В курсовой работе по «Оптимизации режимов ЭЭС» содержится расчёт по прогнозированию активной нагрузки, на следующий момент времени, исходя из данных значений активной нагрузки за предыдущие

Реферат

В курсовой работе по «Оптимизации режимов ЭЭС» содержится расчёт по прогнозированию активной нагрузки, на следующий момент времени, исходя из данных значений активной нагрузки за предыдущие интервалы времени. Далее производится оптимальное распределение, полученного значения активной мощности нагрузки, между параллельно работающими станциями, с учетом нормативного коэффициента потерь активной мощности в сети. Так же производится распределение реактивной мощности нагрузки, между параллельно работающими станциями, с учетом нормативного коэффициента потерь реактивной мощности в сети.

В следующем пункте курсовой работы производится оптимизация режима с точным учетом потерь мощности, для определения которых был произведен расчет потокораспределения. Далее при помощи составленной матрици коэффициентов токораспределения решается задача оптимизации по реактивной мощности, так называемая задача “Q”. Эта задача заключается в минимизации потерь активной мощности в энергосистеме, т.к. потери активной мощности являются функцией как перетоков по линиям активной мощности, так и перетоков по линиям реактивной мощности. Аналогично задаче “Q” решается задача “P” в которой с учетом поправки на потери определяются потоки активной мощности по линиям.

Курсовая работа содержит всего 25 листов, 4 рисунка, 8 таблиц.

При написании курсовой работы в качестве источников использовались:

- Методические указания к курсовой работе по дисциплине «Оптимизация режимов

ЭЭС»,

- Электротехническая литература указанная в библиографическом списке,

- Интернет.

Содержание

Введение………………………………………..………………………………....…...................4

Задание на курсовую работу.........................................................................................................5

Исходные данные.............................…....…...........…………………………………...................6

1. Решение задачи прогнозирования.......................……..……............……....................7

1.1 Прогнозирование нагрузки с использованием полинома первой степени........................7

1.2 Прогнозирование нагрузки с использованием полинома второй степени.........................8

1.3 Анализ полученных результатов. Получение прогнозного значения................................9

2. Решение задачи оптимизации режима простейшей энергосистемы...............11

2.1 Распределение активной мощности без учета потерь мощности в сети..........................11

2.2 Графическое решение задачи оптимального распределения мощности..........................13

2.3 Распределение реактивной мощности нагрузки между станциями.................................15

3. Решение задачи оптимизации режима с учетом потерь мощности.................17

3.1 Определение коэффициентов токораспределения.............................................................17

3.2 Решение задачи “Q”...............................................................................................................18

3.3 Решение задачи “P”...............................................................................................................22

- Список литературы....................................................................................................................25

Введение.

Оптимизация режима ЭЭС является одной из важнейших задач диспетчерского управления независимо от того, в какой среде взаимодействия производителей и потребителей электроэнергии функционирует энергосистема.

В условиях централизованного планового управления определяется минимум затрат на производство и передачу электрической энергии при выполнении заданных критериев надежности и качества электроснабжения потребителей.

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 объёме и с наименьшими издержками.

Эксплуатационные затраты на производство, передачу и распределение электрической энергии зависят не только от внешних факторов, главными из которых являются характеристика и значение подключенной нагрузки, но и от режима электрической системы, на который можно воздействовать через систему управления. Эксплуатационные затраты складываются из двух составляющих. Первая составляющая мало зависит от режима электрической системы. В неё входят такие компоненты, как затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, затраты на комплекс мероприятий по повышению надёжности и экономичности работы электроэнергетического оборудования. Эти затраты почти не зависятот нагрузки, и их уменьшение достигается усилиями эксплуатационного персонала электростанции и сетевых предприятий. Вторая составляющая характеризует затраты на энергоресурсы и зависит от режима энергосистемы, состава и загрузки включенного в работу оборудования. Решение задачи управления режимами энергосистемы заключается в определении управляющих воздействий, обеспечивающих минимум затрат на производство, передачу и распределение электроэнергию. Эта задача сводится к минимизации затрат на энергоресурсы.

Значение суммарной активной нагрузки энергосистемы определяется поведением потребителей электроэнергии и рассматривается в энергосистеме как заданный параметр, характеризующий внешнее воздействие. Для поддержания в энергосистеме заданной частоты 50 Гц в любой момент времени необходимо соблюдать баланс между генерируемой и потребляемой мощностью. Суммарную величину потребляемой мощности энергетикам зараннее никто не сообщает. Поэтому одной из первых задач диспетчерского упраления является прогнозирование суточных графиков нагрузки по активной и реактивной мощности, для того чтобы на основании этого прогноза запланировать выработку активной и реактивной мощности, чтобы в любой момент времени выполнялись условия:

; .

Прогнозирование электропотребления осуществляется на основе статистической обработки данных по электропотреблению за ряд предшествующих суток. Достоверное получение прогноза основано на стабильности процесса электропотребления, цикличности и повторяемости в деятельности общества и предприятий. Для прогнозирования суточного графика наибольшее распространение находят методы статистической экстраполяции, в которых находится некоторая апроксимирующая зависимость, которая используется для экстрополяции вперёд. Однако следует понимать, что фактическое поведение нагрузки отличается от прогноза, если суммарную мощность электропотребления удаётся прогнозировать с приемлимой погрешностью, то этого нельзя сказать об отдельных электроприёмниках и даже о крупных подстанциях.

Таким образом для решения задачи управления и оптимизации режима электроэнергетической системы можно выделить три основных этапа:

- Прогнозирование суточных графиков электропотребления;

- Планирование оптимальной нагрузки станции;

- Оперативная коррекция режимов.

Задание на курсовую работу.

Вариант 22.

Для заданного варианта выполнить следующие работы:

1. Выполнить прогнозирование активной нагрузки на момент времени .

2. Распределить полученную в пункте 1 активную нагрузку между станциями без коррекции потерь мощности (графическим методом по равенству приростов расхода топлива).

3. Принимая распределить реактивную мощность между источниками т.е. найти .

4. Решить «задачу »: найти оптимальные значения из условия минимума потерь активной мощности.

5. Решить «задачу » графическим и аналитическим методами.

Исходные данные.

Б

40%

20%

40%

км.

км.

км.

км.

км.

Удельные параметры для всех лини

сети.

Рисунок 1. Конфигурация сети. ом/км.

ом/км.

Мвар/км.

Значения активной нагрузки за предшествующие моменты времени. Таблица 1.

, МВт

Характеристики электростанций. Таблица 2.

Станция	Расходные характеристики	Диаппазон регулирования
		140 ÷ 400
		90 ÷ 300
База		100 ÷ 390

1. Решение задачи прогнозирования.

Выполним прогнозирование активной нагрузки на момент времени. Поиск прогнозируемого значения осуществим с использованием полиномов первой и второй степени и выберем лучшую модель.

1.1 Прогнозирование нагрузки с использованием полинома первой степени.

Первый этап прогнозирования заключается в выявлении тренда в виде соответствующего уравнения регрессии. В большинстве случаев тренд достаточно точно описывается линейной зависимостью , где и -искомые коэффициенты (параметры) уравнения регрессии; - независимая переменная. Эта зависимость называется статистической, т.к. она неоднозначна и зависит от объёма статистической информации, используемой для её выявления.

Задача состоит в нахождении таких значений и , которые наилучшим образом описывали бы расположение точек в пространстве переменных и . Необходимо найти такую прямую, чтобы точки лежали как можно ближе к ней. Эту задачу позволяет решить метод наименьших квадратов.

Составим функцию для линейного полинома по методу наименьших квадратов:

Чтобы найти, при каких значениях и функция достигает минимума, продифференцируем её, прировняем частные производные к нулю и получим систему уравнений:

Решая систему уравнений получаем: , .

В итоге уравнение тренда описанного полиномом первой степени приобретает вид:

1.2 Прогнозирование нагрузки с использованием полинома второй степени.

Прогнозирование заключается в построении тренда описанного полиномом второй степени , где , и -искомые коэффициенты (параметры) уравнения регрессии; - независимая переменная.

Составим функцию для полинома второй степени по методу наименьших квадратов:

Чтобы найти, при каких значениях и функция достигает минимума, продифференцируем её, прировняем частные производные к нулю и получим систему уравнений:

Решая систему уравнений получаем: , , .

В итоге уравнение тренда описанного полиномом первой степени приобретает вид:

1.3 Анализ полученных результатов. Получение прогнозного значения.

В результате проведённых расчетов были получены две модели, описанные полиномами первой и второй степени:

- полином первой степени: ;

- полином второй степени: ;

Результаты расчета и . Таблица 3.

, МВт
, МВт
, МВт	870,5	878,5	891,5	909,5

Для сравнения качества моделей используем метод наименьших квадратов.

>

Рисунок 2. Результаты решения задачи прогнозирования.

Исходя из того что > , для прогнозирования нагрузки в момент времени принимаем модель, построенную на основании полинома второй степени.

Подставив значение в получим прогнозное значение нагрузки.

МВт.

2. Решение задачи оптимизации режима простейшей энерго-

системы.

Для заданной электрической системы выполним оптимальное распределение активной и реактивной мощности между электрическими станциями.

Поставленную задачу решим аналитическим и графическим методом.

2.1 Распределение активной мощности нагрузки между электрическими

станциями без учета потерь мощности в сети.

Критерием оптимальности распределения активной мощности нагрузки между электрическими станциями является равенство относительных приростов расхода топлива.

Используя исходные данные (таблица 2), записываем расходные характеристики электростанций:

Отсюда характеристики относительных приростов расхода топлива определяются как:

Исходя из критериев равенства относительных приростов топлива и баланса активной мощности по энергосистеме записывается система уравнений:

- где - нормативная оценка суммарных потерь мощности, позволяющая приближенно учесть потери активной мощности в системе. В соответствии с коэффициентами потерь в классе напряжения 220 кВ принимаем .

Подставив полученные выражения в систему, получаем уравнения для рассматриваемого примера:

МВт

МВт

МВт

Система имеет решение:

МВт

Активная мощность которую должна выдавать электростанция в узле 2 выходит за пределы диапазона регулирования: > МВт.

Нагрузку МВт распределим между и .

МВт

МВт

Получаем распределение активной мощности следующим образом:

МВт

Таким образом мы аналитическим методом произвели оптимальное распределение активной нагрузки, между параллельно работающими станциями.

2.2 Графическое решение задачи оптимального распределения нагрузки

между параллельно работающими электрическими станциями.

Выполнения критерия оптимальности распределения нагрузки, между параллельно работающими электростанциями, может быть достигнуто также и графическим методом. Поскольку относительный прирост расхода топлива единый для всех станций, то можно считать, что это есть системный прирост . Если задаться некоторым значением , то по графикам можно найти и определить системную загрузку:

,

что определяет точку на характеристике .

Повторное построение для ряда других значений , и т.д. позволяет полностью определить всю характеристику . Теперь можно решить задачу экономического распределения нагрузки между станциями. Зная в момент времени , находим прирост и ему соответствующие значения .

Графическое решение поставленной задачи показано на рисунке 2. Потери активной мощности учтены в соответствии с нормативным коэффициентом потерь .

Распределение нагрузки в узлах:

МВт

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Нагрузка узлов Таблица 4.

Нагрузка	Узлы
Б
Активная, МВт	186,5
Реактивная, МВАр	84,8

Графическим методом был получен результат:

МВт

2.3 Распределение реактивной мощности нагрузки между электрическими

станциями.

При распределении реактивной мощности нагрузки электроэнергетической системы между электростанциями сделаем допущение, что коэффициент мощности на всех станциях одинаков, т.е. .

Учитывая при этом баланс реактивной мощности в электроэнергетической системе, запишем систему уравнений.

где - нормативная оценка суммарных потерь реактивной мощности, позволяющая приблизительно учесть потери реактивной мощности в системе.

МВАр – оценка суммарной зарядной мощности:

где - число линий в электрической сети;

- длинна линии;

- число параллельных цепей.

Подставляем численные значения в систему:

МВАр

МВАр

МВАр

Система имеет следующее решение:

МВАр

Таким образом, задача распределения активной и реактивной нагрузки между параллельно работающими станциями без учета потерь мощности решена. Результаты расчета приведены в таблице 4.

Расчетная генерация электрических станций. Таблица 5.

Нагрузка	Станция
		База
Активная, МВт	286,64		373,86
Реактиная, МВАр	98,23	102,58	128,23

3. Решение задачи оптимизации режима простейшей энерго-

системы с точным учетом потерь мощности.

Переходим к оптимизации с точным учетом потерь мощности, для определения которых требуется расчет токораспределения.

3.1 Определение коэффициентов токораспределения.

Составим матрицу коэффициентов токораспределения. Поскольку для расчета задана однородная сеть, то расчет токораспределения можно вести в длинах. Для однозначности записи матрици коэффициентов токораспределения необходимо задаться номерами ветвей и положительными направлениями токов в них.

Б

20%

40%

40%

Рисунок 4. Условные положительные направления потоков в линиях.

Матрица коэффициентов токораспределения имеет размерность (5 х 4). Так как в рассматриваемой задаче мы имеем 5 линий и 4 узла, балансирующий узел не учитывается.

Составляем матрицу коэффициентов токораспределения:

3.2 Решение задачи “Q”.

Задача оптимизации по реактивной мощности заключается в минимизации потерь активной мощности в энергосистеме. Потери активной мощности являются функцией как перетоков по линиям активной мощности, так и перетоков по линиям реактивной мощности. Эта зависимость выражается формулой:

,

где - напряжение в энергосистеме (здесь и далее делается допущение, что напряжение во всех узлах сети одинаково и равно напряжению балансирующего узла);

- активное сопротивление линий;

и - значение потоков активной и реактивной мощности;

- потери активной мощности, зависящие от потоков активной мощности;

- потери активной мощности, зависящие от потоков реактивной мощности;

При решении задачи “Q” часто делается допущение, что , т.е. рассматривается только составляющая потерь активной мощности, зависящая от потоков реактивной мощности. В этом случае оптимизация режима по реактивной мощности состоит в решении системы уравнений:

где - потери активной мощности, зависящие от перетоков реактивной мощности;

- реактивная мощность станции;

- суммарные потери реактивной мощности в линиях;

- сумма реактивной мощности нагрузок и зарядных мощностей линий.

Расчитаем параметры схемы замещения.

Параметры схемы замещения. Таблица 6.

Линия	Длинна, км	Число цепей	Z, Ом
			12 + j35
			9,6 + j28
			10,8 + j31,5
			13,2 + j38,5
			5,4 + j15,75

Рассчитаем зарядную мощность линий по формуле:

где - удельная зарядная мощность;

- длинна линии;

- количество параллельных линий.

В связи с тем что применяется «П» - образная схема замещения линии, делится на две части разнесённые по концам линии.

Расчет . Таблица 7.

Параметры	Номер линии
Длинна линии, км
,МВАр			22,5	27,5
,МВАр	12,5		11,25	13,75	22,5

Приведенная реактивная нагрузка узла определяется по формуле:

где - количество подходящих к узлу линий;

- реактивная мощность нагрузки.

Приведенная реактивная нагрузка узла . Таблица 8.

Параметры	Номер узла
Б
, МВАр	22,5	23,75	47,5	23,75	22,5
, МВАр	84,8
, МВАр	-62,3	23,75	47,5	-143,25	-144,5

При решении задачи «Q» можно сделать допущение, что коэффициенты токораспределения по линиям для активной и реактивной мощности одинаковы и равны коэффициентам токораспределения.

Используя найденные значения коэффициентов токораспределения, определяем перетоки реактивной мощности по линиям по формуле;

где - переток реактивной мощности по линии ;

- матрица коэффициентов токораспределения;

- реактивная мощность генератора в узле .

Подставляем численные значения:

В результате аналитические выражения для имеют вид:

Суммарные потери активной мощности, зависящие от перетоков реактивной мощности, определяются по формуле:

Используя систему уравнений, для решения задачи оптимизации режима по реактивной мощности, запишем:

Продифференцировав систему с учетом , получаем решения

Решением системы являются искомые значения реактивных мощностей электростанций, обеспечивающие минимум потерь активных мощностей .

МВАр

Находим значения перетоков реактивных мощностей по линиям:

МВАр

На основе вычесленных значений определяется составляющая активных потерь,

зависящая от перетоков реактивной мощности:

3.3 Решение задачи “P”.

Для решения задачи “P” с учетом поправки на потери аналогично задаче “Q” необходимо определить потоки активной мощности:

где - переток по - й линии;

- матрица коэффициентов токораспределения;

- активная мощность - го узла.

Определяем значения перетоков активной мощности по линиям:

МВт

Потери активной мощности в сети, зависящие от перетока активной мощности, определяется по формуле:

где - переток активной мощности по линиям;

- активные сопротивления линий;

- напряжение в сети.

Получаем результат МВт. Величина активных потерь, полученная с использованием нормативного коэффициента потерь равна МВт.

Относительный прирост потерь активной мощности электростанции определяется по формуле:

При принятых допущениях

где - коэффициенты токораспределения.

В результате подстановки в уравнение рассчитанных значений перетоков по линиям, сопративлений линий и соответствующих значений коэффициентов токораспределения, получаем:

Коэффициенты поправки на потери вычисляются по формуле:

;

В соответствии с критерием равенства относительных приростов расхода топлива с учетом поправки на потери и баланса активной мощности в энергосистеме записываем систему уравнений:

Подставляем наши значения, и система уравнений имеет вид:

Система имеет решение:

МВт.

Активная мощность которую должна выдавать электростанция в узле 2 выходит за пределы диапазона регулирования: > МВт.

Нагрузку МВт распределим между и .

МВт

МВт

Таким образом получаем распределение активной мощности следующим образом:

МВт

Библиографический список

1. Арзамасцев Д.А. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: учебное пособие для вузов/ Д.А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, А.М. Холян. М.: Высшая школа, 1983. 203с.

2. Бартоломей П.И. Информационное обеспечение задач АСДУэнергосистем: учебное пособие / П.И. Бартоломей. Екатаринбург: УГТУ, 1998. 40 с.

3. Бартоломей П.И., Паздерин А.В., Паниковская Т.Ю., Шелюг «Оптимизация режимов ЭЭС теория и практика». Методическое пособие. Екатеринбург: УрФУ 2010 г., 60 с.

Дата добавления: 2015-08-27