Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Критерием экономичного распределения активной мощности является минимум затрат на ведение режима энергосистемы, который характеризуется равенством удельных приростов этих затрат, численно равных неопределенному множителю Лагранжа. Нелинейное уравнение экономического распределения активных нагрузок между электростанциями имеет следующий вид: Прогнозирование суточного графика изменения нагрузки… Читать ещё >

Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Курсовая работа

«Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами»

Содержание Введение

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

1.1 Характеристики и параметры элементов и режима энергосистемы

1.2 Прогнозирование суточных графиков нагрузки энергосистемы для активной, реактивной и полной мощностей. Определение их характеристик

1.3 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях и электростанциях агрегатов на электростанциях

1.4 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов и электростанций в целом

2. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономичное распределение активной мощности между электростанциями по критерию: «минимум потерь активной мощности»

3. Расчет оптимальных установившихся режимов с использованием вычислительного комплекса «ДАКАР»

Заключение

Список литературы

Введение

Роль АСДУ в управлении режимами энергосистем.

Технический процесс производства, распределения и передачи электрической энергии определяется большим числом регулируемых параметров и зависит от внешних возмущающих воздействий. Характер реакции системы и ее поведение зависит как от задания возмущения, так и от скорости ее изменения.

Цель управления АСДУ: краткое рассмотрение реакции системы на большие и малые возмущения позволяет сформировать задачу диспетчерского управления как координацию работы всех элементов системы и видов автоматики с целью обеспечения критерия оптимальности (минимума издержек), а также определение комплекса мероприятий по улучшению технико-экономических показателей послеаварийных режимов и переходу к нормальным (оптимальным) режимам.

Общая характеристика оптимизационных задач, решаемых АСДУ.

Основные задачи АСДУ в порядке их последовательного решения.

1. Прогнозирование суточного графика изменения нагрузки. Решение этой задачи возможно, так как поведение нагрузки имеет определенные закономерности и тенденции. Прогнозирование основывается на изучении и анализе статической информации о предыдущих режимах энергосистемы. Чем точнее составлен прогноз, тем точнее будет решена следующая задача.

2. Планирование суточных графиков работы электростанций. Это заключается в задании станциям таких графиков, следуя которым обеспечивается минимальный расход топлива в энергосистеме при надлежащим качестве электроэнергии и надежности электроснабжения.

Следует различать краткосрочное и долгосрочное прогнозирование и планирование.

Планирование диспетчерских графиков работы электростанций состоит из следующих основных этапов:

— планирование режимов ГЭС с заданными гидроресурсами;

— выбор и планирование на сутки оптимального состава оборудования электростанций с учетом заявок на текущий ремонт;

— экономичное распределение нагрузки между агрегатами при заданном составе оборудования на каждый час.

3. Оперативная коррекция режимов. Вследствие недостаточной точности учета случайных возмущений фактическое поведение нагрузки отличается от прогнозируемого. Поэтому для поддержания нормальной частоты возникающие небалансы мощности должны восприниматься одной или несколькими станциями. Происходит непрерывное регулирование частоты, однако чем сильнее отклонение нагрузки от прогнозируемой, тем существеннее отклонение от оптимального режима.

Кроме перечисленных основных задач, решается и ряд других, таких, как оперативная оценка правильности настройки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, ввод режима в допустимую область, информационно-справочные задачи.

К последним относятся: статическая обработка информации; регистрация основных параметров электрической системы и формирование массивов информации для прогнозирования нагрузки, отображения режима и т. д.

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

1.1 Характеристики и параметры элементов и режима энергосистемы Рисунок 1. Схема энергосистемы Таблица 1

Номер нагрузки

Отрасль промышленности

Варианты

Наименование

Тмах, час

Pmax

os

Н — 1

Станкостроение

0.87

Н — 2

Машиностроение

0.88

Н — 3

Автомобилестроение

0.83

Н — 4

Сельское хозяйство

0.87

Н — 5

Коммунально-бытовая

0.90

Н — 6

Деревообрабатывающая

0.88

Н — 7

Черная металлургия

0.86

Н — 8

Химическая

0.88

Здесь Тмах — годовое число часов использования максимума нагрузки.

Таблица 2- Длины воздушных линий электропередач (ВЛЭП — 220 кВ)-Li (км)

Обозначение ЛЭП

Li (км)

Л — 1

Л — 2

Л — 3

Л — 4

Л — 5

Л — 6

Л — 7

Л — 8

Л — 9

Марка провода

АСО-240: R0=0,121 Ом/км; Х0=0,435 Ом/км; В0=2,6*10-6 См/км;

Таблица 3 — Параметры турбогенераторов на электростанциях.

