АСУ-ЗФ

Министерство образования Российской Федерации
Южно-Уральский государственный университет

Кафедра “Электрические станции, сети и системы “


621.311.2(07)
Б907





АСУ и ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ
ЭНЕРГОСИСТЕМ

Программа и методические указания
для студентов-заочников специальностей
1001–«Электрические станции»,
1002–«Электроэнергетические системы и сети»,
2104–«Релейная защита и автоматизация энергетических систем»










Челябинск
Издательство ЮУрГУ
2001

УДК 621.311.2(07)
АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Программа и методические указания для студентов-заочников специальностей 1001, 1002 и 2104. / Составитель: Булатов Б.Г.– Челябинск: Изд. ЮУрГУ, 2000. – 23 с.

В работе изложена программа дисциплины «АСУ и оптимизация режимов энергосистем» для студентов заочного факультета, обучающихся на кафедре «Электрические станции, сети и системы», обозначены цели и задачи дисциплины, даны методические указания по изучению разделов курса, список литературы и задание на курсовой проект.

Ил. 1, табл.-1, список лит. – 9 назв.


Одобрено учебно-методической комиссией энергетического факультета.




Рецензенты: Комиссарова Е.Д.























1. ОБРАЗОВАТЕЛЬНО-ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ДИСЦИПЛИНЕ
1.1. Место дисциплины в системе подготовки
Цикл специальный СД.05-АСУ и оптимизация режимов энергосистем
1.2. Согласно п.п. 2.2.4 ГОС "Требования к специальной подготовке" выпускник-инженер в результате усвоения дисциплины должен
а) иметь представление:
– о теории оптимизации,
– об основном оборудовании ЭС и подстанций, его экономических характеристиках и режимах работы,
– о системах автоматизации, применяемых в электроэнергетических системах,
– о технических средствах автоматизации управления;
б) знать:
– методы расчета режимов энергосистем,
– методы оптимизации режимов;
в) уметь использовать:
– математические модели и программы для анализа режимов энергосистем,
– современные методы расчета установившихся режимов энергосистем и их оптимизации;
г) иметь навыки:
– формулировки и постановки задач расчета и оптимизации режимов,
– использования ЭВМ для решения задач эксплуатации энергосистем.
1.3. В соответствии с п.п. 3 СД-05 ГОС в обязательный минимум содержания программы должны входить:
математическая формулировка задачи оптимизации, система допущений, методы решения задач оптимизации, исходная информация, алгоритмы расчета, назначение и состав АСУ, техническое обеспечение АСУ, задачи диспетчерской службы, состав задач реального времени.

2. ГЛОБАЛЬНАЯ ЦЕЛЬ ДИСЦИПЛИНЫ
Освоение математических моделей и методов оптимизации режимов энергосистем, методов и современных технических и программных средств автоматизации управления энергосистемой и ее объектами.
3. СОСТАВ ДИСЦИПЛИНЫ
Лекций – 12 час., лабораторных занятий – 12 час.,
Экзамен – 8 семестр, курсовая работа – 8 семестр,
Самостоятельная работа 101 час, всего часов – 125.



4. СОДЕРЖАНИЕ ИЗУЧАЕМОЙ ДИСЦИПЛИНЫ
4.1.Введение.
Цели и задачи оптимального управления энергосистемой. Режим энергосистемы. Параметры режима. Формулировка задачи оптимизации режима энергосистемы.
Здесь требуется обратить внимание на цели и задачи, возникающие в процессе эксплуатации энергосистем, и критерии оптимального управления стационарными режимами. Режимом называют некоторое состояние системы, определяемое значениями различных физических величин (напряжения, тока, мощности, давления и т.п.), называемых параметрами режима, которые характеризуют процесс пребразования, передачи и распределения энергии. Стационарные режимы энергосистем должны отвечать требованиям надежности, экономичности и качества энергии. К независимым параметрам режима, на которые может влиять диспетчер системы, относятся активные и реактивные мощности источников, коэффициенты трансформации и состав работающего оборудования. В освоении материала поможет лабораторная работа № 1 [7].
4.2. Основы нелинейного программирования.
Нелинейное программирование. Методы возможных направлений. Выбор шага. Методы нулевого порядка. Покоординатный спуск. Градиентный метод. Учет ограничений в форме равенств. Метод прямой оптимизации. Приведенный градиент. Метод Лагранжа. Учет ограничений в форме неравенств. Метод штрафных функций.
При изучении этого раздела используются материлы специального курса математики, который изучался ранее. Основные методы нелинейного программирования и их приложения к простейшим энергетическим задачам рассматриваются в лабораторных работах №2 и №3 [7].
4.3. Оптимизация режима системы с ТЭС.
Условия оптимального распределения активной нагрузки на ТЭС. Характеристики основного оборудования ( парогенератор, турбогенератор). Характеристики блоков. Маневренные свойства блоков. Методы оптимального распределения нагрузки между блоками. Алгоритмы. Влияние погрешностей на пережог топлива. Условия оптимального распределения активной нагрузки между ТЭС.
В основе оптимального распределения активной нагрузки в энергосистеме лежит принцип равенства относительных приростов расхода первичных энергоресурсов. Суть его рассматривается на примере параллельной работы блоков при заданной часовой нагрузке Po ТЭС. Для каждого i-го блока известны расходные характеристики топлива Bi(Pi) в тут/час. Критерием оптимального распределения нагрузки, очевидно, является минимум расхода топлива. Составим математическую модель, приняв в качестве неизвестных мощности блоков Pi.
Целевая функция - суммарный расход топлива на ТЭС.
13 EMBED Equation.3 1415.
На переменные 13 EMBED Equation.3 1415 наложено ограничение по балансу мощности
13 EMBED Equation.3 1415.
Зависимости 13 EMBED Equation.3 1415 носят нелинейный характер, поэтому сформулированная задача может решаться методами нелинейного программирования, например, методом Лагранжа.
Функция Лагранжа имеет вид
13 EMBED Equation.3 1415,
а условия минимума её
13 EMBED Equation.3 1415, i=1, ..., n;
13 EMBED Equation.3 1415.
Производную 13 EMBED Equation.3 1415 называют относительным или удельным приростом расхода топлива блока.
Множитель Лагранжа входит во все условия и объединяет все удельные приросты. Таким образом условием оптимальности является равенство относительных приростов для всех параллельно работающих блоков
13 EMBED Equation.3 1415
при соблюдении баланса мощности. Правда, при этом характеристики 13 EMBED Equation.3 1415 должны быть неубывающими. Для построения их используются техникические характеристики парогенераторов (котлов) и турбогенераторов.
Расходная характеристика котлов обычно определяется по характеристике кпд 13 EMBED Equation.3 1415 от выработки тепла D в тоннах/ч или Q Гкал/ч, задаваемой в рабочем диапазоне. Характеристику удельного прироста 13 EMBED Equation.3 1415 можно получить путём численного дифференцирования кривой 13 EMBED Equation.3 1415, либо методом обратного баланса следующим образом.
По известной характеристике 13 EMBED Equation.3 1415 для различных значений 13 EMBED Equation.3 1415 определяют 13 EMBED Equation.3 1415 и находят потери тепла 13 EMBED Equation.3 1415.
Кривую 13 EMBED Equation.3 1415, найденную по точкам, сглаживают. Затем для разных значений 13 EMBED Equation.3 1415 через конечные приращения вычисляют производные потерь 13 EMBED Equation.3 1415.
Искомые удельные приросты в тут/Гкал определяют по формуле 13 EMBED Equation.3 1415..
Характеристики турбин определяются типом их и при наличии промышленных и теплофикационных отборов могут иметь сложный вид.
Для конденсационных турбогенераторов расходная характеристика представляется двумя отрезками прямых
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 при 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 при 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415 – значения удельных приростов расхода тепла на отрезках.
Характеристика блока брутто 13 EMBED Equation.3 1415, определяемая без учёта расходов на собственные нужды,
13 EMBED Equation.3 1415
рассчитывается для нескольких точек в рабочем диапазоне 13 EMBED Equation.3 1415. При этом 13 EMBED Equation.3 1415 определяется минимальной нагрузкой котла, допустимой по условию устойчивости горения факела.
При известных характеристиках блоков оптимальное распределение можно найти графическим методом. Для этого 13 EMBED Equation.3 1415 блоков строят в одинаковом масштабе по оси 13 EMBED Equation.3 1415, затем суммированием абсцисс при фиксированных 13 EMBED Equation.3 1415 находят мощность ТЭС, и получают характеристику ТЭС 13 EMBED Equation.3 1415. Используя ее, обратным ходом по 13 EMBED Equation.3 1415 находят оптимальную мощность каждого блока (рис.1).
В программах для ЭВМ характеристики 13 EMBED Equation.3 1415 задаются таблицами по точкам. Алгоритм оптимизации строится на основе итерационного подбора такого значения относительного прироста 13 EMBED Equation.3 1415 ТЭС, при котором соблюдается баланс мощности сети с заданной точностью. Для текущего значения 13 EMBED Equation.3 1415 мощность каждого блока 13 EMBED Equation.3 1415 определяется по его характеристике 13 EMBED Equation.3 1415, заданной таблицей, методом линейной интерполяции.

