CC BY
59
тепловой сети, приветствуя получающий все большее распространение способ подключения потребителей к тепловой сети «из обратки в обратку» с температурным графиком 70°С/40°С. Также напрашивается вывод о необходимости введения различной тарификации за потребление тепловой энергии различного качества, поскольку не вызывает сомнений факт о преимуществах использования потребителем тепловой энергии более высокого температурного уровня по сравнению с низким. Также перспективными видятся: применение воздушного отопления как альтернативы водяному и использование тепловых насосов для по-
вышения энергетического качества низкопотенциальных источников энергии.
В заключение хочется сказать о необходимости, в первую очередь, снижать расходы наиболее ценных видов энергии, последовательного многократного использования энергии с постепенным понижением ее потенциала, и о надежде, что в сознании как потребителей и производителей энергии, так и в государственной политике термин «энергосбережение» заменится понятием «эксергосбережение».
Статья поступила 29.09.2015 г.
Библиографический список
1. Александрова И.В., Толстой М.Ю. Показатели потребления и учета коммунальных ресурсов; техническое состояние и инженерное оборудование зданий и сооружений объектов социальной сферы г. Иркутска // Вестник ВСГУТУ. 2009. № 4 (27). С. 14-19.
2. Анциферов С.А., Усманова Е.А. Анализ влияния внутренней коррозии на эксплуатацию трубопроводов // Вестник Нижегородского государственного инженерно-экономического института. 2015. № 6 (49). С. 5-10.
3. Богданов А.Б. Почему не внедряются энергосберегающие технологии? // Новости теплоснабжения. 2004. № 5. С. 22-30.
4. Коновалов Н.П. Теплофизические исследования жилых зданий с низкой тепловой инерцией // Вестник ИрГТУ. 2010. № 1 (41). С. 231-235.
5. Пат. № 131458 РФ. Установка для системы вентиляции и кондиционирования воздуха (варианты) на полезную модель RUS / Баймачев Е.Э. [и др.]. Заявитель и патентообла-
датель ФГБОУ ВПО «ИрГТУ». Заяв. 2013109036/12; опубл. 28.02.2013. Бюл. № 23.
6. Пат. №144388 РФ. Установка для системы горячего водоснабжения RUS / Е.Э. Баймачев, С.С. Макаров, Л.М. Манзарханова. Заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «ИрГТУ». Заяв. 2014112575/12; опубл. 20.08.2014. Бюл. № 23.
7. Старикова Н.В., Степанов В.С. Исследование эксерге-тической эффективности системы теплоснабжения // Системы. Методы. Технологии. 2012. № 2. С. 64-70.
8. Степанов В.С., Старикова Н.В. Эксергетический анализ термодинамической эффективности теплоэлектроцентрали и ее подсистем // Вестник ИрГТУ. 2012. № 3 (62). С. 95-101.
9. Степанов В.С. Методы оценки термодинамической эффективности систем поддержания микроклимата // Известия высших учебных заведений. Строительство. 2009. № 10. С. 46-54.
УДК 621.311.001.57
ОСОБЕННОСТИ ОПТИМИЗАЦИИ СОСТАВА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЛОКАЛЬНЫХ СИСТЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
© А.М. Клер1, П.В. Жарков2, С.Н. Сушко3
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Разработана методика выбора оптимального состава оборудования локальной энергосистемы, основанная на оптимизации как состава элементов системы, так и ее режимных параметров в нормальных и послеаварийных режимах работы, в результате чего оптимизируются источники как электрической, так и тепловой энергии с учетом условия целочисленности при выборе числа энергоблоков на электростанциях и числа цепей ЛЭП. Ключевые слова: локальные системы энергоснабжения; электрическая энергия; тепловая энергия; оптимизация, режимы работы.