Номер электростанции

Тип агрегата

Номинальная мощность генератора Sн. ген, МВA

Uном, кВ

/(2,5.10-4), тут/кВт-ч.

оs ном

Удельная повреждаемость ав, раз/год

ЭС — 1

ЭС — 2

ТВФ- 100

ТВВ — 200

117,5

10,5 15,75

0,38+P2,8 0,44+P3,4

0,85 0.85

0,015 0,002

— удельная расходная характеристика агрегата на электростанциях.

Таблица 4- Характеристики послеаварийного режима и факторов, влияющих на нагрузку

№ варианта

Откл. ТГ

ЭС-1

Откл. ВЛЭП

Л-8

у0, руб./кВт-ч

Похолодание на оС;

Изменение Н-5 в 20ч.,%

МВт/л

люкс

МВт/гр

у0 — удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Таблица 5 — Параметры ВЛЭП

Обозначение ВЛЭП

Л-1

Л-2

Л-3

Л-4

Л-5

Л-6

Л-7

Л-8

Л-9

L, км

Ri, Ом

3,751

5,082

5,929

2,904

7,018

3,751

4,598

2,904

5,324

Xi, Ом

13,485

18,27

21,315

10,44

25,23

13,485

16,53

10,44

19,14

Bi, мкСм

80,6

109,2

127,4

62,4

150,8

80,6

98,8

62,4

114,4

Qci, МВАр

3,901

5,285

6,166

3,02

7,298

3,901

4,782

3,02

5,536

1.2 Прогнозирование суточных графиков нагрузки энергосистемы для активной, реактивной и полной мощностей. Определение их характеристик Графики электрической нагрузки на примере активной мощности описываются следующими параметрами:

Pmax, Pmin — максимальная и минимальная мощности нагрузки (МВт).

2. Pср — среднесуточная мощность нагрузки Рср = (Pi • ti) / ti

где Pi и ti — мощность и продолжительность нагрузки для i-ой ступени графика нагрузки, — общее число ступеней суточного или годового графика нагрузки, ti = 24 часа.

Pск — среднеквадратичная мощность

Pcк = (Pi2 ti) / ti 0,5

4. Кзап — коэффициент заполнения графика нагрузки или плотность графика нагрузки (характеризует степень равномерности потребления электроэнергии в течение рассматриваемого промежутка времени — сутки или год)

Кзап = Рср / Рмах

5. Кнер — коэффициент неравномерности графика нагрузки Кнер = Рmin / Рмах

6. Кф — коэффициент формы (конфигурации) графика нагрузки Кф = Рск / Рср

7. Кмi — коэффициент участия i-ой нагрузки в максимуме системы Кмi = Рiмахc / Р мах

где Рiмахc — активная мощность i-ой нагрузки в час максимума системы.

8. Tmax — годовое время использования максимальной нагрузки

Tmax = 365 (Pi ti) Pmax = 365Тmax = Aг / Pmax

где Тmax — суточное время использования максимальной нагрузки.

Величина Тмахmax) соответствует времени, в течение которого при нагрузке, равной Pmax, потребители получили бы из сети такое же количество электроэнергии — Агсут), как и при работе по действительному графику в течение года (суток).

9. max — годовое время использования максимальных потерь активной мощности

max = 365 (Pi2 ti) / Р2мах = 365 max,

max — суточное время использования максимальных потерь активной мощности.

Величина max (max) соответствует времени, в течение которого при нагрузке, равной Pmax, нагрузочные (переменные) годовые (или суточные) потери электроэнергии в трансформаторах и ЛЭП — Аг.персут.пер) были равны потерям, найденным по действительному графику нагрузки для года (суток).

Таблица 6 — Графики активных нагрузок рабочего дня

Время (час) c ti и по ti+1

Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, МВт

Нагрузка энергосистемы, МВт

Н-1

Н-2

Н-3

Н-4

Н-5

Н-6

Н-7

Н-8

00 — 02

46,7

64,5

02 — 04

49,9

68,8

1010,6

04 — 06

45,5

62,8

1022,25

06 — 08

54,2

08 — 10

10 — 12

46,8

64,5

12 — 14

40,5

1030,2

14 — 16

16 — 18

52,9

73,25

1107,6

18 — 20

43,2

60,2

1034,6

20 — 22

22 — 00

43,9

60,2

1005,6

Рисунок 2. Годовой график по продолжительности активной нагрузки для энергосистемы Таблица 7 — Характеристики графиков активной нагрузки

Обозначения характеристик графиков

Значения параметров графиков активной нагрузки для разных отраслей и энергосистемы в целом

Н-1

Н-2

Н-3

Н-4

Н-5

Н-6

Н-7

Н-8

Энергосистема

(Piti), МВтч.