13 EMBED PBrush 1415
Рис.1.
Алгоритм подбора 13 EMBED Equation.3 1415 исследуется в лабораторной работе № 5 [7].
При распределении активной мощности в системе с ТЭС задача усложняется учётом потерь 13 EMBED Equation.3 1415 в сети, которые зависят от нагрузок станций 13 EMBED Equation.3 1415. Целевая функция здесь, как и ранее, определяется расходом топлива на всех ТЭС, а ограничение по балансу мощности имеет вид
13 EMBED Equation.3 1415.
Поэтому условия оптимального распределения с учётом потерь усложняются
13 EMBED Equation.3 1415;
т.е. здесь также должно обеспечиваться равенство удельных приростов расхода топлива, но с поправкой на потери в сети.
Производная 13 EMBED Equation.3 1415 называется удельным приростом потерь и определяется приращением потерь в сети при увеличении мощности i-ой ТЭС на 1 МВт.
Подробнее с вопросами оптимизации распределения активной нагрузки можно ознакомиться по [1].

4.4. Распределение активных нагрузок в системе с ГЭС.
Условия оптимального распределения нагрузки в системе с ГЭС при постоянных напорах. Характеристики гидроагрегатов. Выбор графика сработки водохранилища методом динамического программирования.

Здесь следует обратить внимание на то, что в системе с ГЭС необходимо проводить оптимизацию в пределах отрезка времени, называемого циклом регулирования, который зависит от объёма водохранилища. Минимальный цикл учитывает периодичность изменения нагрузок системы и принимается равным суткам.
Критерием оптимизации является минимум расхода топлива на всех ТЭС системы за цикл регулирования
13 EMBED Equation.3 1415
с учётом ограничений по балансу для каждой ступени t
13 EMBED Equation.3 1415
и по ресурсу воды за цикл 13 EMBED Equation.3 1415 для каждой ГЭС
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – мощности ТЭС и ГЭС для каждого часа суток,
13 EMBED Equation.3 1415 – средний расход воды за цикл регулирования.
Условие оптимального распределения имеет вид
13 EMBED Equation.3 1415=const,
т.е. для каждого момента времени t должно обеспечиваться равенство удельных приростов расхода энергоресурсов с учётом потерь в сети. Для каждой ГЭС при этом относительный прирост расхода воды 13 EMBED Equation.3 1415 умножается на некоторый множитель Лагранжа 13 EMBED Equation.3 1415, постоянный внутри цикла регулирования. Этот множитель имеет чёткий физический смысл и называется удельной экономией. Действительно, если пренебречь потерями, то 13 EMBED Equation.3 1415 и измеряется в тут/м3/с, определяя величину экономии топлива, которую можно получить при увеличении расхода воды на j-той ГЭС на 1 м3/с.
Таким образом, для оптимального распределения нагрузки в системе для каждой ГЭС должы быть известны характеристики расхода воды 13 EMBED Equation.3 1415 и относительного прироста расхода 13 EMBED Equation.3 1415. Строятся они по универсальной характеристике гидроагрегата, представляющей собой линии равных КПД в координатах напор H в м и нагрузка P в МВт.
При заданном постоянном напоре 13 EMBED Equation.3 1415 расход воды в м3/с определяется по формуле
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – КПД в %, P – мощность в МВт.
Значения 13 EMBED Equation.3 1415 можно определить расчётом по методу обратного баланса
13 EMBED Equation.3 1415,
Зависимость потерь 13 EMBED Equation.3 1415 определяется по формуле 13 EMBED Equation.3 1415 .
Оптимизация режима системы с ГЭС заключается в итеративном подборе таких значений 13 EMBED Equation.3 1415, при которых расход воды на ГЭС совпадает с заданным 13 EMBED Equation.3 1415 с точностью 5%.
При распределении часовой нагрузки графическим методом характеристика 13 EMBED Equation.3 1415, умноженная на текущее значение 13 EMBED Equation.3 1415, используется как аналогичная характеристика 13 EMBED Equation.3 1415 ТЭС.
Оптимизация режима ГЭС с учетом изменения напора методом динамического программирования рассмотрена в лабораторной работе № 4 [7].

