Курсовая работа
Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами
2010
Содержание
Введение
Общая характеристика оптимизационных задач, решаемых АСДУ
1. Подготовка исходных данных для оптимизациирежимов энергосистемы
1.1 Прогнозирование суточных графиков нагрузкиэнергосистемы для активной, реактивной и полной мощностей и определение их характеристик
1.2 Выбор трансформаторов на электростанциях и подстанциях
1.3 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов иэлектростанции в целом. Определение параметров ВЛЭП
2. Определение коэффициентов формулы потерь активной иреактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности междуэлектростанции по критерию: «Минимум потерь активной мощности»
3. Экономичное распределение активной нагрузки междуэлектростанциями по критерию равенства относительных приростов расходаусловного топлива с учетом сетевого фактора. Построение суточных графиков активных мощностей для электростанции
Литература
Введение
Автоматизированные системыдиспетчерского управления (АСДУ) — это часть АСУТП, предназначенная для сбораинформации об энергосистеме и диспетчерского управления режимами.
Автоматизированная системадиспетчерского управления (АСДУ) в настоящее время является необходимымсредством управления большими системами энергетики. Она обеспечиваетуправляемость такой системы с помощью оперативного сбора существенной дляуправления диспетчерской информации, своевременной обработки и представлениюдиспетчеру в наиболее удобном виде. АСДУ обеспечивает ведение оптимальныхрежимов в больших объединениях и повышает надёжность энергоснабжения.
АСДУ автоматизирует планированиеи организацию диспетчерского управления. При проектировании АСДУ стремитсявыдержать определённое единство, поскольку системы АСДУ должнывзаимодействовать друг с другом.
Выдерживается единство разныхуровней управления — общий набор решаемых задач, единство методов решения этихзадач, единообразное программное и информационное обеспечение.
Диспетчерское управлениеосуществляется на основе подчинения нижних уровней управления верхним. Задачиуправления, решаемые на каждом уровне иерархии, специфичны, но цель одна — обеспечениепотребителей электроэнергией требуемого качества, в необходимом объеме и снаименьшими издержками. Экономическая самостоятельность регионов и рыночныеотношения накладывают отпечаток на решение задачи управления и оптимизации,которое во временном аспекте можно разделить на три основных этапа.
Общая характеристика оптимизационных задач,решаемых АСДУ
1. Прогнозирование суточногографика изменения нагрузки.
Решение этой задачи возможно,так как поведение нагрузки имеет определенные закономерности и тенденции. Прогнозированиеосновывается на изучении и анализе статической информации о предыдущих режимахэнергосистемы. Чем точнее составлен прогноз, тем точнее будет решена следующаязадача.
2. Планирование суточныхграфиков работы электростанций.
Это заключается в заданиистанциям таких графиков, следуя которым, обеспечивается минимальный расходтоплива в энергосистеме при надлежащим качестве электроэнергии и надежностиэлектроснабжения.
Следует различать краткосрочноеи долгосрочное прогнозирование и планирование.
Планирование диспетчерскихграфиков работы электростанций состоит из следующих основных этапов:
планирование режимов ГЭС сзаданными гидроресурсами;
выбор и планирование на суткиоптимального состава оборудования электростанций с учетом заявок на текущийремонт;
экономичное распределениенагрузки между агрегатами при заданном составе оборудования на каждый час.
3. Оперативная коррекция режимов.
Вследствие недостаточнойточности учета случайных возмущений фактическое поведение нагрузки отличаетсяот прогнозируемого. Поэтому для поддержания нормальной частоты возникающиенебалансы мощности должны восприниматься одной или несколькими станциями. Происходитнепрерывное регулирование частоты, однако чем сильнее отклонение нагрузки отпрогнозируемой, тем существеннее отклонение от оптимального режима.
Кроме перечисленных основныхзадач, решается и ряд других, таких как: оперативная оценка правильностинастройки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, ввод режимав допустимую область, информационно-справочные задачи. К последним относятся: статическаяобработка информации н выдача, сведений в удобном для диспетчера виде; ежечаснаярегистрация основных параметров электрической системы и нормирование массивовинформации для прогнозирования нагрузки и отображения режима и др.1. Подготовка исходных данных для оптимизациирежимов энергосистемы
ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫЭЛЕМЕНТОВ И РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В основу контрольного заданияположена единая схема энергосистемы, представленная на рис.1.