286,1

571,5

710,4

1177,8

1123,4

1558,3

8176,26

11 837,7

25 441,54

(Pi2ti), МВт2ч.

3610,4

22 222,1

8 904 782,2

Pmax, МВт

Pмin, МВт

7,52

22,62

26,8

48,75

316,23

491,04

Рср, МВт

11,92

23,81

29,60

49,08

46,81

64,93

340,68

493,24

1060,1

Pск, МВт

12,3

23,84

30,43

49,89

47,59

66,01

341,52

493,60

1065,2

Кф

1,03

1,00

1,03

1,02

1,02

1,02

1,00

1,00

8,11

Кзап

0,75

0,92

0,74

0,76

0,76

0,76

0,89

0,93

6,5

Кнер

0,47

0,87

0,67

0,75

0,50

0,50

0,83

0,93

5,58

Аг, МВтчас

9 286 162,8

Кмi

0,0133

0,0216

0,3 322

0,0539

0,0514

0,0714

0,31 644

0,4385

max, час

5147,5

7366,4

5069,5

5160,9

5160,9

5160,9

7038,59

7655,73

47 760,5

Tmax, час

6526,2

8022,70

6482,40

6613,8

6613,8

6613,8

7832,90

8183,30

56 888,94

Суточные графики реактивной мощности (в МВар) и полной мощности (в МВА) были построены с помощью следующих выражений:

Q = P tg, S = P / cos ,

и представлены в табл. 8 и 9.

Таблица 8 — Графики реактивных нагрузок рабочего дня

Время (час) c ti и по ti+1

Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, МВт

Нагрузка энергосистемы, МВт

Н-1

Н-2

Н-3

Н-4

Н-5

Н-6

Н-7

Н-8

00 — 02

4,48

12,42

18,09

27,44

22,3

34,83

186,4

265,1

571,16

02 — 04

4,48

12,42

12,06

29,12

23,7

37,2

186,4

256,5

561,98

04 — 06

4,48

12,42

12,06

26,32

21,7

33,9

186,4

568,426

06 — 08

7,28

12,42

16,75

22,96

18,75

29,25

224,7

603,257

08 — 10

8,96

14,04

26,8

36,4

29,77

46,5

224,7

285,3

672,3

10 — 12

7,84

12,96

22,11

27,44

22,32

34,8

202,3

265,2

595,1

12 — 14

7,84

12,96

24,12

23,52

19,34

30,2

202,3

256,6

576,8

14 — 16

8,96

14,04

26,8

36,4

29,76

46,44

285,4

656,4

16 — 18

7,28

12,96

17,42

30,8

25,3

39,2

213,5

617,85

18 — 20

6,72

12,96

20,77

25,76

20,83

32,50

202,3

256,5

578,4

20 — 22

6,72

12,96

20,1

18,48

14,88

23,2

186,4

256,5

539,3

22 — 00

6,16

12,42

20,77

25,76

20,83

32,5

186,4

256,5

561,5

Таблица 9 — Графики полных нагрузок рабочего дня

Время (час) c ti и по ti+1

Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, МВт

Нагрузка энергосистемы, МВт

Н-1

Н-2

Н-3

Н-4

Н-5

Н-6

Н-7

Н-8

00 — 02

9,19

26,14

32,53

56,32

51,66

73,29

367,4

557,9

1174,54

02 — 04

9,19

26,14

21,68

59,77

55,11

78,18

367,4

539,7

1157,3

04 — 06

9,19

26,14

21,68

54,02

50,28

71,34

367,4

570,4

1170,57

06 — 08

14,9

26,14

30,12

47,12

43,33

61,56

570,4

1236,71

08 — 10

18,4

29,54

48,19

74,71

68,88

97,72

1380,48

10 — 12

16,1

27,27

39,75

56,32

51,66

73,29

398,8

557,9

1221,2

12 — 14

16,1

27,27

43,37

48,27

44,77

63,52

398,8

539,7

1181,92

14 — 16

18,4

29,54

48,19

74,71

68,88

97,72

411,6

1349,09

16 — 18

14,9

27,27

31,32

63,22

58,55

83,06

420,9

570,4

1269,77

18 — 20

13,8

27,27

37,34

52,87

48,22

68,4

398,8

539,7

1186,53

20 — 22

13,8

27,27

36,14

37,93

34,44

48,86

367,4

539,7

1105,66

22 — 00

12,6

26,14

37,34

52,87

48,22

68,4

367,4

539,7

1152,85

Рисунок 3. Годовой график по продолжительности реактивной нагрузки для энергосистемы Рисунок 4. Годовой график по продолжительности полной нагрузки для энергосистемы

1.3 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях и электростанциях агрегатов на электростанциях Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах.

В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети — должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности.

