Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции по критерию: "Минимум потерь активной мощности".

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 29.08.2010
Размер файла 544,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

2

Курсовая работа

Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

2010

Содержание

  • Введение
    • Общая характеристика оптимизационных задач, решаемых АСДУ
    • 1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы
    • 1.1 Прогнозирование суточных графиков нагрузки энергосистемы 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 и электростанции в целом. Определение параметров ВЛЭП
    • 2. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции по критерию: "Минимум потерь активной мощности"
    • 3. Экономичное распределение активной нагрузки между электростанциями по критерию равенства относительных приростов расхода условного топлива с учетом сетевого фактора. Построение суточных графиков активных мощностей для электростанции
    • Литература

Введение

Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) - это часть АСУТП, предназначенная для сбора информации об энергосистеме и диспетчерского управления режимами.

Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) в настоящее время является необходимым средством управления большими системами энергетики. Она обеспечивает управляемость такой системы с помощью оперативного сбора существенной для управления диспетчерской информации, своевременной обработки и представлению диспетчеру в наиболее удобном виде. АСДУ обеспечивает ведение оптимальных режимов в больших объединениях и повышает надёжность энергоснабжения.

АСДУ автоматизирует планирование и организацию диспетчерского управления. При проектировании АСДУ стремится выдержать определённое единство, поскольку системы АСДУ должны взаимодействовать друг с другом.

Выдерживается единство разных уровней управления - общий набор решаемых задач, единство методов решения этих задач, единообразное программное и информационное обеспечение.

Диспетчерское управление осуществляется на основе подчинения нижних уровней управления верхним. Задачи управления, решаемые на каждом уровне иерархии, специфичны, но цель одна - обеспечение потребителей электроэнергией требуемого качества, в необходимом объеме и с наименьшими издержками. Экономическая самостоятельность регионов и рыночные отношения 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 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 н выдача, сведений в удобном для диспетчера виде; ежечасная регистрация основных параметров электрической системы и нормирование массивов информации для прогнозирования нагрузки и отображения режима и др.

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕМЕНТОВ И РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

В основу контрольного задания положена единая схема энергосистемы, представленная на рис.1.

Рисунок 1 - Схема энергосистемы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1. Характеристика нагрузки

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. Параметры турбогенераторов на электростанциях

Номер

электростанции

Тип агрегата

Номинальная

мощность

генератора

Sн. ген, МВА

Uном,

кВ

Удельная

расходная

характеристика

агрегата

/ (2,510-4), тут/кВтч

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. Типовые графики нагрузки активной мощности для рабочего дня

№ варианта

2

Откл. ТГ на эл. Станции

ЭС-1

Откл. ВЛЭП

Л-6

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

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 = 2,610-6 См/км;).

1.1 Прогнозирование суточных графиков нагрузки энергосистемы для активной, реактивной и полной мощностей и определение их характеристик

Цель работы: Ознакомиться с методами прогнозирования графиков нагрузки энергосистемы и отдельных отраслей промышленности; изучить и определить их основные характеристики; составить суточные графики активной, реактивной и полной нагрузок для рабочего дня, годовой график по продолжительности активной нагрузки для энергосистемы и найти значения желаемых напряжений у потребителей.

Графиками электрических нагрузок называются зависимости изменения активной мощности P (t), реактивной мощности Q (t) или полной мощности S (t) во времени. Мощность, потребляемая электроприемниками, является величиной переменной, т.к на нее влияет множество факторов. Например, время суток, время года, температура окружающей среды, освещенность, характер телевизионных передач и т.п. Графики электрических нагрузок обычно получают в виде графиков с помощью регистрирующих приборов или в табличной форме, более удобной для их математического описания и анализа.

При прогнозировании графиков нагрузки учитывается характер изменения во времени нагрузки отдельных энергоузлов, который зависит от ритма производства и влияния естественных факторов: наружной температуры и освещенности, а также от случайных изменений в технологических процессах, метеорологических и экологических условиях. Ритм производства, в свою очередь, обусловлен числом рабочих смен: одно-, двух - и трехсменные.

Графики нагрузки позволяют проводить анализ работы электроустановок, для составления прогнозов электропотребления, планирование ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.

Таблица 6. Суточные графики активной 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, 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. Суточные графики 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. Суточные графики полной 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, 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 графиков нагрузки для активной, реактивной и полной мощностей приведены на рисунках:

Рисунок 2 - График активной мощности нагрузки 1.

