Оптимальное распределение нагрузки между теплоэлектростанциями, при наличии гидроэлектростанции

Вывод условия оптимального распределения нагрузки с учетом изменения напора ГЭС. Пусть в системе имеются три станции — гидравлическая и две тепловые. Между ними произвольно распределен заданный график нагрузок с соблюдением баланса мощности. По графику мощностей ГЭС определен график её расходов. Перераспределим нагрузку и посмотрим, к каким изменениям в системе это может привести. В момент taна интервале dtувеличим расход ГЭС на величину dQ, а в дальнейшем в момент tb на интервале dtуменьшим расход

ГЭС на туже величину dQ. Как изменятся мощности станций в период от ta до tb? Увеличение расхода приведет к увеличению мощности на dPa = dQqa-1и к такому же снижению мощности тепловой станции. Тепловая станция будет иметь экономию топлива: dBa = dPabadt = baqa-1dQdt = λadV,(5.1)гдеqa, — относительные приросты ГЭС и ТЭС;λa = baqa-1- множитель Лагранжа;dV = dQdt- дополнительный сток ГЭС. Величина экономии топлива по формуле 5.1 найдена без учета изменчивости напора. В действительности увеличение расхода приведет к увеличению уровня нижнего бьефа. Так как этот процесс затухает медленно, то он будет продолжаться от taдо бесконечности. Мощность ГЭС при этом снижается на: Таким образом, чтобы судить о мощностях, нужно знать изменчивость уровней нижнего бьефа dHt, н, b, которая требует учета нестационарных процессов в нижнем бьефе. Методы эти сложны, и получение величины dHt, н, bтребует трудоемки расчетов. Поэтому обычно применяют упрощенные методы. Дополнительный расход топлива ТЭС за счет увеличения уровня нижнего бьефа наdHt, н, b будет равен:

где принято обозначение:

Такое обозначение введено потому, что величина λa, н, bимеет ту же размерность, что и коэффициент эффективности λ по формуле:

Подобные рассуждения можно применить к моменту tb, когда будет восстановлен баланс стока воды ГЭС, тогда получим: dBb = λbdV;dBbпb = λbпbdV .Но напор меняется и за счет изменчивости верхнего бьефа, поэтому необходимо учесть эффект последствия. В течение периода от отta до tbГЭС работает с пониженными на dHвb по сравнению с первоначальным режимом уровнями верхнего бьефа. Можно так определить снижение мощности ГЭС от напора в этот период:

причемпроизводнаяпоказывает изменение мощности ГЭС от напора, а — изменение напора от объема. Всего же объем изменился на dV. Пережог топлива на ТЭС: причем легко видеть, что размерность этой величины также совпадает с размерностью λ.Общее изменение расхода топлива системы равно: dBc = - dBa + dBнаб+ dBб — dBбпб + dBаб. Если первоначальное распределение нагрузки было лучше второго, то dBc 0, если же последующий режим лучше, то dBc 0, то есть в системе будет экономия топлива. Примем для дальнейшего условие равно экономичности режимов за расчетное, что соответствует dBc= 0. Из последнего после сокращения следует:λb -λbнb = λa -λaнb — λab.Следовательно, при непостоянстве напора ГЭС значение λ не остается постоянным, как это было при постоянстве напоров. Поэтому при каждом расчетном интервале времени требуется определить свой коэффициент эффективности λ. [4]Схемы автоматизации распределения нагрузки

Принципы автоматизированного управления электростанциями

Электрогенерирующая станция как главная производственная единица электроэнергетической системы (ЭЭС), в связи с особенностями процесса производства и передачи электрической энергии, должна управляться полностью автоматически, без непосредственного участия человека в качестве оператора. В настоящее время большая часть гидроэлектростанций (ГЭС)полностью автоматизированы. Тепловые (ТЭС) и атомные (АЭС) электростанции управляются автоматизированными системами, предполагающими эпизодическое вмешательство в их функционирование дежурных операторов электростанции. Тем не менее, в связи с программированием современных систем управления ГЭС человеком и предусматриваемой возможностью «ручного» воздействия на них, они также называются автоматизированными (АСУ ГЭС). Громоздкая, из-за сложности тепловых процессов, технологическая автоматика ТЭС и АЭС обусловливает наименование систем управления ими как автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).Автоматизированное управление режимами работы ЭЭС осуществляется АСУ ЭЭС, ОЭС и АСУ ЕЭС соответственно. Их техническая реализация стала возможной лишь с появлением цифровой вычислительной техники. Назначением АСУ является обеспечение надежного, технически рационального и оптимального по технико-экономическим показателям функционирования электрических станций и ЭЭС. Главными задачами АСУ электростанций являются:

поддержание активной мощности электроэнергетических блоков на предписанном постоянной прогнозируемой — плановой частью графика нагрузки электростанции уровне;

изменение активной мощности энергоблоков под воздействием сигналов АСУ ЭЭС, поступающих по каналам передачи информации, для покрытия случайно изменяющейся — неплановой нагрузки ЭЭС;экономичное распределение плановой и неплановой активной мощности электростанции между параллельно работающими электроэнергетическими блоками;

поддержание частоты напряжения на шинах электростанции на номинальном уровне с заданной точностью (отклонениями не более f = ± 0,1 Гц) — вторичное автоматическое регулирование частоты;

изменение амплитуды напряжения на шинах электростанции в соответствии с графиком;

изменение обусловленной режимами работы ЭЭС реактивной мощности электростанции и оптимальное её распределение между синхронными генераторами;

взаимодействие с автоматическими устройствами противоаварийного управления и защиты энергоблоков — противоаварийной автоматикой (УПА).Автоматизированная система управления выполняет и ряд технико-экономических и планово-производственных и даже коммерческих функций. Общая концепция построения и функциональная структура АСУ ТП является интегрированной двухуровневой иерархической и распределенной (по территории электростанций). Верхний уровень — общестанционная часть, нижний — агрегатная (блочная) часть; использует общее информационное обеспечение: подсистему сбора и первичной обработки информации от энергоагрегатов, входящую в блочную часть, и подсистему представления информации через ПЭВМ персоналу, входящую в общестанционную часть. Верхний уровень АСУ включает подсистему автоматического управления нормальными режимами общестанционного уровня, состоящую из автоматических устройств:

