Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика энергетической системы бангладеш как объект исследования .
1.1. Общие сведения об исторических предпосылках к развитию электроэнергетики Бангладеш 8
1.2. Этапы развития электроэнергетической системы народной республики Бангладеш 11
1.3. Краткая характеристика электроэнергетической системы Бангладеш и анализ её основных показателей
1.3.1. Генерирующие мощности в Бангладеш 13
1.3.2. Производство и потребление электроэнергии в стране 14
1.3.3. Линии электропередачи в ЭЭС Бангладеш
1.4. Перспективы развития электроэнергетической системы Бангладеш на ближайшие годы 22
1.5. Характерные особенности режимов энергосистемы Бангладеш 23
1.6. Выводы 27
2. Решение задачи управления прогрессом распределения активной мощности между электростанциями в сложной ЭЭС.
2.1. Постановка задачи 28
2.2. Решение задачи управления процессом распределения активной мощности методом Гаусса-Зейделя 41
2.3. Анализ влияния учёта потерь мощности в сети на распределение мощности в ЭЭС в зависимости от выбора балансирующего узла 54
2.4. Оптимизация загрузки электростанций с использованием распределительных характеристик мощности 79
2.5. Учёт стоимости потерь мощности в электрической сети при решении задачи оптимизации з
2.6. Разработка алгоритма системы управления распределения активной мощности между электростанциями ЭЭС 100
2.7. Численное решение задачи оптимизации распределения активной мощности между электростанциями в ЭЭС Бангладеш 117
2.8. Выводы 127
3. Анализ динамической устойчивости электроэнергетической системы бангладеш и выбор мероприятий по её повышению .
3.1. Постановка задачи 129
3.2.Расчёт переходных процессов в электроэнергетической системе
Бангладеш 132
3.2.1. Составление математической модели для исследования динамической устойчивости ЭЭС и определение параметров исходного режима 132
3.2.2. Анализ характеристик переходного процесса при коротких замыканиях в ЭЭС 133
3.3. Разработка мероприятий по повышению динамической устойчиво сти ЭЭС при наиболее опасных видах к.з 146
3.3.1. Аналитическое определение целесообразности и вида примене-няемых мероприятий по повышению устойчивости 146
3.3.2. Анализ эффективности разработанных мероприятий по повышению динамической устойчивости ЭЭС Бангладеш 150
3.4. Выводы 157
Заключение 158
Список литературы
- Краткая характеристика электроэнергетической системы Бангладеш и анализ её основных показателей
- Перспективы развития электроэнергетической системы Бангладеш на ближайшие годы
- Оптимизация загрузки электростанций с использованием распределительных характеристик мощности
- Разработка мероприятий по повышению динамической устойчиво сти ЭЭС при наиболее опасных видах к.з
Краткая характеристика электроэнергетической системы Бангладеш и анализ её основных показателей
К моменту приобретения республикой Бангладеш независимости в 1947 году, на территории Бангладеш как одного из районов Индии, суммарная мощность электростанций (установленная мощность) составляла всего лишь 21 МВт. В основном это были небольшой мощности дизельные электростанции, которые размещались обычно в центральной части крупных городов, а также на наиболее крупных либо имевших важное значение для экономики страны промышленных предприятиях.
И после выхода из состава Индии, но оставаясь в составе Пакистана, электроэнергетика Бангладеш, как вообще вся энергетика, не имела возможности для существенного развития, что препятствовало развитию всего народного хозяйства страны.
Лишь после образования Народной Республики Бангладеш в 1971 году были учтены возрастающие потребности в электроэнергии и в первый же год существования Бангладеш как независимого государства была разработана государственная программа развития электроэнергетики страны на ближайшие 15 лет. Эта программа предусматривала повышение уровня электрификации страны за счет строительства новых электростанций, распределительных электрических сетей и системообразующих линий электропередачи.
Успешное осуществление этой программы привело к образованию электроэнергетической системы страны, основу которой составляют вновь построенные крупные электростанции и электрические системообразующие сети высокого напряжения, связавшие электростанции с потребителями электроэнергии. Однако поначалу ставилось целью обеспечить электроэнергией города, промышленные зоны и крупные потребители. В связи с этим развивались независимо друг от друга две подсистемы (небольшие энергосистемы) - в западной части страны и в восточной части, разделенные естественной преградой -дельтой реки Джомуна, т.е. сначала было образовано два энергетических района: Западный и Восточный. Однако потребность в объединении этих районов по мере развития энергетики страны все более возрастала. Именно поэтому в 1982 году и были предприняты усилия по объединению Западного и Восточного энергорайонов для совместной параллельной работы. Это стало возможным в связи с вводом в эксплуатацию высоковольтной линии электропередачи напряжением 230 кВ, которая и связала воедино эти два энергорайона.
Объединение Восточного и Западного энергорайонов не было самоцелью. Оно позволяло передавать из энергоизбыточного района (Восточного) в энергодефицитный (Западный) более дешевую электроэнергию от крупных электростанций, работающих на местных источниках энергии (собственные природные ресурсы страны Бангладеш) и тем самым избавиться от импорта как топлива, так и электроэнергии из соседней страны Индии.
Именно в этих целях и происходит усиление электрической связи между основными энергетическими районами страны (Восточным и Западным), разрабатываются перспективные планы развития электроэнергетики Бангладеш на 2005 - 2010 гг. Предусматривается расширение электрической сети в зоне электропотребления - в северной части территории Бангладеш.
Однако эти планы претерпевают существенные изменения в связи с тем, что геологические изыскания подтвердили наличие газовых и угольных месторождений в северной части страны.
Все более выгодным становится развитие частного сектора, энергоемкого по технологическому процессу, именно в Восточном энергетическом районе, в силу чего становится все менее обоснованным сооружение новых линий электропередачи 230 кВ для усиления связи между центральным и восточным энергорайонами. Наблюдавшиеся в последние годы ураганы большой разрушительной силы, уничтожившие или повредившие значительную часть линий электропередачи в ЭЭС Бангладеш, также приводят к пересмотру разрабатываемых планов перспективного развития электроэнергетики Бангладеш.
Однако, несмотря на указанные осложнения, сохраняется общая тенденция к росту установленной мощности генераторов в ЭЭС и сооружению новых линий электропередачи.
В связи с этим остаются актуальными вопросы наиболее рационального развития электроэнергетической системы страны, оптимального ведения режима загрузки электростанций активной мощностью, вопросы сохранения работоспособности ЭЭС при возмущениях в виде коротких замыканий и другого вида резких воздействий в электрической сети. Причем, эти вопросы должны рассматриваться с учетом наблюдающейся в мировой практике тенденции к созданию оптовых рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ)[11].
Перспективы развития электроэнергетической системы Бангладеш на ближайшие годы
Трудности возникают при учете реальных факторов в виде внешних воздействий на объект управления, когда происходит непредвидимое изменение структуры объекта управления (т.е. схемы электрической сети ЭЭС) и осуществляются воздействия от автоматических регуляторов на электростанциях и в узлах нагрузки.
Математическое отображение всех этих изменений и их влияния на целевую функцию (влияние действия РПН, АРВ и других средств автоматики на потери в сетях и, в итоге, на целевую функцию Z(X)) является сложной задачей, без введения упрощающих допущений, можно сказать, практически не решаемой. Действительно, 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 [45, 46].
При решении задачи экстремального, а с учетом ограничений на изменяющиеся переменные, можно сказать, оптимального управления осуществляется определение оптимальных управляющих воздействий Ui, отвечающих экстремуму целевой функции (критерия качества функционирования ЭЭС ) и организуется движение объекта управления к экстремуму. Другими словами, осуществляются операции поиска и выполняются рабочие операции по выведению объекта управления в состояние оптимальности.
При построении многомерных экстремальных (оптимальных) систем обычно используются устройства вычисления градиента целевой функции и устройства формирования управляющих сигналов, т.е. организуется движение к экстремуму.
Принципы построения управляющего устройства зависят от выбранного метода определения частных производных dZ(X)/dX[, а так же от типа используемого алгоритма. Наиболее известным является метод конечных приращений, осно 31 ванный на замене частных производных 5Z(X)/dXj отношениями конечных приращений и определении их (при этом поочерёдно изменяются переменные X; и вычисляются приращения составляющих градиента AZ(X)/AX;).
