автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация функционирования автономных энергетических систем

Введение.

ГЛАВА

Оптимизация режимов работы электро- и теплогенерирующего оборудования автономной энергосистемы.

1.1. Постановка задачи оптимизации режимов.

1.2. Оптимизация текущих режимов автономной энергосистемы.

1.3. Оценка топливных издержек для различных вариантов развития автономной энергосистемы.

ГЛАВА

Математические модели элементов автономной энергосистемы.

2.1 Тепловая электрическая станция.

2.2 Гидроэлектростанция.

ГЛАВА

Оптимизация долгосрочных режимов работы ЦЭУ МЭС.

3.1 Характеристика ЦЭУ МЭС.

3.2. Оптимизация долгосрочных режимов работы ЦЭУ МЭС с учетом случайного характера приточносги воды в водохранилище КГЭС.

3.3. Оптимизация зимних режимов работы ЦЭУ МЭС с учетом случайного характера температур наружного воздуха.

ГЛАВА

Оптимизация развития ЦЭУ МЭС.

4.1. Сопоставление стратегий развития ЦЭУ МЭС на период до 2020 г.6В

4.2 Технико-экономическое обоснование применения электроэнергии для отопления и горячего водоснабжения в г. Магадане.

Актуальность работы. Значительная часть населенных пунктов и промышленных предприятий Крайнего севера и Дальнего востока нашей страны снабжается электрической и тепловой энергией от автономных (изолированных) энергетических систем (АвЭС). При этом условия функционирования таких систем существенно отличаются от условий функционирования крупных энергетических систем, объединенных между собой электрическими связями. Этим и объясняется необходимость разработки специальной методики оптимизации функционирования АвЭС.

Вопросы оптимизации режимов функционирования энергетических систем и объектов привлекают пристальное внимание ученых-энергетиков как у нас в стране, так и за рубежом уже в течение достаточно длительного периода времени.

Первые работы в довоенный период были основаны на использовании метода неопределенных множителей Лагранжа, реализация которого применительно к электроэнергетическим системам, имеющих в своем составе одни лишь тепловые электрические станции (ТЭС), получила название метода относительных приростов[ 1 -11].

В дальнейшем значительные успехи были достигнуты в разработке методов, алгоритмов и программно-вычислительных комплексов оптимизации мгновенных режимов работы электроэнергетических систем [12-25]. Как правило, эти задачи формулируются как задачи нелинейного математического программирования, для решения которых достаточно широкое применение нашли методы штрафных функций, приведенного градиента и некоторые другие. При этом для описания ТЭС используются их эквивалентные характеристики, отображающие связи между электрическими мощностями ТЭС и их расходами топлива.

Определенные успехи достигнуты в оптимизации мгновенных режимов работы теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), заключающейся в распределении тепловых и электрических нагрузок между агрегатами станций, где используются достаточно подробные модели основного оборудования. Эти работы основаны на применении классического метода неопределенных множителей Ла-гранжа [26-28], методов линейного [29-31], динамического программирования [32] и нелинейного програмирования [33-36].

Если энергетическая система содержит в своем составе ГЭС, имеющие водохранилища сезонного или многолетнего регулирования, то оптимизация разновременных режимов не может проводиться независимо друг от друга из-за наличия общих для таких режимов интегральных ограничений на расходы воды из водохранилищ ГЭС.

Для управления режимами работы таких систем получили распространение инженерные методы, основанные на диспетчерских графиках работы водохранилищ ГЭС [37-39]. Эти графики позволяют установить допустимые границы для режимов работы ГЭС в зависимости от уровня воды в водохранилище в текущий момент времени. Однако использование таких графиков не обеспечивает оптимизацию режимов работы энергосистемы в целом.

В связи с недостатками указанного выше инженерного подхода достаточно большое количество работ было посвящено оптимизации долгосрочных и краткосрочных режимов работы электроэнергетических систем (ЭЭС), имеющих в своем составе ГЭС [40-49]. Причем внимание уделялось как детерминированным постановкам задач оптимизации режимов ЭЭС, так и вероятностным [50-55].