/>
Рисунок 1 — Схемаэнергосистемы
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Таблица 1. Характеристиканагрузки
Номер
нагрузки Н-1 Н-2 Н-3 Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8
Отрасль
промышленности Станкостроение Машиностроение Автомобилестроение Сельское хозяйство Коммунально-бытовая Деревообрабатывающая Черная металлургия Химическая
Тмах, час 6900 5800 5300 5000 5400 5600 8000 7600
Рмах, МВт 35 19 45 55 55 60 260 424
/> 0,86 0,82 0,86 0,82 0,82 0,82 0,81 0,88
Таблица 2. Длины ВЛЭП — 220 кВ,(км) Обозначение ЛЭП Л-1 Л-2 Л-3 Л-4 Л-5 Л-6 Л-7 Л-8 Л-9 Длина 55 59 28 42 44 51 39 49 29 Марка провода АСО-240
Таблица 3. Параметрытурбогенераторов на электростанциях
Номер
электростанции Тип агрегата
Номинальная
мощность
генератора
Sн. ген, МВА
Uном,
кВ
Удельная
расходная
характеристика
агрегата
b/ (2,5/>10-4), тут/кВт/>ч
/>
Удельная
повреждаемость />,
раз/год
ЭС-1
ЭС-2
ТВФ-100
ТВВ-200
117,5
235
10,5
15,75
0,38+Р2,8
0,44+Р3,4
0,85
0,85
0,015
0,002
Таблица 4. Типовыеграфики нагрузки активной мощности для рабочего дня№ варианта 2 Откл. ТГ на эл. Станции ЭС-1 Откл. ВЛЭП Л-6
Таблица 5. Параметры ВЛЭПОбозначение ВЛЭП Л-1 Л-2 Л-3 Л-4 Л-5 Л-6 Л-7 Л-8 Л-9 L, км 55 59 28 42 44 51 39 49 29 Ri, Ом 6,49 6,962 3,304 4,956 5, 192 6,018 4,602 5,782 3,422 Xi, Ом 23,925 25,665 12,18 18,27 19,14 22,185 16,965 21,315 12,615
Bi, мкСм -143,22 -153,64 -72,91 -109,37 -114,58 -132,8 -101,56 -127,6 -75,516
Марка провода — АСО-240 (R0= 0,121 Ом/км; Х0= 0,435 Ом/км; В0= 2,6/>10-6 См/км;).1.1 Прогнозирование суточных графиков нагрузкиэнергосистемы для активной, реактивной и полной мощностей и определение иххарактеристик
Цель работы: Ознакомиться с методамипрогнозирования графиков нагрузки энергосистемы и отдельных отраслейпромышленности; изучить и определить их основные характеристики; составитьсуточные графики активной, реактивной и полной нагрузок для рабочего дня,годовой график по продолжительности активной нагрузки для энергосистемы и найтизначения желаемых напряжений у потребителей.
Графиками электрических нагрузокназываются зависимости изменения активной мощности P (t), реактивной мощности Q (t) или полной мощности S (t) вовремени. Мощность, потребляемая электроприемниками, является величинойпеременной, т.к на нее влияет множество факторов. Например, время суток, времягода, температура окружающей среды, освещенность, характер телевизионныхпередач и т.п. Графики электрических нагрузок обычно получают в виде графиков спомощью регистрирующих приборов или в табличной форме, более удобной для ихматематического описания и анализа.
При прогнозировании графиковнагрузки учитывается характер изменения во времени нагрузки отдельныхэнергоузлов, который зависит от ритма производства и влияния естественныхфакторов: наружной температуры и освещенности, а также от случайных изменений втехнологических процессах, метеорологических и экологических условиях. Ритмпроизводства, в свою очередь, обусловлен числом рабочих смен: одно-, двух — итрехсменные.
Графики нагрузки позволяют проводить анализ работы электроустановок, длясоставления прогнозов электропотребления, планирование ремонтов оборудования, атакже в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.
