Основы выбора оптимального режима работы электростанций
При эксплуатации ЭЭС различают понятия технологической и режимной экономичности. Технологическую экономичность оценивают по величинам КПД отдельных элементов ЭЭС. Она достигается в процессе технической эксплуатации посредством получения наивысших КПД при любых заданных режимах работы элементов. Режимная экономичность достигается посредством выбора оптимальных режимов совместной работы отдельных элементов ЭЭС. Этот выбор относят к задачам оптимального управления технологическими процессами.
В качестве критерия режимной экономичности могут быть приняты: минимальные расходы топлива по ЭЭС при заданной величине ее нагрузки; минимальные эксплуатационные затраты. Использование того или иного критерия связано со структурой электростанций ЭЭС по типам и снабжением ТЭС системы теми или иными видами топлива.
Режимная экономичность работы определяется по системе в целом на основе минимума суммарных затрат во все ее основные элементы по производству и передаче энергии. Оптимальным принято считать режим, при котором достигаются минимальные затраты на получение заданного количества энергии по ЭЭС в целом. Для достижения оптимального режима заданная нагрузка ЭЭС должна быть распределена между входящими в нее электростанциями таким образом, чтобы нагрузка каждой из них соответствовала ее техническим возможностям, эксплуатационным свойствам и экономичности.
Для оценки режимной экономичности широкое применение нашел критерий минимума суммарного расхода условного топлива по системе. Но этот критерий имеет свои недостатки и не решает задачу полностью. Это связано с потреблением на ТЭС системы топлива, различного по качеству и цене, с учетом дефицита отдельных видов топлива и особыми условиями использования местных топливных ресурсов. Кроме того, необходимо оценивать также и экономичность работы входящих в ЭЭС гидростанций. Дело в том, что расход воды на ГЭС сам по себе не может служить критерием режимной экономичности. Изменение расхода воды не вызывает изменений в эксплуатационных затратах гидростанций. Но тот или иной расход воды на ГЭС косвенно влияет на экономичность работы системы путем вытеснения соответствующего количества топлива из ее энергетического баланса. Вытесняемое топливо и должно учитываться при оценке режимной экономичности ГЭС.
Поэтому в общем случае для показателей, определенных по указанному критерию, требуется вводить специальные коррективы и ограничения. Если это не даст положительных результатов, то следует использовать критерий минимума эксплуатационных затрат.
В настоящее время выбор оптимального режима работы электростанций производится на основе соответствующих показателей удельных приростов, определяемых в зависимости от принятого критерия режимной экономичности. При этом нагрузка распределяется по показателям нетто, т. е. с учетом расходов мощности на собственные нужды электростанций и ее потери в электрических сетях.
Применяемые методы оптимального распределения нагрузок между электростанциями зависят от структуры ЭЭС и особенностей ее эксплуатации (состава электростанций, режима потребления энергии, обеспеченности энергоресурсами).
Выбор оптимальных режимов совместной работы электростанций может производиться применительно к постоянной и переменной суммарной нагрузке потребителей ЭЭС.
Выбор оптимальных режимов совместной работы тепловых электростанций
Задавайте вопросы нашему консультанту, он ждет вас внизу экрана и всегда онлайн специально для Вас. Не стесняемся, мы работаем совершенно бесплатно!!!
Также оказываем консультации по телефону: 8 (800) 600-76-83, звонок по России бесплатный!
При выборе оптимального режима совместной работы ТЭС необходимо учитывать следующие возможные условия эксплуатации:
1) электростанции используют топливо, одинаковое по качеству и цене (франкостанция назначения);
2) станции сжигают различные виды топлива, отличающиеся по качеству и цене;
3) некоторые станции имеют ограничения (лимиты) по отдельным видам топлива или же указания по использованию большего количества его местных видов (торфа, горючих сланцев, бурого угля и т. п.). Во всех этих случаях требуется свой подход к определению условий совместной работы станций.
Среди тепловых электростанций наиболее просто выбирается оптимальный режим совместной работы КЭС. Условия экономичного распределения суммарной нагрузки между конденсационными станциями являются также и наиболее характерными (типичными).
