Підвищення ефективності роботи гідроакумулюючої електростанції

1. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ ПРОЕКТУ У більшості країн, також як і в ОЕС України зростання потужностей енергосистем здійснювалося за рахунок введення потужних ТЕС і АЕС, обладнаних високо економічними базовими енергоблоками. При цьому одночасно вводилися високоманеврені потужності на ГАЕС з метою регулювання графіка навантажень в енергосистемах, забезпечення надійної й економічної експлуатації ТЕС і АЕС.

Електроенергія є особливим товаром з обмеженими можливостями зберігання й транспортування при незбалансованому попиті та пропозиції. Керування режимами, що балансують ринок електроенергії, забезпечення якості електроенергії досягається за рахунок так званих системних послуг, надати в самому широкому спектрі й оперативно здатні тільки ГАЕС. Маючи високу маневреність, здатність резервування потужності й електроенергії, потенціал синхронного компенсатора ГАЕС виконує нові функції системного координатора, що забезпечує об'ємну й структурну збалансованість ринку електроенергії, необхідні параметри якості електроенергії.

Розвитку ГАЕС також сприяє загострення проблем, пов’язаних з ростом цін на органічне паливо, жорсткістю вимог до теплоенергетики з охорони навколишнього середовища, а також підвищення безпеки АЕС.

Основними передумовами гідроакумулювання електроенергії є потреба в маневреній потужності для покриття піків навантаження та компенсації її короткотермінових змін, ущільненні навантаження з використанням дешевої нічної енергії, збільшенні потужності та часу використання базових електростанцій, економії палива в енергосистемі.

Незважаючи на деяке ущільнення добових графіків електричного навантаження за рахунок впровадження економічних методів управління, частину графіка можуть забезпечити енергією тільки маневрові станції ГЕС і ГАЕС, а також газотурбінні установки (ГТУ). Але останні потребують дорогого і дефіцитного газоподібного або легкого рідкого палива (керосину).

Таким чином, в умовах максимального використання гідроенергоресурсів для покриття піків електричного навантаження найкращими є гідроакумулюючі електростанції.

ГАЕС притаманні такі переваги: швидкість пуску та набору навантаження, висока економічність і надійність, великий термін служби (60−80 років), невелика кількість персоналу, можлива повна автоматизація.

На відміну від ГЕС гідроакумулююча електростанція є споживачем-регулятором електроенергії, тобто споживаючи електроенергію у періоди загального зниження навантаження в енергосистемі, вона підвищує її мінімальну величину і коефіцієнти мінімуму та ущільнення добових графіків. Цим покращуються режими роботи теплових і атомних електростанцій.

Високі маневрові якості обладнання ГАЕС характеризуються можливістю швидкого набору та скидання навантаження, великим діапазоном регулювання, порівняно нескладною автоматизацією процесів регулювання потужності при невеликих втратах енергії. Це свідчить про те, що ГАЕС найбільш повно відповідає завданням підтримки частоти в енергосистемі, відхилення якої від нормованої величини призводить до зниження якості промислової продукції.

ГАЕС можуть також добре використовуватись як джерело реактивної потужності, бо термін автоматичного переводу агрегатів ГАЕС із режиму синхронного компенсатора (покращення cos енергосистеми) в генераторний і навпаки складає всього 1−2 хвилини.

Таким чином функції ГАЕС в енергосистемі такі:

— для покриття піків навантаження;

— для підвищення мінімального навантаження енергосистеми;

— для регулювання частоти і потужності у період інтенсивних змін навантаження;

— як аварійний швидкодіючий резерв;

— як джерело реактивної потужності та енергії;

— для поліпшення режимів роботи теплових та атомних електростанцій.

Забезпечення стабільного функціонування ОЕС України в умовах недостатності маневрових потужностей і високі долі базової потужності є одним з найбільш проблемних питань. Після введення в експлуатацію двох блоків по 1000 МВт на Хмельницькій і Рівненській АЕС базова потужність ще збільшилась, що ще більш ускладнило можливість сезонного і добового регулювання навантажень в ОЕС України і рішення проблеми істинного поліпшення структури генерування потужностей. Необхідне введення нових мобільних потужностей можуть забезпечити ГЕС та ГАЕС. [1].

Підвищення ефективності ГЕС за рахунок додаткової установки оптимальної потужності оборотних гідроагрегатів з подальшою оптимізацією режимів їх роботи в об'єднаній енергосистемі України сприяє посиленню енергетичної безпеки країни..

Таким чином, будівництво ГАЕС потужністю 1320 МВт є важливим кроком в здійсненні енергетичної безпеки України..

2. ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНА ЧАСТИНА.

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень Режим роботи електростанції задається графіком електричних навантажень району, що обслуговується. Потужність станції повинна забезпечити виконання графіків навантаження з врахуванням втрат потужності в елементах електропередачі, а також втрати на власні потреби.

При розрахунку графіків навантаження відносну величину постійних та змінних втрат можна прийняти [2]:

в межах системи:; .

Постійні втрати для системи визначається за формулою:

(2.1).

МВт;

Зміст втрат в будь-який час доби:

(2.2).

МВт;

Потужність що видається з шин станції:

(2.3).

МВт;

Витрати потужності на власні потреби станції:

(2.5).

МВт;

Потужність, яка видається генераторами станції:

(2.6).

МВт;

За наведеним алгоритмом розраховується графік електричних навантажень для зимової та літньої доби та річний графік за тривалістю навантаження. Дані розрахунки зводяться в таблицю 2.1 та 2.2.

За даними розрахунків будуємо добові графіки навантаження для зими та літа (,) і річний графік за тривалістю (рис 2.1).

Використовуючи річний графік за тривалістю, визначаємо техніко-економічні показники роботи станції (таблиця 2.3).

Таблиця 2.1 — Дані для побудови графіків електричних навантажень (багатоводний сезон/маловодний сезон).

Примітка:

1) максимальне навантаження власних потреб: ;

2) коефіцієнт попиту: ;

3) тривалість зимового та літнього сезонів: 183/182 діб.

Таблиця 2.2 — Дані для побудови річного графіку за тривалістю навантаження (генераторний режим / режим двигуна).

Система (генераторний режим) Система (двигун ний режим) а) добові графіки електричних навантажень Генераторний режим гідроакумулююча електростанція електричне навантаження Двигунний режим б) річний графік за тривалістю навантаження;

Рисунок 2.1- Графіки електричних навантажень;

Таблиця 2.3 — Техніко-економічні показники роботи станції.

2.2 Вибір силового обладнання Таблиця 2.4 — Технічні характеристики гідрогенератору типу СВО 1250/260−40 УХЛ4.

2.3 Вибір структурної схеми станції.

Кількість ЛЕП [2]:

(2.7).

де — максимальна потужність, що передається в район (систему) з врахуванням втрат, МВт;

— гранична потужність лінії, МВт;

Розрахункова потужність головного трансформатора власних потреб :

(2.8).

МВА;

Розрахункова потужність пускорезервного трансформатора :

(2.9).

МВА;

Розрахункова потужність блочних трансформаторів:

а) в режимі генератора:

(2.14).

б) в режимі двигуна:

Рисунок 2.2 — Приклади структурних схем станції.

Таблиця 2.5 — Технічні характеристики трансформаторів.

Приведені затрати визначаються за формулою [2,3]:

3=р.н.К+ U (2.15).

де р.н.=0,12 — нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

К — капіталовкладення в електроустановку тис. грн.;

U — щорічні експлуатаційні витрати, тис. грн.;

(2.16).

де, а — норма відрахувань на амортизацію та обслуговування, %;

В =6,4 коп/кВт год — вартість 1 кВт год електроенергії, яка втрачається в трансформаторі;

— річні втрати електроенергії в трансформаторах, кВтгод;

(2.17).

де =4,8 грн/кВт•год — питомий збиток;

— параметр потока раптових відмов трансформатора, 1/рік;

— втрачаємо потужність, МВт; - час простою, год;

Таблиця 2.6 — Капіталовкладення в електроустановку.

Визначаємо річні втрати електроенергії в трансформаторах:

;

Щорічні експлуатаційні витрати:

Приведені затрати:

З1 = 0,12· 11 187,2 + 1850,14 = 3192,604 тис. грн.

З2 = 0,12· 11 987,2 + 3142,88 = 4581,344 тис. грн.

Остаточно приймаємо І варіант структурної схеми станції.

2.4 Вибір схеми ВРУ 330 кВ Для ВРУ-330 кВ намічаємо два варіанти:

— Схема «4/3»;

— Схема «3/2».

а).

б) Рисунок 2.4 — Варіанти схеми ВРУ-330 кВ Приведені затрати визначаємо за формулою [2, 3]:

3=р.н.К+ U +М (3), (2.18).

(2.19).

де — кількість комірок з вимикачами, шт.;

— варіант комірки, тис. грн;

(2.20).

М (3) — очікуваний збиток з-за відмови вимикачів, тис. грн.;

(2.21).

де — питомий збиток, грн./кВт;

— коефіцієнт режиму схеми (К0 або Кр);

— параметр потоку раптових відмов вимикача, 1/рік;

— втрачаємо потужність, МВт;

— час простою елемента, год;

Для варіанту а):

;

;

Для варіанту б):

;

;

Таблиця 2.7 — Показники надійності елегазових вимикачів 330 кВ.

Розрахунок очікуваного збитку М (З) здійснюється за таким алгоритмом.

1. В порівнюваних варіантах схем виділяються генераторні та лінійні вимикачі. Вимикачі, які відключають лінії електропередач, відносять до лінійних, інші - до генераторних. Виділимо лінійні та генераторні вимикачі позначивши їх на схемі РП.

2. Визначаються параметри потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів:

де kрв = 0,6 — коефіцієнт, що характеризує долю раптових відмов; 1, 2 — параметри потоку відмов вимикача (таблиця 2.10); l — довжина лінії електропередачі, км.

Визначимо параметри потоку відмов:

3. Обчислюються коефіцієнти ремонтного kр і нормального kо режимів роботи РП:

де n — кількість вимикачів в РП.

Обчислимо коефіцієнти ремонтного kр і нормального kо режимів роботи для кожного з варіантів РП:

Для варіанту а):

Для варіанту б):

4. Якщо відмовляє вимикач, то елемент (блок, ЛЕП та ін.) може бути введений в роботу через час Tо (після виконання перемикань в РП) або через час Tв;п (після введення в роботу одного з двох вимикачів у випадку, якщо один був в плановому ремонті, а іншій — в аварійному простої):

(2.22).

де Tвим — час, необхідний для того, щоб обслуговуючий персонал міг встановити місце і характер пошкодження, для електростанцій Tвим = 0,3 год. m — кількість роз'єднувачів, які повинні бути відключені для відокремлення пошкодженого вимикача після відключення струму приєднання; Tр — час для відключення роз'єднувача (Tр = 0,1 год.); Tбл — час пуску блока з гарячого стану після зняття навантаження через відмову вимикача (Tбл = 0,5 год.).

Тоді:

Час одночасного простою вимикача, що відмовив, і вимикача, що ремонтується,.

(2.23).

В нашому випадку:

5. Визначається математичне очікування числа відмов генераторних вимикачів в нормальному і ремонтному режимах:

(2.24).

Аналогічно для лінійних вимикачів.

(2.25).

6. Розрахунок ведеться у вигляді табл. 2.11 та 2.12 для варіанту схеми РП а) та б) відповідно, де в лівому стовпці виписані елементи i наслідки відмов, які розглядаються, та відповідні параметри потоку раптових відмов, в верхньому рядку — вимикачі, що ремонтуються, та відповідні коефіцієнти Kj режимів роботи РП (Ko або Kp).

7. Після заповнення таблиць 2.11 та 2.12 робиться вибірка у вигляді табл. 2.13 для варіанту схеми РП а) та б) відповідно, яка характеризує надійність схеми, що розглядається. Збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів можна визначити за виразом:

(2.26).

де yо — питомий збиток, yо = 4,8 грн/кВтгод.; kj — коефіцієнт режиму схеми (ko або kp); Рi — потужність, яка втрачається; Ti — час простою елемента (To або Tв; n).

Визначимо збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів для кожного варіанту схеми РП:

Очікуваний збиток:

Визначимо мінімальні приведені затрати для кожного варіанту схеми РП:

Для варіанту а):

З=рнК+В+М (Зб)=0,1 222 000,44+1848,036+233,374= 4721,46(тис. грн.).

Для варіанту б):

З=рнК+В+М (Зб)=0,1 224 000,48+2016,04+225,684= 5121,78(тис. грн.).

Таблиця 2.8 — Дані для розрахунку надійності схеми ВРУ-330 кВ.

Таблиця 2.9 — Розрахунок надійності схеми ВРУ — 330 кВ (І варіант) Додаток Б Таблиця 2.10 — Розрахунок надійності схеми ВРУ — 330 кВ (ІІ варіант) Додаток Б.

Таблиця 2.12 — Приведені затрати схем ВРУ-330 кВ.

Приймаємо І варіант схеми ВРУ-330 кВ.

2.5 Вибір схеми власних потреб На ГАЕС встановлюємо три головних трансформатори власних потреб (ГТВП), які отримують живлення від генераторів та видають потужність на шини 6 кВ РУВП-6кВ [2,8,10].

Споживачі 0,4 кВ отримують живлення від агрегатних трансформаторів власних потреб (АТВП). У випадку відключення АТВП за допомогою АВР до секції 0,4 кВ підключаються резервні трансформатори власних потреб (РАТВП).

В якості АТВП (РАТВП) використовуються трансформатори типу ТСЗС-1000/10 [5]:

Snom = 1000 кВА;

Unom = 10/0,4 кВ;

Uk = 8%;

ДРх = 3 кВт;

ДРк = 12 кВт;

Іх = 2%.

Рисунок 2.5 — Схема власних потреб станції.

2.6 Розрахунок струмів КЗ Складаємо заступну схему електроустановки та визначаємо параметри її елементів [2]: Sб =1000 МВА; Uб = Uср. ном Рисунок 2.6 — Заступна схема електроустановки.

Генератор:

XГ =Xd" Sб /Sг.ном; (2.22).

XГ = 0,3•1000/460=0,652;

Трансформатор:

XТ = (2.23).

XБТ=.

XТВП=.

XТR= (2.23).

ЛЕП:

XW = (2.24).

XW =.

Енергосистема:

XС= (2.25).

XС=.

Початкове значення періодичної складової струму КЗ [2]:

(2.28).

де — ЕРС генератора ;

Ібі - базовий струм, кА;

— результуючий опір кола КЗ, в. о;

Базовий струм:

(2.29).

Складові струму КЗ [2]:

де — розрахунковий коефіцієнт;

— ударний коефіцієнт;

Та — постійна часу кола КЗ, с;

— розрахунковий час, с.

де =tBB+0,01 (2.31).

де tBB — власний час викання вимикача, с.

Оскільки точки К3 та К4 приведені до однакової напруги подальші розрахунки проводимо по тій де більші струми, а саме по К4.

Попередньо встановлюємо вимикачі [2,5]:

Таблиця 2.13 — Дані для визначення складових струмів КЗ.

Визначення значення коефіцієнтів для генераторних віток [2]:

К1.

К2.

К4.

Таблиця 2.14 — Зведена таблиця струмів КЗ.

Визначаємо струми в РУВП-0,4 кВ:

при живленні від ГТВП;

Опір системи:

Опір енергосистеми, який приведено до сторони НН:

а).

Опір АТВП:

Х1,Т = Х2, Т = 12,65 Ом;

Х0,Т = 12,65 Ом;

r1,Т = r2, Т = 1,9 Ом;

ZT (1)/3 = 12,8 Ом;

Номінальний струм АТВП на стороні НН:

Встановлюємо на стороні НН шинопровід типу ШМА 73 [6]:

Іном=1600А; q=2(90×8)=1440мм2;

rпит=0,031Ом/м; Хпит=0,017Ом.

?ш=20м.

Опори шинопровода:

(2.34).

rш=0,031•20=0,62 Ом;

Хш=0,017•20=0,34 Ом;

Результуючий опір кола КЗ:

(2.35).

а).

Струм трифазного металевого КЗ [6]:

(2.36).

а).

Мінімальний струм трифазного КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги:

(2.37).

Середнє значення струму трифазного КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги в місці пошкодження:

Ударний струм КЗ:

(2.39).

(2.39).

Визначаємо струми КЗ від електродвигунів 0,4кВ:

(2.40).

Ударний струм від двигунів:

(2.41).

Сумарні струми КЗ:

2.7 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму ВРУ-330 кВ Максимальні струми :

(2.43).

Імпульс квадратичного струму: К1.

(2.45).

де — час вимикання КЗ, с.

Імпульс квадратичного струму [2,3]:

Вк= ВКп + ВКа = (Впс+ Впг+ Впгс)+ ВКа = (І2с + В*пг· І2п., о, г+ 2· Іс·Т*· Іп., о, г)tвим + (І2с· Та, с+ І2п, о, г· Та, г+4ІсІп, о, г/(1/ Та, с+1/ Та, г)), (2.47).

де tвим = 4 с; В*пг = 0,5; Т*= 0,7; Та, г = 0,43 с; Іп, о, г = 74,86 кА;

Іс = 136,73 кА; Та, с = 0,04 с.

Вк= (136,732+0,574,862 +2136,7374,860,7)4+.

+(136,7320,04+74,8620,43+(4136,7374,86)/(1/0,04+1/0,43)=.

143 307+4655,85 = 147 962,85(кА2· с).

РУВП-10 кВ.

Імпульс квадратичного струму:

(2.48).

; (2.49).

РУ ВП 0,4 кВ де = - час вимикання КЗ, с;

=0,06с — час гасіння дуги для автоматів серії «Електрон»;

— витримка часу струмової відсічки автомата,; (0,25с для автомата типу Е16);

=0,03с — середнє значення часу затухання вільних струмів КЗ;

Для автомата серії «Електрон» типу Е16:

=0,25 с;

=0,06 с ;

2.8 Вибір комутаційної апаратури ВРУ-330 кВ.

Генератор

Вимикач ВМГ-15 не проходить за умовою термічної стійкості, тому встановлюємо вимикач типу ВВОА-15−140/12 500 У3 [5]:

РУВП-10 кВ.

РУВП-0,4кВ Автомат серії «Електрон» типу Е16:

<

<

<

Вк = 63,53 кА2· с.

2.9 Вибір струмоведучих частин ВРУ-330 кВ.

а) збірні шини;

Встановлюємо два проводи марки АС 300/204 [5]:

d=29,2 мм;

Iдоп=680А;

D=450 см;

Фази розташовані горизонтально, середня геометрична відстань між ними:

Dср=1,26D; (2.50).

Dср=1,26· 450=567 см;

Перевірка по максимальному струму.

(А) (А).

Перевірку шин по умовах корони здійснюємо за умовою [2]:

0,9Е0 1,07Е, де Е0 — критична початкова напруженість електричного поля;

Е — розрахункова напруженість електричного поля.

(2.51).

де m — коефіцієнт, що враховує шороховатість поверхні проводу.

r0 — радіус проводу (см).

.

Напруженість електричного поля біля розщеплених проводів.

(2.52).

де К — коефіцієнт підсилення поля;

rек — еквівалентний радіус розщеплених провода, см;

n — кількість проводів в фазі, шт.;

— максимальна допустима напруга установки, кВ.

При n = 2:

; (2.53).

; (2.54).

де, а — відстань між проводами в фазі, см.

;

(см);

(кВ/см).

0,931 = 27,9 (кВ/см) > 1,0724,1 = 25,8 (кВ/см).

Умова виконується.

Перевірка динамічної стійкості.

Далі з кривих визначаємо.

Умова виконується.

б) відгалуження до блочного трансформатора:

економічний переріз :

(2.55).

де — струм нормального режиму А;

— економічна густина струму А/мм2;

Всі інші перевірки були виконані раніше.

Генератор Встановлюємо пофазно екранований струмопровід генераторної напруги:

а) в основному колі типу ТЕКН-20−20 000/560:

Вибираємо жорсткі шини для РУ ВП 10кВ:

Вибираємо однополосні мідні шини 25×3: Ідоп=340А;

Електродинамічна стійкість:

Вибираємо розташування плашмя так як забезпечиться економія ізоляторів.

Механічна стійкість:

9,62МПа140МПа Умова виконується.

РУ ВП-0,4 кВ Встановлюємо шинопровід марки ШМА73:

Перевірка за максимальним струмом:

< Iдоп=0,94· 1600=1504 А;

Перевірка на термічну стійкість:

(2.56).

Перевірка на механічну міцність:

Шини розташовуємо горизонтально, а на ізоляторах «плашня» ;

відстань між фазами:

а=0,8 м;

Визначаємо довжину прогону? [6]:

(2.57).

Момент інерції та опору шин:

(2.58).

??1,5 м;

Приймаємо ??1,5 м;

Визначаємо силу взаємодії між полосами [4]:

Напруженість в матеріалі полос:

(2.60).

де Напруженість в матеріалі шин від взаємодії фаз:

(2.61).

2.10 Вибір кабелів Вибираємо кабель для електродвигуна власних потреб типу А0З-400М-10У2:

Економічний переріз:

Встановлюємо два алюмінієвих кабеля перерізом 120 мм².

Ідоп.ном=200А;

;

Перевірка на термічну стійкість:

< q = 2· 120=240 мм2;

2.11 Вибір вимірювальних трансформаторів Вибираємо трансформатор струму (ТС) та напруги (ТН) в колі ЛЕП-330 кВ.

Таблиця 2.15 — Розрахункові та каталожні дані ТС типу ТВ-330.

Примітка: 1) I2ном=1А.

2) Схема з'єднання обмоток: повна зірка;

3) варіант виконання вторинних обмоток: 0,2/10Р;

4).

Таблиця 2.16 — Вторинне навантаження ТС.

Перевіряємо ТС на клас точності [2]:

— загальний опір приладів:

(2.62).

— допустимий опір приладів:

(2.64).

Приймаємо контрольний кабель марки АКРВГ з жилами перерізом 2,5 мм².

Вторинне навантаження:

Встановлюємо ТН типу НКФ-110−58У1:

Таблиця 2.17 — Внутрішнє навантаження ТН.

Вторинне навантаження:

Для з'єднання ТН з приладами використовуємо контрольний кабель марки АКРВГ з жилами перерізом 2,5 мм².

Таблиця 2.18 Вимірювальні трансформатори.

2.12 Вибір засобів обмеження перенапруг та високочастотних загороджувачів Для захисту обладнання від атмосферних та комутаційних перенапруг встановлюємо розрядники та обмежувачі перенапруг [5]:

Для забезпечення нормальної роботи зв’язку та приладів РЗА встановлюємо на ЛЕП високочастотні загороджувачі [5]:

1) 330кВ ВЗ-1250−0,5У1.

2.13 Вибір акумуляторних батарей На ГЕС та ГАЕС потужністю більше 1000МВт встановлюються дві акумуляторні батареї (АБ) і при віддаленому розташуванні ВРУ встановлюється батарея в зоні ВРУ.

Вихідні дані для розрахунку:

Таблиця 2.19 — Навантаження батареї.

Типовий номер АБ [2,10]:

М=1,05Іав/j, (2.65).

Перевіряємо АБ за струмом поштовху:

(2.66).

Приймаємо типорозмір СК-24.

Перевіряємо АБ за допустимою напругою в умовах аварійного короткочасного навантаження:

(2.67).

За допомогою рисунку 7.2 визначаємо, що напруга у споживачів з врахуванням втрат в кабелі (5%) складає 90%, що більше допустимого значення 85%.

Розрахунковий струм та напруга підзарядного пристрою основних елементів:

(2.68).

Вибираємо ПЗП типу ВАЗП-380/260−40/80.

Розрахунковий струм та напруга підзарядного пристрою додаткових елементів:

(2.69).

Вибираємо автоматичний ПЗП типу АРН-3.

Розрахунковий струм та напруга зарядного пристрою:

(2.70).

Вибираємо зарядний пристрій типу ТППС-800:

2.14 Розрахунок грозозахисту ВРУ-330 кВ Вихідні дані для розрахунку:

— висота блискавковідводу: h=40м;

— розрахункова висота: hх=40м при.

радіус та ширина зони захисту складає [3]:

(2.71).

(2.72).

де — відстань між блискавковідводами, м.

В схемі ВРУ-330 кВ використовуємо однорядну установку вимикачів Рисунок 2.8 — Схема розташування блискавковідводів на ВРУ-330 кВ Таблиця 2.20 — Дані для побудови зони захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ.

Примітка: 0,75h=0,75· 40=30 м; 0,2h=0,2· 40=8 м;

а).

б).

Рисунок 2.9 — Вид на зону захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ (а) зверху та збоку (б).

2.15 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ Вихідні дані для розрахунку:

— площа:

— питомий опір верхнього.

та нижнього шарів грунту :

товщина верхнього шару грунту: h = 2 м;

— глибина закладення:

— кількість вертикальних заземлювачів ha = 52 шт.

— довжина вертикального заземлювача lb = 4 м Рисунок 2.10 — План заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ Середня відстань між вертикальними заземлювачами:

Визначимо величини:

Опір заземлювальної полоси [4]:

(2.73).

де — функція відношення ;

— еквівалентний питомий опір ґрунту, Ом•м;

 — сумарна довжина горизонтальних та вертикальних заземлювачів, м;

(2.74).

А1 = 0,444 — 0,84· 0,027 = 0,421.

З таблиці 7.6 визначаємо, що секв. / с2 = 1,81,.

секв = 1,81· 120 = 217,2 Ом•м,.

LГ + LВ = (338· 7 + 80· 21) + 52· 4 = 4254 м.

Опір заземлюючого пристрою.

Ом > Rздоп = 0,5 Ом.

Приєднуємо до ЗП природні заземлювачі системи «трос-опори».

Rп = 1,3 Ом;

Ом < Rздоп = 0,5 Ом.

Вступ Сучасні системи управління одночасно містять елементи організаційного і технологічного управління і є або переважно організаційними, або переважно технологічними; АСУ, об'єднуючу елементи технологічного і організаційного управління, часто називають інтегрованою (АСУ ЕС і АСУ ЕЕС — інтегровані системи).

Принцип системного підходу вимагає, щоб створення АCУ в енергетиці здійснювалося після проведення комплексу організаційних, методологічних і технічних заходів. При впровадженні АСУ міняється організаційна структура, функціональні обов’язки різних ланок управління, документообіг і інформаційні потоки, що склалися.

Існуюче енергетичне устаткування часто має недосконалу систему управління, тому одночасно з впровадженням АСОВІ доводиться удосконалювати устаткування і систему його управління. Вирішення комплексу всіх перерахованих і низки інших запитань і складе суть системного підходу.

Сучасний стан розвитку обчислювальної техніки дозволяє застосовувати в умовах АСУ обчислювальні центри колективного користування (ОЦЗК). Ці центри, працюючи в режимі розділення часу, одночасно обслуговують декілька АСУ. ОЦЗК найбільш ефективні в великих містах, де установка чотирьох-п'яти крупних ЕОМ дозволяє надійно обслуговувати групу АСУ при відносно невисоких витратах на організацію системи зв’язку між абонентами і ОЦЗК. ОЦЗК створюються у ряді міст країни. Це викликає ряд організаційних труднощів при фінансуванні їх створення і оснащення.

Відзначимо основні особливості АСУ ЕС, які визначають специфічні труднощі їх створення і використання:

а) домінуюче значення в АСУ ЕС мають економічні завдання управління: нормальне функціонування станції можливе лише при наявності безперервних зв’язків між виробництвом і постачанням, виробництвом і фінансовими коштами, виробництвом і реалізацією готової продукції (у вигляді електричної енергії);

б) визначальними в управлінні електричною станцією є не технологічні обмеження, а директивні вказівки у вигляді плану, що мають силу закону і обов’язкові до виконання;

в) істотні постійний взаємозв'язок з безліччю інших підприємств (організацій) та наявність внаслідок цього таких специфічних завдань, як управління постачанням, збутом, фінансовою діяльністю, складання статистичної звітності, облік вартісних показників, проблеми бухгалтерського обліку, економіко-статистичні розрахунки і т. д. ;

г) важливу роль відіграють різноманітні завдання управління людьми і трудовими ресурсами (підготовка наказів та розпоряджень, контроль за прийомом і звільненням, розрахунок заробітної плати, контроль за її планування і витрачанням і т. д.);

д) в АСУ ЕС використовуються специфічні форми зберігання і руху інформації-документообігу, пов’язаний з участю у вирішенні загальної задачі управління великого колективу людей.

Внаслідок сильної взаємопов'язаності різних показників роботи підприємства основним критерієм управління для АСУ ЕС є прибуток підприємства за планований період (наприклад, за 1 рік). Максимізація цього критерію при обліку інших показників у вигляді відповідних обмежень може часто вважатися формалізованої метою роботи підприємства.

3. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ОПТИМІЗАЦІЙНИХ ЗАДАЧ, ЯКІ РОЗВ’ЯЗУЮТЬСЯ АСУ ТП.

1. Прогнозування добового графіка зміни навантаження.

Вирішення цього завдання можливо, так як поведінка навантаження має певні закономірності та тенденції. Прогнозування грунтується на вивченні та аналізі статичної інформації про попередні режимах енергосистеми. Чим точніше складений прогноз, тим точніше буде вирішена наступна задача.

2. Планування добових графіків роботи електростанцій.

Це полягає в завданні станціям таких графіків, дотримуючись яких, забезпечується мінімальна витрата палива в енергосистемі при належним якості електроенергії та надійності електропостачання.

Слід розрізняти короткострокове і довгострокове прогнозування і планування.

Планування диспетчерських графіків роботи електростанцій складається з наступних основних етапів:

планування режимів ГЕС із заданими гідроресурсами;

вибір та планування на добу оптимального складу обладнання електростанцій з урахуванням заявок на поточний ремонт;

економічне розподіл навантаження між агрегатами при заданому складі устаткування на кожну годину.

3. Оперативна корекція режимів.

Внаслідок недостатньої точності обліку випадкових збурень фактичне поведінка навантаження відрізняється від прогнозованого. Тому для підтримки нормальної частоти виникають небалансу потужності повинні сприйматися однією або кількома станціями. Відбувається безперервне регулювання частоти, проте чим сильніше відхилення навантаження від прогнозованої, тим істотніше відхилення від оптимального режиму.

2 Підготовка вихідних даних для оптимізацп режимів електричної системи Характеристики і параметри елементів і режимів електиричної системи.

В основу завдання покладено схему електричної системи, показана на рисунок 1.

Рисунок 1 — Схема електричної системи Рисунок 2 — Графік зміни навантаження району у МВт від максимального.

3.1 Прогнозування добових графіків навантаження електричної системи для активної потужності.

Графіками електричних навантажень називаються залежності зміни активної потужності Р (t), реактивної потужності Q (t) або повної потужності S (t) в часі. Потужність, що споживається електроприймачем, є величиною змінною, оскільки на неї впливає багато факторів. Наприклад, час доби, пори року, температура навколишнього середовища, освітленість, характер телевізійних передач, тощо. Графіки електричних навантажень зазвичай отримуються у вигляді графіків з допомогою регіструючих приладів або в табличній формі, більш зручною для їх математичного опису і анализу.

Під час прогнозування графіків навантаження враховуються характер зміни в часі навантаження окремих енерговузлів, який залежить від ритму виробництва і впливу природних факторів: зовнішньої температури і освітленості, а також від випадкових змін в технологічних процесах, метеорологічних і екологічних умовах. Ритм виробництва, в свою чергу, обумовлений числом робочих змін: одно-, двохі трьохзмінні.

Графіки навантаження дозволяють проводити аналіз роботи електроустановок, для складання прогнозів електроспоживання, планування ремонтів обладнання, а також в процесі експлуатації для ведення нормального режиму роботи.

Кількісні характеристики графіків електричного навантаження:

— максимальна і мінімальна величини активної потужності навантаження для добового або річного графіка навантаження.

Таблиця 1 — Добові графіки активної потужності для кожного вузла і в цілому для електричної системи.

Таблица 2 — Кількісні характеристики графіків активного навантаження.

МВт;- середньодобова потужність навантаження,.

де і - потужність і тривалість навантаження для і-ої ступені графіка навантаження; nзагальне число ступеней добового або річного графіка навантаження, години;

середньоквадратична потужність;

— коефіцієнт заповнення графіка навантаження або густина графіка навантаження; - коефіцієнт нерівномірності графіка навантаження; - коефіцієнт форми графіка навантаження.

3.2 Розрахунок і побудова витратних характеристик агрегатів і електростанції в цілому В якості цільової функції в задачі оптимізації використовується мінімум витрат на виробництво і розподіл електричної енергії. Постійна частина цих витрат містить затрати на ремонт і експлуатацію обладнання, зарабітну плату персоналу і практично не залежить від енергетичного режиму. Змінна частина затрат, називається паливною складовою, пов’язана з витратами на придбання, транспортування і підготовку палива.

В залежності від того як генерація активної потужності буде розподілена між електростанціями, витрати на паливо буде різною. Витрати на паливо на кожній електричній станції визначається її витратою палива.

Витрата палива в одиницю часу пов’язана з потужністю, яка видається станцією — витратна характеристика станції. Витратна характеристика станції залежить від типу регулювання теплового обладнання і є складними нелінійними характеристиками.

Витратні характеристики електростанції мають вид:

Рисунок 3 — Залежність витрати води від потужності генерації.

Рисунок 4 — Залежність відносних приростів витрати води від потужності генерації.

4. ОПТИМАЛЬНИЙ РОЗПОДІЛ АКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ МІЖ АГРЕГАТАМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ.

Для ГЕС станційна оптимізація може відігравати велику роль, особливо, якщо гідростанції регулюють навантаження та частоту системи. А це пов’язано з постійними увімкненнями (вимкненнями) агрегатів, перерозподілом навантаження між ними, тощо. З метою спрощення задачі здійснюється її декомпозиція за часовим, ситуативним та функціональним принципами.

За часовою ознакою задача розв’язується в два етапи: спочатку на стадії оперативного планування, де прогнозується склад використання агрегатів, а потім на стадії керування в темпі процесу він коректується за поточною інформацією. Зрозуміло, що розв’язання цих етапів здійснюється за різними алгоритмами (програмами) і на другому етапі найважливішим є швидкодія.

Ситуативна ознака враховує необхідність керування складом агрегатів у нормальних, аварійних та післяаварійних режимах системи. Якщо в умовах нормальної експлуатації критерієм оптимальності є витрати води, то в аварійному режимі визначальним буде один з критеріїв надійності, а це зрозуміло впливає на структуру алгоритму внутрішньостанційної оптимізації.

При внутрішньостанційній оптимізації важливими є наступні задачі: розподіл навантаження, зміна складу агрегатів, контроль резерву, тощо. Для їх розв’язання використовуються різні методи та алгоритми, оскільки агрегати ЕС можуть використовуватись у різних режимах роботи генератора чи синхронного компенсатора. Розглянемо одну із функцій агрегатів — генераторну та розв’яжемо задачу видачі необхідної активної потужності за заданим графіком навантаження з мінімальною витратою ресурсу (води).

Нехай задано графік активних навантажень ГЕС та склад агрегатів, множина яких КГ, причому, де N — загальна множина агрегатів. Кожен агрегат представляється своєю індивідуальною енергетичною характеристикою, де і = 1, 2,…, п — номер агрегату, — витрати води, — потужність, — напір агрегату. Задані пускові витрати агрегатів, які не залежать від часу простою їх, а також всі обмеження за складом та режимами використання агрегатів.

Необхідно визначити на кожному інтервалі часу всього періоду планування склад та активні потужності агрегатів з врахуванням всіх обмежень за мінімумом стоку води за даний період.

— Рівняння цілі - мінімум стоку води ГЕС за період оптимізації.

де — номер розрахункового інтервалу часу тривалістю — витрати та пускові витрати води; - тривалість пуску агрегата; - кількість пусків.

— Рівняння зв’язку .

— Рівняння обмежень а) за балансами активних потужностей б) за резервом активної потужності на станції.

де — потужність заданого резерву; - наявна потужність агрегату.

в) за допустимими потужностями агрегатів, що залежать від температурних режимів генераторів, підшипників, кавітаційних явищ, вібрацій, тощо. при короткотривалому плануванні їх задають у вигляді.

г) за складом агрегатів, який задається надійністю схеми власних потреб чи з умов розмиву русла або берегів нижнього б'єфу ріки. Обмеження такого типу можуть задаватись і головною схемою електричних з'єднань, коли на ЕС є шини різних напруг, тоді.

де — склад обов’язкових агрегатів, причому ;

д) за мінімальним числом агрегатів, що викликається умовами надійності та правильної роботи релейного захисту.

є) за тривалістю використання агрегатів — задаються обмеження за тривалістю простою агрегатів у холодному резерві перед пуском чи за тривалістю роботи перед зупинкою агрегату, наприклад, з умов надійної роботи підп'ятників;

ж) за числом пусків-зупинок агрегату в досліджуваному періоді;

з) з умов реалізації рішень, які обумовлені схемами та пристроями автоматики — навантаження між агрегатами розподіляється за рівністю потужностей або за рівністю відкриття направляючих апаратів.

Далі розв’язання задачі здійснюється методами динамічного програмування (ДП) або направленого перебору варіантів, кожен з яких має свої переваги та недоліки. Кращим вважається метод ДП, за допомогою якого визначаються склад та потужності для кожного інтервалу часу розглядуваного періоду оптимізації. при цьому на першій стадії розрахунку не вдається врахувати весь комплекс обмежень і рішення «виправляється» (уточнюється) на другій стадії. У кінцевому результаті початковий план видозмінюється, а регулювання режиму ведеться в темпі процесу у залежності від конкретних умов.

Оскільки в загальному випадку задача внутрішньостанційної оптимізації режиму характеризується високою розмірністю, наявністю значної кількості обмежень, відсутністю достовірної інформації, тощо, її розв’язання здійснюється за спрощеними алгоритмами з урахуванням пріоритетів, наприклад, економічності різних заходів. Так витрати ресурсу при найвигіднішому розподілі навантаження можна зменшити на 0,2−0,6%, при правильно вибраному незмінному складі агрегатів — 0,2−1,2%, при правильно вибраному числі працюючих фрегатів — 0,2−10%. Звідси випливає доцільність розбиття задачі оптимізації складу та режиму агрегатів на чотири самостійних підзадачі: першії - оптимізація числа та складу при рівномірному розподілі навантаження між агрегатами; друга — формування рівнозначних рішень для кожного розрахункового інтервалу часу і періоду оптимізації для мінімізації пускозупинних операцій; третя — визначення стратегії управління складом агрегатів на період оптимізації з мінімальним числом пускозупинних операцій; четверта — найвигідніший розподіл навантаження між агрегатами.

5. ПОБУДОВА ЕКВІВАЛЕНТНИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ.

Оптимальний план використання агрегатів для певного навантаження станції визначається за еквівалентною характеристикою станції з використанням процедури зворотного ходу, яка дозволяє суттєво скоротити число параметрів еквівалентної характеристики. Тут у пам’яті ЕОМ запам’ятовується тільки номер та потужність агрегату, що підключається до еквівалентної характеристики. І хоча така процедура суттєво зменшує необхідну пам’ять ЕОМ все-таки вона досить громіздка.

Середньоінтервальні характеристики відображають особливості короткотермінових режимів електростанцій всередині розрахункових інтервалів часу (годинних, добових). Вони дозволяють враховувати вплив короткотермінових режимів на довгострокові (місячні, річні).

При побудові середньоінтервальних характеристик вважаються заданими характерні добові графіки навантажень системи і для оптимального добового режиму визначаються середньодобові витрати енергоресурсу станцій, а в результаті серії таких розрахунків середньодобові витратні характеристики електростанцій. Тобто, отримують характеристики, де змінні з рисками означають середні значення їх за добу. На їх основі, шляхом диференціювання, отримують характеристики відносних приростів.

Середньоінтервальні характеристики використовуються при розрахунках довгострокових режимів ЕнС, для складання річних графіків капітальних ремонтів і т.п.

Статистичні характеристики отримуються в результаті обробки різними методами статистичної інформації, отриманої за попередні періоди часу. Причому ця інформація повинна відображати характерні умови: вид палива, сезон, наявну потужність станції і т.п. Крім того, слід мати впевненість, що ці характеристики можна використати у розрахунках на майбутнє. А цього якраз у сучасній енергетиці і нема, тому що стан та режими системи суттєво змінюються, мало того видозмінюються саме поняття енергосистеми, так як планується перехід на нову структуру побудови енергетики в Україні.

На рисунку 5 показано приклад побудови еквівалентної витратної характеристики двох агрегатів № 1 і 2.

Мінімальна потужність станції Рmin визначається мінімальною потужністю обох агрегатів. Під час збільшення потужності станції до Р1 завантажується перший агрегат до потужності Ра, оскільки він має менший відносний приріст. В зоні потужностей від Р1 до Р2 завантажується обидва агрегата у відповідності з принципом рівності відносних приростів, а при великих потужностях завантажується агрегат № 2. Отже будується еквівалентна характеристика відносних приростів. Вона дає всі необхідні рекомендації для побудови еквівалентної витратної характеристики, тобто дозволяє визначити потужності агрегатів для будь-якого навантаження станції, які відповідають мінімуму витрати палива. Ця методика проста, легко реалізуєтся на ЕОМ і знаходит широке застосування, особливо для побудови еквівалентних характеристик відносних приростів.

Характеристики відносних приростів використовуються для оптимізаційних розрахунків, і, як правило, до ним також висуваються вимоги щодо дифференційовності і монотонності зростання. Частіше всего ці вимоги не виконуються, тому існують спеціальні методи приведення характеристик до необхідної форми.

Якщо характеристики мають розриви неперервності першого виду (рис. 9, а), то потужності Р1 відповідає будь-які відносні прирости від до, тобто є невизначеність зв’язку, і, відповідно, невизначеність розв’язку. Для того щоб уникнути невизначеності, характеристика представляється двома непов’язаними частинами ОA і ВС. Для потужності агрегата, меншої, агрегат представляється частиною ОА, для рівної і більшою — частиною ВС.

Рисунок 6 — Два види розриву непрервності на характеристиках відносних приростів Рисунок 7 — До методики усунення розриву неперервності характеристикивідносних приростів.

Для характеристик, що мають розриви другого роду (рис. 6, б), разроблена проста методика їх перетворення, але вона отримана для допущення, що перерозподіл навантаження на розглядуваній станції не змінює відносного приросту системи в целому. Це виконується лише у випадку малої питомої ваги станції, яка розглядається, в балансі потужності системи.

Отже приймаємо, що станція з характеристиками на рис. 6, б працює в потужній системі, яка при всіх змінах навантаження цієї станції має відносний приріст (рис. 7). При найвигіднішому розподілі навантаження станція також буде мати відносний приріст bс, але йому відповідають потужності і. Виникає питання — яка з потужностей є оптимальною? Можливими є два варіанти балансу потужності системи.

де Р — навантаження системи; - потужності всіх інших (окрім розглянутої) станції.

При переході від потужності до необхідна додаткова витрата палива на станції, але в той же час буде економія палива в системі, тобто загальні зміни витрати палива складе:

(4.10).

де і - площадки, показані штриховкою на рис. 10.

Назвемо площадкою перепалу, а — площадкою економії палива. Якщо ДВ>0, то збільшувати потужність від до невигідно, оскільки буде перепал палива. Для буде економія, а для варіанти рівноекономічні. Скористаємось цим положенням для приведення характеристики до необхідного виду.

При відносному прирості системи (рис. 11) (), тобто економічною буде потужність. При маємо, тобто економичним буде режим з потужністю; при маємо і режими і рівноекономічні; при буде — економічна потужність, при економічна потужність .

Рисунок 8 — Усунення розриву неперервності на характеристиці відносних приростів Отже, для усунення розриву неперервності характеристики на рис. 8 достатньо провести лінію так, щоб. Тоді при менших відносних приростах необхідно працювати по лівій вітці характеристики, а при більших — по правій.

Легко показати, что робота в зоні АВ (рис. 8) завжди супроводжується перепалом палива. Дейсно, при будь-яких потужностях в цій зоні буде, а максимальний перепал буде в точці розриву неперервності, оскільки. Тому зона АВ — це зона небажаної роботи. В практичних випадках ця зона не виключається з роботи, оскільки перепал палива зазвичай не превищує 5−10% можливої економії, а відмова від використання станції в цій зоні пов’язаний з значними експлуатаційними незручностями для всієї системи і зниженням її надійності.

Рисунок 9 — Еквівалентна характеристика та апроксимована характеристикивідносних приростів.

Побудова еквівалентних витратних характеристик за еквівалентними дифференційними мають і свої мінуси. Відностні прирости (диференційні показники) надзвичайно чутливі до всілякого роду неточностей вихідної інформації, розрахунків побудови і іншим. Все це призводить до того, що характеристики відносних приростів можуть мати похибки 5 — 10% і більше. Режим, знайдений за такими характеристиками, може відрізнятись від оптимального, а відповідно, і еквівалентна витратна характеристика може мати значні похибки. В таких випадках значними можливостями відрізняється метод динамичного програмування, оскільки там використовуються характеристики в абсолютних показниках.

Рисунок 10 — Еквівалентна витратна характеристика і її апроксимована Залежність.

6. ПОБУДОВА ЗАЛЕЖНОСТІ ВТРАТ АКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ ВІД ПОТУЖНОСТІ ГЕНЕРАЦІЇ.

По суті задача визначення втрат потужності від взаємовпливу в ЕЕС є задачею визначення відповідних складових втрат у вітках системи, якими передається потужність інших систем. Втрати у вітках схеми електричної мережі в залежності від потужності у вузлах можуть бути визначені з результатів розрахунку нормального режиму при зафіксованих потужностях та напругах у вузлах з врахуванням вихідної нелінійної залежності втрат від параметрів режиму.

Значення повної потужності на початку і в кінці кожної вітки схеми визначається за формулою:

(6.1).

де — діагональна матриця напруг у вузлах включаючи і балансувальні;МУперша матриця з'єднань віток у вузлах включаючи і балансувальні;

— діагональна матриця струмів у вітках схеми (тут і далі знак означає, що матриця або вектор є спряжений).

Якщо вираз (5.1) помножити зліва на одиничний транспонований вектор nt, то в результаті отримаємо транспонований вектор втрат потужності у вітках схеми: ,.

або з врахуванням того, що ,.

(6.2).

де — транспонований вектор напруг у вузлах включаючи і балансувальні (тут і далі індекс «t» означає, що матриця або вектор є транспонованими).

З (5.2) видно, що втрати в і-й вітці схеми визначаються:

(6.3).

де — вектор-стовпець матриці інциденцій з'єднань віток у вузлах ;

— струм в і-й вітці, який може бути визначений через струми у вузлах.

.

де — і-й вектор-рядок матриці розподілу струмів у вузлах по вітках схеми.

Матриця струморозподілу розраховується методом одиничних струмів, або за відомою формулою [69]:

.

де zв — діагональна матриця комплексних опорів віток схеми електричної мережі.

Якщо схема і параметри електричних мереж ЕЕС є відносно незмінними, то застосування методу визначення струмів у вітках за допомогою матриці струморозподілу С є доцільнішим.

Підставивши останній вираз у (5.3), отримаємо:

. (6.4).

З врахуванням того, що.

.

(5.4) можна переписати:

(6.5).

де — вектор вузлових навантажень, включаючи і балансувальні;

Позначимо в (5.5).

(6.6).

де — діагональна матриця напруг у вузлах без балансувальних вузлів;

Вектор-рядок складається з коефіцієнтів, які показують, яку частку в сумарних втратах і-тої вітки складає протікання по ній потужності до кожного вузла.

На підставі (5.5) і (5.6) можна записати:

(6.7).

де — вектор сумарних втрат у вітках схеми;

— матриця коефіцієнтів розподілу втрат потужності у вітках схеми в залежності від потужності у вузлах схеми, кожний рядок якої складається з (5.6).

Зауважимо, що коефіцієнти розподілу втрат залежать від параметрів схеми, які за певних допущень можна вважати постійними, а також від значень напруги у вузлах, які обумовлені навантаженням і генеруванням у вузлах схеми. Таким чином, нелінійність залежності втрат від параметрів режиму зберігається. Визначення коефіцієнтів матриці через поточні значення вузлових напруг по суті означає перехід до лінійної моделі нормального режиму електричної мережі при зафіксованих потужностях та напругах у вузлах.

Істотним недоліком пропонованої методики визначення коефіцієнтів матриці є те, що параметри електричної мережі приводяться до однієї напруги, тобто трансформаторні зв’язки враховуються у неявному вигляді. Застосування останніх у явному вигляді дозволить використовувати розроблену методику при визначенні додаткових втрат від взаємовпливу для мереж з трансформаціями, де суттєву роль відіграють е.р.с., зумовлені неоднаковістю коефіцієнтів трансформації.

Рисунок 11 — Відносні прирости втрат активної потужності від зміни потужності у вузлі 300.

Рисунок 12 — Відносні прирости втрат активної потужності від зміни потужності у вузлі 200.

7. ОПТИМАЛЬНИЙ РОЗПОДІЛ АКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ МІЖ СТАНЦІЯМИ ЗА КРИТЕРІЄМ РІВНОСТІ ВІДНОСНИХ ПРИРОСТІВ ВИТРАТИ УМОВНОГО ПАЛИВА Для змішаної (гідротеплової) системи задача розподілу навантаження між ГЕС та АЕС ділиться на дві різні підзадачі.

Перша — оптимізація довготривалих режимів системи. Тут для всього циклу регулювання ГЕС знаходиться найвигідніший розподіл навантаження між станціями системи та визначається режим використання водно — енергетичних ресурсів водосховищ, що і є основною метою розрахунків. На базі цих розрахунків визначаються обмеження по стоку на місяць, тиждень, добу.

Друга — оптимізація короткотривалих режимів чи найвигідніших розподілів навантажень у змішаній системі для добового чи меншого періоду оптимізації.

Зрозуміло, що довготривалі та короткотривалі режими ГЕС тісно пов’язані і ці задачі слід було б розв’язувати у єдиному алгоритмі. Однак із-за імовірнісної та невизначеної форми вихідної інформації, труднощів алгоритмічного та обчислювального характеру змушені йти на певні допустимі спрощення при розрахунках режимів.

Розподіл навантаження при постійності напору ГЕС. Приймаємо допущення, що на ГЕС на протязі всього періоду оптимізації напір не змінюється незалежно від режиму її роботи, хоча при строгому підході це може бути справедливо лише для високота середньонапірних ГЕС. Але таке допущення суттєво спрощує алгоритм розв’язання задачі, бо тут вважається, що один кубометр води має однакову енергію для всього періоду оптимізації. Нагадаємо, що енергія ГЕС рівна і при Н =const,, де к = (враховуємо тут також те, що близький до 1 і не може суттєво змінювати її енергію при регулюванні. Суттєво енергію може змінювати напір, але його ми приймаємо незмінним).

Розглянемо найпростіший випадок — в енергосистемі працює одна еквівалентна теплова та одна гідравлічна електростанції. Гідростанція за період Т може витратити певну кількість енергоресурсу (стоку). Задача полягає в тому, щоб в кожному розрахунковому інтервалі і всього періоду Т отримати найвигідніший розподіл навантаження між станціями. Таким чином, рівняння цілі мало б вид:

Спростимо задачу ще раз, прийнявши розрахунковий інтервал і рівним Т, тоді рівняння цілі матиме вигляд:

Витрати палива на АЕС зрозуміло залежать від потужності, з якою працює ГЕС, а витрати води відповідно, від потужності АЕС. Врахуємо це рівняннями зв’язку.

B і Q.

Рівняння обмежень запишемо у вигляді:

Тут Q — задане обмеження стоку; - витрати води на ГЕС при її роботі; - потужності електростанції, відповідно АЕС та ГЕС.

4.Функція Лагранжа матиме вигляд Для виводу рівняння оптимізації візьмемо часткові похідні від Ф по невідомих та прирівняємо їх до нуля, тобто:

5. Умови оптимального розподілу Звідси витікає, що Прийнявши: та, отримаємо рівняння оптимального розподілу навантаження між АЕС та ГЕС Тут b — відносний приріст витрат палива теплової станції; q — відносний приріст витрат води гідростанції; , — відносні прирости втрат активної потужності в електричних мережах при зміні потужностей АЕС та ГЕС відповідно.

Якщо еквівалентна теплова станція працює паралельно з декількома ГЕС (а їх не можна еквіваленту вати в одну із-за різних напорів), то рівняння оптимізації буде таким:

де ,…, — множники Лагранжа 1,2,…n-тої ГЕС; відносні прирости витрат води кожної ГЕС відповідно; , — відносні прирости втрат активної потужності в мережі при зміні потужностей 1,2,…, n-тої ГЕС; .

Отже, для найвигіднішого розподілу навантаження необхідно для всього періоду оптимізації зберігати постійне співвідношення між АЕС та окремими гідростанціями, а саме: між АЕС і ГЕС навантаження повинно розподілятись за співвідношенням Між АЕС і ГЕС2 за співвідношенням.

і т.д. Зрозуміло, що при цьому повинен витримуватись баланс (18).

Розмірність та фізичний зміст множників Лагранжа. Для вищезгаданого випадку (одна АЕС і одна ГЕС) нехтуємо втратами у мережі. Тоді умова найвигіднішого розподілу навантаження у системі має вид:

або.

Відомо, що b=а тоді.

Приймемо рівними прирости потужностей на електростанціях, тобто =, тоді.

Тут виступає мірою ефективності використання гідроресурсів у системі, тобто цей коефіцієнт показує, яку економію палива можна буде отримати на тепловій станції при використанні на ГЕС стоку Q. І зрозуміло, що найвигідніший буде такий режим, при якому ресурси кожної ГЕС будуть використані з однаковою ефективністю на протязі всього періоду оптимізації, тобто. Ще раз нагадаємо, що наведені міркування стосуються ГЕС з H=const. При змінних напорах розв’язання цієї задачі значно ускладнюється.

л=idem.

без врахування втрат в мережі.

з врахуванням втрат в мережі.

Максимальний небаланс води:

Рисунок 11 — Оптимальний розподіл активної потужності між станціями.

ВИСНОВОК В роботі розглянуто основні оптимізаційні задачі, які покладені на АСУ ЕС.

Проведено підготовку вихідних даних, де проведено аналіз графіка навантажень за активною, реактивною та повною потужністю. Виконано розрахунок основних техніко-економічних показників за добовим графіком активної потужності. Побудовано витратні характеристики та характеристики відносних приростів.

Виконано оптимальний розподіл навантаження між агрегетами станції розташованої у вузлі 300 (при чом не враховувались прирости втрат активної потужності та обмежень за згенерованою потужністю).

Побудовано еквівалентні харатктеристики станції розташованої у вузлі 200 методом динамічного програмування та рівності відносних присротів.

Визначено зміну приростів втрати активної потужності від зміни активної потужності генерації у вузлах 300 та 200.

Виконано оптимізацію розподілу активного навантаження між станціями у вузлах 300 та 200 з врахуванням втрат активної потужності та обмежень по генерації.

Результатом даної курсової роботи є оптимізація розподілу навантаження як між електричними станціями в системі, так і між блоками окремо взятої станції. Використання сучасних засобів обробки інформації дозволило мені достатньо швидко й ефективно зробити всі необхідні розрахунки. Таким чином, необхідність наявності комп’ютерної техніки, а також необхідних програмних розробок про які писалося в першому розділі очевидна.

Особливо необхідна точна і швидка оптимізація розподілу навантажень у нашій важкій економічній ситуації, коли настільки необхідна економія енергоресурсів.

Література:

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

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

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

4. Веников В. А., Журавлева В. Г., Филиппова Т. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебное пособие для вузов. — М.: Энергоиздат, 1981.

5. Идельчик В. И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. — М.: Энергоатомиздат, 1988.

6. Взаємовплив електричних мереж і систем в процесі оптимального керування їх режимами.: моногр. / Лежнюк П. Д., Кулик В. В., Бурикін О.Б.- Вінниця: ВНТУ, 2008. — 122 с.

7. Оцінка чутливості втрат потужності в електричних мережах.: моногр. / Лежнюк П. Д., Лесько В. О.- Вінниця: ВНТУ, 2010. — 120 с.