CC BY
21Вопросы повышения эффективности режимов работы Новосибирской ГЭС
А.Г. Русина1, Г.Ж. Дургарян2, А.Е. Калинин1 1ФГБОУ ВПО НГТУ, Новосибирск, Россия 2ОАО «Новосибирскэнергосбыт», Новосибирск, Россия
Аннотация. В статье рассмотрена актуальная задача повышения технической и экономической эффективности режимов работы Новосибирской ГЭС. На основе использования метода динамического программирования получен оптимальный состав включенного оборудования, а также распределена нагрузка между агрегатами станции по критерию минимума расхода воды. Приведено описание разработанного авторами программного обеспечения для автоматизации выполняемых расчетов. Дано сравнение доходов станции при применении экономии-ческой оптимизацией.
Ключевые слова: внутристанционная оптимизация, ГЭС, динамическое программ-мирование, техническая эффективность, минимум расхода воды, энергетические характеристики, экономическая оптимизация, рекуррентное соотношение, электроэнергетическая система
ВВЕДЕНИЕ
Изменение экономической формации России и переход от плановой экономики к рыночной вызвал многие изменения во всех областях деятельности России [6, 8, 9, 10, 12].
Современные электроэнергетические системы (ЭЭС) значительно изменили свои свойства по сравнению с теми, которые были в то время, когда выполнялись основные научные и практические разработки по проблеме управления режимами ЭЭС. Главные изменения связаны с организацией электроэнергетического рынка и новыми хозяйственными формами предприятий энергетики.
Структура установленной мощности Объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири характеризуется значительной долей, приходящейся на гидроэлектростанции. В связи с этим появляется необходимость оптимального использования гидроресурсов. Методы и задачи оптимального использования ГЭС достаточно хорошо разработаны, но требуются их анализ и изменения. На сегодняшний день регулировочный диапазон станций ограничен водохозяйственными требованиями. Примером сложившейся ситуации является Новосибирская ГЭС.
Гидростанции имеют связи с электроэнергетическими системами трех видов, которые отличаются структурой генерирующих мощностей, целями и возможностями.
1. Местная (МЭЭС), работающая на основе потребителей городов, образованных при создании гидростанции (Братск, п. Черемушки, Дивногорск и др.). Во многих городах имеются крупные промышленные потребители (алюминиевые комбинаты, ЛПК).
2. Региональная ЭЭС (Иркутская, Красноярская, Хакасская).
3. Объединенная ЭЭС (Сибири, Казахстана, Урала, Центра). В общем случае все эти системы гидротепловые. Тогда имеются три части в балансах электроэнергии ГЭС:
Эгэс = Эмээс + Эрэс + Эоэс.
Для этих энергетических балансов характерны различные критерии и модели оптимизации. Соответственно, для МЭЭС -минимальный расход топлива Вуд => min, если
это гидротепловая система, имеющая ТЭС и единственную ГЭС. Если теплоснабжение осуществляется от электрической бойлерной, то эта система имеет характер нагрузки (ограничения); для РЭЭС - это минимальные эксплуатационные издержки И = ^ И => min,
когда в гидротепловой системе имеются несколько ГЭС, ТЭЦ, КЭС; в объединенных системах ОЭС - минимальные эксплуатационные издержки или цены Ц => min для субъектов электроэнергетического рынка, которые взаимодействуют в коммерческих или технических вопросах.
Имеются два вида оптимизационных задач, у которых различны математические модели -краткосрочная оптимизация при составлении баланса мощностей и долгосрочная оптимизация использования водных ресурсов ГЭС [1, 3, 6]. Рамки работы не позволяют рассматривать обе задачи, и в дальнейшем подробно будет рассматриваться только первая.
1. ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
Новосибирская ГЭС играет важную роль единственного регулирующего и мобильного источника электроэнергии в западной части сибирской энергосистемы. Новосибирскую электростанцию было решено возвести в октябре 1950 года, на реке Обь, одной из крупнейших рек мира, которая является самой протяженной рекой в России, а по площади водосбора занимает пятое место на земном шаре. 12 августа 1961 года Новосибирская ГЭС была принята Государственной комиссией в постоянную эксплуатацию.
Основной расчет на расход воды через створ гидроузла составляет 16200 м3/с. Гидросооружения ГЭС образовали крупное новосибирское водохранилище - это основной аккумулятор запасов пресной воды, кроме того ГЭС регулирует уровень воды в Оби, водные ресурсы водохранилища используются для обеспечения судоходства, водоснабжения, развития рыбного и сельского хозяйства. При избытке притока воды в водохранилище над расходом через гидротурбины, вода в холостую сбрасывается через водосбросные сооружения.
За время своей работы, а это более пятидесяти лет НГЭС выработала свыше 100 млрд кВт/часов электроэнергии, обеспечив экономию в регионе в 28 млн. тонн условного топлива, что равнозначно 10 000 железнодорожным составам угля, Новосибирская система получила мощный источник электроэнергии, что дало импульс к ее промышленному развитию, проводится постоянная работа по реконструкции и модернизации ГЭС.
