Размещено на http://www.allbest.ru/

22

Применение новых информационных технологий при управлении работой электрических станций

Введение

В данном курсе лекций рассматриваются задачи управления работой электрической станцией и ее персоналом и раскрываются новые подходы и методики принятия решения на основе применения новых информационных технологий. Рассмотрен состав задач управления, которые требуют применения средств вычислительной техники и информационного обеспечения в виде управляемых баз данных. Значительное место уделяется задачам контроля технического состояния основного электротехнического оборудования, в том числе информационно-аналитическим системам и системам мониторинга. Рассматриваются методические вопросы создания и применения управляемых баз данных, микропроцессорных систем управления режимами агрегатов собственных нужд станции.

В настоящее время со всей очевидностью стало ясно, что эксплуатация таких важнейших производственных объектов, какими являются электрические станции, должна быть поставлена таким образом, чтобы максимально исключить ошибки в производстве электроэнергии, могущие привести к тяжелым экономическим и социальным последствиям, и обеспечить современный уровень работы на предприятии.

Такая ориентация должна быть введена в виде непреклонного требования и сама по себе составляет одну из основных и комплексных задач развития эксплуатации. Ясно также, на каких путях следует искать решения этих задач. Одно из направлений, которое рассматривается в данном курсе - это внедрение новых информационных технологий. Двадцать первый век уже назван веком информационных технологий. Это имеет прямое отношение и к электроэнергетике.

В данном курсе лекций рассматриваются задачи и методы их решения в плане применения вычислительных комплексов и средств обработки больших массивов информации, без чего невозможно представить сегодня управление электрическими станциями и их агрегатами.

В первой лекции рассматриваются основные задачи управления, как части единого управления большой энергетической системой. Показано, почему в настоящее время нет возможности автономно управлять каждой отдельной станцией и почему при этом приходится применять современные информационные технологии. Особо выделяются проблемы надежности и экономичности в части распределения активных нагрузок в условиях рыночной экономики.

Во второй лекции излагаются задачи контроля технического состояния основного электротехнического оборудования станций и в том числе методы мониторинга их технического состояния на основе новых информационных технологий.

Основной ячейкой преобразования информации в сложных технических системах являются управляемые базы данных, которые рассматриваются в третьей лекции.

В четвертой главе дается изложение характеристик современных систем управления на базе микропроцессорных программно-технических комплексов.

В последней главе рассматриваются современные технологии в сфере профессиональной подготовки персонала электрических станций.

Основные принципы формирования режимов работы электростанций в системе

Единство процессов производства, распределения и потребления электроэнергии

Работа электроэнергетической системы в целом характеризуется, прежде всего, единством процессов выработки, преобразования, распределения и потребления электроэнергии. Это единство обусловлено высокой скоростью передачи и распределения электрических процессов в системе и практически полным отсутствием возможности накопления выработанной электроэнергии, чтобы в дальнейшем выдавать ее в соответствии с возникшей необходимостью у потребителей. Выработанная электроэнергия в электроэнергетической системе должна быть потреблена практически мгновенно. Это основное и довольно обременительное свойство работы электроэнергетической системы в целом на настоящем этапе развития электроэнергетики.

Это означает, что в каждый момент времени стационарный режим работы сложной электроэнергетической системы в каждом ее узле, в каждом сечении должен удовлетворять требованию балансов активной и реактивной мощностей.

Изменение вo времени потребления электроэнергии, неизбежное вследствие переменчивости хозяйственной деятельности, смены дня и ночи, изменений погодных и климатических условий влечет за собой необходимость изменения генерации, что оказывает решающее влияние как на организацию работы электроэнергетических систем, так и на формирование их генерирующих мощностей.

Обычно для характеристики изменчивости потребления применяют термин неравномерности, который предназначен для характеристики степени изменчивости потребляемой нагрузки в течение суток (недели, сезона, года).

Суточная и недельная неравномерности потребления электроэнергии определяют относительный размер разгрузки электростанций в часы минимума нагрузки и в выходные дни, а также долю останавливаемого и пускаемого оборудования, т.е. определяют практически основную функцию управления режимами работы электростанций.

Недельная неравномерность определяет также условия проведения профилактических кратковременных ремонтов оборудования, а годовая неравномерность является определяющим фактором планирования капитальных и средних ремонтов оборудования электростанций.

Сами суточные графики нагрузки зависят от структуры потребления (состава потребителей), технологии различных производств, графиков работы промышленных предприятий, климатических условий и многих других условий (например, демонстрация по телевидению футбольных матчей чемпионата мира существенно повышает потребление электроэнергии). Неравномерность потребления электроэнергии может быть уменьшена рядом мероприятий.

Основной характеристикой неравномерности суточного графика потребления электроэнергии является степень неравномерности б_сут - отношение минимальной ночной нагрузки к суточному максимуму нагрузки. Кроме этого коэффициента применяют еще одну характеристику графика - плотность графика нагрузки Р_сут, т.е. отношение средней мощности потребления за сутки к максимуму. Соответственно для суточного графика нагрузки имеем

где Р_min - минимальная мощность потребления электроэнергии в сутки; P_max - максимальная мощность потребления в сутки; Р_ср - средняя мощность потребления в сутки. Так же определяются показатели графиков нагрузки за неделю и за год соответственно с заменой нижних индексов.

Геометрический смысл коэффициента а достаточно выразителен, он показывает размах колебаний мощности в системе. Очевидно, что он не может быть больше 1. Чем меньше P_min по сравнению с Р_mаx, тем меньше а. Обычно он меняется в пределах от 0,85 до 0,65.

Для генерирующих предприятий желательно повышение этого коэффициента. Это легко понять, ведь генерирующие установки должны обеспечить в момент максимума нагрузки выдачу мощности в размере P_mах, а в момент минимума графика нагрузки - снизить генерацию до P_min.

Таким образом, коэффициент б показывает, насколько потребуется разгрузить генераторы. Это грубая оценка, так как с изменением потребления будут меняться и потери мощности, и расходы станций на собственные нужды. Так что в действительности разгрузка должна быть несколько большей.

Очевиден смысл коэффициента плотности графика: чем ближе он к 1, тем меньше средняя мощность отличается от максимальной. Значения в всегда выше коэффициента неравномерности, так как средняя мощность всегда больше минимальной. Если суточный график нагрузки симметричен относительно среднего значения мощности, то в легко выражается через б.

Действительно, в этом случае

Выше рассматривались коэффициент неравномерности и коэффициент плотности для суточного графика нагрузки, которые могут быть применены и к другим графикам: недельным, сезонным, годовым.

Но столь прозрачного и удобного смысла там они не имеют, да и при анализе таких графиков нагрузки возникают совсем другие задачи: задачи оптимизации расхода энергоресурсов с учетом запасов воды в водохранилищах, задачи пуска и останова агрегатов, задачи ремонтов и многие другие.

Плотность годового графика нагрузки обычно характеризуется продолжительностью (числом часов) использования максимальной нагрузки:

где Wгод - годовое потребление энергии.

Суточные графики нагрузки. На рис.1.1 показаны суточные графики нагрузки отдельных групп потребителей: предприятий металлургии, химии (1); предприятий топливных отраслей (2); машиностроительных предприятий (3); коммунально-бытового сектора (4), на рис.1.2 - суточные графики нагрузки ЕЭС в средний рабочий день декабря и средний рабочий день июля.

Рис. l. l. Суточные графики нагрузки отдельных потребителей:

1 - непрерывное производство (металлургия, химия и др.); 2 - топливная отрасль; 3 - машиностроение; 4 - коммунально-бытовой сектор

Недельная неравномерность потребления электроэнергии (рис.1.3). имеет характерный волнообразный вид. Точной периодичности волн, конечно, нет, это связано с тем, что кроме недельной неравномерности имеет место еще и сезонная изменчивость потребления электроэнергии. Изменяется потребление и от года к году по многим причинам.

Рис. 1.2 Суточные графики нагрузки ЕЭС: 1 - средний рабочий день декабря; 2 - средний рабочий день июня в процентах собственного максимума: 3 - средний рабочий день июня в процентах максимума декабря

По сравнению с рабочим днем нагрузка субботнего дня существенно снижается. Начиная с дневной смены, часть предприятий не работает или работает с уменьшенной нагрузкой. В воскресенье потребление дополнительно снижается, сохраняется нагрузка непрерывных производств (металлургических, химических и т.п.) и часть других производств по необходимости. Минимального значения потребление достигает в ночь с воскресенья на понедельник.

Такой волнообразный процесс потребления электроэнергии должен быть обеспечен соответствующим управляемым процессом выработки: генерируемая станциями энергия должна быть равна потребляемой потребителями плюс расходы на собственные нужды электростанций и потери на передачу по сети.

Картина производства и потребления электроэнергии и соответственно работа всей электроэнергетической отрасли были бы существенно иными при существовании возможности накапливать, складировать электроэнергию. Принципиальные возможности накопления и складирования энергии, в том числе и электроэнергии, конечно, существуют. Здесь мы коснемся их в самом кратком виде.

Аккумулирование энергии в гравитационной форме осуществляется на практике с помощью гидроаккумулирующих станций - ГАЭС. Это, конечно, не накопление электроэнергии, но оно дает возможность существенно облегчить ведение режимов работы электроэнергетической системы и тем самым существенно облегчить проблемы ведения режимов тепловых и атомных электрических станций. Накопление энергии - заряд ГАЭС - производится путем подъема воды из нижнего бассейна в верхний с помощью гидронасосов. Этот режим применяют во время провала графика нагрузки. Разряд накопителя осуществляется в часы прохождения максимума нагрузки. ГАЭС тем самым является эффективной станцией, сглаживающей переменные нагрузки и позволяющей остальным станциям системы работать в режимах с меньшими изменениями мощности. Мощности ГАЭС достигают нескольких ГВт, ведутся разработки ГАЭС на весьма большие мощности.

Этот вид накопления энергии хорошо освоен в промышленных масштабах. Однако он не решает основной проблемы - проблемы накопления электроэнергии, тем самым коренное свойство электроэнергетической системы, определяющее ее режимную проблематику, остается незыблемым.

ГАЭС требует сооружения линий электропередачи, если потребители удалены от нее, а близкое расположение ГАЭС к территории с высокой плотностью населения сопровождается отчуждением значительных земельных площадей и отрицательным экологическим влиянием.

Перспективное решение проблемы накопления электроэнергии дают индуктивные сверхпроводящие накопители (СПИН), которые разрабатываются уже более 40 лет, но до сих пор так и не нашли широкого промышленного применения. КПД СПИНов может быть доведен до 85 - 90%, управляемость их весьма высокая - перевод из режима заряда в режим разряда осуществляется электронными методами: ввод в действие производится за 20 - 30 миллисекунд (у ГАЭС перевод из режима заряда в режим разряда связан с управлением мощными гидроаппаратами, т.е. занимает время порядка нескольких минут).

В настоящее время существуют СПИНы с запасаемой энергией 10 Дж и мощностью порядка 10 МВт, поэтому их практическое применение для выравнивания графиков нагрузки пока не нашло места в большой энергетике.

Структура задач управления электрическими станциями в системе

Как следует из вышесказанного, задачи управления электростанциями не могут рассматриваться как не зависящие друг от друга, они связаны между собой жесткими условиями единства производства электроэнергии, т.е. задача управления каждой электрической станцией является составной частью общего управления электроэнергетической системой.

Поэтому многие оперативные функции и действия на станциях определяются диспетчерскими управлениями и только ими. Возможности самостоятельного принятия решения по отключению блоков или, наоборот, по их включению практически ограничиваются только экстраординарными обстоятельствами, ликвидацией аварийных ситуаций, связанных с угрозой для жизни или большими ущербами. Вместе с тем на станциях есть круг задач, которые решаются персоналом станции - контроль технического состояния оборудования, его техническое обслуживание, которые собственно и определяют надежность работы станций.

Таким образом, состав задач управления имеет сложную структуру и потому подлежит подробному изучению. В табл.1.1 задачи управления подразделяются по следующим признакам: по уровням планирования (краткосрочное и долгосрочное) и по виду управления - оперативное и автоматическое; указывается, на каком организационном уровне решается задача: на уровне энергообъекта (ЭО), районной электрической системы (ЭЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) и единой энергосистемы (ЕЭС).

Таблица 1.1

Задачи управления работой электроэнергетических систем и энергообъектов и уровни их решения

электрическая станция нагрузка информационный

Распределение активных нагрузок между станциями

Требование равенства относительных приростов затрат имеет хорошее объяснение: если в каком-то режиме существуют станции с разными относительными приростами расхода топлива, станции, которые имеют большие относительные приросты, надо разгрузить, а станции, имеющие меньшие приросты, загрузить. После такого перераспределения мощностей, очевидно, суммарные затраты на выработку электроэнергии по системе будут меньше.

Как же все-таки найти решение?

Предварительно для каждой станции строится зависимость ОПР от вырабатываемой мощности. Это монотонная функция. После того, как такие функции построены (запомнены в памяти машины), переходим ко второму этапу расчета. Задаемся различными значениями ОПРТ системы, т.е. задаемся значением (-л) и по построенным характеристикам относительных приростов определяем для каждого значения (-л) значения мощностей станций:

Суммируем эти значения:

и полученную сумму обозначим через Рсум. ген (-л).

Рсум. ген (-л) это зависимость суммарной генерации, соответствующая режиму, при котором все станции системы имеют одинаковый ОПР, равный выбранному значению ОПР системы.

Эту функцию необходимо построить для всех реальных значений ОПР и запомнить в памяти машины либо в виде таблицы значений, либо в виде полинома, достаточно точно приближающего такую таблицу. Эту функцию потребуется вызывать из памяти для решения задачи распределения нагрузки следующим образом.

Пусть заданы суммарные нагрузки системы и оценены суммарные потери: Рн +р. Найдем такое значение ОПР (для системы в целом), при котором

Для этого надо будет решить это уравнение с одним неизвестным (неизвестным является ОПР системы). Решение такого уравнения - простое дело. По полученному значению ОПР и зависимостям мощностей станций от относительного прироста расхода определяются активные мощности станций Рк. По этим значениям уточняются потери р, и расчет повторяется до тех пор, пока процесс не сойдется. Условие баланса мощностей системы будет выполняться с точностью, которая заложена в условие окончания итерационного процесса.

Учет изменения потерь при оптимизации распределения нагрузок станций. Выше предполагалось, что потери мало меняются с изменением распределения мощностей. Это не так, особенно для наших систем, имеющих длинные линии электропередачи. Разработаны программы для определения этой функции.

Обобщенный принцип равенства относительных приростов: в оптимальном режиме распределения активных нагрузок относительные приросты расходов топлива, скорректированные на относительные приросты потерь мощности должны быть равны для всех станций.

Изложенные закономерности, хотя и носят математический характер, имеют большое значение в распределении нагрузок между станциями и по существу являются основой инженерного мышления по решению данной проблемы.

Системный относительный прирост, по существу, соответствует минимально возможной в данных условиях цене производимого генерирующей компанией очередного мегаватт-часа электроэнергии. Это показатель, по которому можно принимать решение о покупке или продаже электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии.

Более того, опираясь на приведенные соотношения, можно рассчитать оптимальные для энергокомпании объемы покупки или продажи электроэнергии на оптовом рынке.

Ниже освещается один из вариантов применения указанных теоретических положений на практике в ОАО "Свердловэнерго". В ОАО "Свердловэнерго" созданы и функционируют комплексы программ расчета энергетических характеристик электростанций и оперативной оптимизации режима загрузки электростанций энергосистемы.

На основе информации о работающем составе оборудования, значения, рабочих параметров (температура и давление острого пара, давление в конденсаторе и др.), рассчитываются энергетические характеристики электростанций и характеристики затрат с учетом оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок между агрегатами.

Характеристики электростанций заносят в базу, где они постоянно обновляются и являются основой при оперативной оптимизации режима работы системы. Диспетчер ЦДС в режиме реального времени получает соответствующую информацию.

Традиционные выходные формы на экране монитора дополнены необходимыми сведениями, позволяющими оперативному персоналу принимать обоснованные решения в условиях оптового рынка, особенно на рынке внутричасовой торговли электроэнергией. Одновременно диспетчер по отображаемой информации имеет возможность отслеживать ситуацию с перетоками мощности в контролируемых сечениях.

Таким образом, реализованы два уровня управления режимами: - уровень электростанций и уровень энергосистемы и тем самым созданы основы для оптимизации режимов на более высоких уровнях. Современные средства коммуникации позволяют решить проблему оперативного взаимодействия между различными уровнями иерархической системы.

Описанная система оптимизации режимов органично вписывается в схему рыночных отношений между производителями и потребителями электроэнергии как на этапе планирования режима на сутки вперед, так и в условиях балансирующего рынка.

Задача при рыночных взаимоотношениях реализуются в следующей последовательности шагов:

1. по критерию минимума затрат определяются оптимальные графики нагрузки электростанций;

2. исходя из этих графиков, рассчитывается для каждого часа средняя цена одного мегаватт-часа электроэнергии по региону в целом:

Wi/ - выработка электроэнергии i-й электростанцией в i-й час; Цi/, - цена одного МВт-ч электроэнергии на i-й электростанции в i-й час.

Важно отметить, что эта цена является минимальной для каждого потребителя - налогоплательщика в регионе в данные сутки;

3) прогнозируются затраты на электроэнергию, заказанную к-м потребителем,

Информация о графике обеспечения спроса потребления и о средних часовых ценах доводится до сведения потребителей. С учетом этих цен и при наличии резерва по времени целесообразно, с точки зрения уменьшения затрат на купленную электроэнергию, дать возможность потребителю скорректировать график потребления и выйти на повторный расчет.

Основополагающими компонентами иерархической системы является установка на каждой станции автоматизированного рабочего места "Оптимизатор распределения активных нагрузок", позволяющего начальнику смены электростанции в режиме реального времени поддерживать оптимальную загрузку основного оборудования при заданном графике нагрузки электростанции в целом.

Это создает интеллектуальный фундамент для оптимальной работы всей иерархической системы и включает в себя:

объективные энергетические характеристики электростанций, без которых невозможно построение эффективного (для каждого субъекта) рынка;

поддержание характеристик основного оборудования в актуальном состоянии (точно отражающих фактическое состояние оборудования электростанции);

обеспечение наименьших цен на отпускаемую генерирующей компанией электроэнергию.

Размещено на Allbest.ru