Таблица 6. Суточныеграфики активной нагрузки для каждой отрасли промышленности и в целом дляэнергосистемы. Время Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и системы в целом для каждого интервала времени, МВт Н-1 Н-2 Н-3 Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8 система 00-02 16,45 16,53 30,15 41,25 27,5 21,6 215,8 394,32 763,6 02-04 16,45 16,53 20,25 44 27,5 19,8 215,8 381,6 741,93 04-06 16,45 16,53 19,8 40,15 33 19,2 215,8 402,8 763,73 06-08 28,35 16,53 27,9 34,65 49,5 30 260 402,8 849,73 08-10 35 19 45 55 55 60 260 424 953 10-12 29,75 17,86 36,9 41,25 55 51 234 394,32 860,08 12-14 29,75 17,86 40,95 35,75 44 49,8 234 381,6 833,71 14-16 35 19 45 55 44 49,8 241,8 424 913,6 16-18 28,7 17,48 29,7 46,75 55 48 247 402,8 875,43 18-20 25,9 17,48 34,65 38,5 55 46,2 234 381,6 833,33 20-22 26,6 17,48 34,2 27,5 49,5 45 215,8 381,6 797,68 22-00 24,5 16,53 35,1 38,5 38,5 28,8 215,8 381,6 779,33
Таблица 7. Суточныеграфики реактивной нагрузки для каждой отрасли промышленности и в целом для энергосистемы.Время Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и системы в целом для каждого интервала времени, МВАр Н-1 Н-2 Н-3 Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8 система 00-02 9,761 11,538 17,890 28,793 19, 195 15,077 156,237 212,831 471,321 02-04 9,761 11,538 12,016 30,712 19, 195 13,820 156,237 205,966 459,245 04-06 9,761 11,538 11,749 28,025 23,034 13,402 156,237 217,408 471,153 06-08 16,82 11,538 16,555 24,186 34,551 20,940 188,237 217,408 530,237 08-10 20,76 13,262 26,701 38,390 38,390 41,880 188,237 228,851 596,480 10-12 17,65 12,466 21,895 28,793 38,390 35,598 169,413 212,831 537,040 12-14 17,65 12,466 24,298 24,954 30,712 34,761 169,413 205,966 520,223 14-16 20,76 13,262 26,701 38,390 30,712 34,761 175,060 228,851 568,505 16-18 17,03 12, 201 17,623 32,632 38,390 33,504 178,825 217,408 547,613 18-20 15,36 12, 201 20,560 26,873 38,390 32,248 169,413 205,966 521,020 20-22 15,78 12, 201 20,293 19, 195 34,551 31,410 156,237 205,966 495,637 22-00 14,53 11,538 20,827 26,873 26,873 20,103 156,237 205,966 482,954
Таблица 8. Суточныеграфики полной нагрузки для каждой отрасли промышленности и в целом дляэнергосистемы. Время Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и системы в целом для каждого интервала времени, МВА Н-1 Н-2 Н-3 Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8 система 00-02 19,128 20,159 35,058 50,305 33,537 26,341 266,420 448,091 899,04 02-04 19,128 20,159 23,547 53,659 33,537 24,146 266,420 433,636 874,23 04-06 19,128 20,159 23,023 48,963 40,244 23,415 266,420 457,727 899,08 06-08 32,965 20,159 32,442 42,256 60,366 36,585 320,988 457,727 1003,49 08-10 40,698 23,171 52,326 67,073 67,073 73,171 320,988 481,818 1126,32 10-12 34,593 21,780 42,907 50,305 67,073 62, 195 288,889 448,091 1015,83 12-14 34,593 21,780 47,616 43,598 53,659 60,732 288,889 433,636 984,50 14-16 40,698 23,171 52,326 67,073 53,659 60,732 298,519 481,818 1077,99 16-18 33,372 21,317 34,535 57,012 67,073 58,537 304,938 457,727 1034,51 18-20 30,116 21,317 40,291 46,951 67,073 56,341 288,889 433,636 984,62 20-22 30,930 21,317 39,767 33,537 60,366 54,878 266,420 433,636 940,85 22-00 28,488 20,159 40,814 46,951 46,951 35,122 266,420 433,636 918,54
Примеры построения графиковнагрузки для активной, реактивной и полной мощностей приведены на рисунках:
/>
Рисунок 2 — Графикактивной мощности нагрузки 1.