Наглядно основные параметры Новосибирской гидроэлектростанции представлены в Таблице 1.
Таблица 1
Основные параметры НГЭС _
1. Количество гидроагрегатов 7
Турбины типа ПЛ-661-ВБ-800 и
2. ПЛ30-В-800: - мощность при расчетном напоре, МВт; 65 и 70
- расход при расчетном напоре, м3/с. 429
Генераторы типа СВ 1343/140-96:
3. - мощность, МВт; 65
- напряжение, кВ. 13,8
4 Установленная мощность при рас- 475
четном напоре, МВт.
Характерные напоры:
5 - расчетный, м; 16,5
- минимальный, м; 12
- максимальный, м. 21
Характерные уровни:
- УМО, м; 108,5
- НПУ, м; 113,5
- ФПУ, м. 115,7
Объемы водохранилища:
7. - полный, км3; 8,8
- полезный, км3. 4,4
8. Среднегодовая выработка, млн. кВт ч 2000
Суммарная пропускная способность
9. через агрегаты при расчетном напоре, м3/с 3000
Суммарная пропускная способность
10. через водосливную плотину при расчетном напоре, м3/с 9200
11. Суммарная пропускная способность 4600
через донные водоводы, м3/с
12. Суммарная пропускная способность Новосибирского гидроузла при расчетном напоре, м3/с 16800
1.1. Особенности режима работы
Новосибирская ГЭС является небольшой по мощности, но она единственная в Западной части энергетического объединения, поэтому ее роль как регулирующего и мобильного источника электроэнергии велика. По проекту она должна была обеспечивать суточную и недельную неравномерность графика нагрузки, выполнять функции вращающегося резерва мощности для регулирования частоты и напряжения, а также аварийного резерва мощности и энергии за счет сработки водохранилища.
В связи с тем, что Новосибирская ГЭС и ее водохранилище имеют комплексное значение, режимы работы станции определяются в зависимости от объема стока реки Оби с учетом требований всех основных водопользователей: водного транспорта, городского, сельского и рыбного хозяйств и энергетики.
В последние десятилетия существенно выросла роль Новосибирской гидростанции в обеспечении водой Новосибирска. Обское водохранилище — это основной аккумулятор запасов питьевой воды. Кроме того, ГЭС регулирует уровень воды в Оби в соответствии с нуждами речного транспорта, рыбоводческого и ирригационного комплексов. Также, вода используется для орошения Кулундинской степи и для подпитки озер Алтайского края и Новосибирской области.
Современные условия эксплуатации Новосибирской ГЭС очень специфичны из-за многочисленных ограничений, накладываемых на режим её работы неэнергетическими водопользователями.
Таким образом, с целью максимально возможного удовлетворения требований на воду, Новосибирское водохранилище в настоящее время ведёт сезонное регулирование стока, где цели энергетики в известной мере потеряли первоочередное значение.
При рассмотрении путей увеличения эффективности работы Новосибирской гидроэлектростанции, необходимо учитывать комплексное назначение станции. Последние годы на реке Обь являются маловодными. В период их прохождения обозначились проблемы, связанные с водозаборными устройствами города Новосибирска и города Бердска, которые расположены в нижнем и верхнем бьефах соответственно. В период эксплуатации станции русло реки подвергается трансформации, что проявляется в размытии нижнего бьефа и, соответственно, снижению уровня реки. Также, снижение уровней обусловлено добычей песка, которая осуществляется в значительных масштабах и не может не сказаться на уровнях реки. Таким образом, необходимо разработать и реализовать проекты по заглублению водозаборов данных городов, а также проект по заглублению пути прохождения судоходного
транспорта и укреплению береговой линии, предотвращающее дальнейшее размытие русла реки Обь и снижение уровня нижнего бьефа. Данная работа не предусматривает разработку данных проектов, а значит, нет возможности проведения оптимизации работы станции в гидротепловой системе. Таким образом, в рамках данной работы повышение эффективности работы Новосибирской гидростанции будет рассмотрена внутристанционная оптимизация на агрегатном уровне с целью увеличения КПД станции.
1.2. Программа комплексной модернизации оборудования Новосибирской ГЭС
После аварии на Саяно-Шушенской ГЭС все гидростанции, входящие в состав РусГидро, были включены в программу комплексной модернизации оборудования. На момент начала программы парк оборудования НГЭС не соответствовал современным техническим требованиям. Наиболее крупными проектами является замена устаревших турбин на новые, с улучшенным КПД, с современными техническими характеристиками. На данный момент, на станции модернизированы четыре гидроагрегата с заменой рабочих колес. В 2019 году все гидротурбинное оборудование будет заменено. Мощность гидроэлектростанции (ГЭС) после завершения работ увеличится на 35 МВт и составит 490 МВт. В результате модернизации заменят не только основное, но и вспомогательное оборудование.
2. ИНЖЕНЕРНАЯ И МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ СОСТАВА И РЕЖИМА ГИДРОАГРЕГАТОВ
Сущность рассматриваемой оптимизационной задачи заключается в выборе состава (станционных номеров) агрегатов и определения их активных мощностей (нагрузок).
Понятие состав агрегатов взаимосвязано с понятием число агрегатов. Если агрегаты представляются индивидуальными, т. е. различными энергетическими характеристиками, то состав агрегатов определяет и число агрегатов. Если же агрегаты одинаковы по своим энергетическим качествам, то главным фактором является число агрегатов, а все составы -равноправны. Таким образом, в наших задачах могут рассматриваться параметры состояния агрегатов трех видов: состав, число и активная нагрузка агрегатов. Все остальные параметры режима технического состояния агрегатов и станции считаются заданными.
Эксплуатационные затраты на гидроэлектростанции:
Иг = Иа + Из + Ипр, где Иа - амортизационные отчисления; Из -затраты на заработную плату; Ипр - прочие затраты на эксплуатацию.
Все составляющие затрат не зависят от режима агрегатов и ГЭС, что исключает
возможность их использования в качестве критерия оптимизации. Ввиду этого для оценки применяются технические показатели: расход воды ГЭС за определенный промежуток времени (Q) или КПД ГЭС. Оптимальным будет решение, при котором Q = min.
Величины расхода и КПД связаны функционально и результаты решения не зависят от выбора того или иного критерия.
Рассматриваемые задачи нельзя отделить и сделать независимыми от всех других эксплуатационных задач. Важнейшими задачами при эксплуатации энергосистем и электростанций является обеспечение надежности электроснабжения и экономичности использования ресурсов. Ввиду разнообразия и сложности задачи надежности и экономичности рассматриваются, как правило, отдельно, но с учетом всех их взаимосвязей.
Задача выбора состава и режима гидроагрегатов (ГА) решается при условии соблюдения всех общесистемных и станционных ограничений по надежности. Общесистемные ограничения, например, по минимальным и максимальным мощностям ГЭС, по резервам мощности, по скорости изменения мощности отражаются заданным графиком нагрузки. Большая же часть станционных ограничений обусловлена факторами надежной работы агрегатов и ГЭС.
Кратко охарактеризуем наиболее распространенные ограничения:
1. По допустимым мощностям агрегатов. Допустимые пределы определяются прогнозными характеристиками агрегатов, допустимым температурным режимом генераторов, подпятников, подшипников, кавитационными ограничениями по турбинам, вибрацией агрегата и т.д.
2. По составу агрегатов (например, надежность схемы собственных нужд требует работы определённых агрегатов); по условиям правильного действия релейной защиты в работе должно находиться определённое число агрегатов; если недопустимы какие-либо комбинации агрегатов, по условиям размыва русла или берегов нижнего бьефа. Часто подобные ограничения определяются главной схемой электрических соединений, когда агрегаты включены на шины различного напряжения.
3. По длительности использования агрегатов. Сюда относятся ограничения по длительности простоя агрегатов в холодном резерве перед пуском, например, из условий надежной работы подпятников. Косвенной характеристикой длительности холодного и горячего состояния агрегатов является число пусков за рассматриваемый период. Прямой характеристикой длительности является число часов использования установленной мощности агрегата.
4. По реализации решений. Эти ограничения обусловлены схемами и устройствами ре-
жимной автоматики. Известно, что в действующих устройствах нагрузка между агрегатами распределяется либо по равенству мощностей, либо по равенству открытий направляющего аппарата. Имеется отстройка от частых изменений числа агрегатов.
В общем случае имеется множество допустимых решений поставленной задачи. Заданная мощность ГЭС может быть выдана в систему при различных комбинациях включенных агрегатов и при различном распределении нагрузки между ними. Варьировать можно числом включенных агрегатов, составом при постоянном числе агрегатов и распределением нагрузки.
Могут задаваться и другие ограничения. Состав ограничений определяется конкретными условиями. Задача оптимизации состава агрегатов в общей постановке пока ещё строго не решена, так как отсутствуют математические методы, позволяющие найти корректное решение. Практика вынуждает искать приближенные методы или рассматривать частные модификации этой задачи. Рассмотрим основные методы, на базе которых могут быть разработаны алгоритмы оптимизации внутристанционных режимов. Условно задачи можно разделить на четыре группы:
1. Оптимизация состава и режимов агрегатов.
2. Оптимизация числа агрегатов.
3. Оптимизация состава агрегатов.
4. Наивыгоднейшее распределение нагрузки между агрегатами.
В общем случае агрегаты одной ГЭС имеют различные характеристики, поэтому задача заключается в выборе состава агрегатов и распределении между ними нагрузки. Если характеристики гидроагрегатов ГЭС идентичны, то необходимо отыскать только оптимальное число включенных агрегатов. По составу все варианты работы с постоянным числом равноправны, а нагрузка между агрегатами разделяется поровну.
3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДА ДИНАМИЧЕСКОГО ПРОГРАМИРОВАНИЯ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГЭС
Режим агрегатов может назначаться по энергетическим характеристикам станции. Основными для гидростанции являются энергетические характеристики, связывающие абсолютные показатели: Qг, Иг, Нг - расход, мощность, напор ГЭС: QI■, И, Н - расход, мощность и напор агрегата. Широко применяются эксплуатационные расходные характеристики, которые связывают все названные показатели станции и агрегатов.
Существует определенная методика по построению расходных характеристик для ГЭС [9, 12]. Задача сводится к выбору оптимального числа агрегатов 2о. Все варианты составов
агрегатов равноправны. Наиболее выгодным является равномерное распределение нагрузки, в случае агрегатов с одинаковыми расходными характеристиками. В этом случае характеристика для Z0 = 1, 2, 3... имеет вид: Яг = Qr(Nr, Нг, Zo).
Она может быть получена путем пропорционального изменения показателей одного агрегата, связанных характеристикой Q, = Q,(N„ H,), т.е. при Нг = const, Qr = ZQ, Nr = ZN,. Сопоставляя ординаты расходных характеристик, легко определить наиболее выгодный режим станции по минимуму расхода воды при постоянной мощности. На Рис. 1 показан пример расходной характеристики ГЭС. Наиболее выгодные условия отражаются линией OABCD. В зоне ОА включен один агрегат, в зоне ВС - два, а в зоне CD - три агрегата. По этим характеристикам легко определить потери расхода при работе станции с неоптимальным числом агрегатов. Видна также роль ограничений, например, второй агрегат подключается раньше, чем это соответствует критерию экономичности.
Рис. 1. Расходная характеристика станции для трех однотипных агрегатов
Построение характеристик осуществляется просто и не требует привлечения специального математического аппарата.
Принцип оптимальности динамического программирования используется для решения задачи построения характеристик станции, имеющей агрегаты с различными характеристиками. В этом случае для каждой мощности ГЭС требуется найти состав агрегатов и распределение нагрузки между ними по заданному критерию. Здесь, как и в случае оптимизации режима агрегатов для заданного графика нагрузки, возможно несколько допустимых состояний и задача заключается в выборе оптимального. Задача в общем случае является нелинейной, многоэкстремальной и целочисленной [4, 5, 6, 7, 11, 13].
Математическая постановка задачи имеет следующий вид. Задаются: располагаемое множество агрегатов К е М, где М - общее множество агрегатов, расходные характеристики агрегатов Qi = Qi(Ni, Н), все ограни-
чения по составу и режиму работы агрегатов, дискретный равномерный ряд мощностей ГЭС Nj = N1, N2, ..., Nm. Для каждой мощности Nj требуется найти число, состав и нагрузки агрегатов по условию:
Qj =ТД (N) = min
При этом необходимо соблюдать баланс мощности по станции:
N, =У N ,
j i—ii j '
допустимые пределы изменения мощности станции N > N > N ;
^ jmax j jmm '
допустимые пределы изменения мощности агрегатов N > N > N .
r i max i i mim
Требуется определить характеристику:
Qj = Qj [ nj (N„z,A),Hj ],
где Z - число агрегатов в оптимальном режиме; А - вектор оптимального состава агрегатов при Z = const; Hj - напор ГЭС, равный напору агрегатов Hi.
Метод динамического программирования предложен американским математиком Р. Бел-лманом. Вариационная задача рассматривается как многошаговый непрерывный процесс. Все решения последующих шагов должны составлять оптимальное поведение относительно предыдущих. Принцип оптимальности динамического программирования формулируется следующим образом: любая часть оптимального плана также есть оптимальный план.
В задаче построения характеристик состояние характеризуется тремя параметрами: числом, составом и мощностями агрегатов. Многошаговый процесс оптимизации позволяет для известного числа агрегатов найти их оптимальный состав и нагрузку по критерию: Qj = min.
В терминологии задачи это означает, что сначала для Z = 1 находится оптимальная характеристика станции; назовем ее эквивалентной и обозначим символом Фf = 1, затем для Z = 2 находится оптимальная характеристика = 2, но один из агрегатов представляется характеристикой = 1 для Z = 3, но при этом один агрегат представляется характеристикой = 2, а второй может быть любым из тех, которые не вошли в характеристики = 1, ФЭ = 2 и т.д. Сравнение характеристик = 1, ..., = k позволяет определить оптимальный режим станции.
В общем случае для i-шагового процесса оптимизации состава и режима агрегатов основное функциональное уравнение динамического программирования имеет вид рекуррентного соотношения:
Qf (Nf) = mimQ (Nt) + Qf, (Nf)},
где Qf - расход эквивалентной характеристики i-го шага оптимизации для мощности ГЭС Nf ; Qf, - расход эквивалентной характеристики (i -1 )-го шага оптимизации для мощности станции (Nf,), Qi и Ni - соответственно расход
и мощность подключаемого агрегата.
Используя уравнение баланса мощности, функциональное уравнение, которое при заданном составе агрегатов и заданной мощности ГЭС имеет одну переменную Ni, можно записать в виде:
Qf {Nf ) = min Q (N ) + Qf-i (Nj - Nt)}
Следовательно, задача оптимизации функции многих переменных сводится к многошаговой задаче оптимизации функции одной переменной.
В нашем примере рассмотрены все возможные сочетания, т. е. проделан полный перебор. Так, при числе агрегатов Z = 1 рассматривались все четыре варианта работы станции с одним агрегатом. При Z = 2 анализировалось шесть возможных комбинаций по два и т.д. Полный перебор получается только в случае маловероятного предположения о том, что точки эквивалентных характеристик при Z = 1 включает все возможные комбинации. Если, например, на характеристике второго шага при Z = 1 выгодным будет только первый агрегат, то уже не будут рассчитываться последующие варианты.
Для того, чтобы найти оптимальное решение, достаточно для каждой точки эквивалентной характеристики запомнить номер и нагрузку агрегата, подключаемого к эквивалентному агрегату. Оптимальное решение находится с использованием процедуры обратного хода.
Например, для нагрузки Np при построении эквивалентной характеристики четырех агрегатов были определены номер подключаемого агрегата и его нагрузка. Назовем номер агрегата dp, а нагрузку Ndp. Оставшиеся три агрегата будут иметь нагрузку:
N Э = N - N
N З N Р N dp
Из эквивалентной характеристики третьего шага находим номер подключаемого агрегата на третьем шаге оптимизации - СР и его нагрузку Ncp. Нагрузка оставшихся двух агрегатов:
N f = Nз - Ndp
Агрегат, подключенный на втором шаге, имеет нагрузку Nbp, и, наконец, последний агрегат имеет нагрузку:
N = NЭ - N
N Ср N 2 N dp
Таким образом, найдено оптимальное решение. При нагрузке станции Np будут включены четыре агрегата, которые имеют станционные номера и нагрузку.
4. РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ ВНУТРИСТАНЦИОННОЙ ОПТИМИЗАЦИИ НА ОСНОВЕ МЕТОДА ДИНАМИЧЕСКОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ
Из-за проблем с большой погрешностью при усреднение расходных характеристик, из-за сложности в ручной обработке большого количества данных, было принято решение о реализации программного обеспечения на основе метода динамического
программирования [2, 6, 10, 13].
В общем случае расходные характеристики агрегатов электростанций не одинаковы. Они могут иметь любую форму, качки, изломы, провалы, полочки. Такие характеристики не дифференцируются, что исключает или затрудняет использование при расчетах методов, в которых применяются производные. Метод динамического программирования не выдвигает каких-либо требований к виду характеристик агрегатов и в этом смысле обладает универсальными возможностями.
Задача построения характеристики электрической станции требует анализа состояния каждого агрегата. Агрегат может находиться как в рабочем, так и не в рабочем состоянии. Если на станции имеется n агрегатов, то число состояний будет 2n. На электростанциях число агрегатов n = 10...25 и, следовательно, может быть несколько тысяч состояний. Метод динамического
программирования осуществляет направленный перебор и рассчитывает меньшее число вариантов, т.е. подавляет размерность задачи.
Необходимо построить оптимальную расходную характеристику ГЭС Q^dP^, H), причем для любого режима по мощности и напору Н необходимо иметь в работе оптимальный состав агрегатов и их оптимальные мощности. Критерием оптимальности будет минимум расхода воды станции. На самом деле, как говорилось ранее, каждый агрегат имеет разную расходную характеристику и ограничения по мощности.
Такая задача является целочисленной, нелинейной и многоэкстремальной, поскольку можно включать только целое число агрегатов, характеристики их нелинейны, и может быть несколько составов, обеспечивающих баланс мощности станции. Для каждой мощности требуется найти оптимальный состав агрегатов и оптимальное распределение нагрузки между ними. Характеристика станции рассчитывается для всех ее мощностей РГЭС и всех напоров Нгэс.
Математическая модель задачи включает:
1. Уравнения цели:
Qj = Z,Q (P )=> min,
где j - номер режима мощностей станции Pj = Pi, P2, /'-номер агрегата;
2. Уравнения связи - расходные характеристики агрегатов Qi(Pi);
3. Уравнения ограничений:
• баланс мощности по станции:
P =Z P;
J ¿-Ui г '
• допустимые пределы изменения мощности станции:
P < P < P ;
J mm J J max >
• допустимые пределы изменения мощности агрегатов:
P < P < P .
г mm i i max
4. Уравнение оптимизации, составляемое с использованием принципа оптимальности динамического программирования.
В методе динамического программирования вариационная задача рассматривается как многошаговый процесс. Все последующие шаги должны быть оптимальными относительно предыдущих, для чего используется рекуррентная процедура.
Оптимальный план использования агрегатов при определенной нагрузке станции находится по эквивалентной характеристике станции процедурой обратного хода. Эта процедура позволяет многократно сократить число параметров эквивалентных характеристик, получаемых при многошаговых расчетах.
Учитывая все вышеизложенное, было принято решение о разработке ПО на основе метода динамического программирования. Программа была написана на языке C Sharp(С#) [7].
Написанная программа может быть адаптирована для любых станций и энергосистем. В программу были внесены рабочие расходные характеристики Новосибирской ГЭС, трех ГА мощностью, 65 МВт и четырех ГА мощностью 70 МВт. Красными на графике представлены старые гидроагрегаты, бирюзовым новые. В программу вносятся данные о напоре и мощности, в результате получаем количество агрегатов, необходимое в работе их мощности и расход воды через агрегаты.
На Рис. 2 представлен интерфейс программы, адаптированной для НГЭС, в окне А задается напор, в окне В мощность станции, далее, после нажатия кнопки С происходит расчет и результаты его выводятся в таблицу, в таблице для наглядности приведены расходы воды через каждый из выбранных агрегатов. К сожалению, у метода динамического программирования, как и у других методов, есть свои минусы и плюсы. Минусом данного метода является большое количество вариантов, которые необходимо перебрать, в связи с этим быстродействие программы подходит пока только для долгосрочного прогноза, для прогноза на следующий день и др.
Рис. 2. Интерфейс программы
В окно слева необходимо ввести напор и заданную мощность, в результате получаем суммарный график загрузки станции и круговые диаграммы степени загрузки и запаса мощности для каждого агрегата.
Ниже для наглядности работоспособности программы приведены примеры работы программы с различными мощностями и напорами.
Рис. 3. Пример работы программы с максимальным напором и мощностью
В дальнейшем программа будет унифицирована для любой энергосистемы и поможет повысить ее энергетическую и экономическую эффективность.
В заключение главы отметим, что метод динамического программирования один из самых удачных методов оптимизации, так как он охватывает большое количество возможных вариантов. В методе динамического программирования вариационная задача рассмат-
ривается как многошаговый процесс, все последующие шаги должны быть оптимальными относительно предыдущих, для чего используется рекуррентная процедура. Программное обеспечение на основе этого метода поможет значительно облегчить долгосрочное прогнозирование режима работы станции.
Рис. 4. Пример работы программы при напоре 17 м и мощности 375 МВт 5. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
Сегодня на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) не существует единых рекомендаций по оптимизации расчета, не представлено методик, по которым мы можем проводить оценку экономического эффекта.
В случае отсутствия экономической внутри-станционной оптимизации, от суммарного дохода станции будут отниматься затраты на пуск каждого включенного агрегата. В Таблице 2 представлены расчеты дохода с учетом внутри-станционной оптимизации и без.
Доход станции с экономической оптимизацией и без нее
Таблица 2
Мощность Энергия Доход с оптимизацией Затраты на пуск Доход станции с оптимизацией
50 50000 1 198 000,00 90000 1 108 000,00
100 100000 1 871 666,67 90000 1 781 666,67
150 150000 3 070 000,00 138000 2 932 000,00
200 200000 4 268 333,33 130500 4 137 833,33
250 250000 5 991 666,67 0 5 991 666,67
300 300000 5 952 500,00 0 5 952 500,00
350 350000 7 488 708,33 0 7 488 708,33
400 400000 9 061 666,67 0 9 061 666,67
475 475000 10 821 666,67 0 10 821 666,67
Из Таблицы 2 видно, что внутристанционная особенно необходима при работе станции не на полную мощность и что ведение экономической оптимизации позволит увеличить суммарный суточный доход станции. К сожалению, полное внедрение технической внутристанционной оптимизации невозможно без корректировки условий рынка.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В работе выполнен анализ материалов по Новосибирской ГЭС и ее работе в процессе программы комплексной модернизации. Были рассмотрены существующие методы оптимизации, выбран один из наиболее удачных для дальнейшей работы, проведен анализ экономической эффективности работы станции с оптимизацией и без неё.
Новосибирская ГЭС практически полностью потеряла свою энергетическую роль и сейчас является водохозяйственным объектом. Станция работает в вынужденном режиме в летний и зимний периоды. В балансах ОЭС Сибири она размещается в базе графика нагрузки. Необходимо в полном объеме решать вопросы внутри-станционной оптимизации для повышения КПД ГЭС (выбор состава и режима работы агрегатов).
Для ведения станционной оптимизации было разработано программное обеспечение, позволяющее по загруженным расходным характеристикам агрегатов выбрать гидроагрегаты и распределить нагрузку между ними. На основе решения задачи технической оптимизации была разработана экономическая оптимизационная модель.
Данная работа актуальна не только для Новосибирской ГЭС, так как программа может быть адаптирована для любой энергосистемы и поможет повысить ее экономическую и энергетическую эффективность.
ЛИТЕРАТУРА
[1] Allen, J. Power Generation Operation and Control: Third ed. / J.W. Allen, F.W. Bruce, B.Sh. Gerald -New York: John Wiley & Sons, 2013. - 658 pp.
[2] Ferrero, R.A. Dynamic Programming Two-Stage Algorithm for Long-term Hydrothermal Scheduling of Multireservoir System / R. Ferrero, J. Rivera, S. Shahidehpour // IEEE Transactions on Power Systems. -Vol. 13. -No 4. - November 1998. P. 1534-1540.
[3] Jizhong, Zhu. Optimization of Power System Operation / -IEEE ed. New Jersey: John Wiley & Sons, 2009. - 623 pp.
[4] Pereira, M. Long-term Hydro Scheduling based on Stochastic Models / M. Pereira, N. Compodonico, R. Kelman // Proc. Int. Conf. Electrical Power Systems Operation and Management (EPSOM98). - Zurich, Switzerland. 1998. M. Pereira. P. 1-22.
[5] Rodrigues, R.N. Solving the Short-Term Scheduling Problem of Hydrothermal Systems via Lagrangian Relaxation and Augmented Lagrangian / Rafael N. Rodrigues, Edson L. da Silva, Erlon C. Finardi, Fabricio Y. K. Takigawa // Mathematical Problems in Engineering. - Volume 2012. - Article ID 856178, 18 pages. doi:10.1155/2012/856178.
[6] Tasks of optimal performance of hydroelectric in power system / A. G. Rusina, E. А. Sovban, J. K. Khujasaidov, T. А. Filippova // 11 International forum on strategic technology (IFOST 2016): proc., Novosibirsk, 1-3 June 2016. Novosibirsk: NSTU, 2016. Pt. 2. P. 251-254. ISBN 978-1-5090-0853-7.
[7] Дургарян Г. Ж. Задача выбора оптимального состава включённого оборудования Новосибирской ГЭС / Г. Ж. Дургарян, Е. А. Совбан; науч. рук. А. Г. Русина // Наука. Технологии. Инновации: сб. науч. тр.: в 9 ч., Новосибирск, 1-5 дек. 2015 г. - Новосибирск; Изд-во НГТУ, 2015. Ч. 4. С.11-13. 80 экз. - ISBN 978-57782-2766-8; 978-5-7782-2770-5.
[8] Ефремов И. А. Принципы повышения эффективности управления режимами работы электроэнергетических систем / И. А. Ефремов, А. С. Таран, Т. А. Филиппова // Доклады Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники, г. Томск: Изд. ТГУСУиР. -2012. -№ 1(25). Ч.1, с. 199-204
[9] Легалов, Д.И. Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования: автореф. дисс. на соиск. уч. степ. к.т.н. / Д.И. Легалов - Иркутск., 2005. 24 С.
[10] Летун, В.М. Оптимизация режимов работы гидротепловых энергосистем: проблемы и решения / В.М. Летун, К.К. Русина // Энергетик. No8. -2014. - С. 14-16.
[11] Митрофанов С. В. Модели двухкритериального управления составом гидроагрегатов ГЭС / С. В. Митрофанов // Гидроэлектростанции в XXI веке : сб. материалов Всерос. науч.-практич. конф., Саяногорск, 2014 г. Саяногорск, 2014. С. 312-316.
[12] Оценка использования ресурсов ГЭС при их работе в электроэнергетических системах / А. Г. Русина, Т. А. Филиппова, Е. А. Совбан, Д. X.
Худжасаидов // Энергия: экономика, техника, экология. 2016. № 9. С. 27-32. [13] Секретарев Ю. А. Применение оптимизационных методов для наивыгоднейщего распределения активной мощности между гидроэлектростанциями энергосистемы Таджикистана = Application of optimization methods for optimal distribution of active power between hydroelectric power plants of the energy system of Tajikistan / Ю. А. Секретарев, Ш. М. Султонов, А. Д. Мехтиев // Вестник Таджикского технического университета = Паёми Донишгохи техникии Точикистон. 2014. № 4. С. 60-64.
Questions of improving the operating modes efficiency of the Novosibirsk HPP
ANASTASIYA RUSINA, GOAR DURGARIAN, ANTON KALININ
Abstract. The article considers an urgent task to improve the technical and economic efficiency of the Novosibirsk HPP operating modes. Through the use of dynamic programming method was received an optimal composition of the working equipment, as well as the load was distributed between units at the station by minimum water flow criterion. The description of the software, developed by authors for the automation of calculations, is presented. A comparison of incomes station with applying economic optimization is given.
Key words: intrastation optimization, HPP, dynamic programming, technical efficiency, minimum water flow, energy characteristics, economic optimization, recurrent ratio, electric power system.
REFERENCES
[1] Allen, J. Power Generation Operation and Control: Third ed. / J.W. Allen, F.W. Bruce, B.Sh. Gerald -New York: John Wiley & Sons, 2013. - 658 pp.
[2] Ferrero, R.A. Dynamic Programming Two-Stage Algorithm for Long-term Hydrothermal Scheduling of Multireservoir System / R. Ferrero, J. Rivera, S. Shahidehpour // IEEE Transactions on Power Systems. -Vol. 13. -No 4. - November 1998. P. 1534-1540.
[3] Jizhong, Zhu. Optimization of Power System Operation / -IEEE ed. New Jersey: John Wiley & Sons, 2009. - 623 pp.
[4] Pereira, M. Long-term Hydro Scheduling based on Stochastic Models / M. Pereira, N. Compodonico, R. Kelman // Proc. Int. Conf. Electrical Power Systems Operation and Management (EPSOM'98). - Zurich, Switzerland. 1998. M. Pereira. P. 1-22.
[5] Rodrigues, R.N. Solving the Short-Term Scheduling Problem of Hydrothermal Systems via Lagrangian Relaxation and Augmented Lagrangian / Rafael N. Rodrigues, Edson L. da Silva, Erlon C. Finardi, Fabricio Y. K. Takigawa // Mathematical Problems in Engineering. - Volume 2012. - Article ID 856178, 18 pages. doi:10.1155/2012/856178.
[6] Tasks of optimal performance of hydroelectric in power system / A. G. Rusina, E. A. Sovban, J. K. Khujasaidov, T. A. Filippova // 11 International forum on strategic technology (IFOST 2016): proc.,
Novosibirsk, 1-3 June 2016. Novosibirsk: NSTU, 2016. Pt. 2. P. 251-254. ISBN 978-1-5090-0853-7.
[7] Durgarjan G. Zh. Zadacha vybora optimal'nogo sostava vkljuchjonnogo oborudovanija Novosibirskoj GJeS / G. Zh. Durgarjan, E. A. Sovban; nauch. ruk. A. G. Rusina // Nauka. Tehnologii. Innovacii: sb. nauch. tr.: v 9 ch., Novosibirsk, 1-5 dek. 2015 g. -Novosibirsk; Izd-vo NGTU, 2015. Ch. 4. S.11-13. 80 jekz. - ISBN 978-5-7782-2766-8; 978-5-7782-27705.
[8] Efremov I. A. Principy povyshenija jeffektivnosti upravlenija rezhimami raboty jelektrojenergeticheskih sistem / I. A. Efremov, A. S. Taran, T. A. Filippova // Doklady Tomskogo gosudarstvennogo universiteta sistem upravlenija i radiojelektroniki, g. Tomsk: Izd. TGUSUiR. - 2012. -№ 1(25). Ch.1, s. 199-204
[9] Legalov, D.I. Metodika planirovanija dolgosrochnyh optimal'nyh rezhimov jelektrojenergeticheskih sistem s GJeS, osnovannaja na metode dinamicheskogo programmirovanija: avtoref. diss. na soisk. uch. step. k.t.n. / D.I. Legalov - Irkutsk., 2005. 24 S.
[10] Letun, V.M. Optimizacija rezhimov raboty gidroteplovyh jenergosistem: problemy i reshenija / V.M. Letun, K.K. Rusina // Jenergetik. No8. - 2014. - S. 14-16.
[11] Mitrofanov S. V. Modeli dvuhkriterial'nogo upravlenija sostavom gidroagregatov GJeS / S. V. Mitrofanov // Gidrojelektrostancii v HHI veke : sb. materialov Vseros. nauch.-praktich. konf., Sajanogorsk, 2014 g. Sajanogorsk, 2014. S. 312-316.
[12] Ocenka ispol'zovanija resursov GJeS pri ih rabote v jelektrojenergeticheskih sistemah / A. G. Rusina, T. A. Filippova, E. A. Sovban, D. H. Hudzhasaidov // Jenergija: jekonomika, tehnika, jekologija. 2016. № 9. S. 27-32.
[13] Sekretarev Ju. A. Primenenie optimizacionnyh metodov dlja naivygodnejshhego raspredelenija aktivnoj moshhnosti mezhdu gidrojelektrostancijami jenergosistemy Tadzhikistana = Application of optimization methods for optimal distribution of active power between hydroelectric power plants of the energy system of Tajikistan / Ju. A. Sekretarev, Sh. M. Sultonov, A. D. Mehtiev // Vestnik Tadzhikskogo tehnicheskogo universiteta = Pajomi
Donishgohi tehnikii Tochikiston. 2014. № 4. S. 6064.
Анастасия Георгиевна
Русина - доктор технических наук, доцент, профессор кафедры Автоматизированных электроэнергетических систем факультета Энергетики НГТУ E-mail: rusina@corp.nstu.ru
Гоар Жорьевна Дургарян -
инженер отдела реализации ОАО
«Новосибирскэнергосбыт». В 2016 году закончила магистратуру на кафедре Автоматизированных электроэнергетических систем факультета Энергетики НГТУ E-mail: goara1993@gmail.com
Антон Евгеньевич Калинин -
студент четвертого курса кафедры Автоматизированных электроэнергетических систем факультета Энергетики НГТУ E-mail:
akalininl 995@gmail.com