общестанционного регулирования частоты и активной мощности электростанции (ОРЧМ);общестанционного регулирования напряжения и реактивной мощности (ОРНМ);управления изменениями состояний энергоагрегатов (с условным названием ПУСК) и противоаварийного управления (ПАУ).Нижний уровень образует комплекс автоматических устройств управления гидрои турбогенераторами: автоматика изменения состояния, автоматический синхронизатор (АС), автоматические регуляторы частоты вращения (АРЧВ), активной мощности (АРАМ) и возбуждения (АРВ) синхронного генератора, трансформаторов (АРКТ). 9]Микропроцессорная автоматизированная система управления гидроэлектростанциями

Гидроэлектростанциям принадлежит важная роль в обеспечении надежного и оптимального режимов работы Единой электроэнергетической системы. Они покрывают переменную, случайно изменяющуюся часть графика нагрузки ЕЭС, и тем самым обеспечивают равномерную работу мощных электроэнергетических блоков ТЭС и АЭС. Именно на ГЭС сосредоточен оперативный резерв мощности, вводимый в действие в течение десятков секунд. Маневренность ГЭС широко используется в аварийных ситуациях для быстрого восстановления баланса (равенства требуемой потребителем и производимой) электроэнергии в целях предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электрических станций и восстановления нормального режима работы ЭЭС. Технологический процесс производства электроэнергии на ГЭС несопоставимо проще, чем на ТЭС. Поэтому первыми разрабатывались АСУ ГЭС. Создана микропроцессорная интегрированная АСУ ГЭС и ГАЭС, функциональная структура которой иллюстрируется схемой на рисунке6.

1. Как указывалось, АСУ является двухуровневой. Нижний агрегатный уровень АСУ (агрегатная часть АЧ АСУ) содержит устройства:

сбора и первичной обработки информации о состоянии гидрогенератора ГГ и трансформатора Т блока и схеме его подключения УСИ; контроля и диагностики КДА гидрогенератора ГГ и коммутационного (подстанционного) оборудования КДПО;

комплексного автоматического управления блоком гидротурбина-генератор — трансформатор КУА;регистрации аварийных ситуаций РАС на гидрогенераторах и распредустройствах

ОРУ1, ОРУ2. Рисунок 6.1 — Функциональная структура микропроцессорной АСУ ГЭС[9]Первая группа информационных средств поставляет (через концентратор КИ) информацию о технических показателях технологического оборудования таких, как уровни масла в маслонапорной установке (МНУ), подпятнике гидротурбины и подшипнике генератора, их температура, положения гидравлических двигателей и др.; о ходе процессов пуска и синхронизации гидрогенератора, его и трансформатора электрических режимах, о состоянии выключателей

В и их приводов. Главную управляющую часть агрегатного уровня КУА составляют микропроцессорная автоматика изменения состояния гидрогенератора, микропроцессорные АС, АРЧМ и АРВ синхронного генератора. Устройства РАС выдают осциллограммы процессов изменений напряжений и токов при КЗ и других возмущающих воздействиях, фиксируют состояния контактных и бесконтактных выходов измерительной и исполнительной частей автоматических управляющих устройств с последующей выдачей информации на экран дисплея ПЭВМ. Верхний общестанционный уровень АСУ (общестанционнаячасть ОС АСУ) состоит из следующих подсистем:

представленная и отображенная информация ОИ персоналу электростанции о нормальных режимах, регистрации и анализа аварийных режимов;

автоматического управления нормальными режимами работы электростанции;

противоаварийной автоматики ПА;информационной связи с вышестоящим уровнем управления СВУ и комплексного учета электроэнергии КУЭ. Подсистема ОИ строится на базе локальной вычислительной сети совместимых ПЭВМ, установленных на главном щите управления ГЩУ гидроэлектростанцией, в электромашинном зале МЗ, в помещениях службы автоматики и защиты АЗ, администрации АД, планово-производственного отдела ППО. Основными её функциями являются:

отображение информации о текущем состоянии энергооборудования и электрической схемы ГЭС;своевременное выявление отклонений режимных параметров технологического процесса и его нарушениях;

регистрация действия автоматических управляющих устройств в нормальных, предаварийных и аварийных режимах;

вычисление технико-экономических показателей, коммерческий учет электроэнергии и сбор статистической информации. Подсистема общестанционного автоматического управления состоит из трех основных частей, осуществляющих автоматическое управление пуском и включением на параллельную работу гидрогенераторов — подсистема ПУСК; общестанционное автоматическое регулирование частоты и оптимальное распределение активной нагрузки между гидрогенераторами -общестанционная подсистема регулирования частоты и мощности ОРЧМ и общестанционного автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности ОРНМ. Основное назначение подсистемы ПУСК- формирование командных сигналов для устройств технологической автоматики, обеспечивающей изменение состояния гидрогенератора, управление процессами нормального и ускоренного пусков в генераторный, насосный (на ГАЭС) или компенсаторный режимы, перевода из одного режима в другой и обеспечение персонала электростанции информацией об их протекании, отображаемой на экранах дисплеев ПЭВМ, особенно на ГАЗС: начале и окончании очередной стадии электромеханического переходного процесса, например, открытия направляющего аппарата, достижении близкой к синхронной частоты вращения, электромагнитных и электромеханических переходных процессов самои точной синхронизации и наборе гидрогенератором нагрузки. Микропроцессорная подсистема ОРЧМ по сигналам от АСУ ЭЭС формирует сигналы предписанной мощности каждого гидрогенератора и распределяет её изменения между гидрогенераторами с учетом их индивидуальных ограничений по активной мощности и зон нежелательных, из-за повышения вибраций и кавитации, нагрузок, то есть обеспечивает технически рациональное и оптимальное технико-экономическоераспределение изменений нагрузки ГЭС между гидрогенераторами. Подсистема воздействует на АРЧБ турбин через их задающие элементы — механизмы изменения мощности. Подсистема обще станционного автоматического регулирования напряжения ОРНМ выявляет отклонения напряжения на шинах электростанции и реактивной мощности, отдаваемой в ЭЭС — генерируемой или потребляемой, от предписанных значений и воздействует на задающие элементы изменения уставок напряжения ЭИУ АРБ синхронных генераторов или статических компенсаторов реактивной мощности, обеспечивая оптимальное её распределение между ними, и воздействует на АРКТ трансформаторов и автотрансформаторов, связывающих шины различных напряжений. Основными отличительными особенностями микропроцессорной подсистемы ОРНМ, обусловленными возможностями цифровой вычислительной техники, являются:

прогнозирование реактивной нагрузки электростанции, необходимой для поддержания на предписанном уровне напряжений на шинах, осуществляемое на основе учета регулировочной характеристики (зависимости требуемой реактивной мощности от задаваемого напряжения) ГЭС;учет различий регулировочных характеристик гидрогенераторов и индивидуальных ограничений по реактивной нагрузке, её перераспределение в зависимости от режима работы (генераторный, режим синхронного компенсатора, насосный) и от активной нагрузки гидрогенераторов;

анализ перетоков реактивной мощности через автотрансформаторы связи между шинами различных напряжений при формировании воздействия на АРКТ;

поагрегатный контроль выполнения управляющих воздействий и выдача соответствующей информации. Микропроцессорная подсистема противоаварийной автоматики предназначена для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электрических станций при аварийных возмущениях. Она формирует и запоминает на определенное время дозированное по интенсивности и длительности противоаварийные управляющие воздействия на гидрогенераторы: их ускоренный пуск, отключение или электрическое торможение. Микропроцессорная АСУ осуществляет обмен информацией с диспетчерским пунктом ЭЭС и Системным оператором через информационные автоматические устройства сбора и передачи сигналов ССПИ и быстродействующей передачи сигналов противоаварийной автоматики БСПА. 9]Микропроцессорная автоматизированная система управления тепловыми электростанциями

В связи с возрастающей по мере развития электроэнергетики сложностью решения проблемы оптимального распределения активной нагрузки при поддержании практически неизменной частоты и, особенно, противоаварийного управления мощностью ЭЭС и еёперетоками между ними к покрытию неплановой случайно изменяющейся части графика нагрузки ЭЭС стали привлекаться и тепловые электростанции. В соответствии общей концепцией построения АСУ ТП тепловых электростанций на общестанционную её часть, кроме оптимального распределения плановой мощности, возлагается задача технически рационального и технико-экономически оптимального распределения между энергоблоками ТЭС неплановой, задаваемой общей для ЭЭС автоматической системой управления активной мощностью. Общестанционная часть АСУ ТП обеспечивает участие ТЭС и в автоматическом регулировании частоты. Особая роль принадлежит ТЭС в противоаварийном управлении мощностью: кратковременные импульсное и длительное снижение мощности турбогенераторов (их разгрузка) являются решающими факторами предотвращения нарушения динамической и статической устойчивости ЭЭС соответственно. Поэтому и в связи с громоздкостью теплоэнергетического технологического оборудования функции микропроцессорной АСУ ТП тепловой электростанции существенно сложнее выполняемых автоматизированной системой управления ГЭС. В соответствии с общей концепцией построения АСУ ТП тепловых и атомных электростанций она является интегрированной, иерархической, двухуровневой и распределенной, функционирующей на основе переработки обширной информации. Основной уровень АСУ ТП — это еёобщестанционная часть ОСЧ (рисунок6.

2) состоит из информационных ИВК и управляющего УВК вычислительных комплексов. Информационное обеспечение АСУ имеет решающее значение для эффективности её функционирования. Общестанционная часть АСУ осуществляет обмен информацией по телеавтоматическим каналам технических средств сбора и передачи информации ССПИ с АСУ электроэнергетической системы, автоматизированной системой диспетчерского управления ОЭС и ЕЭС и по каналам быстродействующей передачи сигналов БСПА с централизованной противоаварийной автоматикой (ЦПА): как указывалось, она получает информацию о заданном графике загрузки электростанции плановой мощностью и о предписанной неплановой мощности, покрытие которой связано сучастием ТЭС в автоматическом регулировании частоты, информацию о дозированных противоаварийных воздействиях на кратковременное и длительное снижение мощности турбин в аварийном и послеаварийном режимах соответственно и выдает информацию о режимах работы ТЭС и её технико-экономических показателях, схеме электростанции, состояниях энергоблоков, максимально и минимально допустимых мощностях и об исполнении заданий по плановой и неплановой мощностям. Информационно-вычислительный комплекс ИВК собирает информацию от измерительных преобразователей электрических режимных параметров турбогенераторов и датчиков тепловых, термодинамических и механических режимных параметров энергоблоков и оборудования собственных нужд (источников информации ИИ агрегатной части АЧ АСУ ТП) и про изводит её обработку, прежде всего для отображения оперативному персоналу ООП, диагностики состояния и определения ресурсов основного теплои электроэнергетического оборудования ДСЭО, учета выработанной, потребляемой на собственные нужды и отпущенной электрической и тепловой энергии УЭТЭ, поступающей в устройства отображения и использования информации УО и ИИ. В ИВК производятся расчеты по оптимальному распределению плановой и неплановой мощностей электростанции между энергоблоками по рассчитываемым циклически на основе собираемой информации технико-экономическим показателям энергоблоков РОРМ, формируются данные для передачи в АСУ ЭЭС и ЕЭС, производится регистрация и анализ аварийных ситуаций РААС и ряд расчетов планово-производственного характера. Рисунок 6.2 — Функциональная схема АСУ ТП ТЭС[9]Управляющий вычислительный комплекс состоит из следующих частей:

управления пуском и остановом, включением на параллельную работу и нагружением турбогенераторов ПУСК;

общестанционного регулирования частоты и мощности ОРЧМ;

общестанционного регулирования напряжения и реактивной мощности ОРНМ;

противоаварийного управления мощностью ПАУМ. Основные отличительные от управляющей части АСУ ГЭС (см. рисунок 6.1) особенности УВК определяются сложностью технологических процессов пуска, останова и нагружения паровых турбин и рассмотренными задачами автоматического управления мощностью в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах, реализуемого микропроцессорной автоматической системой управления мощностью, выполняющей функции ОРЧМ и ПАУМ.

