- •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.
1.14. Условия распределения мощности и энергии с учетом рынка перетоков
При работе энергосистемы в объединении появляется возможность покупать или продавать энергию. В этих условиях режим выбирается по минимальным затратам с учетом тарифов на топливо Ci и перетоки Cj
Составим математическую модель. В качестве неизвестных примем Pi – мощности ТЭС и Pj – мощность перетоков с соседними системами. Последние могут иметь разные знаки при покупке электроэнергии и продаже.
Целевая функция:
;
Ограничение по балансу
.
Составим функцию Лагранжа:
;
и запишем условие минимума ее
, .
Откуда получим
.
В условиях рынка для систем могут планироваться перетоки электроэнергии за некоторые расчетные периоды, называемые сальдо-перетоками, выполнение которых требуется по условиям диспетчерской дисциплины. Поэтому возникает задача планирования режима энергосистемы при заданном объеме электроэнергии W0 по каждому перетоку или группе перетоков. При этом появляются новые ограничения типа:
.
При этом балансовые ограничения должны учитываться для каждой ступени суточного графика внутри расчетного периода.
1.15. Определение удельных приростов потерь
Как известно технические потери активной мощности в сети имеют две составляющие: условно постоянную и переменную. При этомзависит от уровня напряжения, азависит от загрузки линий.
При распределении мощности необходимо учитывать нагрузочные потери
При решении задачи оптимального распределения активной мощности будем считать, что потери зависят только от P:
.
В простейшем случае (рис.1.29) зависящая от мощности Рi часть потерь
активной мощности в сети
и удельный прирост потерь равен
.
Оценим возможную величину прироста потерь при RS = 10 Ом, UH = 110 кВ, Pi = 50 МВт. В этом случае прирост составляет
.
Значение удельного прироста позволяет оценивать изменение потерь в сети при изменении узловой мощности
.
В сложных системах определяют в предположении линейной зависимости потоков в ветвяхот мощности узлов, т.е.
.
Здесь – мощности нагрузок,– коэффициенты.
Коэффициент потокораспределения показывают, какая доля мощностиi-го узла течет по ветви s.
Для определения вводят балансирующий узел и выбирают положительные направления ветвей. Все определяются расчетом токов в R-схеме при фиксированном токе Ii = 1 только в одном i-м узле и отсутствии токов в остальных узлах. На рис.1.30 показана расчетная R-схема сети и подготовленные для определения asi три схемы
Рис. 1.30
Результаты расчета приведены в таблице.
-0,83 |
-0,5 |
-0,17 |
0,17 |
-0,5 |
-0,17 |
-0,17 |
-0,5 |
0,17 |
-0,17 |
-0,5 |
0,83 |
Матрицу коэффициентов токораспределения можно получить по формуле
A = R-1 MT Y-1,
где R – матрица сопротивлений ветвей,
M – матрица соединений узлы-ветви,
Y – матрица узловых проводимостей.
Обычно нагрузки Pa, Pb, … известны, поэтому нагрузочный поток в каждой ветви можно найти путем суммирования . Полный поток в ветви будет зависеть от мощностей ЭС
,
где P1, P2, … – нагрузки ЭС, являющиеся неизвестными при распределении.
Потери в сети после преобразований можно записать в виде:
Здесь ,,,
.
В матричной записи получена общая формула потерь:
,
где – вектор неизвестных мощностей ЭС,
и– матрицы коэффициентов.
Общая формула потерь позволяет приближенно учитывать потери в сети при оптимизации.
Аналогично могут быть найдены потери от реактивной мощности источников
,
где иопределяются реактивными нагрузками в узлах, при этомне меняются.