Время, затрачиваемое на вычисление градиента, может быть существенно сокращено, если использовать адаптивные модели объекта управления (ЭЭС) и ЭВМ [41]. Устройство формирования управляющих сигналов определяет такие сигналы в зависимости от выбранного способа организации движения к экстремуму и может содержать дополнительные логические и другие устройства [27-28].
Для организации движения к экстремуму могут быть использованы такие методы, как метод градиента, методы покоординатного наискорейшего спуска и другие. Предпочтение должно быть отдано таким методам, при реализации которых не требуется знание математического описания объекта управления (ЭЭС), так как при наличии внешних воздействий математическое описание может оказаться чрезмерно грубым, неадекватно отображающим состояние ЭЭС.
Для уточнения математического описания (модели) требуется передача дополнительной информации о структурных изменениях в объекте управления (ЭЭС), что усложняет систему управления и создаёт трудности при её практической реализации.
Обобщенная структура многомерной экстремальной (оптимальной) системы представлена на рис.2.1.
Устройство формирования целевой функции Z(X) состоит из измерительных и вычислительных элементов. Устройство организации поиска экстремума включает в себя элементы логического действия.
Многомерные экстремальные системы могут быть построены с использованием адаптивных моделей, как физических, так и математических [41-М-6]. Математическая задача управления распределением активной мощности между электростанциями (тепловыми и гидравлическими) была поставлена в [14ч-17, 20ч-24, ЗЭч-39,50, 56ч-72,1061. Известны расходные характеристики для тепловых электростанций, отражающие зависимость затрат условного топлива на выработку электроэнергии на электростанциях: B = f(P) (2.1) Это зависимость является нелинейной и в общем случае может быть записана в виде полинома [93]. Bj = bf }Р;3 + Ьр Р,2 + bf }Р; + Ъ\4) (2.2) Для каждого момента времени t должен соблюдаться баланс по активной мощности XPi(t)-PH(t)-APc(t) = 0, (2.3) i=l где Р; (t)- активная мощность электростанции і в рассматриваемого момент времени t; АРС (t) -суммарные потери активной мощности в момент времени t; Рн ( -суммарная нагрузка всех потребителей электроэнергии в момент времени t
Оптимизация загрузки электростанций с использованием распределительных характеристик мощности
С помощью программы "РЕЖИМ", разработанной на кафедре электроэнергетических систем МЭИ, выполнен расчёт исходного установившегося режима рассматриваемой ЭЭС с использованием исходных данных, приведенных в Приложении 1. Там же даны полученные результаты расчётов, используемые в качестве исходных при решении задачи оптимизации: Р!0= 925 МВт, Р2 =250 МВт, Р3 = 40 МВт, Р4 =250 МВт, Р5= =20 МВт, Р6= =200 МВт.
Для определения значений активных мощностей электростанций ЭЭС разработана программа оптимизации по методу покоординатного спуска. В основу этой программы положена подпрограмма " РЕЖИМ " МЭИ для выполнения расчёта потокораспределения в электрической сети, рассматриваемой ЭЭС с учётом перетоков и реактивной мощности, стало быть их влияния на потери активной мощности в сети.
Блок-схема программы оптимизации "OPTIM" представлена в Приложении 2. Суммарные затраты условного топлива на выработку электроэнергии в исходном режиме составили: В =605,045 т.у.т .
В результате оптимизации по методу покоординатного спуска эти затраты снизились до величины В=5 80,973 т.у.т. Экономия топлива на электростанциях в целом составляла более 4%. При этом активная нагрузка распределилась между электростанциями ЭЭС следующим образом: PiK = 921,115 МВт ; Р2К=160 МВт ; Р3К = 90 МВт ; Р4К =240 МВт ; Р5К= =20 МВт; Р6К = 200 МВт. В Приложении 2 представлены также результаты расчётов по каждому шагу движения к экстремуму (минимуму).
