Курсовая работа: Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

Курсовая работа

Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

2010

Содержание

Введение

Общая характеристика оптимизационных задач, решаемых АСДУ

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

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

1.2 Выбор трансформаторов на электростанциях и подстанциях

1.3 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов и электростанции в целом. Определение параметров ВЛЭП

2. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции по критерию: «Минимум потерь активной мощности»

3. Экономичное распределение активной нагрузки между электростанциями по критерию равенства относительных приростов расхода условного топлива с учетом сетевого фактора. Построение суточных графиков активных мощностей для электростанции

Литература

Введение

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

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

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

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

Диспетчерское управление осуществляется на основе подчинения нижних уровней управления верхним. Задачи управления, решаемые на каждом уровне иерархии, специфичны, но цель одна — обеспечение потребителей электроэнергией требуемого качества, в необходимом объеме и с наименьшими издержками. Экономическая самостоятельность регионов и рыночные отношения накладывают отпечаток на решение задачи управления и оптимизации, которое во временном аспекте можно разделить на три основных этапа.

Общая характеристика оптимизационных задач, решаемых АСДУ

1. Прогнозирование суточного графика изменения нагрузки.

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

2. Планирование суточных графиков работы электростанций.

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

Следует различать краткосрочное и долгосрочное прогнозирование и планирование.

Планирование диспетчерских графиков работы электростанций состоит из следующих основных этапов:

планирование режимов ГЭС с заданными гидроресурсами;

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

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

3. Оперативная коррекция режимов.

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

Кроме перечисленных основных задач, решается и ряд других, таких как: оперативная оценка правильности настройки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, ввод режима в допустимую область, информационно-справочные задачи. К последним относятся: статическая обработка информации н выдача, сведений в удобном для диспетчера виде; ежечасная регистрация основных параметров электрической системы и нормирование массивов информации для прогнозирования нагрузки и отображения режима и др.

1. Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы

ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕМЕНТОВ И РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

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

Рисунок 1 — Схема энергосистемы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1. Характеристика нагрузки

Номер нагрузки	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8
Отрасль промышленности	Станкостроение	Машиностроение	Автомобилестроение	Сельское хозяйство	Коммунально-бытовая	Деревообрабатывающая	Черная металлургия	Химическая
Тмах, час	6900	5800	5300	5000	5400	5600	8000	7600
Рмах, МВт	35	19	45	55	55	60	260	424
	0,86	0,82	0,86	0,82	0,82	0,82	0,81	0,88

Таблица 2. Длины ВЛЭП — 220 кВ, (км)

Обозначение ЛЭП	Л-1	Л-2	Л-3	Л-4	Л-5	Л-6	Л-7	Л-8	Л-9
Длина	55	59	28	42	44	51	39	49	29
Марка провода	АСО-240

Таблица 3. Параметры турбогенераторов на электростанциях

Номер электростанции	Тип агрегата	Номинальная мощность генератора Sн. ген, МВА	Uном, кВ	Удельная расходная характеристика агрегата b/ (2,510-4), тут/кВтч		Удельная повреждаемость , раз/год
ЭС-1 ЭС-2	ТВФ-100 ТВВ-200	117,5 235	10,5 15,75	0,38+Р2,8 0,44+Р3,4	0,85 0,85	0,015 0,002

Таблица 4. Типовые графики нагрузки активной мощности для рабочего дня

№ варианта	2
Откл. ТГ на эл. Станции	ЭС-1
Откл. ВЛЭП	Л-6

Таблица 5. Параметры ВЛЭП

Обозначение ВЛЭП	Л-1	Л-2	Л-3	Л-4	Л-5	Л-6	Л-7	Л-8	Л-9
L, км	55	59	28	42	44	51	39	49	29
Ri, Ом	6,49	6,962	3,304	4,956	5, 192	6,018	4,602	5,782	3,422
Xi, Ом	23,925	25,665	12,18	18,27	19,14	22,185	16,965	21,315	12,615
Bi, мкСм	-143,22	-153,64	-72,91	-109,37	-114,58	-132,8	-101,56	-127,6	-75,516

Марка провода — АСО-240 (R0 = 0,121 Ом/км; Х0 = 0,435 Ом/км; В0 = 2,610-6 См/км;).