/>
Рисунок 3 — Графикреактивной мощности нагрузки 1.
/>
Рисунок 4 — График полноймощности нагрузки 1.
Количественные характеристикиграфиков электрической нагрузки />/> - желаемое напряжение длякаждой ступени графика, где j — номер (обозначение) нагрузки или подстанции; i- номер ступени графика нагрузки; mj — отклонение напряжения вцентре питания j-ой нагрузки в максимальном режиме, обусловленное ПУЭ, mj =0,05 для электрических сетей с Uном £10 кВ и mj = 0,1 для Uном ³35 кВ;
/> -максимальная и минимальная величины активной мощности нагрузки для суточногоили годового графика нагрузки в МВт; /> - среднесуточнаямощность нагрузки, где Pi и ti — мощность ипродолжительность нагрузки для i-ой ступени графика нагрузки; n — общее числоступеней суточного или годового графика нагрузки, åti = 24 часа — для суточного графика; /> - среднеквадратичнаямощность; /> - коэффициент заполнения графика нагрузки или плотность графиканагрузки; /> - коэффициент неравномерности графика нагрузки; /> - коэффициент формы (конфигурации) графика нагрузки; /> - коэффициент участия i-ой нагрузки вмаксимуме системы, где /> - активнаямощность i-ой нагрузки в час максимума системы; /> [365/>] =/> = Aг/Pmax — годовое время использованиямаксимальной нагрузки; /> = [365/>] = /> - годовое времяиспользования максимальных потерь активной мощности.
Таблица 10. Количественныехарактеристики графиков активной нагрузкиОбозначения характеристик графиков
Значения параметров графиков активной нагрузки
для разных отраслей и энергосистемы в целом Энергосистема Н-1 Н-2 Н-3 Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8
Pср, МВт 26,075 17,401 33,300 41,525 44,458 39,100 232,483 396,09 830,43
Pск, МВт 26,830 17,423 34,233 42,216 45,604 41,414 233,058 396,38 832,72
Кф 1,029 1,001 1,028 1,017 1,026 1,059 1,002 1,001 1,003
Кзап 0,745 0,916 0,740 0,755 0,808 0,652 0,894 0,934 0,909
Кнер 0,470 0,870 0,440 0,500 0,500 0,320 0,830 0,900 1,231
Аг, МВт/>ч 228417 152431 291708 363759 389455 342516 2036554 3469719 7274560
Tmax, ч 6526 8023 6482 6614 7081 5709 7833 8183 7963
Построение годового графика попродолжительности активной нагрузки для энергосистемы
Годовой график строится на основе характерных суточных графиков завесенне-летний и осенне-зимний период. Это пример упорядоченного графика,т.е. такого, в котором все значения нагрузки расположены в порядке убывания(рис.5). Такой график показывает длительность работы в течение года с различнойнагрузкой. Начальная ордината этого графика равна максимальной нагрузке. Посуточным графикам с учетом количества различных типов суток в году для каждогозначения мощности нагрузки суммируем время, в течение которого данная нагрузкаимела место в течение года. В начале определяется время, в течение которого этанагрузка имела максимальное значение, а затем отрезки времени для другихзначений мощности нагрузки, берущиеся в порядке убывания. В результате имеемгодовой график, нагрузки, который показывает продолжительность работы приданной нагрузке. Поэтому такой график называют графиком по продолжительности.
По годовому графику определяется максимальное время использованиянагрузки:
/>
Рисунок 5 — Годовойграфик по продолжительности активной нагрузки.
Составление приближенногобаланса активной мощности.
Выбрать число агрегатов заданноймощности на электростанциях из условия выполнения баланса активной мощности. Особенностьэлектроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергииот источников к потребителям и невозможности накапливания выработаннойэлектроэнергии в заметных количествах. В каждый момент времени в установившемсярежиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равнуюмощности потребителей, и покрывать потери в сети — должен соблюдаться балансвырабатываемой и потребляемой мощности. Число агрегатов на электростанцияхследует выбирать из условия соблюдения баланса активной мощности:
/>
где /> — установленнаямощность генераторов на ЭС-1 и ЭС-2, МВт; Ртреб — мощность,необходимая для покрытия всех нагрузок и потерь активной мощности, МВт.
Для заданной схемы энергосистемы(рис.1) /> можно найти изследующих выражений:
/>
/>
Здесь kDРтр,kDРл, kсн,kрез — коэффициенты, учитывающие потери активной мощности втрансформаторах и ВЛЭП и нагрузки электроприемников собственных нуждэлектростанций
kDРтр=1,02;kDРл=1,08; kсн=1,1; kрез=1,1./>
Число агрегатов наэлектростанциях:
/> />;
принимаем в энергосистеме-1 n=5агрегатов, />;
принимаем в энергосистеме-2 n=4 агрегатов.
/>
Проверка правильности выборачисла агрегатов на электростанциях осуществляется путем сравнения:
/>
Требуемая мощность вычисляетсяпо формуле:
/>
/> /> МВт.
Сравниваем по наибольшейтребуемой мощности.
В качестве вырабатываемоймощностью в данном случае принимается сумма установленных мощностей первой ивторой электростанций за вычетом мощности одного, наиболее мощного, агрегата:
/>.
/> МВт.1.2 Выбор трансформаторов на электростанциях иподстанциях
Выбор числа и номинальноймощности трансформаторов производится таким образом, чтобы была обеспеченавозможность надежного электроснабжения потребителей всех категорий при наиболееэффективном использовании выбранной мощности трансформаторов. При питаниипотребителей I, II категорийколичество трансформаторов должно быть не менее двух, а их мощностьопределяется из соотношения:
/>
где Pmax — максимальное значение активной нагрузки; n — число параллельно работающих трансформаторов; β — коэффициент допустимой перегрузки. Приближенно:
/>
где R =1.882 — районныйкоэффициент.
Принимается, что генераторыэлектростанции 1 работают на общие (сборные) шины на генераторном напряжении. Вэтом случае количество трансформаторов здесь может быть любым, но не менее двух.Расчетную мощность одного трансформатора S можноопределить по формуле.
Поскольку нагрузка Н — 7подключена непосредственно на шины генераторного напряжения, то ее мощность непротекает по трансформаторам связи.
Таким образом:
/>
На электростанции ЭС-2установлены блоки «генератор-трансформатор». Поэтому числотрансформаторов здесь соответствует числу агрегатов, а номинальная мощностьопределяется из условия
/>
Произведем расчет мощности ивыберем трансформаторы для подстанций и энергостанций схемы энергосистемы:
ПС1:
/>
/>
Выбираем ТДЦ 40000/220
ПС2:
/>
/>
Выбираем ТДЦ 40000/220
ПС3:
/>
/>
Выбираем ТДЦ 40000/220
ПС4:
/>
/>
Выбираем ТДЦ 63000/220
ПС5:
/>
Выбираем АТДЦТН 125000/220/110
ЭС1:
/>
Выбираем ТДЦ 125000/242
ЭС1:
/>
Выбираем ТДЦ 250000/242
Сведем данные по трансформаторамв таблицы:
Таблица 11. Данныетрансформатора ТДЦ 40000/220.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> МВА кВ кВ кВт кВт % % Ом Ом кВАр 40 230 11-11 170 50 12 0.9 5,6 158,7 360
Таблица 12. Данныетрансформатора ТДЦ 63000/220.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> МВА кВ кВ кВт кВт % % Ом Ом кВАр 63 230 11-11 300 82 12 0.8 3.9 100,7 504
Таблица 13. Данныеавтотрансформатора АТДЦТН 125000/220/110.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> МВА кВ кВ кВ % % % кВт кВт % 125 230 121 10.5 11 31 19 290 85 0.5
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> Ом Ом Ом Ом Ом Ом кВАр 0.5 0.5 1 48.6 82.5 625
Таблица 14. Данные трансформатораТДН 125000/220.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> МВА кВ кВ кВт кВт % % Ом Ом кВАр 125 242 10.5 380 135 11 0.5 1.4 51.5 625
Таблица 15. Данные трансформатораТДН 250000/220.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> МВА кВ кВ кВт кВт % % Ом Ом кВАр 250 242 15.75 650 240 11 0.45 0.65 25.7 1125 1.3 Расчет и построение расходных характеристикагрегатов и электростанции в целом. Определение параметров ВЛЭП
Рассчитать и построить расходныехарактеристики ЭС, исследовать их свойства.
В качестве целевой функции взадаче оптимизации используется минимум затрат на производство и распределениеэлектроэнергии. Постоянная часть этих затрат содержит издержки на ремонт иэксплуатацию оборудования, заработную плату персонала и практически не зависитот энергетического режима. Переменная часть издержек, называется топливнойсоставляющей, связана с затратами на приобретение, транспортировку и подготовкутоплива.
В зависимости от того какактивная генерация будет распределена между электростанциями, издержки натопливо будут различными. Издержки на топливо на каждой электростанцииопределяются ее расходом топлива.
Расход топлива в единицу временисвязан с выдаваемой станцией мощностью — расходной характеристикой станции. Расходныехарактеристики станции зависят от типа регулирования теплового оборудования иявляются сложными нелинейными характеристиками.
Расходные характеристикиэлектростанций Вк = f (Pk) строятся по выражению:
/>
где
nk- число агрегатов на к-ой станции;
βk- удельная расходная характеристикаагрегата для k-ой станции, тут/кВт·ч.
Для ЭС-1: />,
Для ЭС-2: />,
Для построения графиковрезультаты расчета сводим в таблицу 16-17:
Таблица 16. Расходныехарактеристики агрегатов. Pн В DB/DP B/P 8,813 0,095 0,0066 0,0108 17,625 0,096 0,023 0,0055 26,438 0,099 0,0478 0,0037 35,25 0,104 0,0802 0,0029 44,063 0,111 0,1198 0,0025 52,875 0,122 0,1663 0,0023 61,688 0,136 0,2195 0,0022 70,5 0,155 0,2791 0,0022 79,313 0,178 0,345 0,0022 88,125 0, 207 0,4171 0,0023 96,938 0,241 0,4951 0,0025 105,75 0,281 0,5791 0,0027 114,563 0,328 0,6688 0,0029 123,375 0,382 0,7643 0,0031 132,188 0,443 0,8653 0,0033 141 0,512 0,9719 0,0036 149,813 0,589 1,084 0,0039 158,625 0,674 1, 2014 0,0043 167,438 0,769 1,3242 0,0047
Таблица 17. Расходныехарактеристики агрегатов. Pн В DB/DP B/P 17,625 0,11 0,0017 0,0062 35,25 0,11 0,009 0,0031 52,875 0,112 0,0237 0,0021 70,5 0,114 0,0473 0,0016 88,125 0,119 0,0807 0,0013 105,75 0,127 0,1251 0,0012 123,375 0,138 0,1811 0,0011 141 0,154 0,2494 0,0011 158,625 0,176 0,3309 0,0011 176,25 0, 204 0,4262 0,0011 193,785 0,24 0,5357 0,0012 211,5 0,285 0,6601 0,0013 229,125 0,339 0,7999 0,0015 246,75 0,405 0,9556 0,0016 264,375 0,483 1,1277 0,0018 282 0,575 1,3166 0,002 299,625 0,681 1,5228 0,0023 317,25 0,804 1,7467 0,0025 334,875 0,944 1,9887 0,0028
/>
Рисунок 6 — Зависимостьрасхода топлива от мощности нагрузки.
/>
Рисунок 7 — Зависимость В/Р=f (Рк).
/>
Рисунок 8 — Зависимостьрасхода топлива от мощности нагрузки.
/>
Рисунок 9 — ЗависимостьВ/Р=f (Рк).
В таблицах 18,19 представленырасходные характеристики электростанций.