Метод оптимизации по координатному спуску имеет явные преимущества при его использовании в системах автоматического управления, осуществляющих автоматическое распределение активной мощности между электростанциями ЭЭС. В таких системах предельно сокращается объём информации, собираемой в ЭЭС и передаваемой в устройство организации поиска экстремума (рис.2.1).
В это устройство необходимо передавать от каждой электростанции текущую информацию в виде значения активной мощности X ; = Р,, причём передаваемая информация должна поступать в управляющее устройство на каждом шаге как внутреннего, так и внешнего цикла движения к экстремуму целевой функции Z(X).
Нетрудно увидеть, что при рассматриваемом методе оптимизации не требуется в явном виде определять потери активной мощности в ЭЭС, чтобы учитывать их изменение в процессе оптимизации. Как потери в электрической сети, так и действие различного рода регуляторов на режим ЭЭС автоматически учитываются, отражаясь на значениях активных мощностей РІ5 замеряемых непосредственно на каждой электростанции ЭЭС, которая участвует в экономически наивыгоднейшем распределении активной мощности между электростанциями.
Однако при реализации рассматриваемого метода в системах диспетчерского управления при большом количестве электростанций, участвующих в процессе оптимального распределения активной мощности ЭЭС, определяющим может стать временной фактор. На этом вопросе стоит остановиться более подробно.
При численных расчётах на ЭВМ фактор времени отсутствует, так как затрагиваемое время на выполнение вычислительных операции в рамках как внутреннего, так и внешнего циклов применительно к современным вычислительным машинам мало. При работе автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ ЭЭС) с использованием метода покоординатного спуска требуется время на осуществление каждого цикла при движении к экстремуму. Причем, чем больше электростанций в ЭЭС, тем больше требуется времени.
Действительно, для реализации одного шага требуется затратить время, необходимое на получение, передачу и преобразование информации, а также на передачу управляющего сигнала на каждую электростанцию і (это информационное время t и), на приведение в действие соответствующих исполнительные органов, обеспечивающих заданное изменение активной мощности на каждой электростанции і (это станционное время t ст) и на устранение последствий от возмущения с выходом ЭЭС на новой установившийся режим (это время стабилизации установившегося режима t р ), т.е. полное время 13 = t и + t ст + tp. Это время может составлять, самое малое, 5-10 с.
В рассмотренном примере оптимизации в ЭЭС при небольшом количестве электростанций (п=6) пришлось осуществить 22 шага. Если подсчитать затрачиваемое время на реализацию в ЭЭС через систему АСДУ, то оно составить примерно (5-10) 22 = (110-220) с, т.е. около 2-4 минут.
За время t3 режим ЭЭС может существенно измениться и найденное оптимальное решение в действительности может оказаться вообще не оптимальным. Это говорит о том, что при реализации оптимального управления обязательно должен приниматься во внимание фактор времени.
В своё время известный учёный Р. Бир, занимавшийся вопросами кибернетики, ввёл понятие "действенность решения" [31], понимая под этим отыскание не строго оптимального в математическом смысле решения, для реализации которого уже может не оставаться времени, а близкого к оптимальному или даже несколько удаленного от него, но с учётом практической реализации, дающего положительный наибольший эффект, т.е. эффективного в целом с точки зрения решения поставленной задачи. Если полное затрачиваемое время на процесс оптимизации не превышает нескольких минут, то применение метода покоординатного спуска можно счит 53 ать эффективным. Судя по анализу выполненного расчёта, в ЭЭС, в которых участвуют в процессе оптимального перераспределения активной мощности не более десятка электростанций, могут оказаться эффективными АСДУ, реализующие метод покоординатного спуска.
Здесь уместно отметить, что метод покоординатного спуска с давних пор привлекал к себе внимание специалистов, но в рассмотренном виде не использовался. Заслуживает внимания программа оптимизации краткосрочных режимов, разработанная Уральским Политехническим Институтом совместно с ОДУ Урала. В этой программе используется метод покоординатного спуска [20, 21].
Идея метода заключается в непосредственном контроле соблюдения условия оптимальности и последовательности устранения наибольших отклонений от этих условий до тех пор, пока эти отклонения не станут незначительными.
