Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Курсовая работа

«Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами»

Содержание

Введение

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

1.1 Характеристики и параметры элементов и режима энергосистемы

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

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

1.4 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов и электростанций в целом

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

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

Заключение

Список литературы

Введение

Роль АСДУ в управлении режимами энергосистем.

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

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

Общая характеристика оптимизационных задач, решаемых АСДУ.

Основные задачи АСДУ в порядке их последовательного решения.

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

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

Следует различать краткосрочное и долгосрочное прогнозирование и планирование.

Планирование диспетчерских графиков работы электростанций состоит из следующих основных этапов:

- планирование режимов ГЭС с заданными гидроресурсами;

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

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

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

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

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

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

1.1 Характеристики и параметры элементов и режима энергосистемы

Рисунок 1. Схема энергосистемы

Таблица 1

Номер нагрузки	Отрасль промышленности	Варианты
	Наименование	Тмах, час	Pmax	os
Н - 1	Станкостроение	6900	16	0.87
Н - 2	Машиностроение	5800	26	0.88
Н - 3	Автомобилестроение	5300	40	0.83
Н - 4	Сельское хозяйство	5000	65	0.87
Н - 5	Коммунально-бытовая	5400	62	0.90
Н - 6	Деревообрабатывающая	5600	86	0.88
Н - 7	Черная металлургия	8000	381	0.86
Н - 8	Химическая	7600	528	0.88

Здесь Тмах - годовое число часов использования максимума нагрузки.

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

Обозначение ЛЭП	Li(км)
Л - 1	31
Л - 2	42
Л - 3	49
Л - 4	24
Л - 5	58
Л - 6	31
Л - 7	38
Л - 8	24
Л - 9	44
Марка провода
АСО-240: R0=0,121 Ом/км; Х0=0,435 Ом/км; В0=2,6*10-6 См/км;

Таблица 3 - Параметры турбогенераторов на электростанциях.

Номер электростанции	Тип агрегата	Номинальная мощность генератора Sн.ген, МВA	Uном, кВ	/(2,5.10-4), тут/кВт-ч.	оs ном	Удельная повреждаемость ав, раз/год
ЭС - 1 ЭС - 2	ТВФ- 100 ТВВ - 200	117,5 235	10,5 15,75	0,38+P2,8 0,44+P3,4	0,85 0.85	0,015 0,002

- удельная расходная характеристика агрегата на электростанциях.

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

№ варианта	2
Откл. ТГ	ЭС-1
Откл. ВЛЭП	Л-8
у0, руб./кВт-ч	5
Похолодание на оС-	1
Изменение Н-5 в 20ч.,%	2
, МВт/л	1
, люкс	2
, МВт/гр	4

у₀ - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Таблица 5 - Параметры ВЛЭП

Обозначение ВЛЭП	Л-1	Л-2	Л-3	Л-4	Л-5	Л-6	Л-7	Л-8	Л-9
L, км	31	42	49	24	58	31	38	24	44
Ri, Ом	3,751	5,082	5,929	2,904	7,018	3,751	4,598	2,904	5,324
Xi, Ом	13,485	18,27	21,315	10,44	25,23	13,485	16,53	10,44	19,14
Bi, мкСм	80,6	109,2	127,4	62,4	150,8	80,6	98,8	62,4	114,4
Qci, МВАр	3,901	5,285	6,166	3,02	7,298	3,901	4,782	3,02	5,536

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

Графики электрической нагрузки на примере активной мощности описываются следующими параметрами:

P_max, P_min - максимальная и минимальная мощности нагрузки (МВт).

2. P_ср - среднесуточная мощность нагрузки

Р_ср = (P_i • t_i) / t_i

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

P_ск - среднеквадратичная мощность

P_cк = (P_i² t_i) / t_i ^0,5

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

К_зап = Р_ср / Р_мах

5. К_нер - коэффициент неравномерности графика нагрузки

К_нер = Р_min / Р_мах

6. К_ф - коэффициент формы (конфигурации) графика нагрузки

К_ф = Р_ск / Р_ср

7. К_мi - коэффициент участия i-ой нагрузки в максимуме системы

К_мi = Р_iмахc / Р _мах

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

8. T_max - годовое время использования максимальной нагрузки

T_max = 365 (P_i t_i ) P_max = 365Т_max = A_г / P_max

где Т_max - суточное время использования максимальной нагрузки.

