Выбор стратегий развития энергосистемы

Эксплуатация электроэнергетических систем. Определение показателей надежности энергосистемы. Определение ущерба от ограничения в передаче мощности и стоимости передачи электроэнергии. Принятие решений в условиях неопределенности и многокритериальности.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 04.03.2013
Размер файла 514,7 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Выбор стратегий развития энергосистемы

2. Определение показателей надежности

3. Расчет экономических показателей

1). Определение ущерба от ограничения в передаче мощности

2). Определение стоимости передачи электроэнергии

4. Принятие решений в условиях неопределенности

5. Принятие решений в условиях многокритериальности

6.Вывод

Литература

ВВедение

Проектирование, сооружение объектов и эксплуатация электроэнергетических систем связаны с большими материальными затратами.

Задача данного курсового проекта - выбор оптимальной стратегии развития электроэнергетической системы. При этом основными условиями выбора являются:

обеспечение требуемых показателей надежности;

учет экономических показателей;

принятие решений в условиях неопределенности по различным критериям;

принятие решений в условиях многокритериальности по различным принципам.

Результатом выполнения курсового проекта должен быть выбор оптимальной стратегии развития электроэнергетической системы, в которой затраты используются с наибольшей эффективностью и обеспечивается необходимая надежность электроснабжение потребителей.

1. Выбор стратегий развития энергосистемы

На первом этапе выполнения курсового проекта необходимо выбрать три стратегии (варианта) развития энергосистемы, каждая из которых должна соответствовать заданному уровню дефицита мощности в системе С3. Для этого следует определить приближенные потоки мощности (без учета потерь мощности) по линиям 13 и 23, после чего наметить число цепей в них и исполнение линий (одноцепные, двухцепные или две параллельные цепи на разных опорах).

Стратегия 1.

=434 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

С1 С2

С3

Рис. 1.1. Схема сети по первой стратегии.

Для стратегии 1 примем, что линии С1-С3 и С2-С3 двухцепные.

Стратегия 2.

=620 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

С1 С2

С3

Рис. 1.2. Схема сети по второй стратегии.

Для стратегии 2 примем, что мощность по линиям С1-С3 и С2-С3 передается по двум параллельным цепям на разных опорах.

Стратегия 3.

=806 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

С1 С2

С3

Рис. 1.3. Схема сети по третьей стратегии.

Для стратегии 3 примем, что линии С1-С3 и С2-С3 двухцепные.

Далее выбираем номинальные напряжения линий, используя следующую эмпирическую формулу:

Uном = , (1.1)

где Р - мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт;

- длина цепи линий, км.

Полученное расчетное напряжение округляем до ближайшего большего стандартного. Номинальные напряжения можно также найти по экономическим зонам [4, с.45-46].

Стратегия 1.

Uном = кВ;

Uном =кВ.

Стратегия 2.

Uном = кВ;

Uном =кВ.

Стратегия 3.

Uном = кВ;

Uном =кВ.

Полученное расчетное напряжение округляем до ближайшего большего стандартного, т. е.

Стратегия 1.

Uном = кВ; принимаем Uном = кВ;

Uном =кВ; принимаем Uном =кВ.

Стратегия 2.

Uном = кВ; принимаем Uном = кВ;

Uном =кВ; принимаем Uном =кВ.

Стратегия 3.

Uном = кВ; принимаем Uном = кВ;

Uном =кВ; принимаем Uном =кВ.

Номинальные напряжения можно также найти по экономическим зонам [4, с.45-46].

Далее выбираем конструкцию фазы линий (расщепленная, нерасщепленная) и общее сечение фазы, а по ним - марку провода. Выбор сечений фаз производим, используя метод экономических интервалов нагрузки (для линий напряжением, 220 кВ и выше), см. [13, табл. 7.1]. Выбранные сечения проводов не должны быть меньше допустимых по условию короны, см. [4, с.98-101].

Стратегия 1: линия С1-С3 выбираем АС300/39

линия С2-С3 выбираем АС300/39

Стратегия 2: линия С1-С3 выбираем АС240/39

линия С2-С3 выбираем АС240/39

Стратегия 3: линия С1-С3 выбираем АС240/39

линия С2-С3 выбираем АС240/39

Выбранное сечение провода должно быть еще проверено по допустимому току нагрева.

(1.2)

(1.3)

Стратегия 1:

линия С1-С3 :

,

следовательно, провод АС 300/39 удовлетворяет условию (1.3).

линия С2-С3 :

следовательно, провод АС 300/39 удовлетворяет условию (1.3).

Стратегия 2:

линия С1-С3 :

,

следовательно, провод АС 240/39 удовлетворяет условию (1.3).

линия С2-С3 :

следовательно, провод АС 240/39 удовлетворяет условию (1.3).

Стратегия 3:

линия С1-С3 :

,

следовательно, провод АС 240/39 удовлетворяет условию (1.3).

линия С2-С3 :

следовательно, провод АС 240/39 удовлетворяет условию (1.3).

В послеаварийных и ремонтных режимах по одной из линий вся мощность Рд может быть передана из любой системы (С1 или С2). Проверим выбранные сечения по допустимому току нагрева в этих режимах.

Стратегия 1:

линии С1-С3, С2-С3 :

,

следовательно, провод АС 300/39 удовлетворяет условию (1.3).

Стратегия 2:

линии С1-С3, С2-С3 :

,

следовательно, провод АС 240/39 удовлетворяет условию (1.3).

Стратегия 3:

линии С1-С3, С2-С3 :

,

следовательно, провод АС 240/39 удовлетворяет условию (1.3).

Результаты расчетов представляем в форме табл. 1.1.

Таблица 1.1

Результаты выбора номинальных напряжений и сечений проводов линий

Характеристика линии

одноцепные, двухцепные или две параллельные цепи на разных опорах

1

2

3

Потоки мощности, МВт, по:

линии 13

линии 23

Длина, км:

линии 13

линии 23

Число цепей:

линии 13

линии 23

Исполнение:

линии 13

линии 23

Номинальные напряжения, кВ

линии 13

линии 23

Марки проводов:

линии 13

линии 23

Сопротивления и зарядная мощность:

линии 13

rо, Ом/км

хо, Ом/км

qo, Мвар/км

линии 23

rо, Ом/км

хо, Ом/км

qo, Мвар/км

260

174

150

70

2

2

двухцепная

двухцепная

220

220

АС-300/39

АС-300/39

0,048

0,328

0,40

0,048

0,328

0,40

372

248

150

70

2

2

две параллельные цепи на разных опорах

330

330

АС-240/39

АС-240/39

0,124

0,438

0,139

0,124

0,438

0,139

484

333

150

70

2

2

двухцепная

двухцепная

330

330

АС-240/39

АС-240/39

0,124

0,438

0,139

0,124

0,438

0,139

В соответствии с условиями задания на курсовое проектирование необходимая мощность компенсирующих устройств QK , устанавливаемых на приемной подстанции системы С3, и их вид могут быть найдены на основе составления баланса реактивной мощности в виде

Qл13 + Q л23 +Qt = Qb13 +Q b23 ± Qk, (1.4)

где Qл, Qt - потери реактивной мощности соответственно в линиях и трансформаторах;

Qb - зарядная мощность линий.

Расчет потерь реактивной мощности и зарядной мощности производим на основании найденных приближенных потоков мощности без учета потерь мощности и выбранных номинальных напряжений.

Если из уравнения (1.4) мощность компенсирующего устройства окажется Qk > 0, то, следовательно, необходимо выбрать компенсирующее устройство, генерирующее реактивную мощность. Если окажется, что Qk < 0, то компенсирующее устройство должно потреблять реактивную мощность.

Стратегия 1.

Q=Мвар;

Q= Мвар;

Q= Q-Q=120-83,4=36,6 Мвар;

Q=Мвар;

Q= Мвар;

Q= Q-Q=19,5-19,4=0,1 Мвар.

Стратегия 2.

Q=Мвар;

Q= Мвар;

Q= Q-Q=41,7-84,5=-42,8 Мвар;

Q=Мвар;

Q= Мвар;

Q= Q-Q=19,5-17,4=2,1 Мвар.

Стратегия 3.

Q=Мвар;

Q= Мвар;

Q= Q-Q=41,7-142,4=-100,7 Мвар;

Q=Мвар;

Q= Мвар;

Q= Q-Q=19,5-31,3=-11,8 Мвар.

Находим мощности трансформаторов на подстанции системы С3.

Так как нам не известна категория потребителей, предположим, что от ПС питаются потребители всех категорий. Для питания потребителей на двух напряжениях используются трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы.

При установке на ПС двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более чем 6 ч в сутки в течение 5 суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93.

Исходя из выше изложенного, произведем выбор трансформаторов.

(1.5)

(1.6)

где Sн - наибольшая мощность нагрузки подстанции.

Расчетная мощность трансформатора округляется до ближайшего стандартного значения в большую сторону.

Стратегия 1.

S=МВА.

Выбираем трансформатор ТДЦ 400000/220/10

Стратегия 2.

S=МВА.

Выбираем трансформатор ТЦ-630000/330/10

Стратегия 3.

S=МВА.

Выбираем трансформатор ТЦ-630000/330/10

Проверка баланса реактивной мощности.

Qл13 + Q л23 +Qt = Qb13 +Q b23 ± Qk;

Qt=Qtн +Qtхх;

Стратегия 1.

Qtхх= Мвар;

Мвар;

Q=Мвар;

83,4 + 19,4 +3,2+64,1 =49,5 +23,1 ± Qk;

Qk=97,5 Мвар. Выбираем в качестве компенсирующего устройства синхронный компенсатор КСВБ 100-11У1.

Стратегия 2.

Qtхх= Мвар;

Q=Мвар;

Q=Мвар;

84,5 +17,4 +4,41+68 =111,4 +52 ± Qk;

Qk=10,91 Мвар. Выбираем в качестве компенсирующего устройства синхронный компенсатор КС 16-10У3.

Стратегия 3.

Qtхх= Мвар;

Q=Мвар;

Q=Мвар;

142,4 +31,3 +4,41+118 =111,4 +52 ± Qk;

Qk=132,71 Мвар. Выбираем в качестве компенсирующего устройства синхронный компенсатор КСВБ 160 -15У1.

Результаты принятия решений по подстанции системы С3 представляем в виде табл. 1.3.

Таблица 1.3

Результаты выбора параметров приемной подстанции

Характеристика подстанции

Кол-во трансформаторов

Характеристика трансформаторов:

тип

Sном, MBA

RT, Ом

Хт,Ом

РХ, МВт

QX, Мвар

Номинальное напряжение, кВ:

ВН

СН

НН

Название схемы со стороны:

ВН

Стратегии

1

2

3

2

ТДЦ-400000/220/10

400

0,3 ;0,3; 0,6

30,4; 0; 54,2

0,33

1,6

230

121

11

Одна секционированная система шин с обходной и совмещенным секционным и обходным выключателями

2

ТЦ-630000/330/10

630

0,4 ;0,4; 0,8

25,5; 0; 45,1

0,33

2,205

330

115

11

Расширенный

четырехугольник

одным выключателями

2

ТЦ-630000/330/10

630

0,4 ;0,4; 0,8

25,5; 0; 45,1

0,405

2,205

330

115

11

Расширенный

четырехугольник

одным выключателями

СН

НН

Компенсирующее устр-во:

тип

мощность, Мвар

Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями

Две секционированные системы шин

КСВБ 100-11У1

100

Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями

Две секционированные системы шин

КС 16-10У3

16

Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями

Две секционированные системы шин

КСВБ 160-15У1

160

Выбранные нами трансформаторы выполнены заводом-изготовителем под заказ, так как они серийно не изготавливаются.

2. Определение показателей надежности

энергосистема мощность стоимость ущерб

В данном курсовом проекте выполняем упрощенный расчет показателей надежности. Для определения коэффициента вынужденного полного перерыва в передаче мощности из систем C1 и С2 в систему С3 учитываем следующие ситуации:

аварийное и плановое отключение последовательно включенных элементов;

одновременное аварийное отключение всех параллельных элементов;

наложение на плановый ремонт одного из элементов одновременного аварийного отключения всех остальных параллельно включенных элементов.

Для расчета показателей надежности составляем для каждой стратегии структурные схемы, руководствуясь рекомендациями, приведенными в [12, с. 30-33]. При этом в структурные схемы включаем: линии 13 и 23, трансформаторы приемной подстанции системы С3 и линейные выключатели в цепях линий и трансформаторов на подстанциях систем С1, С2, С3. Остальные элементы подстанций в целях упрощения расчетов не учитываем.

Для определения коэффициентов вынужденного и планового простоя необходимо знать следующие параметры:

в - параметр потока отказов, отказ/год;

п - средняя частота плановых простоев, простой/год;

Тв - время восстановления повреждения при аварийном или плановом ремонте, год/отказ, год/простой.

Эти показатели принимаются на основании среднестатистических данных [13, с.251-253]. Укрупненная информация по данным параметрам, которая может быть использована в курсовом проекте, приведена в табл 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1

Показатели надежности линий электропередачи

Напряжение,

кВ

Опоры

Число цепей

в,

отказ/год

п,

простой/год

Тв 10,

год/отказ

Тп 10,

год/простой

35

Металлические

Железобетонные

1

2

1

2

0,65

0,76/0,16

0,63

0,72/0,05

2,1

4/0,3

0,8

1,3/0,15

1

0,68/0,9

1,1

1,1/1,4

1,8

1,5/1

1,7

1,6/1,5

110

Металлические

Железобетонные

1

2

1

2

0,89

1,16/0,12

0,53

0,81/0,1

2,1

3,8/0,4

1,6

2,4/0,4

1

0,8/1,2

1,2

1/1,7

1,7

1,7/2,2

1,8

1,4/1,5

220

Металлические

Железобетонные

1

2

1

2

0,34

0,43/0,03

0,26

0,28/0,03

1,8

1,1/0,3

3

7,3/0,3

1,6

1,3/1,7

1,1

1/0,9

1,9

2/2,7

2,7

1,9/1

330

Металлические

Железобетонные

1

2

1

0,48

0,79/0,09

0,3

3

7,3/0,3

2,9

1,2

1/0,6

1,7

2,4

1,7/1,6

2,3

500

Металлические

Железобетонные

1

1

0,24

0,26

1,6

1,7

1,6

1,5

2

2,6

750

Металлические

1

0,2

0,17

2,3

4

Примечание. Параметр в приведен на 100 км, остальные - на одну линию. В числителе дроби - для отключения одной цепи, в знаменателе - двух цепей. Параметры в и Тв приведены для устойчивых отказов.

Таблица 2.2

Показатели надежности элементов подстанций

Элемент

Напряжение,

кВ

в,

отказ/год

п,

простой/год

Тв 10,

год/отказ

Тп 10,

год/простой

Трансформаторы мощностью:

7,5 МВА

10…80 МВА

>80 МВА

35

110

0,007

0,018

0,25

0,25

7,4

4,6

3

3,2

35

110

220

0,012

0,014

0,035

0,75

0,75

0,75

8

8

6,8

3

3,2

3,2

110

220

330

500-750

0,075

0,025

0,053

0,024

1

1

1

1

10,8

6,8

5,1

25,1

3,4

3,4

3,4

5,7

Выключатели

35

110

220

330

500

750

0,02

0,02

0,02

0,03

0,15

0,25

0,2

0,2

0,2

0,3

0,15

0,25

4,6

2,3

2,9

6,8

6,8

8,6

3,3

5,1

11,1

12,9

15,2

30,9

Примечание. Сведения о выключателях приведены для воздушных выключателей.

Принимаем линии одного номинального напряжения, двухцепные на тех же опорах. Считаем, что параллельные линии и трансформаторы позволяют передать полную мощность Рд при отключении одной из цепей (трансформаторов) и одной из линий. При таких исходных условиях плановое отключение любого из элементов сети происходит без ограничения мощности потребителей, соответственно ущерб от недоотпуска электроэнергии при плановых отключениях равен нулю.

Для рассматриваемой сети составляем схему для расчета надежности.

Стратегия 1

Определяем

;

;

Эквивалентируем линию С1-С3

Аналогично рассчитываем линию С2-С3

Схема примет вид:

Стратегия 2

Эквивалентируем линию С1-С3

Аналогично рассчитываем линию С2-С3

Схема примет вид:

Стратегия 3

Эквивалентируем линию С1-С3

Результаты расчета надежности представляем в виде табл. 2.3.

Таблица 2.3

Показатель надежности

Стратегии

1

2

3

Коэффициент вынужденного перерыва в передаче мощности,

3. Расчет экономических показателей

1). Определение ущерба от ограничения в передаче мощности.

Расчет ущерба от ограничения в передаче мощности в систему С3 из-за аварийных и плановых отключений выполняем по методике, изложенной в [12, с.30-31]. При этом в целях упрощения расчетов достаточно учесть следующие составляющие ущерба:

ущерб от полного прекращения передачи мощности в систему С3 из-за аварийных отключений, включая отключения, наложенные на плановые ремонты;

ущерб от полного прекращения передачи мощности в систему С3 из-за плановых отключений тех элементов, которые не имеют резервирования (элементов, последовательно включенных в структурную схему расчета надежности).

(3.1)

-ущерб от вынужденного простоя в результате аварий за время восстановления питания потребителя после аварии.

- коэффициент вынужденного простоя при аварии

- коэффициент ограничений мощности потребителя при аварии

=1

- удельный ущерб от аварийного ограничения электроснабжения, тыс. руб/кВт

=7,15

Стратегия 1 тыс. у.д.е

Стратегия 2 тыс. у.д.е

Стратегия 3 тыс. у.д.е

2). Определение стоимости передачи электроэнергии.

Стоимость передачи электроэнергии определяется по формуле

Сn = (3.2)

где К и Гэ - капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы во вес вновь вводимые элементы сети;

рн - нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат (при рыночной экономике - банковский процент по ссуде).

При расчете стоимости передачи с учетом ущерба от ограничения в передаче мощности числитель в выражении (3.2) необходимо дополнить значением рассчитанного ранее ущерба.

Для укрупненного расчета капитальных затрат воспользуемся эмпирическими зависимостями, полученными в [10].

Капитальные затраты состоят из затрат на линии и затрат на подстанции.

Капитальные затраты на 1 км линии напряжением 35 - 750 кВ могут быть определены по формуле (3.3)

Кл = Ал + ВлUном + СлF (3.3)

где Ал, Вл, Сл - коэффициенты аппроксимации;

F - сечение одной фазы линии.

Значения коэффициентов Ал, Вл, Сл для второго климатического района по гололеду приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Значения коэффициентов аппроксимации для расчета стоимости линий

Число цепей

Опоры

Ал, тыс. у.д.е./км

Вл10, тыс. у.д.е./кмкВ

Сл10, тыс. у.д.е./кммм

1

Металлические

Железобетонные

9,63

6,44

8,75

7,13

1,3

1,6

2

Металлические

Железобетонные

11,04

8,7

25,5

21,4

2,9

3,6

Стратегия 1:

Кл = тыс. у.д.е /км

Кл13 = тыс. у.д.е

Кл23 = тыс. у.д.е

Стратегия 2:

Кл = тыс. у.д.е /км

Кл13 = тыс. у.д.е

Кл23 = тыс. у.д.е

Стратегия 3:

Кл = тыс. у.д.е /км

Кл13 = тыс. у.д.е

Кл23 = тыс. у.д.е

Капитальные затраты на подстанцию могут быть определены по формуле (3.4)

Kпc = Kт mт + Kв mв + KK mK + Kn, (3.4)

где mт, mв, mк - соответственно число трансформаторов (автотрансформаторов), ячеек с выключателями, компенсирующих устройств;

Кт, Kв , Кк - стоимость каждого элемента;

Kn - постоянная часть затрат на подстанцию.

Средние значения коэффициентов аппроксимации приведены в табл.3.2.

Таблица 3.2

Значения коэффициентов аппроксимации для расчета стоимости подстанций

Коэффициент

Среднее значение

АТ, тыс. у.д.е.

20

ВТ тыс. у.д.е./кВ2

1,4310

СТ, тыс. у.д.е./МВА

0,886

АВ, тыс. у.д.е.

15

ВВ, тыс. у.д.е./кВ2

2,1 10

Ак, тыс. у.д.е./Мвар

для шунтирующих реакторов при

напряжении, кВ. 110

330

500

750 для батарей статических конденса

торов при напряжении, кВ: 10

35

110

1,7

1,9

2,1

2,9

5,1

4,6

4,2

An, тыс. у.д.е.

50

Вn, тыс. у.д.е./ кВ2

1,3 10

Стоимость одного трансформатора определяется следующим образом:

Kt=At+BtUном +CtSThom, (3.5)

где Uном - высшее напряжение трансформатора, кВ;

SThom - номинальная мощность трансформатора, MBА;

Ат, Вт, Ст - коэффициенты аппроксимации.

Стратегия 1:

Kt= тыс. у.д.е

Стратегия 2:

Kt= тыс. у.д.е

Стратегия 3:

Kt= тыс. у.д.е

Стоимость ячейки с выключателем

KB = AB + BB Uном ( 3.6 )

где AB, BB - коэффициенты аппроксимации.

Стратегия 1:

KB = тыс. у.д.е

Стратегия 2 :

KB = тыс. у.д.е

Стратегия 3:

KB = тыс. у.д.е

Стоимость компенсирующего устройства

КК=АКQК, ( 3.7 )

где QК -- мощность компенсирующего устройства, Мвар;

АК - коэффициент аппроксимации.

Стратегия 1:

КК = тыс. у.д.е

Стратегия 2:

КК = тыс. у.д.е

Стратегия 3:

КК = тыс. у.д.е

Постоянная часть затрат приближенно может быть определена по выражению

Kn=An+Bn Uном, ( 3.8 )

где An , Bn - коэффициенты аппроксимации.

Стратегия 1:

Kn = тыс. у.д.е

Стратегия 2:

Kn = тыс. у.д.е

Стратегия 3:

Kn = тыс. у.д.е

Капитальные затраты на подстанцию

Стратегия 1:

Kпc = тыс. у.д.е

Стратегия 2:

Kпc = тыс. у.д.е

Стратегия 3:

Kпc = тыс. у.д.е

Стоимость трансформаторов увеличена на 20%, так как были изготовлены под заказ.

Общие капитальные затраты

Стратегия 1:

Kпc = тыс. у.д.е

Стратегия 2:

Kпc = тыс. у.д.е

Стратегия 3:

Kпc = тыс. у.д.е

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле

Гэ = (ра + рто) К + Wхх+ Wнн , (3.9)

где ра, рто - отчисления на амортизацию и текущий ремонт [13, с.315]

Wх, W0 - потери энергии холостого хода и нагрузочные потери;

х , н - стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и нагрузочных потерь.

Стоимость 1 кВт-ч потерь электроэнергии может быть принята по данным [13], приведенным в ценах до 1992 года, в зависимости от региона сооружения сети, времени наибольших потерь и коэффициента попадания наибольшей нагрузки данного элемента сети в максимум нагрузки энергосистемы. При этом с учетом динамики цен [72] переход к стоимости 1 кВт-ч потерь на уровне 2005 года может быть осуществлен посредством повышающего коэффициента: в российских рублях к = 64, а в белорусских рублях к = 4800. Одновременно подчеркнем, что такая рекомендация может быть пользована исключительно в учебных целях и только для сравнительных технико-экономических расчетов.

В [72] предлагается затраты на возмещение потерь электроэнергии рас
считывать по тарифу на электроэнергию. Так, на начало 2004 года средний
тариф розничного рынка электроэнергии для потребителей Европейской зоны России сложился от 80 до 160 , а средний тариф для потребителей Белорусской энергосистемы в 2004 году в белорусских денежных единицах составил 99 .

(3.10)

(3.11)

(3.12)

Стратегия 1.

Так как U=220кВ потерями на корону пренебрегаем.

Стратегия 2.

Так как U=330кВ, следует учесть потери на корону.

Стратегия3.

Стратегия 1.

Стратегия 2.

Стратегия 3.

Годовые эксплуатационные расходы по (3.9) равны

ра + рто =0,028

Стратегия 1.

Гэ =тыс. руб

Стратегия 2.

Гэ =тыс. руб

Стратегия 3.

Гэ =тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности определяется по формуле

Сn = (3.13)

Стратегия 1.

Сn= тыс. руб

Стратегия 2.

Сn= тыс. руб

Стратегия 3.

Сn= тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии с учетом ущерба от ограничения в передаче мощности

Сn = (3.13)

- перевод в цены 2005 года

Стратегия 1.

Сn= тыс. руб

Стратегия 2.

Сn= тыс. руб

Стратегия 3.

Сn= тыс. руб

Результаты расчета экономических показателей для всех намеченных стратегий развития энергосистемы представлены в виде табл. 3.3.

Таблица 3.3

Результаты расчета экономических показателей

Показатель

Стратегия

1

2

3

Капитальные затраты, тыс.руб.

75948810

87951150

100568490

Годовые эксплуатационные расходы (издержки), тыс. руб.

Годовые потери электроэнергии, МВт.ч

53392,2

117398,9

191092

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба, тыс./кВт.ч

Стоимость передачи электроэнергии с учетом ущерба,тыс руб./кВт.ч

4.Принятие решений в условиях неопределенности

Для принятия решений необходимо составить две платежные матрицы: матрицу стоимостей передачи электроэнергии без учета ограничений по передаче мощности в систему Сз и матрицу стоимостей передачи электроэнергии в систему Сз с учетом ограничений.

Для составления платежных матриц необходимо рассмотреть все варианты передачи мощности для каждой из стратегий.

Стратегия 1: , =620 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

При отключении одной цепи линии С1-С3, оставшееся сможет передать 385 МВт мощности, следовательно, недоотпуска не будет.

Определим ущерб от недоотпуска энергии потребителям за время проведения плановых ремонтов

, тыс.руб (4.1)

- коэффициент вынужденного простоя при плановом ремонте.

- удельный ущерб от планового ограничения электроснабжения,

тыс. руб/кВт

При отключении одной цепи линии С2-С3 пропускная способность линии не изменится.

При отключении одной трансформаторной цепи, пропускная способность одной оставшейся составит 400 МВт мощности. Определим ущерб от недоотпуска энергии потребителям за время проведения плановых ремонтов:

;

; =6;

, тыс.руб

тыс. руб

Гэ = тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности:

Сn= тыс. руб

С учетом ущерба:

Сn= тыс. руб

Стратегия 1: , =806 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

При отключении одной цепи линии С1-С3, передать одна оставшееся сможет лишь 385 МВт мощности.

Определим ущерб от недоотпуска энергии потребителям за время проведения плановых ремонтов

; =6;

, тыс.руб

При отключении одной цепи линии С2-С3 пропускная способность линии не изменится.

При отключении одной трансформаторной цепи, пропускная способность одной оставшейся составит лишь 400 МВт мощности. Определим ущерб от недоотпуска энергии потребителям за время проведения плановых ремонтов:

;

; =6;

, тыс.руб

тыс. руб

Гэ = тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности:

Сn= тыс. руб

С учетом ущерба

Сn= тыс. руб

Стратегия 2: , =806 МВт;

МВт;

МВт.

При отключении одной цепи линии С1-С3, оставшаяся сможет передать 500 МВт мощности, следовательно, недоотпуска не будет. При отключении одной цепи линии С2-С3 пропускная способность линии не изменится.

При отключении одной трансформаторной цепи, пропускная способность одной оставшейся составит 630 МВт мощности. Определим ущерб от недоотпуска энергии потребителям за время проведения плановых ремонтов:

;

; =6;

, тыс.руб

тыс. руб

Гэ = тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности:

Сn= тыс. руб

С учетом ущерба

Сn= тыс. руб

Стратегия 2: , =434 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

тыс. руб

Гэ = тыс.руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности:

Сn= тыс. руб

С учетом ущерба:

Сn= тыс. руб

Стратегия 3 , =434 МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

тыс. руб

Гэ = тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности:

Сn= тыс. руб

С учетом ущерба:

Сn= тыс. руб

Стратегия 3: , =620МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

тыс. руб

Гэ = тыс. руб

Стоимость передачи электроэнергии без учета ущерба от ограничения в передаче мощности:

Сn= тыс. руб

С учетом ущерба:

Сn= тыс. руб

Результаты расчетов представим в виде табл. 4.1 и табл. 4.2

Таблица 4.1

Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии (с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии)

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

6,0909

20,150

26,583

2

6,420

4,521

13,41

3

6,420

5,142

3,981

Таблица 4.2

Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии (без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии)

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

5,538

3,963

3,05

2

6,414

4,491

3,456

3

6,414

5,135

3,952

Далее рекомендуется, преобразуем задачу минимизации стоимости передачи электроэнергии в задачу максимизации:

min Cn = max(A - Cn),

где А > а мaкс, а мaкс - наибольшее значение элемента платежной матрицы.

Имея платежные матрицы, можно решить задачу принятия решений в условиях риска и в условиях неопределенности на основании различных критериев. Примем А=10. Тогда получим новую платежную матрицу.

Таблица 4.3

Преобразованная платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

4,462

6,037

6,95

2

3,586

5,509

6,544

3

3,586

4,865

6,048

Используя формулу (4.2) сформируем матрицу рисков (табл. 4.4).

(4.2)

Таблица 4.4

Матрица рисков

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

0

0

0

2

0,876

0,528

0,406

3

0,876

1,172

0,902

Критерий Лапласа

По критерию Лапласа выгодна стратегия 1.

Критерий Вальда

По критерию Вальда выгодна стратегия 1.

Критерий Сэвиджа

По критерию Сэвиджа выгодна стратегия 1.

Критерий Гурвица

По критерию Гурвица выгодна стратегия 1.

Выполняя аналогичные расчеты для всех остальных значений , получим результаты и запишем их в табл. 4.5

Таблица4.5

Критерий Гурвица

Значение

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Значение критерия Н

6,95

6,701

6,452

6,204

5,995

5,706

5,457

5,208

4,96

4,711

4,462

Номер выгодной стратегии

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

Таблица 4.6

Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии (с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии)

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

6,0909

20,150

26,583

2

6,420

4,521

13,41

3

6,420

5,142

3,981

Примем А=30. Тогда получим новую платежную матрицу.

Таблица 4.7

Преобразованная платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

23,91

9,85

3,417

2

23,58

25,479

16,59

3

23,58

24,858

26,09

Таблица 4.8

Матрица рисков

Р

Стратегия

0,7

1,0

1,3

1

0

15,629

22,673

2

0,33

0

9,5

3

0,33

0,621

0

Критерий Лапласа

По критерию Лапласа выгодна стратегия 2.

Критерий Вальда

По критерию Вальда выгодна стратегия 3.

Критерий Сэвиджа

По критерию Сэвиджа выгодна стратегия 3.

Критерий Гурвица

По критерию Гурвица выгодна стратегия 3.

Выполняя аналогичные расчеты для всех остальных значений , получим результаты и запишем их в табл. 4.9

Таблица 4.9

Критерий Гурвица

Значение

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Значение критерия Н

26,09

25,72

25,59

25,34

25,086

24,84

24,58

24,33

24,082

23,83

23,58

Номер выгодной стратегии

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

Результаты принятия решений по различным критериям сведем в табл. 4.10.

Таблица 4.10

Результаты принятых решений

Условия и критерии

Предпочтительная стратегия

Без учета ущерба от ограничения в передаче мощности

С учетом ущерба

В условиях риска

Р1

Р3

В условиях неопределенности по критериям:

Лапласа

Вальда

Сэвиджа

Гурвица

Р1

Р1

Р1

Р1

Р2

Р3

Р3

Р3

5. Принятие решений в условиях многокритериальности

В соответствии с заданием расчеты необходимо выполнить для уровня передачи мощности в систему Сз Р = 1. В подразд. 3.2 ряд локальных критериев для каждой из стратегий уже был вычислен: капитальные затраты К, годовые эксплуатационные расходы Гэ, коэффициент вынужденного перерыва в передаче мощности ки, годовые потери электроэнергии W.

Локальный критерий в виде площади отчуждения под проектируемые линии Sл и приемную подстанцию Sпс может быть определен по формуле

S= Sл+ Sпс .

Площадь отчуждения земель для существующих конструкций воздушных линий характеризуется данными, приведенными в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Площадь отчуждения земель под линии электропередачи

Номинальное напряжение, кВ

Количество опор на 1 км, шт.

Площадь отчуждения земли

анкерно-угловых

промежуточных

под опору, м

на 1 км линии, га

анкерно-угловую

промежуточную

10

6

11

15

4

0,013

35

1,39

6,2

65

17

0,02

110

0,66

3,8

100

17

0,014

220

0,51

3,5

160

75

0,034

330

0,4

2,7

185

60

0,022

500

0,37

2,35

400

80

0,034

750

0,25

2,25

1000

650

0,18

Для определения площади отчуждения под подстанцию воспользуемся данными, приведенными в табл. 5.2 для наиболее распространенных типов подстанций.

Таблица 5.2

Ориентировочные размеры площадок открытых подстанций 35 - 750 кВ

Сочетания напряжений, кВ

Количество и мощность трансформаторов, шт. МВА

Количество линий

Ориентировочные размеры площади, м

ВН

СН

35/10

21….26,3

2

-

4050

110/10

216….240

2

-

6070

110/35/10

216….240

2

4

90100

220/110/10

2125….2200

2

10

150200

330/110/10

2125….2200

2

10

200250

500/220/10

2(3167)

4

10

300250

750/330/15,75

2(3333)

4

6-8

600700

Стратегия 1.

Количество опор на линии С1-С3:

анкерно-угловых , принимаем 77 штук

промежуточных , принимаем 525 штук

Площадь отчуждения земли под:

анкерно-угловые опоры

промежуточные опоры

линию

Общая площадь отчуждения земли под линию электропередачи С1-С3:

Количество опор на линии С2-С3:

анкерно-угловых , принимаем 36 штук

промежуточных , принимаем 245 штук

Площадь отчуждения земли под:

анкерно-угловые опоры

промежуточные опоры

линию

Общая площадь отчуждения земли под линию электропередачи С1-С3:

Площадь ОРУ 220/110/10 кВ

Количество и мощность трансформаторов, шт. МВА: 2х400

размеры площадки открытой подстанции:

Результирующая площадь отчуждения земли:

Стратегия 2.

Количество опор на линии С1-С3:

анкерно-угловых , принимаем 60 штук

промежуточных , принимаем 405 штук

Площадь отчуждения земли под:

анкерно-угловые опоры

промежуточные опоры

линию

Общая площадь отчуждения земли под линию электропередачи С1-С3:

Количество опор на линии С2-С3:

анкерно-угловых , принимаем 28 штук

промежуточных , принимаем 189 штук

Площадь отчуждения земли под:

анкерно-угловые опоры

промежуточные опоры

линию

Общая площадь отчуждения земли под линию электропередачи:

Площадь ОРУ 330/110/10 кВ

Количество и мощность трансформаторов, шт. МВА: 2х630

размеры площадки открытой подстанции:

Результирующая площадь отчуждения земли:

Стратегия 3.

Количество опор на линии С1-С3:

анкерно-угловых , принимаем 60 штук

промежуточных , принимаем 405 штук

Площадь отчуждения земли под:

анкерно-угловые опоры

промежуточные опоры

линию

Общая площадь отчуждения земли под линию электропередачи С1-С3:

Количество опор на линии С2-С3:

анкерно-угловых , принимаем 28 штук

промежуточных , принимаем 189 штук

Площадь отчуждения земли под:

анкерно-угловые опоры

промежуточные опоры

линию

Общая площадь отчуждения земли под линию электропередачи:

Площадь ОРУ 330/110/10 кВ

Количество и мощность трансформаторов, шт. МВА: 2х630

размеры площадки открытой подстанции:

Результирующая площадь отчуждения земли:

Результаты расчетов для различных стратегий развития энергосистемы представим в виде табл. 5.3.

Таблица 5.3

Результаты расчета площади отчуждения земли

Показатель

Стратегия

1

2

3

Площадь отчуждения земли, га

20,54

36,128

36,128

Определив все локальные критерии составим матрицу в виде табл. 5.4

Таблица 5.4

Матрица локальных критериев

Стратегия

Локальные критерии

К, тыс. у.д.е.

Гэ, тыс. у.д.е.

W, МВтч

Кв

S, га

1

75948810

1828057,3

53392,2

69,1

20,54

2

87951150

2122450,1

117398,9

3,673

36,128

3

100568490

2432561,9

191092

3,68

36,128

Нормализуем локальные критерии, воспользовавшись следующей формулой:

(5.2)

где еqмакс и еqмин - соответственно максимальное и минимальное значение q-го локального критерия.

Так, например, для критерия е1=К будем иметь:

Результаты нормализации критериев сведём в таблицу 5.5.

Таблица 5.5

Матрица нормализованных локальных критериев

Стратегия

К

Г

ДW

КВ

S

1

3,085

3,024

0,387

1,0561

1,32

2

3,572

3,511

0,853

0,0561

2,322

3

4,0849

4,0241

1,388

0,0562

2,322

Преобразуем задачу минимизации в эквивалентную задачу максимизации:

(5.3)

Зададимся заведомо большим числом А относительно значений локальных критериев. Пусть А = 5. Результаты преобразования задачи минимизации локальных критериев в задачу максимизации приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.6

Матрица нормализованных локальных критериев в виде

Стратегия

е1 = К

е2 = Г

е3 = ДW

е4 = КВ

е5 = S

1

1,915

1,976

4,613

3,944

3,68

2

1,428

1,489

4,147

4,944

2,678

3

0,915

0,976

3,612

4,944

2,678

1. Принцип выделения главного критерия

В качестве главного критерия, например, выберем критерий е1 = К. Для остальных критериев зададим ограничения:

(5.4)

Тогда получим

Оптимальна стратегия 2. При этом введенные ограничения по относительным критериям соблюдаются.

2. Принцип последовательной оптимизации на основе жесткого приоритета

Установим ряд приоритета локальных критериев. Пусть он имеет вид

Решим одноцелевую задачу для самого важного критерия, воспользовавшись следующей формулой:

(5.5)

Предпочтительна стратегия 1.

Решим одноцелевую задачу для следующего по важности критерия е2:

при ограничении .

По критерию предпочтительна стратегия Х, но при этом не выполняется условие по , так как при стратегии Х . Следовательно, по данному принципу расчет необходимо закончить и предпочтительной считать стратегию Х.

3. Принцип последовательной уступки

Установим ряд приоритетов

Решим одноцелевую задачу по критерию е1:

Предпочтительна стратегия 1.

Зададимся величиной уступки Де1 = 0,1. Далее решим одноцелевую задачу по критерию е2:

При ограничении .

Поскольку , то е11,815.

По критерию е2 предпочтительна стратегия Х1, так как ограничения по е1 не выполняется .

Зададимся величиной уступок по е1 и е2 в виде е1=0,1, е2=0,15 и решим одноцелевую задачу по критерию е3:

При ограничении , то есть е11,815.

, то есть .

По критерию е3 предпочтительна стратегия Х1 ,следовательно, при заданных уступках предпочтительной остается стратегия Х1.

4. Принцип относительного гарантированного уровня

Будем полагать, что все локальные критерии по важности равноправны. Найдем оптимальные значения локальных критериев и оптимальные стратегии , решив следующие одноцелевые задачи:

Выберем из оптимальных значений локальных критериев максимальные значения:

Найдем значения локальных критериев для всех полученных оптимальных стратегий и разделим их на

(5.6)

;;;

;.

;;;

;.

;;;

;.

;;;

;.

;;;

;.

Найдем минимальные значения критерия оптимальности из каждого полученного ряда:

;

;

;

;

Решим одноцелевую задачу вида:

Число 0,839 относится к критерию е3min и соответствует значениям е3(Х4). Но поскольку , то по этому принципу предпочтительней является стратегия Х2.

5. Принцип весовых коэффициентов

Зададимся весовыми коэффициентами:

; ; ; ; .

Одноцелевая задача формируется так:

(5.7)

где q - весовые коэффициенты.

По формуле (5.7 найдём значения Е(Х) для каждой стратегии:

.

Решаем задачу вида:

Предпочтительна стратегия 1.

6. Принцип справедливого компромисса

Полагая важность всех локальных критериев одинаковой, вычислим значения Е(Х) для каждой стратегии.

. (5.8)

;

;

.

Решим задачу вида:

(5.9)

.

Предпочтительна стратегия 1.

7. Принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев

Рассмотрим в первом случае реализацию этого принципа, когда важность локальных критериев одинакова.

Найдем локально-оптимальные значения критериев:

(5.10)

Вычисляем Еj для каждого критерия:

(5.11)

Решение многоцелевой задачи имеет вид:

(5.12)

Если локальные критерии неравнозначны, то функция по всем критериям видоизменяется:

(5.13)

Находим локально-оптимальные значения критериев:

;

;

;

.

Вычисляем функцию Еj:

Тогда: .

По данному принципу при одинаковой важности локальных критериев предпочтительна стратегия 3.

Результаты расчетов представим в виде табл. 5.7.

Таблица 5.7

Результаты принятия решений в многоцелевой задаче

Принцип выбора оптимальной стратегии

Предпочтительная стратегия

Принцип выделения главного критерия

1

Принцип последовательной оптимизации на основе жесткого приоритета

1

Принцип последовательной уступки

1

Принцип относительного гарантированного уровня

2

Принцип весовых коэффициентов

1

Принцип справедливого компромисса

1

Принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев

3

Вывод

По результатам расчета можно сделать вывод, что в условиях неопределенности по различным критериям оптимальной является:

Стратегия 1- без учета ущерба от ограничения в передаче мощности.

Стратегия 3- с учетом ущерба от ограничения в передаче мощности.

Результаты принятых решений

Условия и критерии

Предпочтительная стратегия

Без учета ущерба от ограничения в передаче мощности

С учетом ущерба

В условиях риска

Р1

Р3

В условиях неопределенности по критериям:

Лапласа

Вальда

Сэвиджа

Гурвица

Р1

Р1

Р1

Р1

Р2

Р3

Р3

Р3

В условиях же многокритериальности по различным критериям оптимальной является стратегия 1.

Результаты принятия решений в многоцелевой задаче

Принцип выбора оптимальной стратегии

Предпочтительная стратегия

Принцип выделения главного критерия

1

Принцип последовательной оптимизации на основе жесткого приоритета

1

Принцип последовательной уступки

1

Принцип относительного гарантированного уровня

2

Принцип весовых коэффициентов

1

Принцип справедливого компромисса

1

Принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев

3

Литература

Теория прогнозирования и принятия решения / Под ред. С.А.Саркисяна. -М.: Высш. школа, 1977.

В е н т ц е л ь ЕС. Исследование операций. - М.: Сов. радио, 1972.

С ы ч Н. М. САПР и оптимизация развития электроэнергетических систем: Лабораторные работы. - Минск: БГПА, 1996.

П о с п е л о в Г. Е., Ф е д и н ВТ. Электрические системы и сети. Проектирование. - Минск: Выш. школа, 1988.

5.Вентцель ЕС. Исследование операций. Задачи, принципы, методология. - М.: Наука, 1980.

б.Шнелль Р.В. Применение теории игр для формализации принятия решений некоторых электроэнергетических задач в условиях неопределенности // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1972. - № 6.

Л е в и н М. С, Козлов Ю. А. Применение методов теории игр для технико-экономической оценки нормируемых пределов отклонения напряжения у сельских потребителей //В кн.: Электрификация технологических процессов сельскохозяйственного производства и электроснабжение сельского хозяйства. Том XVII. Вып. 5.-М.:ВИЭСХ, 1980.

Мелентьев Л. А. Проблема неопределенности оптимальных решений в больших системах энергетики // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1975. - № 4.

Лисочкина ТВ., Михеева Н. Б., Окороков В. Р. Многокритериальная оптимизация вариантов транспорта энергии // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1980. - № 3.

10. Шнелль Р. В., Воропаев П. В., Картавцев В. В. Выбор основных параметров высоковольтных электропередач. -Воронеж: Изд-во Воронежского университета, 1984.

11.Короткевич М.А. Оценка целесообразности модернизации электросетевого оборудования // Электрические станции. -1989. -№ 10.

12. С ы ч Н. М., Ф е д и н В. Т. Проектирование электрических сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие. -Минск: БГПА, 1994.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и ИМ. Шапиро. - М: Энергоатомиздат, 1985.

Ш а п и р о И. М. Стратегия развития электрических сетей и охрана окружающей среды // Энергетическое строительство. 1989. -№1.

Б а т и щ е в Д. И. Методы оптимального проектирования. -М.: Радио и связь, 1984.

16.Беляев Л. С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. - Новосибирск: Наука, 1978.

17. Р а и ф а X. Анализ решений. Введение в проблему выбора в условиях неопределенности. - М.: Наука, 1977.

18.Кини Р. Л., Райфа X. Принятие решений при многих критериях: предпочтения и замещения. - М.: Наука, 1981.

Ш т о й е р Р. Многокритериальная оптимизация. Теория, вычисления и приложения. - М.: Наука, 1992.

Юдин Д. Б. Вычислительные методы теории принятия решений. - М.: Наука, 1989.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Выбор оптимальной стратегии развития дефицитной энергосистемы в условиях риска, неопределенности и многокритериальности. Определение стоимости передачи электроэнергии. Расчет показателей надежности с целью определения ущерба от перерывов электроснабжения.

    курсовая работа [823,1 K], добавлен 17.04.2012

  • Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.

    курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013

  • Выбор схемы присоединения новых подстанций, номинального напряжения, сечений и марок проводов линий, трансформаторов. Проверка их загрузки и определение приведенных затрат. Механизм расчета и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети.

    курсовая работа [863,6 K], добавлен 22.01.2017

  • Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.

    курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014

  • Специфика выбора технического резерва генерирующих мощностей в электроэнергетической системе с учетом проведения планово-предупредительных ремонтов генераторов. Оценка суммарного уровня мощности генерирующих агрегатов, порядок расчета режимной надежности.

    лабораторная работа [497,5 K], добавлен 02.04.2011

  • Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы, графики их работы. Выбор схем соединения линий электрических передач (ЛЭП). Выбор номинальных напряжений и определение сечений проводов. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях.

    лабораторная работа [291,5 K], добавлен 23.12.2009

  • Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы. Баланс энергии.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 17.11.2012

  • Теоретические аспекты применения новых технологий, обеспечивающих развитие и функционирование единой национальной электрической сети. Проектирование электросети для района: выбор активной и реактивной мощности, компенсирующих устройств и оборудования.

    дипломная работа [5,3 M], добавлен 22.02.2012

  • Схема Фомского предприятия районных электрических сетей (РЭС), входящих в операционную зону Фомского РДУ. Оценка режимной (балансовой) надежности РЭС. Структурная (схемная) надежность узла нагрузки РЭС. Численные значения активной мощности подстанций.

    курсовая работа [96,0 K], добавлен 04.06.2015

  • Определение мощности судовой электростанции табличным методом, выбор генераторных агрегатов и преобразователей электроэнергии. Разработка структурной однолинейной электрической схемы генерирования и распределение электроэнергии. Выбор аккумуляторов.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 02.06.2009

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.