Функционирование и развитие АПНУ
АПНУ начала развиваться со времени сооружения первых протяженных и сильно нагруженных ЛЭП сверхвысокого напряжения, связывавших мощные Волжские ГЭС с ОЭС Центра.
Отдельные релейно-контактные устройства АПНУ, обеспечивавшие устойчивость параллельной работы электрических станций, были слабо связаны между собой, и их действие не координировалось. С появлением миниЭВМ М6000, СМ-1 и СМ-2 были созданы централизованные системы АПНУ ЭЭС с управляющими вычислительными комплексами на диспетчерских пунктах энергосистем. Централизованные системы АПНУ координировали воздействия с устройствами АПНУ станционного уровня.
С появлением быстродействующих промышленных микропроцессоров и микро-ЭВМ начали развиваться многоуровневые иерархические системы АПНУ, рассредоточенные по ОЭС и ЕЭС (если рассматривать параллельную работу ОЭС Украины с ЕЭС РФ), с параллельными процессами вычислений.
Первой иерархической системой АПНУ стал двухуровневый микропроцессорный комплекс противоаварийного управления ОЭС Средней Волги. Двухуровневая АПНУ обеспечивает противоаварийным управлением электроэнергетический район, состоящий из нескольких десятков электроэнергетических объектов: системообразующих линий электропередач напряжением 500 кВ, узловых подстанций и мощных электрических станций, в том числе Волжской ГЭС, Заинской ТЭС и Балаковской АЭС.
Технические средства верхнего уровня иерархической АПНУ представляет управляющий вычислительный комплекс, состоящий из двух микроЭВМ и двух миниЭВМ. Система сбора информации в ОЭС обеспечивает микроЭВМ информацией о доаварийном режиме, которая предварительно обрабатывается и систематизируется ими. Используются:
|
|
|
- телеизмерения перетоков активной и реактивной мощностей по линиям напряжением 500 и 220 кВ и через автотрансформаторы связи (несколько сотен сигналов);
- телеизмерения напряжений на шинах электрических станций и подстанций (50 сигналов);
- телесигнализация положений выключателей присоединений напряжением 500 и 220 кВ (более 100 сигналов).
На основе первичной (в микроЭВМ) обработки информации миниЭВМ производят расчеты устойчивости при возможных наиболее тяжелых и рассредоточенных по ОЭС возмущающих воздействиях и вырабатывают дозированные противоаварийные управляющие воздействия для соответствующих ПО после каждого цикла расчетов длительностью в 1 мин. Дозированные управляющие воздействия предаются в микро-ЭВМ нижнего (станционного) уровня, а именно в микропроцессорные комплексы противоаварийного управления в виде панелей ПАА (панель ПА), установленных на указанных электростанциях.
|
|
|
Микропроцессорные ПАА выполняют:
- запоминание дозированных управляющих воздействий, переданных от управля-ющего вычислительного комплекса;
- расчеты дозировки управляющих воздействий с циклом малой длительности (5 с), необходимых при возможных возмущающих воздействиях на электростанциях и линиях электропередачи, отходящих от них, при которых необходимы управляющие воздействия на синхронные генераторы данной станции;
- исполнение дозированных противоаварийных воздействий как в пределах электростанции, так и с передачей их по системе быстродействующей передачи сигналов ПА.
Исполнение управляющих воздействий производится по сигналам ПО, при поступлении которых работа ПАА в цикле расчетов прерывается и осуществляется перевод ее в режим непосредственного противоаварийного управления. После идентификации возмущающего воздействия, выборки из ОЗУ микроЭВМ и исполнения соответствующих противоаварийных управляющих воздействий ПАА передает информацию в управляющий вычислительный комплекс о произведенных действиях и остается в режиме ожидания развития аварийной ситуации до наступления установившегося послеаварийного режима ЭЭС.
|
|
|
Более сложной является иерархическая автоматика предотвращения нарушения устойчивости ОЭС Урала. Ее второй – узловой (районный) – уровень обеспечивает противоаварийным управлением группу электростанций и линий электропередач между ними, выделяемую внутри ОЭС. Уровень иерархической АПНУ, обеспечивающий устойчивость функционирования ОЭС Урала в целом, определяется как региональный (системный). Еще более сложной получается формируемая иерархическая АПНУ ОЭС Центра. В ней создаются несколько узловых или районных уровней, действие которых должно координироваться региональным уровнем. Вычислительные технические средства регионального уровня находятся на диспетчерском пункте ОЭС.
Формулируемая иерархическая система противоаварийного управления ЕЭС (РФ)в целом имеет (верхний) центральный уровень, координирующий функционирование региональных АПНУ. Управляющий вычислительный комплекс расположен в ЦДУ ЕЭС. На верхнем уровне формируются и оптимизируются противоаварийные управляющие воздействия, реализуемые в различных региональных уровнях.
Разрабатываются алгоритмы и общее программное обеспечение иерархической системы противоаварийной автоматики ЕЭС. Структурная схема программной части распределенно-параллельной системы противоаварийного управления показана на рис.12.2.
|
|
|
Рис. 12.2. Структурная схема программной части системы противоаварийного управления.
На центральном уровне ЦУ ПАА генератор аварийных ситуаций моделирует в соответствии с заранее заданной последовательностью аварийные ситуации, вызванные возможными воздействиями. С учетом данных об исходном режиме ЕЭС вычисляются и оптимизируются начальные противоаварийные управляющие воздействия УВ для k-того возмущающего воздействия, которые по коммуникационной сети передаются в системные (региональные) уровни – СУ ПАА. На системных уровнях параллельно производятся расчеты так называемых функциональных характеристик всех ОЭС, и по информационным каналам указанной сети результаты расчетов передаются в ЦУ ПАА. На основе решения системных уравнений связи СУС между ЭЭС и их функциональных характеристик в ЦУ ПАА определяются приращение мощностей 
, которые снова передаются в СУ ПАА, где вновь рассчитываются функциональные характеристики ОЭС.
В общем случае формирование дозированных управляющих воздействий централизованных и иерархических систем АПНУ представляет собой сложную задачу нелинейного программирования, решаемую на основе принципа многофакторного планирования эксперимента. Необходимое i-противоаварийное управляющее воздействие на изменение мощности DPij при j-возмущающем воздействии вычисляется как полиномиальная функция k-значений исходной мощности (в предшествующем возмущающему воздействию режиме) мощности и l- состояний схемы:
(12.1)
где С - весовые коэффициенты, рассчитанные для каждого из возможных возмущающих воздействий и послеаварийных режимов.
Расчеты с межмашинным обменом информации производятся, пока итерационный процесс не сойдется или не разойдется, что оценивается в ЦУ ПАА. В последнем случае формируются новые управляющие воздействия, и процесс их оптимизации продолжается. После определения дозированных управляющих воздействий для k-того возмущающего воздействия производятся расчеты для (k+1)-го возмущающего воздействия.
Все полученные результаты расчетов по коммуникационной сети передаются в микроЭВМ узловых или станционных устройств ПА в виде таблиц решений. МикроЭВМ панелей противоаварийной автоматики ПАА узлового (станционного) уровня определяют необходимые дозированные противоаварийные управляющие воздействия на управляемые электроэнергетические объекты.
Быстродействующие вычислительные параллельные системы, способные реализовать центральные и региональные уровни иерархической ПА в настоящее время выпускаются только зарубежными фирмами на основе быстродействующих микропроцессоров I860 (25 МГц), функционирующих под управлением операционных систем Unix, Helios (см. рис. 12.2) и микропроцессора TMS320CHO, управляемого операционной системой реального времени Virtuoso. На схеме указаны так называемые рабочие вычислительные станции, объединенные для распараллеливания вычислительных процессов в локальную вычислительную сеть, фирмы SUN на микропроцессорах Super SPARС (100 МГц) и операционная система Windows NT.
Эффективное функционирование иерархической ПА ЕЭС возможно лишь при волоконно-оптических линиях связи показанной на схеме коммуникационной сети зарубежного технического исполнения.
Контрольные вопросы
1. Почему АПНУ является общесистемной, иерархической и рассредоточенной по ЭЭС автоматикой?
2. Какова роль микропроцессорной вычислительной техники в совершенствовании автоматических устройств ПА?
3. Как функционирует автоматика предотвращения нарушения устойчивости ОЭС (на примере ОЭС Средней Волги)?
4. Как функционирует иерархическая АПНУ Единой электроэнергетической системы в целом (на примере ЕЭС РФ)?
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Барзам А.Б. Системная автоматика/ А.Б.Барзам .-М.: Энергоатомиздат, 1989 - 466 с.
2. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / Н.И.Овчаренко; под ред. А.Ф. Дьякова. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 504 с.
3. Кудинов Е.В. Оптовый рынок электрической энергии Украины (презентация)/Е.В. Кудинов // Материалы международной конференции 17-19 сент. 2002 г., Ялта. – С. 1-10.
4. Редин В.И. Особенности работы ОЭС Украины/В.И. Редин, К.Б.Денисевич // Новини енергетики. – К., 2002. –№ 8. – С. 17-19.
5. Максимов В.М. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Учебно-методическое пособие/В.М.Максимов. – Харьков, НТУ "ХПИ", 2001.– 100 с.
6. Беркович М.А. Автоматика энергосистем: Учебн. для техникумов/ М.А. Беркович, В.А. Гладышев, В.А. Семенов. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 240 с.
7. Веников В.А. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов: Учебн. пособие для электроэнерг. вузов / В.А. Веников, В.И. Горушкин, И.М. Маркович, Н.А. Мельников, Д.А.Федоров; под ред. В.А. Веникова. – М.: «Высшая школа», 1973. – 320 с.
8. Веников В.А., Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебн. для вузов / В.А. Веников, В.Г. Журавлев , Т.А. Филиппова – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 352 с.
9. Гуль В.И. Эксплуатация электрических систем (отдельные вопросы): В.И. Гуль, А.А. Минченко, В.И. Нижевский, С.Ю. Шевченко; под ред. В.И. Гуль. – Харьков: НТУ "ХПИ", 2006. – 200 с.
10. Минченко А.А. Методические указания к выполнению лабораторной работы "Оптимизация распределения нагрузки электроэнергетической системы между работающими в ней электростанциями и их энергоблоками" по дисциплине "Автоматизация энергосистем" для студ. спец. 7.090602 - "Электрические системы и сети" / А.А. Минченко , Андр. А. Минченко , И.А. Богданова – Харьков: НТУ "ХПИ", 2007. – 12 с.
11. Циганов І.В. Впровадження системи контролю та моніторингу SCADA в диспетчерському управлінні ОЕС України / І.В. Циганов , В.І. Гаращук, Д.О. Олефір // Новини енергетики. – К., 2002. –№ 8. – С. 38-39.
12. Редин В.И. Организация системы противоаварийного управления ОЭС Украины/ В.И. Редин, Е.В. Зорин// Новини енергетики. – К., 2002. –№ 8. – С. 20-22.
13. ГКД 34. 20. 575 – 2002. Устойчивость энергосистем. Руководящие указания. – К.: «КВІЦ», 2002. – 21 с.
14. Букович Н.В. Протиаварійна режимна автоматика електроенергетичних систем: Навч. посібник / Н.В. Букович. – Львів: Вид-во «Бескид Біт», 2003. – 224 с.
15. Чебан В.М. Управление режимами электроэнергетических систем в аварийных ситуациях : Учебн. пособие для электроэнергет. спец. вузов / В.М. Чебан, А.К. Ландман, А. Г. Фишов .- М.: «Высшая школа», 1990. – 144 с.
16. Веприк Ю.Н. Электрическое торможение генераторов атомных станций / Ю.Н. Веприк , А.А. Минченко , Е.Н. Степа // Вісник Національного технічного університету «Харківський політехнічний інститут». – Харків: НТУ «ХПІ». – 2003. – Вип. 21. –С. 27-30.
17. Гуревич Ю.Е. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, А.А. Окин . – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 390 с.
18. Мінченко А.А. Керування режимами ОЕС України після виведення з роботи Чорнобильської АЕС: проблеми та шляхи вирішення / А.А. Мінченко , Ю.М. Вепрік, В.П. Моісєєв, З.С. Хенкіна // Энергетика и Электрификация. – К., 2001. – № 3. –С. 23-25.
19. Совалов С.А. Противоаварийное управление в энергосистемах / С.А. Совалов, В.А. Семенов. - М., Энергоатомиздат, 1988 - 416 с.
20. Веприк Ю.Н. Комплекс программ для моделирования и диагностики режимов электрических систем / Ю.Н. Веприк. – Харьков: 2000. – 97 с.
21. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебн. для электроэнергет. спец. вузов / В.А. Веников. – М.: «Высшая школа», 1985. – 536 с.
22. Яровий В.М. ПС 750/330 кВ «Київська». Головна схема / В.М. Яровий, О.М. Лінник // Енергетика та Електрифікація. – К., 2009. - № 6 -7/09 Спецвипуск. – С.18-22.
23. Минченко А.А. Методические указания к выполнению лабораторной работы "Изучение противоаварийного автоматического управления районом основной сети ОЕС" по дисциплине "Автоматизация энергосистем" для студ. спец. 7.090602 - "Электрические системы и сети"/ А.А. Минченко, Андр. А. Минченко, Е.Н. Федосеенко – Харьков: НТУ "ХПИ". 2007. – 16 с.
24. Минченко А.А. Вариант выполнения централизованного комплекса автоматики предотвращения нарушения устойчивости контролируемого района Северной электроэнергетической системы / А.А. Минченко, Ю.Н. Веприк, В.И. Дружко, В.А. Саньков, А.И. Тарнавский, С.М. Полюх// Вісник Національного технічного університету «Харківський політехнічний інститут». – Харків: НТУ «ХПІ». – 2006. – Вип. 28. –С. 97-100.
| СОДЕРЖАНИЕ ПРЕДИСЛОВИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ И АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ НОРМАЛЬНЫМИ РЕЖИМАМИ ЭЭС . . . . . . . . . Глава 1. Автоматизированное и автоматическое регулирование частоты и активной мощности . . . . . . . . . . 1.1. Режими роботи энергосистем и управление ими . . . . . . . . . . . . . 1.2. О рациональном управлении энергосистемой . . . . . . . . . . . . . . . 1.3. Оптовый рынок электрической энергии Украины . . . . . . . . . . . . 1.4. Национальная энергетическая компания (НЭК) «Укрэнерго» - основа ОЭС Украины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5. Основные понятия, характеризующие процессы в ЭЭС. Взаимосвязь частоты и активной мощности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6. Общие положения автоматизированного и автоматического регулирования частоты и активной мощности . . . . . . . 1.7. Первичные регуляторы частоты вращения турбин . . . . . . . . . . . 1.8. Характеристики регулирования частоты вращения турбин и электрической частоты сети . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.9. Регулирование частоты первичными регуляторами частоты вращения турбин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.10. Регулирование частоты с помощью вторичных автоматических регуляторов частоты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.11. Автоматическое регулирование перетоков мощности . . . . . . . . 1.12. Математическая формулировка задачи оптимизации режима ЭЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.13. Метод Лагранжа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.14 Удельные приросты затрат. Удельные расходы затрат . . . . . . . . 1.15. Реализация решения задачи оптимизации режима ЭЭС с использованием математического пакета MathCAD . . . . . . . . . . . . . . . . 1.16. Комплексное регулирование частоты и перетоков мощности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.17. Управление активной мощностью и частотой ОЭС . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 2. Автоматическая частотная разгрузка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1. Назначение и основные принципы выполнения автоматической частотной разгрузки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. Предотвращение ложных отключений потребителей при кратковременных снижениях частоты в энергосистеме . . . . . . . . . . . 2.3. Автоматическое повторное включение после АЧР . . . . . . . . . . . 2.4. Схемы АЧР и ЧАПВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5. Отделение собственного расхода тепловых электростанций при снижении частоты в энергосистеме . . . . . 2.6. Автоматический пуск гидрогенераторов при снижении частоты в энергосистеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 3. Автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу . . . . . . . . 3.1. Способы синхронизации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2. Точная синхронизация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3. Самосинхронизация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4. Устройства автоматического включения генераторов на параллельную работу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5. Синхронизатор с постоянным временем опережения типа УБАС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6 Автоматический синхронизатор типа СА-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7. Устройство полуавтоматической самосинхронизации . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . РАЗДЕЛ ВТОРОЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 4. Задачи противоаварийного автоматического управления ЭЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1. Возмущающие воздействия на электроэнергетические системы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2. Противоаварийные управляющие воздействия . . . . . . . . . . . . . . 4.3. Назначение и классификация устройств противоаварийной автоматики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 5. Средства повышения статической и динамической устойчивости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1. Средства повышения статической устойчивости . . . . . . . . . . . . . 5.2. Средства повышения динамической устойчивости . . . . . . . . . . . 5.3. Основные положения Руководящих указаний по устойчивости энергосистем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 6. Структура устройств ПА для предотвращения нарушения устойчивости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1. Общие принципы выполнения систем ПА . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2. Децентрализованный комплекс АПНУ узла мощной электростанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3. Децентрализованный комплекс АПНУ межсистемного транзита . . . 6.4. Структурное построение централизованного комплекса АПНУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5. Варианты структурных схем централизованных комплексов АПНУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.6. Общие принципы выполнения централизованных систем ПА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 7. Режимные принципы ПА, предотвращающей нарушение устойчивости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1. Особенности АПНУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2. Предотвращение нарушений устойчивости в энергообъединении простейшей структуры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3. Области статической устойчивости энергосистемы . . . . . . . . . . 7.4. Процедура расчета предельного режима без учета самораскачивания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.5. Использование результатов расчета предельного режима . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 8. Алгоритмы централизованных комплексов ПА . . . . . . . . . . 8.1. Разработка Энергосетьпроекта (алгоритм 1) . . . . . . . . . . . . . . . . 8.2. Разработка НИИПТ (алгоритм 2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3. Вариант решения централизованного комплекса АПНУ с дозировкой управляющих воздействующих по алгоритму 1- ДО. . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 9. Асинхронный режим и устройства автоматической ликвидации асинхронного режима . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1. Общие положения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2. Способы ликвидации асинхронного режима . . . . . . . . . . . . . . . . 9.3. Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации асинхронного режима . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.4. Устройство АЛАР, разработанное Энергосетьпроектом . . . . . . . 9.5. Способ приближенного определения положения ЭЦК . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 10. Устройства автоматического ограничения повышения напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.1. Причины возникновения перенапряжений . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.2. Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на линии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.3. Автоматика шунтирующего реактора с искровым промежутком . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ АВТОМАТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ (НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ОЦЕНОК) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 11 Микропроцессорные автоматизированные и автоматические системы управления энергетическими объектами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1. Назначение и осуществление автоматического управления электростанциями . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2. Микропроцессорная автоматизированная система управления ГЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3. Микропроцессорная автоматизированная система управления ТЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.4. Цифровая автоматическая система управления частотой и активной мощностью ЭЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 12. Особенности управляющих устройств и систем противоаварийной автоматики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.1. Основные функции систем противоаварийной автоматики на основе современных оценок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2. Функционирование и развитие АПНУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Контрольные вопросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
*) материал подготовлен на основании работы [2]
Дата добавления: 2018-05-31; просмотров: 523; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!