Величина Т_мах (Т_max) соответствует времени, в течение которого при нагрузке, равной P_max, потребители получили бы из сети такое же количество электроэнергии - А_г (А_сут), как и при работе по действительному графику в течение года (суток).

9. _max - годовое время использования максимальных потерь активной мощности

_max = 365 (P_i² t_i) / Р²_мах = 365 _max,

_max - суточное время использования максимальных потерь активной мощности.

Величина _max (_max) соответствует времени, в течение которого при нагрузке, равной P_max, нагрузочные (переменные) годовые (или суточные) потери электроэнергии в трансформаторах и ЛЭП - А_г.пер (А_{сут.пер}) были равны потерям, найденным по действительному графику нагрузки для года (суток).

Таблица 6 - Графики активных нагрузок рабочего дня

Время (час) c ti и по ti+1	Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, МВт	Нагрузка энергосистемы, МВт
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8
00 - 02	8	23	27	49	46,7	64,5	316	491	1025
02 - 04	8	23	18	52	49,9	68,8	316	475	1010,6
04 - 06	8	23	18	47	45,5	62,8	316	502	1022,25
06 - 08	13	23	25	41	39	54,2	381	502	1079
08 - 10	16	26	40	65	62	86	381	528	1204
10 - 12	14	24	33	49	46,8	64,5	343	491	1065
12 - 14	14	24	36	42	40,5	56	343	475	1030,2
14 - 16	16	26	40	65	62	86	354	528	1177
16 - 18	13	24	26	55	52,9	73,25	362	502	1107,6
18 - 20	12	24	31	46	43,2	60,2	343	475	1034,6
20 - 22	12	24	30	33	31	43	316	475	964
22 - 00	11	23	31	46	43,9	60,2	316	475	1005,6



Рисунок 2. Годовой график по продолжительности активной нагрузки для энергосистемы

Таблица 7 - Характеристики графиков активной нагрузки

Обозначения характеристик графиков	Значения параметров графиков активной нагрузки для разных отраслей и энергосистемы в целом
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8	Энергосистема
(Piti),МВтч.	286,1	571,5	710,4	1177,8	1123,4	1558,3	8176,26	11837,7	25441,54
(Pi2ti),МВт2ч.	3610,4	13643	22222,1	59739	54352	10457	279925	5847383	8904782,2
Pmax,МВт	16	26	40	65	62	86	381	528	1204
Pмin, МВт	7,52	22,62	26,8	48,75	31	43	316,23	491,04	987
Рср, МВт	11,92	23,81	29,60	49,08	46,81	64,93	340,68	493,24	1060,1
Pск, МВт	12,3	23,84	30,43	49,89	47,59	66,01	341,52	493,60	1065,2
Кф	1,03	1,00	1,03	1,02	1,02	1,02	1,00	1,00	8,11
Кзап	0,75	0,92	0,74	0,76	0,76	0,76	0,89	0,93	6,5
Кнер	0,47	0,87	0,67	0,75	0,50	0,50	0,83	0,93	5,58
Аг, МВтчас	10441	208591	259230	429897	410055	56878	298433	4320783	9286162,8
Кмi	0,0133	0,0216	0,03322	0,0539	0,0514	0,0714	0,31644	0,4385	1
max , час	5147,5	7366,4	5069,5	5160,9	5160,9	5160,9	7038,59	7655,73	47760,5
Tmax, час	6526,2	8022,70	6482,40	6613,8	6613,8	6613,8	7832,90	8183,30	56888,94

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

Q = P tg , S = P / cos ,

и представлены в табл. 8 и 9.

Таблица 8 - Графики реактивных нагрузок рабочего дня

Время (час) c ti и по ti+1	Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, МВт	Нагрузка энергосистемы, МВт
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8
00 - 02	4,48	12,42	18,09	27,44	22,3	34,83	186,4	265,1	571,16
02 - 04	4,48	12,42	12,06	29,12	23,7	37,2	186,4	256,5	561,98
04 - 06	4,48	12,42	12,06	26,32	21,7	33,9	186,4	271	568,426
06 - 08	7,28	12,42	16,75	22,96	18,75	29,25	224,7	271	603,257
08 - 10	8,96	14,04	26,8	36,4	29,77	46,5	224,7	285,3	672,3
10 - 12	7,84	12,96	22,11	27,44	22,32	34,8	202,3	265,2	595,1
12 - 14	7,84	12,96	24,12	23,52	19,34	30,2	202,3	256,6	576,8
14 - 16	8,96	14,04	26,8	36,4	29,76	46,44	209	285,4	656,4
16 - 18	7,28	12,96	17,42	30,8	25,3	39,2	213,5	271	617,85
18 - 20	6,72	12,96	20,77	25,76	20,83	32,50	202,3	256,5	578,4
20 - 22	6,72	12,96	20,1	18,48	14,88	23,2	186,4	256,5	539,3
22 - 00	6,16	12,42	20,77	25,76	20,83	32,5	186,4	256,5	561,5

Таблица 9 - Графики полных нагрузок рабочего дня

Время (час) c ti и по ti+1	Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, МВт	Нагрузка энергосистемы, МВт
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8
00 - 02	9,19	26,14	32,53	56,32	51,66	73,29	367,4	557,9	1174,54
02 - 04	9,19	26,14	21,68	59,77	55,11	78,18	367,4	539,7	1157,3
04 - 06	9,19	26,14	21,68	54,02	50,28	71,34	367,4	570,4	1170,57
06 - 08	14,9	26,14	30,12	47,12	43,33	61,56	443	570,4	1236,71
08 - 10	18,4	29,54	48,19	74,71	68,88	97,72	443	600	1380,48
10 - 12	16,1	27,27	39,75	56,32	51,66	73,29	398,8	557,9	1221,2
12 - 14	16,1	27,27	43,37	48,27	44,77	63,52	398,8	539,7	1181,92
14 - 16	18,4	29,54	48,19	74,71	68,88	97,72	411,6	600	1349,09
16 - 18	14,9	27,27	31,32	63,22	58,55	83,06	420,9	570,4	1269,77
18 - 20	13,8	27,27	37,34	52,87	48,22	68,4	398,8	539,7	1186,53
20 - 22	13,8	27,27	36,14	37,93	34,44	48,86	367,4	539,7	1105,66
22 - 00	12,6	26,14	37,34	52,87	48,22	68,4	367,4	539,7	1152,85

Рисунок 3. Годовой график по продолжительности реактивной нагрузки для энергосистемы

Рисунок 4. Годовой график по продолжительности полной нагрузки для энергосистемы

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

Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах.

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

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

Р_ЭС-1 = 0,4 Р_iмахc , Р_ЭC-2 = 0,6 Р_iмахc + Р_8MAXC

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

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

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

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

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

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

Р_выр = P_{уст1 +} P_уст2 P_треб,

где Р_выр - возможная вырабатываемая мощность на электростанциях, МВт;

P_уст1 и P_уст2 - установленные мощности генераторов на ЭС-1 и ЭС-2, МВт;

P_треб - мощность, необходимая для покрытия всех нагрузок и потерь активной мощности, МВт.

Для заданной схемы энергосистемы (Рис.1) P_уст1 и P_уст2 можно определить из следующих выражений:

где K_{Pтр ,}K_{Pл ,} K_с/н ,K_р - коэффициенты, учитывающие потери активной мощности в трансформаторах и ВЛЭП, нагрузку электроприемников собственных нужд и резерв на электростанциях,

k_Ртр=1,02; k_Рл=1,08; k_с/н=1,1; k_з=1,1.

МВт;

МВт.

Число агрегатов на электростанциях

(4)

;

принимаем в энергосистеме-1 n=7 агрегатов.

;

принимаем в энергосистеме-2 n=5 агрегатов.

Проверка правильности выбора числа агрегатов на электростанциях осуществляется путем сравнения:

Требуемая мощность вычисляется по формуле:

МВт.

МВт.

Сравниваем по наибольшей требуемой мощности.

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

P_выр = P_{уст1 +} P_уст2 = n₁ P_ном1 + ( n₂ - 1 ) P_ном2 ;

Условие выполняется: Р_выр P_треб.

Таблица 10 - Параметры выбранных трансформаторов

Расчетные данные	Справочные данные
№ ПС и ЭС	Рмах, МВт		сos	Sрасч, МВА	n,шт	Тип трансформа-тора	Uном,кВ	Pxх, кВт	Pк, кВт	Uк, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qxx, кВар	Диапазон регулир. напр %
ПС-1	16	1,58	0,87	11,61	2	ТРДН-40000/220	Uнв=230 Uнн=11/11	50	170	12	5,6	158,7	360	81,5%
ПС-2	26	1,43	0,88	20,66	2	ТРДН-40000/220	Uнв=230 Uнн=11/11	50	170	12	5,6	158,7	360	81,5%
ПС-3	40	1,59	0,83	30,22	2	ТРДН-40000/220	Uнв=230 Uнн=11/11	50	170	12	5,6	158,7	360	81,5%
ПС-4	65	1,57	0,87	47,48	2	ТРДН-63000/220	Uнв=230 Uнн=11/11	82	300	12	3,9	100,7	504	81,5%
ПС-5	148	1,53	0,89	108,86	2	АТДЦТН-125000/ 220/110	Uнв=230 Uсн=121 Uнн=11	65	Рксв= 305	Uквс=11 Uквн=45 Uксн=28	Rтв= =0,52 Rтс= =0,52 Rтн= =3,2	Хтв= =49 Хтс=0 Хтн= =131	625	62%
ЭС-1	1204	1,47	0,87	156,9	7	ТДЦ- 200000/220	Uнв=242 Uнн=11	200	580	11	0,77	32,2	900	22,5%
ЭС-2	200	1,0	-	117,5	5	ТДЦ-125000/220	Uнв=242 Uнн=10,5	135	380	11	1,4	51,5	625	22,5%

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

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

Таблица 11 - Характеристики S_расч = f(), S_расч = f₁(Кзап) и = f(Кзап)

Кз	в	Sрасч, МВ•А
0,5	1,94	9,479
0,55	1,85	9,942
0,57	1,771	10,384
0,6	1,702	10,808
0,63	1,604	11,216

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



Рисунок 6. Зависимость расчетной мощности от коэффициента заполнения S_расч = f₁(Кзап)

Рисунок 7. Зависимость коэффициента перегрузки от коэффициента заполнения = f(Кзап)

1.4 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов и электростанций в целом

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

Таблица 12 - Расходные характеристики агрегатов электростанции ЭС-1

Pн, МВт	В, т.у.т./час	dВ/dP, т.у.т./МВт•ч	B/P, т.у.т./МВт•ч
8,813	0,095	0,0066	0,0108
17,625	0,096	0,023	0,0055
26,438	0,099	0,0478	0,0037
35,25	0,104	0,0802	0,0029
44,063	0,111	0,1198	0,0025
52,875	0,122	0,1663	0,0023
61,688	0,136	0,2195	0,0022
70,5	0,155	0,2791	0,0022
79,313	0,178	0,345	0,00022
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	0,0046
176,25	0,873	1,4523	0,005



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

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

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

Таблица 13 - Расходные характеристики агрегатов электростанции ЭС-2

Pн, МВт	В, т.у.т./час	dВ/dP, т.у.т./МВт•ч	B/P, т.у.т./МВт•ч
17,625	0,11	0,0017	0,0062
35,25	0,11	0,009	0,031
52,875	0,112	0,0237	0,0021
70,5	0,114	0,0473	0,0016
88,125	0,119	0,0807	0,0013
105,75	0,127	0,1251	0,0012
123,375	0,138	0,1811	0,0011
141	0,154	0,2494	0,0011
158,625	0,176	0,3309	0,0011
176,25	0,204	0,4262	0,0012
193,875	0,24	0,5357	0,0012
211,5	0,285	0,6601	0,0013
229,125	0,339	0,7999	0,0015
246,75	0,405	0,9556	0,0016
264,375	0,483	1,1277	0,0018
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
352,5	1,102	2,2493	0,0031

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



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

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

Расходные характеристики электростанций В_к = f (P_k) строятся по выражению:

n_k - число агрегатов на к-ой станции;

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

Для ЭС-1: ,

Для ЭС-2: ,

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

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

Таблица 14 - Расходные характеристики для ЭС-1 в целом

ЭС-1
Pн, МВт	В, т.у.т./час	dВ/dP, т.у.т./МВт•ч	B/P, т.у.т./МВт•ч
61,691	0,665	0,0462	0,0756
123,375	0,672	0,161	0,0385
185,066	0,693	0,329	0,0259
246,75	0,728	0,5614	0,0203
308,441	0,777	0,8386	0,0175
370,125	0,854	1,1641	0,0161
431,816	0,952	1,5365	0,0154
493,5	1,085	1,9537	0,0154
555,191	1,246	2,415	0,0154
616,875	1,449	2,9197	0,0161
678,566	1,687	3,4657	0,0175
740,25	1,967	4,0537	0,0189
801,941	2,296	4,6816	0,0203
863,625	2,674	5,3501	0,0217
925,316	3,101	6,0571	0,0231
987	3,584	6,8033	0,0252
1048,691	4,123	7,588	0,0273
1110,375	4,718	8,4098	0,0301
1172,066	5,383	9,2694	0,0322
1233,75	6,111	10,1661	0,035



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

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



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

Таблица 15 - Расходные характеристики для ЭС-2 в целом

ЭС-2
Pн, МВт	В, т.у.т./час	dВ/dP, т.у.т./МВт•ч	B/P, т.у.т./МВт•ч
88,125	0,55	0,0085	0,031
176,25	0,55	0,045	0,0155
264,375	0,56	0,1185	0,0105
352,5	0,57	0,2365	0,008
440,625	0,595	0,4035	0,0065
528,75	0,635	0,6255	0,006
616,875	0,69	0,9055	0,0055
705	0,77	1,247	0,0055
793,125	0,88	1,6545	0,0055
881,25	1,02	2,131	0,006
969,375	1,2	2,6785	0,006
1057,5	1,425	3,3005	0,0065
1145,625	1,695	3,9995	0,0075
1233,75	2,025	4,778	0,008
1321,875	2,415	5,6385	0,009
1410	2,875	6,583	0,01
1498,125	3,405	7,614	0,0115
1586,25	4,02	8,7335	0,0125
1674,375	4,72	9,9435	0,014
1762,5	5,51	11,2465	0,0155



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

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



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

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

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

Суммарные потери активной мощности определяются по формуле:

С₁, С₂, С₁₂ - коэффициенты распределения активной мощности.

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

Производится расчет потоков мощности в сетевой части схемы.

1) питание осуществляется от ЭС-1;

2) питание осуществляется от ЭС-2.

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

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

(БУ-1); (БУ-2)

где: (из распечаток)

Для режимов, соответствующих часам максимума.

Максимальный режим:

=314,01+535,992+346=1196,013 МВт;

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

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 16 - Коэффициенты распределения активной мощности в максимальном режиме

№ ЛЭП	Rлi Ом	K1i	K2i	K1iK1iRлi	K2iK2iRлi	K1iK2iRлi
1	6,49	-0,12441	0,177038	0,100445	0,203412	-0,14294
2	6,962	-0,21615	0,134781	0,32527	0,126471	-0,20282
3	3,304	0,262557	0,10577	0,227764	0,036963	0,091754
4	4,956	0,448149	-0,19688	0,995351	0,192105	-0,43728
5	5,192	-0,20721	0,277416	0,222927	0,399573	-0,29846
6	6,018	-0,09603	0,035298	0,055501	0,007498	-0,0204
7	4,602	-0,06533	-0,01547	0,019641	0,001102	0,004652
8	5,782	-0,03524	0,156465	0,007179	0,141551	-0,03188
9	3,422	-0,09353	0,091039	0,029936	0,028362	-0,02914
	C1=1,984	C2=1,137	C12=-1,067

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

Рассматриваемая электрическая сеть принимается однородной. Для таких систем коэффициенты распределения реактивных мощностей С_р1, С_р2, С_р12 оказываются пропорциональными соответствующим коэффициентам распределения активных мощностей.

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

(для БУ-1), (для БУ-2),

где: (из распечаток)

Для режима, соответствующего часу максимума:

189,93+317,46+162,8=670,2 Мвар ;

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

Таблица 17 - Коэффициенты распределения реактивной мощности в максимальном режиме

№ ЛЭП	Xлi, Ом	К1iр	К2ip	K1iK1iXлi	K2iK2iXлi	K1iK2iXлi
1	23,925	-0,09404	0,178516	0,211583	0,76244	-0,40165
2	25,665	-0,17742	0,132904	0,807859	0,453336	-0,60517
3	12,18	0,289459	-0,09677	1,020518	0,114063	-0,34118
4	18,27	0,508414	-0,1708	4,722521	0,53298	-1,58651
5	19,14	-0,15276	0,291322	0,446657	1,624378	-0,85179
6	22,185	-0,07529	0,035004	0,125773	0,027183	-0,05847
7	16,925	-0,04881	-0,01262	0,040323	0,002696	0,010426
8	21,315	-0,03301	0,153583	0,02323	0,502774	-0,10807
9	12,615	-0,07519	0,081182	0,071326	0,083139	-0,07701
	C1р=7,47	C2р=4,103	C12р= -4,02

Таблица 18 - Экономичное распределение активной мощности между электростанциями по критерию “минимум потерь активной мощности”

Р1 МВт	ДР МВт	ДР %	Р2 МВт
109.9	91.32	8.31	1099
219.8	56.79	5.17	989,1
329.7	35.07	3.19	879,2
439.6	26.17	2.38	769,3
549.5	30.10	3.74	659,4
659.4	46.84	4.26	549,5
769.3	76.39	6.95	439,6
879.2	118.77	10.81	329,7
989.1	173.97	15.83	219,8
1099	241.98	22.02	109,9



Рисунок 20 - Зависимость ДР%=f(Р)

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

· Максимальный режим, балансирующий узел - ЭС-1

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

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

1 241.985 -0.004 0.000 0.000 850.013 773.511

2 170.491 -15.752 438.763 271.445 0.000 0.000

3 175.745 -14.367 69.186 42.755 0.000 0.000

4 183.196 -12.293 79.171 42.649 0.000 0.000

5 189.474 -10.456 23.751 12.797 0.000 0.000

6 223.775 -3.063 26.899 13.779 0.000 0.000

7 195.887 -8.903 110.066 52.747 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

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

1 6 0 1.01 314.021 280.799 303.940 247.601 -0.000 3.965

1 7 0 1.74 535.992 493.204 490.822 331.970 -0.000 5.283

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

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

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

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

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

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

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

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

850.013 - активная 773.511 - реактивная

Суммарная нагрузка

747.836 - активная 436.172 - реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 - реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

102.177 -активные 376.661 -реактивные

потери поперечные

-0.000 -в шунтах -38.829 -реактивные

0.000 -на корону

7 -Количество итераций

7.390 -Функционал

850.13 -Мощность БУ

· Максимальный режим, балансирующий узел - ЭС-2

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 2

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

1 202.041 -9.806 343.036 194.181 0.000 0.000

2 241.991 -0.003 0.000 0.000 692.436 451.604

3 227.972 -3.239 69.840 43.285 0.000 0.000

4 223.108 -4.470 79.674 43.008 0.000 0.000

5 223.977 -4.164 23.878 12.886 0.000 0.000

6 208.235 -8.126 26.702 13.666 0.000 0.000

7 219.197 -5.307 110.296 52.904 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 2

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

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

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

2 7 0 0.90 314.433 211.417 301.578 170.105 0.000 6.077

2 5 0 0.57 200.661 129.552 194.216 113.568 0.000 7.774

5 6 0 0.47 152.766 96.451 148.132 86.521 -0.000 7.155

2 3 0 0.50 177.343 111.458 172.928 102.200 -0.000 7.019

3 4 0 0.30 103.087 58.915 102.143 59.252 -0.000 3.816

4 7 0 0.12 40.008 25.403 39.715 30.828 0.000 6.505

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

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

692.436 - активная 451.604 - реактивная

Суммарная нагрузка

653.427 - активная 359.931 - реактивная

0.000 - акт.синх.двиг. 0.000 - реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

39.009 - активные 143.805 - реактивные потери поперечные

0.000 - в шунтах - 51.308 - реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

7.826 - Функционал

692.436 - Мощность БУ

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

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 2

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

1 195.854 -11.207 343.660 194.507 0.000 0.000

2 241.990 -0.003 0.000 0.000 699.759 482.118

3 236.629 -1.267 70.069 43.417 0.000 0.000

4 213.579 -6.621 79.393 42.844 0.000 0.000

5 218.066 -5.365 23.825 12.856 0.000 0.000

6 202.097 -9.468 26.668 13.641 0.000 0.000

7 213.904 -6.374 110.123 52.809 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 2

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

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

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

2 7 0 1.10 373.463 267.153 354.610 203.598 -0.000 5.946

2 5 0 0.74 255.555 178.119 244.634 145.445 0.000 7.587

5 6 0 0.47 149.835 95.804 145.100 85.113 0.000 6.762

2 3 0 0.19 70.740 38.617 70.069 43.417 0.000 7.274

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

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

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

699.759 - активная 482.118 - реактивная

Суммарная нагрузка

653.739 - активная 360.074 - реактивная

0.00 - акт.синх.двиг. 0.000 - реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

46.019 - активные 169.641 - реактивные потери поперечные

- 0.000 - в шунтах - 45.826 - реактивные

0.000 -на корону

3 - Количество итераций

7.457 -Функционал

699.759 -Мощность БУ

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

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

Узлы, напряжения которых меньше критического равного 0.70 номинального

Физически этот режим может не существовать

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

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

1 241.982 -0.004 0.000 0.000 873.455 882.593

2 154.138 -18.652 439.129 271.617 0.000 0.000

3 145.952 -21.535 63.280 38.903 0.000 0.000

4 183.281 -11.023 79.098 42.632 0.000 0.000

5 183.870 -10.514 23.699 12.767 0.000 0.000

6 221.970 -3.021 26.880 13.769 0.000 0.000

7 189.901 -9.163 109.848 52.638 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

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

1 6 0 1.07 318.154 315.254 306.758 277.181 0.000 3.936

1 7 0 1.90 555.301 568.042 501.584 375.175 0.000 5.157

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

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

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

2 3 0 0.29 64.749 41.460 63.280 38.904 0.000 2.861

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

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

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

873.455 -активная 882.593 -реактивная

Суммарная нагрузка

741.935 -активная 432.328 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

131.520 -активные 484.840 - реактивные

потери поперечные

0.000 -в шунтах -33.871 - реактивные

0.000 -на корону

8 - Количество итераций

7.132 -Функционал

873.455 - Мощность БУ

Заключение

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

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

энергосистема трансформатор экономический

Список литературы

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

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

Размещено на Allbest.ru