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

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

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

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

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

Таблица 6. Суточные графики активной нагрузки для каждой отрасли промышленности и в целом для энергосистемы.

Время	Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и системы в целом для каждого интервала времени, МВт
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8	система
00-02	16,45	16,53	30,15	41,25	27,5	21,6	215,8	394,32	763,6
02-04	16,45	16,53	20,25	44	27,5	19,8	215,8	381,6	741,93
04-06	16,45	16,53	19,8	40,15	33	19,2	215,8	402,8	763,73
06-08	28,35	16,53	27,9	34,65	49,5	30	260	402,8	849,73
08-10	35	19	45	55	55	60	260	424	953
10-12	29,75	17,86	36,9	41,25	55	51	234	394,32	860,08
12-14	29,75	17,86	40,95	35,75	44	49,8	234	381,6	833,71
14-16	35	19	45	55	44	49,8	241,8	424	913,6
16-18	28,7	17,48	29,7	46,75	55	48	247	402,8	875,43
18-20	25,9	17,48	34,65	38,5	55	46,2	234	381,6	833,33
20-22	26,6	17,48	34,2	27,5	49,5	45	215,8	381,6	797,68
22-00	24,5	16,53	35,1	38,5	38,5	28,8	215,8	381,6	779,33

Таблица 7. Суточные графики реактивной нагрузки для каждой отрасли промышленности и в целом для энергосистемы.

Время	Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и системы в целом для каждого интервала времени, МВАр
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8	система
00-02	9,761	11,538	17,890	28,793	19, 195	15,077	156,237	212,831	471,321
02-04	9,761	11,538	12,016	30,712	19, 195	13,820	156,237	205,966	459,245
04-06	9,761	11,538	11,749	28,025	23,034	13,402	156,237	217,408	471,153
06-08	16,82	11,538	16,555	24,186	34,551	20,940	188,237	217,408	530,237
08-10	20,76	13,262	26,701	38,390	38,390	41,880	188,237	228,851	596,480
10-12	17,65	12,466	21,895	28,793	38,390	35,598	169,413	212,831	537,040
12-14	17,65	12,466	24,298	24,954	30,712	34,761	169,413	205,966	520,223
14-16	20,76	13,262	26,701	38,390	30,712	34,761	175,060	228,851	568,505
16-18	17,03	12, 201	17,623	32,632	38,390	33,504	178,825	217,408	547,613
18-20	15,36	12, 201	20,560	26,873	38,390	32,248	169,413	205,966	521,020
20-22	15,78	12, 201	20,293	19, 195	34,551	31,410	156,237	205,966	495,637
22-00	14,53	11,538	20,827	26,873	26,873	20,103	156,237	205,966	482,954

Таблица 8. Суточные графики полной нагрузки для каждой отрасли промышленности и в целом для энергосистемы.

Время	Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и системы в целом для каждого интервала времени, МВА
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8	система
00-02	19,128	20,159	35,058	50,305	33,537	26,341	266,420	448,091	899,04
02-04	19,128	20,159	23,547	53,659	33,537	24,146	266,420	433,636	874,23
04-06	19,128	20,159	23,023	48,963	40,244	23,415	266,420	457,727	899,08
06-08	32,965	20,159	32,442	42,256	60,366	36,585	320,988	457,727	1003,49
08-10	40,698	23,171	52,326	67,073	67,073	73,171	320,988	481,818	1126,32
10-12	34,593	21,780	42,907	50,305	67,073	62, 195	288,889	448,091	1015,83
12-14	34,593	21,780	47,616	43,598	53,659	60,732	288,889	433,636	984,50
14-16	40,698	23,171	52,326	67,073	53,659	60,732	298,519	481,818	1077,99
16-18	33,372	21,317	34,535	57,012	67,073	58,537	304,938	457,727	1034,51
18-20	30,116	21,317	40,291	46,951	67,073	56,341	288,889	433,636	984,62
20-22	30,930	21,317	39,767	33,537	60,366	54,878	266,420	433,636	940,85
22-00	28,488	20,159	40,814	46,951	46,951	35,122	266,420	433,636	918,54

Примеры построения графиков нагрузки для активной, реактивной и полной мощностей приведены на рисунках:

Рисунок 2 — График активной мощности нагрузки 1.