4.5. Вопросы комплексной оптимизации режима энергосистемы.
Оптимальное распределение реактивной мощности. Оптимизация режима работы системы в объединении в условиях ФОРЭМа. Учет ограничений по топливу. Общая формула потерь в сети. Определение удельных приростов потерь. Мероприятия по снижению потерь энергии в сетях. Выбор оптимального состава включенного оборудования. Применение АВМ, ЦВМ и МП для оптимизации режима.
В современных условиях каждая энергосистема является субъектом Федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). Оптимизация режима энергосистемы должна проводиться по минимуму затрат, которые включают затраты на топливо и на покупку электроэнергии и мощности для дефицитных систем с учётом продажи для избыточных. В этом случае необходим учёт тарифов на топливо, которые за счёт транспортных расходов будут различны для станций, работающих даже на одинаковом топливе, а также тарифов на электроэнергию.
Оптимизация режима в условиях рынка исследуется в лабораторной работе № 6 и описана в [7].
В условия оптимального распределения активной нагрузки в системе входят удельные приросты потерь 13 EMBED Equation.3 1415, определяемые в основном той частью общих потерь, которая зависит от потоков активной мощности по ветвям схемы. Существуют разные по точности методы учёта потерь. При упрощённом учёте полагается, что потоки 13 EMBED Equation.3 1415 в ветвях линейно зависят от узловых мощностей электростанций 13 EMBED Equation.3 1415 и нагрузок 13 EMBED Equation.3 1415, т.е.
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициенты потокораспределения.
Такое предположение справедливо для однородных сетей, в которых отношение R/X одинаково для всех ветвей.
Каждый (sk определяет, какая часть мощности узла к течёт по ветви s.
Для их расчёта необходимо в R–схеме выбрать балансирующий узел, пронумеровать узлы и ветви и назначить положительные направления для каждой ветви. Затем необходимо провести расчёты токораспределения по ветвям схемы, поочерёдно включая в один из узлов источник тока Ik=1. При этом в остальных узлах токи должны быть нулевыми.
Поскольку при оптимизации нагрузки в узлах схемы известны, можно для каждой ветви определить нагрузочный поток
13 EMBED Equation.3 1415.
Потери в сети в этом методе определяются по номинальному напряжению расчётной схемы
13 EMBED Equation.3 1415. (*)
Общая формула потерь получается, если потоки по ветвям
13 EMBED Equation.3 1415
подставить в (*) и найти коэффициенты при всех 13 EMBED Equation.3 1415, удвоенных произведениях 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415.
В матричном виде потери в сети 13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – вектор оптимизируемых мощностей станций, 13 EMBED Equation.3 1415 – симметричная матрица сетевых коэффициентов, элементы которой определяются как
13 EMBED Equation.3 1415,
13 EMBED Equation.3 1415 – вектор коэффициентов, элементы которого 13 EMBED Equation.3 1415,
13 EMBED Equation.3 1415 – нагрузочные потери.
Удельные приросты потерь в матричном виде 13 EMBED Equation.3 1415.
Более точный учёт потерь в сети при оптимизации основан на использовании результатов расчёта стационарного режима на ЭВМ, при котором учитывается неоднородность сети, изменение напряжений в узлах сети и взаимное влияние потоков активной и реактивной мощности на потери.
На этой основе строятся и программы комплексной оптимизации режима, в которых определяются наряду с оптимальным распределением активной мощности по минимуму затрат, также и оптимальные реактивные нагрузки источников и коэффициенты трансформации АТ по минимуму потерь в сети с учётом ограничений.
В лабораторной работе № 5 исследуется алгоритм оптимального рапределения активной мощности по условию равенства относительных приростов расхода топлива с учётом потерь в сети [7].

4.6. Оптимизация надежности и качества электроэнергии.
Выбор оптимального аварийного резерва в системе. Оптимизация качества электроэнергии. ГОСТ на качество. Интегральный критерий. Технические средства контроля качества. Методика выбора оптимального напряжения на примере осветительной нагрузки.
Здесь следует рассмотреть вопрос выбора оптимального аварийного резерва мощности в системе. Резерв определяется как разность между располагаемой мощностью станций системы и спросом
13 EMBED Equation.3 1415.
Обе составляющие подвержены случайным изменениям, дискретным для 13 EMBED Equation.3 1415 за счёт аварийного выхода блоков и непрерывным для 13 EMBED Equation.3 1415 за счёт изменения нагрузки. Величина дискретной ступени 13 EMBED Equation.3 1415 изменения располагаемой мощности определяется наименьшим по 13 EMBED Equation.3 1415 агрегатом системы. В дальнейшем все изменения мощностей определяются целым числом таких ступеней.
В связи с этим рассматриваются два дискретных ряда аварийного снижения 13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
и снижения нагрузки относительно максимальной
13 EMBED Equation.3 1415,
в которых учитываются все возможные события.
Произведение этих рядов позволяет определить вероятности различных дефицитов мощности, которые при наличии резерва в часы наибольшей нагрузки 13 EMBED Equation.3 1415 будут формироваться такими попарными произведениями элементов рядов, в которых сумма нижних индексов равна 13 EMBED Equation.3 1415.
13 EMBED Equation.3 1415
При этом 13 EMBED Equation.3 1415 небаланса, возникшего между спросом и располагаемой мощностью покрывается аварийным резервом, а остальная часть в 13 EMBED Equation.3 1415 МВт фактически определяет величину дефицита.
Зная вероятности различных дефицитов можно определить ожидаемый недоотпуск электроэнергии за расчётный период T
13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415 – интегральная вероятность дефицита в 13 EMBED Equation.3 1415 и большего.
Ущерб от недоотпуска при известном удельном ущербе 13 EMBED Equation.3 1415будет равен
13 EMBED Equation.3 1415.
Очевидно увеличение имеющегося резерва 13 EMBED Equation.3 1415 хотя бы на одну ступень до значения 13 EMBED Equation.3 1415 будет выгодным, если снижение ущерба 13 EMBED Equation.3 1415 будет окупать затраты на дополнительный резерв 13 EMBED Equation.3 1415.
Снижение ущерба при этом
13 EMBED Equation.3 1415т.к. 13 EMBED Equation.3 1415 и т.д.
Таким образом, оптимальный резерв определяется по условию 13 EMBED Equation.3 1415, т.е.
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – удельные затраты на 1 МВт резерва.
Определение вероятностей аварийного выхода различной мощности, для групп из n однотипных агрегатов с 13 EMBED Equation.3 1415 , как известно, определяется по формуле Бернулли
13 EMBED Equation.3 1415,
где к – число неработающих агрегатов, p – вероятность рабочего состояния агрегата, q – вероятность аварийного состояния.
Члены дискретного ряда снижения нагрузки относительно наибольшей можно определить, используя график по продолжительности, путём замены его ступенчатым с шагом 13 EMBED Equation.3 1415. Найденные в результате замены продолжительности Tк каждой ступени и определяют вероятности 13 EMBED Equation.3 1415.
При рассмотрении проблемы оптимизации качества электроэнергии и, в первую очередь, уровней напряжения надо иметь в виду, что ГОСТ на качество, определяющий допустимые отклонения напряжения, даёт лишь приближённое решение задачи.
Строгий экономически обоснованный поиск оптимального напряжения для потребителей должен выполняться путём минимизации той части удельных затрат у потребителей, которая зависит от уровня напряжения.
Известны математические модели, позволяющие формализовать задачу для простейших потребителей, например, для осветительной нагрузки. Здесь в качестве готовой продукции рассматривается световой поток в люменах. Затраты учитывают амортизацию лампы накаливания и стоимость электроэнергии. В модели участвуют следующие эмпирические зависимости от относительного напряжения U*=U/Uн :
13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415,
где P – мощность в Вт, К – светоотдача в LM/вт, T – срок службы в час.
Общие часовые затраты
13 EMBED Equation.3 1415.
Удельные затраты на единицу 13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415.
Условие минимума затрат
13 EMBED Equation.3 1415,
откуда оптимальное напряжение будет равно
13 EMBED Equation.3 1415.
При отклонении 13 EMBED Equation.3 1415 от 13 EMBED Equation.3 1415 у потребителей возникают дополнительные затраты, которые называют ущербом от недостаточного качества, равным 13 EMBED Equation.3 1415.
Разложение 13 EMBED Equation.3 1415 в ряд Тейлора в точке 13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
позволяет определить всеобщую функциональную зависимость ущерба от квадрата отклонения
13 EMBED Equation.3 1415.
Ущерб, однако, должен рассматриваться как интегральный показатель за расчётный период T
13 EMBED Equation.3 1415.
После простых преобразований можно получить
13 EMBED Equation.3 1415, (**)
где 13 EMBED Equation.3 1415.
Если использовать понятие дисперсии
13 EMBED Equation.3 1415
и 13 EMBED Equation.3 1415 подставит в (**), то получим выражение
13 EMBED Equation.3 1415,
которое определяет две составляющие и две причины наличия ущерба.
Первая 13 EMBED Equation.3 1415 определяется дисперсией, т.е. отклоняемостью от среднего, и для снижения её могут использоваться средства компенсации колебаний напряжения, например, тиристорные ИРМ.
Вторая 13 EMBED Equation.3 1415 определяется отклонением среднего напряжения от оптимального и может быть уменьшена с помощью РПН в центрах питания.
Для контроля и оптимизации качества применяются различные приборы и системы на ЭВМ.