Разработка мероприятий по повышению динамической устойчиво сти ЭЭС при наиболее опасных видах к.з
Выше рассмотренные подходы к отысканию оптимальных решений ориентированы на использование их при оптимизации краткосрочных [7, 11], т.е. текущих режимов ЭЭС. При этом имеется в виду оптимальное распределение мощностей между электростанциями ЭЭС с учётом их условий работы.
Комплексная оптимизация краткосрочных, а также суточных режимов, когда осуществляется экономически наивыгоднейшее распределение активных и реактивных мощностей между электростанциями, связана со значительными трудностями. В силу этого при управлении краткосрочными режимами ЭЭС речь может идти лишь об оптимальном распределении активной мощности [3, 10, 14, 15, 36, 39], особенно при оперативно-диспетчерском управлении ЭЭС, на чём и концентрируется основное внимание в данной работе. Это представляет как научный, так и практический интерес для ЭЭС Бангладеш.
Решение задачи оптимизации в составе автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) ЭЭС должно осуществляться в сроки, определяемые необходимостью передачи информации от измерительных приборов электростанций и от других измерительных устройств, расположенных на объектах электрической сети, а также с учётом директивных материалов и указаний [7, 11].
Одной из важных частей задачи оптимизации является определение эквивалентных энергетических характеристик электростанций. Необходимо иметь набор таких характеристик при различном составе работающего оборудования. Имеются в виду расходные характеристики Bi=f(Pj) и характеристики относительных приростов Ei= f(Pi).
Каждому значению активной мощности электростанции Pj соответствует определённая точка характеристики є;= f(Pi), соответствующая оптимальному распределению мощности между агрегатами на самой электростанции и вполне определенному режиму, а также составу работающего при этом оборудования. Причём исходными данными для расчёта характеристик каждой электростанции является тепловая схема электростанции и характеристики котлов и турбоагрегатов [39].
В России разработкой алгоритмов и программ для расчёта характеристик относительных приростов Є{= f(Pj) для отдельных агрегатов и для тепловых электростанций в целом при оптимизации внутристанционных режимов занимались такие организации, как ВНИИЭ, Союзтехэнерго, ОДУ Урала, а также ведущие институты (МЭИ, НЭТИ и др.) [7, 20, 24, 34]. Также находит применение использование эквивалентных характеристик подсистем, а также выделяемых из ЭЭС групп электростанций, имеющих достаточно жёсткие связи между собой [7]. Суммарный расход условного топлива электростанциями подсистемы в единицу времени (Впс) и относительный прирост затрат для подсистем єпс являются функциями многих переменных. Поэтому в целях упрощения построения характеристик из состава переменных обычно выделяется основная переменная, а именно активная суммарная мощность электростанции Р;, влияние которой на экономические характеристики значительно больше, чем влияние каких либо других переменных. При этом характеристики относительных приростов представляются в виде полиномов второй степени с коэффициентами а,(1), а/2) и а;(3) [39].
Перейдем теперь непосредственно к рассмотрению алгоритма построения системы управления процессом экономически наивыгоднейшего распределения активной мощности между электростанциями ЭЭС.
Принципиальная схема ЭЭС представлена на рис.2.21, причём учитывается передача активной Рлі и реактивной Qni мощностей по линии связи между каждой из электростанций ЭЭС и узлом сложно замкнутой части ЭЭС. Эта часть на рисунке обозначена "СЗ". Для каждой электростанции ЭЭС на основе известных характеристик Sj= f(P;) по формуле (2.105) определяется зависимость fii= f(Pj), причём коэффициент Aj определяется с учётом как активной, так и реактивной мощностей, протекающих по линии СВЯЗИ Л;.
Как известно, в общем случае потери активной мощности в линии электропередачи, сопротивление которой представляется активной Rnj и реактивной ХЛІ составляющими (Zni=Rm+jX), является функцией передаваемых по линии активной РЛІ и реактивной Qm мощностей. Р2 +02 и? Если имеется местная нагрузка на рассматриваемой электростанции і, как например Рн1 и Рн2 на электростанциях Г1 и Г2 (рис.2.21), то потери активной мощности в линии связи Л,- опоелеляются по формуле:
