Минимизация потерь активной мощности в электрической сети за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой

Основные технические мероприятия, связанные с вводом линий, подстанций, батарей статических конденсаторов 35кв и выше и синхронных компенсаторов, требующие привлечения подрядных организаций, утверждаются также в составе ежегодного приказа о выполнении плана электросетевого строительства.

Для планирования режимов работы энергосистем на долгосрочные и краткосрочные периоды проводят контрольные измерения перетоков мощности, нагрузки и уровней напряжения в контрольных узлах энергосистемы, которые должны проводиться два раза в год в рабочие дни июня и декабря.

4. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ В АСДУ

4.1 Оптимизация режимов электроэнергетических систем

Проблема оптимизации режимов энергосистем получила полное становле-ние и развитие за последние 30 лет, хотя первые теоретические исследования в этой области были начаты в Советском Союзе значительно раньше. Еще тогда были установлены принципы оптимального распределения активных мощностей между агрегатами на станциях и станциями в системе, базирующиеся на сопоставлении удельных приростов расходов условного топлива. Были установлены критерии оптимального распределения активных мощностей в энергосистемах при учете влияния потерь активной мощности в сетях и при ограничении энергоресурсов.

Уже на этапе, когда была признана необходимость учета потерь активной мощности в сетях при оптимизации режима, стала очевидной невозможность не только оперативной оптимизации, но даже и предварительных расчетов оптимального режима энергосистем без применения вычислительной техники. В связи с этим много внимания уделялось специализированным аналоговым вычислительным устройствам, которые, однако, были вытеснены универсальными цифровыми вычислительными машинами.

В настоящее время для различных задач оптимизации режима накоплен определенный опыт разработки и сопоставления методов, а также практических расчетов в электроэнергетических системах. Наиболее часто решаются задачи оптимизации режима систем по активной мощности и режима электрической сети, т.е. оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации (U, Q и Кт), а также более общая задача комплексной оптимизации режима электроэнергетических систем. Эти задачи решаются при оперативном и автоматическом, т.е. в темпе процесса, управлении режимами электроэнергетических систем и сетей.

Накопленный опыт решения задач оптимизации режима на ЭВМ показывает, что для этих задач наиболее эффективно применение метода приведенного градиента при расчете установившегося режима методом Ньютона.

4.2 Задачи оптимизации режимов

Оптимальное управление нормальными режимами в энергетической системе заключается в том, чтобы за рассматриваемый отрезок времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя электрической энергией требуемого качества (т.е. при соблюдении требуемых ограничений) при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе.

Исключительная сложность оптимального управления режимами определяется не только чрезвычайно большим количеством управляемых элементов, но и тем, что разные регулируемые и настраиваемые параметры следует поддерживать в процессе работы системы оптимальными на большой территории.

Оптимизация режима электроэнергетических систем производится всеми инженерами, связанными с расчетами и практической реализацией функционирования электрической системы. Этим занимаются проектировщики, работники служб режимов, диспетчеры энергосистем, оперативный технический персонал электростанций и электросетей.

Задача комплексной оптимизации режима состоит в определении оптимальных значений всех параметров режима при учете технических ограничений. Это задача нелинейного программирования с ограничениями в виде уравнений установившегося режима и нелинейных неравенств. Переменные в задаче этого типа непрерывны.

При комплексной оптимизации режима определяются оптимальные значения активных и реактивных мощностей генерирующих источников, модулей и фаз напряжений в узлах, коэффициентов трансформации при учете технических ограничений на значения модулей узловых напряжений, углов сдвига фаз на дальних передачах, токов и потоков мощности в линиях, Р и Q генераторов и т.д.

Оптимальный режим должен быть допустимым, т.е. удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитывают ограничения в виде равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичный режим - это такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (или издержек) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей, т.е. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

4.3 Задачи оперативно-диспетчерского управления в АСДУ

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами разделяется на четыре временных уровня: долгосрочное, краткосрочное планирование, оператив-ное управление в темпе процесса. В данной дипломной работе рассматривается только пример краткосрочного планирования (сутки) и долгосрочного планирования на летний период (квартал).

Регулирование напряжения в электрических сетях в первую очередь определяется тем, чтобы отклонения напряжения у потребителей электроэнергии были ограничены допустимыми пределами, при которых обеспечивается эффективная работа потребителей, и удовлетворяются требования надежности их работы (достаточный срок службы). Эти условия определяют графики желательных и предельно допустимых напряжений в контрольных узлах основной сети и соответствуют ограничениям на напряжения при решении задачи оптимизации режима. Контрольные узлы определяются соответствующими службами НЭК «Укрэнерго» и энергосистемы, в зависимости от степени влияния напряжения в этих узлах на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме.

Оперативный персонал обеспечивает поддержание напряжения в контролируемых точках в соответствии с заданными графиками, это осуществляется в настоящее время с помощью местных устройств автоматики воздействием на возбуждение синхронных машин, изменением коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и линейных регуляторов, включением и отключением батарей конденсаторов. Иерархия управления проявляется в том, что оперативный персонал каждой ступени управления обеспечивает поддержание напряжения в контрольных точках сети или участка сети, находящегося в его ведении.

4.4 Расчеты установившихся, допустимых и оптимальных режимов в АСДУ

Задачи расчета установившегося, допустимого и оптимального режимов электрической системы используют общую исходную информацию. Методика расчета, алгоритмы и основанные на них программы применимы для расчетов на всех временных уровнях и территориальных ступенях иерархической системы диспетчерского управления. Расчет режимов - задача, наиболее часто используемая в диспетчерском управлении. Она применяется как в качестве самостоятельной задачи, так и в качестве модулей в более сложных комплексах алгоритмов задач АСДУ.

Особенности решения задач расчета режимов питающей электрической сети на разных временных уровнях и ступенях диспетчерского управления определяются в основном различиями в степени эквивалентирования и в виде исходной информации о мощностях электростанций, эквивалентных генераторах, нагрузках узлов потребления, а также в форме представления результатов расчета диспетчеру.