Таблица 18. Расходныехарактеристики ЭС1. Pн В DB/DP B/P 8,813 0,475 0,033 0,054 17,625 0,48 0,115 0,0275 26,438 0,495 0,239 0,0185 35,25 0,52 0,401 0,0145 44,063 0,555 0,599 0,0125 52,875 0,61 0,8315 0,0115 61,688 0,68 1,0975 0,011 70,5 0,775 1,3955 0,011 79,313 0,89 1,725 0,011 88,125 1,035 2,0855 0,0115 96,938 1, 205 2,4755 0,0125 105,75 1,405 2,8955 0,0135 114,563 1,64 3,344 0,0145 123,375 1,91 3,8215 0,0155 132,188 2,215 4,3265 0,0165 141 2,56 4,8595 0,018 149,813 2,945 5,42 0,0195 158,625 3,37 6,007 0,0215 167,438 3,845 6,621 0,0235 176,25 4,365 7,2615 0,025
Таблица 19. Расходныехарактеристики ЭС2. Pн В DB/DP B/P 17,625 0,44 0,0068 0,0248 35,25 0,44 0,036 0,0124 52,875 0,448 0,0948 0,0084 70,5 0,456 0,1892 0,0064 88,125 0,476 0,3228 0,0052 105,75 0,508 0,5004 0,0048 123,375 0,552 0,7244 0,0044 141 0,616 0,9976 0,0044 158,625 0,704 1,3236 0,0044 176,25 0,816 1,7048 0,0044 193,785 0,96 2,1428 0,0048 211,5 1,14 2,6404 0,0052 229,125 1,356 3, 1996 0,006 246,75 1,62 3,8224 0,0064 264,375 1,932 4,5108 0,0072 282 2,3 5,2664 0,008 299,625 2,724 6,0912 0,0092 317,25 3,216 6,9868 0,01 334,875 3,776 7,9548 0,0112 352,5 4,408 8,9972 0,0124
/>
Рисунок 10 — Зависимостьрасхода топлива от мощности нагрузки.
/>
Рисунок 11 — ЗависимостьВ/Р=f (Рк).
/>
Рисунок 12 — Зависимостьрасхода топлива от мощности нагрузки.
/>
Рисунок 13 — ЗависимостьВ/Р=f (Рк).
Количество питающих линий длянагрузок определяется как:
/>
где Рпр — пропускная способность линии, взятая из таблицы 20.
Таблица 20. Напряжение линии Сечение провода Передаваемая мощность, МВт Длина линии Электропередач, км
U, кВ
h, мм Натуральная
При плотности тока 1.1 А/мм2 Предельная при КПД=0.9 Средняя (между двумя соседними пс) 10 - - 5 - - 35 16 — 150 - 12 50 - 110 70 — 240 30 13 — 45 80 25 220 240 — 400 135 90 — 150 400 100 330 3×300 — 3×500 360 270 — 450 700 130 500 5×300 — 3×500 900 770 — 1300 1200 280 750 5×300 — 5×400 2100 1500 — 2000 2200 300 1150 8×300 — 8×500 5200 4000 — 6000 3000 -
Для нагрузки Н7:
/>
Для нагрузки Н8:
/>
2. Определение коэффициентов формулы потерьактивной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощностимежду электростанции по критерию: «Минимум потерь активной мощности»
Критерием экономичногораспределения активной мощности является минимум затрат на ведение режимаэнергосистемы, который характеризуется равенством удельных приростов этихзатрат.
Распределение активных мощностеймежду электростанциями ведётся с учётом изменения потерь в сетях. Для этогонеобходимо знать коэффициенты распределения активных мощностей С1,С2, С12.
Данные коэффициенты определитсядля часа максимума системного графика нагрузки и ремонтного режима. Сделать этоможно аналитически при помощи метода наложения.
Для каждого из вышеперечисленныхрежимов следует произвести расчет потоков мощности в сетевой части схемы (рис.2)при поочередном питании от обеих станций:
1) питание осуществляется отЭС-1;
2) питание осуществляется отЭС-2.
Расчет потоков мощности можнопроизвести по любой из программ расчета установившегося режима, например попрограмме DAKAR.
/>
Рисунок 13 — Расчётная схема энергосистемы.
Расчет потоков мощности можнопроизвести по любой из программ расчета установившегося режима, например попрограмме DAKAR.
Далее определяются частичныепотоки активной мощности в относительных единицах, когда одна из электростанцийотключена:
/>, />
Для режима, соответствующегочасу максимума:
/>,/>
По результатам расчетов следуетзаполнить таблицу 20.
Таблица 21. Коэффициентыраспределения активной мощности.
№
ЛЭП
Rлi, Ом
k1i
k2i
k1ik1iRлi
k2ik2iRлi
k1ik2iRлi 1 6,490 -0,128 -0,127 0,107 0,105 0,106 2 6,962 0,244 -0,169 0,415 0, 198 -0,287 3 3,304 0,273 -0,106 0,246 0,037 -0,095 4 4,956 0,473 -0,187 1,110 0,174 -0,439 5 5, 192 -0,211 0,356 0,231 0,657 -0,390 6 6,018 0,092 -0,046 0,050 0,013 -0,025 7 4,602 -0,057 -0,013 0,015 0,001 0,003 8 5,782 -0,047 0,188 0,013 0, 205 -0,051 9 3,422 0,093 -0,109 0,029 0,040 -0,034 2,217 1,429 -1,213
Просуммировав элементы по 5, 6 и7 столбцам получаем искомые коэффициенты распределения активной мощности сетиС1, С2, С12.
Таблица 22. Коэффициентыраспределения активной мощности для аварийного режима
. №
ЛЭП
Rлi, Ом
k1i
k2i
k1ik1iRлi
k2ik2iRлi
k1ik2iRлi 1 6,490 -0,106 0,159 0,072 0,164 -0,109 2 6,962 0,272 -0,129 0,515 0,115 -0,244 3 3,304 0,303 -0,108 0,304 0,038 -0,108 4 4,956 0,437 -0,156 0,948 0,120 -0,338 5 5, 192 -0,263 0,285 0,359 0,422 -0,389 6 6,018 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 7 4,602 -0,101 0,016 0,047 0,001 -0,008 8 5,782 -0,009 0,122 0,001 0,085 -0,007 9 3,422 0,050 -0,072 0,009 0,018 -0,012 2,25526 0,96481 -1,21451
3. Экономичное распределение активной нагрузкимежду электростанциями по критерию равенства относительных приростов расходаусловного топлива с учетом сетевого фактора. Построение суточных графиковактивных мощностей для электростанции
В рассматриваемой энергосистемерегулирование частоты следует поручить одной из электростанций, которуюназывают регулирующей.
Это необходимо для того, чтобывыделить станцию, работающую с относительно постоянной нагрузкой, в базовойчасти графика нагрузки энергосистемы.
Для того чтобы выбратьрегулирующую станцию необходимо найти резервы мощности в час максимальнойнагрузки.
Резервную мощность каждойэлектростанции можно определить следующим образом:
/>/>/>
Установленная мощность станций:
/> />
Рэк — беретсяиз расчетов распределения активной мощности в энергосистеме (для максимальногорежима).
/>
/>
В качестве регулирующейвыбирается электростанция, имеющая большую резервную мощность, другаяэлектростанция будет работать в базовом режиме, с постоянной мощностью.
/>
Рисунок 13 — Уточнённые суточные графики электростанций.
Таблица 23. Уточненные данныедиспетчерского графика нагрузок.
Рсист, МВт
Рст1, МВт
Рст2, МВт 974,92 459,78 515,14 2 974,92 459,78 515,14 2 950,95 459,78 491,17 4 950,95 459,78 491,17 4 977,74 459,78 517,96 6 977,74 459,78 517,96 6 1082,73 459,78 622,95 8 1082,73 459,78 622,95 8 1145,5 459,78 685,72 9 1145,5 459,78 685,72 9 1145,5 395,38 750,12 10 1145,5 395,38 750,12 10 1088,63 459,78 628,85 12 1088,63 459,78 628,85 12 1055,77 459,78 595,99 14 1055,77 459,78 595,99 14 1150,31 459,78 690,53 16 1150,31 459,78 690,53 16 1113,04 459,78 653,26 18 1113,04 459,78 653,26 18 1058,38 459,78 598,6 20 1058,38 459,78 598,6 20 1010,71 459,78 550,93 22 1010,71 459,78 550,93 22 986,63 459,78 526,85 24 986,63 459,78 526,85
Литература
1. Баркан Я.О. Эксплуатацияэнергосистем. — М.: Высшая школа, 1990. — 304 с.
2. Правила технической эксплуатацииэлектрических станций и сетей. — М.: Энергия, 2002. — 288 с.
3. Совалов С.А. Режимы единойэнергосистемы. — М.: Энергия, 1983. — 384 с.
4. Маркович И.М. Режимыэнергетических систем. — М.: Энергия, 1969. — 352 с.