Основные этапы выполнения работы. 5.1. Идентификация переменных

 

5.1. Идентификация переменных

 

Идентификация переменных — это присвоение всем составляющим расчетных соотношений соответствующих имен (идентификаторов). В принципе, имена могут быть любые, но лучше делать их такими, чтобы они совпадали с соответствующими обозначениями в формулах и отражали физический смысл величины. Идентификацию целесообразно проводить по форме:

 

RJ — R_j — активное сопротивление трансформатора (трансформаторного участка), Ом;

DLINA — — длина участка, км;

PОТР – Pi – поток активной мощности на участке, кВт, и т. д.

 

 

5.2. Ввод исходных данных

 

Единого подхода к способам и очередности ввода исходной информации не существует. Каждый разработчик выполняет данную операцию сам. Обязательным условием здесь является ввод номеров начал Nн и концов Nк линейных и трансформаторных участков схемы. Вначале целесообразно пронумеровать линейные участки (порядок нумерации произвольный), а затем трансформаторные. Удобно, когда по номерам видно, какие ветви — линейные, а какие — трансформаторные. Информацию по линейным и трансформаторным участкам можно вводить отдельно или вместе. Варианты ввода исходных данных о схеме электрической сети и нагрузках трансформаторов могут быть самыми разными, например:

 

Данные по линиям (n участков):

 

Nн Nк Марка провода Длина участка

 

Данные по трансформаторам (m участков):

 

Nн Nк Тип трансформатора S_ном

 

Данные по линиям и трансформаторам вводятся вместе (n+m) участков схемы:

 

Nн Nк Марка провода Длина участка Тип трансформатора S_ном

 

Активные и реактивные нагрузки трансформаторов можно вводить отдельно от данных схемы, например:

 

Nк S_ном k_з

 

Не следует забывать, что необходим ввод T, T_ма, U_ип, а также алфавитно-цифрового кода задачи, фамилии исполнителя и т. д.

Примеры файлов исходных данных приведены в табл. 1÷4.

Примечание. Каталожные данные по проводам (кабелям) и трансформаторам должны храниться в программе в программе в отдельных файлах.

 

 

5.3. Разработка форм входной и выходной печати

 

Исходные данные и результаты расчета обязательно следует печатать в табличном виде. Таблицы исходных данных могут совпадать с введенными макетами данных, то есть данные распечатываются в том же виде и последовательности, как и вводятся, но могут и отличаться от них. Часть исходных данных может быть перенесена в результаты расчета. В таблице результатов расчета обязательно наличие следующей информации:

 

номер начала участка,

номер конца участка,

поток активной мощности,

поток реактивной мощности,

потери активной мощности,

потери реактивной мощности,

потери напряжения,

напряжения в узлах.

 

По желанию разработчика, может быть напечатана и другая информация. Примеры формирования печати результатов расчета параметров режима и потерь электроэнергии в схеме приведены в табл. 5 и 6.

Таблица 1

 

Пример 1 файла исходных данных для схемы рис.1

(несортированная исходная информация)

 

2010г.

Минские электрические сети

Подстанция Зябровка 110/10

РЛ №592

10.5 кВ

 

Nн	Nк	Марка провода	i	Sномj	Кзj	Тмаj	cosφj
-	-	-	км	кВА	о.е.	ч	о.е.
		АС – 35	0.46
		АС – 35	0.02
		А – 35	0.25
					0.1		0.75
		АС – 35	0.16
		АС – 35	0.48
					0.3		0.8
		АС – 35	2.00
		АС – 35	0.08
					0.5		0.85
		АС – 16	2.1
		АС – 35	0.6
					0.7		0.9
		АС – 35	1.0
					0.9		0.95

 

 

Таблица 2

 

Пример2 файла исходных данных для схемы рис.1

(несортированная исходная информация)

 

2010 г.

Минские электрические сети

Подстанция Зябровка 110/10

РЛ №592

10.5 кВ

 

Nн	Nк	Марка провода	i	Sномj	Кзj	Тмаj	cosφj
-	-	-	км	кВА	о.е.	ч	о.е.
		АС – 35	0.46
		АС – 35	0.02
		АС – 35	0.16
		А – 35	0.25
		АС – 35	0.48
		АС – 35	2.00
		АС – 35	0.08
		АС – 16	2.1
		АС – 35	0.6
		АС – 35	1.0
					0.1		0.75
					0.3		0.8
					0.5		0.85
					0.7		0.9
					0.9		0.95

 

 

Таблица 3

 

Пример3 файла исходных данных по линейным участкам схемы рис.1 (несортированная исходная информация)

 

2010 г.

Минские электрические сети

Подстанция Зябровка 110/10

РЛ №592

10.5 кВ

 

Nн	Nк	Марка провода	i
-	-	-	км
		АС – 35	0.46
		АС – 35	0.02
		АС – 35	0.16
		АС – 35	0.25
		АС – 35	0.48
		АС – 35	2.00
		АС – 35	0.08
		АС – 16	2.1
		АС – 35	0.6
		АС – 35	1.0

 

 

Таблица 4

 

Пример 4 файла исходных данных по трансформаторов схемы рис.1 (несортированная исходная информация)

 

2010 г.

Минские электрические сети

Подстанция Зябровка 110/10

РЛ №592

10.5 кВ

 

Nн	Nк	Sномj	Кзj	Тмаj	cosφj
-	-	кВА	о.е.	ч	о.е.
			0.1		0.75
			0.3		0.8
			0.5		0.85
			0.7		0.9
			0.9		0.95

Таблица 5

Пример 5 распечатки файла результатов расчета режима распределительной линии 10 кВ схемы рис.1

2010 г.

Минские электрические сети

Подстанция Зябровка 110/10

РЛ №592

10.5 кВ

 

------------------------------------------------------------------------------

HOMEP ПOTOK MOЩHOCTИ BETBИ:ЗAГPУЗKA: ПOTEPИ MOЩHOCTИ: ПOTEPИ: HAПPЯЖ.:

--------------------------------::-----------------:::

HAЧAЛA:KOHЦA:AKTИBHЫЙ:PEAKTИBH.: TП: AKTИBH.: PEAKT.: HAПPЯЖ.: УЗЛOB:

:::--------:----------:--------:--------:--------:--------:---------

:BETBИ:BETBИ: KBT: KBAP: OTH.EД.: KBT: KBAP: KB: KB:

------------------------------------------------------------------------------

: 1: 2: 232.05: 155.84:.00:.28:.13:.011: 10.489:

: 2: 3: 7.50: 6.61:.00:.00:.00:.011: 10.489:

: 2: 4: 224.55: 149.22:.00:.01:.04:.014: 10.485:

: 3: 101: 7.50: 6.61:.10:.10:.05:.042:.418:

: 4: 5: 151.20: 113.40:.00:.02:.03:.019: 10.481:

: 4: 6: 73.35: 35.82:.00:.07:.01:.019: 10.481:

: 5: 104: 151.20: 113.40:.30:.74: 3.12:.130:.414:

: 6: 8: 46.57: 19.23:.00:.04:.02:.009: 10.472:

: 6: 7: 26.77: 16.59:.00:.00:.00:.019: 10.481:

: 8: 9: 21.38: 7.03:.00:.02:.00:.009: 10.463:

: 8: 10: 25.20: 12.20:.00:.00:.00:.001: 10.471:

: 7: 102: 26.77: 16.59:.50:.32:.71:.205:.411:

: 9: 105: 21.38: 7.03:.90:.56:.95:.004:.404:

: 10: 11: 25.20: 12.20:.00:.01:.00:.002: 10.468:

: 11: 103: 25.20: 12.20:.70:.49:.92:.301:.407:

------------------------------------------------------------------------------

 

Таблица 6

 

ПРИМЕР 6 ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 кВ схемы рис.1

2010 г.

