Автоматизированная система расчета резервов

Page 1
background image

Page 2
background image

26

у

п

р

а

в

л

е

н

и

е

 с

е

т

я

м

и

управление сетями

Автоматизированная 
система расчета 
резервов

УДК 621.3.019:621.311

Бончук

 

И

.

А

.,

ведущий специалист 

СЭРБРиСР Филиала 

АО «СО ЕЭС» Балтий-

ское РДУ

Созинов

 

М

.

А

.,

диспетчер ОДС Филиала 

АО «СО ЕЭС» Балтий-

ское РДУ

Шапошников

 

А

.

П

.,

ведущий эксперт СЭР 

Филиала АО «СО ЕЭС» 

Балтийское РДУ

Курносов

 

Д

.

С

.,

первый заместитель 

директора — главный 

диспетчер Филиала 

АО «СО ЕЭС» Балтий -

ское РДУ

Ключевые

 

слова

:

энергосистема, диспетчер, 

частота, резерв, алгоритм, 

программа

Из

 

ряда

 

ключевых

 

показателей

 

эффективности

 

управления

 

энергосистемой

 

Системным

 

оператором

 

можно

 

выделить

поддержание

 

частоты

 

электрического

 

тока

 

и

 

снижение

 

величины

 

управляющих

 

воздействий

 

противоаварийной

 

автоматики

Для

 

этого

 

реализуют

 

мероприятия

направленные

 

на

 

поддержание

 

нормируемых

 

величин

 

резервов

 

активной

 

мощности

 

на

 

электростанциях

Мероприятие

 

по

 

расчету

 

резервов

 

активной

 

мощности

выполняемое

 

диспетчерским

 

центром

 

энерго

 

системы

необходимо

 

для

 

определения

 

условий

 

корректировки

 

фактических

 

резервов

 

электростанций

 

путем

 

отдачи

 

диспетчерских

 

команд

Представленный

 

в

 

работе

 

алгоритм

 

позволяет

 

производить

 

расчет

 

с

 

учетом

 

нормативных

 

требований

 

по

 

времени

 

и

 

надежности

В

 

работе

 

представлен

 

результат

 

практического

 

применения

 

такого

 

алгоритма

 — 

компьютерная

 

программа

 

и

 

результаты

 

ее

 

расчета

.

В 

мае 2019 года были успешно проведе-

ны испытания по определению возмож-

ности  изолированной  работы  энерго-

системы  Калининградской  области 

(ЭС КО) от Единой энергетической системы Рос-

сии (ЕЭС России). Испытания проводились под 

руководством АО «СО ЕЭС». На протяжении все-

го  времени  испытаний  (72  часа)  диспетчерский 

персонал  Филиала  АО  «СО  ЕЭС»  Балтийское 

РДУ осуществлял поддержание требуемого зна-

чения  частоты  электрического  тока  и  резервов 

активной  мощности.  С  этой  целью  производи-

лись постоянные ежечасные расчеты требуемой 

нагрузки  электростанций  и  последующая  кор-

ректировка их генерации путем отдачи команд. 

Суммарно  за  время  испытаний  диспетчерским 

центром было отдано 73 команды [1]. При этом 

в течение каждой 12-ти часовой смены диспет-

черский  персонал  тратил  только  на  необходи-

мые расчеты величины резервов активной мощ-

ности около 2 часов. 

По результатам испытаний очевидна необхо-

димость  минимизации  затрачиваемого  диспет-

черским персоналом времени на расчеты. Авто-

матизация и оперативность расчетов становятся 

особенно  актуальными  при  резком  изменении 

баланса активной мощности (например, при ава-

рийном отключении генерирующего оборудова-

ния или района нагрузки потребителей). В этом 

случае  для  создания  сбалансированного  на-

дежного и при этом экономичного режима рабо-

ты  изолированной  энергосистемы  необходимо 

в кратчайший срок определить новую величину 


Page 3
background image

27

загрузки  каждого  из  оставшихся  в  работе  энерго-

блоков.  Создание  сбалансированного  и  надежно-

го электроэнергетического режима подразумевает 

удовлетворение требованиям Методических указа-

ний по определению объемов и размещению резер-

вов активной мощности (Приказ Минэнерго России 

от  15.10.2018  №  882)  в  части  вторичных  и  третич-

ных резервов активной мощности и Методических 

указаний  по  устойчивости  энергосистем  (Приказ 

Мин энерго  России  от  03.08.2018  №  630)  в  части 

непревышения  максимально  допустимого  пере-

тока  (МДП)  активной  мощности  в  контролируемых 

сечениях.  Экономичный  режим  предполагает  при-

оритетную загрузку электростанций с меньшим рас-

ходом топ лива.

С  целью  поиска  автоматизированных  систем, 

позволяющих выполнять оперативный расчет дис-

петчерским  персоналом  резервов  активной  мощ-

ности  в  режиме  реального  времени,  выполнен 

обзор  энергосистем  России  (операционных  зон 

Системного оператора), которые могут выделиться 

на изолированную работу или в которых возможно 

временное  выделение  энергорайонов 

на  изолированную  работу  (таблица  1). 

Обзор  выполнен  на  основании  опроса 

структурных подразделений Системного 

оператора. 

По  результатам  вышеприведенного 

обзора  выявлено  отсутствие  автомати-

зации расчетов резервов активной мощ-

ности  (специализированных  программ) 

в операционных зонах Системного опе-

ратора. 

В  2020  году  специалистами  Балтий-

ского  РДУ  была  разработана  Автомати-

зированная  система  расчета  резервов 

(АСРР) — программа, которая позволяет:

 

– сократить время расчетов с 10 минут 

до 1 минуты;

 

– определить оптимальный состав гене-

рирующего оборудования;

 

– определить оптимальную величину загрузки каж-

дого из энергоблоков. 

Алгоритм АСРР, предложенный авторами, консо-

лидирует критерии надежности и критерии экономи-

ческого эффекта (таблица 2). 

В  настоящее  время  программа  реализована 

в среде MathCAD. В Балтийском РДУ разрабатыва-

ется программный код на языке «C++», который по-

зволит в перспективе внедрить АСРР в промышлен-

ную эксплуатацию. 

ОСОБЕННОСТИ

 

ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

 

РЕГИОНА

 

И

 

ПРОБЛЕМА

 

ПОДДЕРЖАНИЯ

 

ТРЕБУЕМОГО

 

ОБЪЕМА

 

РЕЗЕРВОВ

ЭС КО в будущем — технологически изолированная 

энергосистема, которая имеет относительно неболь-

шое потребление по сравнению с другими энергосис-

темами,  входящими  в  ЕЭС  России.  Исторический 

максимум потребления ЭС КО составляет 842 МВт. 

При этом в зимний период потребляемая мощность 

в среднем составляет 616 МВт, а в летний — 416 МВт 

(рисунок 1) [2]. 

Табл. 1. Результаты обзора операционных зон Системного оператора

Энергосистема (операционная зона)

Наличие/отсут-

ствие автома-

тизированной 

системы

Средство 

выполнения 

расчета 

резервов

Есть ли необходи-

мость в автоматизи-

рованной системе

(да/нет)?

Приморский край (Приморское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Республика Саха (Якутия) (Якутское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, 

Ямало-Ненецкий автономный округ (Тюменское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Нет

Красноярский край и Республика Тыва (Красноярское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Нет

Республика Карелия (Карельское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Мурманская область (Кольское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Республика Коми (Коми РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Архангельская область (Архангельское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Республика Крым (Черноморское РДУ)

Отсутствует

Microsoft Excel

Да

Табл. 2. Критерии надежности и экономичности

Категория

Критерий

Надежность

поддержания требуемой величины вторичных и тре-

тичных резервов
учета времени, затрачиваемого на включение гене-

рирующего оборудования
учета текущего состояния генерирующего оборудо-

вания (работа, холодный резерв, ремонт и т.д.)
учета режимных ограничений, в том числе отсут-

ствие превышений МДП в контролируемых сечениях 

операционной зоны, а также минимизация возмож-

ного аварийного небаланса активной мощности, 

связанного с отключением наиболее нагруженного 

генерирующего оборудования (энергоблоков)

Экономичность

минимизации расхода топлива
минимизации стоимости электроэнергии

 1 (64) 2021


Page 4
background image

28

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

Особенность соотношения небольшого потребле-

ния и доступной генерации для создания вторичных 

резервов может привести к трудностям при осущест-

влении регулирования частоты в ЭС КО. К примеру, 

рассчитаем для двух значений потреблений (395 МВт 

и 727 МВт) требуемые вторичные резервы (РВР) на 

загрузку/разгрузку,  а  также  допустимый  небаланс 

при исчерпании вторичных резервов (таблица 3).

Объем  вторичных  резервов  активной  мощности 

на загрузку (РВР

загр

) и разгрузку (РВР

разгр

) [3] опреде-

ляется по выражению:

 

___________

 

РВР

загр 

= РВР

разгр 

= 3√P

ПОТР

(1)

где P

ПОТР

 — величина потребления, МВт.

Допустимый  небаланс  при  исчерпании  вторич-

ных  резервов  определяется  в  соответствии  с  вы-

ражением:

Р = 

f

 · P

ПОТР

 · 



f

(2)

где 

  =  10  —  коэффициент  крутизны  статической 

частотной характеристики энергосистемы, значение 

которого принято в соответствии с локальной доку-

ментацией  РДУ.  Учитывает  регулирующий  эффект 

нагрузки и действие ОПРЧ, 

= 50 Гц — частота в ЭС, 

f

 — отклонение частоты, Гц.

При  этом  в  течение  суток  фактическое  почасо-

вое отклонение потребления в ЭС КО со-

ставляет ± 60 МВт (рисунок 2), а мощность 

наиболее  загруженного  энергоблока  — 

159 МВт. В таких условиях исчерпание вто-

ричных резервов активной мощности явля-

ется недопустимым.

Для  предотвращения  исчерпания  вто-

ричных  резервов  активной  мощности  дис-

петчерский  персонал  Балтийского  РДУ 

должен  в  режиме  «онлайн»  осуществлять 

поддержание требуемого уровня третичных 

резервов  активной  мощности,  из  которых 

при  необходимости  будут  восполняться 

объемы вторичных резервов. При этом не-

достаточно  загрузить  или  разгрузить  гене-

рирующее  оборудование,  имеющее  такую 

возможность.  Необходимо  учесть  множе-

ство  факторов,  таких  как  возможное  ава-

рийное отключение наиболее загруженного 

энергоблока,  ограничения  на  максималь-

ную величину загрузки одного энергоблока, 

схему электроэнергетической сети, эксплу-

атационное  состояние  и  время  включения 

генерирующего  оборудования,  ранжиро-

ванные таблицы по управлению генераци-

ей  (учет  себестоимости  электроэнергии, 

вырабатываемой  электростанцией),  необходимость 

работы  генерирующего  оборудования  Калининград-

ской ТЭЦ-2 (для снабжения тепловой энергией потре-

бителей южной части г. Калининграда). Расчет с уче-

том вышеуказанных факторов занимает у дежурного 

диспетчера  продолжительное  время.  Вместе  с  тем, 

при  аварийных  ситуациях  диспетчерский  персонал 

в  первую  очередь  должен  принимать  решения,  на-

правленные на предотвращение развития и ликвида-

цию нарушений нормального режима работы энерго-

системы. Следовательно, созданная АСРР позволит 

диспетчерскому  персоналу  оперативно  принимать 

верные решения в части создания и поддержания не-

обходимых резервов активной мощности.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ

 

СИСТЕМА

 

РАСЧЕТА

 

РЕЗЕРВОВ

АСРР  применяется  при  планировании  и  ведении 

электроэнергетического  режима.  На  этапах  кратко-

срочного планирования расчетчик вносит исходные 

данные, которые формируются в базе данных на ос-

нове  телеметрии  из  оперативно-информационного 

комплекса РДУ. Расчетчик загружает в базу данных 

АСРР прогнозируемую величину потребления мощ-

ности,  фактическое  состояние  генерирующего  обо-

рудования и электросетевые ограничения.

Рис

. 1. 

Среднее

 

за

 5 

лет

 

потребление

 

в

 

Калининградской

 

области

2

14

8

20

5

17

11

3

15

9

21

6

18

12

24

1

0

740

690

640

590

540

490

440

390

340

290

МВт

час

13

7

19

4

16

10

23

22

Зима

Лето

Среднее потреб ление 

зимой

Среднее потреб ление 

летом

2

14

8

20

5

17

11

3

15

9

21

6

18

12

24

1

60

40

20

0

-20

-40

-60

МВт

час

13

7

19

4

16

10

23

22

11:00

20:00

19:00

12:00

Табл. 3. Расчет РВР и допустимого

небаланса при исчерпании РВР

Определяемый параметр Значение, МВт

Потребление

395

727

Объем вторичных резервов 

активной мощности на за-

грузку (+) и разгрузку (–)

± 59,6

± 81

Допустимый небаланс

± 15,8

± 29,1

Рис

. 2. 

Почасовое

 

отклонение

 

потребления

 

в

 

зависимости

 

от

 

часа

 

максимума


Page 5
background image

29

Р

ОСТ

 > 

n

= 1 

Р

MAX

i

 – РТР

Н.разгр

РТР

Н.загр

Р

ОСТ

Р

MAX

i

Р

ОСТ

 ≤ 

 

n

= 1 

Р

MIN

i

 + РТР

Н.разгр

0 Мвт

n

i

 

= 1 

Р

MIN

i

 + РТР

Н.разгр

 > Р

ОСТ

Р

НАГР РВР

Р

ОСТ

Р

MIN

Р

ПОТР

n

i

 

= 1 

Р

MIN

i

 + РТР

Н.разгр

 ≤ Р

ОСТ

0 Мвт

Требования по резервам на нагрузку

Дальнейший  алгоритм 

функционирования  АСРР 

состоит  из  трех  этапов. 

В  ходе  первого  и  второго 

этапа определяются состав 

включенного генерирующе-

го оборудования и началь-

ные  значения  генерации 

на  данных  энергоблоках  (последнее  не  является 

финальным решением, а лишь используется как на-

чальное  приближение  при  расчете  на  третьем  эта-

пе).  На  третьем  этапе  происходит  оптимизация  на-

грузки энергоблоков.

этап

.

 На первом этапе алгоритма рассчитыва-

ются  нормативные  величины  резервов  вторичного 

регулирования  (РВР

Н

)  для  заданной  величины  по-

требления Р

ПОТР

. Далее из базы данных выбираются 

самые  экономически  выгодные  по  выработке  элек-

троэнергии  энергоблоки  (или  энергоблок),  удовлет-

воряющие следующим двум критериям:

 

– блоки (блок) оснащены устройством станционно-

го АРЧМ;

 

– суммарный  регулировочный  диапазон  блоков 

(блока) способен удовлетворить РВР

Н

 на загрузку 

и разгрузку.

Выбранные  энергоблоки  будут  осуществлять 

астатическое  регулирование  частоты  (АРЧ).  Вели-

чина нагрузки выбранных блоков (блока) Р

НАГР РВР

 на 

данном этапе принимается равной середине регули-

ровочного диапазона (рисунок 3):
 

Р

НАГР РВР

 = (Р

MAX

(АРЧ)

 + Р

MIN

(АРЧ)

) / 2, 

(3)

где  Р

MAX

(АРЧ)

    и  Р

MIN

(АРЧ)

  —  технический  максимум 

и минимум выбранных энергоблоков (энергоблока).

Оставшуюся величину потребления 

 

Р

ОСТ

 = Р

ПОТР

 – Р

НАГР РВР

 

(4)

необходимо  перераспределить  между  энергоблока-

ми, не участвующими в АРЧ, таким образом, чтобы 

удовлетворить  требованиям  по  нормативным  вели-

чинам  третичных  резервов 

(РТР

Н

).

этап

.

  На  втором  эта-

пе  осуществляется  поиск 

подходящего  состава  гене-

рирующего  оборудования, 

который  должен  удовлет-

ворять  вышеприведенным 

требованиям.  Поиск  начи-

нается с проверки текущего 

состава.  Если  он  не  удов-

летворяет  требованиям,  то 

АСРР  изменяет  его  в  соот-

ветствии  с  ранжированным 

перечнем.  Таким  образом, 

поиск подходящего состава 

генерирующего 

оборудо-

вания  осуществляется  по 

двум критериям.

Согласно  первому  крите-

рию  (Кр.  1),  нагрузка  остав-

шихся  энергоблоков  долж-

на быть не менее суммы их 

технических минимумов и нормативного третичного 

резерва на разгрузку (рисунок 4):

n

= 1 

Р

MIN

i

 + РТР

Н.разгр

 ≤ Р

ОСТ

(5)

где  Р

MIN

i

  —  технический  минимум 

i

-го  энергоблока,

РТР

Н.разгр

 — нормативный третичный резерв на раз-

грузку, 

n

 — количество выбранных энергоблоков. 

Согласно  второму  критерию  (Кр.  2),  нагрузка 

оставшихся  энергоблоков  должна  быть  не  более 

разности  между  их  максимумами  и  нормативного 

третичного резерва на загрузку (рисунок 5):
 

Р

ОСТ 

≤ 

n

= 1 

Р

MAX

i

 – РТР

Н.загр

(6)

где Р

MAX

i

 — максимум 

i

-го энергоблока.

Соблюдая  эти  два  критерия,  АСРР  определя-

ет состав генерирующего оборудования, у которого 

существует  диапазон  генерации,  удовлетворяющий 

требованиям  по  нормативным  величинам  резервов 

и баланса (таблица 4). Генерация выбранных 

n

 энер-

гоблоков определяется по выражению (7):
 

Р

= Р

ОСТ

 / 

n

(7)

где Р

i

 — нагрузка 

i

-го энергоблока.

Далее эти значения генерации будут служить пер-

вичным приближением. 

этап

.

 Третий этап алгоритма учитывает техни-

ко-экономические факторы. Нагрузка генерирующего 

оборудования,  выбранного  на  первом  и  втором  эта-

пах, перераспределяется таким образом, чтобы:

 

– затраты на выработку электроэнергии были мини-

мальными (за счет снижения суммарной стоимо-

сти газа, потребляемого электростанциями) [4];

Рис

. 5. 

Графическое

 

изображение

 

Кр

. 2

Рис

. 4. 

Графическое

 

изображение

 

Кр

. 1

Рис

. 3. 

Определение

 

начального

 

приближения

 

нагрузки

 

выбранных

 

блоков

 

для

 

АРЧ

Технический

минимум

РВР

норм разгр

РВР

норм загр

Допустимый 

минимум по РВР 

на разгрузку

Допустимый 

максимум по РВР 

на загрузку

Середина 

регулировочного 

диапазона

Коридор допустимых нагрузок

MAX

0 Мвт

 1 (64) 2021


Page 6
background image

30

 

– возможный  (вероятный)  аварийный  небаланс 

активной  мощности,  связанный  с  отключением 

наиболее  нагруженного  генерирующего  оборудо-

вания (энергоблоков) стремился к минимуму;

 

– отсутствовали  превышения  МДП  в  контролируе-

мых сечениях операционной зоны.

Таким образом, третий этап сводится к решению 

оптимизационной  задачи  нелинейного  программи-

рования  с  ограничениями  в  форме  равенств  и  не-

равенств  [4,  5].  В  АСРР  данная  задача  решается 

с  использованием  условий  Куна-Таккера  по  анало-

гии  применения  вычислительного  блока  Given/Find 

в компьютерной математике MathCAD [6].

Метод  оптимизации  на  основе  условий  Куна-

Таккера  [5]  предполагает  математическую  форму-

лировку  задачи  нелинейного  программирования 

с  ограничениями  в  виде  функциональных  равенств 

и неравенств, которые сведены к следующей систе-

ме  нелинейных  алгебраических  уравнений  и  нера-

венств:

 

B

) – 

N

= 1 

U

i

 · 

G

i

) – 

V

 · 

H

) = 0 

 

  G

i

) ≥ 0, 

= 1, …, 

 

  H

i

) = Р 

(8)

 

  U

i

 · 

G

i

) = 0, 

= 1, …, 

 

  U

≥ 0, 

= 1, …, 

N

В (8) зависимость суммарного расхода топлива 

B

 

от  вектора  независимых  переменных  оптимизации 

Р

, в состав которого входят 

n

 выбранных на первом 

и втором этапах алгоритма начальных значений на-

грузок  энергоблоков  электростанций,  является  ми-

нимизируемой  целевой  функцией.  Переменные 

U

i

 

(

i

  =  1,  …, 

N

)  и 

V

  являются  вспомога-

тельными переменными (аналоги нео-

пределенных  множителей  Лагранжа), 

определяемыми в ходе оптимизации.

Математическое выражение мини-

мизируемой  целевой  функции  полу-

чено путем суммирования отдельных 

расходных  характеристик  энергобло-

ков ЭС КО. Расходные характеристи-

ки получены методом аппроксимации 

результатов анализа режимов работы 

энергоблоков при сопоставлении фак-

тического расхода газа и фактической 

нагрузки энергоблоков за год. 

Общий  вид  минимизируемой  целевой  функции 

для 

n

 энергоблоков приведен в (9):

 

B

) = 

a

∙ P

1

b

∙ P

1

c

∙ P

1

d

∙ P

k

 + 

a

∙ P

2

b

∙ P

2

c

∙ P

2

d

∙ P

k

+ ... 

(9)

 

... + 

a

∙ P

n

b

∙ P

n

c

∙ P

n

d

∙ P

n

  

k

n

где  все  коэффициенты  являются  вещественными 

числами.

Функциональное равенство 

H

) = Р, обеспечива-

ет выполнение баланса активной мощности.

Выполнение  ограничений  в  форме  неравенств 

в задаче условной оптимизации обеспечивается при 

помощи функциональных неравенств 

G

i

) ≥ 0, раз-

битых на 

N

 групп (таблица 5). Соблюдение функци-

ональных ограничений в форме неравенств (10) га-

рантирует надежное функционирование ЭС КО.
 

  P

i

 – 

Р

MIN

i

 ≥ 0 

 

  –

P

i

 + 

Р

MAX

i

 ≥ 0 

 

  Р

MAX

(АРЧ)

 – 

Р

НАГР РВР

 – 

РВР

Н

 ≥ 0 

 

  Р

НАГР РВР

 – 

Р

MIN

(АРЧ)

 

 – 

РВР

Н

 ≥ 0 

 

  –

P

i

 + 

Р

MAX

i

 – 

РТР

Н.загр

 ≥ 0 

(10)

 

  P

i

 – 

Р

MIN

i

 – 

РТР

Н.разгр

 ≥ 0 

 

  –

P

i

 + 

Р

MAX

i

 – 

Р

MIN

i

 ≥ 0 

 

  –

i

= 1 

P

ij

 + 

P

МДП КС1

 + 

P

Э1

 ≥ 0 

 

  –

i

= 1 

P

ik

 + 

P

МДП КС2

 + 

P

Э2

 ≥ 0, 

где 

i

=  1 

P

ij

  —  нагрузка 

j

-го  энергоблока  в  энерго-

районе  Э1; 

i

=  1 

P

ik

 

—  нагрузка 

k

-го  энергоблока 

в энергорайоне Э2; P

МДП КС1

 и P

МДП КС2

 — МДП в кон-

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

Табл. 4. Выбор состава генерирующего оборудования для третичного регулирования частоты

Ситуация

Действия

Кр. 1 < Р

ОСТ

 < Кр. 2

Резервы удовлетворены, действия не требуются.

Кр. 1 > Р

ОСТ

 < Кр. 2

Недостаточно резервов на разгрузку. Далее действия по приоритету:

1.  Изменение Р

НАГР РВР

.

2.  Замена на энергоблок с меньшим технологическим минимумом (по приоритету).

3.  Отключить энергоблок (по ранжированному перечню).

Кр. 1 < Р

ОСТ

 > Кр. 2

Недостаточно резервов на загрузку. Далее действия по приоритету:

1.  Изменение Р

НАГР РёВР

.

2.  Замена на энергоблок с большим максимумом (по приоритету).

3.  Включить в работу еще один энергоблок (по ранжированному перечню).

Кр. 1 > Кр. 2

Недостаточно мощности включенных энергоблоков. Включай еще.

Табл. 5. Перечень функциональных ограничений в форме неравенств

Номер 

группы

Назначение ограничений в (10)

1

Ограничения на технический минимум i-го энергоблока

2

Ограничения на максимум i-го энергоблока

3–6

Ограничения на нормативные вторичные/третичные резервы 

на загрузку и разгрузку

7

Ограничения по минимизации возможного аварийного неба-

ланса активной мощности

8–9

Ограничения на превышение МДП в контролируемых сечениях


Page 7
background image

31

тролируемом  сечении  1  и  2  соответственно;  P

Э1

 

и P

Э2

 — потребление энергорайонов Э1 и Э2 соот-

ветственно.

В таблицах 6 и 7 приведено сравнение результа-

тов  реализации  программного  алгоритма  для  двух 

характерных  величин  потреблений  в  ЭС  КО.  Для 

каждого потребления рассмотрено три варианта (ри-

сунок 6): 

 

– вариант 1: расчет без группы ограничений № 7, 8, 

9 из таблицы 5;

 

– вариант 2: расчет без группы ограничений № 8, 9 

из таблицы 5;

 

– вариант  3:  расчет  со  всеми  группами  ограниче-

ний, указанными в таблице 5.

Экономическую  эффективность  результатов 

оптимизации  в  годовом  интервале  (таблица  8) 

Табл. 7. Технико-экономическое сравнение при Р

ПОТР

 = 727 МВт

Вариант расчета

Исходный вариант

1

2=3

Электростанция

МВт

Цена, ₽/час

МВт

Цена, ₽/час

МВт

Цена, ₽/час

МТЭС (Бл 1)

68,5

109 189

16

35 667

43

73 305

МТЭС (Бл 2)

68,5

107 883 

14

35 042

33

63 454

ТТЭС (Бл 1)

40,5

73 402 

41

76 297

40

73 002

ТТЭС (Бл 2)

40,5

75 862 

39

72 094

40

75 466

ПТЭС (Бл 1)

50

57 875 

69

79 204

63

72 043

ПТЭС (Бл 2)

50

61 619 

69

82 183

63

75 371

ПТЭС (Бл 3)

50,5

58 922 

79

91 328

73

84 207

ПТЭС (Бл 4)

50,5

57 948 

79

93 876

73

86 170

КТЭЦ-2 (1/2 Бл 1)

143

106 747 

151

113 012

142

106 001

КТЭЦ-2 (1/2 Бл 2)

165

112 901 

168

115 184

159

108 795

Итого

822 349 

793 886

817 813

Отклонение относитель-

но исходного варианта 

₽/час

–28 463

–4563

%

–3,5

–0,6

Результирующая средняя 

стоимость выработки 

электроэнергии по ЭС,

₽ за МВт·ч

1131 

1092

1125

Табл. 6. Технико-экономическое сравнение при Р

ПОТР

 = 395 МВт

Вариант расчета

Исходный вариант

1

2

3

Электростанция

МВт

Цена,

₽/час

МВт

Цена,

₽/час

МВт

Цена,

₽/час

МВт

Цена,

₽/час

МТЭС (Бл 1)

33

61 378 

2

4179

60

95 786

44

74 510

МТЭС (Бл 2)

33

63 899 

3

7206

60

95 387

44

76 082

ТТЭС (Бл 1)

40,5

73 402 

48

83 340

48

83 340

48

83 340

ТТЭС (Бл 2)

40,5

75 862 

40

72 876

40

72 876

40

72 876

ПТЭС (Бл 1)

62

71 291 

98

108 957

60

69 074

73

83 548

ПТЭС (Бл 2)

62

74 645 

103

114 927

60

69 962

73

84 689

ПТЭС (Бл 3)

62

72 258 

103

116 862

67

78 736

73

86 916

ПТЭС (Бл 4)

62

72 895 

0

0

0

0

0

0

Итого

565 631

508 346

565 161

561 960

Отклонение относительно 

исходного варианта 

₽/час

–57 285 

–470 

–3671 

%

–10,1

–0,08

–0,65

Результирующая средняя 

стоимость выработки 

электроэнергии по ЭС,

₽ за МВт·ч

1431

1286

1430

1442

 1 (64) 2021


Page 8
background image

32

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

можно приближенно оценить в соответствии с вы-

ражением (11):
 

Э = Э

от 

· 8760 ч,  

(11)

где Э

от

 — экономия при расчете по третьему вариан-

ту относительно исходного варианта (таблицы 6 и 7), 

₽/час. 

ВЫВОДЫ

Применение АСРР позволяет:

1.  Определять оптимальный состав генерирующего 

оборудования, находя компромисс между необхо-

димостью обеспечения экономичности выработки 

электроэнергии  на  электростанциях  и  необходи-

мостью  поддержания  нормируемых  величин  ре-

зервов активной мощности в энергосистеме.

2.  Рассчитать  оптимальный  состав  генерирующего 

оборудования с учетом режимного требования по 

обеспечению непревышения фактическими пере-

токами активной мощности в контролируемых се-

чениях величины МДП.

Рис

. 6. 

Распределение

 

нагрузки

 

на

 

энергоблоках

 

в

 

зависимости

 

от

 

вариантов

 

условной

 

оптимизации

а

потребле

-

ние

 395 

МВт

б

потребление

 727 

МВт

ПТЭС (Бл 4)

ПТЭС (Бл 3)

ПТЭС (Бл 2)

ПТЭС (Бл 1)

ТТЭС (Бл 2)

ТТЭС (Бл 1)

МТЭС (Бл 2)

МТЭС (Бл 1)

0

40

20

60

90

5

45

25

65

95

10

50

80

30

70

100

15

55

85

35

75

105

МВт

КТЭЦ-2 (1/2 Бл 2)

КТЭЦ-2 (1/2 Бл 1)

ПТЭС (Бл 4)

ПТЭС (Бл 3)

ПТЭС (Бл 2)

ПТЭС (Бл 1)

ТТЭС (Бл 2)

ТТЭС (Бл 1)

МТЭС (Бл 2)

МТЭС (Бл 1)

0

40

20

60

90

5

45

25

65

95

10

50

80

30

70

100

15

55

85

35

75

105

МВт

   Исходный вариант

   Вариант 1

   Вариант 2

   Вариант 3

б)

а)

Табл. 8. Расчет экономической эффективности 

результатов оптимизации в годовом интервале

Величина

потребления, МВт

Экономия

в год, млн ₽

395

32 158

727

39 972

3.  Уменьшить время, затрачиваемое диспетчерским 

персоналом на 1 расчет, с 10 минут до 1 минуты, 

а в течение суток с 4 часов до 24 минут. 

4.  Снизить объем потребления природного газа, что 

положительно  влияет  на  энергосбережение  то-

пливно-энергетических  ресурсов  региона  и  дает 

возможность увеличить время автономной рабо-

ты при отсутствии внешних поставок газа.

5.  Достичь положительного экономического эффек-

та за счет оптимизации затрат на покупку электро-

станциями первичного топлива (таблица 8).

Практическая значимость АСРР для ЭС КО оче-

видна, при этом разработку можно адаптировать под 

любую энергосистему.  


Page 9
background image

33

ЛИТЕРАТУРА
1.  Тест  на  самостоятельность  // 

50  Герц.  Корпоративный  журнал 

АО  «Системный  оператор  Единой 

энергетической  системы»,  2019, 

№ 2(34). С. 3–13.

2.  Бончук  И.А.,  Белей  В.Ф.,  Минько 

В.М.,  Крюков  И.Н.  Обеспечение 

генерирующего  резерва  в  энер-

госистеме  и  на  объектах  морской 

индустрии Калининградской обла-

сти  //  Морские  интеллектуальные 

технологии, 2019, № 4. С. 62–67.

3.  Приказ  Минэнерго  России  от 

15.10.2018  №  882  «Об  утверж-

дении  методических  указаний  по 

определению  объемов  и  разме-

щению  резервов  активной  мощ-

ности  в  Единой  энергетической 

системе  России  при  краткосроч-

ном  планировании  электроэнер-

гетического режима». URL: https://

www.garant.ru/products/ipo/prime/

doc/72003418/.

4.  Филиппова  Т.А.,  Сидоркин  Ю.М., 

Русина А.Г. Оптимизация режимов 

электростанций  и  энергосистем: 

учебник для вузов. 3-е изд. Ново-

сибирск: НГТУ, 2018. 356 с.

5.  Костин В.Н. Оптимизационные за-

дачи электроэнергетики: Учеб. по-

собие. СПб.: СЗТУ, 2003. 120 с.

6.  Холоднов В.А., Боровинская Е.С., 

Суханов  М.Б.,  Гайков  А.В.  Реше-

ние  задач  нелинейного  програм-

мирования  на  основе  условий 

Куна-Таккера  с  использованием 

системы  компьютерной  матема-

тики MathCAD: методические ука-

зания.  СПб.:  СПбГТИ  (ТУ),  2009. 

47 с.

REFERENCES
1.  Independency  test  // 

50 Gerts

 

[50  Hertz].  Corporative  magazine 

of  System  Operator  of  the  United 

Power System, JSC, 2019, no. 2(34), 

pp. 3–13. (In Russian)

2.  Bonchuk I.A., Beley V.F., Min'ko V.M., 

Krukov  I.N.  Provision  of  generating 

reserve in the power system and ma-

rine industrial sites of the Kaliningrad 

region  //  Morskiye  intellektual'niye 

tekhnologii  [Marine  intelligent  tech-

nologies], 2019, no. 4, pp. 62–67. (In 

Russian)

3.  Order  of  the  Ministry  of  Energy  of 

Russia  dated  October,  15,  2018 

no.  882  "On  approval  of  methodical 

guidelines  on  determination  of  the 

scope and allocation of active power 

reserves in the United Power System 

of  Russia  within  short-term  planning 

of  the  electrical  power  mode".  URL: 

https://www.garant.ru/products/ipo/

prime/doc/72003418/.

4.  Filippova T.A., Sidorkin Yu.M., Rusi-

na A.G. 

Optimizatsiya rezhimov elek-

trostantsiy i energosistem: ucheb nik 
dlya vuzov

  [Optimization  of  operat-

ing conditions of electric power sta-

tions and systems: college textbook], 

edition  3.  Novosibirsk,  Novosibirsk 

State  Technical  University  Publ., 

2018. 356 p. (In Russian)

5.  Kostin  V.N. 

Optimizatsionniye za-

dachi elektroenergetiki: Uchebnoye 
posobiye

  [Optimization  challenges 

for the power industry: Study guide]. 

Saint-Petersburg,  Saint-Petersburg 

Mining University Publ., 2003. 120 p. 

(In Russian)

6.  Kholodnov V.A., Borovinskaya Ye.S., 

Sukhanov  M.B.,  Gaykov  A.V.  Solu-

tion of non-linear programming tasks 

following the Coon Tucker conditions 

using  the  computer  mathematics 

system MathCAD: guidelines. Saint-

Petersburg,  Saint-Petersburg  State 

Institute  of  Technology  Publ.,  2009. 

47 p. (In Russian)

На прав

ах рек

ламы

 1 (64) 2021


Читать онлайн

Из ряда ключевых показателей эффективности управления энергосистемой Системным оператором можно выделить поддержание частоты электрического тока и снижение величины управляющих воздействий противоаварийной автоматики. Для этого реализуют мероприятия, направленные на поддержание нормируемых величин резервов активной мощности на электростанциях. Мероприятие по расчету резервов активной мощности, выполняемое диспетчерским центром энерго системы, необходимо для определения условий корректировки фактических резервов электростанций путем отдачи диспетчерских команд. Представленный в работе алгоритм позволяет производить расчет с учетом нормативных требований по времени и надежности. В работе представлен результат практического применения такого алгоритма — компьютерная программа и результаты ее расчета.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Повышение эффективности производственной деятельности в Группе «Россети»

Интервью Управление сетями / Развитие сетей Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Охрана труда / Производственный травматизм
Интервью с Первым заместителем Генерального директора — Главным инженером ПАО «Россети» А.В. Майоровым
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Совершенствование процесса технологического присоединения энергопринимающих устройств заявителей в границах СНТ. Опыт ПАО «Россети Московский регион»

Управление сетями / Развитие сетей
ПАО «Россети Московский регион»
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»