Усложняются и функции ОРНМ по сравнению с выполняемыми в АСУ ГЭС, поскольку ТЭС и АЭС часто имеют шины нескольких напряжений, а ТЭЦ — и генераторного напряжения. Соответственно требуется больший объем информации и согласование управляющих воздействий на АРВ групп электрических блоков генератор — трансформатор и АРКТ трансформаторов и автотрансформаторов связи между шинами. Автоматическая система ОРНМ (рисунок 6.2) программно реализуется как многосвязная автоматическая система регулирования. Программная автоматическая система ОРНМ обладает свойством адаптации к составу генераторов и трансформаторов и к электрической схеме электростанции. При этом не требуется перепрограммирования: производится лишь соответствующая её настройка. Микропроцессорная автоматическая система управления частотой и мощностью ОРЧМ (рисунок 6.2) является основной частью АСУ ТП. В связи с противоречивостью энергосистемных и внутриблочных требований и условий она отличается значительной сложностью.

Для поддержания оптимального режима и устойчивости функционирования энергообъединений особенно важны скорость и точность отработки выдаваемых ТЭС заданий по мощности, тогда как допустимая и реализуемая скорости изменения мощности инерционных тепловых энергоблоков ограничены. Поэтому автоматическая система управления содержит специфические элементы ограничения темпа задания мощности (ОТЗ) и безударного её подключения и отключения. По существу, только микропроцессорная реализация позволила на удовлетворительном уровне компромиссно разрешить противоречивость обще системных и внутриблочныx условий и придала автоматической системе управления новые, по сравнению с аналоговой реализацией, свойства. Рисунок 6.3 — Функциональная схема микропроцессорной автоматической системы управления мощностью ТЭС[9]Общестанционная автоматическая система управления (регулирования) частоты и мощности тепловой электростанции программно выполняет функции (рисунок 6.3): задания плановой нагрузки (элемент ЗЭПН) и неплановой мощности ЗЭНМ, ограничения темпа заданий на изменения мощностей ОТЗ и безударного подключения и отключения (безударных операций) ЭБО; оптимального по технико-экономическим показателям распределения мощности ОРМ и задания мощности Рпрi энергоблокам (элемент ЗЭМБ); измерительного органа частоты ИОЧ с зоной нечувствительности fнч > -±0,1- Гц (корректор частоты КЧ). Выходной сумматор SМих сигналов воздействует на микропроцессорную

ЭЧСР-М турбоагрегата и аналоговый регулятор парогенератора АРПГ. Плановая предписанная нагрузка Рпр. nл рассчитывается в общеэнергосистемном оперативном информационно-управляющим комплексе АСУ ЭЭС (см. ниже) и передается по каналам связи системы сбора и передачи информации (ССПИ) на ТЭС заблаговременно в виде почасовых точек графика нагрузки и состава турбогенераторов (их пуска и останова). Задачи, связанные с управлением неплановой предписанной мощностью Рпр. нпли противоаварийным управлением решаются в реальном времени управляющим вычислительным комплексом общеэнергосистемного уровня. Расчеты заданий плановой мощности энергоблокам по их технико-экономическим показателям производятся микропроцессорами общестанционной части АСУ ТП в соответствии с почасовым графиком нагрузки, а неплановой — в реальном времени (циклически каждые 0,2 с).Функции заданий мощностей выполняются по замкнутым схемам следящего автоматического регулирования, поэтому функция задания неплановой нагрузки энергоблокам вназывается регулятором неплановой мощности. Регулятор функционирует по интегральному алгоритму автоматического регулирования и принципиально реализуются как программные позиционные астатические регуляторы, содержащие, например ЗЭНМ, элемент сравнения непрерывного действия ЭСНД, релейный усилитель-преобразователь УП и интегратор

И, охваченные функциональной отрицательной обратной связью ФОС с передаточной функцией апериодичногозвена. Их техническая реализация — цифровая по соответствующим программам управления микропроцессорными вычислительными средствами, то есть в виде цифровых моделей астатического следящего регулятора. Программа оптимального распределения мощности обеспечивает вычисление функций φi; изменений мощностей энергоблоков по их технико-экономическим показателям и технологическим ограничениям и определяет приоритет загрузки отдельных энергоблоков или их групп с учетом технологически допустимых регулировочных диапазонов. Их численным интегрированием, что условно (знаками интегралов) и обозначено на рисунке6.

3, и определяются предписанные мощности Рг.прiэнергоблоков.Ограничители темпа задания (их два в каналах мощностей Рпр. пли Рпр.нпл) также представляют собой цифровые модели астатических регуляторов с интеграторами, постоянные времени которых и устанавливают допустимые по технологическим условиям скорости изменений заданий мощностей, поступающих из АСУ ЭЭС, или скорость изменений нагрузок энергоблоков при подключениях и отключениях, ввиду или недостоверности информации, или неисправности АСРМ. Программно реализуется и измерительный орган частоты ИОЧ с зоной нечувствительности. Например, показанная на рисунке6.

4 упрощенная программа распределения предписанной ТЭС неплановой мощности Рпр. нплмежду турбогенераторами -определения Рпрi состоит из ряда подпрограмм — программных модулей. Модуль сравнения предписанной Рпр. нпли истинной Рнпл мощностей электростанции выявляет необходимое её приращение Р = Рпр. нпл-Рнпл. Производится проверка условияР- > о и условий перехода к загрузке генераторов Р > Рmin или их разгрузке — Р< Рmin, где Р — порог чувствительности вычислительной части к изменениям мощности. Модуль загрузки MIN при выполнении первого из двух указанных условий перехода определяет энергоблок, с которого по его технико-экономическим показателям и технологическим условиям должна начинаться загрузка турбогенератора дополнительной мощностью и проверяет наличие регулировочного диапазона на увеличение его нагрузки. Модуль разгрузки МАХ при выполнении второго условия перехода выбирает энергоблок, начиная с которого должно производиться снижение мощности турбогенераторов, и проверяет отсутствие технологических ограничений уменьшения его нагрузки. По подпрограммам MIN и МАХ циклически анализируется состояние всех энергоблоков ТЭС. Определяется один из возможных результатов анализа: найден один энергоблок с минимальным (максимальным) индексом приоритета на загрузку или разгрузку соответственно; найдено несколько турбогенераторов с одинаковыми приоритетами; получен признак отсутствия регулировочных диапазонов у всех энергоблоков. Первые два результата используются программными модулями разрешения изменения мощности — разрешения загрузки (разгрузки) выбранного энергоблока (энергоблоков).Рисунок 6.4 — Упрощенная структурная схема программы распределения мощности ТЭС между турбогенераторами [9]Программный модуль ЗАГРУЗКА-РАЗГРУЗКА производит расчеты управляющих воздействий на одновременное или поочередное увеличение (уменьшение) мощности выбранных турбоагрегатов. Производится подготовка данных для расчетов, в особенности Р и постоянной времени Ти интегрирования. Подпрограмма INTGRL выполняет интегральную операцию, моделирующую, как указывалось, следующее астатическое изменение предписанной мощности. Если результат интегрирования отличен от нуля Y 0, то производится проверка условий Qi= 0 возможности изменения нагрузки i-гo турбогенератора. Значением условия Qi= 1 запрещается участие турбогенератора в покрытии приращения мощности ТЭС: сохраняется прежняя его нагрузка Рг. пр (n- 1) T: При допустимости её изменений предписанная мощность генератора Рг. пр (nТ) увеличивается на значение Рг, определяемое коэффициентом или функцией φi долевого участия i-гo турбогенератора в покрытии изменения нагрузки ТЭС или ограничиваемую максимально или минимально допустимой мощностью энергоблока в соответствии с возможным динамическим диапазоном её изменения. Если порядковый номер i-гo турбогенератора не превышает их количества N, то по переходу, определяемому отрицанием условия i> N, про изводится следующий цикл определения изменения нагрузки (i+ l)-го турбогенератора. Функции, выполняемые ОРЧМ при управлении плановой мощностью, сводятся в основном к следующим:

формирование промежуточных (между заданными АСУ ЭЭС почасовыми) точек прогнозируемой части графика нагрузки электростанции;

расчеты предписанной плановой мощности энергоблоков на основе анализа их технико-экономических показателей и с учетом регулировочных диапазонов, допустимой скорости изменения нагрузки турбогенераторов, допускаемой перегрузки трансформаторов связи между шинами различных напряжений и технологических ограничений изменения мощности турбин; обеспечение в результате оптимального экономически и рационального технически распределения предписанной ТЭС графиком нагрузки плановой мощности;

формирование сигналов информации о выполняемом графике нагрузки. 9]Экологичность и безопасность жизнедеятельности

Главенствующим условием развития цивилизацииявляется потребление энергии. Доступная энергии всегда была необходима для удовлетворения потребностей человечества, улучшения условий жизни человека и увеличения продолжительностиего жизни. История человечества — история познания новых методов преобразования энергии, изучения её новых источников и, в конечном итоге, увеличения потребления энергии. Первый этапистории потребления энергии произошел, когда человек научился добывать огонь и использовать его для приготовления пищи и обогрева своего жилища. Источником энергии в этот период служилоприродное топливо. Последующий этап связан с изобретением колеса, созданием орудий труда, развитием производства металла. К XV веку человек, используя энергию воды и ветра, естественное топливо: дрова и уголь, уже потреблял приблизительно в десять раз больше, чем первобытный человек. Человек современного индустриального общества потребляет в сотни, тысячи раз больше энергии, чем первобытный человек. В современном мире энергетика является основой развития всех без исключения отраслей промышленности, определяющих поступательное движение вперёд общественного производства. Непременным условием существованияустойчивого роста экономики является опережающие темпы развития энергетики. Одновременно энергетика — один из основных источников вредного воздействия на окружающую среду и человека, в ней обитающего. Неблагоприятное влияние на атмосферу (потребление кислорода, выбросы продуктов горения топлива), гидросферу (создание искусственных водохранилищ, сбросы неочищенных стоков, жидких отходов) и на литосферу (потребление ископаемых видов топлива, изменение ландшафтных условий, выбросы токсичных веществ).Несмотря на явные факторы вредного воздействия энергетики на окружающую среду, рост выработки и потребления энергии ранее не вызывал особой тревоги.

Так продолжалось до середины 70-х годов прошлого века, когда многочисленные данные, свидетельствующие обугрожающем влиянии на климатическую систему, оказались в руках специалистов. По их мнению, неконтролируемый рост энергопотребления представляет угрозу глобальной экологической катастрофы. С тех пор ни одна другая научная проблема не привлекает такого пристального внимания, как проблемытекущих и предстоящих климатических изменений. Главной причиной изменения климата на планете считается энергетика. При этом под энергетикой подразумевается любая область человеческой деятельности, связанная с производством и потреблением энергии.

Значительная часть энергетики сопровождается потреблением энергии, освобождающейся при сжигании углеводородного топлива (нефти, угля и газа), что, в свою очередь, приводит к выбросу в атмосферу значительного количества продуктов горения. Кроме парникового эффекта, ответственность за который частично лежит на энергетике, на климат нашей планеты оказывает влияние некоторые естественные причины, к числу основных из которых относятся солнечная активность и вулканическая деятельность. Точный анализ проблемы глобального изменения климата возможен с учетом всех факторов, при этом необходимо внести понять, как будет развиваться мировое потребление энергии в ближайшем будущем, необходимо ли человечеству устанавливать жесткие ограничения в потреблении энергии на собственные нужды с тем, чтобы избежать перспективы катастрофы глобального изменения климата. Начиная со времени наступления первого глобального энергетического кризиса в широкое употребление вошёл термин «энергетическая безопасность». Ранеепонятие «энергетическая безопасность» определялось в рамках одногогосударства, то есть на национальном уровне и для «национальной энергетической безопасности». Национальная энергетическая безопасность определялась как достаточноеэнергоснабжение для обеспечения жизнедеятельности национальной экономики, или энергетическая самодостаточность. В текущий периодвремя национальную энергетическую безопасность обычнопредставляютсквозь призму национальной безопасности государствав целом, как главную составляющую. Она истолковываетсякак обеспечение защитыграждан и государства от угроз дефицита всех видов энергии и энергетических ресурсов, появляющихсяиз-за совместного влияниятаких негативных факторов, как природных, техногенных, управленческих, социально-экономических, внутрии внешнеполитических. Исследователи глобальной энергетической безопасности толкуютдва противоположных подхода в ее обеспечении. Первый подход называется «вашингтонский консенсус», который является свободной моделью управления энергетическими ресурсами инаправленная, прежде всего, на устранение политическогопротивостояния, уменьшающегодоступ иностранных инвесторов к источникам энергии и сырьевых ресурсов.

Одновременноисточники энергииопределяются какобъект товарного рынка, требования стран-экспортеров не принимаются во внимание. Главныеих этих требований заключаютсяв следующем:

Во-первых, необходимо учитывать огромные финансовые и материальные затратына разработку месторождений нефти и газа государствами-производителями, на создание новой и поддержание созданной ранее транспортной инфраструктуры, имеющей в ряде случаев трансконтинентальные масштабы. Во-вторых, страны-экспортеры стремятсяполучать от своих контрагентов твердые контрактные гарантии поставок энергоносителей в длительнойперспективе. Экспортеры должныбыть уверены, что их капиталовложения окупятся. Второй подход обеспечения глобальной энергетической безопасности называется «пекинский консенсус». В этом направлении двигаются страны, входящие в группу БРИК, и государства-члены ОПЕК. Эти государства сочетают государственный контроль над стратегическими отраслями национальной экономики, прежде всего над энергетической отраслью, с высокой управленческой эффективностью частных компаний. Приверженцы"пекинского консенсуса" полагают, что энергетические ресурсы должны быть государственной собственностьюи являтьсяодной из главныхопор национальной безопасности. Эти государства используют доходы от экспорта энергоресурсов для модернизации экономики и повышения жизненного уровня населения. Первую модель обеспечения глобальной энергетической безопасности культивируют большая часть индустриально развитых стран Запада на, тогда как Россия и Китай придерживаются второй модели. При исследовании вопросов энергетической безопасности необходимо учитывать факторы, вызывающие измененияцен на мировом энергетическом рынке. Причинынестабильности, ещё более усиливающейсяв условиях современного мирового экономического кризиса, следующие. Во-первых, существенно различающиеся прогнозы запасов углеводородного сырья. Во-вторых, снижение издержек в энергетике за счёт роста научно-технического прогресса, который позволяет государствам успешно конкурировать на мировом рынке, компенсируя исчерпание наиболее благоприятных по природным и геологическим условиям запасов нефти. В-третьих, важным фактором колебания цен является то обстоятельство, что рост энергопотребления в определенные моменты опережает возможности производства и добычи энергии. Необходимо учитывать, что геологические запасы неравномерно размещены на территории планеты и могут быть значительно удалены от потенциальных потребителей, которые остро в них нуждаются. В-четвертых, продажа нефтяных фьючерсов на крупнейших энергетических биржах превратилась в сферу приложения спекулятивных капиталов. Наплыв этих капиталов ведет к резкому росту цен, не связанному с увеличением потребления энергии в мировом хозяйстве, а их отток способствует ценовым обвалам. Следовательно, для обеспечения мирногосуществования международного сообщества необходимо принятьнадежную стратегию энергетического развития. Особенно важна эта стратегия в условиях современного экономического кризиса и еёосуществлениестанетглавнымдвигателемвыхода международного сообщества из сегодняшнего кризисного состояния. Организационно-экономический раздел

Внедрение механизмов распределения нагрузки распределения нагрузки между генерирующими объектами

Современный уровень развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) России характеризуется большим охватом территории, наличием многоконтурных сетей нескольких классов напряжения (110, 220, 330, 500, 750 кВ), объединенных сложными трансформаторными связями. Текущие рыночные условия предъявляют повышенныетребования к эффективномуиспользованию и повышению надежности ЕНЭС России, что должнообеспечиваться с помощью средств управляемых (гибких) систем электропередач переменного тока (FACTS), к которым относятся:

повышение пропускной способности электрических сетей ЕНЭС высокого напряжения;

перераспределение перетоков мощности в основной сети в зависимости от спроса;

повышение степени эфективностиработы энергосистем за счёт снижения потерь электроэнергии в электрических сетях;

ограничение токов короткого замыкания. Повышение управляемости режимов работы ЭЭСВключение в состав ЭЭС устройств распределения нагрузкиспособствует повышению уровня управляемости, увеличению степени компенсации зарядной мощности электрической сети и переводу потоков активной мощности в линии с большим классом напряжения. Появляется возможность аккумулирования электроэнергии непосредственно в электрической сети с последующим возвратом её в ЭЭС. Вследствиеэтого создаются благоприятные технические возможности более полного использования пропускной способности существующих электрических сетей, повышается статическая и динамическая устойчивость синхронной работы генераторов и нагрузки и улучшается качество электроэнергии. Одновременно расширяются возможности оперативной и автоматической оптимизации параметров режимов работы ЭЭС. Повышение статической и динамической устойчивости ЭЭСПовышение устойчивости синхронной работы генераторов и нагрузки снижает вероятность нарушения нормальной работы ЭЭС и соответственно способствует уменьшению частоты срабатывания противоаварийной автоматики (ПА), предотвращающей эти нарушения. Кроме того, появляется возможность снизить дозировки управляющих воздействий ПА, уменьшив тем самым объем отключений нагрузки и генераторов. Результатом этого является:

снижение потребности в аварийном резерве в ЭЭС;уменьшение ущербов от недовыработки электроэнергии;

уменьшение выплат потребителям за перерывы электроснабжения;

экономия топлива на повторные пуски энергоблоков электростанций. Повышение качества электроэнергии

Устройствараспределения нагрузкиобеспечивают исключение негативного влияния, вызываемого превышением нормативныхзначений таких показателей качества электроэнергии, как установившеесяотклонение и размах изменения напряжения, несимметрия и степеньискажения синусоидальности напряжения, длительность проваловнапряжения. Они проявляется как у потребителя, так и в энергосистеме: наэлектростанциях и в электрических сетях. Для электростанций повышение качества электроэнергии можетспособствовать:

снижению ограничений рабочей мощности электростанций из-за уменьшения производительности вспомогательного оборудования при снижении напряжения;

улучшению условий эксплуатации основного и вспомогательного оборудования, обусловленному симметрией, стабильностью и нормативным гармоническим составом напряжения. Эти преимуществамогут способствовать:

уменьшению топливной составляющей в себестоимости произведенной продукции;

снижению скорости износа оборудования с соответствующим продлением сроков его эксплуатации и увеличением межремонтных периодов;

повышение надежности работы оборудования и снижения вероятности его отказов;

уменьшения вероятности несанкционированной включения релейной защиты и сбоев функционирования приборов автоматического регулирования и управления;

сокращению времени простоев оборудования электростанций в планово-предупредительных (ППР) и восстановительных (ВР) ремонтах с соответствующим увеличением числа часов использования его установленной мощности и увеличением объема товарной продукции. Определение экономической эффективности распределения нагрузки между генерирующими объектами

Примерный расчет технико-экономической оценки эффективности распределения нагрузки между электростанциями проведем на примере комплексного применения СТК и УУПК на межсистемных связях. Исходные данные.Максимально допустимый переток мощности вмежсистемном сечении составляет 2200 МВт в сторону ОЭС 1 и 3000 МВт всторону ОЭС 2. Требуемая пропускная способность межсистемного сечения±2500 МВт. Таким образом, в сторону ОЭС 2 требования к пропускнойспособности сечения удовлетворены со значительным запасом. При передачемощности из ОЭС 1 максимально допустимый переток мощности меньшетребуемой величины на 300 МВт. Совместная установка устройств СТК и УУПК суммарной мощностью770 МВА позволит повысить максимальную допустимую передаваемуюмощность в сторону ОЭС 1 до 2600 МВт, что превышает требуемую величину2500 МВт. Требуется оценить экономическую эффективность такой установки. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) от применения устройств

УУПК и СТК определяется по формуле:

гдеT= 25 лет — длительность эксплуатации устройства;E= 0,12% норма дисконта;KC = $ 38,5млн — капиталовложения в устройства УУПК и СТК, которые при суммарноймощности 770 МВА составляютKC = $ 38,5млн.;ЗC (t) — годовые затраты на амортизацию и обслуживание предлагаемых квводу устройств оцениваются ориентировочно в размере 8,4% откапитальных вложений по формуле:

ЗC (t)= СKC = 0,84 * 38,5 = $ 3,2 млн. /год;RC (t) — годовой суммарный экономический результат от примененияустройств СТК и УУПК. При расчете указанного суммарного экономического результата из учитывается только факторповышения степени использования пропускной способности межсистемного сечения. Рассмотрим два варианта источников окупаемости устройств СТК и УУПК. В первом варианте предполагается, что дополнительная электроэнергия, передаваемая из ОЭС 2, вытесняет в ОЭС 1 замыкающие генерирующиемощности с большими удельными расходами топлива и (или) использующихдорогое топливо. Во втором варианте предполагаемый эффект от болееполного использования пропускной способности межсистемного сечениявыражается в возможности уменьшении компенсационных выплат занедоотпуск электроэнергии. Годовой суммарный экономический результат от применения устройствFACTS в первом и втором вариантах соответственно оценивается поформулам: RC (t) = PTmaxЦ, или: RC (t) = PTnЦn, гдеP= 300МВт — увеличение максимальной допустимой мощности в межсистемном сечении с помощью устройств FACTS;Tmax= 4000 ч — годовое число часов использования дополнительно передаваемой мощности;

Ц- разница тарифа на ФОРЭМ в ОЭС2 и отпускной стоимости электроэнергии, выработанной на замыкающих электростанциях ОЭС1;Tn- число часов существования максимального недоотпуска;

Цn=$ 1,5/кВт*ч — компенсационные выплаты за недоотпуск электроэнергии. В расчетах разницатарифов Цварьировалась от 0,01 до 0,015 $/кВт*ч. При оценке результатаRC (t)по экономии компенсационных выплат за недоотпуск электроэнергиипоказатель Tnварьировался от 25 до 30 ч. Срок окупаемости, индекс доходности определяются по формулам:

а и внутренняя норма доходности из уравнения:

гдеRC= RC (t), ЗC= ЗC (t) — годовой суммарный экономический результат игодовые затраты на амортизацию и обслуживание приняты одинаковыми длякаждого года срока эксплуатации устройства. В таблице 8.1 приведены экономические показатели для обоихрассмотренных вариантов. Из таблицы видно, что в приведенном оценочном расчете оба варианта источников окупаемости затрат на устройства СТК и УУПК дают близкий эффект по всем экономическим показателям. При принятых исходных данных ЧДД, срок окупаемости, индекс доходности и внутренняя норам доходности находятся в диапазонах 24,6 — 77,6 млн $, 3,3 — 7,5 лет, 1,6 — 3 и 20,7 — 38,5% соответственно. Таблица 8.1 — Экономические показатели вариантов распределения нагрузки

ПоказателиВариант 1: Вытеснение замыкающих генерирующих мощностей

Вариант 2: Уменьшение компенсационных выплат за недоотпуск электроэнергии

Ц= 0,01 $/кВт*чЦ = 0,015 $/кВт*чTn= 25 чTn= 30 чЧДД, млн. $ 30,577,624,642,3Срококупаемости, лет6,63,37,55,3ИД1,83,01,62,1ВНД,%22,738,520,726,7Заключение

Выполненная работа посвящена изучения методов и способов реализации оптимального распределения нагрузки между электростанциями, в частности между теплоэлектростанциями и гидроэлектростанцией. Изложена теоретическая часть вопроса оптимального распределения нагрузки, проанализированы изобретения, рассмотрены средства автоматизации, приведен пример расчета экономической эффективности. Список использованной литературы

Авторское свидетельство СССР SU 1 686 602 A1. Э. Б. Ахундов, Н. И. Бартош и Д. М. Ивинская. Кутлер П. П. и др. Способ оптимального распределения нагрузок между параллельно работающими энергоблоками. Дьяков А. Ф. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем: учеб.

пособие для вузов / А. Ф. Дьяков, Н. И. Овчаренко. — М.: Издательский дом МЭИ, 2010.

— 336 с. Изобретение № 175 664 518−24. В. Н.

Букин. Устройство для определения оптимального распределения нагрузок между электростанциями. Заявлено 06 марта. 1972 (21) 175 664 518−24.Изобретение № 557 157 649.

В. Е. Казанский и Л. Д. Стернинсон. Устройство для автоматического регулирования частоты и распределения активной нагрузки между электростанциями в энергосистемах. Заявлено 25 апреля 1952 г. за № 557 157 649

Изобретение № 73 311.И. С. Брук, И. М. Маркович, В. И. Горушкин и С. А. Совалов. Устройство для распределения активной нагрузки энергосистем между отдельными станциями. Заявлено 30 января 1948 г. за № 378 417

Изобретение. № 68 105 В. М. Синьков. Устройство для расчета распределения активной нагрузки между параллельно работающими электрически станциями. Заявлено 26 марта 1945 года за № 418(337 528). Опубликовано 31 марта 1947 года. Методика оценки технико-экономической эффективности применения устройств FACTS в ЕНЭС России.

/ Корнеев В. В., Шакарян Ю. Г., Новиков Н. Л. — М.: НТЦ электроэнергетики. 2009 г. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник для вузов / В. А. Веников, В. Г. Журавлев, Г. А. Филиппова. — М.: Энергоиздат, 1981 г. -

464 с. Экономика энергетики: учебное пособие для вузов / Н. Д. Рогалёв, А. Г. Зубкова, И. В. Мастерова и др.; под ред. Н. Д. Рогалёва. — М.: Издательство МЭИ, 2005.

— 288 с. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года / Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.Приложение

А (справочное)Гидроэлектростанции свыше 1000 МВтНазвание ГЭСУстановленная мощность, МВтГоды ввода агрегатов

СобственникРека

РегионСаяно-Шушенская ГЭС6 4 001 978−2014

Рус

Гидрор. Енисей

ХакассияКрасноярская ГЭС6 1 967−1971

Евро

СибЭнергор. Енисей

Красноярский край

Братская ГЭС4 5 001 961−1966

Евро

СибЭнергор. Ангара

Иркутская область

Усть-Илимская ГЭС3 8 401 974−1979

Евро

СибЭнергор. Ангара

Иркутская область

Богучанская ГЭС2 9 972 012−2014

Рус

Гидро/РУСАЛр. Ангара

Красноярский край

Волжская ГЭС2 6 291 958−1961

Рус

Гидрор. Волга

Волгоградская область

Жигулёвская ГЭС2 3 831 955−1957

Рус

Гидрор. Волга

Самарская область

Бурейская ГЭС2 102 003−2007

Рус

Гидрор. Бурея

Амурская область

Чебоксарская ГЭС1 3 701 980−1986

Рус

Гидрор. Волга

ЧувашияСаратовская ГЭС1 3 691 967−1970

Рус

Гидрор. Волга

Саратовская область

Зейская ГЭС1 3 301 975−1980

Рус

Гидрор. Зея

Амурская область

Нижнекамская ГЭС1 2 051 979−1987

Генерирующая компанияр. Кама

ТатарстанВоткинская ГЭС1 201 961−1963

Рус

Гидрор. Кама

Пермский край

Чиркейская ГЭС1 1 974−1976

Рус

Гидрор. Сулак

ДагестанПриложение

Б (справочное)Гидроэлектростанции от 100 до 1000 МВтНазвание ГЭСУстановленная мощность, МВтГоды ввода агрегатов

СобственникРека

РегионКолымская ГЭС9 001 981−1994

Рус

Гидрор. Колыма

Магаданская область

Иркутская ГЭС662,41 956−1958

Евро

СибЭнергор. Ангара

Иркутская область

Вилюйская ГЭС-I и ГЭС-II6801967−1976

Якутскэнергор. Вилюй

ЯкутияКурейская ГЭС6 001 987−1994

Норильский Никельр. Курейка

Красноярский край

Усть-Среднеканская ГЭС1 682 013-Рус

Гидрор. Колыма

Магаданская область

Камская ГЭС5 431 954−1958

Рус

Гидрор. Кама

Пермский край

Нижегородская ГЭС5 201 955−1956

Рус

Гидрор. Волга

Нижегородская область

Новосибирская ГЭС4 601 957−1959

Рус

Гидрор. Обь

Новосибирская область

Усть-Хантайская ГЭС4 411 970−1972

Норильский Никельр. Хантайка

Красноярский край

Ирганайская ГЭС4 001 998−2001

Рус

Гидрор. Аварское Койсу

ДагестанРыбинская ГЭС356,41 941−1950

Рус

Гидрор. Волга и р. Шексна

Ярославская область

Майнская ГЭС3 211 984−1985

Рус

Гидрор. Енисей

ХакасияВилюйская ГЭС-III (Светлинская ГЭС)277,5[B 2]2004−2008АЛРОСАр. Вилюй

ЯкутияВерхнетуломская ГЭС2 681 964−1965ТГК-1р. Тулома

Мурманская область

Миатлинская ГЭС2 201 986

Рус

Гидрор. Сулак

ДагестанЦимлянская ГЭС211,51 952−1954ЛУКОЙЛ-Экоэнергор. Дон

Ростовская область

Серебрянская ГЭС-12 011 970ТГК-1р. Воронья

Мурманская область

Павловская ГЭС166,41 959−1960БГКр. Уфа

БашкирияКубанская ГЭС-21 841 967−1969

Рус

ГидроБольшой Ставропольский канал

Карачаево-Черкесия

Кривопорожская ГЭС1 801 990−1991ТГК-1р. Кемь

КарелияКняжегубская ГЭС1 521 955−1956ТГК-1р. Ковда

Мурманская область

Верхне-Свирская ГЭС1 601 951−1952ТГК-1р. Свирь

Ленинградская область

Зеленчукская ГЭС1 601 999−2002

Рус

Гидрор. Кубань

Карачаево-Черкесия

Нива ГЭС-3155,51 949−1950ТГК-1р. Нива

Мурманская область

Серебрянская ГЭС-21 561 972ТГК-1р. Воронья

Мурманская область

Верхнетериберская ГЭС1 301 984ТГК-1р. Териберка

Мурманская область

Нарвская ГЭС124,81 955ТГК-1р. Нарва

Ленинградская область

Светогорская ГЭС1 221 945−1947ТГК-1р. Вуокса

Ленинградская область

Угличская ГЭС1 201 940−1941

Рус

Гидрор. Волга

Ярославская область

Лесогорская ГЭС1 181 937ТГК-1р. Вуокса

Ленинградская область