Расчет делится на два этапа:

1) расчет установившегося режима;

2) его оптимизация.

Для расчета установившегося режима применяются методы Зейделя, Ньютона и по параметру, для комплексной оптимизации - метод приведенного градиента, а также раздельная оптимизация активных мощностей и оптимизация режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации.

Критерием оптимизации является минимум потерь активной мощности в сети при соблюдении всех режимных ограничений.

Расчеты установившегося режима необходимы для проверки осуществимости намечаемых режимов по загрузке сети и по условиям регулирования напряжения. Введение балансирующего узла - это допущение, вызванное особенностью нелинейных уравнений установившегося режима. Эта особенность заключается в том, что невозможно точно задать мощности во всех узлах, удовлетворяющие условию баланса активной мощности в системе, т.к. потери мощности не могут быть точно определены до расчета установившегося режима. Балансирующий узел соответствует электростанции, ведущей по частоте, т.е. принимающей на себя небалансы активной мощности и поддерживающей при этом постоянную частоту в системе.

Расчеты оптимальных режимов применяются для определения оптимальных напряжений в узлах и положений ответвлений регулировочных трансформаторов (результаты расчета представлены в приложении 1).

В расчетах наиболее достоверных режимов работы сети на основании неточных телеизмерений, а также определения наличия и источников погрешностей в схеме замещения сети используются алгоритмы, базирующиеся на методах оценивания состояния и идентификации. К этим алгоритмам относятся: собственно оценивание состояния - получение наиболее достоверных значений параметров текущего режима работы сети, детекция - выявление грубых ошибок в измерениях параметров режима сети, идентификация - корректировка параметров математической модели сети.

Оперативная корректировка режима требует в случаях значительного отклонения нагрузок от прогноза (более 3%) существенного изменения состава работающего оборудования или значительного изменения перетоков обменной мощности диспетчером вышестоящей ступени управления. После принятия первоначальных мер для ввода режима в допустимую область задачей корректировки режима на заданные моменты времени является дальнейшее повышение экономичности, т.е. оптимизации режима.

4.5 Управление напряжением и реактивной мощностью в АСДУ в темпе процесса

Оптимизация режима электрической сети, т.е. оптимизация режима по реактивной мощности Q, напряжению U и коэффициентам трансформации Кт, должна решаться на трех уровнях регулирования U,Q и Кт:

1) генераторы, синхронные компенсаторы и конденсаторы, а также трансформаторы с регулированием под нагрузкой;

2) контрольные точки сети, т.е. регулирование в отдельных районах в целом;

3) регулирование на диспетчерских центрах.

Автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности, осуществляемое в энергосистемах, как правило, с помощью местных устройств, установленных на электростанциях и подстанциях, призвано обеспечить следующее: поддержание заданного уровня напряжения в контрольных точках электрической сети; предотвращение повышения напряжения (например, на оборудовании электропередач сверхвысокого напряжения) или тока (генераторов и синхронных компенсаторов) с целью обеспечения сохранности оборудования; уменьшение потерь активной мощности, т.е. оптимизацию режима по U и Q с учетом заданных ограничений. Изменение напряжения и реактивной мощности осуществляется плавно (автоматическими регуляторами возбуждения, АРВ, установленными на синхронных машинах) или ступенями (автоматическими регуляторами, установленными на подстанциях и осуществляющими изменение коэффициентов трансформации силовых трансформаторов, т.е. РПН, оснащенными автоматическими регуляторами напряжения, а также включением и отключением конденсаторов и шунтирующих реакторов).

Наиболее эффективно методы оптимизации режима по U, Q и Кт в темпе процесса разрабатываются во Франции и США. В этих странах задача оптимизации решается с помощью ЭВМ на национальном уровне, т.е. регулированием на диспетчерском центре страны.

4.6 Определение планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения этого мероприятия по снижению потерь

Планируемое и фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рассчитывается следующим образом:

1.Мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности.

Оптимизация режимов осуществляется с помощью программы WinSKANER, разработанной на Украине специально для электрических сетей. Целью расчетов является выбор близких к оптимальным законов регулирования имеющихся в энергосистеме источников реактивной мощности и законов регулирования коэффициентов трансформации трансформаторов связи (трансформаторов, работающих в замкнутых контурах).

Эффективность оптимизации режимов зависит от частоты проведения расчетов, их информационной обеспеченности и степени практической реализации результатов расчетов. Практически необходимым является проведение не менее 16 расчетов в год: для каждого из четырех характерных периодов (зима, весна, лето и осень) рассчитываются оптимальные режимы для часов максимальных суточных нагрузок и ночных провалов нагрузок для двух типов суток - рабочих и нерабочих.

При отсутствии информации о нагрузках подстанций для некоторых из указанных 16 режимов ( например, весеннего или осеннего периодов ) расчеты для них целесообразно производить по приближенно вычисленным нагрузкам.

Неизвестные нагрузки Рпс (Рiпс, Qiпс) подстанций в промежуточных режимах (характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных методик определяются корректировкой известных максимальных Рпс (Рjпс, Qjпс) нагрузок в часы максимальных суточных нагрузок и минимальных - в часы ночных провалов нагрузок (за те же характерные дни) пропорционально изменению общесистемной нагрузки Pсист и Qсист по формулам:

Рiпс = Рjпс* Piсист/ Pjсист(4.1)

Qiпс = Qiсист/ Qjсист (4.2)

где индексом j обозначен режим, для которого известны нагрузки на подстанциях, индексом i - режим, для которого нагрузки подстанции определяются.

Более точно неизвестные нагрузки промежуточных i-ых режимов можно определить по графикам, формируемым на основании результатов общесистемных измерений с использованием универсальных аппроксимирующих зависимостей.

Рассчитанные зависимости представляют собой годовые графики активных и реактивных нагрузок, ординатами которых является характерные значения указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го режима.

Степень практической реализации результатов расчета определяется степенью соответствия действительных изменений реактивной мощности ее источников и коэффициентов трансформации трансформаторов связи изменениям, определенным при расчете. В первом приближении это соответствие может быть оценено числом переключений трансформаторов связи.

Фактическое снижение потерь электроэнергии при оптимизации режима сети по реактивной мощности определяется по формуле

ДWф=?[дPjмакс*tjмакс+ дPjмин*(24- tjмакс)] dj*K1j*K2j, (4.3)

где дPjмакс и дPjмин - снижение потерь мощности (МВт) (со своими знаками) при оптимизации режимов для часов максимальных суточных нагрузок и ночных провалов нагрузок характерных суток j-го периода. При недопустимо завышенных напряжений в исходном режиме снижение потерь мощности (особенно в минимум нагрузки) может оказаться отрицательным. Это является дополнительным доказательством недопустимости оптимизации лишь одного режима;

dj - продолжительность в году j-го периода, дн.;

tjмакс - эквивалентное время режима максимальных нагрузок за сутки, рассчитываемое по формуле

tjмакс = 24*К3-Кмин/1-Кмин, (4.4)

где Кмин - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к максимальной;

К3 - коэффициент заполнения графика (К3=Т макс.сут/24);

К1 - коэффициент информационной обеспеченности, принимаемый равным единице для периодов с нагрузками, определенными путем измерений;

К2 - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона регулирования, обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи. Коэффициент определяется для каждого периода по формуле:

Кj2=nJпс / 15(1-Кмин), (4.5)

где nJпс - среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи с РПН за характерные сутки J-го периода, определяемого по формуле:

nJпс =? njoi / Nт? (4.6)

где njoi - число переключений ответвлений i-го трансформатора с РПН за характерные сутки i-го периода;

Nт? - суммарное количество трансформаторов с РПН.

2.Оптимизация ведения режимов работы основной сети по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности.

Расчет текущих и оптимальных режимов максимума и минимума нагрузок осуществляется по одному из комплексов программ с использованием информации о графиках узловых нагрузок, получаемых в дни контрольных замеров. Конфигурация графиков нагрузки узлов изменяется от сезона к сезону, поэтому целесообразно использование контрольных замеров, не вводя каждый раз конкретные графики.

Оптимизация режима производится выбором оптимальных ответвлений на регулируемых под нагрузкой автотрансформаторов, а также оптимизация загрузки источников реактивной мощности. Расчётная схема должна включать в себя всю основную неэквивалентируемую сеть 110 - 750 кВ.

Переменной информацией для расчетных режимов служат телеизмерения и оперативные данные состояния оборудования, получаемые от дежурных диспетчеров. На основе результатов расчетов выбираются наиболее эффективные мероприятия для реализации. Реализуются мероприятия с оптимизационным эффектом 1 мВт и более. Выбранные для реализации мероприятия вносятся как изменения в дооптимизационный режим и он перерасчитывается в 2-х вариантах:

-исходный режим до реализации оптимизационных мероприятий;

-режим с внедренными оптимизационными мероприятиями (оптимальный).

Перерасчет режимов производится при каждом существенном изменении режима энергосистемы (расчетный период): выводе в ремонт и включении после ремонта крупных генерирующих мощностей 800-1000 мВт, выводе в ремонт и включении после ремонта ВЛ 750 кВ и наиболее влияющих на режимы ВЛ 500-300 кВ, изменении режима внешних связей энергосистемы, изменения топологий схемы электрических соединений. Оптимизируются режимы, существующие не менее суток.

Приоритетным направлением усовершенствования методов расчётов потерь электроэнергии в системообразующих элементах сети можно назвать метод прямого расчёта потерь электроэнергии, соответственно положению существующему в Северной ЭС, с использованием информации про потоки активной и реактивной энергии (мощности), полученной с помощью автоматизированных систем учёта электроэнергии (АСУЭ) верхнего уровня.

Расчёт производится на основе отчетных (реальных) данных про потоки мощности и энергии за месяцы зимнего максимума нагрузки, с помощью ПВК WinSKANER (программно вычислительный комплекс), исходные данные представлены в таблице 4.1.

ПВК WinSKANER представляет много функциональную вычислительную систему нового поколения с реализацией оригинальных технологий моделирования электрических режимов иерархических электроэнергетических систем, в том числе с представлением коммутационных схем объектов, и высокой степенью интеграции технологических программ и специализированного графического интерфейса. Расчет представлен в приложении (1).

Таблица 4.1- Исходные показатели потерь активной и реактивной мощности в сети Северной ЭС

Паказатели	Параметры активной мощности, Р, МВт	Параметры реактивной мощности, Q, МВАр
Мощность нагрузки	2179,720	1427,380
Мощность генерации	2217,984	504,569
Потери в сети 110 кВ	15,082	-195,311
Потери в сети 154 кВт	2,208	-26,204
Потери в сети 330 кВт	18,432	-885,208
Потери в сети751 кВт	2,423	175,760
Суммарные потери и сети	38,265	-930,962

После внедрения мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей, получим следующие параметры активной мощности, рассчитанные для режимов максимальных и минимальных нагрузок по трем видам оптимизации (см. таблицу 4.2):

1- оптимизация только генерируемых реактивных мощностей блоков электростанций;

2- оптимизация генерируемых реактивных мощностей и коэффициентов трансформации;

3- оптимизация только коэффициентов трансформации АТ.

Таблица 4.2-Соптимизационные параметры системы

Снижение потерь активной мощности	Тип оптимизации
	1	2	3
	min нагрузка	max нагрузка	min нагрузка	max нагрузка	min нагрузка	max нагрузка
?Р, МВт	37,789	38,193	37,301	37,243	37,690	38,193
?Р, %	1,39	0,17	2,5	2,65	1,48	0,17

Как видно из данных таблиц благодаря внедрению технического мероприятия произошло максимальное снижение суммарных потерь электроэнергии при втором виде оптимизации с 38,257МВт до 37,301МВт в режиме минимальных нагрузок, и до 37,243 в режиме максимальных нагрузок. Таким образом, зная разницу между этими величинами можно произвести расчёт экономической эффективности от внедрения мероприятия. Необходимо помнить что годовой экономический эффект посчитать не возможно, так как показания сняты в период летних нагрузок, а весной, летом и осенью они будут иными, поэтому целесообразно посчитать экономию за 3 зимних месяца - квартал.