Рисунок 3 — График реактивной мощности нагрузки 1.

Рисунок 4 — График полной мощности нагрузки 1.

Количественные характеристики графиков электрической нагрузки — желаемое напряжение для каждой ступени графика, где j — номер (обозначение) нагрузки или подстанции; i — номер ступени графика нагрузки; mj — отклонение напряжения в центре питания j-ой нагрузки в максимальном режиме, обусловленное ПУЭ, mj = 0,05 для электрических сетей с Uном Ј 10 кВ и mj = 0,1 для Uном і 35 кВ;

— максимальная и минимальная величины активной мощности нагрузки для суточного или годового графика нагрузки в МВт; — среднесуточная мощность нагрузки, где Pi и ti — мощность и продолжительность нагрузки для i-ой ступени графика нагрузки; n — общее число ступеней суточного или годового графика нагрузки, еti = 24 часа — для суточного графика; — среднеквадратичная мощность; — коэффициент заполнения графика нагрузки или плотность графика нагрузки; — коэффициент неравномерности графика нагрузки; — коэффициент формы (конфигурации) графика нагрузки; — коэффициент участия i-ой нагрузки в максимуме системы, где — активная мощность i-ой нагрузки в час максимума системы; [365] = = Aг/Pmax — годовое время использования максимальной нагрузки; = [365] = — годовое время использования максимальных потерь активной мощности.

Таблица 10. Количественные характеристики графиков активной нагрузки

Обозначения характеристик графиков	Значения параметров графиков активной нагрузки для разных отраслей и энергосистемы в целом								Энергосистема
	Н-1	Н-2	Н-3	Н-4	Н-5	Н-6	Н-7	Н-8
Pср, МВт	26,075	17,401	33,300	41,525	44,458	39,100	232,483	396,09	830,43
Pск, МВт	26,830	17,423	34,233	42,216	45,604	41,414	233,058	396,38	832,72
Кф	1,029	1,001	1,028	1,017	1,026	1,059	1,002	1,001	1,003
Кзап	0,745	0,916	0,740	0,755	0,808	0,652	0,894	0,934	0,909
Кнер	0,470	0,870	0,440	0,500	0,500	0,320	0,830	0,900	1,231
Аг, МВтч	228417	152431	291708	363759	389455	342516	2036554	3469719	7274560
Tmax, ч	6526	8023	6482	6614	7081	5709	7833	8183	7963

Построение годового графика по продолжительности активной нагрузки для энергосистемы

Годовой график строится на основе характерных суточных графиков за весенне-летний и осенне-зимний период. Это пример упорядоченного графика, т.е. такого, в котором все значения нагрузки расположены в порядке убывания (рис.5). Такой график показывает длительность работы в течение года с различной нагрузкой. Начальная ордината этого графика равна максимальной нагрузке. По суточным графикам с учетом количества различных типов суток в году для каждого значения мощности нагрузки суммируем время, в течение которого данная нагрузка имела место в течение года. В начале определяется время, в течение которого эта нагрузка имела максимальное значение, а затем отрезки времени для других значений мощности нагрузки, берущиеся в порядке убывания. В результате имеем годовой график, нагрузки, который показывает продолжительность работы при данной нагрузке. Поэтому такой график называют графиком по продолжительности.

По годовому графику определяется максимальное время использования нагрузки:

Рисунок 5 — Годовой график по продолжительности активной нагрузки.

Составление приближенного баланса активной мощности.

Выбрать число агрегатов заданной мощности на электростанциях из условия выполнения баланса активной мощности. Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети — должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности. Число агрегатов на электростанциях следует выбирать из условия соблюдения баланса активной мощности:

где — установленная мощность генераторов на ЭС-1 и ЭС-2, МВт; Ртреб — мощность, необходимая для покрытия всех нагрузок и потерь активной мощности, МВт.

