Содержание к диссертации
Введение
1. Вопросы создания асду центральной ЭЭС МНР ... 13
1.1.. Введение 13
1.2.. Краткая характеристика ЦЭЭС МНР как объекта управления 14
1.3. Описание принципов создания АСДУ ЦЭЭС, разрабатываемой в МНР 24
1.4. Проблемы, возникающие при создании
АСДУ ЦЭЭС 33
1.5. В ы в о д ы 41
2. Анализ и прогноз графиков нагрузки центральной ээс при управлении их режимами.. 43
2.1. Введение 43
2.2. Аппроксимация суточных графиков суммарной нагрузки ЦЭЭС 50
2.3. Модель оперативного прогноза узловых нагрузок ЦЭЭС 63
2.4. Особенности прогноза узловых реактивных нагрузок 74
2.5. Выводы 80
3. Система режимных расчетов для принятия решений в центральной ЭЭС МНР 83
3.1. Введение... 83
3.2. Особенности подготовки исходных данных для оптимизации режима ЦЭЭС 87
3.3. Исследование сходимости и устойчивости принятия решений по управлениям нормальными режимами ЦЭЭС 97
3.4. Влияние погрешности исходных данных на результаты расчета режимов ЭЭС 112
3.5. Вы в оды 124
4. Оценка состояния и эффективности управления режимами цээс при реализации решений 127
4.1. Введение 127
4.2. Управление допустимыми режимами ЦЭЭС по данным телеизмерений, поступающих в ЦЦУ ЦЭХ 128
4.3. Возможность управления реактивной мощностью и напряжением в ЦЭЭС 136
4.4. Оценка и эффективность реализации оптимального распределения активной мощности в ЦЭЭС 146
4.5. В ы в о д ы 156
Заключение 158
Список литературы
- Краткая характеристика ЦЭЭС МНР как объекта управления
- Аппроксимация суточных графиков суммарной нагрузки ЦЭЭС
- Особенности подготовки исходных данных для оптимизации режима ЦЭЭС
- Управление допустимыми режимами ЦЭЭС по данным телеизмерений, поступающих в ЦЦУ ЦЭХ
Введение к работе
В основных направлениях развития народного хозяйства Монгольской Народной Республики (МНР) на I98I-I985 г.г., утвержденных ХУШ съездом Монгольской Народной Революционной Партии (МНРП), указано на необходимость повышения эффективности и качества научных исследований в энергетике. Важную роль в успешном решении этой задачи играет прогнозирование, планирование и управление режимами Центральной электроэнергетической системы (ЦЭЭС) при условии широкого использования математических методов, кибернетического анализа и электронных вычислительных машин (ЭВМ).
Опыт развитых стран, в частности СССР, в области управления ЭЭС свидетельствует о целесообразности создания на базе диспетчерского центра ЦЭЭС МНР автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) на основе ЭВМ для решения разнообразных задач: составление планов и прогнозов эксплуатации ЭЭС, расчетов режимов ЭЭС и ее элементов, обработки различного рода статистической информации и др.
Для условий МНР улучшение режимов работы ЦЭЭС с помощью АСДУ целесообразно начинать с внедрения комплекса программ электротехнических расчетов. При этом наиболее актуальны задачи получения исходной информации для режимных расчетов на основе обработки данных измерений режимных параметров, расчета установившихся режимов для оперативного планирования и управления ЦЭЭС. Получение исходной информации на основе обработки данных измерений режимных параметров исключительно актуально, поскольку фактические нагрузки ряда узлов ЦЭЭС МНР неизвестны.
В настоящее время планирование нагрузки и управление режимами ЦЭХ МНР в условиях еще несозданной АСДУ охватывает ряд сложных задач, решить которые в сжатые сроки представляется затруднительным,
В этих условиях особую актуальность приобретают разработка и внедрение в практику планирования и управления современных методов исследования режимов ЭЭС МНР, учитывающих специфику состояния и развития энергетики, территориальные, природные и социальные особенности МНР. Данная работа посвящена проблемам создания АСДУ ЦЭЭС и исследованию возможности автоматизации планирования и управления режимами ЦЭЭС МНР,
В диссертационной работе рассмотрены не только методические вопросы, но и практические результаты исследований, проводимых в НИПИТЭП МНР по планированию режимов ЦЭЭС за последние годы, показывающие применимость методических результатов для практической их реализации в условиях МНР,
Основная задача работы состоит в том, I) чтобы определить закономерности изменения электрических нагрузок, а затем на этой основе прогнозировать графики нагрузки и 2/ определять более обоснованно, чем раньше, оптимальные режимы, обеспечивающие экономическую эффективность и надежность работы ЦЭЭС.
Для условий МНР, как и ЭЭС других развивающихся стран, крайне желательно использовать наименьшее количество прикладных программ в математическом обеспечении АСДУ. Поэтому в диссертации основное направление взято на создание комплексов программ, позволяющих решать различные задачи, возникающие на стадиях как планирования, так и управления режимами ЦЭЭС МНР, с позиций единого информационного и математического обеспечения, В частности, на основе программы расчета стационарных, допустимых и оптимальных режимов ЭЭС (СДО) и серии программ обработки информации, необходимой для расчетов режи - 6 мов (прогноз нагрузок, получение характеристик относительных цриррсФОйЛЭЦ .;;») и обозначаемых ТЕХС создан единый комплекс программ. Этот комплекс, по сути дела, представляет собой начальную стадию создания АСДУ ЦЭЭС МНР.
Помимо других факторов (таких, как слабая изученность системных свойств ЦЭЭС МНР, проблем параллельной работы с ЕЭЭС СССР и т.д.), проблемы, возникающие при создании АСДУ ЦЭЭС МНР, определяют основные цели настоящей работы, которые состоят в следующем:
1. Анализ современного состояния и перспектив в развитии ЦЭЭС МНР.
2. Анализ и обоснование необходимости создания АСДУ ЦЭЭС МНР.
3. Проблемы сбора и обработки информации в условиях МНР:
- создание информационно-справочной части банка данных на ЭВМ типа ЕС-І022;
- разработка методов, алгоритмов и программ статистического анализа и прогноза графиков нагрузки для условий МНР;
- разработка методов обнаружения и уменьшения ошибок при подготовке исходных данных для режимных расчетов ЦЭЭС МНР;
- создание алгоритмов программ уточнения характеристик относительных приростов электростанций;
- исследование влияния ошибок в исходных данных на погрешность результатов расчета режимов для ЦЭЭС МНР.
4. Проблемы математического моделирования режимов ЦЭЭС МНР:
- разработка методов, алгоритмов и программ экспресс
-анализа режимов ЦЭЭС МНР;
- внедрение программ серии СДО в ЦЭЭС МНР и экспериментальное исследование сходимости вычислительного процесса решения режимных задач в условиях ЦЭЭС МНР;
- модернизация программ расчета режимов ЦЭЭС МНР для учета вероятностного характера исходной информации.
Научная новизна и основные результаты;
- впервые для условий МНР сформулирована и поставлена проблема создания и внедрения АСДУ в практику управления ЦЭЭС МНР;
- решен ряд проблем, связанных с повышением достоверности информации о режимах ЦЭЭС, в частности, определены статистические закономерности изменения графиков нагрузки как в целом ЦЭЭС, так и по отдельным узлам системы, в частности определены основные вероятностные характеристики параметров режима;
- разработан метод адаптации коэффициентов множественной регрессии для прогнозирования нагрузок узлов ЦЭЭС;
- исследован и проведен анализ зависимостей результатов расчета от погрешностей исходных данных (или измерений) при расчетах нормальных установившихся режимов ЦЭХ; разработаны рекомендации по уменьшению погрешностей исходных данных;
- исследованы характеристики метода приведенного градиента, полученные при расчетах оптимальных режимов ЦЭЭС МНР, которые показали высокую эффективность метода и позволили рекомендовать программы серии СДО включить в первую очередь создания АСДУ ЦЭЭС МНР.
На защиту выносятся следующие основные положения диссертации:
1. Разработанная концепция создания АСДУ ЦЭЭС МНР, учитывающая специфические особенности развития электроэнергетики МНР.
2. Результаты анализа свойств информации о параметрах ЦЭЭС МНР и методы, алгоритмы и программы повышения ее достоверности:
2.1. Алгоритмы и программы прогнозирования суммарной нагрузки ЦЭЭС при разных уровнях информационной обеспеченности.
