Указания методические рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры «Электроэнергетические системы и высоковольтная техника» элти от 29. 08. 2008 г. Зав кафедрой эсвт Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ » Утверждаю Директор ЭЛТИ А.П. Суржиков « » 2009 г. О.А. Мастерова, А.В. Барская, А.П. Лукина ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И СЕТЕЙ Методические указания к выполнению лабораторных работ для студентов, обучающихся по специальности 140205 «Электроэнергетические системы и сети» и направлению 140200 «Электроэнергетика» (магистерские программы «Электроэнергетические системы, сети, электропередачи, их режимы и надежность» и «Энергосбережение и энергоэффективность») Издательство Томского политехнического университета 2009 УДК 621.311.004 (076.5) ББК 31.27я73 М328 М328 Эксплуатация электроэнергетических систем и сетей: методические указания для студентов, обучающихся по специальности 140205 «Электроэнергетические системы и сети» и направлению 140200 «Электроэнергетика» (магистерские программы «Электроэнергетические системы, сети, электропередачи, их режимы и надежность» и «Энергосбережение и энергоэффективность»)/ О.А. Мастерова, А.В. Барская, А.П. Лукина. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 37 с. УДК 621.311.004 (076.5) ББК 31.27я73 Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры «Электроэнергетические системы и высоковольтная техника» ЭЛТИ от 29.08. 2008 г. Зав. кафедрой ЭСВТ д.т.н., профессор __________В.Я. Ушаков Председатель учебно-методической комиссии __________В.И. Готман Рецензент Заместитель генерального директора ОАО «НИКИ» г. Томска С.А. Окунев © Мастерова О.А., Барская А.В., Лукина А.П., 2009 © Томский политехнический университет, 2009 © Оформление. Издательство Томского политехнического университета, 2009 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Рис.1. Схема энергосистемы Ключом к определению конкретного варианта исходных лабораторных работ является первая буква фамилии, первая буква имени и порядковый номер в списке группы. Например, Иванов А. находится в списке группы под номером 13 . Для буквы «И » выбирается соответствующий столбец из таблицы 1.1, для буквы «А» – столбец из таблицы 1.2, для номера «13» – третий столбец из таблицы 1.4. При планировании режима для энергосистемы, представленной на рис. 1, предполагаем, что подана заявка на вывод в ремонт линии электропередачи и агрегата на одной из станций в период с 9 до 10 часов утра (таблица 1.4). Таблица 1.1 Номер нагрузки Отрасль промышленности Варианты Наименование Тmax , час АЖНУФ БЗОХЦ ВИПЧШЩ ГКРЗЫ ДЛСЮМ ЕМТЯ Рm ах cosφ Рm ах cosφ Рm ах cosφ Рm ах cosφ Рm ах cosφ Рm ах cosφ Н – 1 Станкостроение 6900 20 0.91 35 0.86 25 0.84 16 0.87 28 0.92 24 0.88 Н – 2 Машиностроение 5800 100 0.9 19 0.82 150 0.86 26 0.88 38 0.81 27 0.89 Н – 3 Автомобиле-строение 5300 30 0.81 45 0.86 27 0.84 40 0.83 50 0.84 70 0.85 Н – 4 Сельское хозяйство 5000 50 0.86 55 0.82 60 0.81 65 0.87 38 0.82 80 0.88 Н – 5 Коммунально-бытовая 5400 60 0.82 55 0.82 71 0.86 62 0.9 53 0.83 64 0.91 Н – 6 Деревообрабаты-вающая 5600 50 0.8 60 0.82 65 0.86 86 0.88 68 0.85 47 0.89 Н – 7 Черная металлургия 8000 242 0.85 260 0.81 166 0.86 381 0.86 252 0.84 346 0.87 Н – 8 Химическая 7600 419 0.85 424 0.88 326 0.86 528 0.88 435 0.94 441 0.85 Здесь Тm ах – годовое число часов использования максимума нагрузки, Рm ах – величины мощности нагрузки, МВт, cosφ – коэффициент мощности. Таблица 1.2 Длины воздушных линий электропередач ВЛЭП - 220 кВ Обозначе-ние ЛЭП Li (км) АБВЗ ЭЮЯ ГДЕЖ ЧИКЛ МНОП РСТУ ФХЦ ШЩ Л - 1 55 54 15 31 52 44 40 44 Л - 2 59 46 56 42 42 52 30 35 Л - 3 28 30 59 49 33 56 49 55 Л - 4 42 50 53 24 28 20 40 25 Л - 5 44 52 56 58 31 30 30 30 Л - 6 51 22 37 31 48 58 20 25 Л - 7 39 54 28 38 55 40 45 19 Л - 8 49 55 31 24 59 45 56 56 Л - 9 29 28 21 44 19 27 26 56 Марка провода АСО - 240 АСО - 300 Таблица 1.3 Параметры турбогенераторов на электростанциях Номер электро- станции Тип агрегата Номинальная мощность генератора Sн.ген , МВA U ном , кВ b /(2,5. 10-4 ), тут/кВт∙ч. c оs j ном ЭС - 1 ЭС - 2 ТВФ- 100 ТВВ - 200 117,5 235 10,5 15,75 0,38+P* 2,8 0,44+P* 3,4 0,85 0.85 b - удельная расходная характеристика агрегата на электростанциях. Таблица 1.4 Характеристики ремонтного режима и факторов, влияющих на нагрузку № варианта 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Отключение ТГ на электростанции ЭС-1 ЭС-2 ЭС-1 ЭС-2 ЭС-1 ЭС-2 ЭС-1 ЭС-2 ЭС-1 ЭС-2 Отключение ВЛЭП Л-1 Л-5 Л-6 Л-7 Л-8 Л-9 Л-1 Л-5 Л-8 Л-9 Таблица 1.5 Типовые графики нагрузок активной мощности для рабочего дня Время ti – ti+1 , час Величина нагрузки для каждой отрасли промышленности и для каждого интервала времени, % Н-1 Н-2 Н-3 Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8 00 – 02 47 87 67 75 50 36 83 93 02 – 04 47 87 45 80 50 33 83 90 04 – 06 47 87 44 73 60 32 83 95 06 – 08 81 87 62 63 90 50 100 95 08 – 10 100 100 100 100 100 100 100 100 10 – 12 85 94 82 75 100 85 90 93 12 – 14 85 94 91 65 80 83 90 90 14 – 16 100 100 100 100 80 83 93 100 16 – 18 82 92 66 85 100 80 95 95 18 – 20 74 92 77 70 100 77 90 90 20 – 22 76 92 76 50 90 75 83 90 22 – 00 70 87 78 70 70 48 83 90 Используя таблицу 1.5 рассчитать графики нагрузок активной, реактивной и полной мощности в соответствии с исходными данными. 1. Инструкция для расчета установившихся режимов в программе «ДАКАР» Работа начинается с вычерчивания схемы замещения электрической сети, в которой затем пронумеровывают все узлы (рис. 1.2.) Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов нейтральной точке присваивается отдельный номер. Намечаются балансирующие узлы. Затем следует сформировать массивы информации об узлах и ветвях схемы. Линии электропередачи представляют активными и реактивными сопротивлениями, реактивной проводимостью и потерями мощности на корону. Трансформаторы вводят в расчет активным и реактивным сопротивлениями, потерями активной и реактивной мощности холостого хода. Потери на корону и холостого хода трансформаторов обычно записывают в виде нагрузки в соответствующих узлах сети. Для облегчения набора схемы и ее параметров информацию целесообразно предварительно представить в виде таблице 1.5 и 1.6. Информация об узлах сети Таблица 2.1. Имя узла № узла U ном кВ P нагр МВт Q нагр Мвар P ген МВт Q ген Мвар U зад кВ Q min Мвар Q max Мвар … N c Информация о ветвях сети Таблица 2.2. № нач. ветви № кон. ветви R , Ом X , Ом В , мкСм …… 2.1. Редактирование исходных данных для расчета установившегося режима в программе «ДАКАР» Под редактированием исходных данных для расчета установившегося режима понимается выбор существующего рабочего файла или создание нового, внесение необходимых изменений и запись информации в файл. Выбор файла режима. Выбор файла режима осуществляется через меню «Дакар», «Режим», «Выбор режима». При помощи базы данных, компьютер выдает на экран список всех файлов режимов, доступных в данной директории. Подводя курсор к строке с данными необходимого режима и нажатием < Enter > , мы делаем данные файла рабочими. Задание нового имени файла режима осуществляется нажатием клавиши < Ins > . По подсказке «Введите имя файла» необходимо набрать нужное имя без расширения и нажать клавишу < Enter > . В списке файлов режимов появится новая строка с набранным только что именем файла, нулевыми количественными данными и пустым наименованием (комментарием). Здесь рекомендуется задать текстовое наименование режима, количественные характеристики не задавать. После задания имени файла и наименования режима операция создания нового файла заканчивается нажатием клавиши < F 2> . Редактирование параметров узлов. Внесение данных осуществляется через меню «Редактирование». Список редактируемых полей параметров узлов: 1. Состояние узла (для обычных узлов – 0; для отключенных – 1; для записей с составляющими мощностей – 2). 2. Наименование узла до 8 символов; 3. Тип узла; 4. Номер узла (0 – 9999); 5. Номинальное напряжение в кВ; 6. Активная нагрузка в МВт; 7. Реактивная нагрузка в МВар; 8. Активная генерация в МВт; 9. Реактивная генерация в Мвар; 10. Заданное напряжение в кВ; 11. Нижний предел по Q в Мвар; 12. Верхний предел по Q в Мвар; В параметрах узлов заданны все узлы, включая балансирующие. Потребляемая реактивная нагрузка и выдаваемая реактивная генерация задаются со знаком плюс. Предусматривается два вида отработки генерирующей мощности узла: 1. задание активной и реактивной генерации; 2. задание активной генерации и задание модуля напряжения. Узлы с заданным модулем напряжения определяются наличием в информации узла нижнего и верхнего предела по располагаемой реактивной генерации узла (Q min , Q max ). Если модуль напряжения такого узла не задан, то его значение принимается равным номинальному напряжению узла. При отсутствии регулировочного диапазона по реактивной мощности или неправильное задание (Q min , Q max ), заданный модуль напряжения не учитывается. Редактирование параметров ветвей. Список редактируемых полей параметров ветвей: 1. Состояние узла (0 – включена, 1 – отключена в начале, 2 – отключена в конце, 3 – отключена с обеих сторон); 2. Номер узла начала ветви; 3. Номер узла конца ветви; 4. Номер цепи для параллельных ветвей или 0 для одноцепной; 5. Активное сопротивление в Ом; 6. Реактивное сопротивление в Ом; 7. Активная проводимость в мкСм; 8. Реактивная проводимость мкСм; 9. Продольный коэффициент трансформации; 10. Поперечный коэффициент трансформации. Так как в справочниках параметры трансформации даются приведенными к высшему напряжению, то и здесь желательно задавать эти значения. При этом первый узел трансформаторной ветви – это узел высшего напряжения, а коэффициент трансформации как отношение числа витков обмотки низшего напряжения, к числу витков обмотки высшего напряжения. При таком подходе коэффициент трансформации обычно меньше единицы. Емкостная проводимость ЛЭП задается целым числом со знаком минуc. Секционные выключатели могут задаваться нулевым активным и реактивным сопротивлением ветви. Для разнесения потерь между линиями и трансформаторами необходимо для ветвей высшего напряжения трехобмоточных трансформаторов задавать коэффициент трансформации равный единице. Редактирование параметров балансирующих узлов. Список редактируемых полей параметров балансирующих узлов: 1. Номер первого балансирующего узла. 2. Напряжение первого балансирующего узла в кВ. 3. Фаза напряжения первого балансирующего узла, в градусах. 4. Номер второго балансирующего узла. 5. Напряжение второго балансирующего узла в кВ. 6. Фаза напряжения второго балансирующего узла, в градусах. 7. ... Остальные поля являются информационными. Их значения определяются автоматически при редактировании соответствующих структур. Также нецелесообразно здесь редактировать тип режима. 2.2. Запись режима. Пункт меню «Запись режима» предназначен для сохранения режима находящегося во временном каталоге, в рабочий каталог данных. Перед записью пользователь может изменить имя файла, под которым текущий режим будет записан в рабочий каталог. Для этого перед записью в поле редактирования выводится название файла, под которым он будет загружен во временную директорию. Данная команда доступна только тогда, когда в файл режима были внесены какие-либо изменения. Но с помощью «горячей» клавиши F 2 режим можно записать в любое время. Её можно использовать также для дублирования режима в другой каталог или под новым именем. Поиск ошибок. Поиск ошибок в исходных данных осуществляется через пункт меню «Режим» «Поиск ошибок». Ошибки по уровню разделяют на две категории: предупреждения, выделенные одним восклицательным знаком. Это скорее информация к размышлению, чем ошибка. Большинство из них выдаются, когда исходные данные или координаты режима не удовлетворяют некоторым усредненным соотношениям. Ошибки, выделенные двумя восклицательными знаками. В большинстве случаев – это неправильно заданная информация, которая может привести к сбою расчета – их необходимо обязательно исправить. После завершения работы программы контроля в протокол выдаются сообщения об ошибках и информационные сообщения. В начале выдается информационное сообщение о структуре файла режима (комментарий к режиму, количество узлов, ветвей, шунтов). Расчет установившегося режима. Расчет установившегося режима может быть выполнен из любого места меню Дакар нажатием горячей клавиши F 8 , а также через меню «Расчет» «Режим...F 8 ». Кроме того, расчет установившегося режима может быть выполнен из программы графического редактора. При активизации пункта меню «Расчет» «Режим F 8 » открывается графическое окно «Расчет установившегося режима». Через это окно осуществляется подготовка к расчету, вызов программы для его выполнения и начальный анализ результатов расчета. Окно разделено на три части: 1. Условия расчета; 2. Переключатели учета параметров; 3. Набор кнопок. Часть <условие расчета> включает в себя выбор метода расчета и переключатели условий расчета. Окно «Метод расчета» обеспечивает выбор одного из трех методов: 1. Метод КЭДС – компенсирующих ЭДС; 2. Метод Ньютона; 3. Метод балансировки – балансировки режима. После этого на экране появляется окно «Расчет установившегося режима», «Условия расчета» и «Учет параметров». Часть «Условия расчета» обеспечивает выбор одного из трех вышеуказанных методов. Для выбора нужного метода необходимо подвести курсор к нужному методу и нажать <ENTER> или функциональную кнопку «Выбор». Чаще всего для расчета установившихся режимов используется метод компенсирующих ЭДС. Остальные переключатели имеют следующие значения. Расчет с переменной частотой – переключатель, при фиксации которого производится расчет установившихся режимов с учетом изменения частоты, иначе – рассчитывается установившийся режим с постоянной частотой. Расчет с автоматикой – расчет УР с учетом действия автоматики. Расчет по заданию – перед расчетом УР производятся заданные изменения в исходной схеме (отключение линии, изменение мощности нагрузки и генерации). Регулирование – задание автоматического выбора коэффициентов трансформации по заданному напряжению на стороне среднего и низкого напряжений трансформаторов и автотрансформаторов. Результаты в протокол – при включенном переключателе результаты расчета по узлам и ветвям будут записываться в текстовый файл RESULT . TXT , который можно потом просмотреть при нажатии функциональной кнопки «Протокол – F9». Учет расчетных напряжений – при включенном переключателе производится расчет начальных условий с учетом напряжений, записанных в файле текущего режима, иначе – расчет с нулевых начальных условий. Учет ограничений по Q – при включенном переключателе будут учитываться во время расчета ограничения по реактивной мощности генераторов, иначе пределы по Q считаются неограниченными. Учет ограничений по – при включенном переключателе максимальное ограничение по Q мощности принимаются на основе расчетных значений полученных из условия ограничения перегрузки синхронной машины по току статора и ротора. При отключенном переключателе – эти значения вычисляются, выдаются в протокол расчета, но не используются в расчете. Учет СХН – учитываются статические характеристики нагрузки по напряжению и частоте. Используется следующий набор функциональных кнопок. Параметры F 3 – задание параметров (констант) расчета УР. Задание F 4 – формирование задания по осуществлению изменений в расчетной схеме перед началом расчета. Автоматика F 5 – осуществляется подготовка, редактирование или просто набора автоматик, которые будут учитываться при расчете УР. Графики F 7 – просмотр результатов расчета в графическом виде при выполнении серии расчетов. Расчет F 8 – запускается одна из программ расчета установившегося режима. Протокол F 9 – выводится для просмотра протокола расчета из текстового файла RESULT . TXT . Отмена ESC – выход из меню расчета установившегося режима. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1 Расчет потокораспределения в сетевой части энергосистемы для определения коэффициентов распределения активной мощности в максимальном и ремонтном режимах Цели работы 1. Освоение расчетов установившихся режимов энергосистемы с использованием промышленной программы «ДАКАР». 2. Определение коэффициентов потокораспределения активных мощностей на основе расчетов максимальных и ремонтных режимов сетевой части энергосистемы. 1. Общие положения Режимы электрической сети – это электрическое состояние сети, которое количественно выражается параметрами режима, такими как и т.д. Установившиеся режимы – это режимы, изменение параметров которых происходит медленно. Наиболее характерными установившимися режимами являются максимальный, минимальный и послеаварийный (ремонтный) режимы. Целью расчета установившегося режима электросети является определение следующих параметров: - мощностей по концам продольных ветвей и в поперечных ветвях; - токов во всех ветвях; - напряжений во всех узлах. Первым этапом расчетов режимов исследуемой энергосистемы (см. рис. 1) является расчет режимов ее сетевой части (рис.2). Расчет установившихся режимов энергосистемы производится с использованием промышленной программы «ДАКАР». По результатам расчета (зная величины активных мощностей по концам продольных ветвей) можно определить коэффициенты распределения активных мощностей С 1 , С 2 , С 12 . Эти коэффициенты в дальнейшем будут использованы при расчете оптимального распределения активных мощностей между электростанциями с учетом суммарных потерь активной мощности в сети. Коэффициенты распределения активных мощностей С 1 , С 2 , С 12 определяются аналитически при помощи метода наложения. Рис.2. Расчётная схема сетевой части энергосистемы В качестве первого режима принимается режим, когда питание всей сети осуществляется от первой электростанции, вторая электростанция – отключена. Частичные потоки мощности в i -ом элементе сети в первом режиме вычисляются по формуле , (1) где Pi – активная мощность в начале i -ой линии по результатам расчета первого режима; P ЭС1 – активная мощность, отдаваемая первой электростанцией, по результатам расчета первого режима. Во втором режиме все питание осуществляется от электростанции номер два (при отключенной первой электростанции). Частичные потоки активной мощности в в i -ом элементе сети для этого режима вычисляются по формуле: , (2) где Pi – активная мощность в начале i -ой линии по результатам расчета второго режима; P ЭС2 – активная мощность, отдаваемая второй электростанцией по результатам расчета второго режима. Искомые коэффициенты могут быть определены по следующим выражениям: , , , Где Ri – активное сопротивление провода ВЛЭП. 2. Подготовка исходных данных Для облегчения набора схемы и ее параметров в промышленной программе «ДАКАР» информацию целесообразно представить в виде таблиц 1 и 2. Которые будут содержать массивы информации об узлах и ветвях исследуемой схемы. В таблице параметров узлов задаются все узлы, включая балансирующие. При этом считаем, что все генерирующие источники и нагрузки подключены непосредственно к сети 220 кВ, т.е. к узлам 1,2,3,4,5,6 и 7. Причем в 7 узле подключена сумма нагрузок 5 и 6. При формировании массивов исходной информации необходимо помнить, что потребляемая реактивная нагрузка и выдаваемая реактивная генерация задаются со знаком плюс. Линии электропередачи представляют активными и реактивными сопротивлениями, реактивной проводимостью. Емкостная проводимость ЛЭП задается целым числом со знаком минус. Таблица 1. Информация об узлах сети Имя узла Номер узла U нoм, кВ Р наг, МВт Q наг, МВар Р ген, МВт Q reн, МВар U зад, кВ • • • N c ЭС-1 1 220 0 0 0 0 0 • • • 101 • • • • • • ПС2 6 220 19 13,3 0 0 0 • • • 1 Таблица 2. Информация о ветвях сети № нач. ветви № кон. ветви R , Ом X , Ом B , мкСм K1 • • • 2 5 6.66 23.93 -143 0 • • • • • • 3. Порядок проведения лабораторной работы 1. Расчет установившегося режима сетевой части энергосистемы для часа максимума при питании от первой электростанции. (Режим №1) 1.1. Выбрать в качестве рабочего режима режим rej 1 , являющийся шаблоном для расчета установившегося режима сетевой части схемы при питании от ЭС 1. 1.2. Внести изменения в rej 1 согласно своему варианту. Редактирование исходных данных осуществлять согласно списка редактируемых полей параметров узлов и ветвей. В качестве балансирующего узла принять узел подключения ЭС 1. Сохранить исходную информацию для расчета первого режима под своим оригинальным именем. 1.3. Осуществить расчет режима. Результаты сохранить для дальнейшего вывода на печать. 2. Расчет ремонтного режима сетевой части энергосистемы для часа максимума при питании от первой электростанции. (Режим №2) 2.1. В массиве ветвей исходных данных для расчета первого режима произвести отключение одной из линий, заданной в таблице 1.4 исходных данных согласно варианту. 2.2. Осуществить расчет режима. Результаты сохранить для дальнейшего вывода на печать. 3. Расчет установившегося режима сетевой части энергосистемы для часа максимума при питании от второй электростанции. (Режим №3) 3.1. Выбрать в качестве рабочего режим rej 2 , являющийся шаблоном для расчета установившегося режима сетевой части схемы при питании от ЭС2. 3.2. Внести изменения в rej 2 согласно своему варианту. В качестве балансирующего узла принять узел подключения ЭС 2. Сохранить исходную информацию для расчета третьего режима под своим оригинальным именем. 3.3. Осуществить расчет режима. Результаты сохранить для дальнейшего вывода на печать. 4. Расчет ремонтного режима сетевой части энергосистемы для часа максимума при питании от второй электростанции. (Режим №4) 4.1. В массиве ветвей исходных данных для расчета третьего режима произвести отключение одной из линий, заданной в таблице 1.4 исходных данных согласно варианту. 4.2. Осуществить расчет режима. Результаты сохранить для дальнейшего вывода на печать. 4. Обработка результатов расчета По формулам 1 и 2 определяются коэффициенты k 1 i и k 2 i , по результатам расчетов, следует заполнить таблицы для максимального и ремонтного режимов, по примеру таблицы 3. Таблица 3. Коэффициенты распределения активной мощности № ЛЭП R лi , Ом k 1 i k 2 i k 1 i k 1 i R л i k 2 i k 2 i R л i k 1 i k 2 i R л i 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 С 1 = С 2 = С 12 = Просуммировав элементы по 5, 6 и 7 столбцам получаем искомые коэффициенты распределения активной мощности сети С 1 , С 2 , С 12 . ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2 Расчет экономического распределения активной мощности между электростанциями энергосистемы Цели работы 1. Определение экономического распределения активных мощностей между электростанциями с учетом изменения потерь в сетях для максимального и ремонтного режимов энергосистемы. 2. Построение прогнозируемых суточных графиков нагрузки отдельных электростанций и энергосистемы. 3. Выбор регулирующей электростанции. 1. Общие положения Критерием экономичного распределения активной мощности является минимум затрат на ведение режима энергосистемы, который характеризуется равенством удельных приростов этих затрат. В случае распределения активной мощности между двумя электростанциями целевой функцией является сумма расходов условного топлива на обеих электростанциях. Тогда оптимальному распределению мощностей будет отвечать минимум этой функции: , (1) при выполнении ограничения (без учета потерь): . (2) Для определения экстремума функции многих переменных используется метод неопределенных множителей Лагранжа. Идея метода Лагранжа состоит в замене условной оптимизации на безусловную. При этом определяется экстремум функции Лагранжа, который совпадает с экстремумом целевой функции. Составляем функцию Лагранжа на основе целевой функции с учетом ограничений , (3) Известно, что в точке экстремума раны нулю все частные производные от функции Лагранжа по независимым переменным , (4) Таким образом, критерием оптимальности распределения активных мощностей является равенство частных производных → , (5) т.е. равенство относительных (удельных) приростов расхода условного топлива ε, называемых также характеристиками относительных приростов (ХОП) . (6) При необходимости учета потерь мощности изменяется уравнение баланса мощностей, являющееся ограничение , (7) тогда частные производные по независимым переменным определяются по формуле , (8) и критерием экономичности режима системы, состоящей из двух электростанций, является равенство удельных приростов расхода топлива с учетом потерь мощности в сети . (9) 2. Подготовка исходных данных Распределение активных мощностей между электростанциями ведётся с учётом изменения потерь в сетях, которое определяется с помощью коэффициентов распределения активных мощностей С 1 , С 2 , С 12 , рассчитанных в предыдущей лабораторной работе, и количества работающих генераторов в нормальном режиме на первой и второй электростанциях соответственно. Число агрегатов на электростанциях находим из соотношения: (10) где для заданной схемы энергосистемы (см. рис.1) можно найти из следующих выражений: , (11) , (12) где k D Р тр , k D Р л , k сн , k рез – коэффициенты, учитывающие потери активной мощности в трансформаторах и ВЛЭП, нагрузки электроприемников собственных нужд и резервы электростанций (k D Р тр =1.02; k D Р л =1.08; k сн =1.1; k рез =1.1). 3. Порядок проведения лабораторной работы Расчет оптимального распределения активной мощности в энергосистеме осуществляется на ПЭВМ с помощью программы POPTIM. 1. Выбрать в качестве рабочего режима режим dann , являющийся шаблоном для расчета оптимального распределения активной мощности в энергосистеме. 2. С помощью клавиши F 5 необходимо скопировать файл dann в файл с оригинальным именем. 3. Внести изменения в рабочий файл согласно своему варианту (этот рабочий файл открывается с помощью клавиши F3 , а редактируется с помощью клавиши F6 ). Список ввода исходных данных: 11. На первой строке располагаются общие данные для всех вариантов. 12. Корректировку данных необходимо начинать со второй сроки, в которой необходимо набрать номер группы и фамилию студента. 13. В строке три необходимо внести исходные данные генераторов обоих электростанций (см. табл. 1.3): a) номинальную активную мощность генераторов (МВт); b) относительный удельный расход топлива на холостой ход агрегата в о.е.; c) коэффициент аппроксимации удельной расходной характеристики в о.е.; d) среднее номинальное напряжение (кВ). 14. В строке четыре вводятся исходные данные cosφ всех восьми нагрузок (см. табл.1.1). 5. Строка пять содержит общие данные для всех вариантов. 6. В строке шесть вводятся следующие параметры: a) количество работающих генераторов в нормальном режиме на первой и второй электростанциях соответственно; b) коэффициенты распределения активных мощностей С 1 , С 2 , С 12 , с соответствующими знаками, рассчитанных для максимального режима в лабораторной работе №1. 7. В строке семь вводятся исходные данные активных мощностей всех восьми нагрузок в МВт (см. табл.1.1). 8. В строке девять следующие параметры: a) количество работающих генераторов в ремонтном режиме на первой и второй электростанциях соответственно, т.е. отключение на одной из электростанций одного из агрегата (см. табл. 1.4); b) коэффициенты распределения активных мощностей С 1 , С 2 , С 12 , с соответствующими знаками, рассчитанных для ремонтного режима в лабораторной работе № 1. 9. В строке десять вводятся исходные данные активных мощностей всех восьми нагрузок (МВт) (см. табл.1.1). 10. В строке десять вводится количество часов в сутках. 11. В строках одиннадцать, двенадцать, тринадцать необходимо ввести активные мощности системного графика нагрузки, для двадцати четырех часов. Информацию целесообразно представить в виде таблицы 1. Таблица 1 1 20 0.05 9201 Иванов С. Р н.ген.эс1 Р н.ген.эс2 b б b б γ к γ к U ср.ном с osφ наг1 cosφ наг2 с osφ наг3 с osφ наг4 cosφ наг5 с osφ наг6 cosφ наг7 cosφ наг8 2 0 n ЭС1 n ЭС2 С 1 С 2 С 12 Р max 1 Р max 2 Р max 3 Р max 4 Р max 5 Р max 6 Р max 7 Р max 8 n ЭС1 n ЭС2 С 1 С 2