Для заданной схемы энергосистемы (рис.1) можно найти из следующих выражений:

Здесь kDРтр, kDРл, kсн, kрез — коэффициенты, учитывающие потери активной мощности в трансформаторах и ВЛЭП и нагрузки электроприемников собственных нужд электростанций

kDРтр=1,02; kDРл=1,08; kсн=1,1; kрез=1,1.

Число агрегатов на электростанциях:

;

принимаем в энергосистеме-1 n=5агрегатов, ;

принимаем в энергосистеме-2 n=4 агрегатов.

Проверка правильности выбора числа агрегатов на электростанциях осуществляется путем сравнения:

Требуемая мощность вычисляется по формуле:

МВт.

Сравниваем по наибольшей требуемой мощности.

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

.

МВт.

1.2 Выбор трансформаторов на электростанциях и подстанциях

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

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

где R =1.882 — районный коэффициент.

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

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

Таким образом:

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

Произведем расчет мощности и выберем трансформаторы для подстанций и энергостанций схемы энергосистемы:

ПС1:

Выбираем ТДЦ 40000/220

ПС2:

Выбираем ТДЦ 40000/220

ПС3:

Выбираем ТДЦ 40000/220

ПС4:

Выбираем ТДЦ 63000/220

ПС5:

Выбираем АТДЦТН 125000/220/110

ЭС1:

Выбираем ТДЦ 125000/242

ЭС1:

Выбираем ТДЦ 250000/242

Сведем данные по трансформаторам в таблицы:

Таблица 11. Данные трансформатора ТДЦ 40000/220.

МВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	Ом	Ом	кВАр
40	230	11-11	170	50	12	0.9	5,6	158,7	360

Таблица 12. Данные трансформатора ТДЦ 63000/220.

МВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	Ом	Ом	кВАр
63	230	11-11	300	82	12	0.8	3.9	100,7	504

Таблица 13. Данные автотрансформатора АТДЦТН 125000/220/110.

МВА	кВ	кВ	кВ	%	%	%	кВт	кВт	%
125	230	121	10.5	11	31	19	290	85	0.5

Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	кВАр
0.5	0.5	1	48.6	0	82.5	625

Таблица 14. Данные трансформатора ТДН 125000/220.

МВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	Ом	Ом	кВАр
125	242	10.5	380	135	11	0.5	1.4	51.5	625

Таблица 15. Данные трансформатора ТДН 250000/220.

МВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	Ом	Ом	кВАр
250	242	15.75	650	240	11	0.45	0.65	25.7	1125

1.3 Расчет и построение расходных характеристик агрегатов и электростанции в целом. Определение параметров ВЛЭП

Рассчитать и построить расходные характеристики ЭС, исследовать их свойства.

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

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

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

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

где

nk — число агрегатов на к-ой станции;

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

Для ЭС-1: ,

Для ЭС-2: ,

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

Таблица 16. Расходные характеристики агрегатов.

Pн	В	DB/DP	B/P
8,813	0,095	0,0066	0,0108
17,625	0,096	0,023	0,0055
26,438	0,099	0,0478	0,0037
35,25	0,104	0,0802	0,0029
44,063	0,111	0,1198	0,0025
52,875	0,122	0,1663	0,0023
61,688	0,136	0,2195	0,0022
70,5	0,155	0,2791	0,0022
79,313	0,178	0,345	0,0022
88,125	0, 207	0,4171	0,0023
96,938	0,241	0,4951	0,0025
105,75	0,281	0,5791	0,0027
114,563	0,328	0,6688	0,0029
123,375	0,382	0,7643	0,0031
132,188	0,443	0,8653	0,0033
141	0,512	0,9719	0,0036
149,813	0,589	1,084	0,0039
158,625	0,674	1, 2014	0,0043
167,438	0,769	1,3242	0,0047

Таблица 17. Расходные характеристики агрегатов.