OPTIMIZATION FEATURES OF LOCAL POWER SUPPLY SYSTEM EQUIPMENT AND OPERATION MODES A.M. Kler, P.V. Zharkov, S.N. Sushko
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS,
1Клер Александр Матвеевич, доктор технических наук, профессор, зав. отделом теплосиловых систем, тел.: (3952) 423003, email: kler@isem.irk.ru
Kler Alexander, Doctor of technical sciences, Professor, Head of the Department of Thermal Power Systems, tel.: (3952) 423003, e-mail: kler@isem.irk.ru
2Жарков Павел Валерьевич, кандидат технических наук, старший научный сотрудник отд. теплосиловых систем, тел.: (3952) 500646 доп. 338, e-mail: pzharkov@isem.irk.ru
Zharkov Pavel, Candidate of technical sciences, Senior Researcher of the Department of Thermal Power Systems, tel.: (3952) 500646 ext. 338, e-mail: pzharkov@isem.irk.ru
3Сушко Светлана Николаевна, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики, тел.: 89025104300, e-mail: svetas@istu.irk.ru
Sushko Svetlana, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Thermal Engineering, tel.: 89025104300, e-mail: svetas@istu.irk.ru
130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
The procedure for selecting an optimum equipment composition for a local power system is developed. It is based on the optimization of both the composition of system elements and system regime parameters in normal and post-emergency operation modes. The latter leads to the optimization of electric and heat energy sources with regard to the integrality conditions when choosing the number of power generator units at power plants and the number of circuits of power transmission lines.
Keywords: local power supply systems; electric energy; heat energy; optimization; modes.
Введение
Локальные системы энергоснабжения (ЛСЭС) характерны для регионов Крайнего Севера и Дальнего Востока РФ. Такие системы энергоснабжения предназначены для труднодоступных районов и отдельных населенных пунктов, а также многих промышленных предприятий различных отраслей народного хозяйства, не имеющих связи с объединенной энергосистемой. Часто в отдельных узлах ЛСЭС осуществляется производство и распределение не только электрической энергии, но и тепловой. В состав системы могут входить установки, производящие только тепло, установки, осуществляющие комбинированное производство тепла и электроэнергии, и установки, производящие лишь электроэнергию. Поскольку удельные капиталовложения и эксплуатационные издержки в локальных системах энергоснабжения существенно выше, чем в централизованных, то для них возрастает важность отыскания оптимальных вариантов состава оборудования. Кроме того, для локальных систем возрастают и требования по надежности энергоснабжения потребителей, поскольку прекращение подачи энергии (или сокращение этой подачи) может привести к катастрофическим последствиям [1]. Для этих систем необходимо учитывать требования по устойчивой работе, в частности наличие в нормальных режимах работы вращающегося резерва мощности, не меньшего, чем номинальная мощность самой крупной генерирующей установки. Отличие локальных энергосистем от централизованных состоит в гораздо большей доли единичных мощностей используемых типоразмеров генерирующего оборудования от суммарной генерирующей мощности системы. Это же относится и к долям пропускной способности отдельных цепей линий электропередачи по отношению к суммарной пропускной способности линий электропередачи между узлами системы. Указанные отличия приводят к тому, что методы оптимизации структуры генерирующих мощностей и межсистемных связей, используемые в централизованных системах энергоснабжения [2], в которых оптимизируемые числа генерирующих агрегатов различных типов и цепей линий электропередачи рассматриваются как непрерывные параметры (с последующим округлением в точке оптимума), оказываются неприемлемы для локальных систем. Кроме того, в локальных системах требуется проведение более точных расчетов потерь электроэнергии в сетях при выборе состава оборудования. Здесь недостаточно рассматривать лишь баланс активной мощности, как это делается при выборе генерирующего оборудования в централизованных системах. Неприменим для ЛСЭС и используемый в централизованных системах подход, когда выбор теплогенерирующего оборудова-
ния производится отдельно от выбора электрогенери-рующего оборудования. Здесь взаимовлияние подсистем гораздо выше и они должны оптимизироваться совместно. Вместе с тем ЛСЭС имеют гораздо меньшее число элементов, чем централизованные системы, что существенно упрощает их оптимизацию.
Постановка задачи оптимизации локальной СЭС
Задается расчетная схема системы, на которой указываются электростанции, линии электропередачи, трансформаторные подстанции, места установки компенсирующих устройств и потребители нагрузки. При этом система может быть «избыточной» и включать элементы, которые в процессе оптимизации параметров «вырождаются».