Минские электрические сети

Подстанция Зябровка 110/10

РЛ №592

10.5 кВ

 

ПРОЦЕНТ ПОТЕРЬ В СЕТИ 10 кВ

===============================

 

ОТПУСК ЭНЕРГИИ В СЕТЬ - 694.64 тыс.кВт*Ч

НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЛИНИЯХ - 1.22 тыс.кВт*Ч ИЛИ 0.18%

НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ - 3.02 тыс.кВт*Ч 0.44%

СУММАРНЫЕ НАГРУЗОЧНЫЕ ПОТЕРИ - 4.25 тыс.кВт*Ч 0.61%

ПОТЕРИ В СТАЛИ ТРАНСФОРМАТРОВ - 7.80 тыс.кВт*Ч 1.12%

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ - 12.05 тыс.кВт*Ч 1.73%

 

 

Отпуск энергии в сеть тыс. кВт*ч	ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПОСТОЯННЫЕ (холостого хода)	ПЕРЕМЕННЫЕ (нагрузочные)	суммарные
в трансформаторах	в линии	суммарные
тыс.кВт*ч	%	тыс.кВт*ч	%	тыс.кВт*ч	%	тыс.кВт*ч	%	тыс.кВт*ч	%
694.6	7.80	1.12	3.02	0.44	1.22	0.18	4.25	0.61	12.05	1.73

 

5.4. Диагностика и исправление ошибок

 

Разомкнутые электрические сети энергосистем представляют собой очень многообъемные образования, при кодировке которых неизбежны различного рода ошибки. Поэтому при разработке программ для ЭВМ необходимо осуществлять контроль введенных топологических и режимных данных и по возможности автоматическое исправление типовых ошибок, наиболее часто встречающихся при кодировке исходной информации. К типовым ошибкам относятся: отсутствие источника питания (узла, от которого питается вся схема сети); потеря связности (разрывы) в схеме, обусловленная ошибками при шифровке узлов сети; выход численных значений характеристик сети (длины проводов и кабелей, номинальные мощности трансформаторов, коэффициенты загрузки, коэффициенты мощности, время использования максимальной активной нагрузки и другие) за реально существующие пределы. При этом вместо обнаруженных ошибочных данных целесообразно принять их средние значения, выдать соответствующее диагностическое сообщение о координатах и характере ошибок и если это возможно продолжить расчет по программе.

 

Пример диагностического сообщения об ошибке:

 

РЛ-592. Узел 105. Коэффициент мощности равен 1,1. Принято значение 0,95.

 

 

5.5. Расчет потокораспределения в схеме разомкнутой электрической сети

 

Расчет потокораспределения в схеме разомкнутой электрической сети, т. е. определение значений P_i, Q_i представляет собой наиболее сложную задачу. Сложность здесь состоит в том, что информация об участках сети вводится в память ЭВМ произвольно, а нагрузки трансформаторов необходимо разложить в строгом соответствии со схемой сети. Например, если для схемы рис. 1 потоки активной мощности, на участках схемы (линейных и трансформаторных) это величины P_1-2, P_2-3, P_3-101, P_2-4, P_4-5, P_5-104, P_4-6, P_6-7, P_7-102, P_6-8, P_8-9, P_9-105, P_8-10, P_10-11, P_11-103, а активные нагрузки трансформаторов P_j — это P₁₀₁, P₁₀₂, P₁₀₃, P₁₀₄, P₁₀₅, то определить потоки мощности P_i для данной схемы означает выразить :

Р_1-2=Р₁₀₁+Р₁₀₂+Р₁₀₃+Р₁₀₄+Р₁₀₅;

Р_3-101=Р₁₀₁;

Р_5-104=Р₁₀₄;

Р_7-102=Р₁₀₂;

Р_9-105=Р₁₀₅;

Р_11-103=Р₁₀₃;

Р_2-3=Р_3-101=Р₁₀₁;

Р_2-4=Р_4-6+Р_4-5=Р₁₀₂+Р₁₀₃+Р₁₀₄+Р₁₀₅;

Р_4-5=Р_5-104=Р₁₀₄;

Р_4-6=Р_6-7+Р_6-8=Р₁₀₂+Р₁₀₃ +Р₁₀₅;

Р_6-7=Р_7-102=Р₁₀₂;

Р_6-8=Р_8-9+Р_8-10=Р₁₀₃+Р₁₀₅;

Р_8-9=Р_9-105=Р₁₀₅;

Р_8-10=Р_10-11=Р_11-103=Р₁₀₃.

Аналогичным образом определяются потоки реактивной мощности на участках Q_i.

Методически расчет потокораспределения выполняется по-разному. Наиболее распространенным способом является метод вторых адресных отображений (ВАО).

