Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 21. Оптимизация развития электроэнергетических систем
Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 8
После ввода всех данных можно посмотреть на расположение узлов на координатной плоскости. Для этого нужно воспользоваться кнопкой на главном окне программы. После нажатия этой кнопки появится окно «Рисунок» и окно «Управление режимом».
При перемещении курсора «мыши» внутри окна «Рисунок» сопровождается движением вертикальной и горизонтальной пунктирных линий. В заголовке окна высвечиваются координаты перекрестия. При попадании перекрестия в область узла курсор принимает форму руки и в заголовке окна также указывается номер активного узла. При двойном нажатии левой кнопки «мыши» на активном узле появляется окно данных по узлам (рис. 2.9.) и появляется возможность редактирования исходных данных. При нажатии левой кнопки «мыши» и удержании её в нажатом состоянии на активном узле можно перемещать этот узел в пределах окна. Координаты нового положения узла автоматически обновляются.
Нажатие левой кнопки «мыши» вне активного узла приводит к появлению нового узла с номером на единицу больше чем у последнего из уже существующих. При этом появляется окно данных по узлам. Это и есть второй способ ввода данных.
Нажатие правой кнопки «мыши» приводит к появлению всплывающего меню.
Кнопка имеет два фиксированных положения. В нажатом состоянии становится доступным режим ручного соединения узлов линиями. Для соединения двух узлов нужно нажать левой кнопкой «мыши» на одном из них (при этом этот узел является активным) и удерживая её в нажатом состоянии вести указатель «мыши» до другого узла. При попадании курсора в область другого узла этот узел становится активным (надпись в заголовке окна «Рисунок») теперь можно отпустить кнопку «мыши» и узлы окажутся соединёнными. Если этот же процесс проделать над узлами уже соединёнными линией, то линия исчезнет. Это свойство и используется для удаления линий. Соединённые узлы также можно перемещать как было описано выше, но для этого кнопка должна быть отжата.
После того как были введены исходные данные, можно запускать процедуру оптимизации. Для этого нужно выбрать в списке методов оптимизации нужный метод.
После выбора метода оптимизации можно нажимать на кнопку «Оптимизация». После этого открывается окно оптимизации.
Оптимизация схемы по минимальной длине. Самый простой способ выбора конфигурации сети. Суть алгоритма состоит в том, что сначала запитываются потребители I-ой и II-ой категорий (выбираются линии с минимальной длиной), а затем потребители III-й категории. После окончания оптимизации появляется окно с ценой выбранного варианта в о.е.
Оптимизация схемы методом перебора соседних вариантов. Во время выполнения оптимизации кнопки , , , а также соответствующие команды меню блокируются из-за опасности ошибочной работы алгоритма при использовании этих кнопок и команд.
Оптимизация схемы методом покоординатной оптимизации. Подробно метод описан п.1.4. Во время выполнения оптимизации кнопки , , , а также соответствующие команды меню блокируются из-за опасности ошибочной работы алгоритма при использовании этих кнопок и команд. Результат работы алгоритма покоординатной оптимизации зависит от исходного графа сети, генерируемого случайным образом. После запуска процесса оптимизации генерируется новый граф сети, и пользователь имеет возможность продолжить процесс с этим графом или предложить программе сгенерировать другой.
vunivere.ru
Диссертация на тему «Исследование эффективности управления электрической нагрузкой при оптимизации развития электроэнергетических систем» автореферат по специальности ВАК 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы
1. Коган Ю.М., Агеева Е.В. Прогнозирование потребления электроэнергии на современном этапе (проблемы и результаты) / Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: Сб. научн. тр. -М.: Энергоатомиздат, 2002. 520 с.
2. Концепция ФЦП «Энергосбережение России» / Энергетическая политика России на рубеже веков: в 2 т. М.: «Папирус ПРО»; 2001.т.2: Приоритеты Энергетической политики: от энергетической безопасности — к энергетической дипломатии, 2001. 792 с.
4. Макаров А.А., Чупятов В.П. Энергоэфективность и энергосбережение в России // Журнал ЮНЕСКО «International Jornal of Global Energy Issues», vol. 16, 2000 г., №1-3.
5. Макаров A.A. Ценовая политика в энергетике и возможности экономии электроэнергии и тепла / Сб. трудов Конференции «Проблемы энергетики региона», Изд. Казань ЭИ, 1998 г.
6. Анчарова Т.В., Гамазин С.И., Шевченко В.В. Экономия электроэнергии на промышленных предприятиях. М.: «Высшая школа», 1990. - 144 с.
7. Поздеев Д.А. Применение преобразователей частоты в целях энергосбережения / Энергосбережение, сертификация и лицензирование -2000. Материалы VI Всероссийского семинара. — Чебоксары: Изд-во Чуваш, ун-та, 2001 198 с.
8. Авдеева Н.Л., Исадская Т.Б. и др. Проблемы сбережения энергоресурсов и оценка его масштабов в сфере конечного потребления / Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: Сб. научн. тр. М.: Энергоатомиздат, 2002. - 520 с.
9. Тимофеев И.А. Инновационная энергосберегающая технология для изготовления магнитных систем / Энергосбережение, сертификация и лицензирование 2000. Материалы VI Всероссийского семинара. -Чебоксары: Изд-во Чувашского университета, 2001. - 198 с.
10. Энергосбережение в Европе: применение энергоэфективных распределительных трансформаторов. Пер. с английского // Энергосбережение. 2003. - №6. - с. 66-71; 2004. - №1. - с. 61-65.
11. Степанов А.В., Корягин О.Г. Осветленные асфальтобетонные покрытия и возможности энергосбережения в наружном освещении // Энергосбережение. 2001. - №2. - с. 10-11.
12. Кукель-Краевский С.А. Электроэнергетическая система. М.: Л.: ГОНТИ НКТП. Ред. Энерг. Литературы, 1938. — 206 с.
13. Ханаев В.А. Пути повышения маневренности Единой электроэнергетической системы СССР. Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1991. - 145 с.
14. Гитман М.И. Относительная эффективность потребителей-регуляторов при различных режимах работы // Электрические станции. 1987. - №9. -с. 33-35.
15. Морган М. Г., Талукдар С.Н. Регулирование электрической нагрузки: технические, экономические, административно-правовые и социальные вопросы // ТИИЭР: Пер. с англ., 1979. т. 67, №2. - с. 60-144.
16. Бесчинский А.А., Коган Ю.М. Экономические проблемы электрификации. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. -432 с.
17. Кудряшов В.В. Региональная энергетическая комиссия на службе энергосбережения // Энергосбережение. 1999. - №2. - с. 31-34.
18. Дубинский Е.В. Многотарифный учет электроэнергии важная предпосылка ее экономии и оптимизации работы энергосистемы // Энергосбережение. - 1999. - №6. - с. 8-10.
19. Коган М.Ю. Потребители электроэнергии регуляторы нагрузки в энергосистемах // Теплоэнергетика. - 1985. - №12. - с. 45-49.
20. Ханаев В.А. Разработка методов управления развитием единой ЭЭС СССР / Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Иркутск, 1984 450 с.
21. Тбилиси: АН СССР Научный совет по комплексным проблемам энергетики, 1970. - с. 62-78.
22. Кохов В.И., Крюков А.А. Оптимизационные модели. Общая постановка задачи / Экономико-математические модели оптимизации развития энергосистем и их объединений. М.: Изд-во ЭНИНа, 1973. - с. 36-43.
23. Маркович И.М., Рокотян С.С., Хаинсон Я.И. Экономико-математические модели для оптимизации развития энергосистем / Труды В111И и НИИ "Энергосетьпроект". Выпуск 1. М.: Энергия, 1970. - с. 29-41.
24. Математические модели для анализа и экономической оценки вариантов развития электроэнергетических систем. Сборник. — Иркутск: АН СССР СО СЭИ, 1971.
25. Дерзкий В.Г., Поляков В.Б. Метод долгосрочного предсказания на ЭВМ тенденций развития процессов электропотребления // Электрические станции. 1972. №2 - с. 4-7.
26. Гук Ю.Б., Окороков В.Р., Папин А.А. и др. Многоцелевая оптимизация структуры электроэнергетических систем при планировании их развития // Электрические станции. 1973. - №3. - с. 9-13.
27. Чернин М.А., Шарыгин B.C. Усовершенствование линейной модели для выбора структуры энергосистемы на основе позонной оптимизации конечных значений искомых параметров / Труды ВГПИ и НИИ "Энергосетьпроект". Выпуск 3. М.: Энергия, 1972. - с. 73-82.
28. Чернин М.А., Шарыгин B.C. Оптимизация с помощью ЭЦВМ структуры пиковых мощностей энергосистемы / Тезисы докладов к симпозиуму "Применение методов математического моделирования в энергетике". — Иркутск: АН СССР СО СЭИ, 1966.
29. Тайц А.А., Падалко Л.П., Рощеня А.Ф. Анализ методов оптимизации схем электрических сетей // Электрические станции. — 1973. №3. - с. 42-45.
30. Падалко Л.П. Математическое моделирование в некоторых задачах оптимального проектирования электрических сетей / Материалы 2-ой республиканской научно-технической конференции по применению вычислительной техники в энергетике. Минск, 1968.
31. Мирковская Р.Е., Хаинсон Я.И. Оптимизация схемы электрической сети // Электрические станции. 1967. - №4. - с. 8-13.
32. Лялик Г.Н. Резерв мощности и методы его определения при перспективном проектировании / Труды ВГПИ и НИИ "Энергосеть-проект". Выпуск 4. М.: Энергия, 1974. - с. 3-15.
33. Чернин М.А. Оптимизация аварийного резерва в линейной математической модели для выбора оптимальной структуры энергосистемы / Труды ВГПИ и НИИ "Энергосетьпроект". Выпуск 4. М.: Энергия, 1974. - с. 49-54.
34. Волков Г. А., Лялик Г.Н., Трусова Л. А. Блоки надежности электроснабжения потребителей энергосистем и их применение / Экономико-математические модели оптимизации развития энергосистем и их объединений. М.: Изд. ЭНИНа, 1973. - с. 135-145.
35. Арзамасцев Д.А., Ананичева С.С., Мардер Л.И., Мызин А.Л. Иерархия задач и моделей прогнозирования развития и размещенияконденсационных электростанций / Иерархия в больших системах энергетики, т.1. Иркутск: АН СССР СО СЭИ, - 278 с.
36. Беленький В.З., Белостоцкий A.M. Математическое моделирование развития ядерной энергетики. М.: Наука, 1979. - 160 с.
37. Сб. Методы математического моделирования и оптимизации параметров, вида технологической схемы и профиля оборудования атомных конденсационных и теплофикационных электростанций. Иркутск: АН СССР СО СЭИ, 1977.
38. Наумов Ю.В., Лашин А.Ф., Малевский А.Л. и др. Программно-вычислительный комплекс для исследования ядерных энергетических установок / Системные исследования в энергетике. Ленинград-Иркутск, 1984. - с. 128-146.
39. Малевский А.Л., Наумов Ю.В., Попырин Л.С. Математическая модель для технико-экономических исследований одноконтурной АЭС с газоохлаждаемым реактором на перспективных рабочих телах / Изв. АН СССР, серия физико-энергетических наук. 1983. - №3. - с. 3-9.
40. Фазылов Х.Ф., Глейзер Д.М. и др. Оптимизация суточного режима ОЭС Средней Азии // Электрические станции. — 1975. №3. - с. 24-27.
41. Арзамасцев Д.А., Бартоломей^ П.И., Холян A.M. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. М.: Высшая школа, 1983. - 208 с.
42. Кохов В.И. Блок выбора вариантов развития электростанций / Экономико-математические модели оптимизации развития энергосистем и их объединений. М.: Изд. ЭНИНа, 1973. - с. 44-60.
43. Валевичене Ю.-Т.П., Зейлигер А.Н., Каплан В.А. и др. Оптимизация схемы развития основных электрических сетей с применением программы покоординатной оптимизации / Материалы конференции "Применение вычислительной техники в электроэнергетике" сб.2. 1970.
44. Хаинсон Я.И. Элементы расчетной модели оптимизации структуры энергосистемы // Электрические станции. — 1967. №2. - с. 5-10.
45. Макарова А.С., Макаров А.А. Математическая модель для перспективного планирования развития энергосистемы / Электрические станции. 1964. -№5. - с. 55-60.
46. Сыров Ю.П., Макаров А.С., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Линейная математическая модель для оптимизации структуры энергетических систем с применением ЭЦВМ // Теплоэнергетика. 1966. - №10. - с. 15-22.
47. Войцеховская Г.В., Гуреев В.Д. и др. Нелинейная математическая модель для оптимизации развития энергетических систем / Методы математического моделирования в энергетике. Иркутск: ВосточноСибирское книжное издательство, 1966.