Выделяются две группы представительных режимов работы энергосистемы: нормальные и послеава-рийные. Для каждого нормального режима работы задается нагрузка потребителей и время работы в этом режиме на протяжении расчетного периода. Для каждого послеаварийного режима задаются нагрузки потребителей и состав неработающего оборудования. В представленной ниже математической постановке послеаварийные режимы по электрогенерирующему оборудованию формируются из принципа п-2, по теп-логенерирующему оборудованию и цепям линий электропередачи - из принципа п-1. В соответствии с этими принципами для каждой электростанции рассматривается работа с выходом из строя двух самых мощных агрегатов из числа установленных или выход из строя по одному самому мощному агрегату из числа установленных на двух разных электростанциях, а для каждой линии электропередачи рассматривается работа с выходом из строя одной цепи. Аналогично рассматривается выход из строя одного самого мощного теплогенерирующего агрегата для группы агрегатов, работающих на общих тепловых потребителей. Суммарные топливные издержки СЭС определяются как издержки всех электростанций во всех нормальных режимах. Во всех послеаварийных режимах проверяется требование на работоспособность. Задача состоит в выборе таких чисел (целых) элементов оборудования, при которых принятый критерий экономической эффективности достигает экстремального значения и обеспечивает работоспособность системы как во всех нормальных, так и во всех послеаварийных режимах.
Следует отметить, что при определении капиталовложений отдельно должны быть учтены капиталовложения в первые (головные) блоки электростанции и капиталовложения в последующие блоки. Как известно, стоимость головного блока существенно выше стоимости последующих блоков. Аналогично должны
учитываться стоимости первой и второй цепей ЛЭП (если предусмотрено использование только одноцеп-ных и двухцепных ЛЭП).
Задачи оптимизации локальной СЭС в настоящей работе решаются при следующих допущениях: на одной электростанции могут быть установлены энергоблоки одного типоразмера либо двух типоразмеров; при установке блоков двух типоразмеров блоки одного типоразмера предназначены для комбинированного производства как электроэнергии, так и тепла, а другого - только для производства электроэнергии; при установке блоков лишь одного типоразмера они могут быть предназначены либо для производства только электроэнергии, либо для комбинированного производства тепла и электроэнергии; при близкой мощности двух типоразмеров на одной станции в качестве первого блока принимается теплофикационный блок, в противном случае в качестве первого блока принимается блок, имеющий большую мощность; установка котлов, отпускающих тепло в виде пара или горячей воды, осуществляется на отдельных котельных.
Задача выбора числа элементов оборудования, например энергоблоков на электростанции (группы параллельно работающих элементов), является сложной: нужно выбрать как число установленных на станции блоков, так и число блоков, находящихся в работе в каждом представительном режиме. При этом определение капиталовложений должно проводиться с учетом того, что головной блок станции будет стоить дороже последующих. Для выполнения указанных требований предлагается использовать следующий прием. Вводится параметр, задающий число энергоблоков, установленных на ТЭС (для простоты рассматривается случай, когда на ТЭС устанавливается один типоразмер энергоблоков) - прст. Диапазон изменения этого параметра задается неравенством
пбл < пбл < ^бл (1)
_уст — уСТ — "уст I V '/
где пр£т и пУСТ - целые числа, задающие минимальную и максимальную границы числа устанавливаемых энергоблоков. При этом пул, как правило, не меньше 2. Вводятся параметры, задающие число работающих энергоблоков в каждом представительном режиме (нормальном или послеаварийном) - прл. В /-м нормальном режиме прл должен отвечать условию
^бл < пбл < пблт,
(2)
где прл - минимально возможное по условиям надежности число работающих энергоблоков на ТЭС в /-м режиме.
В у-м послеаварийном режиме пбл должен отвечать условию
прл < прл < , (3)
где прл;- - число работоспособных блоков в у-м после-аварийном режиме.
Поскольку послеаварийный режим относится не к отдельно взятой ТЭС, а ко всей энергосистеме, то должно выполняться условие
< %ст. (4)
Вводится параметр (индекс) атэс, определяющий
существование станции: атэс = 1 - станция существует; атэс = £ « 1 - станция не существует. На этот параметр накладывается ограничение £ < атэс < 1.
С использованием введенных параметров капиталовложения в ТЭС могут быть определены из выражения (если на станции устанавливаются энергоблоки одного типоразмера)
Ктэс = атэс[К;бл +
(пбл
бл
посл("-уст
1)],
(5)
где А", - капиталовложения в первый энергоблок; Кпболсл - капиталовложения в последующие энергоблоки.
Если на станции устанавливаются энергоблоки двух типоразмеров, то, учитывая, что первым (головным) будет лишь один блок, предлагается для расчета капиталовложений использовать следующее выражение:
Кт
тэс бл бл бл бл бл
= U [Л71 + Лпосл1("уст1 + Лпосл2"уст2]
бл
(6)
где А";бл, Сс^ - капиталовложения в головной и последующие блоки первого типоразмера; ^пб01сл2 - капиталовложения в последующий блок второго типоразмер; пРлт1, пулт2 - число блоков первого и второго типоразмеров, установленных на ТЭС. Отметим, что можно подобрать такое е, отвечающее условию 0 « £ « 1, что при атэс = £ Ктэс будет пренебрежимо мало при любом допустимом числе энергоблоков ТЭС.
При предлагаемом подходе индекс б из выражений (1) и (2) для /-го режима работы определяется как й = атэспрл.
Электрическая мощность ТЭС с одним типоразмером энергоблоков (КЭС) в /-м режиме определяется
как
№кэс = атэЧбл№бл,
(7)
где Мбл - мощность энергоблока в /-м режиме.
Для ТЭС с двумя типами энергоблоков, один из которых теплофикационный (ТЭЦ), электрическая мощность энергоблока в /-м режиме найдется из выражения
<эц = атэс[пбл^бл + прл^бл], (8)
где прл, прл - число блоков ТЭЦ первого и второго типоразмеров; работающих в /-м режиме; Мр1, М2бл -электрическая мощность указанных блоков в /-м режиме.
Отпуск тепла от ТЭЦ в /-м режиме определяется
как
(9)
#эс = атэЧлСбл,
где фрл - отпуск тепла от одного теплофикационного энергоблока.
Потребление топлива КЭС в /-м режиме определяется как
Втэс = атэспрл¥кбл(Мбл), (10)
где Вбл = ^кбл(^бл) - энергетическая характеристика производящего только электроэнергию энергоблока, определяющая расход топлива по мощности.
Потребление топлива ТЭЦ в /-м режиме определяется как
втэс = атэс[пблфтбл(<л,срл) + п2лУкбл(м2бл)], (11) где фт6л(м6л,сРл) - энергетическая характеристика
теплофикационного энергоблока первого типоразмера, определяющая расход топлива по электрической и тепловой мощности.
Капиталовложения в котельную определяются по аналогии с капиталовложениями в КЭС:
Ккот = акот[К1кот + К2кот(пукс°тт - 1)], (12) где акот - индекс существование котельной; ^1кот, ^2кот - капиталовложения в первый и последующие котлы;
1уСт
- число котлов, установленных в котельной.
Тепловая мощность котельной в /-м режиме определяется как
^кот = акотп1котС1кот, (13)
где п1кот - число котлов, работающих в /-м режиме; (?1кот - тепловая мощность одного котла в /-м режиме.
Расход топлива котельной в /-м режиме определяется из выражения
Вкот = ¥кот(^кот), (14)
где ¥кот - энергетическая характеристика котла.
Капиталовложения в линию электропередачи определяется из выражения
КЛЭП = дЛЭП^ПЬ + ^Че"ь(пцрпь - 1)], (15)
2 уст
где алэп - индекс существование линии электропередачи; кЦепь, К2цепь - капиталовложения в первую и последующие цепи линии; пЦсетпь - число цепей в линии.
Активная и реактивная мощности одной цепи в /-м режиме определяется как
эцепь _ _^
лэп акт t
пДепьклэп' Ёраб
где Рацкетпь - активная - число работающих цепей ЛЭП в ьм режиме,
(16)
мощность ЛЭП в i-м режиме, пЦреап6ь
Q-.
цепь акт
(17)
раб
где ^ЛкЭтг1! - реактивная мощность ЛЭП в /-м режиме.