2.2. Метод множественной регрессии с переменными коэффициентами для прогнозирования нагрузок по узлам, представленными соответствующими моделями при разных уровнях информационной обеспеченности.
2.3. Результаты анализа свойств нагрузок узлов и параметров режима ЦЭЭС МНР, учет которых позволил повысить достоверность исходной информации о состоянии системы.
3. Результаты исследования характеристик вычислительных процессов методов оптимизации нормальных режимов ЦЭЭС МНР, позволивших определить области рационального применения их в условиях ЦЭЭС МНР и разработать методы "экспресс-анализа" режимов системы.
Апробация работы и публикаций. Основные результаты проведенных автором исследований и разработок опубликованы в работах С 74,75,76,77,78,79,80,81,87,88] и обсуждались:
- на конференциях профессорско-преподавательского состава Монгольского Государственного университета (МГУ) и Политехнического института (Улан-Батор,1978,1980,1981,1984);
- на научно-производственной конференции "Повышение надежности работы энергетической промышленности МНР" (Улан-Батор, 1981);
- на научной конференции, посвященной 60 годовщине формирования топливно-энергетической промышленности МНР, "Актуальные вопросы в энергетике" (Улан-Батор,1982);
- на семинаре, организованном институтом и предприятиями электрических сетей "Некоторые пути снижения потерь мощности в электрических сетях" (Улан-Батор,1982,1983);
- на Ученом Совете Научно-исследовательского и проектного института топливно-энергетического промышленности (НИПИТЭП) МНР (Улан-Батор,1979,1982);
- на семинаре отдела управления функционированием больших систем энергетики СЭЙ СО АН СССР (Иркутск,1983);
- на научной конференции, организованной институтами и предприятиями электрических сетей "Повышение технико-экономических показателей электрических сетей ЦЭЭС" (Эрдэнэт, 1984);
- на объединенном семинаре электроэнергетических отделов Сибирского научно-исследовательского института электроэнергетики (СибНИИЭ) (Новосибирск,1984),
Практическая ценность и внедрения. Практическая ценность работы состоит в:
- разработке единой концепции создания АСДУ ЦЭХ МНР;
- повышении достоверности исходной информации, необходимой для решения задач планирования и управления режимами ЦЭЭС МНР;
- повышении эффективности (экономичности, надежности и качества) планирования и ведения режимов ЦЭЭС МНР;
- внедрении и систематическом применении математических методов и программ решения режимных задач ЦЭЭС МНР.
В настоящее время разработанный автором вычислительный комплекс СДО-ТЕХС внедрен в диспетчерском управлении и реша -ІО ет следующие задачи:
- краткосрочный прогноз активных и реактивных нагрузок ЦЭЭС и основных энергоузлов;
- прогноз располагаемой и рабочей мощности генераторов и по ТЭЦ;
- расчет характеристик относительных приростов ТЭЦ ЦЭЭС с учетом тепловых нагрузок;
- расчет установившихся режимов ЦЭХ;
- расчет потокораспределения для любых прошедших и перспективных нормальных режимов, информация о которых задается в виде отклонений от прошедших режимов;
- расчет комплексной оптимизации режима по всем переменным;
- расчет оптимального распределения нагрузки за любой час прошедшего периода с использованием дополнительной информации о нагрузках основных узлов энергосистемы и др.
По совместным оценкам научных организаций (НИПИТЭП, К по НТ) экономический эффект от внедрения комплекса СДО--ТЕХС составляет более 600 тысяч тугриков в год. Разработанный комплекс СДО-ТЕХС составляет основу первой очереди АСДУ ЦЭЭС МНР.
В первой главе рассматриваются основные вопросы, связанные с методологией создания АСДУ ЦЭЭС МНР. Проведен анализ современного состояния ЦЭЭС, как объекта управления, и сформулированы некоторые задачи математического и информационного обеспечения АСДУ. Одной из задач АСДУ ЦЭЭС является проблема управления нормальными режимами ЭЭС и, в частности, оптимальное планирование работы ЦЭЭС, что позволяет значительно снизить расходы топлива. Для успешного решения этой задачи, а тем более для автоматизации диспетчерского управления ЭЭС, необходимо выявить, изучить и учитывать внутренние закономерности, обусловленные естественными изменениями нагрузки узлов.
Поэтому во второй главе рассматриваются различные характеристики изменения графиков нагрузки ЦЭЭС, модели аппроксимации суммарных нагрузок ЦЭЭС и результаты расчета краткосрочного прогнозирования графиков нагрузки. Рассмотрены методика и расчеты оперативного прогнозирования графиков нагрузки основных узлов ЦЭЭС МНР, Методика использует аппарат множественных регрессий.
Третья глава посвящена подготовке исходной информации для системы принятия решений по управлению режимами ЦЭЭС, а также вопросам оценки погрешности исходной и результирующей информации, расчеты режимов ЦЭЭС.
Приведен анализ сходимости вычислительных процессов программ типа СДО и ТЕХС для расчетов допустимых и оптимальных установившихся режимов ЦЭЭС. Эффективность применения этих алгоритмов оптимизации в значительной степени зависит от точности исходной информации, погрешность которой может исказить истинные результаты режимных расчетов ЦЭЭС.
В работе проведен анализ исследований ряда авторов в области определения и точности задания исходных данных и проведен анализ влияния погрешности исходных данных на погрешности результатов решения на примере ЦЭЭС МНР.
В четвертой главе на базе расчета предыдущих трех глав проанализированы результаты расчетов по оптимизации нормальных режимов ЦЭЭС. Проводится детальное сопоставление точности и эффективности отыскания наивыгоднейшего распределения заданной активной нагрузки ЦЭЭС между ее ТЭС с помощью упрощенных моделей.
В заключении обобщены основные итоги данной работы и намечены основные направления ее развития в будущем.
В приложениях к диссертации приведены исходные данные, алгоритмы, реализованные в комплексе СДО-ТЕХС, и результаты экспериментальных и промышленных исследований по планированию режимов ЦЭЭС. В приложении приведены акты о внедрении программ СДО и ТЕХС в энергетических организациях в МНР.
Диссертационная работа выполнялась, в основном, в энергетическом отделе Научно-исследовательского института топливно-энергетической промышленности (НИПИТЭП) МНР и частично - в отделе управления функционированием больших систем энергетики СЭЙ СО АН СССР. Автор благодарен к.т.н. Тришечки-ну A.M. за консультации по комплексу СДО и помощь в оформлении работы.
Краткая характеристика ЦЭЭС МНР как объекта управления
Современная электроэнергетическая система представляет собой сложную искусственную систему. Она характеризуется не только наличием большого числа элементов, составляющих систему с прямыми и обратными связями, но и некоторыми особыми признаками: непрерывностью энергетического производства, сложной нелинейной зависимостью основных технико-экономических показателей от процесса производства и распределения электрической и тепловой энергии и т.п.
ЦЭЭС является одной из наиболее больших энергосистем МНР. В ЦЭЭС осваивается и работает новейшее Советское энергетическое оборудование, в том числе: турбоагрегаты электрической мощностью 25-100 тыс.кВт на ТЭЦ, линии электропередачи переменного тока Гусиноозерск-Дархан-Эрдэнэт, Дархан--Улан-Батор-Баганур напряжением 220 кВ и силовые трансформаторы мощностью 65-250 тыс.кВа и др.
В настоящее время централизованным электроснабжением в республике охвачены потребители Центрального, Селенгинско-го, Булганского и Убурхангайского аймаков, которые получают электроэнергию от ЦЭЭС. В состав ЦЭЭС входят Улан-Баторская ТЭЦ-1 установленной мощностью 36 мВт, Улан-Баторская ТЭЦ-2 - 24 МВт, Улан-Баторская ТЭЦ-3 - 148 МВт, Улан-Баторская ТЭЦ-4 - 380 МВт и Дарханская ТЭЦ - 48 МВт. Улан-Баторский и Дарханский сетевые районы связаны между собой одноцепной линией электропередачи НО кВ с промежуточными потребителями и одноцепной линией электропередачи 220 кВ, а Дарханский и Эр-дэнэтский сетевые районы - двухцепной линией электропередачи напряжением 220 кВ.
В 1976 году ЦЭЭС МНР соединена по ЛЭП 220 кВ с ОЭЭС Сибири, что оказало глубокое влияние на развитие энергетической базы и всего народного хозяйства МНР и способствовало рационализации электроэнергетического баланса отдельных районов и страны в целом. С другой стороны, значительно повысились надежность, бесперебойность и маневренность энергоснабжения народного хозяйства республики.
Распределение электроэнергии в сетевых районах осуществляется на напряжении 6,10,35 и НО кВ. Карта-схема и принципиальная схема Центральной энергосистемы приведены на рис, 1-І и 1-3.
В этой пятилетке строятся новые линии электропередачи Баганур-Чойр напряжением 220 кВ, Чойр-Борундэр напряжением НО кВ и Булган-Хархорин напряжением НО кВ.
Установленная мощность электростанции ЦЭЭС в настоящее время составляет 336 МВт. Баланс мощности ЦЭЭС за период зимнего максимума 1982-1983 г.г. приведен в таблице I.I.
Максимум нагрузки ЦЭЭС в этот период достиг 380 МВт, при участии тепловых электростанций в покрытии зимнего максимума 236 МВт. Остальные 30-40 нагрузки ЦЭЭС покрываются за счет импорта мощности из ОЭЭС Сибири СССР. Дефицит мощности в ЦЭЭС в настоящее время вызван, с одной стороны, быстрым ростом нагрузки и снижением располагаемой мощности тепловых электрических станций, а, с другой стороны, - отставанием ввода новых энергетических источников таких, как ТЭЦ-4 и Ба-ганурская ГРЭС.
В соответствии с разработанной перспективной схемой электроснабжения МНР до 2000 г. планируется: наивысшее напряжение для магистральных линий электропередачи 500 кВ и ввод турбоагрегатов мощностью до 200-300 МВт. На рис.1-2 показан прирост установленных мощностей и производства электро энергии ЦЭЭС. Как видно из рис.1-2 в период 1986-1995 г.г. большой абсолютный рост электропотребления порядка 2300 тыс. кВт.час вызван проявлением в энергосистеме крупных потребителей: Буренханского фосфоратного комбината, обогатительной фабрики Дархан и Цагансубурга.
Согласно 189,90] планируется, что в 1990 г. общая установленная мощность ЦЭЭС составит около 1000 МВт, из которых 800 МВт будут вырабатывать ТЭЦ. Исследования по возможностям дальнейшего использования турбогенераторов малой мощности показали, что дальнейшая эксплуатация ТЭЦ-I, ТЭЦ-2 г.Улан-Батора, ТЭЦ г.Дархана и Эрдэнэта являются экономически целесообразной до 1995 года, но их суммарная располагаемая мощность будет постепенно снижаться.
Основной задачей этих станций является снабжение теплом города Улан-Батора и электроэнергией центрального экономического района страны на период 1985-1990 г.г. [89,90 ].
Исследования показывают, что в перспективе на период 1995-2000 г.г. наиболее оптимальным вариантом покрытия переменных частей графиков нагрузки ЦЭЭС МНР является ввод мощности маневренных агрегатов ГРЭС на базе угольного месторождения Багануур, ГЭС мощностью 400 МВт и ГАЭС мощностью 200 МВт на реках Селенга и Керулен. На рис.1-2 показана перспективная схема ЦЭХ, суммарная нагрузка которой составит 680 МВт в 1990 году. Эта система связана с ОЭЭС Сибири в двух местах двухцепной линией 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС-Дархан-ская ТЭЦ 255 км, Харанорская ГРЭС-Чойбалсанская ТЭЦ 208 км.
Аппроксимация суточных графиков суммарной нагрузки ЦЭЭС
Задача данного параграфа состоит в вычислении и аналитическом описании зависимости между предыдущими и последующими реализациями суточного потребления электроэнергии ЦЭЭС.
Рассматриваемый метод основан на использовании обнаруженной в исследованиях ВНИИЭ функциональной зависимости между текущим суточным графиком энергосистемы и семью предыдущими графиками [16,24,72,73] .
