3 Автоматизовані системи управління технологічним процесом

АСУ ТП об’єкта є найнижчім ієрархічним рівнем керування. Технологічний процес генерації електроенергії характеризується великою кількістю інформації, яка одержується з різних енергооб’єктів, швидкістю проходження нестаціонарних процесів типу КЗ, аварійних ситуацій і т. ін., відсутність складів “готової продукції”. Крім того, необхідно об’єктивно оцінювати техніко-економічні показники ТП для вироблення керуючих взаємодій, нарахування зарплати персоналу і звіт перед вище стоячою інстанцією. АСУ ТП допомагає оперативному персоналу керувати технологічним процесом - це людино-машинна система, де збір, передача і обробка інформації здійснюється за допомогою засобів АСУ, за людиною залишається функція прийняття рішення і контроль за їх виконанням.

При дослідженні інформаційних потоків будь-який елемент АСУ необхідно розглядати з погляду на те яке місце він займає в ієрархічній системі керування: як елемент будь-якого рівня керування в цілому, як елемент, що складається із сукупності елементів більш низького рівня, як елемент, що входить до складу вищого за рівнем керування елемента системи керування. Отриманий у ході обстеження матеріал, що містить відомості про існуючу структуру керування й одержуваної інформації кожним елементом, є вихідним для аналізу і проектування інформаційного забезпечення АСУ.

Система керування (СК) заснована на послідовному виконанні таких операцій:

- збору даних:

- опрацювання даних для одержання вихідної інформації;

- опрацювання вихідної інформації для ухвалення рішення;

- виконання рішення для отримання оптимальних результатів.

Вибір рівня керування залежить від ступеня автоматизації виробничих процесів на КЕС. На значних ГРЕС і АЕС установка ЕЦОМ також вважається ефективною, тому що при цьому з'являються додаткові можливості оперативного опрацювання результатів і збільшення кількості розв'язуваних задач.

КЕС відрізняються від КЕС тим, що виробляють лише електричну енергію й здебільше розташовані поблизу місць видобутку палива.

Основними особливостями КЕС є: віддаленість від споживачів електроенергії, видача потужності на високих напругах та блочний принцип побудови електростанції.

Побудова КЕС за блочним принципом дає техніко-економічні переваги:

а) полегшується використання пари високих та понадвисоких параметрів;

б) спрощується технологічна схема станції;

в) зменшується резервне тепломеханічне обладнання;

г) скорочується обєм будівельних та монтажних робіт;

д) зменшуються капіталовкладення на спорудження станції;

е) забезпечується зручне розширення станції.

Сучасні КЕС активно впливають на навколишнє середовище.

3.1 Розрахунок і побудова витратних характеристик агрегатів і електростанцій в цілому

---

В якості цільової функції в задачі оптимізації використовується мінімум витрат на виробництво і розподіл електричної енергії. Постійна частина цих витрат містить затрати на ремонт і експлуатацію обладнання, зарабітну плату персоналу і практично не залежить від енергетичного режиму. Змінна частина затрат, називається паливною складовою, пов’язана з витратами на придбання, транспортування і підготовку палива.

В залежності від того як генерація активної потужності буде розподілена між електростанціями, витрати на паливо буде різною. Витрати на паливо на кожній електричній станції визначається її витратою палива.

Витрата палива в одиницю часу пов'язана з потужністю, яка видається станцією – витратна характеристика станції. Витратна характеристика станції залежить від типу регулювання теплового обладнання і є складними нелінійними характеристиками.

Витратні характеристики електростанцій В = f (P) мають вигляд:

Рисунок 3.1 – Характеристики відносного приросту для блоків ГЕС

Рисунок 3.2 – Еквівалентна витратна характеристика КЕС

3 Визначення оптимального розподілу навантаження між блоками з врахуванням витрат на власні потреби

З метою спрощення задачі здійснюється її декомпозиція за часовим, ситуативним та функціональним принципами.

За часовою ознакою задача розв'язується в два етапи: спочатку на стадії оперативного планування, де прогнозується склад використання агрегатів, а потім на стадії керування в темпі процесу він коректується за поточною інформацією. Зрозуміло, що розв'язання цих етапів здійснюється за різними алгоритмами (програмами) і на другому етапі найважливішим є швидкодія.

Ситуативна ознака враховує необхідність керування складом агрегатів у нормальних, аварійних та післяаварійних режимах системи. Якщо в умовах нормальної експлуатації критерієм оптимальності є витрати палива, то в аварійному режимі визначальним буде один з критеріїв надійності, а це зрозуміло впливає на структуру алгоритму внутрішньостанційної оптимізації.