Для каждого энергоблока КЭС в /-м режиме учитываются ограничения на электрическую мощность сверху и снизу, для котла (парового или водогрейного) учитываются ограничения на тепловую мощность сверху и снизу. Для теплофикационного энергоблока учитываются ограничения на электрическую мощность сверху и снизу, тепловую мощность сверху и снизу, максимальный расход топлива энергоблоком сверху и снизу, минимальную электрическую мощность, вырабатываемую на потоке пара в конденсатор паровой турбины снизу.
При расчете электрической сети ЛСЭС используются математические описания элементов, представленные в [3].
Активная и реактивная мощности генератора каждого энергоблока в любом режиме должны отвечать системе ограничений-неравенств, определенной генераторной диаграммой соответствующего электрогенератора. Эта диаграмма определяет область допустимых сочетаний активной и реактивной мощности генератора.
При оптимизации в роли независимых оптимизируемых параметров выступают активные и реактивные мощности энергоблоков, тепловые нагрузки теплофикационных блоков и котлов, коэффициенты трансформации трансформаторов, индуктивные со-
противления реакторов емкости компенсирующих устройств. Системы ограничений-неравенств, учитываемые при оптимизации в каждом режиме, включают приведенные ограничения для каждого элемента ЛСЭС.
В качестве целевой функции при оптимизации могут использоваться приведенные затраты или другой критерий, зависящий от капиталовложений и эксплуатационных издержек. В свою очередь, эксплуатационные издержки состоят из суммы условно-постоянных издержек, прямо пропорциональных капиталовложениям в элементы ЛСЭС, и суммы топливных издержек ТЭС и котельных, определяемых для каждого потребителя топлива произведением его годового расхода на цену.
Математическая постановка задачи оптимизации параметров ЛСЭС
В наиболее общем виде задача оптимизации параметров ЛСЭС может быть сформулирована следующим образом (рассматривается статическая постановка в предположении, что строительство объектов ЛСЭС производится в достаточно короткие сроки, а последующая эксплуатация осуществляется при постоянных условиях: постоянных расчетных нагрузках потребителей и эксплуатационных издержках).
Требуется
лраб лраб ^(Кг,Щоп) (18)
при условиях
Я;(Л,йуст,<аи,у;,с;)=0,( = 1.....Г, (19)
С;(Л,йуст,<аб,х;,у;,с;) >0, (20)
= 0,7 = 1.....Да (21)
,рс ,раб
dpc = dycT - Adj,
Щ°пл = Ф(У1.....Уйн,Рт),
К = w(dycT,P°6), £ < < 1,1 = 1, ...,а,
dT < dycT < dT, к = 1.....к,
0 < dpa6 < dycT 0 < difc < dlfc ,
о < dpfca6 < djpc,
(22)
(23)
(24)
(25)
(26)
(27)
(28)
(29)
(30)
(31)
(32)
(. ), (33)
где А - вектор индексов существования; йуст - вектор числа установленных однотипных элементов (энергоблоков КЭС и ТЭС, котлов, цепей ЛЭП и др.); йраб -вектор числа работающих элементов в /-м нормальном или у-м послеаварийном режимах; Дн - число рассматриваемых нормальных режимов; Да- число рассматриваемых послеаварийных режимов; х - вектор непрерывных оптимизируемых параметров (активных и реактивных мощностей энергоблоков, коэффициентов трансформации, тепловых нагрузок теплофикационных энергоблоков и котлов и др.); F - критерии экономической эффективности (приведенные затраты или др.); - суммарные капиталовложения в эле-
dycT 6 [0,1,2.....dT],
dpa6 6 [0,1,2.....dycT],
dp6 6 [0,1,2.....djpc],
Дd 6 D°™(dycT),
<з
менты ЛСЭС; и™пл - суммарные ежегодные топливные издержки по ЛСЭС; Я; - векторная функция ограничений-равенств в i-м режиме; - вектор вычисляемых (из системы Я; ) параметров i-го нормального режима работы; с; - вектор исходных данных (нагрузок потребителей, цены топлива и оборудования и др.); - векторная функция ограничений-неравенств, подстрочным индексом j обозначаются переменные и функции, относящиеся к j-му послеаварийному режиму; djc - вектор числа работоспособных элементов в j-м послеаварийном режиме; Ad;- - вектор числа элементов, выведенных из работы в j-м послеаварийном режиме; а - размерность вектора A; K - размерность
уст —уст
вектора dycT; djy , dfe - нижняя и верхняя границы измерения k-й компоненты вектора dycT; 0откл - множество всех сочетаний отключаемых элементов рассматриваемых послеаварийных режимов; Рт - вектор цен топлива; Ро6 - вектор цен оборудования.