Рисунок 3 - График реактивной мощности нагрузки 1.

Рисунок 4 - График полной мощности нагрузки 1.

Количественные характеристики графиков электрической нагрузки - желаемое напряжение для каждой ступени графика, где j - номер (обозначение) нагрузки или подстанции; i - номер ступени графика нагрузки; mj - отклонение напряжения в центре 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 35 кВ;

- максимальная и минимальная величины активной мощности нагрузки для суточного или годового графика нагрузки в МВт; - среднесуточная мощность нагрузки, 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 - для суточного графика; - среднеквадратичная мощность; коэффициент заполнения графика нагрузки или плотность графика нагрузки; коэффициент неравномерности графика нагрузки; коэффициент формы (конфигурации) графика нагрузки; коэффициент участия i-ой нагрузки в максимуме системы, где - активная мощность i-ой нагрузки в час максимума системы; [365] = = Aг/Pmax - годовое время использования максимальной нагрузки; = [365] = - годовое время использования максимальных потерь активной мощности.

Таблица 10. Количественные характеристики графиков активной нагрузки

Обозначения 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, МВтч

228417

152431

291708

363759

389455

342516

2036554

3469719

7274560

Tmax, ч

6526

8023

6482

6614

7081

5709

7833

8183

7963

Построение годового графика по продолжительности активной нагрузки для энергосистемы

Годовой график строится на основе характерных суточных графиков за весенне-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 различной нагрузкой. Начальная ордината этого графика равна максимальной нагрузке. По суточным графикам с учетом количества различных типов суток в году для каждого значения мощности нагрузки суммируем время, в течение которого данная нагрузка имела место в течение года. В начале определяется время, в течение которого эта нагрузка имела максимальное значение, а затем отрезки времени для других значений мощности нагрузки, берущиеся в порядке убывания. В результате имеем годовой график, нагрузки, который показывает продолжительность работы при данной нагрузке. Поэтому такой график называют графиком по продолжительности.

По годовому графику определяется максимальное время использования нагрузки:

Рисунок 5 - Годовой график по продолжительности активной нагрузки.

Составление приближенного баланса активной мощности.

Выбрать число агрегатов заданной мощности на электростанциях из условия выполнения баланса активной мощности. 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. Число агрегатов на электростанциях следует выбирать из условия соблюдения баланса активной мощности:

где - установленная мощность 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 из следующих выражений:

Здесь kРтр, kРл, kсн, kрез - коэффициенты, учитывающие потери активной мощности в трансформаторах и ВЛЭП и нагрузки электроприемников собственных нужд электростанций

kРтр=1,02; kРл=1,08; kсн=1,1; kрез=1,1.

Число агрегатов на электростанциях:

;

принимаем в энергосистеме-1 n=5агрегатов, ;

принимаем в энергосистеме-2 n=4 агрегатов.

Проверка правильности выбора числа агрегатов на электростанциях осуществляется путем сравнения:

Требуемая мощность вычисляется по формуле:

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:

.

МВт.

1.2 Выбор трансформаторов на электростанциях и подстанциях

Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов производится таким образом, чтобы была обеспечена возможность надежного электроснабжения потребителей всех категорий при наиболее эффективном использовании выбранной мощности трансформаторов. При питании потребителей I, II категорий количество трансформаторов должно быть не менее двух, а их мощность определяется из соотношения:

где Pmax - максимальное значение активной нагрузки; n - число параллельно работающих трансформаторов; в - коэффициент допустимой перегрузки. Приближенно:

где R =1.882 - районный коэффициент.

Принимается, что генераторы электростанции 1 работают на общие (сборные) шины на генераторном напряжении. В этом случае количество трансформаторов здесь может быть любым, но не менее двух. Расчетную мощность одного трансформатора S можно определить по формуле.

Поскольку нагрузка Н - 7 подключена непосредственно на шины генераторного напряжения, то ее мощность не протекает по трансформаторам связи.

Таким образом:

На электростанции ЭС-2 установлены блоки "генератор-трансформатор". Поэтому число трансформаторов здесь соответствует числу агрегатов, а номинальная мощность определяется из условия

Произведем расчет мощности и выберем 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 трансформаторам в таблицы:

Таблица 11. Данные трансформатора 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. Данные трансформатора 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. Данные автотрансформатора 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

0

82.5

625

Таблица 14. Данные трансформатора ТДН 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 трансформатора ТДН 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 характеристик агрегатов и электростанции в целом. Определение параметров ВЛЭП

Рассчитать и построить расходные характеристики ЭС, исследовать их свойства.