48. Сыров Ю.П., Войцеховская Г.В. Нелинейная математическая модель оптимизации развития электроэнергетических систем / Применение вычислительной техники в электроэнергетике, т.2. М., 1970.
49. Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Каплинский Э.М. и др. Автоматизация технического анализа и оперативной корректировки вариантов развития энергосистем // Электрические станции. 1977. - №10. - с. 52-56.
50. Курилов А.Е. Имитационная система развития энергетики "СТРАТЭК М" / Системные исследования в энергетике. Ленинград-Иркутск, 1984. -с. 23-45.
51. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л. Модели оптимизации развития энергосистем. М.: Высшая школа, 1987. - 272 с.
52. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л. Модели и методы оптимизации развития энергосистем Учебное пособие по курсу "Модели оптимального развития энергосистем". - Свердловск: Изд. УПИ им. С.М. Кирова, 1976. - 148 с.
53. Труфанов В.В., Ханаев В.А. Выбор рациональной структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС по типам оборудования с формализованным учетом неоднозначности исходной информации // Электронное моделирование. 1985. - №5. - с. 72-77.
54. Труфанов В.В. Оптимизация перспективной структуры оборудования электростанций ЕЭЭС СССР с применением математического моделирования / Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Иркутск, 1981. - 239 с.
55. Ханаев В.А., Труфанов В.В., Тришечкин A.M. Автоматизация системных исследований развития ЕЭЭС СССР // Электронное моделирование. -1986.-№6. с. 59-64.
56. Воропай Н.И., Труфанов В.В. Математическое моделирование развития электроэнергетической системы в современных условиях // Электричество. 2000. - №10. - с. 6-13.
57. Ханаев В.В. О комплексной оптимизации развития электроэнергетической системы и потребителей энергии / В сб.: Системные исследования в энергетике. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1999. -(Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН: Вып. 29) - стр. 66-73.
58. Ханаев В.В. Особенности оценки эффективности воздействия на режимы потребления электрической энергии / В сб.: Системные исследования в энергетике. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2000. - (Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН: Вып. 30) - стр. 94-101.
59. Тукенов А.А. Рынок электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 2005. - 414 с.
60. Подковальников С.В., Сендеров С.М., Стенников В.А. и др. Энергетика XXI века: системы энергетики и управление ими. Новосибирск: Наука, 2004.-364 с.
61. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».
62. Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода. Утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. № 643.
63. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики. Утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. №530.
64. Ханаев В.В. Аннотация курса лекций по энергосбережению / Сборник аннотаций лекций. — Иркутск: ИрГТУ. Региональный центр «Энергосбережение», 2001 г.
65. Ханаев В.В. Информационно-измерительная система как база для проведения энергосбережения и анализа эффективности использования электрической энергии / В сб.: Системные исследования в энергетике. —
66. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002. (Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН: Вып. 32) - стр. 151 - 155.
67. РД 153-34.0-11.209-99 Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности.
68. РД 34.09.101-94 (с изменениями 1998 г.) Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.
69. РД 34.11.333-97 Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.
70. РД 34.11.334-97 Типовая методика выполнения измерений электрической мощности.
71. ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения.
72. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
73. ГОСТ 34.320-96 Информационные технологии. Система стандартов по базам данных. Концепции и терминология для концептуальной схемы и информационной базы.
74. ГОСТ Р 50922-96 Защита информации. Основные термины и определения.
75. ГОСТ Р 8.000-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Основные положения
76. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
77. РД 153-34.0-03-150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. Минтопэнерго РФ и Минтруда РФ.
78. РМГ 29-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения
79. Носов Е.Ю. «Модульный принцип построения АСКУЭ» / Энергетик. — 2002.-№12.
80. Телеметрия в коммунальном хозяйстве. Шаги в будущее. М.: Фирма РКК, 1999. - 60 с.
81. Лаевский С.Г., Демченко Н.П., Бацежев Ю.Г. Автоматизация управления электроснабжением шахт. М.: Недра, 1992. - 296 с.
www.dissercat.com
Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 6
X22=1,50000000000182 Переток 2-3
X24=2,0805624443964
L=2568,25807467639
II. Выбор СГМ на ЭВМ
2.1 Характеристика программного комплекса
Программа состоит из исполняемого модуля OSGM.EXE, запускаемого в среде Windows’95/98/2000. Позволяет ввести набор необходимых данных для выбора оптимальной СГМ, корректировать эти данные, а также непосредственно производить выбор оптимальной СГМ в соответствии с исходными данными. Исходные данные и результаты расчетов сохраняются в файлах под именами, задаваемыми пользователем.
Программа включает в себя несколько процедур, среди которых: открытие существующего файла с исходными данными, создание нового файла, сохранение скорректированной информации, формирование линейной экономико-математической модели выбора оптимальной СГМ, процедура формирования симплекс-таблицы, процедура симплекс-метода, вывод во внешний файл исходных данных и результатов расчета.
Программа позволяет оптимизировать структуру генерирующих мощностей энергосистемы, содержащей 3 узла.
Чтобы начать оптимизацию структуры генерирующих мощностей, необходимо ввести исходные данные, которые даны в задании на курсовое проектирование.
В основное окно программы вводятся данные о наборе возможных к сооружению типов электростанций и их предельно допустимая мощность, затем на дополнительной вкладке вводятся данные о прогнозируемых максимумах энергосистем, параметры межсистемных связей, заданные объемы ресурсов. После введения данных будет сформирована симплекс таблица, на основе которой будет осуществляться оптимизация.
2.2 Выбор оптимальной СГМ и ее анализ
Результаты расчета оптимальной СГМ.
СОСТАВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ:
=== Для ОЭС №1 ===
АЭС = 3 ГВт
КЭС п/п, уг = 4 ГВт
ГАЭС = 1 ГВт
ГТЭС = 0,999 ГВт
=== Для ОЭС №2 ===
КЭС ,газ = 5 ГВт
КЭС ,уголь = 11,224 ГВт
АЭС = 4 ГВт
КЭС п/п, уг = 1,202 ГВт
ГЭС = 0,001 ГВт
ГТЭС = 1,999 ГВт
=== Для ОЭС №3 ===
КЭС ,газ = 1,908 ГВт
КЭС ,уголь = 4 ГВт
КЭС п/п, уг = 2 ГВт
ГАЭС = 0,999 ГВт
МЕЖСИСТЕМНЫЕ ПЕРЕТОКИ:
Переток 2_1 =1,5 ГВт
Переток 3_1 =0,921 ГВт
Переток 2_3 =1,5 ГВт
Затраты = 3086,301 млрд. руб.
Межсистемные перетоки
Расчет использования топливных ресурсовГаз:
X21(320×10-6)×4500+ X31(320×10-6)×4500£14
5(320×10-6)×4500+ 1,908(320×10-6)×4500=9,948 млн. т. (71,06%)
vunivere.ru
Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 7
Уголь:
X12(335×10-6)×5000+ X14(335×10-6)×2700+ X22(335×10-6)×5000+ X24(335×10-6)×2700+ X32(335×10-6)×5000+X34(335×10-6)×2700£62
0(335×10-6)×5000+ 4(335×10-6)×2700+11,224(335×10-6)×5000+1,202 (335×10-6)×2700+ 4(335×10-6)×5000+2(335×10-6)×2700=
=32,0142 млн.т. (51,64%)
Газотурбинное топливо:
X17(550×10-6)×800+X27(550×10-6)×800£3
0,999 (550×10-6)×800+ 1,999(550×10-6)×800=1,319 млн.т. (43,97%)
Расчет использования выделенных капитальных вложений
0,17X12+0,3X13+0,12X14+0,17X15+0,31X16+0,08X17+0,165X21+0,17X22+0,3X23+0,12X24+0,31X26+0,08X27+0,165X31+0,17X32++0,12X34+0,17X35 +0,31X36£10
0,17∙0+0,3∙3+0,12∙4+0,17∙1+0,31∙0+0,08∙0,999+0,165∙5+0,17∙11,224+0,3∙4+0,12∙1,202+0,31∙0,001+0,08∙1,999+0,165∙1,908+
+0,17∙4+0,12∙2+0,17∙0,999=7,272 млрд.руб. (72,72%)
Расчет резерва мощности
Суммарная вырабатываемая мощность считается с учетом перетоков. Те перетоки, которые втекают в узел, берутся со знаком «+», те которые вытекают - со знаком «-»
ОЭС1:
ОЭС2:
ОЭС3:
Вывод: При выборе электростанций учитывались имеющиеся природные ресурсы и количество требуемой энергии. Поэтому основной объем генерируемой энергии вырабатывается угольными и газовыми станциями, так как угля и газа больше всего. Электростанции, неограниченные количеством ресурсов, такие как АЭС и ГЭС также часто используются. Генерируемая энергия покрывает все нужды и имеет необходимый резерв. III. Выбор оптимальной конфигурации электрической сети
3.1 Выбор возможных вариантов конфигурации при помощи программы «Оптимум»
Работа с программой начинается с ввода данных. Исходные данные включают в себя количество узлов схемы, параметры нагрузок узлов (активная мощность и cosj), координаты узлов. Активная мощность задаётся в мегаваттах, а координаты узлов задаются в любых единицах.
Если создаётся новая задача, то нужно нажать на кнопку . .Потом вводятся постоянные величины Тmax, Со, Рmin, Кл.
Ввод данных по узлам может быть произведён двумя способами.
Способ №1. Нажатие на кнопку приводит к появлению окна данных.
Количество узлов схемы вводится в соответствующем поле. Максимальное количество нагрузочных узлов – 200. Генераторный (базисный) узел имеет нулевой номер. Двойное нажатие левой кнопки «мыши» на номере узла в нижней части окна «Данные» или нажатии кнопки приводит к появлению окна данных по выделенному узлу. В этом окне вводятся координаты каждого узла в любых единицах, параметры нагрузки, категория потребителя по бесперебойности электроснабжения.
Кнопки со стрелками позволяют перемещаться по данным узлов внутри этого окна. Все введённые величины запоминаются сразу после ввода. Кнопка «Принять» закрывает окно данных по узлам.
vunivere.ru
Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 9
а) по минимальной длине линии
Затраты = 526,297 т.руб
б) метод исключения ветвей полного графа
Затраты = 414,318 т.руб
в) метод покоординатной оптимизации
Затраты = 414,318 т.руб
Т.к. два последних метода дают одну и ту же конфигурацию, то одну из них следует исключить. Поэтому, остаются две конфигурации, которые дают первый и последние методы.
3.2 Расчёт перетоков мощности
Как известно, перетоки мощности на участках зависят как от конфигурации сети, так и от значения расчетных нагрузок. Поэтому нужно, прежде всего, определить нагрузки приемных подстанций и представить их в виде таблицы 3.1
(3.1.), где
S - полная мощность, потребляемая узлом, МВА;
Р – активная мощность, потребляемая узлом, МВт;
- коэффициент мощности нагрузки.
(3.2.), где
Q – реактивная мощность, потребляемая узлом,МВар.
Расчётные данные нагрузок.
Таблица 3.1
| П/ст | Состав потребителей по категориям надежости, % | Нагрузка потребителей (максимальный режим) | ||||
| 1 к. | 2 к. | 3 к. | P, МВт | Q, МВар | S, МВА | |
| 1 | Х | 45 | 33,75 | 56,25 | ||
| 2 | Х | 28 | 21 | 35 | ||
| 3 | Х | 58 | 43,5 | 72,5 | ||
| 4 | Х | 26 | 19,5 | 32,5 | ||
| 5 | Х | 16 | 12 | 20 | ||
| 6 | Х | 3 | 2,25 | 3,75 | ||
| 7 | Х | 6 | 4,5 | 7,5 | ||
| 8 | Х | 66 | 49,5 | 82,5 | ||
vunivere.ru
Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 21
Время максимальных потерь
ч
Стоимость потерь электроэнергии
1)
=7,491∙4980,2=37306,7 т.руб
=0,015∙37306,7=559,601 т.руб
2)
=7,202∙4980,2=35867,4 т.руб
=0,015∙35867,4= 538,011 т.руб
Эксплутационные издержки на линии и подстанции
1)
т.руб
т.руб
2)
т.руб
т.руб
Ежегодные эксплутационные издержки
1)
т.руб
2)
т.руб
Выбор оптимального варианта
т.руб
т.руб
Разница в затратах составляет 2,74%, значит варианты можно считать равноэкономичными. Выбирать конкретный вариант следует по дополнительным критериям.
Заключение
В данном курсовом проекте была сформирована модель выбора СГМ с помощью методов линейного программирования по средствам программ <Simplex> и <OSGM>. За критерий был взят минимум приведенных затрат.
Из трех (метод «исключения ветвей» не был рассчитан программой) предложенных программами <OPTIMUM> и <Project1> конфигураций выбраны две (по методу «минимальной длины» и по методу «покоординатной оптимизации»).Схема «По минимальной длине» схожа со схемой, которую рассчитал <Project1> . Согласно проведенным расчетам различие между затратами на сооружение, эксплуатацию, Ремонт и обслуживание двух конфигураций не превышают 3%. Значит принимаем их равно экономичными и для выбора наилучшей из них необходим другой критерий оптимальности.
Необходимо отметить что при решении оптимизированных задач электроэнергетики, как и любых других инженерных задач, выбор математического описания и его упрощение должны базироваться на глубоких знаниях объекта исследования, позволяющих учитывать существенные взаимосвязи и важнейшие факторы, влияющие на решение. В тоже время не следует загромождать это описание несущественными факторами значительно повышающими его сложность, он практически не влияющими на его решение.
Список литературы
1. Проектирование районной электрической сети. Методические указания к курсовому проекту.
И.В. Игнатьев.- Братск: БрГТУ, 2000.- 90с.
2. Методы и модели оптимизации электроэнергетических систем .- Учебное пособие.
Курбатский В.Г., Родина С.И. – БрГТУ, 2003-108 с.
vunivere.ru
Оптимизация развития электроэнергетических систем, страница 3
1.2 Расчет коэффициентов уравнений ограничений и целевой функции
1) Условие баланса мощности каждого узла
X11(1-0,023)+X12(1-0,044)+X13(1-0,06)+X15(1-0,02)+X16(1-0,01)+X17(1-0,015)+0,9X2-1+0,9X3-1–X1-2–X1-3³11
X21(1-0,023)+X22(1-0,044)+X23(1-0,06)+X24(1-0,049)+X26(1-0,01)+X27(1-0,015)+0,9X1-2+0,9X3-2–X2-1–X2-3³12
X31(1-0,023)+X32(1-0,044)+X34(1-0,049)+X35(1-0,02)+X36(1-0,01)+0,9X2-3+0,9X1-3–X3-2–X3-1³8
2) Условие баланса энергии
X11(1-0,023)×0,44+X12(1-0,044)×0,51+X13(1-0,06)×0,5+X15(1-0,02)∙0,14+X16(1-0,01)×0,21+X17(1-0,015)×0,07+ +0,9X2-1×0,64+0,9X3-1×0,64–X1-2×0,64–X1-3×0,64³4,4
X21(1-0,023)×0,44+X22(1-0,044)×0,51+X23(1-0,06)×0,5+X24(1-0,049)×0,26+X26(1-0,01)×0,21+
+X27(1-0,015)×0,07+0,9X1-2×0,64+0,9X3-2×0,64–X2-1×0,64–X2-3×0,64³4,8
X31(1-0,023)∙0,44+X32(1-0,044)×0,51+X34(1-0,049)×0,26+ X35(1-0,02)×0,14+X36(1-0,01)×0,21+
+0,9X2-3×0,64+0,9X1-3×0,64–X3-2×0,64–X3-1×0,64³3,2
3) Ограничение по пределу мощности электростанции
| ОЭС1 | ОЭС2 | ОЭС3 |
| X11≤6 X12≤5 X13≤4 X15≤1 X16≤5 X17≤1,1 | X21≤9 X22≤8 X23≤2 X24≤1 X27≤1 | X31≤4 X32≤6 X34≤2.2 X35≤1 |
4) Ограничение по предельному отпуску электроэнергии
0,21X16£1,05;
0,21X26×£5;
0,21X36£5
5) Ограничения по пропускной способности существующих линий
X1-2+X2-1£1,5;
X1-3+X3-1£2;
X2-3+X3-2£2
6) Условие обеспечения спроса мощности в период максимальных нагрузок
X11(1-0,023)+X12(1-0,044)+X13(1-0,06)+X15(1-0,02)+X16(1-0,01)+X17(1-0,015)+X21(1-0,023)+X22(1-0,044)+X23(1-0,06)+
+X24(1-0,049)+X26(1-0,01)+X27(1-0,015)+X31(1-0,023)+X32(1-0,044)+X34(1-0,049)+ X35(1-0,02)+X36(1-0,01) ³29,326
7) Условие обеспечение спроса энергии в период максимальных нагрузок
X11(1-0,023)×0,44+X12(1-0,044)×0,51+X13(1-0,06)×0,5+X15(1-0,02)∙0,14+X16(1-0,01)×0,21+X17(1-0,015)×0,07+
vunivere.ru