5. МЕТОДИКА, АЛГОРИТМ И ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ОПЕРАТИВНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМА ПО РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Целью решения задачи является минимизация потерь активной мощности в электрической сети за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой.

В последнее время в связи с быстрым прогрессом средств вычислительной техники и, в первую очередь, в связи с предоставившейся возможностью работать с практически неограниченной оперативной памятью, возникли предпосылки реализации методик, для которых еще не так давно не было условий.

Постановка задачи

Потери локализуются в активных сопротивлениях ветвей и шунтов схемы замещения. В связи с этим в качестве целевой функции задачи используется следующая:

(5.1)

где - число узлов в схеме замещения;

- число ветвей в схеме замещения;

- величина тока в i-ой ветви;

- активное сопротивление i-ой ветви;

- величина напряжения в j-ом узле;

- активная проводимость шунта в j-ом узле.

Систему ограничений задачи составляют уравнения балансов активных и реактивных мощностей в узлах схемы замещения:

;(5.2)

.(5.3)

Ограничения, соответствующие уравнениям балансов активных мощностей, имеют вид равенств. Также вид равенств имеют ограничения, соответствующие уравнениям балансов реактивных мощностей в узлах схемы, в которых нет регулируемых источников реактивной мощности. В тех узлах, где имеются регулируемые источники реактивной мощности, ограничения имеют вид двусторонних неравенств. Однако, с точки зрения используемых алгоритмов, целесообразно неравенства превратить в равенства, добавив к каждому из них балансную переменную. При этом диапазоны изменения балансных переменных будут соответствовать диапазонам регулирования соответствующих источников. В одном из узлов схемы (балансирующем) фиксируются модуль и фаза напряжения и ограничения балансов активной и реактивной мощности для этого узла отсутствуют. Таким образом, общее число ограничений типа равенств в системе ограничений (5.2,5.3) равно .

Вектор независимых переменных задачи составляют следующие параметры:

	- - - - -	модули напряжений в узлах схемы замещения; фазы напряжений в узлах схемы замещения; продольные составляющие коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой; поперечные составляющие коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой; мощности источников реактивной мощности.

Ограничения на диапазон изменения независимых переменных в общем случае имеют вид двусторонних неравенств:

,(5.4)

5.1 Методика решения задачи

Целевая функция (5.1) является нелинейной. Аналогичный характер имеют ограничения типа равенств. С учетом этих обстоятельств, минимизация целевой функции осуществляется в виде итерационного процесса, на каждом шаге которого решается задача квадратичного программирования. При этом предполагается замена в точке очередного приближения к решению исходной целевой функции квадратичной и линеаризация ограничений. Квадратичная целевая функция является по сути первыми двумя членами разложения в ряд Тейлора и имеет следующий вид:

(5.5)

где - вектор - градиент целевой функции;

- матрица Гессе, расчитанная на k-ой итерации.

; (5.6)

После линеаризации система ограничений имеет следующий вид:

, (5.7)

где - прямоугольная матрица размерности (, - число независимых переменных);

- вектор невязок узловых мощностей.

На начальном этапе оптимизации матрица формируется в виде, представленном ниже. В дальнейшем порядок следования столбцов может меняться.

(5.8)

5.2 Первый подход к решению задачи квадратичного программирования

Прямоугольная матрица разбивается на две подматрицы, именуемые базисной и небазисной, и, соответственно, вектор - на два подвектора:

,(5.9)

где - базисная матрица размерности ;

- небазисная матрица размерности ;

- - мерный вектор базисных переменных;

- - мерный вектор небазисных переменных.

Если базисная матрица является неособенной, базисные переменные могут быть выражены через небазисные:

. (5.10)

Подстановка выражения (5.10) в (5.5) эквивалентна преобразованию исходной системы к следующему виду:

, (5.11)

где - проектирующая матрица размерности :

.(5.12)

Матрица в явном виде не формируется. С точки зрения экономии памяти более эффективно разложение исходной матрицы на треугольные сомножители, хранимые в виде связанных списков ненулевых элементов:

,(5.13)

где - нижняя треугольная матрица;

- верхняя треугольная матрица.

Для обеспечения вычислительной устойчивости разложение ведется с частичным выбором ведущего элемента. При этом в каждом столбце определяется максимальный по модулю поддиагональный элемент и строки матрицы меняются таким образом, чтобы выбранный элемент стал диагональным.

В результате преобразования (5.11) исходная задача с линейными ограничениями сводится к решению задачи безусловной оптимизации целевой функции (5.14):

,(5.14)

где - спроектированный градиент ;

- спроектированная матрица Гессе;

Очевидно, если матрица является положительно определенной, экстремум функции (5.14) достигается при следующем условии:

. (5.15)

Для решения системы линейных уравнений (5.15) применяется модифицированное разложение Холесского:

,(5.16)

где - нижняя треугольная матрица;

- диагональная матрица.

Суть модификации заключается в том, что в процессе разложения контролируется положительная определенность матрицы и выполняется ее коррекция, если условие положительной определенности не соблюдается. В результате формируется разложение некоторой положительно определенной матрицы, отличающейся от элементами главной диагонали.

Разложение (5.16) позволяет определить компоненты вектора в результате решения систем линейных уравнений сначала с нижней треугольной матрицей, затем с диагональной и, в завершение, с верхней треугольной матрицей.

После вычисления вектора , компоненты вектора определяются в соответствии с выражением (5.10).

Необходимо отметить, что в отличие от исходной, спроектированная матрица Гессе не является слабозаполненной и ее целесообразно хранить в памяти полностью. Этот недостаток компенсируется тем, что размерность спроектированной матрицы значительно меньше исходной - число строк и столбцов первой соответствует числу параметров регулирования.

При запуске описанного алгоритма оптимизации необходимо быть уверенным в том, что исходное решение находится внутри допустимой области, то есть не нарушены ограничения на диапазон изменения независимых переменных (5.4). Поскольку в исходной точке данное условие может не соблюдаться, применяется специальная процедура ввода режима в допустимую область. Описание этого алгоритма будет дано ниже. Сейчас же отметим, что вычисленные компоненты вектора могут находиться вне допустимого диапазона, поэтому в большинстве случаев приходится ограничивать движение вдоль вектора до первого нарушенного ограничения.

Если одной из переменных достигнута верхняя или нижняя граница, она должна быть зафиксирована на ограничении и выведена из оптимизации (число параметров оптимизации в связи с этим уменьшается на единицу). При этом возможны следующие ситуации:

1) На ограничение вышла небазисная переменная. Расширение списка активных ограничений не приводит к пересчету спроектированной матрицы Гессе, а лишь к вычеркиванию соответствующих столбца и строки, повторному разложению (5.16) и вычислению компонент вектора .

2) На ограничение вышла базисная переменная. В этом случае требуется смена базиса. Соответствующая переменная выводится из базиса, а ее место занимает небазисная переменная, находящаяся внутри допустимого диапазона. Процедура смены базиса заключается в следующем:

- меняются местами две строки и два столбца исходной матрицы Гессе;

- меняются местами два столбца матрицы ограничений;

- выполняется коррекция разложения базисной матрицы;

- осуществляется пересчет спроектированной матрицы Гессе и cпроектированного градиента;

- выполняется разложение Холесского и вычисляются новые значения компонент вектора .

Очевидно, с точки зрения объема вычислений, второй случай расширения состава активных ограничений является более тяжелым.

Упомянутая коррекция обратной базисной матрицы заключается в расчете дополнительной матрицы - мультипликатора к уже существующему разложе-нию. В результате после k+1 шагов коррекции обратная базисная матрица будет рассчитана в соответствии с (5.17):

, (5.17)

где , - соответственно исходная базисная матрица и матрица после шага смены базиса;

... - матрицы-мультипликаторы, учитывающие смену столбцов в базисной матрице.

Каждая матрица-мультипликатор имеет простую структуру и отличается от единичной лишь одним столбцом.

После того, как найдена точка оптимума с учетом ограничений на диапазон изменения независимых параметров, проверяется возможность сокращения числа переменных, находящихся в списке активных. Судить о целесообразности снятия ограничений можно по вспомогательной функции, являющейся по существу спроектированным градиентом. Величина целевой функции может быть уменьшена при движении в сторону антиградиента. Естественно, вывести из активного набора можно лишь те переменные, для которых соответствующая компонента антиградиента указывает направление внутрь допустимой области.

Реализованная стратегия снятия ограничений предполагает последовательный вывод из набора переменных в очередности, определяемой величинами компонент градиента. Как и в случае выхода на ограничение небазисной переменной, при снятии ограничения не требуется коррекция разложения базисной матрицы, а необходимо лишь восстановить столбец и строку спроектированной матрицы Гессе, вычеркнутые при наложении соответствующего ограничения.

Главный недостаток описанного алгоритма связан со значительными затратами времени на выполнение расчета, если число учитываемых ограничений оказывается большим. Причем, как показывает опыт, основные затраты времени приходятся на расчет спроектированной матрицы Гессе после коррекции обратной базисной матрицы. Ниже приведено описание второго подхода, позволившего существенно увеличить быстродействие программы оптимизации режима.

5.3 Второй подход к решению задачи квадратичного программирования

Для сокращения затрат времени на проведение расчета необходимо, прежде всего, отказаться от пересчета спроектированной матрицы Гессе, связанного с учетом ограничений. Эффективное решение получено при использовании штрафных функций, вводимых в случаях нарушений допустимых диапазонов изменения каждой из переменных. Привлекательность подхода в значительной степени объясняется тем, что ограничения типа неравенств связаны лишь с независимыми переменными и добавка штрафного слагаемого затрагивает только один диагональный элемент исходной матрицы Гессе и одну компоненту вектора-градиента.

Введение штрафных слагаемых преобразует квадратичную аппроксимацию целевой функции (5.5) к следующему виду:

,(5.18)

где - вектор значений нарушенных ограничений (либо минимальных, либо максимальных);

- диагональная матрица весовых коэффициентов штрафных слагаемых (, если находится внутри допустимого диапазона).

Очевидно, функция (5.18) легко может быть представлена в виде (5.19):

,(5.19)

(5.20)

(5.21)

Увеличение го из диагонального элемента на величину при учете очередного ограничения приводит к следующему пересчету спроектированной матрицы Гессе :

,(5.22)

где - вектор - строка, полученная из -й строки проектирующей матрицы .

(5.23)

Специальный вид добавки (5.20) в спроектированную матрицу Гессе позволяет организовать пересчет сомножителей разложения Холесского. Очевидно:

 ,(5.24)

где - решение треугольной системы .

Матрицу в свою очередь можно представить в виде сомножителей разложения Холесского:

(5.24)

Алгоритм вычисления и выглядит следующим образом:

- устанавливается: и ;

- для ( - число строк и столбцов матрицы ) рассчитывается:

При снятии ограничений используется тот же подход, что и при наложении - вносимая добавка в спроектированную матрицу Гессе компенсирует влияние соответствующего штрафного слагаемого и коррекция разложения Холесского выполняется аналогично тому, как это происходит при наложении.

Общая стратегия учета и снятия ограничений во втором подходе полностью соответствует изложенному при описании первого подхода.

5.4 Ввод режима в допустимую область

При использовании первого подхода к решению задачи квадратичного программирования необходимо, чтобы каждая точка удовлетворяла следующим требованиям:

1) Все базисные переменные должны находиться внутри допустимых диапазонов их изменения;

2) Каждая из небазисных переменных должна находиться либо внутри допустимого диапазона, либо на одной из его границ.

При использовании второго подхода перечисленные требования не являются необходимыми, но их учет положительно сказывается на работе алгоритма.

Если на начальном этапе эти условия не соблюдаются, запускается стартовый алгоритм, основанный на использовании подхода, традиционного для линейного программирования (обычно называется первой фазой симплекс-метода). При этом минимизируется вспомогательная линейная целевая функция , представляющая собой сумму модулей отклонений между значениями независимых переменных и нарушенными граничными величинами:

(5.25)

где - вектор коэффициентов:

, если переменная находится внутри диапазона;

, если превышена верхняя граница;

, когда нарушена нижняя граница.

При оптимизации на переменные накладываются следующие ограничения. Если переменная находится внутри допустимого диапазона, то в процессе минимизации она не должна выходить за установленные ограничения (5.4). Если -ая переменная нарушила нижнюю границу, то для нее устанавливается диапазон;если же переменной нарушена верхняя граница, диапазон ее изменения задается в виде.

В качестве ограничений для вспомогательной задачи линейного программирования используется та же система (5.7), что и при решении основной задачи.

Алгоритм решения задачи ввода режима в допустимую область имеет много общего с оптимизацией режима по первому методу. В соответствии с описанным выше (5.9), матрица коэффициентов системы линейных ограничений разбивается на две подматрицы - базисную и небазисную. Выражение небазисных переменных через базисные (5.10) позволяет перейти от исходной целевой функции (5.25) к приведенной:

. (5.26)

Поскольку постоянная величина не оказывает влияния на оптимизацию, ее можно опустить и переписать функцию (5.26) в следующем виде:

. (5.27)

Коэффициенты приведенной целевой функции показывают скорость убывания целевой функции при изменении небазисной переменной. В связи с этим, в качестве ведущей выбирается переменная, имеющая наибольшую по модулю величину коэффициента при условии, что предполагаемое изменение переменной не нарушит ее допустимый диапазон. Иными словами, если небазисная переменная находится на верхней границе, то она может быть выбрана в качестве ведущей при положительном коэффициенте; если же переменная находится на нижней границе, то приемлемым для выбора переменной в качестве ведущей является наличие соответствующего положительного коэффициента.

Изменение ведущей переменной ограничивается наступлением одного из следующих событий:

- на ограничение выходит базисная переменная;

- ведущая небазисная переменная переходит с одной границы на другую.

Очевидно, во втором случае необходимо найти новую ведущую переменную. Пересчет коэффициентов приведенной функции (19) при этом не требуется. В первом случае необходима смена базиса: вышедшая на ограничение переменная должна быть выведена из базы, а ее место следует занять ведущей переменной. Смена базиса предполагает перемещение двух столбцов матрицы, коэффициентов системы ограничений и соответствующих компонент векторов Изменение одного из столбцов исходной базисной матрицы приводит к необходимости коррекции ранее рассчитанной обратной базисной матрицы. Последнее реализуется путем расчета матрицы-мультипликатора в соответствии с (5.17). Завершается смена базиса пересчетом коэффициентов приведенной целевой функции (5.27) и выбором новой ведущей переменной.

После того, как исчерпаны все возможности минимизации целевой функции (на очередном шаге не найдена подходящая ведущая переменная), проверяется, все ли переменные, у которых были нарушены границы, вошли в допустимую область. Если все переменные вошли внутрь допустимой области, осуществляется переход к одной из описанных процедур собственно оптимизации режима. Определяемый к концу работы стартового алгоритма состав активных ограничений используется в качестве начального процедурами оптимизации. Если некоторые переменные не удалось ввести в допустимую область, значит среди ограничений задачи есть несовместные. В таком случае дальнейший расчет блокируется и выдаются соответствующие сообщения.

После каждой из итераций оптимизации режима, связанной с решением задачи квадратичного программирования, выполняется проверка нахождения режима в допустимой области. При использовании первого подхода выход за допустимые границы может быть связан с линеаризацией ограничений; если используется второй подход, то, кроме отмеченного, к нарушению ограничений могут приводить не слишком жесткие коэффициенты штрафных функций. Если в процессе оптимизации режима обнаруживается выход за установленные границы, процедура ввода режима в допустимую область запускается повторно. Опыт расчетов показывает, что лучше повторно обращаться к процедуре ввода в допустимую область, чем устанавливать слишком жесткие коэффициенты для штрафных слагаемых, т. к. это приводит к ухудшению обусловленности задачи и снижению эффективности расчетов.

5.5 Программная реализация

Описанные методики и алгоритмы оптимизации реализованы в виде программы, включенной в состав комплекса WinSKANER. Предполагается, что эта программа должна использоваться для оперативных расчетов оптимальных режимов на основе моделей, формируемых в результате оценивания состояния с использованием телеметрической информации. Программа не накладывает ограничений по числу узлов и ветвей схемы замещения - объем рассчитываемых схем определяется наличием доступной оперативной памяти.

Результаты расчета представлены в виде листингов модуля программы оптимизации.

Исходные данные по расчетной схеме для оптимизации режимов электрических систем представляются в форматах ЦДУ и хранятся на жестком диске в файлах ***.dat. Выбор конкретной расчетной схемы осуществляется из диалоговой оболочки WinSKANER. По сравнению с расчетом установившегося режима, при оптимизации режимов предусмотрено задание следующих дополнительных условий расчета, которые задаются последовательным вызовом команд “Расчетные задачи” - ”Оптимизация режима” - “Условия расчета” или кликаньем правой клавиши манипулятора “мышь” на соответствующей кнопке панели.

- Тип оптимизации. Этим расчетным условием определяется функционирование программы в каждом конкретном случае. 0 - расчет установившегося исходного режима (без оптимизации). 1 - оптимизация только генерируемых реактивных мощностей. 2 - оптимизация генерируемых реактивных мощностей и коэффициентов трансформации (по сути программа оптимизирует продольные и поперечные э.д.с. трасформатора). 3 - оптимизация только коэффициентов трансформации.

- Точность оптимизации. Число, при достижении которого разницей целевой функции на смежных шагах оптимизации, процесс оптимизации заканчивается.

- Коэффициент веса (Uн). Коэффициент, с которым входят в целевую функцию штрафные функции, соответствующие нарушению пределов по напряжению в нагрузочных узлах.

- Коэффициент веса (Uг). Коэффициент, с которым входят в целевую функцию штрафные функции, соответствующие нарушению пределов по напряжению в генерирующих узлах.

- Коэффициент веса (Qг). Коэффициент, с которым входят в целевую функцию штрафные функции, соответствующие нарушению пределов по генерируемой реактивной мощности.

- Коэффициент градиента по U. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым модулям напряжений.

- Коэффициент градиента по Q. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым реактивным мощностям.

- Коэффициент градиента по KTa. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым активным составляющим коэффициентов трансформации (по сути по продольным э.д.с. трансформаторов).

- Коэффициент градиента по KTr. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым реактивным составляющим коэффициентов трансформации (по сути по поперечным э.д.с. трансформаторов).

- Предельное число шагов оптимизации. Число шагов оптимизации, при достижении которого процесс оптимизации заканчивается. В этом случае окончание расчета считается неуспешным.

- Количество шагов смены пределов. Число шагов, после которого происходит изменение пределов на величину текущего нарушения в сторону их ужесточения (параллельный перенос).

Оптимизация режимов электрических систем производится путем запуска из диалоговой оболочки WinSKANER программного модуля Optr.exe. Это может быть выполнено последовательным вызовом команд “Расчетные задачи” - ”Оптимизация режима” - “Расчет” или кликаньем правой клавиши манипулятора “мышь” на соответствующей кнопке панели. После запуска рассматриваемой программы появляется диалоговое окно оптимизации режима в котором на каждом шаге оптимизации выводятся значения целевой функции и потерь активной мощности в расчетной схеме и их значения в исходном режиме.

Окончание расчета сигнализируется появлением соответствующего сообщения в диалоговом окне. “Расчет завершен успешно!” или “Расчет завершен неуспешно!”. Кроме того, результаты оптимизации записываются в файлы ***.out, ***.rur, ***.tab.

В настоящее время программа оптимизации режима по реактивной мощности внедрена в Северной энергетической системе.

6. ЭКОНОМИКА

В этом разделе дипломной работы предпринята попытка экономического обоснования оптимизации режимов работы основной сети по напряжению, коэф-фициентам трансформации и реактивной мощности.

Экономический эффект определяется на основании результатов сравнения расчетов текущих и оптимальных режимов энергосистемы в 2-х зонах суточного графика потребления: за часы максимума и минимума нагрузок.

Начало расчетов по определению экономического эффекта за месяц производится 1-го числа каждого месяца из расчета текущего исходного режима. Величина потерь мощности в просчитанном режиме является началом координат графика с ординатой суммарных потерь мощности и абсциссой - по времени. Этот же режим просчитывается по программе оптимизации и по полученным результатам выбираются мероприятия, подлежащие реализации. Выбранные к реализации мероприятия вносятся как изменения в исходный режим и перерасчитываются по программе нормального потокораспределения. Разница суммы потерь мощности в дооптимальном (текущем) режиме и оптимальном режиме является экономическим эффектом оптимизации по мощности.

Полный экономический эффект снижения потерь за месяц определяются сложением суммарных экономических эффектов режимов максимальных и минимальных нагрузок.

6.1 Расчёт экономической эффективности мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности

Расчёт производится на основе отчетных (реальных) данных про потоки мощности и энергии за месяцы летнего максимума и минимума нагрузки, с помощью ПВК WinSKANER (программно вычислительный комплекс), исходные данные смотреть приложение (1).

Благодаря внедрению мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности произошло снижение суммарных потерь электроэнергии в режиме минимальных нагрузок с 38,257 МВт до 37,301МВт, и до 37,243 МВт в режиме максимальных нагрузок, таким образом зная разницу между этими величинами производится расчёт экономической эффективности от внедрения мероприятия.

Снижение потерь активной мощности в режиме минимальных нагрузок равны:

38,257 - 37,301 = 0,956 МВт

Снижение потерь активной мощности в режиме максимальных нагрузок равны:

38,257 - 37,243 = 1,014 МВт

Среднее снижение потерь мощности:

(0,956+1,014)/2 = 0,985 МВт

Снижение потерь электрической энергии за сутки:

0,985*10?* 24 = 23640 кВт*ч

Таким образом снижение потерь электрической энергии за летний период (92 суток) составит:

23640*92 = 2174,88*10кВт*ч

Зная суммарное снижение потерь за квартал в кВт*ч можно посчитать экономический эффект в денежном эквиваленте, то есть умножить приведенное к кварталу снижение потерь электроэнергии кВт*ч на удельные затраты на потери электроэнергии.

Удельные затраты на потери электроэнергии определяем исходя из средней стоимости одного кВт*ч электроэнергии на ОРЭ.

Таким образом экономический эффект от внедрения мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей при средней стоимости одного кВт*ч 8,73 коп. на ОРЭ составит:

2174,88*10*8,73*10? ? 190 тыс.грн.

Выводы

Для энергетической системы в целом наивыгоднейшим является такой режим работы, при котором суммарные затраты, за длительный период времени, на энергоснабжение потребителей с выполнением всех технических требований получается наименьшим. Поэтому любые организационные мероприятия по снижению потерь, не требующие капитальных вложений, обеспечивающие положительный экономический эффект, будут предпочтительными.

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности показал что, благодаря внедрению этого организационного мероприятия в сети Северной ЭС, за период летних месяцев (квартал), снизятся потери электроэнергии на 2174,88 тыс.кВт*ч, или если учитывать среднюю стоимость 1кВт*ч электроэнергии на ОРЭ экономия составит ? 190 тыс.грн.

7.ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1 Здачи в области охраны труда

Задачи в области охраны труда определены Конституцией Украины, Законом Украины «ОБ охране труда», Кодексом законов о труде Украины, Национальной программой по охране труда на 2000-2004 г.г., ГОСТом 12.0.003-74, ПУЭ и др.

Согласно Конституции Украины от 28.06.96 г. (ст.3) каждый гражданин имеет право на труд, которое включает возможность зарабатывать себе на жизнь работой, которую он себе свободно выбирает и на которую он свободно соглашается. Каждый имеет право на надлежащие безопасные и здоровые условия труда.

Национальная программа в области охраны труда предусматривает усовершенствование и дальнейшее развитие государственной системы управления охраной труда, которая будет способствовать решению вопросов организационного, материально-технического, научного и правового обеспечения работой по охране труда, предупреждению несчастных случаев на производстве, профессиональных заболеваний и пожаров.

В соответствии со ст. 4 Закона Украины «Об охране труда», который принят 14 октября 1992 года, государственная политика в области охраны труда базируется на принципах:

- приоритета жизни и здоровья работников по отношения к результатам производственной деятельности предприятия, полной ответственности собственника за создание безопасных и безвредных условий труда;

- комплексного решения задач охраны труда на основе национальных программ по этим вопросам и с учетом других направлений экономической и социальной политики, достижения в области науки и техники и охраны окружающей среды;

- социальной защиты работников, полного возмещения ущерба лицам, потерпевшим от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

-установление единых нормативов по охране труда для всех предприятий, независимо от форм собственности и видов деятельности;

- использование экономических методов управления охраной труда, проведение политики льготного налогообложения, что способствует созданию безопасных и безвредных условий труда;

- осуществления обучения населения, профессиональной подготовки и повышения квалификации работников по вопросам охраны труда.

Основная задача охраны труда - сведение к минимуму вероятности травм и заболеваний, работающих с одновременным обеспечением безопасности при максимальной производительности труда

Охрана труда должна осуществляться на глубоко научной основе, которую составляют следующие условия -- внедрение новой безопасной техники, прогрессивные методы организации труда и технологии производства, комплексная механизация, применение защитных средств и приспособлений, обеспечивающих снижение травматизма. В условиях полной электрификации особенное значение приобретает проблема электробезопасности.

Объектом дипломного проектирования является Северная электроэнергетическая система (зал вычислительного центра ВЦ).

7.2 Анализ микроклиматических условий в ВЦ Северной ЭС

Производственная санитария - система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на производственный персонал вредных факторов.

В производственных помещениях микроклимат определяется действием на организм человека таких факторов, как температура, влажность и скорость движения воздуха в помещении. Эти параметры воздействуют на человека, определяя его самочувствие и работоспособность (см. табл. 7.1). Результаты, полученные при выполнении данной работы, используются при определении профилактических мероприятий для обеспечения условий функционирования производственного персонала в помещении диспетчерского пункта «вставки постоянного тока».

Таблица 7.1 - Перечень опасных и вредных факторов

Наименование вредного фактора	Источник возникновения вредного фактора	Характер воздействия	Нормированные значения	Нормативные документы
Физические
Повышенный уровень шума	Осветительная и вентиляционные системы	Общее утомление	L = 50 дБ	ГОСТ 12.1.00383. ССБТ.
Опасное напряжение в электрической цепи	Питающая электрическая сеть	Поражение электрическ. током	I = 0.6 мА	ГОСТ 12.1.01976.ССБТ. ГОСТ 12.1.03882.ССБТ
Недостаток естественного освещения	Неправильное расположение рабочих мест	Утомление зрительного анализатора	КЕО = 1.35 %	СНиП 11479
Недостаток искусственного освещения	Неправильная планировка системы искусственного освещения

Подобные документы

• Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

  Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции по критерию: "Минимум потерь активной мощности".
  
  курсовая работа [544,2 K], добавлен 29.08.2010
  

• Электропитающие системы и электрические сети

  Потребители и нормирование использования реактивной мощности. Перечень и краткая характеристика основных источников реактивной мощности. Выработка или потребление реактивной мощности с помощью компенсирующих устройств. Маркировка конденсаторных батарей.
  
  презентация [269,8 K], добавлен 30.10.2013
  

• Расчет питающей электрической сети

  Выбор количества и типов трансформаторов. Расчет приведенных нагрузок, сечений проводников линии электропередач, мощности потребителей и напряжения на шинах подстанции. Распределение мощности с учетом потерь ее активной и реактивной составляющих.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• Районная электрическая сеть

  Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии. Потребление активной и баланс реактивной мощности в сети. Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах. Выбор числа и мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [482,0 K], добавлен 12.02.2016
  

• Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения с преобразовательными установками

  Основные принципы компенсации реактивной мощности. Оценка влияния преобразовательных установок на сети промышленного электроснабжения. Разработка алгоритма функционирования, структурной и принципиальной схем тиристорных компенсаторов реактивной мощности.
  
  дипломная работа [2,1 M], добавлен 24.11.2010
  

• Максимальные потери активной, реактивной мощности

  График нагрузки по продолжительности. Определение активного сопротивления линии передачи напряжением 35 кВ для провода АС-50. Нахождение потерь реактивной мощности. Расчет линии передач. Экономическая плотность тока и сечения для левой и правой сети.
  
  контрольная работа [83,9 K], добавлен 16.01.2011
  

• Потребители реактивной мощности

  Оценка величины потребляемой реактивной мощности электроприемников. Анализ влияния напряжения на величину потребляемой реактивной мощности. Векторная диаграмма токов и напряжений синхронного генератора. Описания основных видов компенсирующих устройств.
  
  презентация [1,9 M], добавлен 26.10.2013
  

• Разработка методологии компенсации реактивной мощности на промышленном предприятии

  Разработка алгоритма управления режимом реактивной мощности при асимметрии системы электроснабжения промышленного предприятия. Источники реактивной мощности. Адаптивное нечеткое управление синхронного компенсатора с применением нейронной технологии.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 20.05.2017
  

• Разработка методики выполнения измерений активной и реактивной мощности в сети переменного тока

  Измерение активной и реактивной мощности в сети переменного тока: формирование исходных данных для разработки МВИ, выбор методов и средств. Проект документа и основные требования к точности измерений, государственная система обеспечения их единства.
  
  курсовая работа [44,8 K], добавлен 25.11.2011
  

• Электроснабжение сетевого района Брянскэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам