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

Таблица 2. Длины ВЛЭП - 220 кВ, (км)

Таблица 3. Параметры турбогенераторов на электростанциях

Таблица 4. Типовые графики нагрузки активной мощности для рабочего дня

Таблица 5. Параметры ВЛЭП

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.

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

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

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

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.

Таблица 12. Данные трансформатора ТДЦ 63000/220.

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