4.7. Автоматизированные системы управления в энергетике.
Понятия АСУ и САУ. Энергосистема как объект управления. Иерархия. Подсистемы АСУ. АСДУ.. Система математического обеспечения. Базовое и специальное МО. Система информационного обеспечения. Технология сбора данных. Измерение информации. Кодирование. Равномерные и неравномерные коды.
.Электроэнергетика была одной из первых технических систем, где стали широко использоваться устройства автоматики и ЭВМ. Сегодня на всех уровнях управления используются автоматизированные системы. Суть управления, как известно, заключается в сборе информации о параметрах системы и режиме её работы, обработки этой информации для поиска наилучших решений по достижению поставленных целей функционирования системы и осуществлении соответствующего обратного воздействия на управляемую систему.
АСУ – это человеко-машинная система, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления в различных сферах человеческой деятельности. В отличие от систем автоматического управления (САУ) здесь в контуре управления обязательно участвует человек.По характеру объекта и функций управления различают АСУ ТП и АСОУ.
АСУ ТП предназначена для управления технологическими процессами. Здесь участие человека сводится до минимума, основной тип информации – сигналы, эффект достигается за счёт повышения надёжности и экономичности работы управляемой системы.
АСОУ предназначены для организационного управления коллективами и системами. Здесь в контуре управления человек является главным организатором, основная информация – документы, а эффект обеспечивается за счёт рационального взаимодействия объектов системы.
Часто АСУ ТП и АСОУ объединяются в интегрированные автоматизированные системы управления.
АСУ делятся на подсистемы по элементному и функциональному признакам [1,2].
К элементным подсистемам отностят следующие виды обеспечения: техническое, математическое, информационное, научное, кадровое и организационное.
К функциональным относят подсистемы планирования, управления материально-техническим снабжением, оперативного управления, управления сбытом, бухгалтерский учёт, кадры и т.п.
АСУ объектами энергетики строятся по иерархическому принципу, т.е. делятся на несколько уровней. Самый нижний уровень – АСУ ТП, самый высокий – ОАСУ, созданная для управления отраслью. По мере повышения уровня информация всё более обобщается и отдаляется от технологического процесса.
АСУ являются информационными системами, т.е. без информации невозможно даже самое примитивное управление. Понятие информации имеет много различных определений. Мы будем под информацией понимать новые сведения, которые уменьшают неопределённость в оценке состояния системы. По характеру информацию делят на количественную, определяющую параметры системы или процесса в ней, и смысловую, описывающую их качественные характеристики. Источником количественной информации являются различные датчики и телемеханика, доставляющая информацию в пункт управления. Смысловая информация содержится во всевозможных документах.
Информация о параметрах ТП получается путём циклического опроса датчиков с периодом Т. Цикл опроса зависит от разрешающей способности ( датчика и скорости V изменения контролируемого параметра y, т.е. T=(/V
В цифровых системах, имеющих высокую помехоустойчивость, аналоговый сигнал датчика преобразуется в целое число квантов 13 EMBED Equation.3 1415 как результат выделения из частного 13 EMBED Equation.3 1415 целого числа без округления.
Мера измерения информации должна количественно оценивать факт устранения неопределённости, которая пропорциональна числу N возможных состояний. Обозначим 13 EMBED Equation.3 1415 минимальное количество информации в сообщении, позволяющее однозначно определять любое возможное состояние.
Минимальная неопределённость имеет место при N=2 . Чтобы снять её необходима минимальная информация, принятая за единицу измерения её 13 EMBED Equation.3 1415, называемую битом.
Таким образом, мерой информации служит количество двоичных разрядов, которыми можно определить любое из N состояний
13 EMBED Equation.3 1415
При оценке объёмов информации сегодня используются: 1 байт=8 бит, 1 кб=1024 бит, 1Мб=1024 кб и 1 Гб=1024 Мб.
Любая информация в АСУ представляется в двоичной системе с помощью системы кодирования. Различают равномерные коды, имеюшие фиксированную длину для любого символа, и неравномерные, в которых длина кодовой комбинации зависит от вероятности использования символа. Примером неравномерного кода является азбука Морзе.
В равномерных кодах принимаются следующие длины кодовых комбинаций, n и соотвествующие им N и системы счисления:
13 EMBED Equation.3 1415 – восьмеричная система,
13 EMBED Equation.3 1415 – шестнадцатеричная система,
13 EMBED Equation.3 1415 – система кодирования символов.
Для повышения помехоустойчивости информации используются равномерные коды с обнаружением ошибок, использующих избыточные разряды. При одном разряде содержимое его определяется так, чтобы вся кодовая комбинация имела четную сумму. Проверка на четность позволяет обнаружить факт сбоя в одном из разрядов. Повысить надежность передачи позволяет и система контрольных сумм.
Для сокращения длины сообщений используются различные системы классификации и классификаторы. Например классификатор предприятий и организаций бывшего Минэнерго с помощью девятизначного числа, разбитого на 4 группы, позволяет определить любой объект ЕЭС.
Первая группа из двух чисел определяет Главк и ОДУ, вторая – энергосистему, третья электростанцию или ПЭС, четвёртая группа из 3-х чисел может определить любой из 1000 объектов предприятия.
Для представления и надежного хранения разнообразной информации в АСУ широко используются типовые базы данных, в которых информация структурируется и размещается в виде однотипных массивов или файлов.
По характеру использования различают следующие типы массивов: справочные, постоянные о параметрах системы, текущие о параметрах режима, промежуточные для обмена данными между пользовательскими программами, временные и т.п. Особые требования в АСУ предъявляются к системе сохранности данных и достоверности их.
Все программы, используемые в процессе функционирования АСУ объединяются в систему программного обеспечения (ПО). Различают базовое обеспечение, которое поставляется вместе с ЭВМ и является её неотъемлемой частью и специальное, учитывающее характер объекта и круг решаемых задач по его управлению.
Основу базового ПО составляют операционные системы, программы технического обслуживания и пакет прикладных программ.
Важное место здесь занимают трансляторы, позволяющие ускорить процесс разработки прикладных программ с помощью языков программирования высокого уровня.
Специальное ПО в электроэнергетике содержит программы анализа стационарных режимов, расчёта токов короткого замыкания, оценки устойчивости, программы оптимизации и т. п.
Общее число программ, используемых в управлении энергосистемой в современных АСУ достигает нескольких сотен.

4.8. Система технического обеспечения АСУ.
Датчики. Измерительные преобразователи типа Е. АЦП и ЦАП. Исполнительные элементы. Средства обработки информации. Средства связи. Линии и каналы. Типы сигналов. Помехоустойчивость. Методы разделения каналов. Телемеханика. Телеизмерения и телесигнализация.. Устройства телемеханики. Техника АСКУЭ. КТС «Энергия», «ТОК» и др. Средства отображения информации.
. Подсистема технического обеспечения (ТО) включает все технические средства, которые используются в контуре управления. Сюда входят датчики, преобразователи информации, устройства телемезаники, средства связи, ЭВМ, средства отображения информации и другая техника.
Датчики являются основным источником информации о параметрах технологического процесса. Наибольшим разнообразием отличаются датчики параметров тепловых процессов в блоках ТЭС. Для измерения температуры, давления, расхода энергоносителей в разных точках тепловых схем используются широкая номенклатура датчиков как импортных так и отечественных.
Для измерения электрических параметров используются трансформаторы тока и напряжения, которые относятся к первичным преобразователям и имеют номинальные выходные парвметры 13 EMBED Equation.3 1415 или 1 А, 13 EMBED Equation.3 1415.
Для использования в схемах автоматики и управления все датчики имеют унифицированные уровни выходных сигналов. В большинстве случаев он принимается равным 05 мА постоянного тока.
Для унификации измерений электрических параметров применяются вторичные измерительные преобразователи типа Е, подключаемые к ТТ и ТН. Номенклатура их приведена в табл. 1 Номинальное сопротивление нагрузки у всех преобразователей принято равным 2 кОм. Преобразователи одного типа имеют несколько модификаций. Преобразователи мощности могут быть реверсивными и нереверсивными. Преобразователи напряжения с 13 EMBED Equation.3 1415 имеют усечённую шкалу со сжатой начальной областью.
В АСУ обработка и передача информации осуществяляктся в дискретной форме. Для преобразования информации из непрерывной (аналоговой) формы в цифровую и наоборот используются преобразователи типа АЦП и ЦАП.


Таблица 1

Измеряемый параметр
Тип
Входной сигнал
Погрешность %
Вых ток, ma


Напряжение
Е-855
0 – 125 В
75 – 125 В
(0,5
0 - 5


Ток
Е-842
0 – 1 А
0 – 5 А
(1
0 - 5


Активная мощность трёхфаз-ная
Е-848
0 – 1, 0 – 5 А
0 – 120 В
80 – 120 В
(0,2
0 – 5
(5


Активная и реактивная мощ-ность трёхфазная
Е-849
0 – 1, 0 – 5 А
0 – 120 В
8 – 120 В
(0,5
0 – 5
(5


Ток
Е-854
0 – 1, 0 – 5 А
(0,5
0 - 5


Реактивная мощность трёх-фазная
Е-860
0 – 1, 0 – 5 А
0 – 180 В
80 – 120 В
(0,5
0 – 5
(5


Частота
Е-858
45 – 52 Гц
0,02 Гц
0 - 5


В аналого-цифровом преобразователе по непрерывному сигналу входа формируется его цифровой двоичный код. При этом используются следующие методы преобразования напряжения в цифровой код: развёртывающее преобразование и поразрядное уравновешивание.
Цифро-аналоговые преобразователи строятся на основе суммирования сигналов с учётом весовых коэффициентов соответствующих двоичных разрядов
13 EMBED Equation.3 1415.
Подробнее вопросы преобразования информации рассматриваются в [1,4].
Важное место в АСУ энергосистем занимают средства связи и телемеханика. Информационные сигналы могут иметь аналоговый или цифровой вид. Для передачи используются постоянный или переменный ток. На постоянном токе информационным параметром может быть амплитуда или длительность сигнала, на переменном – амплитуда, частота, фаза.
В системе связи различаются канал и линия. Канал – это тракт прохождения сигнала от источника к приёмнику. Линия связи – физическая среда, в которой распространяется сигнал.
В качестве линий используются телефонные, телеграфные линии, ЛЭП, оптоволоконные кабели, радио-релейные и т.п. Они характеризуются разной скоростью передачи данных, измеряемой в Бодах (1 Бод=1бит/c).
По одной линии можно организовать несколько каналов, используя временное, частотное или кодовое разделение их.
По характеру соединения каналы делятся на прямые (выделенные) и коммутируемые; по характеру обмена информацией на симплексные, в которых передача идёт в одном направлении, дуплексные с одновременной передачей в обоих направлениях и полудуплексные с разделением направлений по времени [1,4].
В устройствах телемеханики и связи различают два типа информации: известительную и распорядительную. Известительная передавается от контролируемого пункта (КП) в пункт управления (ПУ). Она включает телесигнализацию (ТС), телеизмерения (ТИ) текущие (ТИТ) и интегральные (ТИИ), аварийно-предупредительную сигнализацию (АПС). Распорядительная информация, передаваемая с ПУ на КП, включает телеуправление (ТУ) и телерегулирование (ТР).
В телемехенике используются два различных способа передачи сообщений: циклический, при котором передача информации о всех контролируемых параметрах идёт с постоянной периодичностью, и спорадический, когда передаётся только изменившаяся информация. Спорадически передаётся, как правило телесигнализация.
В энергосистемах России находят применение разные устройства телемеханики. В эксплуатации находятся и простейшие с временным разделением каналов и современные кодоимпульсные с встроенными микроЭВМ.
Самое примитивное устройство УТС-8 позволяет объединить 4 КП и ПУ. Ёмкость каждого КП – 8 ТС, канал симплексный, циклический режим передачи со скоростью 25100 Бод.
Наиболее мощное устройство ТМ-512 с временным разделением позволяет объединить ПУ с 30 КП; ёмкость каждого КП – 49 ТС, 16 ТИ, 16 ТУ.
В энергосистемах Урала широко применяются телекомплексы “Гранит” с втроенной ЭВМ. Ёмкость каждого КП – 192 ТС, 96 ТИТ, 32 ТИИ, 48 ТУ. В КП “Гранит” используется 8-разрядный АЦП и любой измеряемый параметр представляется целым числом квантов, не превышающим 256, что ограничивает точность отображения режима.
Перспективным сегодня является телекомплекс КОМПАС, выпускаемый в России на АОЗД “Юг–Система” (г. Краснодар). Принципиальная схема его приведена на рис.2.
13 EMBED PBrush 1415
Рис.2.

На объектах энергосистемы размещаются устройства контролируемого пункта малогабаритные (УКПМ) с различной ёмкостью. УКПМ-6, например, имеет 64 ТС, 33 ТИТ, 31 ТИИ, 32 ТУ. Для подключения источников информации используется блок клеммных соединений (БКС), сигналы телеуправления снимаются с блока реле повторителей (БРП).
На ПУ размещается аппаратный блок пункта управления (АБПУ-М), к которому подключаются линии связи от КП непосредственно либо через расширитель каналов (РК). Для отображения информации используются рабочие станции (РС) и диспетчерский щит, управляемый соответствующим блоком (БУЩ).
Для обработки информации в АСУ используются ЭВМ. На первых АСУ использовались отечественные ЭВМ типа ЕС ЭВМ и СМ. Сегодня применяются ЭВМ на базе микропроцессоров Intel Pentium и им подобных. Их отличает высокая надёжность, высокий уровень интеграции и быстродействие.
Важную роль в рыночных условиях играют автоматизированные системы контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ). Основной технической базой АСКУЭ являются счётчики электрической энергии и средства автоматического сбора их показаний в едином пункте, где в результате обработки этой информации на ЭВМ полностью отображается режим потребления в любом временном разрезе, или даже в темпе процесса.
Примером такой системы является КТС «Энергия» производства ПО «Старт» (г. Пенза). Исследование АСКУЭ проводится в лабораторной работе №11 [7].
Эффективность управления определяется и тем, насколько наглядно отображается информация о состоянии системы и параметрах процессов в ней. Для этой цели используются современные средства отображения информации: дисплей, мнемонические щиты, телеэкраны, видеопроекторы, видеосистемы из экранов с диагональю до 110’’ и разрешением 1000(1200 пиксел.
Наиболее привычным средством отображения в энергосистемах и сетевых предприятиях являются мозаичные диспетчерские щиты, которые могут управляться от ЭВМ по принципу «тёмных» и «светлых» элементов щита. Для «тёмных» элементов предусмотрена возможность квитирования как со щита, так и от ПЭВМ диспетчера.
Современный набор управляемых элементов щита включает единичные одноцветные, парные или двуцветные индикаторы для отображения состояния коммутационных аппаратов, цифровые индикаторы параметров режима, поворотные ключи для темных щитов и т.п.

4.9. Интегрированная отраслевая АСУ "Энергия".
Этапы развития ОАСУ «Энергия». Состав и назначение. Автоматизация диспетчерского управления. Функции и задачи АСДУ. Оперативно-информационный комплекс. Структура и функции ОИК типа КИО-3. Методы повышения достоверности информации и оценивание состояния системы.
Современный этап развития АСУ в энергетике позволяет объединить все системы в единую интегрированную ИОАСУ “Энергия”, которая предназначена для автоматизации всех видов деятельности, и функционально делится на следующие составляющие.
Планирование развития.
Управление административно-хозяйственной деятельностью.
Диспетчерское управление.
Повышение квалификации и тренажёрная подготовка персонала.
Для автоматизации планирования развития разрабатываются САПР, предназначенные для использования в проектных организациях отрасли. Применение экономико-математических методов и моделей позволяет повысить качество проектных решений.
АСОУ в хозяйственной деятельности дают возможность обеспечивать эффективное взаимодействие всех предприятий при планировании их работы, организации бухгалтерского учёта, проведении ремонтов, управлении запасами, проведении рациональной кадровой политики и т.п.
В процессе эксплуатации уровень квалификации и опыт персонала влияют на надёжность работы отрасли. Поэтому в последние годы усилено внимание вопросам тренажёрной подготовки и повышения квалификации. Во многих энергосистемах создаются специальные центры, разрабатываются полномасштабные тренажёры, обучающие программы и тренажёры на ЭВМ.
Особое место в автоматизации отрасли занимает автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ). Задачей диспетчерского управления является текущее планирование режима и координация работы всех объектов энергосистемы, в том числе автоматики, для обеспечения экономичности режимов, качества и надёжности электроснабжения в условиях изменения нагрузок и структуры управляемой системы.
Основой АСДУ является оперативно-информационный комплекс (ОИК). В нём формируется и хранится вся телеметрия, а программное обеспечение позволяет проводить первичную обработку получаемых данных, проверять достоверность их, расчётом определять дополнительные параметры режима, не обеспеченные телеизмерениями, и отображать информацию на соответствующих устройствах.
Структурная схема АСДУ и некоторые функции ее исследуются в лабораторной работе №10 [7].
Одной из важнейших функций АСДУ является первичная обработка телеметрической информации с целью проверки достоверности ее. Для отстройки от “шумов” и случайных выбросов используются различные программные способы фильтрации.

4.10. АСУ предприятиями энергетики.
АСУ ТЭС, структура, технические средства, задачи. АСУ ПЭС, структура, технические средства, задачи. АСУ энергосистем. Подсистемы, технические средства и функции. ЭВМ в противоаварийной автоматике. Эффективность АСУ и АСДУ. Заключение.
. На электростанциях АСУ ТП вписывается в организационную структуру оперативного управления, центром которого является главный щит и дежурный инженер станции (ДИС). Ему подчинён старший персонал энергоблоков или групп агрегатов (начальники смен), располагающийся на БЩУ или ГрЩУ. Непосредственное воздействие на технологический процесс (регулирующие и запорные органы, вспомогательные механизмы и т.п.) осуществляет персонал нижнго уровня: операторы отдельных энергоблоков или групп агрегатов.
Кроме блочного уровня управления реализуется и общестанционный уровень, который распостраняется на РУ высокого напряжения, топливоподачу, насосную, цех химводоочистки и другие общестанционные объекты.
С целью повышения надёжности на ТЭС не допускается чрезмерная централизация и обеспечивается функционально-групповое управление. Например, для котла такими гуппами являются системы питания водой, подачи топлива, воздуха, пароперегреватели и т.п.
Технологическая схема современных блоков чрезвычайно сложна. При управлении блоком 300 МВт, например, приходится контролиовать более 500 различных параметров, для поддержания которых необходимо воздействовать на 100120 регулирующих органов. На блоке установлено около 100 автоматических регуляторов и более 50 технологических защит. Для облегчения работы операторов на блоках ТЭС и АЭС в 70-е годы начинают использоваться первые ЭВМ в основном для контроля режимных параметров в составе информационно-вычислительных комплексов. (ИВК). Сегодня ИВК трансформируются в управяющие вычислительные комплексы (УВК).
На первом этапе они используются в режиме советчика оператора, выполняющего функции диспетчерского управления (ДУ) технологическим объектом (ТОУ) (рис.3-а).
13 EMBED PBrush 1415 Рис.3.
Дальнейшее развитие АСУ идёт по пути формирования супервизорного управления отдельными функциональными группами, когда ЭВМ помимо выдачи рекомендуемых управлений U периодически подключается к системе автоматического регулирования (САР) для коррекции уставок yi или параметров настройки Ri (рис 3-б).
Высшей формой использования ЭВМ является централизованное цифровое управление (рис.3-в), главным недостатком которого является снижение надёжности и живучести такой системы. Поэтому даже в перспективе такой уровень вряд ли будет целесообразен при управлении режимом работы мощных блоков.
В 80-е годы для ТЭС была разработана схема АСУ на базе 2-х машинных вычислительных комплексов с ЭВМ типа СМ. В состав АСУ входил общестанционный (ОВК) и несколько периферийных (ПВК) вычислительных комплексов. Один ПВК мог обслуживать 6 блоков по 200 МВт, 4 блока по 300 МВт, два блока по 500 МВт или 1 блок 800 МВт.
В настоящее время на ТЭС начинают вводиться различные импортные системы автоматизации управления.
Основные функции АСУ ТП на ТЭС:
Оперативный контроль за параметрами ТП и их отображение.
Проверка достоверности измерений.
Технологическая сигнализация.
Расчёт технико-экономических показателей.
Диагностика состояния оборудования.
Регистрация аварийных ситуаций.
Ведение суточных ведомостей.
Определение оптимальных режимов оборудования.
Выбор состава оборудования.
Составление бланков переключений в РУ.
Контроль ресурса выключателей.
Анализ аварийности.
Кроме перечисленных функций, в основном информационного характера, на отдельных ТЭС ставятся задачи управления остановом и пуском блоков, задачи контроля ПДК вредных выбросов, управление работой подогревателей высокого давления и т.п.
Для контроля за работой РЗиА и регистрации аварийных режимов применяются различные регистраторы на базе МП и ЭВМ.
Приведём характеристики регистратора типа «Нева». Основой его является блок регистрации и контроля нормальных и аварийных режимов, а также учёта электроэнергии (БРКУ), который позволяет подключать до 64 аналоговых сигналов для осциллографирования, 96 для измерения параметров режима, 288 дискретных сигналов с гальванической развязкой. Период сканирования аналоговых и дискретных сигналов – 1 мс.
АСУ на предприятиях электрических сетей (ПЭС) стали внедряться несколько позже, чем на ЭС. Принципиальная схема АСУ ПЭС и техническое обеспечение в принципе не отличается от АСУ энергосистемы. Основой здесь также является ОИК с аналогичным программным обеспечением. Функции АСУ также аналогичны, но исключены задачи, связанные с режимами генерации активной мощности. Основными здесь являются задачи анализа режима электрической сети, снижения потерь энергии, обеспечения надежности и качества электроснабжения, контроля и учёта электроэнергии.
АСУ на подстанциях могут строиться по схеме «подслушивания» шин данных КП устройств телемеханики, расшифровки информации по известным протоколам в ЭВМ, отображения информации и использования её для анализа режима работы оборудования на объекте.
АСУ ТП на подстанции может создаваться и на базе регистратора типа «Нева». Информация, непрерывно опрашиваемая блоком БРКУ, может быть отображена на схеме на экране ПЭВМ. Пользователю предоставляется возможность самостоятельно создавать фрагменты схем и осуществлять переход от одной к другой. Дешёвые дискретные входы блока «Нева» позволяют подключать сигналы от импульсных выходов счётчиков электроэнергии, по которым можно измерять и мощность по присоединениям, если в схеме отсутствуют соответствующие измерительные преобразователи типа Е.
Эффект от применения АСУ складывается за счёт следующих факторов.
1.Повышение надёжности за счёт своевременной фиксации предаварийных состояний с помощью ОИК.
2. Повышение достоверности прогнозов графиков нагрузок и качества планирования текущих режимов.
3.Оптимизация режимов и в результате снижение расхода топлива в системе.
4. Оперативная корректировка и дооптимизация режимов.
5. Выбор оптимального состава работающего оборудования.
6. Сокращения продолжительности пуска блоков.
7. Повышения качества электроэнергии.
8. Сокращения продолжительности ремонтов.
В современных условиях эффективное управление возможно только с использованием вычислительной техники, математических моделей и методов, объединяемых в АСУ.

ПЕРЕЧЕНЬ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ КОНТРОЛЯ УСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ

Список лабораторных работ
Параметры режима энергосистемы.
Методы решения задач нелинейного программирования.
Методы учета ограничений в задачах нелинейного программирования.
Оптимизация режима ГЭС методом динамического программирования.
Исследование алгоритма оптимизации распределения нагрузки методом равенства относительных приростов.
Оптимизация режима энергосистемы с учетом рынка топлива и перетоков.
Автоматизированная система диспетчерского управления режимом энергосистемы.
Оптимальное распределение нагрузки между блоками КЭС.
Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии.

Содержание курсовой работы

Для энергосистемы, в составе которой 3 электростанции, в том числе ГЭС, и 3 нагрузочных узла, связанных линиями 110 кВ, задан состав работающих блоков и их технико-экономические характеристики. Для блоков указан номер варианта характеристик котла и турбогенератора. Варианты исходных данных даны в приложении. Соответствующие варианту данные необходимо представить на бланке задания, который выдается каждому студенту (рис.4) и обязательно включается в пояснительную записку.
Для 3-х нагрузок заданы номера суточных графиков одним трехзначным числом. Все графики имеют 6 ступеней по 4 часа и задаются в процентах от максимальной нагрузки.
Для КЭС-1 задан тип котлов и турбогенераторов, характеристики которых определяются в соответствии с вариантом. Для КЭС-2 задается упрощенная до 3-х точек характеристика Е(Р) удельных приростов расхода топлива.
Для ГЭС принят суточный цикл регулирования и заданы характеристики расхода воды и относительного прироста, а также среднесуточный и минимальный расход воды.
Для ЛЭП заданы сечения проводов и длины.

13 EMBED PBrush 1415
Рис.4.

В курсовой работе необходимо выполнить следующие этапы:
Для КЭС-1 построить характеристики относительных приростов для каждого типа блоков, затем графическим методом построить характеристику относительного прироста станции в целом и составить диспетчерскую таблицу.
Для энергосистемы графическим методом найти оптимальное распределение активной нагрузки без учета потерь в сети, обеспечив заданный расход воды на ГЭС с точностью не менее 5 процентов .
Определить коэффициенты токораспределения по R-схеме для учета потерь в сети.
Расчетом на ПЭВМ найти оптимальное распределение нагрузки между станциями с учетом потерь в сети. Для ГЭС проверить расход воды по результатам распределения на ЭВМ.
Для режима наибольших нагрузок провести расчет на ЭВМ при найденных оптимальных активных мощностях станций и произвольно выбранной реактивной нагрузке их. Затем найти оптимальное распределение реактивных нагрузок между станциями. Результаты представить в виде карт режимов. Определить относительную экономию потерь и оценить годовой эффект от оптимизации.
Для КЭС-1 привести электрическую схему, выбрать состав ТС и ТИ, преобразователи типа Е и определить масштаб кванта для каждого канала ТИ. Предложить вариант экранной страницы для представления телеметрии в ОИК диспетчера энергосистемы.
Выбрать тип АСКУЭ на КЭС-1 и определить ориентировочный состав счетчиков, охваченных ею.
Оформить пояснительную записку.

Исходные данные

Характеристики турбин
Блок
К-200
К-150
ВК-100
ВК-50

Вариант
1
2
3
1
2
3
1
2
3
1
2
3

q 1
1.8
1.8
1.7
1.7
1.8
1.9
1.7
1.8
1.9
2.1
2.0
2.2

Po
170
160
150
130
125
120
75
80
85
35
40
45

q 2
2.1
2.0
1.9
2.1
2.2
2.3
2.2
2.3
2.4
2.3
2.4
2.3

Qxx
30
28
26
24
22
26
20
22
18
12
10
11

Тип ПГ
ТП-100
ТП-90
ТП-80
ТП-70


Характеристики Парогенераторов
Q в Гкал ; КПД в %

ТП-100
Q
225
250
275
300
325
350
375



1
85.9
86.3
86.5
86.7
86.9
87.0
86.9



2
84.8
85.2
85.5
85.7
85.8
85.9
85.7



3
85.1
85.3
85.6
85.8
85.9
85.8
85.6

ТП-90
Q
175
200
225
250
275
300
325



1
85.8
86.2
86.5
86.7
86.9
87.0
86.9



2
84.6
85.0
85.3
85.5
85.7
85.8
85.6



3
85.1
85.4
85.7
85.9
86.1
86.2
86.0

ТП-80
Q
100
120
140
160
180
200
220



1
84.7
85.1
85.4
85.6
85.8
85.9
85.7



2
86.0
86.4
86.7
86.9
87.1
87.2
87.1



3
85.4
85.8
86.1
86.3
86.4
86.3
86.1

ТП-70
Q
60
70
80
90
100
110
120



1
85.5
85.9
86.2
86.4
86.5
86.4
86.1



2
85.1
85.3
85.6
85.8
85.9
86.0
85.8



3
84.5
84.8
85.1
85.3
85.4
85.2
85.0


Графики нагрузок в % от Рм
N вар
0 – 4
4 - 8
8 - 12
12 - 16
16 - 20
20 - 24

1
60
65
100
80
95
70

2
58
65
95
75
100
80

3
65
73
100
85
90
85

4
58
65
90
90
100
70

5
65
70
92
93
100
75


4. Характеристика КЭС-2
N вар
Р1
Е1
Р2
Е2
Р3
Е3

1
40
0.26
80
0.32
100
0.4

2
30
0.31
75
0.36
100
0.45

3
45
0.28
80
0.34
100
0.42

4
35
0.29
85
0.35
100
0.44

5
30
0.33
75
0.4
100
0.49



6. МЕТОДИЧЕСКОЕ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ

1. Программный комплекс NELIN по методам нелинейной оптимизации и теории игр для индивидуальной работы.
Программный комплекс по лабораторному практикуму, включающий 11 программ.
3. Программа OPTIMA.EXE для оптимизации распределения активной нагрузки в энергосистеме.

Список литературы
1. Арзамасцев Д.А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учебн. пособие для студентов вузов/Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян А.М.; Под ред. Д.А. Арзамасцева.–М.: Высш. шк., 1983.
2. Электрические системы: Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов/ Под ред. В.А. Веникова.– М.: Высшая школа, 1973.
3. Электрические системы: Автоматизированные системы управления режимами энергосистем/ Под ред. В.А. Веникова.– М.: Высшая школа, 1973.
4. Веников В.А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.– М.: Высш. школа, 1983.
5. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.- М.:Энергоатомиздат,1990.
6. Забегалов В.А., Орнов В.Г., Семенов В.А. Автоматизированные системы диспетчерского управления в энергосистемах.-М.: Энергоатомиздат, 1984.
7. Булатов Б.Г. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие к лабораторным работам.-Челябинск: ЮУрГУ, 2000.

Приложение
Варианты заданий
----------------------------------------------------------------------------------------------------
N Блоки КЭС-1 Qср Qmin Pн Nгр L1 L2 L3 L4 L5 L6
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·

Приложенные файлы

  • doc 9587349
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий