реферат, рефераты скачать Информационно-образоательный портал
Рефераты, курсовые, дипломы, научные работы,
реферат, рефераты скачать
реферат, рефераты скачать
МЕНЮ|
реферат, рефераты скачать
поиск
Автоматизована система керування потоками потужності у складнозамкнених електроенергетичних системах

Автоматизована система керування потоками потужності у складнозамкнених електроенергетичних системах











АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА КЕРУВАННЯ ПОТОКАМИ ПОТУЖНОСТІ У СКЛАДНОЗАМКНЕНИХ ЕЕС



Зміст


Вступ

1. Визначення функціональної і технічної структури АСУ диспетчерського центру електроенергетичної системи

1.1 Функціональна структура АСУ

1.2 Технічна структура АСУ

2. Розробка структури збирання і передачі інформації. Формування бази даних

3. Формування складу технологічних задач

4. Трирівневе графічне представлення заданої ЕС

5. Розрахунок і вибір складу керувальних пристроїв

6. Визначення налагоджувальних параметрів САК потоками потужності в замкнених контурах ЕС

7. Оптимальне керування режимом ЕС в темпі процесу

8. Техніко-економічний ефект оптимального керування

Висновки

Література




Вступ


Електроенергетика є однією з найважливіших складових частин економіки держави, надійна і ефективна робота якої в значній мірі забезпечує ритмічність і якісні показники роботи інших галузей. У складі електроенергетичного комплексу значну частину займають електроенергетичні системи, електричні мережі (ЕМ) яких розподілені на всій території країни.

Електроенергетична система (ЕЕС) являє собою складну технічну систему, що характеризується безупинним технологічним процесом виробництва, передачі, розподілу і споживання електричної енергії, ієрархічною багаторівневою системою управління, реалізованою в рамках єдиного завдання забезпечення безперебійного постачання споживачів електроенергією.

Характерною рисою розвитку електроенергетики за останні кілька десятків років є активна діяльність щодо удосконалення структури оперативно-диспетчерського управління ЕМ та реконструкції їх диспетчерських центрів (ДЦ). Ця робота, що проводиться як в Україні, так і за кордоном, базується на технічних засобах збору, обробки і відображення інформації, що постійно удосконалюються. Технічною основою реконструкції систем диспетчерського управління є інформаційно-обчислювальні комплекси (ІОК), що включають ЕОМ різної структури і продуктивності, мікропроцесорні системи телемеханіки, високопродуктивні системи передачі даних, сучасні засоби відображення інформації. Реконструкція ДЦ, що починається, як правило, з вищих рівнів управління, у даний час усе більше поширюється на нижчі рівні аж до районів ЕМ.

На основі ІОК і сучасного прикладного програмного забезпечення докорінно перетворюються й удосконалюються автоматизовані системи диспетчерського управління (АСДУ). Таким чином, ця робота сприятиме підвищенню надійності та економічності роботи енергосистем України при одночасному підвищенні якості роботи оперативного персоналу ДЦ.

Одним з напрямків реконструкції і модернізації АСДУ є заміна морально і фізично застарілих засобів відображення інформації сучасними моніторами з електронно-променевими трубками, рідкокристалічними і плазменими панелями. Включення до контуру управління високоефективних засобів графічного відображення інформації дозволяє розширити коло задач, автоматично розв'язуваних ІОК АСДУ.

У цьому контексті актуальним є виконання теоретичних досліджень і практичних розробок щодо проблеми обробки і відображення інформації з метою підвищення оперативності та надійності управління електричною мережею за рахунок максимально можливого переносу графічної інформації на машинні носії, її обробки і подання в електронному вигляді.

Курсова робота спрямована на проведення теоретичних досліджень і створення інструментальних засобів, що поліпшують обробку і візуальне сприйняття графічної інформації, зменшують кількість помилок при аналізі оперативних даних і розширюють клас задач, автоматично розв'язуваних ІОК АСДУ.




1. Визначення функціональної і технічної структури асу диспетчерського центру електроенергетичної системи

1.1 Функціональна структура АСУ


Функціональна частина АСУ складається з набору взаємозв'язаних програм для реалізації конкретних функцій управління (планування, фінансово-бухгалтерську діяльність та ін.). Усі завдання функціональної частини базуються на загальних для цієї АСУ інформаційних масивах і на загальних технічних засобах. Включення в систему нових завдань не впливає на структуру основи і здійснюється за допомогою типового для АСУ інформаційного формату і процедурної схеми. Функціональну частину АСУ прийнято умовно ділити на підсистеми відповідно до основних функцій управління об'єктом. Підсистеми у свою чергу ділять на комплекси, що містять набори програм для вирішення конкретних завдань управління відповідно до загальної концепції системи. Склад завдань функціональної частини АСУ визначається типом керованого об'єкту, його станом і видом виконуваних ним завдань. Наприклад, в АСУ підприємством часто виділяють наступні підсистеми: технічної підготовки виробництва; управління якістю продукції; техніко-економічного планування; оперативно-виробничого планування; матеріально-технічного забезпечення; збуту продукції; фінансово-бухгалтерській діяльності; планування і розставляння кадрів; управління транспортом; управління допоміжними службами. Ділення функціональної частини АСУ на підсистеми дуже умовно, оскільки процедури усіх підсистем тісно взаємозв'язані і у ряді випадків неможливо провести чітку межу між різними функціями управління (наприклад, між техніко-економічним плануванням, оперативно-виробничим плануванням і матеріально-технічним забезпеченням). Виділення підсистем використовується для зручності розподілу робіт із створення системи і для прив'язки до відповідних організаційних ланок об'єкту управління. Структура функціональної частини АСУ залежить від схеми процедур управління, що визначає взаємозв'язок усіх елементів управління і що охоплює автоматизовані, частково механізовані і ручні процедури. Функціональна частина мобільніша, ніж основа, і допускає зміна складу і постановки завдань за умови забезпечення стандартного сполучення з базовими елементами системи.


1.2 Технічна структура АСУ


Технічна база АСУ включає засоби обробки, збору і реєстрації, відображення і передачі даних, а також старанні механізми, що безпосередньо впливають на об'єкти управління (наприклад, автоматичні регулювальники, датчики і так далі), що забезпечують збір, зберігання і переробку інформації, а також вироблення регулюючих сигналів в усіх контурах автоматизованого управління виробництвом. Основні елементи технічної бази – ЕОМ, які забезпечують накопичення, зберігання і обробку даних, циркулюючих в АСУ. ЕОМ дозволяють оптимізувати параметри управління, моделювати виробництво, готувати пропозиції для ухвалення рішення. Зазвичай виділяють два класи ЕОМ, використовуваних в АСУ,: інформаційно-розрахункові і обліково-регулюючі. Інформаційно-розрахункові ЕОМ знаходяться на вищому рівні ієрархії управління (наприклад, в координаційно-обчислювальному центрі заводу) і забезпечують рішення завдань, пов'язаних з централізованим управлінням об'єктом по основних планово-економічних, забезпечуючих і звітних функціях (техніко-економічне і оперативно-виробниче планування, матеріально-технічне постачання, збут продукції і так далі). Вони характеризуються високою швидкодією, наявністю системи переривань, складовою обробкою даних, змінною довжиною слова, мультипрограмним режимом роботи і так далі, а також широким набором і великим об'ємом пристроїв (оперативних, буферних, зовнішніх, односторонніх і двосторонніх, з довільним і послідовним доступом), що запам'ятовують. Обліково-регулюючі ЕОМ, як правило, відносяться до нижнього рівня управління. Вони розміщуються зазвичай в цехах або на ділянках і забезпечують збір інформації від об'єктів управління (верстатів, складів і так далі), первинну переробку цієї інформації, передачу даних в інформаційно-розрахункову ЕОМ і отримання від неї директивно-плановій інформації, здійснення локальних розрахунків (наприклад, розклади роботи кожного верстата і робітника, графіка подачі комплектуючих виробів і матеріалів, угрупування деталей в партії, режимів обробки і так далі) і вироблення дій, що управляють, на об'єкти управління при відхиленні режимів їх функціонування від розрахункових. Особливість обліково-регулюючих ЕОМ – добре розвинена система автоматичного сполучення з великим числом джерел інформації (датчиків, реєстраторів) і регулюючих пристроїв. Їх обчислювальна частина менш розвинена, оскільки первинно оброблена інформація передається в ЕОМ верхнього рівня для подальшого використання і тривалого зберігання. Приклади обліково-регулюючих ЦВМ – «Дніпро» і М – 6000 [7].

Засоби збору і реєстрації даних за участю людини включають різні реєстратори виробництва, за допомогою яких здійснюються збір і реєстрація даних безпосередньо на робочих місцях (наприклад, в цеху, на ділянці, верстаті), а також датчики (температури, кількості виготовлених деталей, часу роботи устаткування і так далі), фіксатори порушень встановленого технологічного і організаційного ритму (відсутність заготівель, інструменту, матеріалів, неправильна наладка верстатів, відсутність транспортних засобів для відправки готової продукції і так далі). Наприклад, типовими реєстраторами виробництва є пристрої РИ – 7501 (цеховий реєстратор) і РИ – 7401 (складський реєстратор) [7].

Засоби відображення інформації призначені для представлення результатів обробки інформації в зручному для практичного використання виді. До них відносяться різні друкуючі пристрої, що пишуть машини, термінали, екрани, табло, графічні пристрої, індикатори і тому подібне. Ці пристрої, як правило, безпосередньо пов'язані з ЕОМ або з реєстраторами виробництва і видають або регулярну (регламентну), або епізодичну (за запитом або у разі аварійної ситуації) довідкову, директивну або попереджувальну інформацію.

Апаратура передачі даних здійснює обмін інформацією між різними елементами АСУ (між реєстраторами виробництва і ЕОМ, між центром, що координаційно-управляє, і цеховими ЕОМ і так далі), а також між АСУ і суміжними управління рівнями (наприклад, між АСУП і ОАСУ, між територіальними обчислювальними центрами).

До технічної бази АСУ відносять також засоби оргтехніки (копіювально-розмножувальну техніку, картотеки, диктофони і так далі), а також допоміжні і контрольно-вимірювальні засоби, що забезпечують нормальне функціонування основних технічних засобів в необхідних режимах.

Перспективним напрямом розвитку АСУ є створення Загальнодержавної автоматизованої системи управління (ЗДАСУ), що передбачає взаємний зв'язок управління усіма енергетичними об'єктами країни з метою забезпечення оптимальних пропорцій розвитку енергетичного господарства України, вироблення збалансованих планових завдань і їх безумовного виконання. Технічною базою ЗДАСУ стане Єдина державна мережа обчислювальних центрів, що здійснює інформаційну і функціональну координацію роботи центрів країни.




2. Розробка структури збирання і передачі інформації. формування бази даних


Система збору даних і оперативного диспетчерського управління повинна забезпечувати виконання слідуючих основних функцій[9]:

– прийом інформації про контрольовані технологічні параметри від контролерів нижніх рівнів і давачів;

– збереження прийнятої інформації в архівах;

– графічне представлення перебігу технологічного процесу, а також архівної інформації в зручній для сприйняття формі;

– сприйняття команд оператора і передача їх в адрес контролерів нижніх рівнів і виконавчих механізмів;

– реєстрацію подій, пов’язаних з технологічним процесом і діями обслуговуючого персоналу;

– оповіщення експлуатаційного і обслуговуючого персоналу про виявленні аварійні події, пов’язані з контрольованим технологічним процесом і функціонуванням програмно-апаратних засобів АСУ ТП із реєстрацією дій персоналу в аварійних ситуаціях;

– довільне відображення архівної інформації з можливістю одночасного представлення у різних формах і декількох екземплярах з метою порівняння.

Передаються такі види оперативної інформації: телевиміри ТВ; телесигнали ТС; псевдовиміри ПВ; алфавітно-цифрова інформація АЦІ;

службова інформація.

Джерелами ТВ, ТС є датчики-перетворювачі активної і реактивної потужності, струму, напруги, частоти, а також контакти реле-повторювачів положення високовольтних вимикачів і роз'єднувачів.

Для збирання та передачі оперативно – диспетчерської інформації в енергетиці використовують канали зв'язку та апаратуру зв'язку, телемеханіки, передачі даних.

Збір інформації та організацію контролю проводять так (рисунок 2.1) [6]:


Рисунок 2.1 – Організація інформаційних потоків


Для зменшення обсягів інформації, що підлягають обробці на ОЦ енергосистеми, і упорядкування потоків даних в енергосистемах створюються ієрархічні структури збору й обробки організаційно-економічної інформації. Первинна обробка значної частини інформації виробляється на місцях її виникнення – на энергооб'єктах. Там створюються пункти збору, первинної обробки і передачі даних.

Відбір інформації здійснюється за допомогою первинних перетворювачів – датчиків. Квантування – перетворення вхідної неперервної величини в ряд дискретних значень (виконується на базі АЦП). Кодування – перетворення повідомлення у сигнал за допомогою кодерів. Модуляція – перетворення сигналу для передачі. Передача інформації за допомогою ліній зв'язку. Демодуляція – дія обернена до модуляції. Операції з інформацією – за допомогою обчислювального комплексу. Декодування – перетворення сигналів в повідомлення.

Структура системи збору й обробки інформації визначається з урахуванням адміністративного розподілу території, що обслуговується енергосистемою, віддаленістю енергооб'єктів від ОЦ енергосистеми, масштабів і числа підприємств, що входять до складу енергосистеми, наявності каналів зв'язку.

Периферійні пункти оснащуються найпростішими обчислювальними машинами, опорні пункти – ЕОМ середньої продуктивності. При створенні АСУ энергооб'єкта доцільно сполучати технічні засоби для виконання функцій як АСУ об'єкта, так і периферійного пункту.

В ЕЕС організуються периферійні пункти двох типів:

1 Первині пункти. На них виробляються прийом, первинна обробка документів, контроль і виправлення помилок, перенос інформації на машинні носії, передача інформації в опорний пункт безпосередньо в ОЦ енергосистеми і місцеву обробку частини інформації, що надійшла.

2 Опорні пункти (філії ОЦ енергосистеми). На них виробляються прийом інформації від первинних пунктів і передача її в ОЦ енергосистеми, місцева обробка частини інформації, що надійшла, з видачею зведених даних в ОЦ і результатів на первинні пункти.

У диспетчерських центрах вищого рівня встановлюються засоби прийому-передачі інформації. Це набір технічних засобів, які забезпечують одержання інформації згідно затверджених протоколів обміну (телевиміри, текстові повідомлення, голосові повідомлення), а також передачу керувальних команд на пристрої логічного та автоматичного управління.


Рисунок 2.2 – Засоби прийому-передачі інформації [6]


Головний сервер (ГС) – пристрій, що забезпечує керування всіма засобами, які приєднані до первинної локальної мережі.

Файловий сервер (ФС) – зберігає інформацію в архівах, забезпечує доступ до неї.

Сервер відображення (СВ) – дає змогу відобразити отриману інформацію на моніторах реального часу і мнемосхемах.

Сервер зв’язку (СЗ) – призначений для організації обміну інформацією між інформаційними системами свого ієрархічного рівня та вищих рівнів. Також використовується як резервний засіб прийому та передачі інформації.

Браунд маур (БМ) – пристрій для розподілення прав доступу до інформації.

ФП – функціональні підрозділи.

Проектована схема складається з 21 вузла і 27 віток. До балансуючого вузла 1 підходить 4 вітки. Об'єм ТВ визначимо:

к = 2·27–1+4 = 57

Об'єм телесигналів визначається типом підстанцій, розташованих у вузлах схеми, і залежить від кількості комутуючих пристроїв, розміщених на цих підстанціях. Типи підстанцій для схеми не задані, але відомі рівні напруг вузлів. Згідно з цими напругами приймемо, що на стороні 110 кВ встановлена схема підстанції – подвійна система шин з обхідною, а на стороні 330 кВ – чотирикутник.

Кількість вимикачів, встановлених в схемі, складає 84. Для контролю за їхнім станом необхідно збирати 84 ТС.

Інформацію про ТВ необхідно накопичувати по мірі її надходження в відповідній БД, структуру якої необхідно розробити.

Інформацію по ТВ будемо зберігати в реляційній БД у вигляді таблиці. Кожний запис в БД віднесемо до часу надходження інформації, тобто внесемо в БД мітку часу. Структура БД для заданої схеми буде мати наступний вигляд (таблиця 2.1).

Індекс «п» позначає, що данні знімаються з датчика, розташованого на початку відповідної вітки, індекс «к» – на кінці.


Таблиця 2.1 – Структура бази даних для заданого варіанту схеми

Джерело

Назва поля

Тип поля

Примітки

Таймер

Т

Date time

Час оновлення

40–26п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р40

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 40


Q40

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 40


P40–26

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 40


Q40–26

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 40

40–26к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р26

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 26


Q26

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 26


P26–40

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 26


Q26–40

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 26

26–100п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р26

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 26


Q26

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 26


P26–100

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 26


Q26–100

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 26

26–100к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р100

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 100


Q100

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 100


P100–26

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 100


Q100–26

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 100

26–22п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р26

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 26


Q26

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 26


P26–22

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 26


Q26–22

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 26

26–22к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р22

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 22


Q22

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 22


P22–26

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 22


Q22–26

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 22

26–1п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р26

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 26


Q26

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 26


P26–1

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 26


Q26–1

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 26

26–1к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р1

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 1


Q1

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 1


P1–26

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 1


Q1–26

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 1

22–1п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р22

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 22


Q22

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 22


P22–1

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 22


Q22–1

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 22

22–1к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р1

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 1


Q1

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 1


P1–22

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 1


Q1–22

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 1

1–50п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р1

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 1


Q1

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 1


P1–50

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 1


Q1–50

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 1

1–50к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р50

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 50


Q50

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 50


P50–1

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 50


Q50–1

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 50

50–10п

330

Real

Вимірювальна напруга


Р50

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 50


Q50

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 50


P50–10

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 50


Q50–10

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 50

50–10к

330

Real

Вимірювальна напруга


Р10

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 10


Q10

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 10


P10–50

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 10


Q10–50

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 10

30–97п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р30

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 30


Q30

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 30


P30–97

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 30


Q30–97

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 30

30–97к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р97

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 97


Q97

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 97


P97–30

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 97


Q97–30

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 97

97–37п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р97

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 97


Q97

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 97


P97–37

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 97


Q97–37

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 97

97–37к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р37

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 37


Q37

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 37


P37–97

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 37


Q37–97

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 37

97–98п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р97

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 97


Q97

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 97


P97–98

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 97


Q97–98

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 97

97–98к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р98

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 98


Q98

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 98


P98–97

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 98


Q98–97

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 98

98–25п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р98

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 98


Q98

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 98


P98–25

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 98


Q98–25

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 98

98–25к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р25

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 25


Q25

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 25


P25–98

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 25


Q25–98

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 25

25–2п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р25

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 25


Q25

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 25


P25–2

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 25


Q25–2

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 25

25–2к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р2

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 2


Q2

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 2


P2–25

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 2


Q2–25

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 2

37–99п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р37

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 37


Q37

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 37


P37–99

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 37


Q37–99

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 37

37–99к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р99

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 99


Q99

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 99


P99–37

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 99


Q99–37

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 99

99–2п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р99

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 99


Q99

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 99


P99–2

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 99


Q99–2

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 99

99–2к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р2

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 2


Q2

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 2


P2–99

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 2


Q2–99

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 2

2–63п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р2

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 2


Q2

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 2


P2–63

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 2


Q2–63

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 2

2–63к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р63

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 63


Q63

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 63


P63–2

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 63


Q63–2

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 63

2–62п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р2

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 2


Q2

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 2


P2–62

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 2


Q2–62

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 2

2–62к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р62

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 62


Q62

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 62


P62–2

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 62


Q62–2

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 62

64–63п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р64

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 64


Q64

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 64


P64–63

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 64


Q64–63

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 64

64–63к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р63

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 63


Q63

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 63


P63–64

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 63


Q63–64

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 63

63–62п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р63

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 63


Q63

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 63


P63–62

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 63


Q63–62

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 63

63–62к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р62

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 62


Q62

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 62


P62–63

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 62


Q62–63

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 62

64–49п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р64

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 64


Q64

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 64


P64–49

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 64


Q64–49

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 64

64–49к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р49

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 49


Q49

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 49


P49–64

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 49


Q49–64

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 49

49–69п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р49

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 49


Q49

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 49


P49–69

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 49


Q49–69

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 49

49–69к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р69

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 69


Q69

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 69


P69–49

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 69


Q69–49

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 69

69–71п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р69

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 69


Q69

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 69


P69–71

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 69


Q69–71

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 69

69–71к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р71

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 71


Q71

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 71


P71–69

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 71


Q71–69

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 71

71–11п

110

Real

Вимірювальна напруга


Р71

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 71


Q71

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 71


P71–11

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 71


Q71–11

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 71

71–11к

110

Real

Вимірювальна напруга


Р11

Real

Вимірювальна активна потужність у вузлі 11


Q11

Real

Вимірювальна реактивна потужність у вузлі 11


P11–71

Real

Перетік активної потужності з боку вузла 11


Q11–71

Real

Перетік реактивної потужності з боку вузла 11

Страницы: 1, 2, 3



© 2003-2013
Рефераты бесплатно, рефераты литература, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты медицина, рефераты на тему, сочинения, реферат бесплатно, рефераты авиация, курсовые, рефераты биология, большая бибилиотека рефератов, дипломы, научные работы, рефераты право, рефераты, рефераты скачать, рефераты психология, рефераты математика, рефераты кулинария, рефераты логистика, рефераты анатомия, рефераты маркетинг, рефераты релиния, рефераты социология, рефераты менеджемент.