Смысл его состоит в том, что в начале программным путем строится специальный массив (массив вторых адресных отображений), который отражает взаимосвязи между отдельными участками схемы сети, а затем с помощью ВАО легко определяются величины P_i и Q_i. Тексты подпрограмм для формирования ВАО и расчета потокораспределения (PTR) приведены далее в тексте указаний.

Здесь отметим следующее: перед началом работы подпрограммы PTR целесообразно заранее подготовить массив POTP. Общее число элементов в этом массиве равно общему числу участков схемы. Вид массива зависит от порядка ввода данных об участках сети. Например, если предположить, что номера участков схемы (рис.1) расположены в памяти, начиная с номеров 1-2 и в строгом соответствии со схемой сети (сортированная исходная информация), то взаимосвязь между номерами ветвей Nн и Nк и потоками РОТР и POTQ перед началом работы подпрограммы PTR будет такой как показано в табл. 3. Исходные значения POTP и POTQ приведены в табл. 4. После работы подпрограммы PTR вместо нулевых элементов массивов РОТР и РОТQ будут образованы требуемые суммы Р_i, Q_i (см. табл. 5).

 

Таблица 7

Общий вид массивов POTP и POTQ перед началом работы

подпрограммы PTR

 

N n/n	Nн	Nк	POTP	POTQ
			P101	Q101
			P104	Q104
			P102	Q102
			P105	Q105
			P103	Q103

 

Таблица 8

Численные значения элементов массивов POTP и POTQ перед

началом работы подпрограммы PTR

 

N n/n	Nн	Nк	POTP	POTQ
			7,50	6,61
			151,20	113,40
			26,77	16,59
			21,38	7,03
			25,20	12,20

 

Текст подпрограммы VAO. Назначение — формирование массива вторых адресных отображений (FORTRAN):

 

SUBROUTINE VAO(K,NIP)

COMMON /BL1/N1(200),N2(200),MAO(200)

MAO(1)=0

DO 1 I=1,K

IF(N1(I).EQ.NIP) GO TO 1

DO 3 J=1,K

IF(N1(I).NE.N2(J)) GO TO 3

MAO(I)=J

GO TO 1

3 CONTINUE

1 CONTINUE

RETURN

END

 

Здесь:

K — суммарное число участков в схеме (линейных и трансформаторных);

N1 — массив номеров (шифров) начал участков схемы;

N2 — массив номеров концов участков схемы;

MAO — массив вторых адресных отображений;

NIP — номер (шифр) питающего участка схемы.

 

Текст подпрограммы VAO (PASCAL):

 

procedure VAO(k,nip: integer);

var i,j: integer;

Begin

mao[1]:=0;

for i=1 to k do if n1[i]<>nip then

for j:=1 to k do if n1[i]=n2[j] then mao[i]:=j;

End;

 

Здесь: массивы n1, n2 и mao должны быть объявлены в программе глобальными. В противном случае в подпрограмму должны быть переданы, кроме переменных k и nip, соответствующие указатели на массивы n1, n2 и mao. При передаче в подпрограмму VAO указателей на массивы n1, n2 и mao, при обращении к ним внутри подпрограммы необходимо использовать оператор «^» (например, mao^[i]:=j;).

 

Текст подпрограммы VAO (C/C++):

 

void VAO(int k, int nip, int *n1, int *n2, int *mao)

{

int i=0,j=0;

 

mao[0]=0;

for(i=0; i<k; i++) if(n1[i]!=nip)

for(j=0; j<k; j++) if(n1[i]==n2[j]) mao[i]=j;

}

 

Текст подпрограммы PTR. Назначение — расчет потокораспределения в схеме разомкнутой электрической сети при сортированной исходной информации (FORTRAN):

 

SUBROUTINE PTR(K,NIP)

COMMON /BL1/N1(200),N2(200),MAO(200)

COMMON /BL2/POTP(200),POTQ(200)

DO 1 I=1,K

IF(N1(I).EQ.NIP) GO TO 1

IF(POTP(I)) 3,1,3

3 P=POTP(I)

Q=POTQ(I)

N=I

4 M=MAO(N)

POTP(M)=POTP(M)+P

POTQ(M)=POTQ(M)+Q

IF(N1(M).TQ.NIP) GO TO 1

N=M

GO TO 4

1 CONTINUE

RETURN

END

 

Текст подпрограммы PTR при сортированной исходной информации (PASCAL):

 

procedure PTR(k,nip: integer);

var i,n,m: integer;

p,q: real;

Begin

for i:=1 to k do if (n1[i]<>nip) and (potp[i]<>0) then

begin

p:=potp[i];

q:=potq[i];

n:=i;

m:=mao(i);

while n1[m]<>nip do

begin

potp[m]:=potp[m]+p;

potq[m]:=potq[m]+q;

n:=m;

m:=mao[n];

end;

end;

End;

 

Текст подпрограммы PTR при сортированной исходной информации (С/С++):

 

void PTR(int k, int nip, int *n1, int *mao, float *potp,

float *potq)

{

int i=0,n=0,m=0;

float p=0.0,q=0.0;

 

for(i=0; i<k; i++) if((n1[i]!=nip)&&(potp[i]!=0)) {

p=potp[i];

q=potq[i];

n=i;

for(m=mao[i]; n1[m]!=nip;) {

potp[m]+=p;

potq[m]+=q;

n=m;

m=mao[n];

}

}

}

 

Здесь: POTP — массив потоков активных мощностей на участках схемы; POTQ — массив потоков реактивных мощностей. Обращение к подпрограмме PTR и размерности массивов могут быть изменены.

 

Таблица 9

 

Результаты расчета потокораспределения для схемы рис. 1 при
сортированной исходной информации

 

N n/n	Nн	Nк	POTP	POTQ
			232,05	155,84
			7,50	6,61
			224,55	149,22
			7,50	6,61
			151,20	113,40
			73,35	35,82
			151,20	113,40
			26,77	16,59
			46,57	19,23
			26,77	16,59
			21,38	7,03
			25,20	12,20
			21,38	7,03
			25,2	12,20
			25,2	12,20

 

Таблица 10

 

Исходные значения элементов массивов POTP и POTQ перед
началом работы подпрограммы PTR

(несортированная исходная информация)

 

N n/n	Nн	Nк	POTP	POTQ
			7,50	6,61
			151,20	113,40
			26,77	16,59
			25,20	12,20
			21,38	7,03

Текст подпрограммы PTR. Назначение - расчет потокораспределения в схеме разомкнутой электрической сети при несортированной исходной информации (PASCAL):

procedure PTR(k,nip: integer)

var i,j,n,m: integer;

p,q: real;

Begin

for i:=1 to k do if (n1[i]<>nip) and (potp[i]<>0) then

begin

for j:=1 to k do if i=mao[j] then

begin

break;

continue;

end;

p:=potp[i];

q:=potq[i];

n:=i;

m:=mao(i);

while n1[m]<>nip do

begin

potp[m]:=potp[m]+p;

potq[m]:=potq[m]+q;

n:=m;

m:=mao[n];

end;

end;

End;

Следует обратить внимание на то, что в вариантах реализации подпрограммы PTR на языке PASCAL значения массивов potp, potq, n1 и mao в подпрограмму не передаются. Эти массивы должны быть объявлены в программе глобальными. В противном случае в подпрограмму должны быть переданы, кроме переменных k и nip, соответствующие указатели на массивы potp, potq, n1 и mao. При передаче в подпрограмму указателей на массивы potp, potq, n1 и mao, при обращении к ним внутри подпрограммы PTR необходимо использовать оператор «^» (например, potp^(m):=potp^(m)+p;).

 

Текст подпрограммы PTR при несортированной исходной информации (C/C++):

Void PTR(int k, int nip, int *n1, int *mao, float *potp,

float *potq)

{

int i=0,j=0,n=0,m=0;

float p=0.0,q=0.0;

 

for(i=0; i<k; i++) if((n1[i]!=nip)&&(potp[i]!=0)) {

for(j=0; j<k; j++) if(i==mao[j]) {

break;

continue;

}

p=potp[i];

q=potq[i];

n=i;

for(m=mao[i]; n1[m]!=nip;) {

potp[m]+=p;

potq[m]+=q;

n=m;

m=mao[n];

}

}

}

Таблица 7

 

Результаты расчета потокораспределения для схемы рис. 1 при

несортированной исходной информации

 

N n/n	Nн	Nк	POTP	POTQ
			232,05	155,84
			7,50	6,61
			151,2	113,4
			7,50	6,61
			224,55	149,22
			73,35	35,82
			151,20	113,40
			46,57	19,23
			26,77	16,59
			26,77	16,59
			21,38	7,03
			25,20	12,20
			25,20	12,20
			25,2	12,20
			21,38	7,03

 

 

5.6. Определение напряжений в узлах сети

 

Задача расчета напряжений в узлах сети заключается в определении напряжений U_j во всех узлах сети (см. рис. 1):

 

U₂ = U₁ – DU_1-2 = U_ип – DU_1-2; U₈ = U₆ – DU_6-8;

U₃ = U₂ – DU_2-3 = U_ип – DU_1-2 – DU_2-3; U₁₀₂ = U₇ – DU_7-102;

U₄ = U₂ – DU_2-4; U₉ = U₈ – DU_8-9;

U₁₀₁ = U₃ – DU_3-101; U₁₀ = U₈ – DU_8-10;

U₅ = U₄ – DU_4-5; U₁₀₅ = U₉ – DU_9-105;

U₆ = U₄ – DU_4-6; U₁₁ = U₁₀ – DU_10-11;

U₁₀₄ = U₅ – DU_5-104; U₁₀₃ = U₁₁ – DU_11-103.

U₇ = U₆ – DU_6-7;

После расчета значения напряжений на низковольтной стороне трансформаторов (U₁₀₁, U₁₀₂, U₁₀₃, U₁₀₄, U₁₀₅) необходимо разделить на коэффициент трансформации, Кт=10/0,4=25. Методы определения U_j могут быть разными, например, с использованием тех же адресных отображений (см. блок-схему рис.2.).

 

Рис. 2. Блок-схема расчета напряжений N и М — рабочие переменные (М — определяет индекс предыдущей ветви; МАО — массив адресных отображений)

 

 

5.7. Графическое представление результатов расчета

 

В последние годы наряду с традиционным табличным широко практикуется представление результатов расчета электрических сетей в графическом виде. Это в ряде случаев более наглядно и удобно. В виде масштабируемой машинной графики могут выдаваться различные фрагменты сети, например, схема сети с нанесенными на ней исходными данными или схема сети с расчетными параметрами схемы r_л, x_л, r_т, x_т или схема сети с нанесенными на нее результатами расчета режима (W_p, W_q, P, Q, DP, DQ, DU, U и т. д.) или потерь электрической энергии и многое другое. Пример графического представления схемы сети вместе с исходными данными показан на рис. 3. На рис. 4 приведен пример представления схемы сети вместе с ее расчетными параметрами (r_л, x_л, r_т, x_т), а схема сети с результатами расчета номинального режима — на рис. 5.

 

 

 

Энергосистема	РУП «Минскэнерго»
Предприятие эл. сетей	Минские ЭС
Подстанция	Зябровка 110/10
Номинальное напряжение, кВ	10.0
Диспетчерский номер линии	№ 592
Ток головного участка в макс. режиме, А
Тангенс j в макс. режиме	0.8
Активная энергия головного участка, тыс.кВт ч	694.64
Напряжение на шинах в макс. режиме, кВ	10.5

 

 

 

 

 

Энергосистема	Минскэнерго
Предприятие эл. сетей	Минские ЭС
Подстанция	Зябровка 110/10
Номинальное напряжение, кВ	10.0
Диспетчерский номер линии	№ 592
Ток головного участка в макс. режиме, А
Тангенс j в макс. режиме	0.8
Активная энергия головного участка, тыс.кВт ч	694.64
Напряжение на шинах в макс. режиме, кВ	10.5

 

Энергосистема	Минскэнерго
Предприятие эл. сетей	Минские ЭС
Подстанция	Зябровка 110/10
Номинальное напряжение, кВ	10.0
Диспетчерский номер линии	№ 592
Ток головного участка в макс. режиме, А
Тангенс j в макс. режиме	0.8
Активная энергия головного участка, тыс.кВт ч	694.64
Напряжение на шинах в макс. режиме, кВ	10.5

 

		ТМ-63

 

 

				26.77 кВА