Pн	В	DB/DP	B/P
17,625	0,11	0,0017	0,0062
35,25	0,11	0,009	0,0031
52,875	0,112	0,0237	0,0021
70,5	0,114	0,0473	0,0016
88,125	0,119	0,0807	0,0013
105,75	0,127	0,1251	0,0012
123,375	0,138	0,1811	0,0011
141	0,154	0,2494	0,0011
158,625	0,176	0,3309	0,0011
176,25	0, 204	0,4262	0,0011
193,785	0,24	0,5357	0,0012
211,5	0,285	0,6601	0,0013
229,125	0,339	0,7999	0,0015
246,75	0,405	0,9556	0,0016
264,375	0,483	1,1277	0,0018
282	0,575	1,3166	0,002
299,625	0,681	1,5228	0,0023
317,25	0,804	1,7467	0,0025
334,875	0,944	1,9887	0,0028

Рисунок 6 — Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 7 — Зависимость В/Р=f (Рк).

Рисунок 8 — Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 9 — Зависимость В/Р=f (Рк).

В таблицах 18,19 представлены расходные характеристики электростанций.

Таблица 18. Расходные характеристики ЭС1.

Pн	В	DB/DP	B/P
8,813	0,475	0,033	0,054
17,625	0,48	0,115	0,0275
26,438	0,495	0,239	0,0185
35,25	0,52	0,401	0,0145
44,063	0,555	0,599	0,0125
52,875	0,61	0,8315	0,0115
61,688	0,68	1,0975	0,011
70,5	0,775	1,3955	0,011
79,313	0,89	1,725	0,011
88,125	1,035	2,0855	0,0115
96,938	1, 205	2,4755	0,0125
105,75	1,405	2,8955	0,0135
114,563	1,64	3,344	0,0145
123,375	1,91	3,8215	0,0155
132,188	2,215	4,3265	0,0165
141	2,56	4,8595	0,018
149,813	2,945	5,42	0,0195
158,625	3,37	6,007	0,0215
167,438	3,845	6,621	0,0235
176,25	4,365	7,2615	0,025

Таблица 19. Расходные характеристики ЭС2.

Pн	В	DB/DP	B/P
17,625	0,44	0,0068	0,0248
35,25	0,44	0,036	0,0124
52,875	0,448	0,0948	0,0084
70,5	0,456	0,1892	0,0064
88,125	0,476	0,3228	0,0052
105,75	0,508	0,5004	0,0048
123,375	0,552	0,7244	0,0044
141	0,616	0,9976	0,0044
158,625	0,704	1,3236	0,0044
176,25	0,816	1,7048	0,0044
193,785	0,96	2,1428	0,0048
211,5	1,14	2,6404	0,0052
229,125	1,356	3, 1996	0,006
246,75	1,62	3,8224	0,0064
264,375	1,932	4,5108	0,0072
282	2,3	5,2664	0,008
299,625	2,724	6,0912	0,0092
317,25	3,216	6,9868	0,01
334,875	3,776	7,9548	0,0112
352,5	4,408	8,9972	0,0124

Рисунок 10 — Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 11 — Зависимость В/Р=f (Рк).

Рисунок 12 — Зависимость расхода топлива от мощности нагрузки.

Рисунок 13 — Зависимость В/Р=f (Рк).

Количество питающих линий для нагрузок определяется как:

где Рпр — пропускная способность линии, взятая из таблицы 20.

Таблица 20.

Напряжение линии	Сечение провода	Передаваемая мощность, МВт		Длина линии Электропередач, км
U, кВ	h, мм	Натуральная	При плотности тока 1.1 А/мм2	Предельная при КПД=0.9	Средняя (между двумя соседними пс)
10	—	—	5	—	—
35	16 — 150	—	12	50	—
110	70 — 240	30	13 — 45	80	25
220	240 — 400	135	90 — 150	400	100
330	3Ч300 — 3Ч500	360	270 — 450	700	130
500	5Ч300 — 3Ч500	900	770 — 1300	1200	280
750	5Ч300 — 5Ч400	2100	1500 — 2000	2200	300
1150	8Ч300 — 8Ч500	5200	4000 — 6000	3000	—

Для нагрузки Н7:

Для нагрузки Н8:

2. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции по критерию: «Минимум потерь активной мощности»

Критерием экономичного распределения активной мощности является минимум затрат на ведение режима энергосистемы, который характеризуется равенством удельных приростов этих затрат.

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

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

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

1) питание осуществляется от ЭС-1;

2) питание осуществляется от ЭС-2.

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

Рисунок 13 — Расчётная схема энергосистемы.

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

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

,

Для режима, соответствующего часу максимума:

,

По результатам расчетов следует заполнить таблицу 20.

Таблица 21. Коэффициенты распределения активной мощности.

№ ЛЭП	Rлi, Ом	k1i	k2i	k1ik1iRлi	k2ik2iRлi	k1ik2iRлi
1	6,490	-0,128	-0,127	0,107	0,105	0,106
2	6,962	0,244	-0,169	0,415	0, 198	-0,287
3	3,304	0,273	-0,106	0,246	0,037	-0,095
4	4,956	0,473	-0,187	1,110	0,174	-0,439
5	5, 192	-0,211	0,356	0,231	0,657	-0,390
6	6,018	0,092	-0,046	0,050	0,013	-0,025
7	4,602	-0,057	-0,013	0,015	0,001	0,003
8	5,782	-0,047	0,188	0,013	0, 205	-0,051
9	3,422	0,093	-0,109	0,029	0,040	-0,034
				2,217	1,429	-1,213

Просуммировав элементы по 5, 6 и 7 столбцам получаем искомые коэффициенты распределения активной мощности сети С1, С2, С12.

Таблица 22. Коэффициенты распределения активной мощности для аварийного режима

. № ЛЭП	Rлi, Ом	k1i	k2i	k1ik1iRлi	k2ik2iRлi	k1ik2iRлi
1	6,490	-0,106	0,159	0,072	0,164	-0,109
2	6,962	0,272	-0,129	0,515	0,115	-0,244
3	3,304	0,303	-0,108	0,304	0,038	-0,108
4	4,956	0,437	-0,156	0,948	0,120	-0,338
5	5, 192	-0,263	0,285	0,359	0,422	-0,389
6	6,018	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
7	4,602	-0,101	0,016	0,047	0,001	-0,008
8	5,782	-0,009	0,122	0,001	0,085	-0,007
9	3,422	0,050	-0,072	0,009	0,018	-0,012
				2,25526	0,96481	-1,21451

3. Экономичное распределение активной нагрузки между электростанциями по критерию равенства относительных приростов расхода условного топлива с учетом сетевого фактора. Построение суточных графиков активных мощностей для электростанции

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

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

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

Резервную мощность каждой электростанции можно определить следующим образом:

Установленная мощность станций:

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

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

Рисунок 13 — Уточнённые суточные графики электростанций.

Таблица 23. Уточненные данные диспетчерского графика нагрузок.

	Рсист, МВт	Рст1, МВт	Рст2, МВт
0	974,92	459,78	515,14
2	974,92	459,78	515,14
2	950,95	459,78	491,17
4	950,95	459,78	491,17
4	977,74	459,78	517,96
6	977,74	459,78	517,96
6	1082,73	459,78	622,95
8	1082,73	459,78	622,95
8	1145,5	459,78	685,72
9	1145,5	459,78	685,72
9	1145,5	395,38	750,12
10	1145,5	395,38	750,12
10	1088,63	459,78	628,85
12	1088,63	459,78	628,85
12	1055,77	459,78	595,99
14	1055,77	459,78	595,99
14	1150,31	459,78	690,53
16	1150,31	459,78	690,53
16	1113,04	459,78	653,26
18	1113,04	459,78	653,26
18	1058,38	459,78	598,6
20	1058,38	459,78	598,6
20	1010,71	459,78	550,93
22	1010,71	459,78	550,93
22	986,63	459,78	526,85
24	986,63	459,78	526,85

Литература

1. Баркан Я.О. Эксплуатация энергосистем. — М.: Высшая школа, 1990. — 304 с.

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

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

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