В результате сложился подход к оптимизации функционирования крупных ЭЭС, включающих как ТЭС, так и ГЭС, который состоит из двух основных итеративно выполняемых этапов:

1. Оптимизация долгосрочных режимов работы при наиболее вероятных или при нескольких возможных значениях случайных величин, в первую очередь приточности воды в водохранилищах ГЭС. При этом рассматриваются средние режимы для достаточно продолжительных интервалов времени, например, для месяцев. Причем общая продолжительность охватываемого этими режимами расчетного периода, как правило, равняется циклу регулирования водохранилищ ГЭС,

2. Оптимизация краткосрочных режимов, когда в качестве расчетного периода принимается начальный интервал времени, рассматриваемый при оптимизации долгосрочных режимов. Весь расчетный период разделяется на несколько интервалов продолжительностью от одной недели до одних суток. На каждом интервале рассматривается средний режим работы при наиболее вероятных условиях, или несколько характерных режимов. В результате определяется расход воды ГЭС на каждом интервале времени краткосрочного регулирования, что, в свою очередь, является исходной информацией для оптимизации мгновенных режимов работы. По мере уточнения информации производится корректировка оптимальных решений.

Как правило, что при оптимизации режимов работы крупных ЭЭС используются весьма упрощенные модели тепловых электростанций. Рассматривается, так называемая, эквивалентная ТЭС, в основу математической модели которой положена зависимость между суммарной электрической мощностью тепловых электрических станций в ЭЭС и их суммарным потреблением топлива. Расход топлива теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) в этой модели рассчитывается при некоторых исходно заданных тепловых нагрузках. При таком подходе оптимальное распределение тепловых нагрузок между параллельно работающими источниками тепла (ТЭЦ, котельными на органическом топливе и электрокотельными) не производится. Совместная оптимизация работы ТЭЦ и других источников тепла проводится на уровне города или промышленного узла при заданном уровне стоимости электроэнергии в системе. Причем предполагается, что эта стоимость не зависит от распределения тепловых нагрузок.

Анализ особенностей функционирования относительно малых АвЭС и подходов, используемых при оптимизации функционирования крупных ЭЭС, позволяет сделать вывод о том, что эти подходы не учитывают в должной мере особенностей управления режимами автономных энергосистем. Это связано со следующими факторами.

1. Необходима совместная оптимизация электрических и тепловых нагрузок поскольку: при значительной доле в электрической нагрузке АвЭС электрокотельных, а также ТЭЦ, работающих параллельно с котельными на органическом топливе, перераспределение тепловых нагрузок существенно скажется на уровне электрических нагрузок в системе; в автономных системах стоимость электроэнергии существенно зависит от распределения тепловых нагрузок между источниками.

2. Автономные системы более чувствительны к неоднозначности условий функционирования, поэтому для них важно не только найти управление, которое при наиболее вероятных условиях будет оптимальным, но и застраховаться от недоотпуска энергии потребителям при других возможных, пусть и маловероятных условиях.

3. Различающиеся по времени года режимы работы АвЭС должны оптимизироваться согласованно при наличии в ее составе ГЭС или ТЭС с сезонным завозом топлива.

Целью диссертационной работы является разработка методики оптимизации режимов работы автономных энергетических систем, предполагающей совместную оптимизацию нагрузок источников электрической и тепловой энергии (электростанций, котельных на органическом топливе, электрокотельных и др.) и динамики завоза топлива на склады ТЭС, учитывающей случайный характер внешних условий функционирования (приточности воды в водохранилища ГЭС и температуры наружного воздуха в отопительный период), и взаимосвязь режимов системы в разные моменты времени, обусловленную ограниченным объемом воды в водохранилищах ГЭС и запасов топлива на складах ТЭС.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Постановка задачи оптимизации режимов работы автономной энергетической системы, в которой проводится совместная оптимизация тепловых и электрических нагрузок источников тепловой и электрической энергии, оптимизируется динамика завоза топлива на склады ТЭС, учитывается случайный характер внешних условий функционирования и взаимосвязь режимов работы энергосистемы в различные моменты времени.

2. Двухэтапный подход к математическому моделированию АвЭС, когда на первом этапе создаются математические модели наиболее сложных элементов системы - тепловых электрических станций, а на втором этапе с использованием указанных математических моделей строится математическая модель системы в целом; созданные для применения этого подхода математические модели элементов ТЭС, которые в наибольшей степени подходят для задач оптимизации режимов АвЭС.

3. Решение задач оптимизации долгосрочных режимов работы Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы (ЦЭУ МЭС) с учетом случайного характера приточности воды в водохранилище Колымской ГЭС.

4. Обоснование рациональных решений по развитию ЦЭУ МЭС (оценка целесообразности завершения строительства Усть-Среднеканской ГЭС, основанное на подробном рассмотрении режимов работы энергосистемы.

Практическая ценность работы состоит в том, что предлагаемый методический подход позволяет провести оптимизацию долгосрочных и краткосрочных режимов работы автономных энергетических систем, а также динамики завоза топлива на склады ТЭС с учетом случайного характера внешних условий функционирования.

Результаты работы получили практическую реализацию при планировании долгосрочных и краткосрочных режимов работы Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы, а также при оценках целесообразных вариантов развития ЦЭУ МЭС.

Апробация работы. Результаты исследований опубликованы в шести печатных работах [56-61] и обсуждались:

- на Всероссийской конференции с международным участием «Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления», (Иркутск, 1995 г.);

- на Всероссийской конференции «Северо-Восток России: прошлое, настоящее, будущее», (Магадан, 1998 г.);

- - на Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке», (Иркутск, 2000 г.);

- на заседаниях секций Ученого совета Института систем энергетики СО РАН, (1996-2001 г.г.);

- на заседаниях Научно-технического совета института «Дальэнергосетьпро-ект) (1998 -2000 г.г.).

Состав работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и двух приложений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные в рамках диссертации исследования позволили получить следующие основные результаты.

1.Сформулирована задача оптимизации режимов работы электро- и теп-логенерирующего оборудования автономной энергетической системы. Согласно этой постановке проводится совместная оптимизация тепловых и электрических нагрузок между объектами автономных энергетических систем с учетом случайного характера условий функционирования, определяется оптимальная динамика завоза топлива на склады ТЭС, учитывается взаимосвязь режимов работы энергосистемы в различные моменты времени.

2. Предложен подход, согласно которому математическое моделирование АвЭС проводится в два этапа. На первом этапе разрабатываются достаточно подробные математические модели наиболее сложных элементов системы -ТЭС. На втором этапе строится математическая модель системы в целом с использованием разработанных математических моделей.

3. Для математического моделирования ТЭС созданы математические модели основных элементов ТЭС - паровых турбин, котлов, подогревателей и др., - которые позволяют учесть особенности задач оптимизации режимов работы АвЭС.

4. С использованием предложенного методического подхода к математическому моделированию АвЭС разработана математическая модель Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы.

5. Рассмотрены и решены практические задачи оптимизации долгосрочных режимов работы Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы с учетом случайного характера приточности воды в водохранилище Колымской ГЭС и случайного характера температур наружного воздуха.

6. На основе подробного рассмотрения режимов работы энергосистемы сделаны оценки целесообразности завершения строительства Усть-Среднеканской ГЭС.

7. Разработанные в диссертации методические подходы и математические модели могут быть эффективны при выборе рациональных решений по развитию достаточно большого числа автономных энергетических систем.

1. Dobbeler С. Die wirtschaftlichste Verterilung der Wirk- und Blindstrome auf mehrere parallel arbeitende Maschinen oder Kraftwerke. Elektrotechnik und Maschinenbau, 1924, N 52, S. 749-754.

2. Hak J. Die wirtschaftlichste Belastungsverteilung auf mehrere parallelarbeitende Werke. Elektrotechnik und Maschinenbau, 1925, N 14, S. 253-256.

3. Сахаров H.A. Методы наивыгоднейшего распределения нагрузки между несколькими работающими генераторами. Электричество, 1927, № 5, с. 167-168.

4. Шифрансон Б.Л. Наивыгоднейшее распределение нагрузки между параллельно работающими электрическими станциями. Электрические станции, 1930, № 5, с. 293-302.

5. Stahl Е.С. Economic loading of generating stations. Electr. Eng., 1931, vol.50, Sept., p. 722-727.

6. Болотов B.B. Основы эксплуатации электроэнергетических систем. Ч. I-II. Люб Стеклогр., Ленингр. индустр. ин-та, 1935-1937.

7. Горнштейн В.М. Методика наивыгоднейшего распределения нагрузки между параллельно работающими электрическими станциями. -Электрическое обозрение, 1936, № 4, 5.

8. Горнштейн В.М. Методика наивыгоднейшего распределения нагрузки между параллельно работающими электрическими станциями. -Электрические станции, 1937, № 12

9. Картвелищвили Н.А. Об оптимальном распределении активных нагрузок и режима напряжений в энергетической системе. Изв. АН СССР. Энергетика и автоматика, 1961, № 2, с. 3-6.

10. И.Кантан В.В. К вопросу об автоматическом распределении реактивных нагрузок в энергосистемах. Докл. Всесоюз. конф. по качеству напряжения и его регулированию в электрических сетях и системах. - М., ЭНИН, 1961. — С.179 -185.

11. Крумм JI.A. Две формы более общих уравнений экономического режима объединенных энергосистем. Изв. СО АН СССР, 1959. - №10. - С. 29 - 36.

12. Крумм JI.A. Градиентный метод оптимизации режима объединенных энергосистем. Докл. Всесоюз. конф. по качеству напряжения и его регулированию в электрических сетях и системах. - М., ЭНИН, 1961. - С.140 - 149.