В качестве целевой функции в задаче оптимизации используется минимум затрат на производство и распределение электроэнергии. Постоянная часть этих затрат содержит издержки на ремонт и эксплуатацию оборудования, заработную плату персонала и практически не зависит от энергетического режима. Переменная часть издержек, называется топливной составляющей, связана с затратами на приобретение, транспортировку и подготовку топлива.

В зависимости от того как активная генерация будет распределена между электростанциями, издержки на топливо будут различными. Издержки на топливо на каждой электростанции определяются ее расходом топлива.

Расход топлива в единицу времени связан с выдаваемой станцией мощностью - расходной характеристикой станции. Расходные характеристики станции зависят от типа регулирования теплового оборудования и являются сложными нелинейными характеристиками.

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

где

nk - число агрегатов на к-ой станции;

вk - удельная расходная характеристика агрегата для k-ой станции, тут/кВт·ч.

Для ЭС-1: ,

Для ЭС-2: ,

Для построения графиков результаты расчета сводим в таблицу 16-17:

Таблица 16. Расходные характеристики 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. Расходные характеристики 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 - Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 7 - Зависимость В/Р=f (Рк).

Рисунок 8 - Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 9 - Зависимость В/Р=f (Рк).

В таблицах 18,19 представлены расходные характеристики электростанций.

Таблица 18. Расходные характеристики 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. Расходные характеристики 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 - Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 11 - Зависимость В/Р=f (Рк).

Рисунок 12 - Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 13 - Зависимость В/Р=f (Рк).

Количество питающих линий для нагрузок 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

3Ч300 - 3Ч500

360

270 - 450

700

130

500

5Ч300 - 3Ч500

900

770 - 1300

1200

280

750

5Ч300 - 5Ч400

2100

1500 - 2000

2200

300

1150

8Ч300 - 8Ч500

5200

4000 - 6000

3000

-

Для нагрузки Н7:

Для нагрузки Н8:

2. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции 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.

Распределение активных мощностей между электростанциями ведётся с учётом изменения потерь в сетях. Для этого необходимо знать коэффициенты распределения активных мощностей С1, С2, С12.

Данные коэффициенты определится для часа максимума системного графика нагрузки и ремонтного режима. Сделать это можно аналитически при помощи метода наложения.

Для каждого из вышеперечисленных режимов следует произвести расчет потоков мощности в сетевой части схемы (рис.2) при поочередном питании от обеих станций:

1) питание осуществляется от ЭС-1;

2) питание осуществляется от ЭС-2.

Расчет потоков мощности можно произвести по любой из программ расчета установившегося режима, например по программе DAKAR.

Рисунок 13 Расчётная схема энергосистемы.

Расчет потоков мощности можно произвести по любой из программ расчета установившегося режима, например по программе DAKAR.

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

,

Для режима, соответствующего часу максимума:

,

По результатам расчетов следует заполнить таблицу 20.

Таблица 21. Коэффициенты распределения 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 и 7 столбцам получаем искомые коэффициенты распределения активной мощности сети С1, С2, С12.

Таблица 22. Коэффициенты распределения 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 нагрузки между электростанциями по критерию равенства относительных приростов расхода условного топлива с учетом сетевого фактора. Построение суточных графиков активных мощностей для электростанции

В рассматриваемой энергосистеме регулирование частоты следует поручить одной из электростанций, которую называют регулирующей.

Это необходимо для того, чтобы выделить станцию, работающую с относительно постоянной нагрузкой, в базовой части графика нагрузки энергосистемы.

Для того чтобы выбрать регулирующую станцию необходимо найти резервы мощности в час максимальной нагрузки.

Резервную мощность каждой электростанции можно определить следующим образом:

Установленная мощность станций:

Рэк - берется из расчетов распределения активной мощности в энергосистеме (для максимального режима).

В качестве регулирующей выбирается электростанция, имеющая большую резервную мощность, другая электростанция будет работать в базовом режиме, с постоянной мощностью.

Рисунок 13 Уточнённые суточные графики электростанций.

Таблица 23. Уточненные данные диспетчерского графика нагрузок.

Рсист, МВт

Рст1, МВт

Рст2, МВт

0

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. Эксплуатация энергосистем. - М.: Высшая школа, 1990. - 304 с.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 2002. - 288 с.

3. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. - М.: Энергия, 1983. - 384 с.

4. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. - М.: Энергия, 1969. - 352 с.


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены