Наивыгоднейшее распределение нагрузки потребителей в энергосистеме

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

Наивыгоднейшее распределение нагрузки потребителей в энергосистеме



Содержание

1. Постановка задачи

2. Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции

3. Оптимальное распределение нагрузки между агрегатами тепловой электростанции

4. Оптимальное распределение активной нагрузки между блоками КЭС с учётом стоимости топлива

5. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС

6. Оптимальное распределение нагрузки в энергосистеме с ТЭС и ГЭС без учёта потерь активной мощности

7. Оптимальное распределение нагрузки в энергосистеме с ТЭС и ГЭС с учётом потерь активной мощности в электрической сети

8. Оптимальное распределение реактивной нагрузки потребителей между ГЭС и ТЭС

9. Анализ планируемого электрического режима ЭЭС

Заключение

Литература



1. Постановка задачи

Рассмотрим основные положения задачи оптимизации смешанной энергосистемы, состоящей из двух конденсационных электростанций (КЭС-1, 2), одной гидроэлектростанции (ГЭС) и четырех подстанций потребителей электроэнергии, связанных воздушными линиями (ВЛ) 110 кВ (рис. 1). Требуется определить оптимальное распределение электрической нагрузки потребителей по условию минимума затрат на производство электроэнергии на электрических станций.

Для КЭС-1 задан состав работающих блоков, состоящий из разных типов. Для каждого типа известны основные технико-экономические характеристики парогенераторов и турбогенераторов. В составе КЭС-2 работают четыре блока по 25 МВт, которые определяют заданную для электростанции характеристику относительного прироста (ХОП) расхода топлива.

Рис. 1. Электроэнергетическая система.	Рис. 2 Характеристики расхода воды и относительного прироста расхода воды.

На ГЭС включены в работу два гидроагрегата с рабочей мощностью по 50 МВт. Среднесуточный расход воды для ГЭС составляет Qср=275 м3/с, а минимальный - Qmin=90 м3/с. Характеристики расхода воды и относительного прироста расхода воды для ГЭС приведены на рис. Исходные данные по КЭС-1, 2, электрическим нагрузкам потребителей, суммарной нагрузки энергосистемы и длинам ВЛ 110 кВ приведены в таблицах 1.-5.

Таблица 1. Характеристики блоков КЭС-1.

Блок	N	q1, Гкал/МВт	P0, МВт	q2, Гкал/МВт	Qxx, Гкал	Тип ПГ
К-50	1	2, 2	45	2, 3	11	ТП-70
К-100	2	1, 9	85	2, 4	18	ТП-80

Таблица 2 Характеристики КЭС-

P, МВт	55	82	82	100
е, тут/МВт·ч	0, 28	0, 34	0, 36	0, 42

Таблица 3. КПД парогенераторов.

ТП-70	Q, Гкал	60	70	80	90	100	110	120
	КПД (N-2)	85, 1	85, 3	85, 6	85, 8	85, 9	86	85, 8
ТП-80	Q, Гкал	100	120	140	160	180	200	220
	КПД (N-2)	85, 4	85, 8	86, 1	86, 3	86, 4	86, 3	86, 1

Таблица 4. График нагрузки от Рм (Pм=380 МВт).

t	б	1	2	3	4	5	6
Pн1, %	0, 5	58	65	90	90	100	70
Pн2, %	0, 15	65	70	92	93	100	75
Pн3, %	0, 15	50	60	100	85	90	85
Pн4, %	0, 2	55	68	100	85	95	85

Таблица 5. Длины ЛЭП.

Длины ЛЭП, км	L1	L2	L3	L4	L5	L6	L7	L8	L9
	30	53	-	28	42	45	38	40	32

Для определения оптимальных режимов работы КЭС-1, 2 и ГЭС необходимо решить следующие задачи:

1. Для КЭС-1 построить характеристики относительных приростов расхода топлива для каждого типа блоков, затем графическим методом построить характеристику относительного прироста электростанции в целом и составить диспетчерскую график нагрузки.

Определить оптимальное распределение активной нагрузки между блоками КЭС-1 при работе первого и второго блока на природном газе и мазуте, имеющих разные цены.

3. Построить суточные графики активной нагрузки отдельных подстанций и суммарный суточный график потребления электроэнергии.

4. Для энергосистемы графическим методом найти оптимальное распределение суточного графика активной нагрузки между электростанциями без учета потерь активной мощности в сети, обеспечив заданный средний расход воды на ГЭС с точностью не менее 5 процентов.

5. Найти оптимальное распределение активной нагрузки между электрическими станциями с учетом потерь активной мощности в электрической сети. Для ГЭС проверить заданный суточный расход воды по результатам оптимального распределения.

6. Для наибольших нагрузок провести расчет электрического режима в программном пакете «Космос» при найденных оптимальных активных мощностях электростанций и выбранной реактивной нагрузке их. Затем найти оптимальное распределение реактивных нагрузок между электростанциями. Результаты представить в виде диспетчерских графиков. При расчетах электрических режимов принять в качестве балансирующего узла шины высокого напряжения ГЭС.

Далее показан ход решения вышеуказанных задач с применением программных пакетов MathCad и КОСМОС.



2. Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции

Критерием оптимального распределения активной мощности, которую должна вырабатывать конденсационная тепловая электростанция (КЭС) за час в соответствии с диспетчерским графиком, является минимальный расход топлива. Условием оптимального распределения нагрузки между блоками электростанций является равенство относительных приростов расхода топлива для всех параллельно работающих блоков. При распределении нагрузки в энергосистеме используются аналогичные характеристики электростанций (ЭС).

Расчет характеристики относительного прироста (ХОП) расхода топлива ЭС начинают с определения характеристик всех установленных и включенных в работу блоков. ХОП блока определяется текущим техническим состоянием основного оборудования блока, парогенератора и турбогенератора. Основой для построения являются нормативные характеристики этого оборудования. Для каждого типа блоков задаются характеристики К.П.Д. парогенератора от его тепловой нагрузки и расходные характеристики турбогенератора. ХОП блока брутто строится по точкам в рабочем диапазоне нагрузки блока. Минимальная мощность определяется парогенератором, который не допускает глубокой разгрузки из-за возможного погасания факела, останова и последующей растопки котла. Максимальная мощность ограничивается номинальными параметрами оборудования.

При определении характеристик для парогенератора используется зависимость К.П.Д. от часовой производительности, определяемой в тоннах свежего пара или в Гкал. Для турбогенератора используется типовая характеристика расхода тепла, состоящая из двух отрезков прямых с возрастанием наклона при мощности Р0.

Характеристика описывается формулой (1) с использованием д-функции, равной нулю при P ? P0 и 1 при P > P0,

, (1)

где: Р - мощность блока в МВт,

Q - расход тепла в Гкал,

Qxx - расход холостого хода,

q1, q2 - относительные приросты расхода тепла на участках характеристики.

Расчёт ХОП блока начинают с построения характеристики относительного прироста ек(Q) парогенератора методом обратного баланса. В соответствии с методом для каждой произвольно выбираемой точки Qi заданной характеристики котла находят значение и определяют потери тепла в Гкал

.(2)

По найденным точкам строится график в виде плавной кривой и методом конечных приращений в каждой точке определяется производная в относительных единицах

.(3)

Относительный прирост для котла в именованных единицах т.у.т./Гкал определяется по формуле



.(4)

Все расчётные данные рекомендуется оформить в виде таблицы, столбцы которой соответствуют параметрам Qi, зi, Qпi, вi*, екi, а строки разным значениям выработки тепла Q. Полученные расчётом точки екi для парогенераторов ТП-70 и ТП-80 сведём соответственно в таблицы 6 и 7 и построим зависимости ек(Q) (рис. 3, 4.):

Таблица 6. Относительный прирост расхода топлива для ТП-70.

Qi, Гкал	, %	Qп, Гкал	ДQп, Гкал	в*, о.е.	ек, т.у.т/Гкал
60	84, 5	11	-	-	-
70	84, 8	12, 547	1, 547	0, 155	0, 1651
80	85, 1	14	1, 46	0, 146	0, 1638
90	85, 3	15, 51	1, 51	0, 151	0, 1645
100	85, 4	17, 096	1, 586	0, 1586	0, 1656
110	85, 2	19, 12	2, 024	0, 2024	0, 1718
120	85	21, 17	2, 05	0, 205	0, 1722

Рис. 3. Характеристика относительного прироста расхода топлива для ТП-70.



Рабочий диапазон мощности блока снизу ограничивается минимальной загрузкой котла Q1 и в соответствии с расходной характеристикой ТГ определяется по формуле

.(5)

Таблица 7. Относительный прирост расхода топлива для ТП-80.

Qi, Гкал	, %	Qп, Гкал	ДQп, Гкал	в*, о.е.	ек, т.у.т/Гкал
100	85, 4	17, 096	-	-	-
120	85, 8	19, 86	2, 764	0, 1382	0, 16265
140	86, 1	26	2, 74	0, 137	0, 16248
160	86, 3	25, 4	2, 8	0, 14	0, 163
180	86, 4	28, 333	2, 933	0, 147	0, 164
200	86, 3	31, 75	3, 417	0, 171	0, 167
220	86, 1	35, 517	3, 768	0, 1884	0, 17

Рис. 4. Характеристика относительного прироста расхода топлива для ТП-80.



В связи с этим рекомендуется следующий алгоритм расчёта характеристики относительного прироста ек(P) блока электростанции.

1. Намечаются несколько точек Pi в диапазоне Pmin, …, Pн с обязательным включением точки P0.

Для каждой точки определяется относительный прирост qт турбогенератора, равный q1 или q В точке P0 принимаются оба значения, что и определяет разрыв в характеристике блока при этой мощности.

3. Определяется расход тепла на ТГ по формуле (1).

4. По характеристике котла ек(P) для найденного расхода тепла определяют прирост екi.

5. Относительный прирост блока т.у.т./(МВтч) определяется как произведение соответствующих приростов котла и турбогенератора

(6)

Результаты расчёта сведём в таблицы 8 и 9 для блоков К-50 и К-100 соответственно. Полученную характеристику относительного прироста блока представим в виде графика, дополнив её вертикальными участками на границах рабочего диапазона (рис. 5). В таком виде она будет использована в дальнейшем при графическом распределении нагрузки.

Таблица 8. Относительный прирост блока К-50.

Р, МВт	q, Гкал/МВт	Q, Гкал	ек, тут/Гкал	ебл, тут/МВтч
25	2, 2	66	0, 1642	0, 36124
30	2, 2	77	0, 164	0, 361
35	2, 2	88	0, 1643	0, 3615
40	2, 2	99	0, 1667	0, 3652
45	2, 2	110	0, 17	0, 374
45	2, 3	110	0, 17	0, 391
50	2, 3	121, 5	0, 1732	0, 39836



Таблица 9. Относительный прирост блока К-100.

Р,	q,	Q,	ек,	ебл,
МВт	Гкал/МВт	Гкал	т.у.т./Гкал	т.у.т./ МВт*ч
55	1, 9	122, 5	0, 1626	0, 30894
60	1, 9	132	0, 1625	0, 30875
65	1, 9	141, 5	0, 1626	0, 30894
70	1, 9	151	0, 1628	0, 30932
75	1, 9	160, 5	0, 163	0, 3097
80	1, 9	170	01634	0, 31
85	1, 9	179, 5	0, 164	0, 3116
85	2, 4	179, 5	0, 164	0, 3936
90	2, 4	191, 5	0, 1656	0, 39744
95	2, 4	203, 5	0, 1676	0, 40224
100	2, 4	215, 5	0, 1694	0, 40656

Рис. 5. Характеристики относительного прироста блоков КЭС-1.



3. Оптимальное распределение нагрузки между агрегатами тепловой электростанции

Характеристика относительного прироста КЭС строится при условии оптимального распределения мощности между блоками ЭС. Критерием оптимального распределения является минимум расхода топлива при работе всех блоков на одинаковом топливе или минимум затрат при работе их на топливе с разной стоимостью. Условием оптимального распределения активной мощности между блоками ЭС является равенство их относительных приростов:

(7)

Оптимальную нагрузку блоков можно найти графическим методом. Для этого необходимо построить ХОП блоков в одинаковом масштабе по оси приростов, затем для разных значений одинакового для всех блоков прироста по характеристикам найти нагрузку каждого типа блоков и общую нагрузку КЭС путем суммирования найденных мощностей с учетом числа блоков каждого типа. Для характеристик с линейными участками достаточно провести суммирование только для тех значений приростов, при которых меняется наклон участков. Полученные таким образом точки образуют ХОП электростанции (рис. 6).

Оптимальное распределение общей нагрузки Р0 находят обратным ходом: на оси мощности КЭС откладывается величина Р0, определяется соответствующий ей прирост, и для этого одинакового для всех блоков значения по ХОП блоков находят мощность каждого. Результаты распределения представляются в виде диспетчерской таблицы (таблица 10), которая помогает дежурному инженеру станции обеспечивать выполнение диспетчерского графика при минимальных расходах топлива. Диспетчерские таблицы строятся для разных составов включенных в работу блоков. В них для разных значений общей нагрузки Р0 в рабочем диапазоне для заданного состава указывается оптимальная мощность каждого блока.

Рис. 6. Характеристика относительного прироста топлива КЭС-1.

Таблица 10. Диспетчерская таблица.

Р0, МВт	Блоки	Прирост, т у.т./МВт.ч
	РК-50, МВт	РК-100, МВт	РК-100, МВт
135	25	55	55	0, 3089
140	25	57, 5	57, 5	0, 30887
150	25	62, 5	62, 5	0, 30889
160	25	67, 5	67, 5	0, 30892
170	25	72, 5	72, 5	0, 30894
180	25	77, 5	77, 5	0, 30966
190	25	82, 5	82, 5	0, 3108
200	30	85	85	0, 3612
210	40	85	85	0, 3652
220	47	86, 5	86, 5	0, 3941
230	50	90	90	0, 39836
240	50	95	95	0, 4031
250	50	100	100	0, 40656



4. Оптимальное распределение активной нагрузки между блоками КЭС с учётом стоимости топлива

При работе блоков на разном топливе, имеющем цены с1 и с2 в руб/т.у.т., критерием оптимального распределения является минимум затрат на топливо при выполнении условия баланса мощности. Условием оптимальности в этом случае также, как и при минимизации расхода топлива, является равенство относительных приростов затрат, измеряемых в руб/МВтч,

.(8)

Рассмотрим случай, когда блок К-50 работает на газе, а блок К-100 на мазуте, с1=1000 руб/м3 и с2=5000 руб/м3. Учитывая, что коэффициенты приведения к условному топливу для газа и мазута соответственно составляют 1, 15 и 1, 37 получим сК-50=869, 57 руб/т.у.т., сК-150=3649, 64 руб/т.у.т. В этом случае оптимальное распределение нагрузки КЭС между блоками и построение диспетчерской таблицы выполняется аналогично, но ХОП расхода топлива должны быть построены в ценовых единицах по оси ординат в одинаковом масштабе. Результаты расчетов для блоков К-50 и К-100 сведём соответственно в таблицы 11 и 1 ХОП затрат блоков К-50, К-100 и КЭС-1 приведены на рис. 7. и 8.

Таблица 11. Относительный прирост для блока К-50.

Р, МВт	q, Гкал/МВт	Q, Гкал	ек, т.у.т./Гкал	ебл, т.у.т./ МВт*ч	ебл, руб/ МВт*ч
25	2, 2	66	0, 1642	0, 36124	314, 12
30	2, 2	77	0, 164	0, 361	313, 9
35	2, 2	88	0, 1643	0, 3615	314, 35
40	2, 2	99	0, 1667	0, 3652	317, 57
45	2, 2	110	0, 17	0, 374	325, 22
45	2, 3	110	0, 17	0, 391	340
50	2, 3	121, 5	0, 1732	0, 39836	346, 4

Таблица 12. Относительный прирост для блока К-100.

Р, МВт	q, Гкал/МВт	Q, Гкал	ек, т.у.т./Гкал	ебл, т.у.т./ МВт*ч	ебл, руб/ МВт*ч
55	1, 9	122, 5	0, 1626	0, 30894	1127, 52
60	1, 9	132	0, 1625	0, 30875	1126, 83
65	1, 9	141, 5	0, 1626	0, 30894	1127, 52
70	1, 9	151	0, 1628	0, 30932	1128, 91
75	1, 9	160, 5	0, 163	0, 3097	1130, 29
80	1, 9	170	01634	0, 31	1131, 39
85	1, 9	179, 5	0, 164	0, 3116	1137, 23
85	2, 4	179, 5	0, 164	0, 3936	1436, 5
90	2, 4	191, 5	0, 1656	0, 39744	1450, 513
95	2, 4	203, 5	0, 1676	0, 40224	1468
100	2, 4	215, 5	0, 1694	0, 40656	1483, 8

Рис. 7. ХОП затрат блоков с учетом работы на разном виде топлива и различной ценой.



Рис. 8. ХОП затрат КЭС-1 с учетом работы на разном виде топлива.

Диспетчерская таблица 13, построенная по минимуму затрат на топливо, будет отличаться от таб. 10.

Таблица 13. Диспетчерская таблица с учетом стоимости топлива.

Рн, МВт	Блоки	Прирост, руб./МВт.ч
	РК-50, МВт	РК-100, МВт	РК-100, МВт
135	30	55	55	314
140	40	55	55	317, 6
150	50	55	55	346, 4
160	50	60	60	1127
170	50	65	65	1127
180	50	70	70	1129
190	50	75	75	1130
200	50	80	80	1131, 4
210	50	85	85	1137
220	50	90	90	1450, 5
230	50	95	95	1468
240	50	100	100	1483
250	30	55	55	314

Неучёт стоимости топлива при распределении нагрузки между блоками может привести к значительному перерасходу денежных средств и, как следствие, к повышению себестоимости вырабатываемой электроэнергии. Далее необходимо оценить суточный перерасход денежных средств в том случае, когда оптимальные мощности блоков, работающих на разном топливе, определены по условию равенства относительных приростов расхода топлива, т.е. без учета цены топлива. Для определения перерасхода можно использовать тот факт, что относительный прирост является производной расхода или затрат на топливо

, (9)

и поэтому, любое приращение функции при изменении аргумента от до определяется, как определённый интеграл,

.(10)

Интеграл, равный площади фигуры, можно приближённо определить как площадь трапеции (рис. 9).

.(11)



Рис. 9. Графическое пояснение определения перерасхода средств.

Оценим перерасход денежных средств для случая, когда оптимальные мощности блоков, работающих на разном топливе, определены по условию равенства относительных приростов расхода топлива, т.е. без учёта цены топлива. Суточная нагрузка станции рассчитана далее в разделе «Оптимальное распределение нагрузки без учёта потерь». Определим нагрузки блоков по условию равенства относительных приростов расхода топлива без учёта цены и с учётом цены. Полученные значения сведём в таблицу 14.

Таблица 14 Диспетчерская таблица с учетом и без учета стоимости топлива

t, ч	P КЭС-1, МВт	P, МВт (без учета стоимости топлива)	P, МВт (с учетом стоимости топлива)
		К-50	К-50	К-100	К-50	К-50	К-100
0..4	135	25	55	55	25	55	55
4..8	135	25	55	55	25	55	55
8..12	195	25	85	85	50	72, 5	72, 5
1.16	180	25	77, 5	77, 5	50	65	65
16..20	206	35	85, 5	85, 5	50	78	78
20..24	188	50	69	69	50	69	69



Перерасход средств в каждом 4-х часовом интервале определим как разность перерасхода за счёт перегруза блока К-100 и снижения расхода за счёт недогруза блока К-50 при распределении нагрузки без учёта стоимости. Просуммировав перерасход по всем периодам, получим искомое значение перерасхода денежных средств за сутки, равное 58109 рублей и 40 копеек.

5. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС

Суточный график электрической нагрузки потребителей ЭЭС условно делится на три характерные зоны (рис. 10): базисную - 1, лежащую ниже линии минимальной нагрузки; полупиковую - 2, расположенную между линиями минимальной и среднесуточной нагрузок; пиковую - 3, лежащую выше линии средней нагрузки.

Рис. 10. Пример суточного графика электрической нагрузки потребителей.

Исходной информацией (таб. 15) для построения суточного графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС является сумма типовых графиков нагрузок 4-х узлов (подстанций) ЭЭС. В примере максимальная активная нагрузка потребителей составляет Рм=380 МВт. Максимальная электрическая нагрузка каждого потребителя определяется долевым коэффициентом б, который задается преподавателем. По умолчанию эти коэффициенты можно принять равными 0.5, 0.15, 0.15 и 0.

Таблица 15. Суточный график электрической нагрузки потребителей.

t, ч	Нагрузка 1	Нагрузка 2	Нагрузка 3	Нагрузка 4	Общая нагрузка ЭЭС, МВт
	№ гр	Pmax	№ гр	Pmax	№ гр	Pmax	№ гр	Pmax
	2	190	3	57	4	57	5	76
	P1, %	P1, МВт	P2, %	P2, МВт	P3, %	P3, МВт	P4, %	P4, МВт
0..4	58	110, 2	65	37, 05	58	33, 06	65	49, 4	229, 71
4..8	65	123, 5	73	41, 61	65	37, 05	70	53, 2	255, 36
8..12	95	180, 5	100	57	90	51, 3	92	69, 32	358, 12
1.16	75	142, 5	85	48, 45	90	51, 3	93	70, 68	312, 93
16..20	100	190	50	51, 3	100	57	100	76	374, 3
20..24	80	152	85	48, 45	70	39, 9	75	57	297, 35

Суточный график электрической нагрузки характеризуется следующими показателями (рис. 11):

Рис. 11. График электрической нагрузки энергосистемы.



максимальная активная нагрузка ;

минимальная нагрузка ;

среднесуточная нагрузка ;

где - суточное потребление электроэнергии;

коэффициент неравномерности графика ;

плотность графика нагрузки .

6. Оптимальное распределение нагрузки в энергосистеме с ТЭС и ГЭС без учёта потерь активной мощности

В рассматриваемой ЭЭС параллельно с ТЭС работает ГЭС, водохранилище которой позволяет обеспечивать суточный цикл регулирования с заданным среднесуточным расходом воды Q0=275 м3/с и обязательным санитарным пропуском Qmin=90 м3/с.

Критерием оптимизации в смешанной ЭЭС является минимум расхода топлива на ТЭС за цикл регулирования (сутки) при использовании заданного среднесуточного расхода воды на ГЭС Qср. Условием оптимального распределения активной нагрузки в смешанной ЭЭС без учета потерь активной мощности в электрической сети является равенство ХОП энергоносителей, которое должно соблюдаться для каждой ступени t графика нагрузки внутри цикла регулирования,

, (12)

, (13)

. (14)



где:Q(Pг) - расчетный расход воды на ГЭС, q(Pг) - удельный прирост расхода воды, л - удельная экономия.

Оптимизация проводится методом последовательных приближений путем подбора для ГЭС такой удельной экономии л, при которой соблюдается условие баланса по воде. В качестве исходного приближения л0 принимается такое значение, при котором скорректированная ХОП ГЭС qл0 попадает в диапазон изменения ХОП е(P) КЭС-1 и КЭС-2 (рис. 12).

Рис. 1 Характеристика относительного прироста КЭС-

Минимальная нагрузка ГЭС определяется по расходной характеристике (рис. 13) и заданному санитарному пропуску Qmin.



Рис. 13. Характеристика расхода воды на ГЭС.

В качестве исходного приближения принимаем значение т.у.т.*с/м3, при котором скорректированная ХОП ГЭС (рис. 14) попадает в диапазон изменения ХОП е(P) КЭС-1 и КЭС-2 (табл. 16).

Таблица 16. Корректировка характеристики ГЭС.

Р, МВт	0	20	40	60	80	100
q, м3/с·МВт	5, 1	5, 75	6, 4	7, 2	8, 3	10
	0, 2040	0, 224	0, 252	0, 292	0, 34	0, 4000

Оптимальное распределение нагрузки между ЭС найдём графическим методом. Для этого построим характеристики КЭС-1, КЭС-2 и ГЭС в одинаковом масштабе по оси ХОП.



Рис. 14. Скорректированная ХОП ГЭС.

Затем принимая одинаковое значение относительного прироста для каждой ЭС, определяем активную мощность ЭЭС, как сумму активных мощностей ЭС. В результате получим ХОП ЭЭС (рис. 15). По известному графику электрической нагрузки потребителей и полученным ХОП ЭЭС, КЭС-1, КЭС-2, ГЭС определим активную мощность каждой электростанции в течение суток. По мощности ГЭС и расходной характеристике Q(Рг) определяют расход воды Qt и заполним таблицу 17. Затем рассчитывают средний расход воды за сутки Qср=1/6_Qt, который сравнивают с заданным Q0. Если разность полученного среднего расхода и заданного находится в пределах 5 %, то расчёт можно закончить.

Таблица 17 Суточная загрузка ГЭС.

Удельная экономия	Р, МВт Q, м3/с	Ступени графика электрической нагрузки	Qср, м3/с	Qср - Q0, м3/с
		1	2	3	4	5	6
	Р	39, 71	60, 46	81, 72	64, 93	85, 3	45, 35
	Q	150	245	370	260	375	200	266, 67	8, 33

Рис. 15. Характеристика относительного прироста ЭЭС.

В противном случае принимается новое приближение л0 и расчёт повторяется. Суточный перерасход воды составляет 17, 372 м3/с, что составляет 3, 03% от заданного значения в 275 м3/с и удовлетворяет пятипроцентному порогу. Кроме того, на каждом интервале графика загрузки ГЭС соблюдается условие санитарного пропуска воды в размере 90 м3/с. Окончательное распределение мощности между электрическими станциями будет следующим (табл. 18):

Таблица 18. Распределение нагрузки между электрическими станциями.

t	Рн, МВт	РКЭС-1, МВт	РКЭС-2, МВт	РГЭС, МВт	QГЭС, м3/с
1	229, 71	135	55	39, 71	150
2	255, 46	135	60	60, 46	245
3	358, 72	195	82	81, 72	370
4	312, 93	180	68	64, 93	260
5	374, 3	206	88	85, 3	375
6	297, 35	188	64	45, 35	200

7. Оптимальное распределение нагрузки в энергосистеме с ТЭС и ГЭС с учётом потерь активной мощности в электрической сети.

Критерий оптимального электрического режима с учетом потерь активной мощности в элементах электрической сети имеет вид:

.(15)

Коэффициент м называют удельным приростом затрат системы, поскольку он учитывает влияние потерь активной мощности в электрической сети на расход топлива на КЭС-1, КЭС- Производная представляет собой относительный прирост потерь активной мощности. Решая систему уравнений (15) совместно с (13) и (14) численным способом определяются оптимальный электрический режим ЭЭС.

Дифференцируя формулу потерь по узловым мощностям источников, находим относительный прирост потерь активной мощности. Например, прирост потерь по мощности второго узла для рассматриваемой электрической схемы составит

.(16)

При подстановке числовых значений узловых мощностей принимаем: мощность, входящая в узел (источник), -- положительна, мощность, выходящая из узла (нагрузки), -- отрицательна. Предполагая, что потери активной мощности распадаются на две самостоятельные части, одна из которых зависит только от активных мощностей узлов, другая - только от реактивных мощностей, вычисляем первую составляющую потерь:

M=ДP=B22_P22+B33_P32+B44_P42+B55_P52+B66_P62+B77_P72+ +2(B23_P2_P3+B24_P2_P4+B25_P2_P5+B26_P2_P6+B27_P2_P7+ +B34_P4_P3+B35_P3_P5+B36_P3_P6+B37_P3_P7+B45_P4_P5+B46_P4_P6+

+ B47_P4_P7+B56_P5_P6+B57_P5_P7+B67_P6_P7)(17)

Дальнейшие расчеты производим по этому алгоритму в программном комплексе MathCAD в файле «Прирост потерь активной мощности». Потери активной мощности считаются для каждого из 6 интервалов времени в сутках.

Воспользовавшись методом единичных токов, определим коэффициенты токораспределения каждой ветви электрической схемы и найдём элементы треугольной матрицы коэффициентов потерь активной мощности B для заданной ЭЭС.



Значение потерь активной мощности ДP в элементах электрической сети определяются функцией двух переменных f(Pк2, Pк1), аргументами которой являются активные мощности Pк2 и Pк1, вырабатываемые КЭС-2 и КЭС-1 соответственно.

В качестве примера, приведем расчёт для первого интервала времени графика электрической нагрузки, задавшись начальными приближениями, приведенными в таб. 18.

Введем технические ограничения по активной мощности для КЭС-1 и КЭС-2:

Определим минимум целевой функции с учетом заданных ограничений для всех интервалов графика электрической нагрузки с использованием программного комплекса MathCAD. В результате расчетов получим оптимальное распределение нагрузок между КЭС-1, КЭС-2 и ГЭС с учетом потерь активной мощности (табл. 19) и расходом воды (табл. 20).

Таблица 19 Оптимальное распределение нагрузки между электростанциями

t	Pc, МВт	?P, МВт	PКЭС-1, МВт	PКЭС-2, МВт	PГЭС, МВт	QГЭС, м3/с
0..4	229, 71	3, 0	135	50	47, 72	175
4..8	255, 46	3, 29	135	50	73, 66	310
8..12	358, 72	6, 61	208, 23	60, 34	96, 15	471
1.16	312, 93	4, 88	170, 35	50	97, 46	477
16..20	374, 3	7, 48	210, 37	74, 67	96, 74	474
20..24	297, 35	4, 20	153, 8	50	97, 68	478

Таблица 20 Суточный расход воды на ГЭС

Удельная	Мощность Расход	Ступени ГЭН	Qср	Qср-Qo
экономия		1	2	3	4	5	6
0, 04	Р, МВт	47, 72	73, 66	96, 15	97, 46	96, 74	97, 68
	Q, куб.м/с	175	310	471	477	474	478	397, 5	122, 5

Среднесуточный расход воды на ГЭС составил 397, 5 м3/с, что превышает заданный расход воды 275 м3/с на 44, 5% и, в дальнейшем, может привести к быстрому срабатыванию водохранилища. Для снижения расхода воды на ГЭС до заданной величины необходимо разгрузить ГЭС в течение недели, например в выходные дни. Другим возможным решением разгрузки ГЭС является увеличение пропускной способности ЛЭП (L1, L5, L8), что обеспечит КЭС-2 выдачу большей активной мощности.

8. Оптимальное распределение реактивной нагрузки потребителей между ГЭС и ТЭС

Целью оптимизации распределения реактивных нагрузок потребителей является минимизация потерь активной мощности в электрических сетях. Определим оптимальное распределение реактивных нагрузок между ЭС с использованием программного пакета MathCAD.

Приняв обобщённый коэффициент активной мощности для каждого потребителя равным 0, 85, определим значения реактивных нагрузок на суточном интервале (табл. 21). При найденной ранее активной загрузке генераторы ЭС могут иметь располагаемую реактивную мощность, которая меньше потребной, поэтому необходимо проверить, дефицитна ли ЭЭС по реактивной мощности.

Таблица 21 Реактивная нагрузка потребителей энергосистемы

t, ч	Нагрузка 1	Нагрузка 2	Нагрузка 3	Нагрузка 4	Общая нагрузка системы, МВАр
	№ гр	Qmax	№ гр	Qmax	№ гр	Qmax	№ гр	Qmax
	1	117, 75	2	35, 33	4	35, 33	4	47, 1
	Q1, %	Q1, МВАр	Q2, %	Q2, МВАр	Q3, %	Q3, МВАр	Q4, %	Q4, МВАр
0..4	58	68, 3	65	22, 96	58	20, 49	65	30, 615	142, 365
4..8	65	76, 54	73	25, 79	65	22, 96	70	32, 97	158, 26
8..12	95	111, 86	100	35, 33	90	31, 8	92	43, 332	222, 232
1.16	75	88, 31	85	30, 03	90	31, 8	93	43, 803	193, 943
16..20	100	117, 75	50	31, 79	100	35, 33	100	47, 1	231, 97
20..24	80	94, 2	85	30, 03	70	24, 731	75	35, 325	159, 061

Для первого интервала графика электрической нагрузки:



Вычислим минимум целевой функции затрат:

Таким образом, реактивная мощность, вырабатываемая на ГЭС составляет 11, 446 МВар. Аналогично выполняются расчеты для остальных интервалов графика нагрузки. Результаты оптимизации реактивных мощностей сведем в таблицу 22:

Таблица 22 Баланс реактивной мощности в ЭЭС

Реактивная мощность	Интервалы времени графика электрической нагрузки
	0..4	4..8	8..12	1.16	16..20	20..24
QКЭС-1, МВАр	95, 489	107, 29	145	129, 67	145	127
QКЭС-2, МВАр	35, 43	39, 524	65, 79	52, 83	75, 524	45, 81
QГЭС, МВАр	11, 446	11, 446	11, 446	11, 446	11, 446	11, 446
Qзар, МВАр	11, 446
Qн, МВАр	142, 365	211, 996	222, 322	193, 943	231, 97	196, 061



Значение реактивной мощность турбогенераторов и гидрогенераторов будем определять по стандартной диаграмме располагаемой мощности (рис. 16).

Рис. 16. Диаграмма располагаемой мощности генераторов.

Допустим, что при оптимальной активной нагрузке генераторы ЭС выдают располагаемую реактивную мощность. Рассчитаем относительную величину активной мощности генератора для вечернего максимума суточного графика электрической нагрузки (16-20 ч):



По диаграмме располагаемой мощности генератора определяем располагаемые реактивные мощности ЭС.

Располагаемые реактивные мощности ЭС:

Определим зарядную мощность всех воздушных линии:

Балансовое уравнение реактивной мощности примет вид:

,

где: МВар

122, 5 +43 + 54 +11, 446 - 231, 97 = -1, 024 МВар



Отрицательная величина реактивной мощности свидетельствует о наличии небольшого дефицита реактивной мощности в ЭЭС. В рассматриваемый период времени дефицит реактивной мощности может быть устранен регулированием тока возбуждения генераторов ЭС. При большем дефиците реактивной мощности в ЭЭС необходимо рассмотреть вопрос о применении дополнительных источников реактивной мощности - батарей статических конденсаторов высокого напряжения. В случае значительного избытка реактивной мощности в ЭЭС необходимо рассмотреть технические мероприятия по её компенсации за счет применения синхронных компенсаторов и шунтирующих реакторов в магистральных электрических сетях объединенной ЭЭС.

9. Анализ планируемого электрического режима ЭЭС

Для анализа найденного оптимального режима в часы наибольших и наименьших нагрузок используем программу КОСМОС. В качестве исходных данных для расчета режима по программе используем сопротивления R и X всех ветвей, а также узловые мощности P и Q. Для потребителей они определяются по суточным графикам активной нагрузки и заданному tg ц. Активные и реактивные мощности ЭС определяются по результатам, приведенным в таб. 19 и 22 В качестве балансирующего узла по напряжению при расчете установившего электрического режима энергосистемы принимаем ГЭС. (рис. 17.)



Рис. 17. Электрическая схема энергосистемы в «КОСМОС».

Напряжение на шинах высокого напряжения электростанций КЭС-1 и КЭС-2 примем равным 115 кВ. Режиму максимальных нагрузок в рассматриваемый суточный график электрической нагрузки будет соответствовать интервал времени с 16 до 20 ч, а режиму минимальных нагрузок - интервал времени с 0 до 4 ч. Результаты расчетов установившихся электрических режимов для максимальных и минимальных нагрузок потребителей энергосистемы приведены в табличной форме программы «КОСМОС».

Результаты расчета установившего электрического режима для максимальных нагрузок потребителей:



Интегральные параметры режима максимальных нагрузок потребителей:



Вывод: Установившиеся значения напряжений в узлах потребителей не превышают предельно допустимых значений по ГОСТ 13109-97.

Результаты расчета установившего электрического режима для минимальных нагрузок потребителей:

Интегральные параметры режима минимальных нагрузок потребителей:



Вывод: Установившиеся значения напряжений в узлах потребителей не превышают предельно допустимых значений по ГОСТ 13109-97.



Заключение

Оптимизация режимов электростанций и энергосистем направлена на удовлетворение требований потребителей к экономичности энергоснабжения. При оптимизации повышается эффективность использования энергоресурсов и оборудования энергосистемы. Задачи оптимального распределения электрической нагрузки между электрическими станциями решаются с учетом пространственной и временной иерархии, в строгой и упрощенной постановке, по различным критериям оптимизации. Для них глубоко разработаны теоретический аппарат, алгоритмы и программы. Объясняется это тем, что они повсеместно используются при эксплуатации и планировании развития электроэнергетических систем. Каждая задача оптимизации при промышленной реализации имеет много тонкостей, которые изложены в нормативных документах. В курсовой работе приведены примеры решения этих задач и физический смысл условий оптимальности, составляющих тот минимум, который достаточен для углубленного самостоятельного изучения вопроса.

конденсационный тепловой электростанция потребитель



Литература

Основная

Оптимизация режимов энергосистем: Учебное пособие / П.И. Бартоломей, Т.А. Паниковская. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2008. - 164 с.

Макоклюев Б.И. Анализ и планирование электропотребления. - М.: Энергоатомиздат, 2008. - 296 с.

Т.А. Филиппова и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник /Т.А. Филиппова, Ю.М. Сидоркин, А.Г. Русина; - Новосиб. гос. техн. ун-т. - Новосибирск, 2007. - 356 с.

Иерархические модели в анализе и управлении режимами электроэнергетических систем / О.А. Суханов, Ю.В. Шаров - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 312 с.

Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.

Филиппова Т.А. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 300 с.

Дополнительная

Боровский Ю.В.: Современные проблемы мировой энергетики. - М.: Navona, 2011

Котенёв С.В.: Расчет и оптимизация тороидальных трансформаторов. - М.: Горячая линия - Телеком, 2011

Алхасов А.Б.: Возобновляемая энергетика. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

Башарин С.А.: Теоретические основы электротехники. - М.: Академия, 2010

В.Г. Еремин и др. ; рец.: А.В. Тотай, Г.П. Бабкин: Безопасность жизнедеятельности в энергетике. - М.: Академия, 2010

Миллхоун Дж.: Незадействованный энергетический резерв России. - М.: Центр Карнеги, 2010

Муромцев Ю.Л.: Теоретические основы энергосберегающего управления. - М.: ЯНУС-К, 2010

Тренин Д.: Арктика: взгляд из Москвы. - М.: Московский Центр Карнеги, 2010

М-во образования и науки РФ, Нижегородский гос. технический ун-т им. Р.Е. Алексеева ; авт.-разраб.: Г.Я. Вагин и др.: Методика проведения энергетических обследований (энергоаудита) образовательных учреждений. - Нижний Новгород: НГТУ, 2009

Ола Дж.: Метанол и энергетика будущего. Когда закончатся нефть и газ. - М.: БИНОМ, 2009

под ред. Г.Г. Раннева ; рец.: В.Н. Малиновский, В.Л. Шкуратник: Информационно-измерительная техника и электроника. - М.: Академия, 2009

Алхасов А.Б.: Геотермальная энергетика. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2008

БелГУ, Каф. общей, неорганической и аналитической химии ; сост.: А.А. Смоликов и др. ; рец.: В.И. Павленко, О.Е. Лебедева: Прикладная нанохимия. - Белгород: БелГУ, 2008

Денк С.О.: Возобновляемые источники энергии ; на берегу энергетического океана. - Пермь: Пермский государственный технический университет, 2008

Отв. ред. В.А. Гусейнов: Южный Кавказ: тенденции и проблемы развития (1992-2008 годы). - М.: Красная звезда, 2008

Денк С.О.: Энергетические источники и ресурсы близкого будущего. - Пермь: Пресстайм, 2007

Соколов Б.А.: Котельные установки и их эксплуатация. - М.: Академия, 2007

Ткаченко Г.И.: Основы энергосбережения. - Белгород: БелГУ, 2007

Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. - М.: Омега-Л, 2006

Гительман Л.Д.: Энергетический бизнес. - М: Дело, 2006

М-во топлива и энергетики РФ: Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. - [Б.М.]: [Б.И.], 2006

М-во труда и социального развития РФ ; М-во энергетики РФ: Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00. - М.: Омега-Л, 2006

Оформ. Е. Осьмининой: Правила устройства электроустановок. - М.: Омега-Л, 2006

РАН; Под общ. ред. Н.А. Платэ; Сост.: Т.В. Маврина, В.А. Попов: Наука-неисчерпаемый ресурс. - М.: Academia, 2006

Размещено на Allbest.ru