По числу отходящих ВЛЭП 220 кВ распределим активную нагрузку, выдаваемую в сеть 220 кВ электростанциями:

РЭС-1 = 0,4 Рiмахc, РЭC-2 = 0,6 Рiмахc + Р8MAXC

где Рiмахc — значение i-ой нагрузки для часа максимума системы (таблица 5).

Для ЭС-1, на которой генераторы присоединены к шинам генераторного напряжения, выбираем число трансформаторов не менее двух и Sрасч определяется по формуле:

где Рмах = РЭС-1, а и cos заменяются средневзвешенными значениями, выводимыми на экран ЭВМ.

ЭС-2 является блочной электростанцией, поэтому Sрасч для выбора трансформаторов принимается равной полной номинальной мощности генератора, приведенной в таблице 3 исходных данных, а их количество равно числу блоков.

Полученные значения расчетных мощностей — Sрасч сравниваются со стандартной шкалой номинальных мощностей трансформаторов и по ней выбираются трансформаторы с ближайшей большей по отношению к Sрасч номинальной мощностью, по которой осуществляется выбор марки трансформатора и его паспортных данных.

Число агрегатов на электростанциях выбирается из условия выполнения баланса активной мощности в энергосистеме:

Рвыр = Pуст1 + Pуст2 Pтреб,

где Рвыр — возможная вырабатываемая мощность на электростанциях, МВт;

Pуст1 и Pуст2 — установленные мощности генераторов на ЭС-1 и ЭС-2, МВт;

Pтреб — мощность, необходимая для покрытия всех нагрузок и потерь активной мощности, МВт.

Для заданной схемы энергосистемы (Рис.1) Pуст1 и Pуст2 можно определить из следующих выражений:

где KPтр ,KPл , Kс/н, Kр — коэффициенты, учитывающие потери активной мощности в трансформаторах и ВЛЭП, нагрузку электроприемников собственных нужд и резерв на электростанциях,

kРтр=1,02; kРл=1,08; kс/н=1,1; kз=1,1.

МВт;

МВт.

Число агрегатов на электростанциях

(4)

;

принимаем в энергосистеме-1 n=7 агрегатов.

;

принимаем в энергосистеме-2 n=5 агрегатов.

Проверка правильности выбора числа агрегатов на электростанциях осуществляется путем сравнения:

Требуемая мощность вычисляется по формуле:

МВт.

МВт.

Сравниваем по наибольшей требуемой мощности.

В качестве вырабатываемой мощностью в данном случае принимается сумма установленных мощностей первой и второй электростанций за вычетом мощности одного, наиболее мощного, агрегата:

Pвыр = Pуст1 + Pуст2 = n1 Pном1 + (n2 — 1) Pном2 ;

Условие выполняется: Рвыр Pтреб.

Таблица 10 — Параметры выбранных трансформаторов

Расчетные данные

Справочные данные

№ ПС и ЭС

Рмах, МВт

сos

Sрасч, МВА

n, шт

Тип трансформа-тора

Uном, кВ

Pxх, кВт

Pк, кВт

Uк, %

Rт, Ом

Xт, Ом

Qxx, кВар

Диапазон регулир. напр %

ПС-1

1,58

0,87

11,61

ТРДН-40 000/220

Uнв=230

Uнн=11/11

5,6

158,7

81,5%

ПС-2

1,43

0,88

20,66

ТРДН-40 000/220

Uнв=230

Uнн=11/11

5,6

158,7

81,5%

ПС-3

1,59

0,83

30,22

ТРДН-40 000/220

Uнв=230

Uнн=11/11

5,6

158,7

81,5%

ПС-4

1,57

0,87

47,48

ТРДН-63 000/220

Uнв=230

Uнн=11/11

3,9

100,7

81,5%

ПС-5

1,53

0,89

108,86

АТДЦТН-125 000/

220/110

Uнв=230

Uсн=121

Uнн=11

Рксв=

Uквс=11

Uквн=45

Uксн=28

Rтв=

=0,52

Rтс=

=0,52

Rтн=

=3,2

Хтв=

=49

Хтс=0

Хтн=

=131

62%

ЭС-1

1,47

0,87

156,9

ТДЦ;

200 000/220

Uнв=242

Uнн=11

0,77

32,2

22,5%

ЭС-2

1,0

;

117,5

ТДЦ-125 000/220

Uнв=242

Uнн=10,5

1,4

51,5

22,5%

Для ПС1 в табл.11 и на рис. 5−7 отображены следующие характеристики:

Sрасч = f (), Sрасч = f1(Кзап) и = f (Кзап).

Таблица 11 — Характеристики Sрасч = f (), Sрасч = f1(Кзап) и = f (Кзап)

Кз

в

Sрасч, МВ•А

0,5

1,94

9,479

0,55

1,85

9,942

0,57

1,771

10,384

0,6

1,702

10,808

0,63

1,604

11,216

Рисунок 5. Зависимость расчетной мощности от коэффициента перегрузки Sрасч = f ()

Рисунок 6. Зависимость расчетной мощности от коэффициента заполнения Sрасч = f1(Кзап) Рисунок 7. Зависимость коэффициента перегрузки от коэффициента заполнения = f (Кзап)

1.4 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов и электростанций в целом

В табл. 12 и на рис. 8−10 представлены расходные характеристики агрегатов электростанции ЭС-1. Для ЭС-2 аналогичные результаты представлены в табл. 13 и на рис. 11−13.

Таблица 12 — Расходные характеристики агрегатов электростанции ЭС-1

Pн, МВт

В, т.у.т./час

dВ/dP, т.у.т./МВт•ч

B/P, т.у.т./МВт•ч

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

0,22

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

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

0,0046

176,25

0,873

1,4523

0,005

Рисунок 8. Зависимость расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-1

Рисунок 9. Зависимость относительного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-1

Рисунок 10. Зависимость абсолютного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-1

Таблица 13 — Расходные характеристики агрегатов электростанции ЭС-2

Pн, МВт

В, т.у.т./час

dВ/dP, т.у.т./МВт•ч

B/P, т.у.т./МВт•ч

17,625

0,11

0,0017

0,0062

35,25

0,11

0,009

0,031

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

0,154

0,2494

0,0011

158,625

0,176

0,3309

0,0011

176,25

0,204

0,4262

0,0012

193,875

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

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

352,5

1,102

2,2493

0,0031

Рисунок 11. Зависимость расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-2

Рисунок 12. Зависимость относительного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-2

Рисунок 13. Зависимость абсолютного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-2

Расходные характеристики электростанций Вк = f (Pk) строятся по выражению:

nk — число агрегатов на к-ой станции;

вk — удельная расходная характеристика агрегата для k-ой станции приведенная в таблице 1.1.3., тут/кВт· ч.

Для ЭС-1: ,

Для ЭС-2: ,

Для ЭС-1 в целом расходные характеристики представлены в табл. 14 и на рис. 14−16.

Для ЭС-2 в целом расходные характеристики представлены в табл. 15 и на рис. 17−19.

Таблица 14 — Расходные характеристики для ЭС-1 в целом

ЭС-1

Pн, МВт

В, т.у.т./час

dВ/dP, т.у.т./МВт•ч

B/P, т.у.т./МВт•ч

61,691

0,665

0,0462

0,0756

123,375

0,672

0,161

0,0385

185,066

0,693

0,329

0,0259

246,75

0,728

0,5614

0,0203

308,441

0,777

0,8386

0,0175

370,125

0,854

1,1641

0,0161

431,816

0,952

1,5365

0,0154

493,5

1,085

1,9537

0,0154

555,191

1,246

2,415

0,0154

616,875

1,449

2,9197

0,0161

678,566

1,687

3,4657

0,0175

740,25

1,967

4,0537

0,0189

801,941

2,296

4,6816

0,0203

863,625

2,674

5,3501

0,0217

925,316

3,101

6,0571

0,0231

3,584

6,8033

0,0252

1048,691

4,123

7,588

0,0273

1110,375

4,718

8,4098

0,0301

1172,066

5,383

9,2694

0,0322

1233,75

6,111

10,1661

0,035

Рисунок 14. Зависимость расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-1

Рисунок 15. Зависимость относительного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-1

Рисунок 16. Зависимость абсолютного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-1

Таблица 15 — Расходные характеристики для ЭС-2 в целом

ЭС-2

Pн, МВт

В, т.у.т./час

dВ/dP, т.у.т./МВт•ч

B/P, т.у.т./МВт•ч

88,125

0,55

0,0085

0,031

176,25

0,55

0,045

0,0155

264,375

0,56

0,1185

0,0105

352,5

0,57

0,2365

0,008

440,625

0,595

0,4035

0,0065

528,75

0,635

0,6255

0,006

616,875

0,69

0,9055

0,0055

0,77

1,247

0,0055

793,125

0,88

1,6545

0,0055

881,25

1,02

2,131

0,006

969,375

1,2

2,6785

0,006

1057,5

1,425

3,3005

0,0065

1145,625

1,695

3,9995

0,0075

1233,75

2,025

4,778

0,008

1321,875

2,415

5,6385

0,009

2,875

6,583

0,01

1498,125

3,405

7,614

0,0115

1586,25

4,02

8,7335

0,0125

1674,375

4,72

9,9435

0,014

1762,5

5,51

11,2465

0,0155

Рисунок 17. Зависимость расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-2