Если КЭС используют одинаковое по качеству и цене топливо, то при распределении суммарной нагрузки между ними критерии оптимальности по минимуму расхода условного топлива и минимуму эксплуатационных затрат совпадают.
Выбор оптимального режима совместной работы электростанций осуществляют с помощью графического или табличного методов.
При графическом методе используются характеристики удельных приростов отдельных ТЭС и системы в целом. Здесь по оси ординат откладываются величины удельных приростов расхода условного топлива по каждой из КЭС и системе в целом, а по оси абсцисс — мощности КЭС нетто, представляющие собой их нагрузку, а также нагрузка системы. Построив по характеристикам удельных приростов нетто отдельных КЭС зависимость удельного прироста от суммарной нагрузки системы, мы можем по заданной ей суммарной нагрузке определить электрическую мощность (нагрузку) каждой из электростанций.
Табличный метод основан на тех же принципах равенства удельных приростов нетто на совместно работающих электростанциях системы. Табличный метод предполагает составление шкалы этих приростов с таким расчетом, чтобы сумма нагрузок отдельных электростанций при определенном составе работающего оборудования соответствовала суммарной нагрузке системы и значению определенного удельного прироста. Тогда по суммарной нагрузке системы довольно просто определяется суммарная нагрузка каждой электростанции.
При переменной суммарной нагрузке системы оптимальный режим совместной работы КЭС также определяют по условию равенства удельных приростов нетто. Однако при этом необходимо учитывать, что с изменением нагрузки потребителей изменяется и состав работающего на электростанциях оборудования, что сопряжено с дополнительными потерями переменного режима. Из них наиболее существенные потери обусловлены пусками и остановами агрегатов КЭС.
В этих условиях используются в основном те же методы экономичного распределения нагрузки между станциями, которые были показаны выше. Но для этого требуется предварительное сопоставление различных сочетаний расходных энергетических характеристик и удельных приростов электростанций, полученных при разном составе работающего оборудования. Этот состав подбирается в соответствии с потребной мощностью для покрытия заданных нагрузок.
Один из практических приемов, облегчающих решение этой задачи, заключается в том, что отбирают наиболее экономичную группу оборудования для покрытия суточного максимума нагрузки системы с учетом необходимого резерва. По мере снижения суммарной нагрузки решается вопрос о последовательном выводе из работы наименее экономичных агрегатов.
Таким образом, при переменной нагрузке задача выбора экономичного режима совместной работы КЭС значительно усложняется. Особенно сложной она становится в больших системах. Поэтому эффективное решение такой задачи требует применения электронно-вычислительных машин.
При использовании топлива, различного по качеству и цене, изложенная выше методика выбора оптимального режима совместной работы электростанций не претерпевает существенных изменений. В этом случае в качестве критерия оптимальности применяют минимальные эксплуатационные затраты (минимум стоимости используемого на электростанциях условного топлива).
При лимитировании или необходимости использовать большее количество местных видов топлива выбор оптимального режима совместной работы КЭС осуществляют с помощью применения фиктивных значений удельных приростов расходов топлива. Эти значения получают посредством умножения действительных удельных приростов расхода топлива для электростанций, на которых производят лимитирование, на поправочный коэффициент. Аналитическое выражение поправочного коэффициента определяют последовательным подбором по соответствующей методике.
Для выбора оптимального режима совместной работы КЭС и ТЭЦ используют те же методы, что и при распределении нагрузки между КЭС. Но при этом необходимо выделить ту часть графика суммарной электрической нагрузки, которая приходится на вынужденную теплофикационную электрическую мощность, определяемую в соответствии с тепловой нагрузкой каждой ТЭЦ. Распределению подлежит оставшаяся часть суммарного графика электрической нагрузки, которая должна быть покрыта теплофикационными турбоагрегатами ТЭЦ при их работе по конденсационному циклу. Если суммарная тепловая нагрузка ТЭЦ остается постоянной, то для выбора экономичного режима совместной работы КЭС и ТЭЦ (конденсационная часть) находятся относительно простые решения. При переменной же тепловой нагрузке решение задачи усложняется. В этом случае удельный прирост расхода условного топлива электростанциями по конденсационному циклу является функцией уже двух переменных величин — электрической мощности нетто или нагрузки и тепловой нагрузки.
Выбор оптимальных режимов совместной работы гидроэлектростанций
Выбор оптимального режима совместной работы ГЭС имеет свои специфические особенности. Они состоят в том, что параметры отдельных ГЭС различны и каждая электростанция имеет свой располагаемый средний расход воды. Кроме того, у ГЭС могут наблюдаться периоды, связанные с избытком или недостатком энергоресурсов, которые оказывают влияние на их участие в покрытии суммарной нагрузки системы.
Вопрос выбора оптимального режима совместной работы ГЭС отпадает в периоды избытка гидроресурсов и особенно остро стоит в периоды их дефицита. Последнее обстоятельство практически не позволяет варьировать режимом совместно работающих ГЭС.
Так как гидроэлектростанции являются уникальными объектами, привязанными к конкретным местным условиям и оборудованными гидроагрегатами различных типов, то их энергетические характеристики резко отличаются друг от друга. Даже у одной и той же ГЭС с сезонным и многолетним регулированием и глубокой сработкой водохранилища энергетические характеристики могут меняться. Изменение характеристик работающих ГЭС и располагаемого среднего расхода воды каждой из станций сильно затрудняют выбор экономичных режимов их параллельной работы на основе единых методов технико-экономического расчета. Поэтому каждая конкретная комбинация ГЭС требует индивидуального подхода при распределении между ними суммарного графика нагрузки.
В связи с изложенным при выборе оптимальных режимов совместной работы ГЭС используются показатели приведенных удельных приростов (отношение удельного прироста к наименьшей постоянной величине полного удельного расхода, соответствующего экономической нагрузке станций). Эти показатели являются безразмерными. В данном случае вместо правила равенства удельных приростов мы будем иметь правило равенства приведенных удельных приростов. Для экономичного распределения нагрузки могут использоваться также характеристики потерь подведенной мощности и показатели потерь суточного регулирования.
В общем случае выбор оптимального режима совместной работы ГЭС производится в показанной ниже последовательности. Сначала для станций с неблагоприятными энергетическими характеристиками выделяют ту часть максимума суммарной нагрузки, которая необходима для полного использования их гидроресурсов с работой на экономической мощности. При этом нагрузка может задаваться в соответствии с числом работающих на ГЭС агрегатов. Дальнейшее распределение нагрузки между оставшимися ГЭС осуществляется по методу равенства приведенных удельных приростов.
При распределении нагрузки между гидростанциями учитываются следующие основные факторы: мощность водотока, наличие суточного регулирования и объем водохранилища.
На большинстве рек, кроме некоторых горных, режим водотока в течение суток практически постоянен. Переменный режим работы ГЭС на таком водотоке является следствием применения его суточного регулирования. Мощность ГЭС за период регулирования должна согласовываться с мощностью водотока, так как выработка гидростанций связана с количеством приточной воды. Поэтому среднесуточная мощность ГЭС должна быть равна средней мощности водотока.
В постоянном режиме гидростанции работают с мощностью, соответствующей мощности водотока. Но в данном случае распределение нагрузки между параллельно работающими станциями должно обеспечить не только их среднюю мощность, но и минимум суммарных потерь подведенной мощности всех ГЭС. Распределение нагрузки между ГЭС по средней мощности водотока во многих случаях не совпадает с этим минимумом. Поэтому режимы работы ГЭС должны корректироваться с учетом величины суммарных потерь. Для такой корректировки используются возможности суточного регулирования таким образом, чтобы часть времени суток иметь одно распределение нагрузки между станциями, а другую часть — другое, соответствующее минимуму суммарных потерь (при обеспечении среднесуточной мощности по водотоку). Такое перераспределение позволяет находить наиболее экономичные режимы совместной работы гидростанций при постоянной суммарной нагрузке.
Переменный (неравномерный) режим работы ГЭС в пиковой части суточного графика нагрузки вызывает дополнительные потери. Основным источником потерь неравномерного режима являются колебания рабочего напора. Они связаны с неизбежными колебаниями горизонтов верхнего и нижнего бьефа. Потери неравномерного режима имеются и в самом оборудовании. Но они являются относительно небольшими.
Колебания напора вызываются в основном суточным регулированием. Поэтому потери переменного режима ГЭС будут представлять собой потери суточного регулирования. Экономичность работы ГЭС при переменном режиме оценивается величиной удельных потерь суточного регулирования, которые представляют собой отношение их абсолютной величины к выработке энергии в пике графика нагрузки системы.
Удельные потери суточного регулирования связаны с рабочим напором обратной пропорциональной зависимостью. Поэтому низконапорные ГЭС с малой площадью водохранилища имеют относительно высокие удельные потери суточного регулирования. У высоконапорных ГЭС эта величина значительно меньше. Поэтому их работа в пике графика нагрузки системы будет более экономичной.
Для уменьшения потерь суточного регулирования следует избегать больших амплитуд колебаний расхода воды через станцию. Целесообразно сокращать и период регулирования. Для этого необходимо наполнять водохранилище при первой же возможности и стараться работать остальное время на равномерном режиме.
Условия экономичности совместной работы ТЭС и ГЭС
При работе гидростанций без суточного регулирования вопрос о таком выборе отпадает. Здесь всегда выгодно, чтобы ГЭС пропускала через турбины всю приточную воду и давала максимально возможную выработку. В данном случае станция должна работать по режиму водотока в базисе нагрузки. Такие же соображения следует отнести и к периоду паводка, когда для ГЭС остается единственный целесообразный режим — работа на полную мощность в базисе графика. Это относится и к маловодным периодам, когда ГЭС покрывают пик графика нагрузки и развивают максимальную мощность при небольшой выработке. Во всех остальных случаях необходимо находить наиболее выгодные режимы совместной работы ГЭС с тепловыми станциями системы.
При одном и том же расходе воды за сутки гидростанции могут работать по различному режиму нагрузки. Но при совместной работе изменение нагрузки на ГЭС неизбежно отразится на нагрузке ТЭС, а, следовательно, и на расходе топлива в ЭЭС. Поэтому критерием оптимальности совместной работы ТЭС и ГЭС служит минимальный расход топлива или минимум эксплуатационных затрат всеми ТЭС электроэнергетической системы при заданной выработке энергии. Наиболее широко применяется критерий минимума расхода условного топлива по системе, который и будет рассмотрен ниже.
При распределении суммарной нагрузки в системе, состоящей из ТЭС и ГЭС, все тепловые электростанции можно условно заменить одной «эквивалентной» ТЭС с удельным приростом расхода условного топлива. Влияние гидростанций на это распределение учитывается с помощью специальных коэффициентов для ГЭС, устанавливающих взаимосвязь между удельными приростами расхода условного топлива на ТЭС и удельными приростами расхода воды на ГЭС. Поскольку для любой ГЭС суточный расход гидроресурса определяется однозначно, то задача выбора оптимального режима совместной работы ТЭС и ГЭС решается таким же образом, как и на ТЭС при заданном расходе топлива на одной из них.
Произведение коэффициента топливной эффективности ГЭС на ее натуральный относительный прирост представляет собой приведенный удельный прирост гидроэлектростанции по условному топливу.
Таким образом, условием экономичности совместной работы ТЭС и ГЭС в системе является то, что они должны в каждый момент времени работать с нагрузками, соответствующими одинаковым значениям удельных приростов расхода топлива на ТЭС и приведенных (по условному топливу) удельных приростов на ГЭС.
Сначала эта нагрузка распределяется на две части между обоими типами станций. Затем каждая из этих частей распределяется между ТЭС и ГЭС системы.
Значение / для данной ГЭС принимается постоянным, зависящим от заданного суточного расхода воды. Выбранные величины этих коэффициентов должны оставаться неизменными в течение всего расчетного периода, для которого определяется наивыгоднейший режим. Для каждой ГЭС величину / можно определить подбором.
При подборе коэффициента учитываются конкретные условия эксплуатации ЭЭС:
1) баланс активной мощности;
2) обеспечение требований всех водопользователей гидрокомплекса;
3) расход гидростанциями заданного объема воды в течение циклов регулирования. Баланс активной мощности определяется расчетом нагрузок по показателям оптимальности — соответствующим удельным приростам. Поэтому первое условие в принципе может обеспечиваться при любом значении коэффициента. Обеспечение второго условия проверяется по выбранному режиму работы ГЭС. Если выбранный режим не обеспечивает выполнение этого условия, то в него вносятся поправки. Эти поправки призваны ограничить длительность периодов полной остановки ГЭС для уменьшения колебаний горизонта нижнего бьефа. Для выполнения третьего условия производится взаимная увязка суточных графиков нагрузки и расходов воды на ГЭС для всего цикла регулирования. В этих расчетах определяется взаимная связь выбираемых величин, расходов воды гидростанциями и режимов их работы в ЭЭС. При этом необходимо так подобрать коэффициент, чтобы после распределения нагрузки выработка электроэнергии на ГЭС в рассматриваемом периоде совпала с заданной. Фактические суточные расходы воды гидростанциями, соответствующие выбираемым значениям /, могут определяться и по отчетным данным.
Учет влияния собственного расхода энергии и ее потерь в сетях при выборе экономичных режимов работы электростанций
Как отмечалось и показывалось выше, при распределении нагрузки между электростанциями системы необходимо учитывать расходы электроэнергии на их собственные нужды и ее потери в электрических сетях. Они оказывают существенное влияние на выбор экономичных режимов работы электростанций. Изменение нагрузки электростанций приводит одновременно к изменению величины электрической мощности, расходуемой на их собственные нужды, и величины потерь мощности в электрических сетях. Метод распределения нагрузки между электростанциями в последовательности возрастания их удельных приростов остается неизменным. Однако для учета потерь электрической мощности на собственные нужды и потери в сетях в удельные приросты по каждой электростанции вносятся соответствующие коррективы.
Эта задача также решается нахождением условного экстремума с помощью метода неопределенных множителей Лагранжа.
Изложенный выше метод учета потерь энергии в сети следует считать ориентировочным. Он учитывает только удельные приросты потерь активной мощности. В действительности же при перераспределении активных мощностей происходят потери и реактивной мощности. Вместе с тем перераспределение мощностей приводит к изменению напряжений в узловых точках сети, связанных с нагрузкой потребителей. Последнее влечет за собой изменение активных и реактивных мощностей. Поэтому и возникает задача одновременного экономичного распределения активных и реактивных мощностей с учетом напряжений и потерь.
Эта задача также решается с помощью метода неопределенных множителей Лагранжа. Поправочный коэффициент, учитывающий потери активной и реактивной мощности, отличается большой сложностью. Расчет экономичного распределения нагрузок с помощью этого коэффициента требует использования специальных моделирующих и счетных устройств. Поэтому расчет уточненного коэффициента в условиях эксплуатации основан на допустимых упрощениях.
Упрощения основываются на следующих положениях:
1) потери в любой сети равны сумме потерь на всех ее участках;
2) при отсутствии промежуточного отбора электроэнергии, удельный прирост потерь в сетях по нагрузке нетто каждой из электростанций равен сумме удельных приростов потерь на отдельных участках;
3) в каждом данном режиме напряжение в узловых точках не меняется; 4) реактивные и активные нагрузки считают не зависящими от напряжений, а напряжения питающих узлов — одинаковыми.
Способы оптимального распределения нагрузки между электростанциями в условиях АСУП
Рост ЭЭС, усложнение их структуры и необходимость учета влияния потерь в сетях привели к тому, что производить распределение нагрузки между электростанциями на базе заготовленных таблиц и номограмм становилось очень трудоемким и весьма затруднительным. Поэтому и возник вопрос о применении специальных вычислительных устройств. Первым таким устройством был распределитель активных нагрузок (РАН). Это устройство совмещало экономичное распределение мощностей и автоматическое регулирование частоты. РАН не предусматривал возможность учета потерь энергии в сетях. В дальнейшем были созданы различные конструкции вычислительных устройств для экономичного распределения активных мощностей. Эти устройства уже учитывали влияние потерь в сетях на экономичное распределение активных мощностей и являлись «советчиком» диспетчера. По запросу диспетчера они давали ответ об экономичном распределении мощностей.
Наибольшее распространение получили устройства непрерывного действия типа ЭКРАН (экономичное распределение нагрузок) и АНРАН (аналоговый распределитель активных нагрузок). Критериями экономичности в устройстве ЭКРАН могут быть минимальный расход топлива или минимальная стоимость топлива по ЭЭС. Первый критерий реализуют по условию равенства конечных удельных приростов. Второй критерий реализуют по этому же условию, но посредством дополнительного включения в него частичной удельной стоимости расходуемого топлива на каждой электростанции.
Устройство ЭКРАН позволяет распределять нагрузки и в ЭЭС, в состав которых входят не только тепловые, но и гидравлические электростанции. Устройство АНРАН производит распределение нагрузки по критерию минимального расхода топлива ЭЭС. Оба эти устройства решают рассматриваемую задачу с учетом потерь активной энергии в сети, но без учета потокораспределения реактивных мощностей.
Успехи развития кибернетики обусловили создание быстродействующих и универсальных электронно-вычислительных машин (ЭВМ). ЭВМ нашли широкое применение для решения задач диспетчерского управления ЭЭС по экономичному распределению активных нагрузок между параллельно работающими электростанциями и распределению реактивной мощности между ее источниками. Необходимость применения ЭВМ для распределения нагрузок обусловлена: трудоемкостью разработки характеристик удельных приростов электростанций; сложностью расчета удельных приростов потерь электроэнергии в сетях.
Оптимизация режима работы районных и объединенных энергосистем по активной мощности производится на всех ступенях иерархической структуры управления. Оптимизация ведется на базе использования эквивалентных характеристик электростанций, генераторных групп и электрической сети и прогноза нагрузок.
Эквивалентные характеристики электростанций и подсистем, входящих в ЭЭС, рассчитываются в районной энергосистеме и передаются соответствующему Объединенному диспетчерскому управлению (ОДУ), который рассчитывает и передает в ЦДУ ЕЭС СССР эквивалентные характеристики укрупненных подсистем, входящих в объединенную энергосистему.
Оптимизацию режима начинают с высшего уровня. ЦДУ ЕЭС СССР задает режим ЕЭС по укрупненным показателям (перетоки между ОЭС, суммарные мощности эквивалентных объектов) и передает его в ОДУ для детализации на уровне ОЭС. Режим, заданный ОДУ, передается для детализации отдельным энергосистемам и далее электростанциям.
Режимные модели ЭЭС и их объединений — очень сложные. При оптимизации режима они требуют учета многочисленных режимных ограничений. Эти ограничения могут быть как в виде равенств (по балансу мощности, изопериметрическим условиям), так и в виде неравенств (по нагрузкам электростанций и линий электропередачи). Кроме того, решение задачи еще более усложняется ее большой размерностью и необходимостью принятия оперативного решения.
Задача оптимизации режима состоит в минимизации суммарного расхода условного топлива в целом по ЭЭС (ОЭС, ЕЭС) за период времени (сутки и более длительные промежутки времени).
Задача по оптимизации режима может решаться по двум вариантам:
1) для всего периода времени;
2) для одного интервала времени за другим (например, часа). Первый вариант нашел широкое применение при долгосрочном планировании. Применение второго варианта по сравнению с первым дает экономию памяти ЭВМ и позволяет решать эту задачу для большого числа объектов. Однако этот вариант требует при учете изопериметрических условий ввода в целевую функцию. А это сопряжено с проведением дополнительных расчетов по выбору этих множителей.
Ограничения на независимые переменные учитываются приравниванием на каждой итерации переменных, вышедших за допустимые пределы. Ограничения на зависимые переменные учитываются штрафными функциями (большая неотрицательная величина, которую прибавляют к целевой функции, если переменная величина вышла за допустимые пределы). Применение такого приема делает работу энергетических объектов за пределами допустимых значений переменной неэкономичной.
Изложенный выше метод нашел широкое применение в практике работы ЭЭС.
Статью подготовила доцент кафедры социально-гуманитарных дисциплин Волгушева Алла Александровна. 