Решение нелинейной задачи (18-33) достаточно большой размерности, часть оптимизируемых параметров которой непрерывные, а часть - целочисленные, связано со значительными вычислительными трудностями. Это обусловлено необходимостью в одной задаче осуществлять согласованную оптимизацию ЛСЭС как в нормальных, так и в послеаварийных режимах работы.
В связи с этим предлагается упрощенный подход к решению указанной задачи, позволяющий с меньшими вычислительными затратами получать решения, достаточно близкие к оптимальным.
В соответствии с этим подходом совместная оптимизация проводится только для нормальных режимов, при этом приближенный учет послеаварийных режимов достигается вводом следующих дополнительных ограничений:
1. Ограничения, требующие, чтобы при остановке двух наиболее мощных энергоблоков оставшиеся обеспечили суммарную электрическую мощность, равную суммарной мощности энергоблоков в режиме с максимальной нагрузкой.
2. Ограничение, требующее наличие в каждом нормальном режиме вращающегося резерва, мощность которого не меньше мощности самого крупного из работающих энергоблоков.
3. Ограничение, требующее, чтобы при отключении одного источника тепла продолжающие работать обеспечили заданную тепловую нагрузку. Для источников тепла, работающих в централизованных системах электроснабжения, требуется, чтобы эта заданная нагрузка составляла 70% от расчетной (при покрытии отопительной нагрузки и нагрузки ГВС). Для локальных систем энергоснабжения, работающих в суровых климатических условиях, доля указанной нагрузки от расчетной должна быть выше (вплоть до 100%). Такие ограничения устанавливаются для каждого узла ЛСЭС, в котором есть тепловая нагрузка.
Предлагаемый подход включает следующие этапы:
1-й этап. Решается непрерывная задача нелиней-
ного программирования (18-33). По итогам оптимизации первого этапа формируются варианты значений индексов существования элементов ЛСЭС (ТЭЦ, КЭС, котельных, ЛЭП и др.). Если индексы существования в
оптимальной точке (а ) отвечают условию а -е<8, то а полагаются равными е, а если условию 1 -а* <8, то а полагаются равными 1 (8 - заданная погрешность определения а). Если ни одно из указанных условий не выполняется, то рассматриваются два варианта значений соответствующего индекса существования - е и 1.
2-й этап. Для каждого из сформированных на первом этапе сочетаний индексов существования решается непрерывная задача оптимизации того же вида, что и на первом этапе, но с удалением из состава оптимизируемых параметров индексов существования. По итогам решения этой задачи формируются варианты числа устанавливаемых элементов (энергоблоков, котлов, цепей ЛЭП и др.). Если некоторое число элементов п* в точке решения с точностью 8 близко к целому числу, то его значение в дальнейших расчетах принимается равным этому числу. В противном случае рассматриваются два ближайших к оптимальному
значению п* целых числа. Это правило действует для числа энергоблоков и котлов, при этом вместо значения числа элементов 0 принимается значение, равное е. Число цепей ЛЭП, полученное с использованием указанного правила, увеличивается на 1. Это позволяет учесть требование, чтобы при отказе одной цепи любой ЛЭП обеспечивалась работа ЛСЭС.
В результате выполнения двух этапов формируются варианты индексов существования и чисел однотипных элементов ЛСЭС.
3-й этап. Для каждого варианта индексов существования и числа установленных элементов решаются задачи оптимизации для всех нормальных и после-аварийных режимов работы. При этом индексы существования и число установленных элементов выводятся из состава оптимизируемых параметров. Это позволяет проводить оптимизацию отдельных режимов ЛСЭС независимо друг от друга. Целевой функцией при оптимизации режимов являются топливные издержки. При решении оптимизационных задач на третьем этапе учитываются требования целочислен-ности количества работающих элементов.
Если хотя бы один из нормальных или послеава-рийных режимов не может быть обеспечен, то соответствующее сочетание индексов существования и числа установленных элементов считается недопустимым. Для допустимых вариантов по итогам расчета нормальных режимов определяется критерий экономической эффективности (приведенные затраты, чистый дисконтированный доход и др.), по которому и выбирается оптимальный вариант.
Пример оптимизации ЛСЭС
Предлагаемый методический подход иллюстрируется на примере ЛСЭС, схема которой представлена на рисунке.
Схема локальной энергосистемы: КЭС-1, КЭС-3 - конденсационные электростанции; ТЭЦ-3 - теплофикационная электростанция; П-1, П-2 - потребители электроэнергии; П-3 - потребитель тепловой и электрической энергии; Т-1, Т-2, Т-3 - трансформаторные подстанции (узлы); ВЛ-1, ВЛ-2 - линии электропередачи, КОТ - котельная
Система включает три узла с электрическими нагрузками, при этом в узле 3 имеется достаточно большая отопительная нагрузка. Электростанции ЛСЭС могут работать на твердом топливе, добыча которого осуществляется в узле 1. Доставка топлива в узел 3 осуществляется автомобильным транспортом, что приводит к его существенному удорожанию в этом узле. В узле 1 может быть построена КЭС с агрегатами мощностью 50 МВт. В узле 3 может быть построена либо ТЭЦ, либо КЭС, также с агрегатами мощностью 50 МВт. При этом отпуск тепла от теплофикационного энергоблока составляет 90 Гкал/ч. Кроме того, в узле 3 располагается отопительная котельная, которая либо покрывает всю тепловую нагрузку (при отсутствии ТЭЦ), либо только ее пиковую часть (при наличии ТЭЦ). Тепловая мощность котла принимается равной 50 Гкал/ч.
Для упрощения примера рассматривается один нормальный «среднегодовой» режим работы. Следует отметить, что большую часть электрической нагрузки в узлах ЛСЭС обеспечивают горнодобывающие предприятия с плотным графиком нагрузки. Продолжительность «среднегодового» режима принимается равной 8000 ч, а электрическая нагрузка в узлах -расчетной нагрузке. Тепловая нагрузка в «среднегодовом» режиме составляет 250 Гкал/ч при расчетной нагрузке 350 Гкал/ч. Тепловые и электрические нагрузки потребителей в «среднегодовом» режиме и его продолжительность подобраны таким образом, чтобы произведение соответствующих нагрузок на продолжительность режима равнялось годовому потреблению тепла и электроэнергии.
Напряжение двух предусмотренных в схеме линий электропередачи принято равным 220 кВ. В связи с суровыми климатическими условиями района расположения ЛЭП предусмотрено их строительство в од-ноцепном исполнении. При этом число цепей совпадает с числом параллельных линий. Капиталовложения в линии принимаются одинаковыми. В связи с этим индекс существования линий не вводится, а оптимизируется только число параллельных линий.
Активные электрические нагрузки потребителей
П1, П2, П3 составляют 33 МВт, 25 МВт, 300 МВт, а реактивные - 9,9 МВар, 7,5 МВар, 90 МВар. Цена твердого топлива в узле 1 составляет 2800 руб./т у. т., в узле 3 - 4900 руб./т у. т. Протяженность ВЛ-1 и ВЛ-2 составляет по 200 км. Стоимость одного километра одноцепной ЛЭП составляет 17,4 млн руб. Стоимость конденсационного блока 50 МВт составляет: первого -7918 млн руб., последующего - 5037 млн руб. Стоимость теплофикационного блока 50 МВт составляет: первого - 8156 млн руб., последующего - 5641 млн руб.. Стоимость водогрейного котла 50 Гкал/ч составляет 305 млн руб.
На основе разработанных математических моделей элементов энергосистемы с помощью ПВК «Система машинного построения программ» (СМПП) [4] сформирована математическая модель локальной энергосистемы, учитывающая как нормальные, так и аварийные режимы работы.
В результате решения оптимизационной задачи выбора варианта тепло- электроснабжения потребителей ЛСЭС (1-й этап описанного выше методического подхода к решению оптимизационной задачи) получаем значения индексов существования для электростанций КЭС-1, КЭС-3, ТЭЦ-3: 0,33; 0,05; 0,97.
