В дипломному проекті на тему Розширення Дністровської ГАЕС двома блоками розглядаються такі розділи, як техніко-економічне обґрунтування, електротехнічна частина, деталь проекту, 5 страница

В якості цільової функції в задачі оптимізації використовується мінімум витрат на виробництво і розподіл електричної енергії. Постійна частина цих витрат містить затрати на ремонт і експлуатацію обладнання, зарабітну плату персоналу і практично не залежить від енергетичного режиму. Змінна частина затрат, називається паливною складовою, пов'язана з витратами на придбання, транспортування і підготовку палива.

В залежності від того як генерація активної потужності буде розподілена між електростанціями, витрати на паливо буде різною. Витрати на паливо на кожній електричній станції визначається її витратою палива.

Витрата палива в одиницю часу пов'язана з потужністю, яка видається станцією - витратна характеристика станції. Витратна характеристика станції

залежить від типу регулювання теплового обладнання і є складними нелінійними характеристиками.

Витратні характеристики електростанції мають вид:

Рисунок 2.12 – Залежність витрати води від потужності генерації

Рисунок 2.13 – Залежність відносних приростів витрати води від потужності генерації

2.16.2 Оптимальний розподіл активної потужності між агрегатами електричної станції

Для ГЕС станційна оптимізація може відігравати велику роль, особливо, якщо гідростанції регулюють навантаження та частоту системи. А це пов'язано з постійними увімкненнями (вимкненнями) агрегатів, перерозподілом навантаження між ними, тощо. З метою спрощення задачі здійснюється її декомпозиція за часовим, ситуативним та функціональним принципами.

За часовою ознакою задача розв'язується в два етапи: спочатку на стадії оперативного планування, де прогнозується склад використання агрегатів, а потім на стадії керування в темпі процесу він коректується за поточною інформацією. Зрозуміло, що розв'язання цих етапів здійснюється за різними алгоритмами (програмами) і на другому етапі найважливішим є швидкодія.

Ситуативна ознака враховує необхідність керування складом агрегатів у нормальних, аварійних та післяаварійних режимах системи. Якщо в умовах нормальної експлуатації критерієм оптимальності є витрати води, то в аварійному режимі визначальним буде один з критеріїв надійності, а це зрозуміло впливає на структуру алгоритму внутрішньостанційної оптимізації.

При внутрішньостанційній оптимізації важливими є наступні задачі: розподіл навантаження, зміна складу агрегатів, контроль резерву, тощо. Для їх розв'язання використовуються різні методи та алгоритми, оскільки агрегати ЕС можуть використовуватись у різних режимах роботи генератора чи синхронного компенсатора. Розглянемо одну із функцій агрегатів - генераторну та розв'яжемо задачу видачі необхідної активної потужності за заданим графіком навантаження з мінімальною витратою ресурсу (води).

Нехай задано графік активних навантажень ГЕС та склад агрегатів, множина яких КГ, причому , де N - загальна множина агрегатів. Кожен агрегат представляється своєю індивідуальною енергетичною характеристикою , де і = 1, 2,..., п - номер агрегату, - витрати води, - потужність, - напір агрегату. Задані пускові витрати агрегатів, які не залежать від часу простою їх, а також всі обмеження за складом та режимами використання агрегатів.

Необхідно визначити на кожному інтервалі часу всього періоду планування склад та активні потужності агрегатів з врахуванням всіх обмежень за мінімумом стоку води за даний період.

Рівняння цілі - мінімум стоку води ГЕС за період оптимізації.

,

де - номер розрахункового інтервалу часу тривалістю - витрати та пускові витрати води;

- тривалість пуску агрегата;

- кількість пусків.

Рівняння зв’язку .

Рівняння обмежень

а) за балансами активних потужностей

б) за резервом активної потужності на станції

,

де - потужність заданого резерву;

- наявна потужність агрегату.

в) за допустимими потужностями агрегатів, що залежать від температурних режимів генераторів, підшипників, кавітаційних явищ, вібрацій, тощо. при короткотривалому плануванні їх задають у вигляді

г) за складом агрегатів, який задається надійністю схеми власних потреб чи з умов розмиву русла або берегів нижнього б'єфу ріки. Обмеження такого типу можуть задаватись і головною схемою електричних з'єднань, коли на ЕС є шини різних напруг, тоді

,

де - склад обов'язкових агрегатів, причому ;

д) за мінімальним числом агрегатів, що викликається умовами надійності та правильної роботи релейного захисту

є) за тривалістю використання агрегатів - задаються обмеження за тривалістю простою агрегатів у холодному резерві перед пуском чи за тривалістю роботи перед зупинкою агрегату, наприклад, з умов надійної роботи підп'ятників;

ж) за числом пусків-зупинок агрегату в досліджуваному періоді;

з) з умов реалізації рішень, які обумовлені схемами та пристроями автоматики - навантаження між агрегатами розподіляється за рівністю потужностей або за рівністю відкриття направляючих апаратів.

Можуть також задаватись інші обмеження, характер яких визначаєься конкретними умовами роботи електростанції.

Далі розв'язання задачі здійснюється методами динамічного програмування (ДП) або направленого перебору варіантів, кожен з яких має свої переваги та недоліки. Кращим вважається метод ДП, за допомогою якого визначаються склад та потужності для кожного інтервалу часу розглядуваного періоду оптимізації. при цьому на першій стадії розрахунку не вдається врахувати весь комплекс обмежень і рішення "виправляється" (уточнюється) на другій стадії. У кінцевому результаті початковий план видозмінюється, а регулювання режиму ведеться в темпі процесу у залежності від конкретних умов.

Оскільки в загальному випадку задача внутрішньостанційної оптимізації режиму характеризується високою розмірністю, наявністю значної кількості обмежень, відсутністю достовірної інформації, тощо, її розв'язання здійснюється за спрощеними алгоритмами з урахуванням пріоритетів, наприклад, економічності різних заходів. Так витрати ресурсу при найвигіднішому розподілі навантаження можна зменшити на 0,2-0,6%, при правильно вибраному незмінному складі агрегатів - 0,2-1,2%, при правильно вибраному числі працюючих фрегатів - 0,2-10%. Звідси випливає доцільність розбиття задачі оптимізації складу та режиму агрегатів на чотири самостійних підзадачі: першії - оптимізація числа та складу при рівномірному розподілі навантаження між агрегатами; друга - формування рівнозначних рішень для кожного розрахункового інтервалу часу і періоду оптимізації для мінімізації пускозупинних операцій; третя - визначення стратегії управління складом агрегатів на період оптимізації з мінімальним числом пускозупинних операцій; четверта - найвигідніший розподіл навантаження між агрегатами.

2.16.3 Побудова еквівалентних характеристик електричної станції

Оптимальний план використання агрегатів для певного навантаження станції визначається за еквівалентною характеристикою станції з використанням процедури зворотного ходу, яка дозволяє суттєво скоротити число параметрів еквівалентної характеристики. Тут у пам'яті ЕОМ запам'ятовується тільки номер та потужність агрегату, що підключається до еквівалентної характеристики. І хоча така процедура суттєво зменшує необхідну пам'ять ЕОМ все таки вона досить громіздка.

Середньоінтервальні характеристики відображають особливості короткотермінових режимів електростанцій всередині розрахункових інтервалів часу (годинних, добових). Вони дозволяють враховувати вплив короткотермінових режимів на довгострокові (місячні, річні).

При побудові середньоінтервальних характеристик вважаються заданими характерні добові графіки навантажень системи і для оптимального добового режиму визначаються середньодобові витрати енергоресурсу станцій, а в результаті серії таких розрахунків середньодобові витратні характеристики електростанцій. Тобто, отримують характеристики, де змінні з рисками означають середні значення їх за добу. На їх основі, шляхом диференціювання, отримують характеристики відносних приростів.

Середньоінтервальні характеристики використовуються при розрахунках довгострокових режимів ЕнС, для складання річних графіків капітальних ремонтів і т.п.

Статистичні характеристики отримуються в результаті обробки різними методами статистичної інформації, отриманої за попередні періоди часу. Причому ця інформація повинна відображати характерні умови: вид палива, сезон, наявну потужність станції і т.п. Крім того, слід мати впевненість, що ці характеристики можна використати у розрахунках на майбутнє. А цього якраз у сучасній енергетиці і нема, тому що стан та режими системи суттєво змінюються, мало того видозмінюються саме поняття енергосистеми, так як планується перехід на нову структуру побудови енергетики в Україні.

Мінімальна потужність станції Рmin визначається мінімальною потужністю обох агрегатів. Під час збільшення потужності станції до Р1 завантажується перший агрегат до потужності Ра, оскільки він має менший відносний приріст. В зоні потужностей від Р1 до Р2 завантажується обидва агрегата у відповідності з принципом рівності відносних приростів, а при великих потужностях завантажується агрегат № 2. Отже будується еквівалентна характеристика відносних приростів. Вона дає всі необхідні рекомендації для побудови еквівалентної витратної характеристики, тобто дозволяє визначити потужності агрегатів для будь-якого навантаження станції, які відповідають мінімуму витрати палива. Ця методика проста, легко реалізуєтся на ЕОМ і знаходит широке застосування, особливо для побудови еквівалентних характеристик відносних приростів.

Рисунок 2.14 – Приклад побудови еквівалентної витратної характеристики двох агрегатів

Характеристики відносних приростів використовуються для оптимізаційних розрахунків, і, як правило, до ним також висуваються вимоги щодо дифференційовності і монотонності зростання. Частіше всего ці вимоги не виконуються, тому існують спеціальні методи приведення характеристик до необхідної форми.

Якщо характеристики мають розриви неперервності першого виду (рис. 9, а), то потужності Р1 відповідає будь-які відносні прирости від до , тобто є невизначеність зв’язку , і, відповідно, невизначеність розв’язку. Для того щоб уникнути невизначеності, характеристика представляється двома непов’язаними частинами ОA і ВС. Для потужності агрегата, меншої , агрегат представляється частиною ОА, для рівної і більшою – частиною ВС.

\

Рисунок 2.15 – Два види розриву непрервності на характеристиках відносних приростів

Рисунок 2.16 – До методики усунення розриву неперервності характеристикивідносних приростів

Для характеристик, що мають розриви другого роду (рис. 2.15, б), разроблена проста методика їх перетворення, але вона отримана для допущення, що перерозподіл навантаження на розглядуваній станції не змінює відносного приросту системи в целому. Це виконується лише у випадку малої питомої ваги станції, яка розглядається, в балансі потужності системи.

Отже приймаємо, що станція з характеристиками на рис. 6, б працює в потужній системі, яка при всіх змінах навантаження цієї станції має відносний приріст (рис. 2.16). При найвигіднішому розподілі навантаження станція також буде мати відносний приріст bс, але йому відповідають потужності і . Виникає питання – яка з потужностей є оптимальною?

Можливими є два варіанти балансу потужності системи.

;

,

де Р – навантаження системи;

– потужності всіх інших (окрім розглянутої) станції.

При переході від потужності до необхідна додаткова витрата палива на станції, але в той же час буде економія палива в системі, тобто загальні зміни витрати палива складе:

, (2.72)

де і – площадки.

Назвемо площадкою перепалу, а – площадкою економії палива. Якщо ΔВ>0, то збільшувати потужність від до невигідно, оскільки буде перепал палива. Для буде економія, а для варіанти рівноекономічні. Скористаємось цим положенням для приведення характеристики до необхідного виду.

При відносному прирості системи (), тобто економічною буде потужність . При маємо , тобто економичним буде режим з потужністю ; при маємо і режими і рівноекономічні; при буде – економічна потужність , при економічна потужність .

Рисунок 2.17 – Усунення розриву неперервності на характеристиці відносних приростів

Рисунок 2.18 – Еквівалентна характеристика та апроксимована характеристикивідносних приростів

Отже, для усунення розриву неперервності характеристики на рис. 8 достатньо провести лінію так, щоб . Тоді при менших відносних приростах необхідно працювати по лівій вітці характеристики, а при більших – по правій.

Легко показати, что робота в зоні АВ (рис. 2.17) завжди супроводжується перепалом палива. Дейсно, при будь-яких потужностях в цій зоні буде , а максимальний перепал буде в точці розриву неперервності, оскільки . Тому зона АВ – це зона небажаної роботи. В практичних випадках ця зона не виключається з роботи, оскільки перепал палива зазвичай не превищує 5-10% можливої економії, а відмова від використання станції в цій зоні пов’язаний з значними експлуатаційними незручностями для всієї системи і зниженням її надійності.

Побудова еквівалентних витратних характеристик за еквівалентними дифференційними мають і свої мінуси. Відностні прирости (диференційні показники) надзвичайно чутливі до всілякого роду неточностей вихідної інформації, розрахунків побудови і іншим. Все це призводить до того, що характеристики відносних приростів можуть мати похибки 5 – 10% і більше. Режим, знайдений за такими характеристиками, може відрізнятись від оптимального, а відповідно, і еквівалентна витратна характеристика може мати значні похибки. В таких випадках значними можливостями відрізняється метод динамичного програмування, оскільки там використовуються характеристики в абсолютних показниках.

2.16.4 Побудова залежності втрат активної потужності від потужності генерації

По суті задача визначення втрат потужності від взаємовпливу в ЕЕС є задачею визначення відповідних складових втрат у вітках системи, якими передається потужність інших систем. Втрати у вітках схеми електричної мережі в залежності від потужності у вузлах можуть бути визначені з результатів розрахунку нормального режиму при зафіксованих потужностях та напругах у вузлах з врахуванням вихідної нелінійної залежності втрат від параметрів режиму.

Рисунок 2.19 – Еквівалентна витратна характеристика і її апроксимована залежність

Значення повної потужності на початку і в кінці кожної вітки схеми визначається за формулою:

, (2.73)

де - діагональна матриця напруг у вузлах включаючи і балансувальні;МΣ –перша матриця з’єднань віток у вузлах включаючи і балансувальні;

- діагональна матриця струмів у вітках схеми (тут і далі знак означає, що матриця або вектор є спряжений).

Якщо вираз (2.73) помножити зліва на одиничний транспонований вектор nt, то в результаті отримаємо транспонований вектор втрат потужності у вітках схеми:

;

або з врахуванням того, що ,

, (2.74)

де - транспонований вектор напруг у вузлах включаючи і балансувальні (тут і далі індекс “t” означає, що матриця або вектор є транспонованими).

З (2.74) видно, що втрати в і-й вітці схеми визначаються:

, (2.75)

де - вектор-стовпець матриці інциденцій з’єднань віток у вузлах ;

- струм в і-й вітці, який може бути визначений через струми у вузлах

,

де - і-й вектор-рядок матриці розподілу струмів у вузлах по вітках схеми.

Матриця струморозподілу розраховується методом одиничних струмів, або за відомою формулою [69]:

,

де zв – діагональна матриця комплексних опорів віток схеми електричної мережі.

Якщо схема і параметри електричних мереж ЕЕС є відносно незмінними, то застосування методу визначення струмів у вітках за допомогою матриці струморозподілу С є доцільнішим.

Підставивши останній вираз у (2.75), отримаємо:

; (2.76)

З врахуванням того, що

;

(2.76) можна переписати:

, (2.77)

де - вектор вузлових навантажень, включаючи і балансувальні;

Позначимо в (2.77)

, (2.78)

де – діагональна матриця напруг у вузлах без балансувальних вузлів;

Вектор-рядок складається з коефіцієнтів, які показують, яку частку в сумарних втратах і-тої вітки складає протікання по ній потужності до кожного вузла.

На підставі (2.77) і (2.78) можна записати:

, (2.79)

де - вектор сумарних втрат у вітках схеми;

- матриця коефіцієнтів розподілу втрат потужності у вітках схеми в залежності від потужності у вузлах схеми, кожний рядок якої складається з (2.77).

Зауважимо, що коефіцієнти розподілу втрат залежать від параметрів схеми, які за певних допущень можна вважати постійними, а також від значень напруги у вузлах, які обумовлені навантаженням і генеруванням у вузлах схеми. Таким чином, нелінійність залежності втрат від параметрів режиму зберігається. Визначення коефіцієнтів матриці через поточні значення вузлових напруг по суті означає перехід до лінійної моделі нормального режиму електричної мережі при зафіксованих потужностях та напругах у вузлах.

Істотним недоліком пропонованої методики визначення коефіцієнтів матриці є те, що параметри електричної мережі приводяться до однієї напруги, тобто трансформаторні зв’язки враховуються у неявному вигляді. Застосування останніх у явному вигляді дозволить використовувати розроблену методику при визначенні додаткових втрат від взаємовпливу для мереж з трансформаціями, де суттєву роль відіграють е.р.с., зумовлені неоднаковістю коефіцієнтів трансформації.

Рисунок 2.20 – Відносні прирости втрат активної потужності від зміни потужності у вузлі 300

Рисунок 2.21 – Відносні прирости втрат активної потужності від зміни потужності у вузлі 200

2.16.5 Оптимальний розподіл активної потужності між станціями за критерієм рівності відносних приростів витрати умовного палива

Для змішаної (гідротеплової) системи задача розподілу навантаження між ГЕС та ТЕС ділиться на дві різні підзадачі.

Перша - оптимізація довготривалих режимів системи. Тут для всього циклу регулювання ГЕС знаходиться найвигідніший розподіл навантаження між станціями системи та визначається режим використання водно - енергетичних ресурсів водосховищ, що і є основною метою розрахунків. На базі цих розрахунків визначаються обмеження по стоку на місяць, тиждень, добу.

Друга - оптимізація короткотривалих режимів чи найвигідніших розподілів навантажень у змішаній системі для добового чи меншого періоду оптимізації.

Зрозуміло, що довготривалі та короткотривалі режими ГЕС тісно пов'язані і ці задачі слід було б розв'язувати у єдиному алгоритмі. Однак із-за імовірнісної та невизначеної форми вихідної інформації, труднощів алгоритмічного та обчислювального характеру змушені йти на певні допустимі спрощення при розрахунках режимів.

Розподіл навантаження при постійності напору ГЕС. Приймаємо допущення, що на ГЕС на протязі всього періоду оптимізації напір не змінюється незалежно від режиму її роботи, хоча при строгому підході це може бути справедливо лише для високо- та середньонапірних ГЕС. Але таке допущення суттєво спрощує алгоритм розв'язання задачі, бо тут вважається, що один кубометр води має однакову енергію для всього періоду оптимізації. Нагадаємо, що енергія ГЕС рівна і при Н =const, , де к = (враховуємо тут також те, що близький до 1 і не може суттєво змінювати її енергію при регулюванні. Суттєво енергію може змінювати напір, але його ми приймаємо незмінним).

Дата добавления: 2015-09-29