Многомерный характер зависимости нагрузки от времени требует применения матричных представлений при их изучении. Циклически повторяющиеся изменения нагрузки и электропотребления делают естественным применение для той же цели средств гармонического анализа. Наконец, случайный характер некоторой части этого процесса требует применения элементов вероятностного анализа. Обычно изменения нагрузки ЦЭЭС регистрируются каждый час. Пусть имеется информация о суточных графи ках нагрузки системы за Л/ = 53 недели (рис.2-4). Запишем в виде трехмерного массива Р (1,2,к), где I - номер недели, J - номер дня недели, а Л - номер часа суток от 0 до 24 часов. Далее приведем каждую ординату каждого суточного гра Операция (2.1) позволяет существенно уменьшить сезонный и месячный тренды, а также показатель естественного роста нагрузки. В этом случае компоненты становятся значительно более однородны, чем компоненты исходного массива Рс(х,з%к), показанного в таблице 2.3. На рис.2-5 приведен алгоритм нормализованного формального описания процесса.
В результате преобразования (2.3) получим массив (таблица 2.4) на одну строку короче исходного массива табл.2.3. Сумма компонент каждой строки табл.2.3 примерно равна единице, а каждая компонента столбца на рассматриваемом отрезке времени составляет в среднем долю единицы. Это является следствием недельной цикличности режима электропотребления.
Сравним теперь столбцы табл.2.3 и 2.4. При росте нагрузки на 40,0 МВт (20%) вариация отклонений отношения (2-6) от своего среднего значения для рабочих дней недели составляет всего лишь около 6-7%, т.е. для данного номера J отношение (2.4) остается примерно постоянным.
Как можно убедиться из рис,2-6, что сезонные колебания нагрузки удовлетворительно описываются гармонической функцией с периодом Т= 365 суток, или примерно 52 недели Г 72 3 Из рис.2-6 и [24,72] следует, что относительное приращение за одни сутки оказывается примерно таким же, как и приращение за предыдущие 7 суток. Таблица 2.4 построена по данным за 52 недели.
На рис.2-6 приведены текущие значения коэффициентов НоГХ,Л суточного потребления электроэнергии. Здесь проявляется влияние сезонных колебаний и неравномерности естественного роста электропотребления. В итоге, компоненты столбцов массива (2.4) в зависимости от номера строки могут быть представлены в виде суммы [24,72] , причем можно показать, что первое слагаемое этой суммы может быть аппроксимировано выражением: С3М Но(э)+Д(з)ш(Щ1+у0)), (2.5) где: 7" = 52 недели; назовем эту слагаемую массива "сезонной". Параметры выражения (2.5), вычисленные методом наименьших квадратов Г603 на ЭВМ по данным ЦЭЭС за 2 последовательных года (1979 и 1980), приведены в таблице 2.5. Прежде всего обращает на себя внимание высокая стабильность параметра ho . Вариация его значений для рабочих і /UV-7 0,11 5" 1Q tS ІО IS &0 35 40 15 SO Рис.2-6, Текущие значения коэффициентов Hot1 ! суточного потребления электроэнергии ЦЭЭС за вторники (а) и среду (в) и их средние значения за каждые восемь недель. дней ( J = 1-5) не превышает IJ6, для субботы и воскресенья 2%. Амплитуда сезонной составляющей относительно мала: для рабочих дней не более 2, , а в выходные - не более 3$ соответствующего значения И0 .
Если принять во внимание эти соображения, то стабильность значения фазы сезонных колебаний y(J) можно признать довольно высокой.
Массив остатков, получающихся после выделения из массива (2.4) сезонной и календарной слагающих, приведен к первоначальной форме: "$(C,j)- ")JItjJ . Компоненты этого масси ва могут рассматриваться, как случайные величины [72,713 . Компоненты этого массива случайных составляющих Л7ГІ,Ї7 должны дать оценки автокорреляционных функций [9,68,71]. Из проводимых исследований в СССР [9,16,72] видно, что автокорреляция в большинстве случаев ниже значимого уровня. Анализ показывает, что устойчивая автокорреляция между компонентами остаточного массива практически отсутствует.
В результате вместо исходного массива из 371 числа остаются 3 коэффициента выражения (2.7) и 28 коэффициентов (Moj Л, у/) для каждого дня недели, т.е. количество информации уменьшается в 12 раз. В некоторых случаях для вторника, среды и четверга их параметры допустимо заменить средними за эти три дня значениями, тогда общее количество информации сокращается более чем в 15 раз.
В качестве исходных данных непосредственно для прогноза естественно использовать фактическую информацию о графиках нагрузки и о значениях электропотребления за семь суток,предшествующих первому прогнозируемому дню.
Особенности подготовки исходных данных для оптимизации режима ЦЭЭС
Качество исходных данных можно охарактеризовать точностью получаемых результатов, определяемой степенью совпадения вычисляемых и реальных значений параметров режима.
Для эффективного управления ЦЭЭС необходимо полная и достоверная информация о параметрах текущих и предстоящих режимов электрической сети и электрических станций. Часть исходных данных составляют параметры схемы замещения, независящие от режимов работы энергосистемы.
Другую часть исходных данных составляют параметры режима, к числу которых относятся, коэффициенты трансформации регулируемых трансформаторов, модули узловых напряжения и токов, активная и реактивная мощности в узлах и ветвях и т.п.
В настоящем параграфе основное внимание будет уделяться последней из перечисленных части параметров режима ЦЭЭС.
Рассмотрим исходные данные задачи расчета нормальных режимов ЦЭЭС, используемых в системе программ серии СДО. Расчетная схема ЭЭС состоит из множества узлов I,J/l:Stf=(i2,--M)] которые связаны определенным образом АА ветвями [31,38] . (Приложение I). Каждый узел і характеризуется при расчете оптимального установившегося режима следующими данными: а) активной и реактивной нагрузками ( PHl , QH-L ), рассмотренными в главе 2 и заданными статистическими характеристиками. В одном узле активная и реактивная нагрузки сформированы как матрица, зависимая от периода прогнозирования и вре менного этапа: времени. Нагрузка в узле (22) определится по данным, приведенным в таблице 3.1. б) активной и реактивной генерируемой мощностью Pr-L 9&гь определенной в 7 узлах схемы замещения, показанной на рис. 3-4. (Как упоминалось в главе I, ЦЭЭС состоит из 6 ТЭЦ).
Для оптимального планирования режимов ТЭЦ ЦЭЭС должны установить диапазон регулирования активной и реактивной электрических мощностей и характеристики относительных приростов (ХОП) ТЭЦ.
Наиболее сложными являются характеристики ТЭЦ с поперечными связями, так как кроме того, о чем говорилось выше, они существенно меняются от значения промышленных и теплофикационных отборов тепла (турбины типа ПТ) и почти не исследованы. Эта задача без использования ЭВМ и совершенных математических методов в полном объеме не разрешима [60,59J . Для ТЭЦ характеристика относительных приростов (ХОП) при нимает вид: j т r \ Ь г - fr ( PrL1 «ТЕЛЛ. ) , где; QTEnn(b ,%,&;) - вектор, компонентами которого являются отпуск тепла на сторону от каждого коллектора ТЭЦ.
Работы [61,623 посвящены построению диаграмм режимов турбин типа Т-50 и 130 и Т-І00-І30. Эти диаграммы режимов не предназначены для оптимизационных расчетов и поэтому получить с их помощью характеристики, нужные при оптимизации режима ТЭЦ довольно трудоемкая, хотя и осуществимая задача.
Для оптимизационных расчетов по диаграмме режимов можно построить расходную характеристику мге/7/У табличной форме или представить ее в аналитической форме, как это показано в таблице 3.2. После построения характеристики котельного и турбинного цехов необходимо при фактических значениях расхода пара из отборов турбин определить суммарный расход пара из котельной. Перемножая значения ХОП котельного цеха и ХОП турбинного цеха, соответствующие одинаковым расходам пара, получают характеристику относительных приростов ТЭЦ.
В таком варианте алгоритм определения эквивалентной характеристики относительных приростов ТЭЦ реализован на ЭВМ типа М-222. Программа ТЕХС4 является по существу пока единственной, в которой совместно решаются две задачи: построение ХОП на основе оптимального выбора состава агрегатов ТЭЦ и распределения нагрузки между агрегатами ТЭЦ (приложение П). Расчет состоит в том, что для каждой из характерных точек характеристики определяются поправка к мощности, расхаду пара и тепла. На рис.3-2 показана последовательность проводимых вычислений.
