Наивыгоднейшее распределение нагрузки потребителей в энергосистеме
Курсовая работа
Наивыгоднейшее распределение нагрузки
потребителей в энергосистеме
Содержание
1.
Постановка задачи
.
Определение характеристики относительного прироста расхода топлива
конденсационной тепловой электростанции
.
Оптимальное распределение нагрузки между агрегатами тепловой электростанции
.
Оптимальное распределение активной нагрузки между блоками КЭС с учётом
стоимости топлива
.
Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС
.
Оптимальное распределение нагрузки в энергосистеме с ТЭС и ГЭС без учёта потерь
активной мощности
.
Оптимальное распределение нагрузки в энергосистеме с ТЭС и ГЭС с учётом потерь
активной мощности в электрической сети
.
Оптимальное распределение реактивной нагрузки потребителей между ГЭС и ТЭС
.
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
|
ε,
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
|
α
|
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:
. 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.
. Построить суточные графики активной
нагрузки отдельных подстанций и суммарный суточный график потребления
электроэнергии.
. 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.
. 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.
. 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 δ-функции,
равной нулю при P
≤
P0 и 1 при P
> P0,
, (1)
где: Р - мощность блока в МВт, -
расход тепла в Гкал, - расход холостого хода, , q2 - относительные приросты
расхода тепла на участках характеристики.
Расчёт ХОП блока начинают с
построения характеристики относительного прироста εк(Q)
парогенератора методом обратного баланса. В соответствии с методом для каждой
произвольно выбираемой точки Qi заданной характеристики
котла находят значение 0 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, ηi, Qпi, вi*, εкi, а строки
разным значениям выработки тепла Q. Полученные расчётом точки εкi для
парогенераторов ТП-70 и ТП-80 сведём соответственно в таблицы 6 и 7 и построим
зависимости εк(Q) (рис. 3,
4.):
Таблица 6. Относительный прирост
расхода топлива для ТП-70.
Qi, Гкал
|
h,
%
|
Qп, Гкал
|
ΔQп,
Гкал
|
в*,
о.е.
|
εк,
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, Гкалh,
%Qп, ГкалΔQп,
Гкалв*, о.е.εк, 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 εк(P)
блока электростанции.
. 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.
. Определяется расход тепла на ТГ по формуле
(1).
. По характеристике котла εк(P)
для найденного расхода тепла определяют прирост εкi.
. Относительный прирост блока т.у.т./(МВт×ч)
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
|
εк,
тут/Гкал
|
εбл,
тут/МВт×ч
|
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,
|
εк,
|
εбл,
|
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
|
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/МВт×ч,
.(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
|
εк,
т.у.т./Гкал
|
εбл,
т.у.т./ МВт*ч
|
εбл,
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
|
εк,
т.у.т./Гкал
|
εбл,
т.у.т./ МВт*ч
|
εбл,
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
|
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.
. 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 α,
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 .
. 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, λ
- удельная экономия.
Оптимизация проводится методом последовательных
приближений путем подбора для ГЭС такой удельной экономии λ,
при которой соблюдается условие баланса по воде. В качестве исходного
приближения λ0 принимается такое
значение, при котором скорректированная ХОП ГЭС qλ0
попадает в диапазон изменения ХОП ε(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 ε(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,
20400, 2240, 2520, 2920, 340, 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=1/6٠Qt,
который сравнивают с заданным Q0. Если разность полученного среднего расхода и
заданного находится в пределах 5 %, то расчёт можно закончить.
Òàáëèöà
17 Ñóòî÷íàÿ çàãðóçêà
ÃÝÑ.
Óäåëüíàÿ
ýêîíîìèÿ
|
Ð,
ÌÂò Q, ì3/ñ
|
Ñòóïåíè
ãðàôèêà ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè
|
Qñð,
ì3/ñ
|
Qñð
-
Q0,
ì3/ñ
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
|
|
Ð
|
39,
71
|
60,
46
|
81,
72
|
64,
93
|
85,
3
|
45,
35
|
|
|
|
Q
|
150
|
245
|
370
|
260
|
375
|
200
|
266,
67
|
8,
33
|
Ðèñ. 15. Õàðàêòåðèñòèêà
îòíîñèòåëüíîãî
ïðèðîñòà ÝÝÑ.
 ïðîòèâíîì
ñëó÷àå ïðèíèìàåòñÿ
íîâîå ïðèáëèæåíèå
λ0
è ðàñ÷¸ò ïîâòîðÿåòñÿ.
Ñóòî÷íûé ïåðåðàñõîä
âîäû ñîñòàâëÿåò
17, 372 ì3/ñ, ÷òî ñîñòàâëÿåò
3, 03% îò çàäàííîãî
çíà÷åíèÿ â 275 ì3/ñ
è óäîâëåòâîðÿåò
ïÿòèïðîöåíòíîìó
ïîðîãó. Êðîìå òîãî,
íà êàæäîì èíòåðâàëå
ãðàôèêà çàãðóçêè
ÃÝÑ ñîáëþäàåòñÿ
óñëîâèå ñàíèòàðíîãî
ïðîïóñêà âîäû
â ðàçìåðå 90 ì3/ñ.
Îêîí÷àòåëüíîå
ðàñïðåäåëåíèå
ìîùíîñòè ìåæäó
ýëåêòðè÷åñêèìè
ñòàíöèÿìè áóäåò
ñëåäóþùèì (òàáë.
18):
Òàáëèöà
18. Ðàñïðåäåëåíèå
íàãðóçêè ìåæäó
ýëåêòðè÷åñêèìè
ñòàíöèÿìè.
t
|
Ðí,
ÌÂò
|
ÐÊÝÑ-1,
ÌÂò
|
ÐÊÝÑ-2,
ÌÂò
|
ÐÃÝÑ,
ÌÂò
|
QÃÝÑ,
ì3/ñ
|
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
|
. Îïòèìàëüíîå
ðàñïðåäåëåíèå
íàãðóçêè â ýíåðãîñèñòåìå
ñ ÒÝÑ è ÃÝÑ ñ ó÷¸òîì
ïîòåðü àêòèâíîé
ìîùíîñòè â ýëåêòðè÷åñêîé
ñåòè.
Êðèòåðèé
îïòèìàëüíîãî
ýëåêòðè÷åñêîãî
ðåæèìà ñ ó÷åòîì
ïîòåðü àêòèâíîé
ìîùíîñòè â ýëåìåíòàõ
ýëåêòðè÷åñêîé
ñåòè èìååò âèä:
.(15)
Êîýôôèöèåíò
μ íàçûâàþò
óäåëüíûì ïðèðîñòîì
çàòðàò ñèñòåìû,
ïîñêîëüêó îí ó÷èòûâàåò
âëèÿíèå ïîòåðü
àêòèâíîé ìîùíîñòè
â ýëåêòðè÷åñêîé
ñåòè íà ðàñõîä
òîïëèâà íà ÊÝÑ-1,
ÊÝÑ- Ïðîèçâîäíàÿ
ïðåäñòàâëÿåò
ñîáîé îòíîñèòåëüíûé
ïðèðîñò ïîòåðü
àêòèâíîé ìîùíîñòè.
Ðåøàÿ ñèñòåìó
óðàâíåíèé (15) ñîâìåñòíî
ñ (13) è (14) ÷èñëåííûì
ñïîñîáîì îïðåäåëÿþòñÿ
îïòèìàëüíûé
ýëåêòðè÷åñêèé
ðåæèì ÝÝÑ.
Äèôôåðåíöèðóÿ
ôîðìóëó ïîòåðü
ïî óçëîâûì ìîùíîñòÿì
èñòî÷íèêîâ, íàõîäèì
îòíîñèòåëüíûé
ïðèðîñò ïîòåðü
àêòèâíîé ìîùíîñòè.
Íàïðèìåð, ïðèðîñò
ïîòåðü ïî ìîùíîñòè
âòîðîãî óçëà
äëÿ ðàññìàòðèâàåìîé
ýëåêòðè÷åñêîé
ñõåìû ñîñòàâèò
.(16)
Ïðè ïîäñòàíîâêå
÷èñëîâûõ çíà÷åíèé
óçëîâûõ ìîùíîñòåé
ïðèíèìàåì: ìîùíîñòü,
âõîäÿùàÿ â óçåë
(èñòî÷íèê), - ïîëîæèòåëüíà,
ìîùíîñòü, âûõîäÿùàÿ
èç óçëà (íàãðóçêè),
- îòðèöàòåëüíà.
Ïðåäïîëàãàÿ, ÷òî
ïîòåðè àêòèâíîé
ìîùíîñòè ðàñïàäàþòñÿ
íà äâå ñàìîñòîÿòåëüíûå
÷àñòè, îäíà èç
êîòîðûõ çàâèñèò
òîëüêî îò àêòèâíûõ
ìîùíîñòåé óçëîâ,
äðóãàÿ - òîëüêî
îò ðåàêòèâíûõ
ìîùíîñòåé, âû÷èñëÿåì
ïåðâóþ ñîñòàâëÿþùóþ
ïîòåðü:
=ΔP=B22٠P22+B33٠P32+B44٠P42+B55٠P52+B66٠P62+B77٠P72+ +2(B23٠P2٠P3+B24٠P2٠P4+B25٠P2٠P5+B26٠P2٠P6+B27٠P2٠P7+ +B34٠P4٠P3+B35٠P3٠P5+B36٠P3٠P6+B37٠P3٠P7+B45٠P4٠P5+B46٠P4٠P6+
+ B47٠P4٠P7+B56٠P5٠P6+B57٠P5٠P7+B67٠P6٠P7)(17)
Äàëüíåéøèå
ðàñ÷åòû ïðîèçâîäèì
ïî ýòîìó àëãîðèòìó
â ïðîãðàììíîì
êîìïëåêñå MathCAD
â
ôàéëå «Ïðèðîñò
ïîòåðü àêòèâíîé
ìîùíîñòè». Ïîòåðè
àêòèâíîé ìîùíîñòè
ñ÷èòàþòñÿ äëÿ
êàæäîãî èç 6 èíòåðâàëîâ
âðåìåíè â ñóòêàõ.
Âîñïîëüçîâàâøèñü
ìåòîäîì åäèíè÷íûõ
òîêîâ, îïðåäåëèì
êîýôôèöèåíòû
òîêîðàñïðåäåëåíèÿ
êàæäîé âåòâè
ýëåêòðè÷åñêîé
ñõåìû è íàéä¸ì
ýëåìåíòû òðåóãîëüíîé
ìàòðèöû êîýôôèöèåíòîâ
ïîòåðü àêòèâíîé
ìîùíîñòè B äëÿ
çàäàííîé ÝÝÑ.
Çíà÷åíèå
ïîòåðü àêòèâíîé
ìîùíîñòè ΔP
â ýëåìåíòàõ ýëåêòðè÷åñêîé
ñåòè îïðåäåëÿþòñÿ
ôóíêöèåé äâóõ
ïåðåìåííûõ f(Pê2,
Pê1), àðãóìåíòàìè
êîòîðîé ÿâëÿþòñÿ
àêòèâíûå ìîùíîñòè
Pê2 è Pê1, âûðàáàòûâàåìûå
ÊÝÑ-2 è ÊÝÑ-1 ñîîòâåòñòâåííî.
 êà÷åñòâå
ïðèìåðà, ïðèâåäåì
ðàñ÷¸ò äëÿ ïåðâîãî
èíòåðâàëà âðåìåíè
ãðàôèêà ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè, çàäàâøèñü
íà÷àëüíûìè ïðèáëèæåíèÿìè,
ïðèâåäåííûìè
â òàá. 18.
Ââåäåì òåõíè÷åñêèå
îãðàíè÷åíèÿ
ïî àêòèâíîé ìîùíîñòè
äëÿ ÊÝÑ-1 è ÊÝÑ-2:
Îïðåäåëèì
ìèíèìóì öåëåâîé
ôóíêöèè ñ ó÷åòîì
çàäàííûõ îãðàíè÷åíèé
äëÿ âñåõ èíòåðâàëîâ
ãðàôèêà ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè ñ èñïîëüçîâàíèåì
ïðîãðàììíîãî
êîìïëåêñà MathCAD.
 ðåçóëüòàòå
ðàñ÷åòîâ ïîëó÷èì
îïòèìàëüíîå
ðàñïðåäåëåíèå
íàãðóçîê ìåæäó
ÊÝÑ-1, ÊÝÑ-2 è ÃÝÑ
ñ ó÷åòîì ïîòåðü
àêòèâíîé ìîùíîñòè
(òàáë. 19) è ðàñõîäîì
âîäû (òàáë. 20).
Òàáëèöà
19 Îïòèìàëüíîå
ðàñïðåäåëåíèå
íàãðóçêè ìåæäó
ýëåêòðîñòàíöèÿìè
t
|
Pc,
ÌÂò
|
∆P,
ÌÂò
|
PÊÝÑ-1,
ÌÂò
|
PÊÝÑ-2,
ÌÂò
|
PÃÝÑ,
ÌÂò
|
QÃÝÑ,
ì3/ñ
|
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
|
Òàáëèöà
20 Ñóòî÷íûé ðàñõîä
âîäû íà ÃÝÑ
Óäåëüíàÿ
|
Ìîùíîñòü
Ðàñõîä
|
Ñòóïåíè
ÃÝÍ
|
Qñð
|
Qñð-Qo
|
ýêîíîìèÿ
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
|
0,
04
|
Ð,
ÌÂò
|
47,
72
|
73,
66
|
96,
15
|
97,
46
|
96,
74
|
97,
68
|
|
|
|
Q,
êóá.ì/ñ
|
175
|
310
|
471
|
477
|
474
|
478
|
397,
5
|
122,
5
|
Ñðåäíåñóòî÷íûé
ðàñõîä âîäû íà
ÃÝÑ ñîñòàâèë
397, 5 ì3/ñ, ÷òî ïðåâûøàåò
çàäàííûé ðàñõîä
âîäû 275 ì3/ñ íà 44, 5% è,
â äàëüíåéøåì,
ìîæåò ïðèâåñòè
ê áûñòðîìó ñðàáàòûâàíèþ
âîäîõðàíèëèùà.
Äëÿ ñíèæåíèÿ
ðàñõîäà âîäû íà
ÃÝÑ äî çàäàííîé
âåëè÷èíû íåîáõîäèìî
ðàçãðóçèòü ÃÝÑ
â òå÷åíèå íåäåëè,
íàïðèìåð â âûõîäíûå
äíè. Äðóãèì âîçìîæíûì
ðåøåíèåì ðàçãðóçêè
ÃÝÑ ÿâëÿåòñÿ
óâåëè÷åíèå ïðîïóñêíîé
ñïîñîáíîñòè
ËÝÏ (L1,
L5, L8),
÷òî îáåñïå÷èò
ÊÝÑ-2 âûäà÷ó áîëüøåé
àêòèâíîé ìîùíîñòè.
Öåëüþ îïòèìèçàöèè
ðàñïðåäåëåíèÿ
ðåàêòèâíûõ íàãðóçîê
ïîòðåáèòåëåé
ÿâëÿåòñÿ ìèíèìèçàöèÿ
ïîòåðü àêòèâíîé
ìîùíîñòè â ýëåêòðè÷åñêèõ
ñåòÿõ. Îïðåäåëèì
îïòèìàëüíîå
ðàñïðåäåëåíèå
ðåàêòèâíûõ íàãðóçîê
ìåæäó ÝÑ ñ èñïîëüçîâàíèåì
ïðîãðàììíîãî
ïàêåòà MathCAD.
Ïðèíÿâ îáîáù¸ííûé
êîýôôèöèåíò
àêòèâíîé ìîùíîñòè
äëÿ êàæäîãî ïîòðåáèòåëÿ
ðàâíûì 0, 85, îïðåäåëèì
çíà÷åíèÿ ðåàêòèâíûõ
íàãðóçîê íà ñóòî÷íîì
èíòåðâàëå (òàáë.
21). Ïðè íàéäåííîé
ðàíåå àêòèâíîé
çàãðóçêå ãåíåðàòîðû
ÝÑ ìîãóò èìåòü
ðàñïîëàãàåìóþ
ðåàêòèâíóþ ìîùíîñòü,
êîòîðàÿ ìåíüøå
ïîòðåáíîé, ïîýòîìó
íåîáõîäèìî ïðîâåðèòü,
äåôèöèòíà ëè
ÝÝÑ ïî ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè.
Òàáëèöà
21 Ðåàêòèâíàÿ íàãðóçêà
ïîòðåáèòåëåé
ýíåðãîñèñòåìû
t, ÷
|
Íàãðóçêà
1
|
Íàãðóçêà
2
|
Íàãðóçêà
3
|
Íàãðóçêà
4
|
Îáùàÿ
íàãðóçêà ñèñòåìû,
ÌÂÀð
|
|
¹
ãð
|
Qmax
|
¹
ãð
|
Qmax
|
¹
ãð
|
Qmax
|
¹
ãð
|
Qmax
|
|
|
1
|
117,
75
|
2
|
35,
33
|
4
|
35,
33
|
4
|
47,
1
|
|
|
Q1,
%
|
Q1,
ÌÂÀð
|
Q2,
%
|
Q2,
ÌÂÀð
|
Q3,
%
|
Q3,
ÌÂÀð
|
Q4,
%
|
Q4,
ÌÂÀð
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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
|
Äëÿ ïåðâîãî
èíòåðâàëà ãðàôèêà
ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè:
Âû÷èñëèì
ìèíèìóì öåëåâîé
ôóíêöèè çàòðàò:
Òàêèì îáðàçîì,
ðåàêòèâíàÿ ìîùíîñòü,
âûðàáàòûâàåìàÿ
íà ÃÝÑ ñîñòàâëÿåò
11, 446 ÌÂàð. Àíàëîãè÷íî
âûïîëíÿþòñÿ ðàñ÷åòû
äëÿ îñòàëüíûõ
èíòåðâàëîâ ãðàôèêà
íàãðóçêè. Ðåçóëüòàòû
îïòèìèçàöèè
ðåàêòèâíûõ ìîùíîñòåé
ñâåäåì â òàáëèöó
22:
Òàáëèöà
22 Áàëàíñ ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè â ÝÝÑ
Ðåàêòèâíàÿ
ìîùíîñòü
|
Èíòåðâàëû
âðåìåíè ãðàôèêà
ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè
|
|
0..4
|
4..8
|
8..12
|
1.16
|
16..20
|
20..24
|
QÊÝÑ-1,
ÌÂÀð
|
95,
489
|
107, 29
|
145
|
129, 67
|
145
|
127
|
QÊÝÑ-2,
ÌÂÀð
|
35, 43
|
39, 524
|
65, 79
|
52, 83
|
75, 524
|
45, 81
|
QÃÝÑ,
ÌÂÀð
|
11, 446
|
11, 446
|
11, 446
|
11, 446
|
11, 446
|
11, 446
|
Qçàð, ÌÂÀð
|
11, 446
|
Qí, ÌÂÀð
|
142,
365
|
211,
996
|
222,
322
|
193,
943
|
231,
97
|
196,
061
|
Çíà÷åíèå
ðåàêòèâíîé ìîùíîñòü
òóðáîãåíåðàòîðîâ
è ãèäðîãåíåðàòîðîâ
áóäåì îïðåäåëÿòü
ïî ñòàíäàðòíîé
äèàãðàììå ðàñïîëàãàåìîé
ìîùíîñòè (ðèñ.
16).
Ðèñ. 16. Äèàãðàììà
ðàñïîëàãàåìîé
ìîùíîñòè ãåíåðàòîðîâ.
Äîïóñòèì,
÷òî ïðè îïòèìàëüíîé
àêòèâíîé íàãðóçêå
ãåíåðàòîðû ÝÑ
âûäàþò ðàñïîëàãàåìóþ
ðåàêòèâíóþ ìîùíîñòü.
Ðàññ÷èòàåì îòíîñèòåëüíóþ
âåëè÷èíó àêòèâíîé
ìîùíîñòè ãåíåðàòîðà
äëÿ âå÷åðíåãî
ìàêñèìóìà ñóòî÷íîãî
ãðàôèêà ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè (16-20 ÷):
Ïî äèàãðàììå
ðàñïîëàãàåìîé
ìîùíîñòè ãåíåðàòîðà
îïðåäåëÿåì ðàñïîëàãàåìûå
ðåàêòèâíûå ìîùíîñòè
ÝÑ.
Ðàñïîëàãàåìûå
ðåàêòèâíûå ìîùíîñòè
ÝÑ:
Îïðåäåëèì
çàðÿäíóþ ìîùíîñòü
âñåõ âîçäóøíûõ
ëèíèè:
Áàëàíñîâîå
óðàâíåíèå ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè ïðèìåò
âèä:
,
ãäå: ÌÂàð
, 5 +43 + 54 +11, 446 - 231, 97 =
-1, 024 ÌÂàð
Îòðèöàòåëüíàÿ
âåëè÷èíà ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè ñâèäåòåëüñòâóåò
î íàëè÷èè íåáîëüøîãî
äåôèöèòà ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè â ÝÝÑ.
 ðàññìàòðèâàåìûé
ïåðèîä âðåìåíè
äåôèöèò ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè ìîæåò
áûòü óñòðàíåí
ðåãóëèðîâàíèåì
òîêà âîçáóæäåíèÿ
ãåíåðàòîðîâ ÝÑ.
Ïðè áîëüøåì äåôèöèòå
ðåàêòèâíîé ìîùíîñòè
â ÝÝÑ íåîáõîäèìî
ðàññìîòðåòü âîïðîñ
î ïðèìåíåíèè
äîïîëíèòåëüíûõ
èñòî÷íèêîâ ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè - áàòàðåé
ñòàòè÷åñêèõ
êîíäåíñàòîðîâ
âûñîêîãî íàïðÿæåíèÿ.
 ñëó÷àå çíà÷èòåëüíîãî
èçáûòêà ðåàêòèâíîé
ìîùíîñòè â ÝÝÑ
íåîáõîäèìî ðàññìîòðåòü
òåõíè÷åñêèå
ìåðîïðèÿòèÿ ïî
å¸ êîìïåíñàöèè
çà ñ÷åò ïðèìåíåíèÿ
ñèíõðîííûõ êîìïåíñàòîðîâ
è øóíòèðóþùèõ
ðåàêòîðîâ â ìàãèñòðàëüíûõ
ýëåêòðè÷åñêèõ
ñåòÿõ îáúåäèíåííîé
ÝÝÑ.
. Àíàëèç
ïëàíèðóåìîãî
ýëåêòðè÷åñêîãî
ðåæèìà ÝÝÑ
Äëÿ àíàëèçà
íàéäåííîãî îïòèìàëüíîãî
ðåæèìà â ÷àñû
íàèáîëüøèõ è
íàèìåíüøèõ íàãðóçîê
èñïîëüçóåì ïðîãðàììó
ÊÎÑÌÎÑ.  êà÷åñòâå
èñõîäíûõ äàííûõ
äëÿ ðàñ÷åòà ðåæèìà
ïî ïðîãðàììå èñïîëüçóåì
ñîïðîòèâëåíèÿ
R è X âñåõ âåòâåé,
à òàêæå óçëîâûå
ìîùíîñòè P è Q. Äëÿ
ïîòðåáèòåëåé
îíè îïðåäåëÿþòñÿ
ïî ñóòî÷íûì ãðàôèêàì
àêòèâíîé íàãðóçêè
è çàäàííîìó tg
φ.
Àêòèâíûå è ðåàêòèâíûå
ìîùíîñòè ÝÑ
îïðåäåëÿþòñÿ
ïî ðåçóëüòàòàì,
ïðèâåäåííûì â
òàá. 19 è 22  êà÷åñòâå
áàëàíñèðóþùåãî
óçëà ïî íàïðÿæåíèþ
ïðè ðàñ÷åòå óñòàíîâèâøåãî
ýëåêòðè÷åñêîãî
ðåæèìà ýíåðãîñèñòåìû
ïðèíèìàåì ÃÝÑ.
(ðèñ. 17.)
Ðèñ. 17. Ýëåêòðè÷åñêàÿ
ñõåìà ýíåðãîñèñòåìû
â «ÊÎÑÌÎÑ».
Íàïðÿæåíèå
íà øèíàõ âûñîêîãî
íàïðÿæåíèÿ ýëåêòðîñòàíöèé
ÊÝÑ-1 è ÊÝÑ-2 ïðèìåì
ðàâíûì 115 êÂ. Ðåæèìó
ìàêñèìàëüíûõ
íàãðóçîê â ðàññìàòðèâàåìûé
ñóòî÷íûé ãðàôèê
ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè áóäåò
ñîîòâåòñòâîâàòü
èíòåðâàë âðåìåíè
ñ 16 äî 20 ÷, à ðåæèìó
ìèíèìàëüíûõ
íàãðóçîê - èíòåðâàë
âðåìåíè ñ 0 äî 4 ÷.
Ðåçóëüòàòû ðàñ÷åòîâ
óñòàíîâèâøèõñÿ
ýëåêòðè÷åñêèõ
ðåæèìîâ äëÿ ìàêñèìàëüíûõ
è ìèíèìàëüíûõ
íàãðóçîê ïîòðåáèòåëåé
ýíåðãîñèñòåìû
ïðèâåäåíû â òàáëè÷íîé
ôîðìå ïðîãðàììû
«ÊÎÑÌÎÑ».
Ðåçóëüòàòû
ðàñ÷åòà óñòàíîâèâøåãî
ýëåêòðè÷åñêîãî
ðåæèìà äëÿ ìàêñèìàëüíûõ
íàãðóçîê ïîòðåáèòåëåé:
Èíòåãðàëüíûå
ïàðàìåòðû ðåæèìà
ìàêñèìàëüíûõ
íàãðóçîê ïîòðåáèòåëåé:
Âûâîä: Óñòàíîâèâøèåñÿ
çíà÷åíèÿ íàïðÿæåíèé
â óçëàõ ïîòðåáèòåëåé
íå ïðåâûøàþò
ïðåäåëüíî äîïóñòèìûõ
çíà÷åíèé ïî ÃÎÑÒ
13109-97.
Ðåçóëüòàòû
ðàñ÷åòà óñòàíîâèâøåãî
ýëåêòðè÷åñêîãî
ðåæèìà äëÿ ìèíèìàëüíûõ
íàãðóçîê ïîòðåáèòåëåé:
Èíòåãðàëüíûå
ïàðàìåòðû ðåæèìà
ìèíèìàëüíûõ
íàãðóçîê ïîòðåáèòåëåé:
Âûâîä: Óñòàíîâèâøèåñÿ
çíà÷åíèÿ íàïðÿæåíèé
â óçëàõ ïîòðåáèòåëåé
íå ïðåâûøàþò
ïðåäåëüíî äîïóñòèìûõ
çíà÷åíèé ïî ÃÎÑÒ
13109-97.
Çàêëþ÷åíèå
Îïòèìèçàöèÿ
ðåæèìîâ ýëåêòðîñòàíöèé
è ýíåðãîñèñòåì
íàïðàâëåíà íà
óäîâëåòâîðåíèå
òðåáîâàíèé ïîòðåáèòåëåé
ê ýêîíîìè÷íîñòè
ýíåðãîñíàáæåíèÿ.
Ïðè îïòèìèçàöèè
ïîâûøàåòñÿ ýôôåêòèâíîñòü
èñïîëüçîâàíèÿ
ýíåðãîðåñóðñîâ
è îáîðóäîâàíèÿ
ýíåðãîñèñòåìû.
Çàäà÷è îïòèìàëüíîãî
ðàñïðåäåëåíèÿ
ýëåêòðè÷åñêîé
íàãðóçêè ìåæäó
ýëåêòðè÷åñêèìè
ñòàíöèÿìè ðåøàþòñÿ
ñ ó÷åòîì ïðîñòðàíñòâåííîé
è âðåìåííîé èåðàðõèè,
â ñòðîãîé è óïðîùåííîé
ïîñòàíîâêå, ïî
ðàçëè÷íûì êðèòåðèÿì
îïòèìèçàöèè.
Äëÿ íèõ ãëóáîêî
ðàçðàáîòàíû
òåîðåòè÷åñêèé
àïïàðàò, àëãîðèòìû
è ïðîãðàììû. Îáúÿñíÿåòñÿ
ýòî òåì, ÷òî îíè
ïîâñåìåñòíî
èñïîëüçóþòñÿ
ïðè ýêñïëóàòàöèè
è ïëàíèðîâàíèè
ðàçâèòèÿ ýëåêòðîýíåðãåòè÷åñêèõ
ñèñòåì. Êàæäàÿ
çàäà÷à îïòèìèçàöèè
ïðè ïðîìûøëåííîé
ðåàëèçàöèè èìååò
ìíîãî òîíêîñòåé,
êîòîðûå èçëîæåíû
â íîðìàòèâíûõ
äîêóìåíòàõ. Â
êóðñîâîé ðàáîòå
ïðèâåäåíû ïðèìåðû
ðåøåíèÿ ýòèõ
çàäà÷ è ôèçè÷åñêèé
ñìûñë óñëîâèé
îïòèìàëüíîñòè,
ñîñòàâëÿþùèõ
òîò ìèíèìóì,
êîòîðûé äîñòàòî÷åí
äëÿ óãëóáëåííîãî
ñàìîñòîÿòåëüíîãî
èçó÷åíèÿ âîïðîñà.
êîíäåíñàöèîííûé
òåïëîâîé ýëåêòðîñòàíöèÿ
ïîòðåáèòåëü
Ëèòåðàòóðà
Îñíîâíàÿ
Îïòèìèçàöèÿ
ðåæèìîâ ýíåðãîñèñòåì:
Ó÷åáíîå ïîñîáèå
/ Ï.È. Áàðòîëîìåé,
Ò.À. Ïàíèêîâñêàÿ.
Åêàòåðèíáóðã:
ÓÃÒÓ - ÓÏÈ, 2008. - 164 ñ.
Ìàêîêëþåâ
Á.È. Àíàëèç è ïëàíèðîâàíèå
ýëåêòðîïîòðåáëåíèÿ.
- Ì.: Ýíåðãîàòîìèçäàò,
2008. - 296 ñ.
Ò.À.
Ôèëèïïîâà è äð.
Îïòèìèçàöèÿ
ðåæèìîâ ýëåêòðîñòàíöèé
è ýíåðãîñèñòåì:
Ó÷åáíèê /Ò.À. Ôèëèïïîâà,
Þ.Ì. Ñèäîðêèí, À.Ã.
Ðóñèíà; - Íîâîñèá.
ãîñ. òåõí. óí-ò.
- Íîâîñèáèðñê,
2007. - 356 ñ.
Èåðàðõè÷åñêèå
ìîäåëè â àíàëèçå
è óïðàâëåíèè
ðåæèìàìè ýëåêòðîýíåðãåòè÷åñêèõ
ñèñòåì / Î.À. Ñóõàíîâ,
Þ.Â. Øàðîâ - Ì.: Èçäàòåëüñêèé
äîì ÌÝÈ, 2007. - 312 ñ.
Ëûêèí
À.Â. Ýëåêòðè÷åñêèå
ñèñòåìû è ñåòè:
Ó÷åá. ïîñîáèå.
- Ì.: Óíèâåðñèòåòñêàÿ
êíèãà; Ëîãîñ,
2006. - 254 ñ.
Ôèëèïïîâà
Ò.À. Ýíåðãåòè÷åñêèå
ðåæèìû ýëåêòðè÷åñêèõ
ñòàíöèé è ýëåêòðîýíåðãåòè÷åñêèõ
ñèñòåì: Ó÷åáíèê
- Íîâîñèáèðñê:
Èçä-âî ÍÃÒÓ, 2005. -
300 ñ.
Äîïîëíèòåëüíàÿ
Áîðîâñêèé
Þ.Â.: Ñîâðåìåííûå
ïðîáëåìû ìèðîâîé
ýíåðãåòèêè. - Ì.:
Navona, 2011
Êîòåí¸â
Ñ.Â.: Ðàñ÷åò è îïòèìèçàöèÿ
òîðîèäàëüíûõ
òðàíñôîðìàòîðîâ.
- Ì.: Ãîðÿ÷àÿ ëèíèÿ
- Òåëåêîì, 2011
Àëõàñîâ
À.Á.: Âîçîáíîâëÿåìàÿ
ýíåðãåòèêà. - Ì.:
ÔÈÇÌÀÒËÈÒ, 2010
Áàøàðèí
Ñ.À.: Òåîðåòè÷åñêèå
îñíîâû ýëåêòðîòåõíèêè.
- Ì.: Àêàäåìèÿ, 2010
Â.Ã.
Åðåìèí è äð. ; ðåö.:
À.Â. Òîòàé, Ã.Ï. Áàáêèí:
Áåçîïàñíîñòü
æèçíåäåÿòåëüíîñòè
â ýíåðãåòèêå.
- Ì.: Àêàäåìèÿ, 2010
Ìèëëõîóí
Äæ.: Íåçàäåéñòâîâàííûé
ýíåðãåòè÷åñêèé
ðåçåðâ Ðîññèè.
- Ì.: Öåíòð Êàðíåãè,
2010
Ìóðîìöåâ
Þ.Ë.: Òåîðåòè÷åñêèå
îñíîâû ýíåðãîñáåðåãàþùåãî
óïðàâëåíèÿ. - Ì.:
ßÍÓÑ-Ê, 2010
Òðåíèí
Ä.: Àðêòèêà: âçãëÿä
èç Ìîñêâû. - Ì.: Ìîñêîâñêèé
Öåíòð Êàðíåãè,
2010
Ì-âî
îáðàçîâàíèÿ
è íàóêè ÐÔ, Íèæåãîðîäñêèé
ãîñ. òåõíè÷åñêèé
óí-ò èì. Ð.Å. Àëåêñååâà
; àâò.-ðàçðàá.: Ã.ß.
Âàãèí è äð.: Ìåòîäèêà
ïðîâåäåíèÿ ýíåðãåòè÷åñêèõ
îáñëåäîâàíèé
(ýíåðãîàóäèòà)
îáðàçîâàòåëüíûõ
ó÷ðåæäåíèé. - Íèæíèé
Íîâãîðîä: ÍÃÒÓ,
2009
Îëà
Äæ.: Ìåòàíîë è ýíåðãåòèêà
áóäóùåãî. Êîãäà
çàêîí÷àòñÿ íåôòü
è ãàç. - Ì.: ÁÈÍÎÌ,
2009
ïîä
ðåä. Ã.Ã. Ðàííåâà
; ðåö.: Â.Í. Ìàëèíîâñêèé,
Â.Ë. Øêóðàòíèê:
Èíôîðìàöèîííî-èçìåðèòåëüíàÿ
òåõíèêà è ýëåêòðîíèêà.
- Ì.: Àêàäåìèÿ, 2009
Àëõàñîâ
À.Á.: Ãåîòåðìàëüíàÿ
ýíåðãåòèêà. - Ì.:
ÔÈÇÌÀÒËÈÒ, 2008
ÁåëÃÓ,
Êàô. îáùåé, íåîðãàíè÷åñêîé
è àíàëèòè÷åñêîé
õèìèè ; ñîñò.: À.À.
Ñìîëèêîâ è äð.
; ðåö.: Â.È. Ïàâëåíêî,
Î.Å. Ëåáåäåâà: Ïðèêëàäíàÿ
íàíîõèìèÿ. - Áåëãîðîä:
ÁåëÃÓ, 2008
Äåíê
Ñ.Î.: Âîçîáíîâëÿåìûå
èñòî÷íèêè ýíåðãèè
; íà áåðåãó ýíåðãåòè÷åñêîãî
îêåàíà. - Ïåðìü:
Ïåðìñêèé ãîñóäàðñòâåííûé
òåõíè÷åñêèé
óíèâåðñèòåò,
2008
Îòâ.
ðåä. Â.À. Ãóñåéíîâ:
Þæíûé Êàâêàç:
òåíäåíöèè è ïðîáëåìû
ðàçâèòèÿ (1992-2008 ãîäû).
- Ì.: Êðàñíàÿ çâåçäà,
2008
Äåíê
Ñ.Î.: Ýíåðãåòè÷åñêèå
èñòî÷íèêè è
ðåñóðñû áëèçêîãî
áóäóùåãî. - Ïåðìü:
Ïðåññòàéì, 2007
Ñîêîëîâ
Á.À.: Êîòåëüíûå
óñòàíîâêè è èõ
ýêñïëóàòàöèÿ.
- Ì.: Àêàäåìèÿ, 2007
Òêà÷åíêî
Ã.È.: Îñíîâû ýíåðãîñáåðåæåíèÿ.
- Áåëãîðîä: ÁåëÃÓ,
2007
Ïðàâèëà
òåõíè÷åñêîé
ýêñïëóàòàöèè
òåïëîâûõ ýíåðãîóñòàíîâîê.
- Ì.: Îìåãà-Ë, 2006
Ãèòåëüìàí
Ë.Ä.: Ýíåðãåòè÷åñêèé
áèçíåñ. - Ì: Äåëî,
2006
Ì-âî
òîïëèâà è ýíåðãåòèêè
ÐÔ: Ïðàâèëà òåõíèêè
áåçîïàñíîñòè
ïðè ýêñïëóàòàöèè
òåïëîìåõàíè÷åñêîãî
îáîðóäîâàíèÿ
ýëåêòðîñòàíöèé
è òåïëîâûõ ñåòåé.
- [Á.Ì.]: [Á.È.], 2006
Ì-âî
òðóäà è ñîöèàëüíîãî
ðàçâèòèÿ ÐÔ ; Ì-âî
ýíåðãåòèêè ÐÔ:
Ìåæîòðàñëåâûå
ïðàâèëà ïî îõðàíå
òðóäà (ïðàâèëà
áåçîïàñíîñòè)
ïðè ýêñïëóàòàöèè
ýëåêòðîóñòàíîâîê
ÏÎÒ ÐÌ-016-2001 ÐÄ 153-34.0-03.150-00. - Ì.:
Îìåãà-Ë, 2006
Îôîðì.
Å. Îñüìèíèíîé:
Ïðàâèëà óñòðîéñòâà
ýëåêòðîóñòàíîâîê.
- Ì.: Îìåãà-Ë, 2006
ÐÀÍ;
Ïîä îáù. ðåä. Í.À.
Ïëàòý; Ñîñò.: Ò.Â.
Ìàâðèíà, Â.À. Ïîïîâ:
Íàóêà-íåèñ÷åðïàåìûé
ðåñóðñ. - Ì.: Academia, 2006
Ðàçìåùåíî
íà Allbest.ru