Содержание к диссертации
Введение
Проблема оптимизации распределения нагрузки между электростанциями и их энергоагрегатами в крупных энергосистемах 11
Проблема управления режимами ЕЭС России в условиях рыночных отношений . 11
Характеристика проблемы управления загрузкой энергоблоков в нормальных и послеаварийных режимах в энергосистеме мегаполиса (г. Москва). 21
Оптимизация загрузки электростанций Московской энергосистемы при ее вертикально-интегрированном районировании. 32
Краткий обзор публикаций по решению проблемы 40
оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.
Выводы. 45
Общая характеристика задачи оптимальной загрузки энергоагрегатов и электростанций в энергосистеме мегаполиса
Постановка задачи. 47
Технология производства электроэнергии и тепла на электростанциях и экономические показатели их энергетического оборудования . 48
Математическая формулировка задачи оптимизации загрузки энергоагрегатов в энергосистеме мегаполиса. 60
Определение относительных приростов затрат топлива на тепловых электростанциях. 65
Определение относительных приростов потерь мощностей в электрической сети ЭЭС. 71
Решение задачи оптимизации с учетом стоимости потерь мощности в электрической сети. 78
Решение задачи оптимизации с учетом стоимости потерь мощности в электрической сети. 85
Выводы. 98
Разработка методики решения задачи управления процессом распределения активной мощности между электростанциями в энергосистеме мегаполиса
Постановка задачи. 99
Оптимальное распределение мощности в вертикально интегрированных подсистемах районированных энергосистем . - 103
Оптимизация загрузки ТЭЦ по методу Лагранжа.110
Оптимизация распределения активной мощности методом покоординатного поиска. 117
Алгоритм оптимизации загрузки электростанций выделенной подсистемы энергосистемы мегаполиса. 123
Выводы. 128
Оптимальная загрузка энергоагрегатов в районированной энергосистеме мегаполиса 129
Постановка задачи и исходные данные для расчетов. 129
Решение задачи оптимальной загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в выделенной подсистеме энергосистемы мегаполиса. 134
Оптимизация загрузки активной мощностью энергоагрегатов ТЭЦ-3 с использованием распределительных характеристик . 134
Определение оптимального распределения мощности агрегатов по методу покоординатного поиска с учетом потерь в сет и. 147
4.2.3. Построение характеристик относительных приростов с учетом потерь в сети и реактивной мощности генераторов. 149
4.2.4. Определение оптимальной мощности энергоагрегатов по методу покоординатного поиска с учетом потерь в электрической сети и реактивной мощности. 152
4.3. Решение задачи оптимального распределения мощности между ТЭЦ в выделенной подсистеме энергосистемы мегаполиса. 156
4.3.1. Исходные условия для решения задачи оптимизации. 156
4.3.2. Распределение мощности между ТЭЦ выделенной подсистемы с применением метода Лагранжа. 157
4.3.3. Определение распределения мощности между ТЭЦ в подсистеме с учетом потерь и реактивной мощности по методу покоординатного поиска. 160
4.4. Анализ результатов оптимизации и формирование методики оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в выделяемых подсистемах энергосистемы мегаполиса. 166
4.5. Выводы. 174
Заключение 176
Список литературы
- Проблема управления режимами ЕЭС России в условиях рыночных отношений
- Технология производства электроэнергии и тепла на электростанциях и экономические показатели их энергетического оборудования
- Оптимальное распределение мощности в вертикально интегрированных подсистемах районированных энергосистем
- Определение оптимального распределения мощности агрегатов по методу покоординатного поиска с учетом потерь в сет и.
Введение к работе
Проблема оптимального управления режимами энергосистем на протяжении многих десятилетий являлась одной из важных при оптимизации электроэнергетических систем (ЭЭС) по мере их развития и образования мощных энергетических объединений.
Однако в последние десятилетия предперестроечного периода и ещё в большей мере в период перестройки интерес к этой проблеме заметно ослабел. Причиной этого является не только переход к рыночным отношениям в электроэнергетике, но и отсутствие примеров реализации на практике научных разработок, подтверждающих получение существенного экономического эффекта от оптимального распределения мощностей между электростанциями в электроэнергетических системах.
Применительно к энергосистемам мегаполисов в качестве примера можно рассматривать Московскую энергосистему, с образованием генерирующей, сетевой и сбытовых компаний решение проблемы оптимальной загрузки энергоагрегатов в условиях рыночных отношений существенно усложняется, так как становится необходимым учитывать не просто затраты топлива на выработку тепловой и электрической энергии, как это делалось в условиях вертикально — интегрированных энергосистемах, а в стоимостном (денежном) выражении.
Более того, в связи с развитием автоматизированных систем управления производственными процессами стали востребованы такие алгоритмы управления оптимизацией распределения мощности между энергоагрегатами и электростанциями, которые бы можно было реализовать на практике в условиях рыночных отношений, когда раздельно продается тепловая энергия и электрическая разным компаниям..
В связи с этим возникает необходимость в проведении исследований, направленных на отыскание достаточно эффективных подходов к решению проблемы оптимальной загрузки энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов с учетом того, что основными источниками электроэнергии в них являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые наряду с электрической вырабатывают также и тепловую энергию.
Стоимость тепловой и электрической энергии определяется условиями рыночных отношений, хотя энергия этих обоих видов вырабатывается при осуществлении единого технологического процесса на ТЭЦ. Более того, особенностью работы теплофикационных паровых турбин, применяемых на ТЭЦ Московской энергосистемы, с одной стороны, является то, что тепловая энергия не может вырабатываться самостоятельно без выработки электрической энергии, а с другой - что выработка только электрической энергии без тепловой экономически не выгодна.
Целью работы является решение комплекса задач по созданию алгоритмического и методического обеспечения оптимального управления загрузкой энергоагрегатов электростанций и самих электростанций в энергосистемах мегаполисов в условиях рыночных отношений.
Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи: - проведение анализа схемно-режимных особенностей работы мегаполиса на примере Московской энергосистемы с целью выявления путей для решения проблемы оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии; обоснование возможности выделения подсистем в Московской энергосистеме для осуществления в них вертикально-интегрированного управления оптимизацией распределения мощности между электростанциями; проведение анализа и выполнение расчетов для обоснования целесообразности применения в рыночных условиях наряду с методом Лагранжа также метода покоординатного поиска для решения задачи оптимизации загрузки ТЭЦ; - разработка алгоритмов и методики оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ и самих ТЭЦ в выделяемых подсистемах мегаполиса; - разработка математических моделей исследования, повышающих точность расчетов и упрощающих процедуру оптимизации при определении загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.
Методы исследования. В работе используются методы математического моделирования, методы теории оптимального управления и методы расчёта установившихся режимов сложных электроэнергетических систем.
Научная новизна работы состоит в следующем.
На основе анализа схемно-режимных условий работы такого мегаполиса, как Московская энергосистема, обоснована возможность и целесообразность выделения подсистем для осуществления в них вертикально - интегрированного управления оптимизацией распределения мощности между электростанциями.
Теоретическими исследованиями и выполненными расчётами доказана целесообразность применения в рыночных условиях, наряду с методом относительных приростов Лагранжа, также и метода покоординатного поиска, что позволяет более полно учесть потери в электрических сетях энергосистемы мегаполиса и вводимые ограничения.
Разработаны алгоритмы и методика оптимизации оптимального распределения мощностей между энергоагрегатами электростанций и между самими электростанциями в выделяемых подсистемах энергосистемы мегаполиса, применением которых обеспечивается оптимальная загрузка электростанций в условиях оптового рынка электроэнергии.
Достоверность полученных результатов подтверждается корректностью выполненных расчётов с использованием математических моделей электроэнергетической системы и программ для расчётов на ЭВМ, которые применяются для выполнения аналогичных исследований, но для других ЭЭС, и проверены сопоставлением с экспериментальными исследованиями.
Практическая ценность и реализация результатов работы. Разработанный подход к районированию Московской энергосистемы с выделением подсистем, в которых может осуществляться вертикально-интегрированное управление оптимальной загрузкой электростанций, может быть использован Московской Генерирующей Компанией и реализован на практике.
В первой главе рассматриваются проблемы оптимизации распределения активной мощности между электростанциями в крупных энергосистемах в условиях рыночных отношений с ориентацией на энергосистемы мегаполисов.
На основе современного состояния системы диспетчерского управления режимами в ЕЭС страны и перспектив развития рыночных отношений в электроэнергетике конкретизирована задача управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов.
Дается обоснование целесообразности осуществления вертикально-интегрированного управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в выделяемых подсистемах при разделении принадлежности электротехнического оборудования между генерирующей, сетевой и сбытовыми компаниями.
Дается обоснование целесообразности осуществления вертикально-интегрированного управления загрузкой энергоагрегатов и электростанций в выделяемых подсистемах при разделении принадлежности электротехнического оборудования между генерирующей, сетевой и сбытовыми компаниями.
Во второй главе дается общая характеристика задачи оптимизации режимов работы энергоагрегатов и электростанций в энергосистемах мегаполисов с учетом того, что в результате реформирования электроэнергетики произошло разделение единого цикла производства-передачи-распределения и потребления электроэнергии.
Дается математическая формулировка задачи оптимизации загрузки электростанций, принимая во внимание, что у теплофикационных электроцентралей (ТЭЦ) энергетические характеристики являются функциями как электрической, так и тепловой энергий.
Для решения задачи оптимизации загрузки энергоагрегатов на ТЭЦ предлагается использовать как наиболее предпочтительный метод Лагранжа с применением распределительных характеристик, так как в этом случае по заданной суммарной нагрузке электростанции без промежуточных вычислений определяются мощности энергоагрегатов, удовлетворяющие условию оптимальности по Лагранжу.
В третьей главе дается разработка математической модели для решения задачи управления процессом распределения активной мощности между электростанциями в энергосистеме мегаполиса с учетом рыночных отношений в электроэнергетике.
В основу такой модели положен получивший развитие подход, предусматривающий выделение в энергосистеме мегаполиса подсистем с вертикально-интегрированным управлением, которые имели бы связь с Московским кольцом 500 кВ через автотрансформаторы.
Разработана математическая модель для оптимизации загрузки электростанций в выделяемой подсистеме энергосистемы мегаполиса с учетом того, что переток мощности из подсистемы в основную часть энергосистемы задан в соответствии с диспетчерским графиком.
Обоснован выбор метода покоординатного поиска, что позволяет избавиться от необходимости определения частных производных от потерь мощности в электрической сети по мощностям энергоагрегатов.
Предложен алгоритм оптимизации загрузки ТЭЦ в выделяемых подсистемах энергосистем мегаполиса, в соответствии с которым сначала после каждого резкого изменения схемно-режимных условий в подсистеме осуществляется оптимальное распределение мощности между электростанциями по распределительным характеристикам, а затем по методу покоординатного поиска для более точного учета влияния потерь мощности в электрических сетях и вводимых ограничений по напряжению, по пропускной способности линий электропередачи и т.д.
В четвертой главе рассматривается решение задачи оптимального распределения мощности между ТЭЦ в выделенной подсистеме рассматриваемой энергосистемы мегаполиса.
Выполнены расчеты по оптимизации распределения мощности между ТЭЦ выделенной подсистемы с применением метода Лагранжа.
Выполненными расчетами подтверждено, что в соответствии с разработанными алгоритмами с использованием распределительных характеристик для отдельных энергоагрегатов в условиях рыночных отношений целесообразно осуществлять оптимизацию загрузки энергоагрегатов ТЭЦ в соответствии с разработанным алгоритмом оптимизации, в основу которого положено использование распределительных характеристик мощностей для отдельных энергоагрегатов электростанций.
Показано, что применение метода покоординатного поиска по сравнению с методом Лагранжа менее предпочтительно при решении задач оптимизации загрузки энергоагрегатов ТЭЦ.
Проблема управления режимами ЕЭС России в условиях рыночных отношений
Режимы работы Единой энергетической системы страны (ЕЭС России) определяются всей совокупностью условий и параметров, характеризующих процесс производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии. Исторический опыт и проведенные исследования показывают, что надежное и качественное энергоснабжение всех потребителей возможно только при наличии единой централизованной системы оперативно-диспетчерского управления [1—3].
До введения рыночных отношений работа иерархической структуры диспетчерского управления ЮС базировалась на принципах прямого оперативного подчинения нижестоящего уровня управления вышестоящему при соблюдении оперативной дисциплины и гарантированном выполнении диспетчерских команд.
Из теории больших систем известно, что только иерархический принцип их построения и управления обеспечивает живучесть и эффективность функционирования таких сложных систем. Надежное оперативно-диспетчерское управление позволило избежать крупных общесистемных аварий, хотя и были весьма напряженные условия работы ЕЭС страны, особенно в 1970-1980-е годы.
Как известно, главной задачей оперативно-диспетчерского управления является обеспечение гарантированного электроснабжения потребителей при соответствующем качестве электроэнергии. Ее решение всегда определялось решением проблем, связанных с управлением и оптимизацией режимов энергосистем и их объединений [4, 5].
Однако в связи с изменением политического статуса страны назрела необходимость технического перевооружения производства, повьппения технологической устойчивости и создания стимулов для хозяйствующих субъектов, в частности электроэнергетической отрасли, по повышению эффективности деятельности.
Опыт развитых зарубежных стран, начавших либерализацию электроэнергетической отрасли еще в начале 80-х годов прошлого столетия, показал, что создание рынка электроэнергии может обеспечить существенное повышение экономической эффективности и снижение тарифов на электроэнергию.
Создание и развитие конкурентного рынка электроэнергии возможно лишь при реорганизации его инфраструктуры. Первым инфраструктурным институтом рынка электроэнергии является Системный Оператор, образованный для обеспечения централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в новых экономических условиях. Изменение взаимоотношений между хозяйствующими субъектами оказывает существенное влияние и на принципы работы оперативно-диспетчерского управления. Возникают новые требования к методологической, методической, программной оснащенности всех уровней такого управления [6, 7].
Переход к новым экономическим отношениям требует особого внимания к вопросам управления установившимися режимами и обеспечения их экономичности. Учитывая, что в ближайшей перспективе произойдет не только расширение конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии, но и предстоит создать рынки мощности, резервов и системных услуг, обеспечить работу балансирующего рынка, сформировать систему двусторонних регулируемых договоров купли-продажи электрической энергии, потребуются новые принципы и цели работы системы оперативно-диспетчерского управления и еще более высокая точность управления режимами, что в настоящее время затруднено ввиду явного несоответствия используемых технических и программных средств [8].
Возникает необходимость в создании новых технологий управления режимами, Необходимо сформировать и разработать методики и алгоритмы для планирования и управления режимами ЭЭС и для их оптимизации. Можно сказать, что проведение реформирования энергетической отрасли становится стимулом развития теории и методов исследования задач оперативно-диспетчерского управления ЭЭС в конкурентно-рыночных условиях развития энергетики России.
При этом необходимо исходить из уже сложившихся условий, что рынок электроэнергии в России состоит из нескольких составляющих: рынка долгосрочных контрактов, рынка «на сутки вперед», где планирование и торговля происходит за сутки до реализации, и балансирующего рынка. Система оперативно-диспетчерского управления непосредственно участвует в обеспечении нормального функционирования всех трех секторов рынка электроэнергии.
Системный Оператор поставляет на рынок «на сутки вперед» основную информацию о состоянии ЮС России для проведения ценового аукциона Администратором торговой системы (АТС) и по результатам аукциона производит формирование почасовых объемов электропотребления, сбалансированных с графиками почасовых объемов поставки электроэнергии, а также формирует необходимые объемы вращающегося резерва мощности.
Технология производства электроэнергии и тепла на электростанциях и экономические показатели их энергетического оборудования
Проблема оптимизации распределения активной мощности между электростанциями в 60-70-е годы представлялась как один из наиболее актуальных [46-58]. Этой проблеме в СССР было посвящено большое количество публикаций, ей уделялось особое внимание на конференциях и в научно-исследовательских работах учеными и специалистами многих стран. Однако в плане практической реализации результаты оказались далеко не впечатляющими.
Объяснением этому являлось не только отсутствие достаточно надежных средств сбора, передачи и обработки информации, но и недоработки в отношении пригодности для реализации разрабатывавшихся алгоритмов управления. В связи с этим в следующие десятилетия интерес к проблеме оптимизации ослабел, особенно в годы перестройки и реструктуризации энергетики.
И, тем не менее, эта проблема не утратила своей актуальности в настоящее время, так как ее решение даже в условиях рыночных отношений может быть экономический эффект как в интересах отдельных электростанций, так и генерирующих компаний.
Применительно к энергосистеме мегаполиса, в большей мере это относится к Московской энергосистеме, решение проблемы оптимизации загрузки энергоагрегатов и электростанций усугубляется еще и тем, что в г. Москве тепловыми электростанциями являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые, как уже отмечалось, наряду с тепловой вырабатывают и электрическую энергию.