В дальнейшем индекс существования КЭС-3 принимается равным 0,05, а индекс существования ТЭЦ-3 - 1 (как близкие к целым значениям). Рассматриваются два индекса существования КЭС-1 - £ и 1.
На основе полученных результатов рассматриваем два варианта тепло- электроснабжения: существуют КЭС-1 и ТЭЦ-3; существует только ТЭЦ-3.
В результате решения оптимизационных задач выбора состава оборудования (2-й этап методического подхода) для двух вариантов получаем значения чисел элементов оборудования ЛСЭС (табл. 1).
На основе полученных на 1-м и 2-м этапах результатов производим назначение всех возможных вариантов состава оборудования и определение для каждого варианта набора послеаварийных режимов. Варианты с одной цепью ВЛ-1 и/или ВЛ-2 из дальнейшего рассмотрения были исключены, как заведомо не обеспечивающие работу в режиме с отказом этой цепи.
Таблица 1
Значения индексов существования чисел элементов ЛСЭС_
Вариант Блоки КЭС-1 Блоки Т ТЭЦ-3 Блоки К ТЭЦ-3 Пиковые котлы ВЛ-1 ВЛ-2
1 5,57 3,4 0,52 1,7 1,84 1,71
2 - 8,1 1,0 1,0 1,16 1,29
В результате был сформирован двадцать один вариант состава оборудования ЛСЭС.
Для этих вариантов решались задачи оптимизации в нормальном «среднегодовом» режиме работы. Результаты показали, что допустимые решения этих задач есть только у вариантов 1-6, представленных в табл. 2. Для них, исходя из приведенных выше принципов, были сформированы послеаварийные режимы. В табл. 3 представлены результаты расчетов после-аварийных режимов работы указанных вариантов.
Варианты состава
имеет вариант 5, включающий КЭС в узле 1 и ТЭЦ в узле 3.
Заключение
Разработана оригинальная методика выбора оптимального состава оборудования локальной энергосистемы, включая ее тепловую и электрическую части. Методика позволяет выбирать оптимальные целые числа установленных элементов энергосистемы, учитывая ее работу в нормальных и послеаварийных режимах. Приведен пример оптимизации ЛСЭС, обеспе-
Таблица2
оборудования ЛСЭС
Вариант Блоки КЭС-1 Блоки Т ТЭЦ-3 Блоки К ТЭЦ-3 Пиковые котлы ВЛ-1 ВЛ-2 Приведенные затраты, млн руб.
1 6 3 1 2 2 2 17074
2 5 4 1 1 2 2 17144
3 5 4 1 2 2 2 17184
4 6 4 1 1 2 2 17980
5 6 4 1 2 2 2 18022
6 - 9 1 1 2 2 18661
Таблица 3
Результаты проверки работы ЛСЭС в аварийных режимах работы_
Вариант Отказ двух блоков на КЭС-1 Отказ двух блоков на ТЭЦ-3 Отказ блоков на КЭС-1 и ТЭС-3 Отказ одной цепи ВЛ-1 Отказ одной цепи ВЛ-2 Отказ блока Т на ТЭЦ-3
1 - + - + - +
2 - - - + + +
3 - + + - + +
4 + - - - - +
5 + + + + + +
6 нет КЭС-1 + + + + +
+ - режим работы возможен - - режим работы невозможен
Как видно, все послеаварийные режимы допустимы лишь у вариантов 5 и 6. Из этих вариантов лучшее значение критерия экономической эффективности
чивающей потребителей электрической и тепловой энергией.
Статья поступила 25.08.2015 г.
Библиографический список
1. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Введ. 01.01.1999. М.: Госстандарт РФ. 52 с.
2. Ханаев В.В., Труфанов В.В. Математическое моделирование потребителей электроэнергии при оптимизации развития электроэнергетических систем // Электричество. 2008. № 9. С. 2-9.
3. Справочник по проектированию электрических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов [и др.] / под ред. С.С. Ропотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., перераб и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.
4. Клер А.М., Деканова Н.П., Скрипкин С.К. [и др.] Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями. Новосибирск: Наука, 1997. 120 с.