Рисунок 18. Зависимость относительного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-2

Рисунок 19 Зависимость абсолютного прироста расхода топлива от номинальной мощности агрегата на ЭС-2

2. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономичное распределение активной мощности между электростанциями по критерию: «минимум потерь активной мощности»

Критерием экономичного распределения активной мощности является минимум затрат на ведение режима энергосистемы, который характеризуется равенством удельных приростов этих затрат, численно равных неопределенному множителю Лагранжа. Нелинейное уравнение экономического распределения активных нагрузок между электростанциями имеет следующий вид:

Суммарные потери активной мощности определяются по формуле:

С1, С2, С12 — коэффициенты распределения активной мощности.

Данные коэффициенты определяются для часов максимума системного графика нагрузки, аналитически при помощи метода наложения, поочередным питанием от обеих станций.

Производится расчет потоков мощности в сетевой части схемы.

1) питание осуществляется от ЭС-1;

2) питание осуществляется от ЭС-2.

Исходные данные и результаты расчетов мощностей для данных режимов представлены ниже.

На основании выше изложенных расчетов определяются частичные потоки активной мощности в относительных единицах, когда одна из электростанций отключена

(БУ-1); (БУ-2)

где: (из распечаток) Для режимов, соответствующих часам максимума.

Максимальный режим:

=314,01+535,992+346=1196,013 МВт;

=200,661+152,766+177,343+441=1133,437 МВт.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 16 — Коэффициенты распределения активной мощности в максимальном режиме

№ ЛЭП

Rлi Ом

K1i

K2i

K1iK1iRлi

K2iK2iRлi

K1iK2iRлi

6,49

— 0,12 441

0,177 038

0,100 445

0,203 412

— 0,14 294

6,962

— 0,21 615

0,134 781

0,32 527

0,126 471

— 0,20 282

3,304

0,262 557

0,10 577

0,227 764

0,36 963

0,91 754

4,956

0,448 149

— 0,19 688

0,995 351

0,192 105

— 0,43 728

5,192

— 0,20 721

0,277 416

0,222 927

0,399 573

— 0,29 846

6,018

— 0,9 603

0,35 298

0,55 501

0,7 498

— 0,0204

4,602

— 0,6 533

— 0,1 547

0,19 641

0,1 102

0,4 652

5,782

— 0,3 524

0,156 465

0,7 179

0,141 551

— 0,3 188

3,422

— 0,9 353

0,91 039

0,29 936

0,28 362

— 0,2 914

C1=1,984

C2=1,137

C12=-1,067

Помимо экономического распределения активных мощностей в энергосистеме определяются экономическое распределение реактивной мощности между ЭС — 1 и ЭС — 2 для часа максимума системного графика нагрузки.

Рассматриваемая электрическая сеть принимается однородной. Для таких систем коэффициенты распределения реактивных мощностей Ср1, Ср2, Ср12 оказываются пропорциональными соответствующим коэффициентам распределения активных мощностей.

Далее определяются частичные потоки реактивной мощности в относительных единицах, когда одна из электростанций отключена

(для БУ-1), (для БУ-2),

где: (из распечаток) Для режима, соответствующего часу максимума:

189,93+317,46+162,8=670,2 Мвар ;

130,331+212,85+106,63+83,3=533,1 Мвар ;

Таблица 17 — Коэффициенты распределения реактивной мощности в максимальном режиме

№ ЛЭП

Xлi, Ом

К1iр

К2ip

K1iK1iXлi

K2iK2iXлi

K1iK2iXлi

23,925

— 0,9 404

0,178 516

0,211 583

0,76 244

— 0,40 165

25,665

— 0,17 742

0,132 904

0,807 859

0,453 336

— 0,60 517

12,18

0,289 459

— 0,9 677

1,20 518

0,114 063

— 0,34 118

18,27

0,508 414

— 0,1708

4,722 521

0,53 298

— 1,58 651

19,14

— 0,15 276

0,291 322

0,446 657

1,624 378

— 0,85 179

22,185

— 0,7 529

0,35 004

0,125 773

0,27 183

— 0,5 847

16,925

— 0,4 881

— 0,1 262

0,40 323

0,2 696

0,10 426

21,315

— 0,3 301

0,153 583

0,2 323

0,502 774

— 0,10 807

12,615

— 0,7 519

0,81 182

0,71 326

0,83 139

— 0,7 701

C=7,47

C=4,103

C12р= -4,02

Таблица 18 — Экономичное распределение активной мощности между электростанциями по критерию «минимум потерь активной мощности»

Р1 МВт

ДР МВт

ДР %

Р2 МВт

109.9

91.32

8.31

219.8

56.79

5.17

989,1

329.7

35.07

3.19

879,2

439.6

26.17

2.38

769,3

549.5

30.10

3.74

659,4

659.4

46.84

4.26

549,5

769.3

76.39

6.95

439,6

879.2

118.77

10.81

329,7

989.1

173.97

15.83

219,8

241.98

22.02

109,9

Рисунок 20 — Зависимость ДР%=f (Р)

3. Расчет максимального и послеаварийного режимов с использованием вычислительного комплекса «ДАКАР»

· Максимальный режим, балансирующий узел — ЭС-1

Начальное закрепление узлов Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 1

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

1 241.985 -0.004 0.000 0.000 850.013 773.511

2 170.491 -15.752 438.763 271.445 0.000 0.000

3 175.745 -14.367 69.186 42.755 0.000 0.000

4 183.196 -12.293 79.171 42.649 0.000 0.000

5 189.474 -10.456 23.751 12.797 0.000 0.000

6 223.775 -3.063 26.899 13.779 0.000 0.000

7 195.887 -8.903 110.066 52.747 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 1

Ветвь пар. ток kА Р нач. МВт Q нач. Мвар Р кон. МВт Q кон. Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 6 0 1.01 314.021 280.799 303.940 247.601 -0.000 3.965

1 7 0 1.74 535.992 493.204 490.822 331.970 -0.000 5.283

2 7 0 0.98 -247.828 -148.192 -262.634 -198.930 -0.000 3.844

2 5 0 0.59 -148.791 -91.227 -155.508 -111.345 0.000 4.645

5 6 0 0.95 -258.518 -172.115 -277.041 -233.822 0.000 6.577

2 3 0 0.18 -42.144 -32.025 -42.679 -30.189 -0.000 3.807

3 4 0 0.44 -111.865 -72.944 -113.822 -77.743 0.000 2.417

4 7 0 0.43 -114.858 -73.042 -118.123 -80.293 -0.000 4.783

4 5 0 0.29 -78.135 -47.350 -79.258 -47.972 -0.000 3.508

Частота — 50.0 Гц Суммарная генерация

850.013 — активная 773.511 — реактивная Суммарная нагрузка

747.836 — активная 436.172 — реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 — реак. СД и КБ Суммарные потери продольные

102.177 -активные 376.661 -реактивные потери поперечные

— 0.000 -в шунтах -38.829 -реактивные

0.000 -на корону

7 -Количество итераций

7.390 -Функционал

850.13 -Мощность БУ

· Максимальный режим, балансирующий узел — ЭС-2

Начальное закрепление узлов Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 2

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

1 202.041 -9.806 343.036 194.181 0.000 0.000

2 241.991 -0.003 0.000 0.000 692.436 451.604

3 227.972 -3.239 69.840 43.285 0.000 0.000

4 223.108 -4.470 79.674 43.008 0.000 0.000

5 223.977 -4.164 23.878 12.886 0.000 0.000

6 208.235 -8.126 26.702 13.666 0.000 0.000

7 219.197 -5.307 110.296 52.904 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 2

Ветвь пар. ток kА Р нач. МВт Q нач. Мвар Р кон. МВт Q кон. Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 6 0 0.40 -119.884 -70.229 -121.430 -72.855 0.000 3.073

1 7 0 0.73 -223.152 -123.952 -230.997 -148.028 0.000 4.843

2 7 0 0.90 314.433 211.417 301.578 170.105 0.000 6.077

2 5 0 0.57 200.661 129.552 194.216 113.568 0.000 7.774

5 6 0 0.47 152.766 96.451 148.132 86.521 -0.000 7.155

2 3 0 0.50 177.343 111.458 172.928 102.200 -0.000 7.019

3 4 0 0.30 103.087 58.915 102.143 59.252 -0.000 3.816

4 7 0 0.12 40.008 25.403 39.715 30.828 0.000 6.505

4 5 0 0.05 -17.539 -9.159 -17.572 -4.231 -0.000 5.047

Частота — 50.0 Гц Суммарная генерация

692.436 — активная 451.604 — реактивная Суммарная нагрузка

653.427 — активная 359.931 — реактивная

0.000 — акт.синх.двиг. 0.000 — реак. СД и КБ Суммарные потери продольные

39.009 — активные 143.805 — реактивные потери поперечные

0.000 — в шунтах — 51.308 — реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

7.826 — Функционал

692.436 — Мощность БУ

· Послеаварийный режим (отключение Л-9), балансирующий узел — ЭС-2

Начальное закрепление узлов Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 2

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

1 195.854 -11.207 343.660 194.507 0.000 0.000

2 241.990 -0.003 0.000 0.000 699.759 482.118

3 236.629 -1.267 70.069 43.417 0.000 0.000

4 213.579 -6.621 79.393 42.844 0.000 0.000

5 218.066 -5.365 23.825 12.856 0.000 0.000

6 202.097 -9.468 26.668 13.641 0.000 0.000

7 213.904 -6.374 110.123 52.809 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 2

Ветвь пар. ток kА Р нач. МВт Q нач. Мвар Р кон. МВт Q кон. Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 6 0 0.40 -116.867 -68.592 -118.432 -71.471 0.000 2.891

1 7 0 0.76 -226.794 -125.915 -235.420 -153.132 -0.000 4.584

2 7 0 1.10 373.463 267.153 354.610 203.598 -0.000 5.946

2 5 0 0.74 255.555 178.119 244.634 145.445 0.000 7.587

5 6 0 0.47 149.835 95.804 145.100 85.113 0.000 6.762

2 3 0 0.19 70.740 38.617 70.069 43.417 0.000 7.274

4 7 0 0.03 -9.055 -3.693 -9.066 2.343 0.000 6.076

4 5 0 0.22 -70.338 -39.151 -70.974 -36.785 -0.000 4.705

Частота — 50.0 Гц Суммарная генерация

699.759 — активная 482.118 — реактивная Суммарная нагрузка

653.739 — активная 360.074 — реактивная

0.00 — акт.синх.двиг. 0.000 — реак. СД и КБ Суммарные потери продольные

46.019 — активные 169.641 — реактивные потери поперечные

— 0.000 — в шунтах — 45.826 — реактивные

0.000 -на корону

3 — Количество итераций

7.457 -Функционал

699.759 -Мощность БУ

· Послеаварийный режим (отключение Л-9), балансирующий узел — ЭС-1

Начальное закрепление узлов Выполнен расчет режима Узлы, напряжения которых меньше критического равного 0.70 номинального Физически этот режим может не существовать

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 1

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

1 241.982 -0.004 0.000 0.000 873.455 882.593

2 154.138 -18.652 439.129 271.617 0.000 0.000

3 145.952 -21.535 63.280 38.903 0.000 0.000

4 183.281 -11.023 79.098 42.632 0.000 0.000

5 183.870 -10.514 23.699 12.767 0.000 0.000

6 221.970 -3.021 26.880 13.769 0.000 0.000

7 189.901 -9.163 109.848 52.638 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы — 1

Ветвь пар. ток kА Р нач. МВт Q нач. Мвар Р кон. МВт Q кон. Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 6 0 1.07 318.154 315.254 306.758 277.181 0.000 3.936

1 7 0 1.90 555.301 568.042 501.584 375.175 0.000 5.157

2 7 0 1.33 -302.316 -186.432 -329.774 -284.246 0.000 3.410

2 5 0 0.89 -201.563 -126.645 -216.926 -179.162 -0.000 4.116

5 6 0 1.01 -258.722 -191.780 -279.878 -263.412 0.000 6.356

2 3 0 0.29 64.749 41.460 63.280 38.904 0.000 2.861

4 7 0 0.23 -61.045 -39.543 -61.962 -38.291 -0.000 4.632

4 5 0 0.06 -18.052 -3.089 -18.097 0.150 -0.000 3.404

Частота — 50.0 Гц Суммарная генерация

873.455 -активная 882.593 -реактивная Суммарная нагрузка

741.935 -активная 432.328 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ Суммарные потери продольные

131.520 -активные 484.840 — реактивные потери поперечные

0.000 -в шунтах -33.871 — реактивные

0.000 -на корону

8 — Количество итераций

7.132 -Функционал

873.455 — Мощность БУ

Заключение

Проделав данные лабораторные работы, мы рассмотрели схему энергосистемы с заданными параметрами и характеристиками. Проводилось много экспериментов на ЭВМ с использованием различных программ. На основании полученных данных был построен годовой график по продолжительности и рассчитаны его характеристики, составлены балансы активной и реактивной мощности, выбраны мощность и количество трансформаторов, описаны и изучены математические методы оптимизационных расчетов, построены расходные характеристики агрегатов и характеристики относительных приростов для энергосистемы и электростанций, с помощью которых графоаналитическим методом было определено оптимальное распределение активной мощности между электростанциями, изучен метод «коэффициентов распределения» .

Умение правильно планировать режим энергосистемы и экономичный выбор количества работающих трансформаторов позволяет обеспечить бесперебойное питание и качественное электроснабжение, а также позволяет увеличить срок службы оборудования.

энергосистема трансформатор экономический

1. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учеб. для ВУЗов/ В. А. Веников, В. Г. Журавлев, Т. А. Филипова. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 352с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 — 320 с.

Показать весь текст
Заполнить форму текущей работой