Диссертация (1152220), страница 80

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 80)

Номинальная, максимальная электрическая мощность брутто турбоустановки;2. Номинальная, максимальная тепловая мощность турбоустановки;3. Номинальный, максимальный расход пара в голову турбины;4. Номинальные параметры острого пара (температура, давление);5. Номинальные параметры холодной нитки промперегрева (температура, давление, расход);6. Номинальные параметры пара горячей нитки промперегрева (температура, давление);7. Номинальные параметры питательной воды (температура, давление);8.

Минимальное, максимальное давление в верхнем и нижнем отопительных отборах;9. Энергетические характеристики турбоагрегатов в теплофикационном и конденсационном режимах.НачалоВвод исходных данных по турбоустановкеИсходные данные по паровому котлу (ПК):1. Вид топлива;2. Номинальные параметры генерируемого пара (температура, давление, расход);3.

Номинальный КПД брутто ПК;4. Минимальная нагрузка ПК.Ввод исходных данных по паровому котлу (ПК)Ввод климатических параметров регионаВыбор температурногографика теплосетиДаТеплофикационный режимработы турбоустановкиНетВыбор расчетнойтемпературынаружного воздухаКлиматические параметры региона:1. Среднеотопительная температура наружного воздуха;2.

Среднегодовая температура наружного воздуха;3. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления.Выбор расчетнойтемпературынаружного воздухаОпределениетемператур прямой иобратной сетевой водыВвод заданной тепловой нагрузки Qт0, МВт, расхода сетевойводы Gсв, кг/С и начальной электрической нагрузки ТЭЦ Nэ0,МВтНетВвод начальной электрической нагрузки ТЭЦ Nэ0, МВтТепловой график нагрузкиДаЗадание шага изменения электрической нагрузки ТЭЦ, dNэ, МВтЗадание шага изменения электрической нагрузки ТЭЦ, dNэ, МВтВвод начальной тепловой нагрузки ТЭЦ Qт0, МВт и расходасетевой воды Gсв, кг/сВыбор способа прохождения графика электрической нагрузкиNэ(i)=Nэ0Задание шага изменения тепловой нагрузки ТЭЦ, dQт, %Определение начальной конденсационной электрическойнагрузки: Nк(i)=Nэ0Nэ(i+1)=Nэ(i)-dNэВыбор способа регулирования отпуска теплаОпределение расхода тепла в голову турбины Q0(i), МВт,тепловой мощности ПК Qпк(i), МВтNк(i+1)=Nк(i)-dNэQт(i)=Qт0Qт(i+1)=Qт(i)-dQтQпк(i)>min(Qпк )НетДаОпределение основных энергетических и технико-экономическихпоказателей работы ТЭЦЗадание доли ПВК в покрытии тепловой нагрузкиРасчет температуры сетевой воды на выходе из группысетевых подогреветелей (СП)Nэ(i)=Nэ(i+1)Определение теплофикационной нагрузки отборов турбиныОпределение давления в верхнем отбореНетДопустимое давление в верхнем отбореДаОпределение теплофикационной электрической мощноститурбоагрегата Nт(i), МВт, расхода тепла в голову турбиныQ0(i), МВт, тепловой мощности ПК Qпк(i), МВтQпк(i)>min(Qпк )НетДаНетNк(i)>Nт(i)ДаНетТепловой график нагрузкиДаОпределение основных энергетических и техникоэкономических показателей работы ТЭЦОпределение основных энергетических и техникоэкономических показателей работы ТЭЦNк(i)=Nк(i+1)Qт(i)=Qт(i+1)В расчете учтены следующие факторы:1.

Влияние изменения нагрузки на конденсационную установку и систему подогрева питательной воды;2. Влияние нагрузки энергоблока на долю затрат электроэнергии на собственные нужды.Допущения, принятые в расчете:1. КПД ПК брутто во всех режимах равен номинальному значению;2. Значение давления в нижнем отопительном отборе находится в допустимых пределах во всех режимах .Конец расчета423ПРИЛОЖЕНИЕ Г(обязательное)SQL-инструкции базы данных генерирующего оборудования энергосистемы/***Генераторы***/CREATE GENERATOR ID_EQUIPMENT;SET GENERATOR ID_EQUIPMENT TO 0;CREATE GENERATOR ID_PARAM_TYPES;SET GENERATOR ID_PARAM_TYPES TO 0;CREATE GENERATOR ID_PARAM_VALUES;SET GENERATOR ID_PARAM_VALUES TO 0;CREATE GENERATOR ID_SPRAV;SET GENERATOR ID_SPRAV TO 0;/***Таблицы***/CREATE TABLE MEASURE_UNITS (IDINTEGER NOT NULL,NAMEVARCHAR(255),RUS_NAME VARCHAR(50),NUMBER_CODE VARCHAR(4) NOT NULL,UMSTATEINTEGER);CREATE TABLE PARAM_TYPES (IDINTEGER NOT NULL,PNAMEVARCHAR(512),PARAM_MUNIT INTEGER,ETYPEINTEGER,PTYPEINTEGER,VTYPEINTEGER,CTYPESMALLINT,CORDERSMALLINT,SPRAV_ID INTEGER);CREATE TABLE PARAM_VALUES (IDINTEGER NOT NULL,EQUIP_ID INTEGER,PTYPE_ID INTEGER,PVALUE NUMERIC(15,4),STRVAL VARCHAR(512),PDATA BLOB SUB_TYPE 0 SEGMENT SIZE 16384);424CREATE TABLE SPRAV (IDINTEGER NOT NULL,SNAMEVARCHAR(512),STYPEINTEGER,PARENT_ID INTEGER,SHORT_NAME VARCHAR(64),SVALUEINTEGER,ISGROUP SMALLINT);/***Первичные ключи***/ALTER TABLE MEASURE_UNITS ADD PRIMARY KEY (ID);ALTER TABLE PARAM_TYPES ADD CONSTRAINT PK_PARAM_TYPES PRIMARY KEY(ID);ALTER TABLE PARAM_VALUES ADD CONSTRAINT PK_PARAM_VALUES PRIMARY KEY(ID);ALTER TABLE SPRAV ADD CONSTRAINT PK_SPRAV PRIMARY KEY (ID);/***Триггеры для таблиц***/CREATE TRIGGER PARAM_TYPES_BI0 FOR PARAM_TYPESACTIVE BEFORE INSERT POSITION 0ASbeginif (new.id is NULL) thennew.id = next value for id_param_types;end^CREATE TRIGGER PARAM_VALUES_BI0 FOR PARAM_VALUESACTIVE BEFORE INSERT POSITION 0ASbeginif (new.id is NULL) thennew.id = next value for id_param_values;end^CREATE TRIGGER SPRAV_BI0 FOR SPRAVACTIVE BEFORE INSERT POSITION 0ASbegin/* Trigger text */if (new.ID is NULL) thennew.ID = next value for ID_SPRAV;end^/***Хранимые процедуры***/425CREATE PROCEDURE FINDCONDITIONS_UP2 (ID1 INTEGER,ID2_ INTEGER,FID_ INTEGER,IND_ INTEGER)RETURNS (FID INTEGER,ITID INTEGER,PARAMS VARCHAR(64),IND INTEGER,ID2 INTEGER)ASdeclare variable STYPE integer;declare variable TMPID integer;declare variable TMPID2 integer;declare variable TMPPARAMS varchar(64);declare variable TMPSTYPE integer;declare variable TMPIND integer;beginif (:IND_ is NULL) thenbeginIND_ = 1;endelseIND_ = :IND_ + 1;for select stype from SPRAV S where PARENT_ID = 39 and SVALUE = :ID1 into :STYPE dobeginif ((:ID2_ = :STYPE) and (:FID_ is NULL)) thenTMPID2 = :ID2_;else if (:fid_ >= 0) thenTMPID2 = :FID_;elseTMPID2 = NULL;id2 = NULL;if (not (:id1 in (3, 4, 5, 6))) thenbeginfor select ITID, FID, PARAMS, IND, ID2 from findconditions_up2(:STYPE, :ID2_, :TMPID2,:IND_) into :TMPID, :TMPSTYPE, :TMPPARAMS, :TMPIND, :TMPID2 dobeginITID = :TMPID;FID = :TMPSTYPE;PARAMS = :TMPPARAMS;IND = :TMPIND;if ((:TMPID2 > 0) and (:id2 is NULL)) thenid2 = :TMPID2;suspend;endselect stype, SHORT_NAME from SPRAV S where PARENT_ID = 39 and SVALUE = :ID1 andSTYPE= :STYPE into :STYPE, :PARAMS;ITID = :ID1;426FID = :STYPE;IND = :IND_;if (:FID_ >= 0) thenID2 = :FID_;suspend;endelsebeginselect stype, SHORT_NAME from SPRAV S where PARENT_ID = 39 and SVALUE = :ID1 into:STYPE, :PARAMS;ITID = :ID1;FID = :STYPE;IND = :IND_;if (:FID_ >= 0) thenID2 = :FID_;suspend;endendend^CREATE PROCEDURE GETMENUTREE (ITEM_ID INTEGER)RETURNS (ID INTEGER,SNAME VARCHAR(512),PARENT_ID INTEGER,GROUP_ID INTEGER,PARAMS VARCHAR(64))ASbeginfor select SVALUE, SNAME, STYPE, ISGROUP, SHORT_NAME from SPRAV S whereS.PARENT_ID=39 and STYPE = :ITEM_ID into :ID, :SNAME, :PARENT_ID, :GROUP_ID,:PARAMS dobeginsuspend;for select ID, SNAME, PARENT_ID, GROUP_ID, PARAMS from GETMENUTREE(:ID) into:ID, :SNAME, :PARENT_ID, :GROUP_ID, :PARAMS dosuspend;endend^427ПРИЛОЖЕНИЕ Д(обязательное)Рисунок Д.1 – Результаты расчета узловых цен на модели AMES энергосистемы ссимметричной структурой сети при применении генераторами рыночной силыСИММЕТРИЧНАЯ СТРУКТУРА СЕТИ (в каждом узле однин потребитель и один генератор)Различные функции издержекFC одинаковы для всех генераций, FC = 50, b = const = 0,008, a = (10 / 14 / 18), одна из генераций применяет фин изъятие М1 = М2 = 50БезПри условии применения рыночной силы Г1При условии применения рыночной силы Г2При условии применения рыночной№ генерации/узлапримененияFC = 50; a = 10; b = 0,008FC = 50; a = 14; b = 0,008силы Г3FC = 50; a = 18; b = 0,0081рыночнойотклонение отконкурентногоуровня, долиминимальн максималь минималь максималоеноеноеьноезначение значение значение значениеузловые ценыЗагрузкагенератораВыручкаПрибыль12312312312319,4419,44150,00150,0090,0090,0069984,0041990,4028464,0014064,00355,2099,7890,00150,00150,00150,0044104,78 215533,9169984,00 359223,1941990,40 359223,1919749,58 191178,7114064,00 303303,19355,20288903,190,00отклонение отконкурентногоуровня, долиминимальноезначениемаксимальное значение19,4465,114,13-0,40-0,400,000,67-0,370,000,00-0,310,000,000,672,084,137,555,7220,57812,35150,0090,00150,0090,00150,0069984,00234411,3544641,46140646,8141990,40234411,3528464,00192891,3511646,26107651,61355,20164091,35отклонение отконкурентногоуровня, долимаксиминимаминимал максима минималь максимальмальнльноеьноельноеноеноеоезначенизначение значение значение значениезначенеие0,002,350,00-0,400,000,00-0,360,000,00-0,170,000,000,672,351,014,585,786,65460,9737,60104,10150,00150,0090,00135590,9081354,5694070,9479670,9439719,360,934,350,000,000,000,944,36374979,85224987,91 0,944,36333459,85 2,3010,72319059,85 4,6621,69183352,71 110,82 515,20FC одинаковы для всех генераций, FC = 50, a = const = 14, b = (0,005 / 0,009 / 0,013), одна из генераций применяет фин изъятие М1 = М2 = 50БезПри условии применения рыночной силы Г1При условии применения рыночной силы Г2При условии применения рыночнойприменения№ генерации/узлаFC = 50; a = 14; b = 0,005FC = 50; a = 10; b = 0,009силы Г3 FC = 50; a = 10; b = 0,013рыночной2силыотклонение ототклонение ототклонение отминимальн максималь минималь максималминимал максима минималь максималь минима максиминимальное максимальноеноеноеьноеьноельноеноеноельное мальнзначениеое значениезначение значение значение значениезначение значение значение значение значени оеезначен1узловые цены16,5518,1492,13-1,0016,6065,110,002,9319,45103,770,184,7224,573-0,400,000,001150,0090,00150,00150,00Загрузка0,060,062141,82150,0090,00140,07-0,37-0,01150,00генератора0,53-0,08398,18150,0099,93150,000,020,5390,00159589,82 39172,92 199005,59-0,342,3459753,16234411,350,002,930,175,27Выручка256339,46 65288,20 331675,990,164,8940422,38140646,81-0,281,5070008,99 373589,18339004,24 65288,20 331675,990,677,5039806,31234411,350,025,0142005,39 224153,51 0,084,7515289,82 6760,92 166593,590,2830,495453,16180111,350,0333,05 15708,99 319289,18 1,9759,36Прибыль23144,28 8828,20 275215,991,8186,533296,15107457,210,0533,18 13548,99 317129,18 3,3199,8631807,58 6668,20 273055,992,69150,061915,44175791,350,0696,258038,19 190186,31 3,45 104,22MC одинаковы для всех генераций a = 14; b = 0,008, FC = ( 56,9 / 1000/ 0,11), одна из генераций применяет фин изъятие М1 = М2 = 50БезПри условии применения рыночной силы Г1При условии применения рыночной силы Г2При условии применения рыночнойприменения№ генерации/узлаFC = 56,9; a = 14; b = 0,008FC = 1000;a = 14; b = 0,008силы Г3 FC = 0,11;a = 14; b = 0,008рыночной3силыотклонение ототклонение ототклонение отмаксиминимаминимальн максималь минималь максималминимал максима минималь максимальмальнминимальное максимальнльноеоеноеноеьноеьноельноеноеноеоезначениеое значениезначенизначение значение значение значениезначение значение значение значениезначенеие1узловые цены16,0819,3476,520,203,7619,23101,100,205,2921,0051,840,312,2223-0,310,150,15190,00150,00150,00Загрузка130,000,15-0,310,152150,0090,00150,00генератора0,150,15-0,313150,00150,0090,00141783,42 165275,50-0,172,2969242,30363949,690,386,250,512,72Выручка50169,60241545,38218369,82-0,173,3575617,98 186637,6869639,03 275459,160,394,49369242,30363949,690,386,2545370,70 111982,61 -0,101,2311879,20 8622,62 132114,703,5969,3013156,70307864,096,00162,83 19532,38 130552,08 9,3968,47Прибыль2-20755,20 -9080,97 196739,16-0,5610,48-14249,82162574,62-0,318,83-3102,02 107917,68 -0,856,2033242,16 14916,39 220736,523,6067,0814519,66309227,053,4894,38 13572,95 80184,773,1923,73428ПРИЛОЖЕНИЕ Е(обязательное)Рисунок Е.1 – Результаты расчета узловых цен на модели AMES энергосистемы с различнойструктурой сети и ограничениями на передачу при применении генераторами рыночной силыНЕСИММЕТРИЧНАЯ СТРУКТУРА СЕТИ (в узле 1 - два потребителя, в узле 2 - только генератор, в узле три - один потребитель)Одинаковые функции издержек: FC = 50, b = const = 0,008, a = 141.

Характеристики

Список файлов диссертации