При внутрішньостанційній оптимізації важливими є наступні задачі: розподіл навантаження, зміна складу агрегатів, контроль резерву, тощо. Для їх розв'язання використовуються різні методи та алгоритми, оскільки агрегати EC можуть використовуватись у різних режимах роботи генератора чи синхронного компенсатора. Розглянемо одну із функцій агрегатів – генераторну та розв'яжемо задачу видачі необхідної активної потужності за заданим графіком навантаження з мінімальною витратою ресурсу (палива).

Нехай задано графік активних навантажень ТЕС P_t та склад агрегатів, множина яких К_Г, причому , де N – загальна множина агрегатів. Кожен агрегат представляється своєю індивідуальною енергетичною характеристикою де i = 1, 2,..., п – номер агрегату, Q_t – витрати палива, Р_і – потужність, Н_і – напір агрегату. Задані пускові витрати агрегатів, які не залежать від часу простою їх, а також всі обмеження за складом та режимами використання агрегатів.

---

Необхідно визначити на кожному інтервалі часу всього періоду планування склад та активні потужності агрегатів з врахуванням всіх обмежень за мінімумом витрати палива за даний період.

1. Рівняння цілі – мінімум витрат палива АЕС за період оптимізації.

(3.1)

де t = 1, 2,...,т – номер розрахункового інтервалу часу тривалістю – витрати та пускові витрати палива; – тривалість пуску агрегата; – кількість пусків.

2. Рівняння зв'язку

3. Рівняння обмежень

а) за балансами активних потужностей

(3.2)

б) за резервом активної потужності на станції

(3.3)

де – потужність заданого резерву; - наявна потужність агрегату.

в) за допустимими потужностями агрегатів, що залежать від температурних режимів генераторів, підшипників, кавітаційних явищ, вібрацій, тощо. При короткотривалому плануванні їх задають у вигляді

(3.4)

г) за складом агрегатів, який задається надійністю схеми власних потреб. Обмеження такого типу можуть задаватись і головною схемою електричних з'єднань, коли на ЕС є шини різних напруг, тоді

(3.5)

де – склад обов'язкових агрегатів, причому

д) за мінімальним числом агрегатів, що викликається умовами надійності та правильної роботи релейного захисту

(3.6)

є) за тривалістю використання агрегатів – задаються обмеження за тривалістю простою агрегатів у холодному резерві перед пуском чи за тривалістю роботи перед зупинкою агрегату, наприклад, з умов надійної роботи підшипників;

ж) за числом пусків-зупинок агрегату в досліджуваному періоді;

з) з умов реалізації рішень, які обумовлені схемами та пристроями автоматики – навантаження між агрегатами розподіляється за рівністю потужностей або за рівністю положення головних клапанів.

Можуть також задаватись інші обмеження, характер яких визначаєься конкретними умовами роботи електростанції.

Далі розв'язання задачі здійснюється методами динамічного програмування (ДП) або направленого перебору варіантів, кожен з яких має свої переваги та недоліки. Кращим вважається метод ДП, за допомогою якого визначаються склад та потужності для кожного інтервалу часу розглядуваного періоду оптимізації. При цьому на першій стадії розрахунку не вдається врахувати весь комплекс обмежень і рішення "виправляється" (уточнюється) на другій стадії. У кінцевому результаті початковий план видозмінюється, а регулювання режиму ведеться в темпі процесу у залежності від конкретних умов.

Оскільки в загальному випадку задача внутрішньостанційної оптимізації режиму характеризується високою розмірністю, наявністю значної кількості обмежень, відсутністю достовірної інформації, тощо, її розв'язання здійснюється за спрощеними алгоритмами з урахуванням пріоритетів, наприклад, економічності різних заходів. Так витрати ресурсу при найвигіднішому розподілі навантаження можна зменшити на 0,2-0,6%, при правильно вибраному незмінному складі агрегатів – 0,2-1,2%, при правильно вибраному числі працюючих фрегатів – 0,2-10%. Звідси випливає доцільність розбиття задачі оптимізації складу та режиму агрегатів на чотири самостійних підзадачі: першії – оптимізація числа та складу при рівномірному розподілі навантаження між агрегатами; друга – формування рівнозначних рішень для кожного розрахункового інтервалу часу і періоду оптимізації для мінімізації пускозупинних операцій; третя – визначення стратегії управління складом агрегатів на період оптимізації з мінімальним числом пускозупинних операцій; четверта – найвигідніший розподіл навантаження між агрегатами.

---

Рисунок 3.3 – Графік завантаження агрегатів станції

4 Побудова еквівалентних характеристик електричної станції

Еквівалентні характеристики електростанцій в узагальненому вигляді дають зв'язок параметрів режиму та певних показників станції. Використовуються два види еквівалентних характеристик: миттєві та інтегральні. Інтегральні – показують зміну параметрів на певних інтервалах часу.

Якщо відомий склад робочих агрегатів, то оптимізація режиму складається із знаходження тільки найвихіднійшого розподілу навантаження між станціями.

Для агрегатів з характеристиками довільного виду використовується алгоритм динамічного програмування. Щоб жоден з агрегатів з заданого складу не був відлючений. Тоді потужність кожного агрегату не понизиться менше заданого мінімального значення Рг,min. Наприклад, для складу і черговості i=1,2,3 розрахунки виконуються таким чином. Спочатку будується еквівалентна характеристика двох агрегатів. Змінюючи потужність другого агрегату Р_Т2 з заданим кроком дискретизації, здійснюють повний перебір можливих варіантів розподілу і знаходять варіант з мінімальною витратою палива. На наступному кроці також здійснюється повний перебір можливих варіантів розподілу навантаження між агрегатом і еквівалентної характеристики другого кроку. Природньо, що повний перебір – це не сама краща схема оптимізації, хоч під час використання ЕОМ ці розрахунки не викликають складностей.

Значно простіше виглядає методика побудови еквівалентної характеристики з використанням методу оптимальних пристроїв, але вона доцільна для агрегатів, які мають диференційнйовані і монотонно зростаючі характеристики.

Для відносних приростів, або в першу чергу завантажуються агрегати з меншим відносним приростом. Застосовуючи це правило, можна отримати еквівалентну характеристику відносних приростів і еквівалентну витратну характеристику станції або групи електростанцій.

Рисунок 4.1 – Еквівалентна характеристика двох агрегатів

На рисунку 4.1 показано приклад побудови еквівалентної витратної характеристики двох агрегатів № 1 і 2.

Мінімальна потужність станції Рmin визначається мінімальною потужністю обох агрегатів. Під час збільшення потужності станції до Р1 завантажується перший агрегат до потужності Ра, оскільки він має менший відносний приріст. В зоні потужностей від Р1 до Р2 завантажується обидва агрегата у відповідності з принципом рівності відносних приростів, а при великих потужностях завантажується агрегат № 2. Отже будується еквівалентна характеристика відносних приростів. Вона дає всі необхідні рекомендації для побудови еквівалентної витратної характеристики, тобто дозволяє визначити потужності агрегатів для будь-якого навантаження станції, які відповідають мінімуму витрати палива. Ця методика проста, легко реалізуєтся на ЕОМ і знаходит широке застосування, особливо для побудови еквівалентних характеристик відносних приростів.

---

Характеристики відносних приростів використовуються для оптимізаційних розрахунків, і, як правило, до ним також висуваються вимоги щодо дифференційованості і монотонності зростання. Частіше всього ці вимоги не виконуються, тому існують спе­ціальні методи приведення характеристик до необхідної форми.

Якщо характеристики мають розриви неперервності першого виду (рис. 4.2, а), то потужності Р1 відповідає будь-які відносні прирости від b1 до b2, тобто є невизначеність зв’язку b(Р), і, відповідно, невизначеність розв’язку. Для того щоб уникнути невизначеності, характеристика представляється двома непов’язаними частинами ОA і ВС. Для потужності агрегата, меншої Р1, агрегат представляється частиною ОА, для рівної і більшою – частиною ВС.

Рисунок 4.2 – Два види розриву непрервності на характеристиках відносних приростів

Для характеристик, що мають розриви другого роду (рис. 4.2, б), разроблена проста мето­дика їх перетворення, але вона отримана для допущення, що перерозподіл навантаження на розглядуваній станції не змінює відносного приросту си­стеми в цілому. Це виконується лише у випадку малої питомої ваги станції, яка розглядається, в балансі потужності системи.

Отже приймаємо, що станція з характеристиками на рис. 4.2, б працює в потужній системі, яка при всіх змінах нвантаження цієї станції має відносний приріст bс=const. При наивигіднішому розподілі навантаження станція також буде мати відносний приріст bс, але йому відповідають потужності Р1 і Р2. Виникає питання – яка з потужностей є оптимальною? Можливі два варіанта балансу потужності системи.

;

;

де Р – навантаження системи; Рс.1 Рс.2 – потужності всіх інших (окрім розглянутої) станції.

При переході від потужності Р1 до Р2 необхідна додаткова витрата палива на станції, але в той же час буде економія палива в системі.

Побудова еквівалентних витратних характеристик за еквівалентними дифференційними мають і свої мі­нуси. Відносні прирости (дифференційні показники) надзвичайно чутливі до всілякого роду неточностей вихідної інформації, розрахунків побудови і іншим. Все це призводить до того, що характеристики відносних приростів можуть мати похибки 5 – 10% і більше. Режим, знайдений за такими характеристи­ками, може відрізнятись від оптимального, а відповідно, і еквівалентна витратна характеристика може мати значні похибки. В таких випадках значними можливостями відрізняється метод динамічного програмування, оскільки там використовуються характеристики в абсолютних показниках.

б)

Рисунок 3.4 – Еквівалентна характеристика відносних приростів

---