- •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.
2.6. 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.
2.7. Асу тп подстанций.
Автоматизация их производится в последнюю очередь. Есть несколько путей для автоматизации:
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.
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.
2.8. Контроль за работой пэ энергосистемы.
Одной из важнейших задач АСДУ является обеспечение надежного электроснабжения и предотвращения аварии путем ликвидации аварийных ситуаций, не допускающее развития аварий в более тяжелые. Для этого осуществляется контроль за ПА. Основные виды ПА: АВР, АПВ, АРВ, АС, АВАХ, АЧР, АРМ И АРЧ. Первые шесть являются локальными и работают на основе информации, собираемой на конкретном объекте. АРМ и АРЧ требует информации с разных объектов системы. Для регулирования частоты при централизационном подходе выбирается одна станция с широким диапазоном изменения мощности. При этом могут перегружаться отдельные линии внутри системы или межсистемные, это может привести к нарушению статической устойчивости и развалу системы.
Пусть PB увеличивается на 0,02. Станция, регулирующая частоту находится в точке A. При этом поток по линии увеличился до 0,07. Если ЛЭП до этого работала с 20%-ым запасом устойчивости, то статическая устойчивость будет нарушена, и системы начнут работать изолированно. Поэтому в задачу АСДУ входит координация работы устройств регулирования частоты и мощности. При регулировании мощности необходимо учитывать критерий оптимальности, обеспечивая минимум затрат. Примером сложной автоматики энергосистем, в которой используется УТМ, линии связи и ЭВМ является автоматика сети 500 кВ ОДУ Урала, которая определяет оптимальные дозы управляющих воздействий при нарушении режима сети 500 кВ при отключении линий, наборе нагрузок и т.п. Управляющими воздействиями являются установки автоматического отключения нагрузок (САОН), расположенные в разных узлах объединения, сигналы на отключение блоков с выбором их числа. Дозировка управляющих воздействий зависит от вида аварий и предшествующего режима. Информация о режиме объединения собирается в управляющей вычислительной машине, расположенной в ОДУ Урала в центре Екатеринбурга. В УВМ анализируется несколько десятков возможных аварий и для каждой выбирается оптимальное управление воздействия и записывается в память. При возникновении любой из этих аварий, из памяти выхватываются оптимальное воздействие и выдается по линиям связи на объект, сохраняя тем самым синхронную работу всего объединения.