Управление допустимыми режимами ЦЭЭС по данным телеизмерений, поступающих в ЦЦУ ЦЭХ
Диспетчер, управляя ЭЭС без ЭВМ, почти никогда не принимает точных решений на основе плохой информации, он всегда оставляет определенный запас "прочности" на неполное знание ситуации. Кроме того, он имеет в своем распоряжении огромный, в каком-то смысле статистически обработанный материал о свойствах и возможном поведении системы, заключенный в личном опыте, в сведениях из инструктивных и справочных материалов 9] Наконец, ему известны источники получения дополнительной информации.
Степень реализации решений оптимальных установившихся режимов ЭЭС зависит от точности модели режима и от действия диспетчера энергосистемы.
Модель режима, отражающая текущее состояние ЭЭС, как объекта управления, должна формироваться на основе информации, получаемой с помощью средств телемеханики. Недостаточность средств телемеханики и вызванная этим неполнота информации вынуждают использовать дополнительную информацию, основанную на данных о схеме и режиме, относящихся к другим моментам времени и экстраполируемых для рассматриваемого момента, в частности, на данных, фиксируемых в суточной диспетчерской ведомости и результатах обработки периодически проводимых контрольных замеров режимов характерных дней.
В последние годы большое внимание уделялось разработке методов оценивания состояния энергосистемы и идентификации моделей, отражающих характеристики энергосистем, а также исследованиям свойств исходной информации и способов преодоле ния трудностей, связанных с неполнотой этой информации.
В настоящее время опубликовано большое число работ в области теории оценивания, и идентификации ЭЭС [9,22,27,33,35, 37,41,51 J. Первые в СССР работы по созданию алгоритмов и программ оценивания состояния [9, 33,37,41] были проведены в СЗИ СО АН СССР [4] .
Существуют математические методы, позволяющие, с одной стороны, оценить достоверность полученных результатов, а с другой, повысить их точность на основании статистического анализа информации о предшествующих режимах системы и параметрах.
В схеме обработки информации при управлении режимом ЭЭС, показанной на рисjfci 1-2важное место занимает система реализации решений режима. Система реализации решений для оптимальных установившихся режимов в условиях несозданной еще АСДУ ЦЭЭС МНР зависит от оценки состояния, эффективности управления и практической реализации расчета. Ценность полученного оптимального решения определяется возможностью его практической реализации. Поэтому в четвертой главе рассматривается общая постановка задачи оценивания состояния, в частности, статистические свойства получаемых оценок, эффективности управления, связь этой задачи с системой реализации решений.
Оперативное управление допустимыми режимами ЭЭС заключается в оптимальной коррекции запланированного экономичного распределения нагрузки между станциями.
Как было показано ранее (в главе 3) к независимым переменным (У ) чаще всего относят активные PMit и реактивные QHb мощности нагрузочных узлов, модули Ui напряжений и активные мощности Рго станции.
К зависимым переменным (X ) относят вычисляемые из уравнений (приложение П) модули А и углы Ьи напряжений всех нагрузочных узлов, реактивные мощности Qri ТЭЦ, потоки и потери мощности в ЛЭП и т.д. Телеизмерения охватывают не все параметры, а лишь наиболее существенные, в том числе частично У и X . Например, на диспетчерский пункт ЦЭЭС МНР могут поступать данные о мощностях Pri , и уровнях напряжений UL отдельных станций (ТЭЦ), значениях перетоков мощности А.- в ЛЭП Дархан - Улан-Батор, Дархан - Эрдэнэт и Гусиноозерск - Дархан (рис.1-3).
Обозначим X и У ту часть параметров, которая получена на основании телеизмерений. Оставшаяся часть независимых переменных, необходимая для решения уравнений (4.1), является заданной априори, поэтому ее можно назвать расчетной информацией Хр .
Если к измеренным параметрам относится только часть независимых переменных Хк без Yu , то особых затруднений с расчетом режима на основании уравнений не возникает. При этом вектор Хи вносится в полный вектор независимых переменных X = CXUyXp) и, используя один из описанных алгоритмов решения уравнений установившегося режима (глава 3), находятся зависимые переменные У и потокораспределение в системе. Здесь возникает вопрос, насколько полученные результаты решения являются достоверными, поскольку замеры параметров, входящих в Хи , поступают неодновременно, т.е. они, по существу, относятся к разным режимам.
