Основы проектирования энергосистем. В 2 ч. Ч. 1

40 %. При необходимости предусмотреть отключение некоторого числа блоков 200 МВт в ночные часы суток. Удельный расход топлива на КЭС с блоками 300 МВт ниже удельного расхода на КЭС с блоками 200 МВт. Стоимость единицы условного топлива на всех КЭС одинакова.

При покрытии графика нагрузки использовать все возможности работы ГАЭС в насосном режиме.

После покрытия графика определить суточную потребляемую энергию, суточную выработку энергии всеми электростанциями и выработку электроэнергии раздельно станциями каждого типа.

З а д а ч а 4.2

Предполагаемый прирост нагрузки потребителей энергосистемы на расчетный период составляет Рн = 1600 МВт. Соответствующие приросты потерь мощности в электрических сетях Р = 0,02Рн, системного резерва Ррез = 0,04Рн и расхода на собственные нужды электростанции Рсн = Покрытие этих нагрузок предполагается осуществить тепловыми электростанциями с турбогенераторами единичной мощности Рг = 300 Мвар. Электростанции могут быть размещены на четырех площадках, для которых известны технико-экономические показатели в зависимости от количества установленных турбогенераторов (табл. 4.3), где kyij – стоимость 1 кВт установленной мощности станции i при числе турбогенераторов j;

byij – удельный расход условного топлива; сyij – стоимость 1 т условного топлива;

Tij – время использования установленной мощности электростанции.

Таблица 4.1

Технико-экономические показатели электростанций

Формулировка задачи принята по [25].

294

Требуется найти оптимальную мощность электростанции на каждой из площадок методом динамического программирования при ограничении по мощности каждой из станций:

Здесь

Данные в скобках относятся к задаче 4.3.

295

р = ра + рто + Е = 0,062 + 0,028 + 0,12 = 0,21,

где ра – отчисления на амортизацию; рТО – отчисления на текущий ремонт и обслуживание;

Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат (банковский процент по ссуде);

i – порядковый номер площадки для сооружения электростанции; j – текущее количество турбогенераторов на станции.

Найдем требуемую суммарную мощность электростанций

Р= Рн + 0,02Рн + 0,04Рн+ 0,06Рн = 1,12Рн = = 1,12 1600 = 1792 МВт.

Определим необходимое количество турбогенераторов

Используя данные, приведенные в табл. 4.3, по формуле (4.30) рассчитаем приведенные затраты на строительство каждой электростанции в зависимости от количества генераторов в пределах заданных ограничений на него.

Так, приведенные затраты для станции, сооружаемой на площадке 1, при установке одного турбогенератора будут

З11 = (0,21 1000 + 450 5400 440 10-6) 1 300 10-3 =

= 384 млн. у.д.е.

Результаты расчета по всем площадкам приведены в табл. 4.4.

Таблица 4.4

Приведенные затраты на сооружение электростанций

296

По рекуррентному соотношению (4.10) осуществим вычислительный процесс в соответствии с методом динамического программирования.

Первый шаг. На первой площадке (i = 1) устанавливаем поочередно j = 1; 2; 3; 4 турбогенератора. Значения целевой функции (первая строка из табл. 4.4):

З11 384; З12 756;

З13 1118; З14 1398.

На первом шаге никакой оптимизации не производится.

Второй шаг. В расчет вводим первую и дополнительно вторую площадку (i = 2).

Э т а п 1. Количество турбогенераторов j = 1. При этом возможны два варианта (Р = {0; 300}):

–на площадке 2 установлено 0 турбогенераторов, а на площадке

1– 1;

–на площадке 2 установлен 1 турбогенератор, а на площадке 1 – 0. При этом приведенные затраты составят:

З12 384 0 384;

З12 0 317 317.

Отсюда

297

З12мин min{384; 317} 317 ,

т.е. при одном турбогенераторе для двух станций его целесообразно

установить на площадке 2 (Р11опт = 0, Р21опт = 300).

Продолжим аналогичную процедуру на последующих этапах, увеличивая поочередно количество турбогенераторов для первой и второй площадок до N = 6.

Э т а п. 2. j = 2, P = {0; 300; 600}.

З22мин min{756; 701; 616} 616 ,

т.е. Р12опт = 0; Р22опт = 600.

Э т а п 3. j = 3, P = {0; 300; 600; 900}.

З32 1118 0 1118;

З32 756 317 1073;

З32 384 616 1000;

З32 0 906 906.

З32мин min{1118; 1073; 1000; 906} 906 ,

т.е. Р13опт = 0, Р23опт = 900.

Э т а п 4. j = 4, P = {0; 300; 600; 900; 1200}.

298

299

Третий шаг. В расчет вводим дополнительно площадку 3 (i = 3).

Э т а п 1. Р = {0; 300}.

З13 317 0 317;

З13 0 396 396.

Здесь значение 317 взято из второго шага ( З12мин ).

З13мин min{317; 396} 317 ,

т.е. Р11опт = 0; Р21опт = 300; Р31опт = 0.

Э т а п. 2. P = {0; 300; 600}.

З32 616 0 616;

З32 317 396 713;

З32 0 754 754;

300

т.е. Р16опт = 300, Р26опт = 1500, Р36опт = 0.

Четвертый шаг.

В расчет вводим дополнительно площадку 4 (i = 4). Вычисления достаточно сделать только для P = {0; 300; 600; 900; 1200; 1500; 1800}.

302

З64мин min{1737; 1765; 1969} 1737 ,

т.е. Р16опт = 300, Р26опт = 1500, Р36опт = 0, Р46опт = 0.

Таким образом, при общем числе турбогенераторов N = 6 один из них следует соорудить на площадке 1, а пять – на площадке 2.

З а д а ч а 4.3

Решить задачу 4.2, приняв прирост нагрузки Рн = 1300 МВт и указанные в скобках значения технико-экономических показателей в табл. 4.3 по площадкам 2, 3, 4. Остальные исходные данные принять без изменений.

З а д а ч а 4.4

Построить зависимости абсолютного и удельного снижения потерь активной мощности за счет установки компенсирующих устройств до полной компенсации реактивных нагрузок узлов магистральной сети, схема и параметры которой приведены на рис. 4.14, а. Нагрузки даны в МВ А. При расчете потоков мощности на участках сети потерями мощности пренебречь.

303