В рамках существующего оптового рынка продается и тепловая и электрическая энергии. Что несколько усложняет решаемую задачу оптимизации применительно к Московской энергосистеме.
Теперь экономия на потерях мощности в электрических сетях мало интересует ТЭЦ, а сетевая компания не видит для себя выгоды от оптимального распределения мощности между электростанциями мегаполиса, хотя и является их связующим звеном между этими электростанциями.
Поэтому необходимо учитывать как особенности технологического процесса производства электрической и тепловой энергий на ТЭЦ, так и характерные особенности работы оптового рынка электроэнергии.
Вместо критерия экономии топлива теперь необходимо использовать критерий получения наибольшей выгоды для производителей энергии и для ее потребителей, что и получило развитие в данной работе.
В Московской энергосистеме паротурбинные электростанции применяются двух типов: конденсационные и теплофикационные на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Если конденсационные электростанции вырабатывают только электроэнергию, то теплоэлектроцентрали вырабатывают и электрическую, и тепловую в виде горячей водой и пара, используя для этого пар, частично отработавший в паровых турбинах.
Из котлоагрегата по паропроводу перегретый пар 14 поступает в паровую турбину 1, в которой он проходит ряд ступеней, совершая механическую работу, вследствие чего давление и теплосодержание его постепенно уменьшается.
Введены следующие обозначения: 1- паровая турбина; 2 - генератор; 3 - пар отбора; 4 - отработавший пар; 5 - циркуляционная вода; 6 -конденсат; 7 - добавочная вода; 8 - сырая вода; 9 - электроэнергия; 10 -сборные шины; 11 - линии электропередачи; 12 - повышающий трансформатор; 13 - питательная вода; 14 - перегретый пар; 15 -конденсатор; 16 - эжектор; 17 - циркуляционный насос; 18 -конденсатный насос; 19 - деаэратор; 20 - питательный насос; 21 -водоподогреватель; 22 - специальная установка.
Некоторое количество частично отработавшего в турбине пара 3 (пар отбора) отводится от промежуточных ступеней турбины для подогрева питательной воды. Остальной пар проходит через последующие ступени турбины.
Полностью отработавший в турбине пар 4 поступает в конденсатор 15, где он конденсируется, превращаясь в воду. Конечное давление отработавшего пара в паровых турбинах обычно составляет 0,03-0,04 ат. Столь глубокий вакуум создается и поддерживается в конденсаторе прежде всего путем интенсивного охлаждения и быстрой конденсации отработавшего, пара, непрерывно поступающего в конденсатор, что обеспечивается путем пропуска через трубы конденсатора холодной циркуляционной воды 5, которую подает циркуляционный насос 17 из какого-либо водоема.
Оптимальное распределение мощности в вертикально интегрированных подсистемах районированных энергосистем
При эксплуатации энергосистемы мегаполиса, как и вообще ЭЭС, приходится решать ряд важных задач, одной из которых является оптимизация загрузки энергоагрегатов на электростанциях и сами электростанции в условиях рыночных отношений.
При этом надо иметь ввиду, что режим ЭЭС не является установившимся и должен рассматриваться медленно изменяющимся из-за наличия постоянно возникающих возмущающих воздействий. И, тем не менее, при определённых условиях на некоторых отрезках времени его можно рассматривать и как установившийся.
Основным постоянно действующим возмущением для ЭЭС является электрическая нагрузка потребителей электроэнергии, изменение которой обусловлено производственными условиями работы этих потребителей электроэнергии. При её изменении постоянно нарушается баланс между суммарной мощностью всех электростанций ЭЭС и всех электропотребителей, для устранения которого возникает необходимость в изменении активной мощности энергоагрегатов электростанций, вследствие чего изменяются и затраты на выработку электроэнергии на электростанциях. Более того, с изменением активной мощности электростанций изменяется и их реактивная мощность, изменяются перетоки мощности по линиям электропередачи, потери мощности в электрической сети ЭЭС, что должно учитываться при решении задачи оптимизации.
В связи с этим в зависимости от того, как распределить активную мощность между отдельными энергоагрегатами, то есть как их загрузить, а также между электростанциями в вертикально-интегрированных подсистемах, т.е. в выделяемых (районах) ЭЭС, какие из них в большей мере загрузить и какие разгрузить, зависит величина потерь мощности в электрической сети, а в целом зависит величина суммарных затрат на выработку электроэнергии на всех электростанциях. Поэтому при решении задачи распределения загрузки по активной мощности между энергоагрегатами на электростанциях ЭЭС требуется минимизировать затраты с учетом того, что они являются сложной функцией многих переменных (мощностей энергоагрегатов), а также с учетом того, что эти переменные зависят от изменения мощности нагрузки и от величины потерь мощности в электрической сети. Другими словами, необходимо разработать систему управления, обеспечивающую оптимальное распределение мощностей между энергоагрегатами на электростанциях ЭЭС, исходя из условия (1.1) или (1.2), применительно к энергосистеме мегаполиса.
Как известно, системы, обеспечивающие работу какого-либо объекта в режиме максимума или минимума, в теории управления подобного рода получили название экстремальные системы управления [35]. В таких системах формируются управляющие воздействия, реализацией которых на объекте управления обеспечивается экстремум целевой функции, характеризующей качество функционирования объекта управления, например затраты на выработку электроэнергии (1.1) или отражающие прибыль от купли-продажи электроэнергии (1.2).
В рассматриваемых случаях экстремальная система управления становится многомерной с несколькими входами и выходами. Условием экстремума целевой функции, как функции многих переменных, является равенство нулю всех ее" частных производных по этим переменным. Этим определяется особенность построение многомерных экстремальных систем управления, в которых имеется несколько входов и выходов.
В общем случае на выходе формируется экстремальная зависимость выходных переменных с учетом граничных значений. Поэтому для построения многомерной экстремальной системы в теории оптимального управления обычно рассматриваются либо методы математического программирования [42—43], либо методы оптимизации и адаптации [36-41].
При учете реальных факторов в виде внешних воздействий на объект управления, когда происходит непредвидимое изменение структуры объекта управления, применительно к ЭЭС это будет схема электрической сети, и осуществляются воздействия от автоматических регуляторов (АРВ) на электростанциях, возникают определенные трудности. Математическое отображение всех этих изменений и их влияния на целевую функцию, например влияние действия РПН, и других средств автоматики, на потери в сетях является сложной задачей, практически не решаемой, без введения упрощающих допущений.
В связи с непредсказуемым изменением мощности, потребляемой нагрузкой, экстремальное значение целевой функции не является постоянным, оно с течением времени изменяется или, как принято говорить в теории оптимального управления, приходится иметь дело с дрейфующим экстремумом [35].
Определение оптимального распределения мощности агрегатов по методу покоординатного поиска с учетом потерь в сет и.
Рассмотрим решение задачи оптимизации загрузки или оптимального распределения мощности между ТЭЦ в выделенной подсистеме рассматриваемой энергосистемы мегаполиса, принципиальная схема которой представлена в Приложении 2 на рис П.1. Соответствующая ей расчетная схема замещения представлена на рис П.2.
Анализ схемы на рис П.1 показывает, что наряду с воздушными в этой схеме имеются и кабельные линии электропередачи (КЛ) на напряжение ПО кВ на связях ТЭЦ2 - ТЭЦ4 с ТЭЦ5 и ЭЭС1. Это должно приниматься во внимание при малой загрузке электростанций, так как возрастает в таких режимах избыточная реактивная мощность в электрической сети.
По реализованному алгоритму оптимизации в п.4.2 применительно к одной ТЭЦЗ по аналогии определяются эквивалентные энергетические характеристики для всех ТЭЦ выделенной подсистемы. Это эквивалентные стоимости (расходные) характеристики, а также электростанции C Pf), где /- номер соответствующей ТЭЦ, и характеристики относительных приростов для каждой ТЭЦ. Далее осуществляется оптимизация распределения мощности между ТЭЦ по методу Лагранжа с использованием распределительных характеристик и по методу покоординатного поиска.
На рис.4.11 представлены характеристики относительных приростов, построенные для всех четырех ТЭЦ рассматриваемой подсистемы. Они построены с учетом потерь мощности во внутристанционных сетях, а также с учетом генерирующей реактивной мощности каждым энергоагрегатом ТЭЦ. На их основе построены распределительные характеристики для каждой ТЭЦ и представлены на рис.4.12.
Эквивалентные распределительные характеристики для всей подсистемы с учетом потерь мощности АРси реактивной мощностью строятся исходя из критерия равенства относительных приростов JJ,,-. Задаваясь \іІ9 определяем /} для каждой ТЭЦ. Суммарная мощность подсистемы , равна сумме Pt. Характеристика Р% (Pt) представлена на рис. 4.12. Зададимся Р2= 1400 МВт. По рис. 4.12 определяем распределение мощности между ТЭЦ-1,2, 3,4, 5 соответственно: Р2= 259,3 МВт; Р3= 84,25 МВт; Р4 =152 МВт; Р5 = 904,8 МВт. По распределительным характеристикам для каждой электростанции между агрегатами определяем загрузку генераторов ТЭЦ-2: і 6=36,93 МВт; Р7 =75,56 МВт; Р8 =71,24 МВт; Р9 =95,56 МВт. ТЭЦ-3: =17,1 МВт;Р3=30МВт; Р6=37,5МВт. ТЭЦ-4: Р6=76 МВт; Р7=76 МВт. ТЭЦ-5: =37,3 МВт; Р2=37,3 МВт; Р3=165,2 МВт; Р4 =165,2 МВт; Р5=165,2 МВт; Р6 =165,2 МВт; Р7=168,71 МВт. Из расчета режима видно, что система вьщает 1327,37 МВт, на 5,2% меньше необходимых 1400 МВт. Следовательно, необходимо увеличить генерацию на 5,2%, т.е. перераспределяем по распределительным характеристикам 1472,8 МВт. Р2= 271,5 МВт; Р3= 88,1 МВт; Р4 =158,8 МВт; Р5 = 954,2 МВт. По распределительным характеристикам для каждой ТЭЦ между энергоагрегатами определяем загрузку генераторов: ТЭЦ-2: Р6=39,4 МВт; Р7=78,8 МВт; Ps=74,5 МВт; Р9=78,8 МВт. ТЭЦ-3: /}=17,6МВт;Р3=31,2МВт; Р6 =39,3 МВт. ТЭЦ-4: Р6=79,4 МВт; Р7=79,4 МВт. ТЭЦ-5: РХ=Ъ9 МВт; Р2=39 МВт; Р3=174 МВт; Р4 =174МВт; Р5=174МВт; Р6 =174 МВт; Р7=180,4МВт.
Из расчета режима получили, что подсистема выдает 1406,37 МВт (0,4%). Будим считать, что оптимизация по методу Лагранжа достигнута. Проведенные исследования показывают, что решение задачи оптимизации загрузки энергоагрегатов на отдельных ТЭЦ может осуществляться с применением метода Лагранжа или по методу покоординатного поиска. В первом случае необходимо проводить подготовительную работу по определению энергетических характеристик и уточнению их в процессе эксплуатации ТЭЦ.
Нахождение оптимального распределения мощности между энергоагрегатами на ТЭЦ по методу Лагранжа осуществляется довольно просто и быстро при использовании распределительных характеристик - 5(-) типа представленных на рис. 4.12. Эти характеристики также должны корректироваться в процессе изменения схемно-режимных условий работы ТЭЦ.
Выполненные расчеты с целью уточнения полученных результатов по методу Лагранжа, но уже с применением метода покоординатного поиска показывают, что уточнение не требуется даже в случае изменения загрузки энергоагрегатов в узких пределах (до 1-3%) изменения найденных оптимальных значений мощностей. Однако, если начальные значения выбирать по исходному режиму, а не определяемые как оптимальные по методу Лагранжа, то процесс поиска оптимальных значений мощностей по методу покоординатного поиска становится продолжительным, что в свою очередь ведет к снижению эффективности применения такого метода на практике. Поэтому, можно считать целесообразным применять на ТЭЦ метод Лагранжа для оптимального управления загрузкой энергоагрегатов ТЭЦ в выделенных подсистемах районированной Московской энергосистемы, применяя для этого соответствующую систему управления.
При определении характеристик относительных приростов могут возникнуть трудности. Эти трудности связаны с определением расходных характеристик и относительных приростов ,-(//) с учетом отборов пара. Эти характеристики затем необходимо аппроксимировать в виде полиномов и на их основе построить распределительные характеристики Pj(Pz) для энергоагрегатов ТЭЦ. Сложность в том, что в настоящее время на ТЭЦ определяют только удельные показатели, хотя в доперестроечный период определялись и характеристики /(/}).
