оптимизация заключается в поиске такого состава оборудования и параметров его работы, при которых потребности в энергии за период T обеспечиваются при минимальных затратах. Решение этой сложной задачи обычно проводится в два этапа. На первом выбирается состав включенного в работу оборудования при упрощенной оптимизации режима.
На втором этапе для принятого состава оборудования .проводится оптимизация режима его работы. При этом должны учитываться затраты не только в энергосистеме, но и у потребителей. В состав затрат в энергосистеме входят амортизация, зарплата, стоимость топлива и различные налоговые отчисления. От режима в основном зависит расход топлива, который и является определяющим целевую функцию.
У потребителей затраты возникают из-за низкого качества электроэнергии, определяемого в первую очередь уровнем напряжения на их шинах. Наличие на потребительских подстанциях трансформаторов с РПН позволяет поддерживать оптимальное напряжение в пределах регулировочного диапазона. В связи с этим затраты у потребителей можно в общем случае не учитывать.
Таким образом, в качестве целевой функции можно принять:
где - расходная характеристика топливаi-ой ТЭС;
- цена топлива;
T – расчетный период.
Оптимизацию за период T проводят там, где имеются в системе электростанции с ограниченным запасом первичного ресурса топлива на ТЭС или воды на ГЭС
При нормированных запасах топлива можно проводить оптимизацию для каждой ступени графика отдельно и независимо
Оптимизация должна проводиться с учетом ограничений, накладываемых на независимые параметры, например на мощности электростанций, а также на зависимые параметры режима, например на напряжения в узлах.
Расходная характеристика топлива является нелинейной зависимостью. Ограничения на зависимые параметры также являются нелинейными, поэтому задача оптимизации относится к нелинейному программированию, которая в общем виде записывается так:
F(Х) min ,
G(x) >= 0.
Здесь Х = {x1,…,xn} – вектор неизвестных, G(X) = {g1(x),…,gm(x)} – вектор-функция, состоящая из m элементов.
Если F(Х) или g(Х) или оба нелинейные, то задача относится к нелинейному программированию.