13. Карпентье И. Вклад в изучение экономического диспетчирования, 1962. -Пер. с фр. Е.А. Ципенюка и И.И. Индрудской. М., ВНИИЭ, 1967. 60 с.

14. Carpentier I., Contribution l'etude du dispatching economique. Bull, de la so-ciete Franc/ des Electriciens, 1962. - №32, Aout. - P. - 431 - 447.

15. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И. Прямой метод расчета экономического режима работы энергосистемы с тепловыми электростанциями с учетом режимных ограничений. Изв. вузов. Энергетика, 1966, №9. С. 1 - 7.

16. Reid G., Hasdorff L. Economic dispatch using quadratic programming. IEEE Trans. Power App. and Syst., 1973, vol. PAS-92, №6. - P. - 2015 - 2022.

17. Carpentier I. Differential inje3ctions method a general method for secure and optimal load flows. In: Power Ind. Compet. Appl. Conf. Proc., Minneapolis, Minn., 1973. N.Y., 1973.-255-262.

18. Dommel H.W., Tinney W.F. Optimal power flow solutions. Power App. and Syst., 1968, № i о. - P. 1866 - 1876.

19. RamamoortyM., Rao J. Copala. Economic load scheduling of thermal power systems using the penalty function approach. Power App. and Syst., 1970, vol.89, №8.-P.2075-2078.

20. Крумм JI.А. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск, Наука, 1977. 358 с.

21. Горнштейн В.М. Условия оптимального режима энергосистем при учете режимных ограничений с помощью штрафных функций. Электричество, 1965, №8, с. 39-44.

22. Горнштейн В.М., Мирошниченко Б.П., Пономарев А.В. Методы оптимизации режимов энергосистем. -.М.: Энергоиздат, 1981. 336 с.

23. Davison G.R. Dividing load between units. Electrical World, 1922 N 23.

24. Горнштейн В.М. Методика расчета наивыгоднейшего распределения нагрузки между агрегатами ТЭЦ. — Электрические станции, 1962, № 8, с. 2 7.

25. Хлебалин Ю.М. Эксергетический метод выбора экономичного режима совместной работы энергетического оборудования // Изв. Вузов. Энергетика, 1973, №4, С. 48-54.

26. Бурков А.Г., Цоколаев И.Б., Слабиков В.А. Применение симплекснового метода для оптимального распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ. // Изв. Вузов. Энергетика, 1975, №7, С. 106 110.

27. ЗГРузанков В. Н. Методика распределения тепловых и электрических нагрузок между турбинами мощных отопительных ТЭЦ // Теплоэнергетика. -1973. № 6. - С. 80 - 82.

28. Бабаян Д.М. Методика наивыгоднейшего распределения электрических и тепловых нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ // Изв. Вузов. Энергетика, 1970, №7, С. 63 -68.

29. Горнштейн В.М., Пономарев А.В. Методика расчета оптимального режима и характеристик тепловой станции. Труды ВНИИЭ, 1972, вып. 40, с. 31 — 51.

30. Крумм Л. А., Пунгас А. А., Трущелев Л. А. К оптимизации режимов ТЭЦ градиентным методом. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1967. -№ 6. - С. 9 - 20 с.

31. Сидулов М. В., Мартынов В. А., Кудрявцев Н. Ю. и др. Математическое моделирование и оптимизация режимов работы ТЭЦ // Теплоэнергетика. -1993. -№ 10. С. 21 -25.

32. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями // Клер А. М., Деканова Н. П., Скрипкин С. К. и др. Новосибирск: Наука. СИФ РАН, 1997. 120 с.

33. Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Водно-энергетические расчеты. М.: Энерго-атомиздат, 1986. - 224 с.

34. Гидроэнергетика: Учебник для вузов / Под ред. В.И. Обрезкова. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 512 с.

35. Резниковский А.Ш., Рубинштейн М.И. Диспетчерские графики водохранилищ. М.: Энергоатомиздат, 1984. - 104 с.

36. Обрезков В.И. Оптимизация длительных режимов работы ГЭС в каскаде и энергосистеме // Тр. МЭИ. Гидроэнергетика.- 1965. Вып. 62. - С. 5 - 35.

37. Чурквеидзе Ш.С. Вопросы оптимизации длительных режимов электроэнергетических систем, имеющих в своем составе каскады ГЭС: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1970. - 22 с.

38. Кузьмин Е.В., Парфенов Л.Г., Руднев А.К. и др. Метод и алгоритм оптимального планирования долгосрочных режимов ГЭС по критерию минимума расхода топлива в энергосистеме // Электричество. 1977. - №3. - С. 8 -14.

39. Цветков Е.В., Парфенов Л.Г., Протопопова Т.Н. Метод, алгоритм и программа расчета длительных режимов ГЭС // Оптимизация режимов работы энергосистем: Тез. докл. Всесоюз. сем. — М.: Союзтехэнерго, 1979. С. 31 -33.

40. Цветков Е.В. Оптимальные режимы гидростанций длительного регулирования // Изв. АН СССР. Отделение технических наук. 1958. - №8. - С. 75 -80.

41. Сыров Ю.П., Чурквеидзе Ш.С. К оптимизации длительных режимов электроэнергетических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1965. -№3.-С. 3-13.

42. Беляев Л.С., Крумм Л.А. Применимость вероятностных методов в энергетических расчетах // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1983. - №2. -С.3-11.

43. Крумм Л.А. Сыров Ю.П. Методы комплексной оптимизации суточных и длительных режимов объединенных энергосистем, имеющих в своем составе гидроэлектростанции // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1965. №2.-С. 32-43.

44. Беляев Л.С. Вопросы оптимизации длительных режимов энергетических систем с гидроэлектростанциями // Методы математического моделирования в энергетике. Иркутск: Вост.-Сиб. кн. изд-во, 1966. - С. 220 - 229.

45. Савельев В.А. Современные проблемы и будущее гидроэнергетики Сибири. Новосибирск: Наука. Сибирская издагельская фирма РАН, 2000. - 200 с.

46. Беляев JI.C. Оптимальное управление ЭЭС, содержащими ГЭС, с применением вероятностных методов: Автореф. . д-ра техн. наук. — Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1968. —49 с.

47. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем / Н.А. Мурашко, Ю.А. Охорзин, JI.A. Крумм и др. -Новосибирск: Наука, 1987. 240 с.

48. Мурашко Н.А., Фролов В.П. Комплексная оптимизация краткосрочных и долгосрочных режимов электроэнергетических систем // Системы энергетики тенденции развития и методы управления Т.5: Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1981. -С.135- 148.

49. Сыров Ю.П. Оптимизация режимов ГЭС в системах при вероятностной форме информации по стоку. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1965,-№6,-С. 137-144.

50. Крумм Л.А. Методы решения многоэтапных стохастических задач комплексной оптимизации сложных электроэнергетических систем. ВИНИТИ № 3668-75 Деп. Иркутск: СЭИ СО РАН СССР. - 1975. - 150 с.

51. Клер A.M., Деканова Н.П., Столетний Г.В., Франк М.И., Щеголева Т.П. Разработка методики и математических моделей для согласованной оптимизации режимов работы ТЭЦ в электроэнергетических системах. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1998, ПРЕПРИНТ. 57 с.

52. Ю.Г. Веселяев, A.M. Клер, С.П. Попов, Б.Г. Санеев, А.Д. Соколов, Г.В.

53. Столетний, М.И. Франк. Энергетика Магаданской области: направления и проблемы развития в условиях рыночной экономики. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1998, ПРЕПРИНТ. 22 с.

54. Деканова Н.П., Клер A.M., Столетний Г.В., Франк М.И., Щеголева Т.П. Управление функционированием автономной электроэнергетической системы // Системные исследования проблем энергетики. Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 2000. - С. 267 - 276.

55. Клер A.M., Деканова Н.П., Столетний Г.В., Франк М.И., Щеголева Т.П. Оптимизация режимов работы автономной энергетической системы. //Изв. РАН. Энергетика. 2000. - С. 108 -117.

56. Карпов В.Г., Попырин Л.С., Самусев В.И., Эпельштейн В.В. Автоматизация построения программ расчета схем теплоэнергетических установок. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973. - №1.- С. 129-137.

57. Клер A.M., Скрипкин С.К., Деканова Н.П. Автоматизация построения статических и динамических моделей теплоэнергетических установок. «Изв. РАН. Энергетика», 1996, с. 78 84.

58. Generation of applied programms in a computer-aided system of complex thermal power plant studies / Kler A.M., Mai V.A., Skripkin S.K. and Epelstein V.V. // Sov. Tech. Rev. A. Energy. 1993. - Vol. 6. - P. 55 - 65.6

59. Справочник по климату СССР. Выпуск 33. Магаданская область и Чукотский автономный округ. Часть II. Температура воздуха и почвы. Ленинград: Гидрометеоиздат, 1966. - 397 с.

60. Пехтин В.А. О возможности и целесообразности электроотопления на Колыме. // Гидротехническое строительство, 1999. - №7 - С. 2-5.