Содержание к диссертации
Введение
1. Методы расчета потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 9
1.1. Структура потерь в электрических сетях 12
1.2. Классификация методов расчета по типу сетей 19
1.3. Обеспеченность информацией расчетов потерь мощности и электроэнергии 22
1.4. Общая характеристика систем АИИСКУЭ 23
1.5. Цели и задачи исследования 33
Выводы по главе 34
2. Разработка математической модели для совершенствования метода оперативных расчетов потерь мощности в элементах СЭС 35
2.1, Общая характеристика факторов влияющих на точность расчета потерь мощности и электроэнергии оперативным методом 35
2.2, Расчет потокораспределения в сложных замкнутых сетях 38
2.3, Топологический метод расчета электрических сетей 43
2.4, Учет температурной зависимости сопротивления токопроводящих частей СЭС 49
2.5, Разработка графической модели для представления результатов расчета потерь мощности оперативным методом 56 Выводы по главе 58
3. Программный комплекс 59
3.1. Среда программирования Delphi 59
3.2. Общая характеристика программы 59
3.3. Интерфейс программы 61
3.4. Создание интерактивных моделей элементов СЭС для программного комплекса 67
3.5. Устройство сбора данных температуры и климатических параметров 83
Выводы по главе 84
4. Применение уточненного метода расчета потерь мощности и электроэнергии на предприятии ооо «юганскнефтегаз» 85
4.1. Краткая характеристика сетей и аппаратной части системы АИИСКУЭ 000 «Юганскнефтегаз» 85
4.2. Сведения о программной системе АИИСКУЭ 91
4.3. Применение разработанной методики в расчете потерь электроэнергии в электрических сетях предприятий 92 4.4* Оценка экономического эффекта от внедрения разработанной методики на предприятии 000 «ЮНГ-Энергонефть» 96
4.5. Проверка достоверности полученных результатов при помощи программного комплекса РТП 3 98
Выводы по главе 101
Заключение 102
Список литературы
- Структура потерь в электрических сетях
- Общая характеристика факторов влияющих на точность расчета потерь мощности и электроэнергии оперативным методом
- Создание интерактивных моделей элементов СЭС для программного комплекса
- Краткая характеристика сетей и аппаратной части системы АИИСКУЭ 000 «Юганскнефтегаз»
Введение к работе
В современных рыночных условиях, при финансовых расчетах между энергосистемой и потребителями важен анализ баланса энергии, в который входит технологический расход электроэнергии на ее передачу. Поэтому вопросы определения потерь электроэнергии являются весьма актуальными.
Задачи расчета потерь в сетях различных напряжений и различного напряжения имеют свои особенности, в частности распределительные сети характеризуются низкой достоверностью исходных данных. Однако с внедрением информационно-измерительных систем повышается информационная обеспеченность расчетов, поэтому появилась возможность учета дополнительных факторов при расчете потерь, определения структуры потерь во всей системе передачи и распределения электроэнергии, выявление места повышенных потерь. Накопленная информация дает возможность оперативно принимать меры по рациональному снижению потерь.
Определению потерь посветили свои работы Ю.СЖелезко, Г,Е. Поспелов, Н.Э. Воротницкий, В.А. Веников, ВА Строев, М.Н. Сыч, BJL Казанцев, В.В. Ершевич, Ю.В. Щербина, Г.М Каялов и другие ученые московской, киевской и других школ.
На основе предложенных методик разработаны программные комплексы, определяющие потери электроэнергии, такие как РТП-3, РАП, Прогресс++, АНАРЭС 2000, Regim, РП-8, Б-4.
Для реализации поставленной задачи по снижению потерь в настоящее время вышел ряд законов РФ: «Об энергосбережении», «Об обеспечении единства измерений», а также новые отраслевые документы: РД 34.09.101-94.
Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М,: 1995; РД 34.11.333-97» Типовая методика выполнения измерения количества электрической энергии М.:1997; Приказ № 267 от 4Л 0.2005 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», утвердивший Положение и Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии.
Разработка и совершенствование методов расчета потерь энергии с учетом совершенствования информационно-измерительных систем, представляет собой актуальную и важную с практической точки зрения задачу.
Цель работы и задачи исследования.
Целью диссертационной работы является создание информационно-вычислительного комплекса для оперативного определения потерь мощности и электроэнергии в системах электроснабжения с автоматизированными информационно измерительными системами коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ).
Объект исследования. Электроэнергетические системы и сети, оснащенные автоматизированными информационно-измерительными системами учета электроэнергии.
Предметом исследования является динамическое определение потерь электроэнергии, с учетом изменения конфигурации электрической сети, а также нелинейной температурной зависимости сопротивления элементов СЭС
Методы исследования. В ходе работы использовались методы расчета теоретической электротехники, электрических сетей, основные положения линейной алгебры и вычислительной математики, применение современных средств и методов программирования на алгоритмическом языке Object Pascal
в среде Delphi. Использовались экспериментальные исследования проведенные в ООО Юганскнефтегаз-Энергонефть, ОАО Сургутнефтегаз. Научная новизна.
Предложен уточненный метод оперативных расчетов потерь электроэнергии в промышленных сетях с учетом изменения структуры потребления и распределения электрической энергии, фактического нагрева токоведущих частей и климатических параметров. Отличие предлагаемых в работе методов от ранее известных заключается в том, что он включает в себя расчеты температуры кабелей и обмоток трансформаторов и учитывают изменение активных сопротивлений этих элементов сети во времени, а также изменение топологии СЭС.
Получена математическая модель оперативного расчета потерь мощности и электроэнергии в элементах СЭС» учитывающая изменение топологии электрической сети, нагрев токоведущих частей и климатических параметров.
Составлены и исследованы уравнения теплового баланса для кабелей и трансформаторов при оперативном расчете потерь мощности,
Разработаны алгоритмы расчетов потерь электроэнергии в сетях с автоматизированными информационно измерительными системами коммерческого учета электроэнергии.
На защиту выносятся следующие основные положения:
Методика и алгоритм уточненных оперативных расчетов потерь электроэнергии в промышленных сетях с учетом изменения конфигурации электрической сети, нагрева токоведущих частей и климатических параметров.
Математическая модель учета фактического нагрева при оперативном расчете потерь для различных элементов СЭС.
Уравнения теплового баланса для кабелей и трансформаторов при оперативном расчете потерь мощности и электроэнергии.
Практическая ценность.
Практической ценностью работы являются совершенствование оперативного метода расчета потерь мощности и электроэнергии с учетом нагрева токоведущих частей, внедрение которого позволяет управлять и оптимизировать потери, как в краткосрочной, так и долгосрочной перспективе.
Решение вышеперечисленных задач в настоящее время имеют важный экономический аспект.
Разработан универсальный программно-вычислительный комплекс, основанный на предлагаемой методике, позволяющий рассчитывать потери мощности и электроэнергии для электрической сети любой конфигурации, используя данные информационно-измерительных систем, использование которого позволяет снизить трудоемкость расчетов, повысить наглядность и информативность эксплуатируемых сетей»
Создан многофункциональный микроконтроллерный блок информационно-измерительной системы.
Разработан и внедрен в учебный процесс лабораторный стенд, моделирующий питающие сети с установленным измерительным комплексом, дополненный измерением климатических параметров.
Достоверность результатов подтверждается корректным применением для теоретических выводов разработанного математического аппарата; качественным совпадением и достаточной сходимостью результатов вычислительных и натурных экспериментов; наблюдением за перетоками мощности в сетях ООО "ЮНГ-Энергонефть"; апробацией как предварительных, так и окончательных результатов диссертационной работы.
Апробация работы. Результаты работы по теме диссертации докладывались и обсуждались на Федеральной научно-практической конференции «Современные методологии повышения эффективности энергохозяйства потребителей» Новокузнецк, 2006; международной научно-
практической конференции «Динамика систем, механизмов и машин» Омск, 2004; заседаниях кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий», включая секцию «Промышленная электроника» Омского государственного технического университета, Омск, 2006.
В первом разделе рассмотрена общая характеристика существующих методов расчета потерь мощности и электроэнергии, сформулированы цели и задачи диссертации.
Во втором разделе производится разработка уточненного оперативного метода расчета потерь мощности электроэнергетических системах с учетом фактического нагрева токопроводящих частей элементов сети и изменении топологии сети во времени,
В третьем разделе на основе предложенной методики производиться разработка программно-вьиислительного комплекса, а также описание составной части АИИСКУЭ для сбора температурных и климатических параметров.
В четвертом разделе производятся расчеты потерь мощности и электроэнергии сетей принадлежащих ООО "Юганскнефтегаз11 с применением метода оперативных расчетов и созданного на его основе программного комплекса.
Публикации, По теме диссертации опубликовано 8 научных работ.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 141 наименований, 6 приложений- Общий объем диссертации 146 страниц, в том числе; 25 иллюстраций и 21 таблица.
Работа выполнена на кафедре «Электроснабжение промышленных предприятий» Омского государственного технического университета.
Структура потерь в электрических сетях
От величины потерь электроэнергии (ЭЭ) существенно зависят технико-экономические показатели электрической системы в целом, стоимость потерь ЭЭ включается в приведенные затраты и годовые эксплуатационные расходы на передачу ЭЭ. Существует определенное соотношение между стоимостью электрической сети и потерями ЭЭ в ней- Проектируемая элек трическая сеть должна обеспечивать оптимальное соотношение между двумя этими показателями. Однако, в процессе эксплуатации потери энергаи могут увеличиваться, ухудшая характеристики работы системы. Таким образом, конечной целью расчетов и анализа потерь является их снижение с помощью экономически целесообразных мероприятий [34,89,131].
При эксплуатации ЭЭС широкое распространение получило понятие отчетных потерь AJF[34], Отчетные потери определяют как разность ЭЭ, поступившей в сеть JF0C, и ЭЭ, отпущенной из сети и оплаченной потребителем Wan. Укрупненная структура потерь ЭЭ приведена на рисунке 1Л и выглядит следующим образом:
а) технические потери электроэнергии AWT, которые обусловлены фи зическими процессами при передаче электроэнергии по электрическим се тям, сопровождаемыми преобразованием части ЭЭ в другие виды энергии (в основном в тепло) в элементах сетей. Технические потери не могут быть из мерены и определяются расчетным путем;
б) потери ЭЭ, обусловленные её расходом на собственные нужды подстанций FFCH, которые необходимы для обеспечения работы технологиче ского оборудования и обслуживающего персонала Расход на собственные нужды регистрируется счетчиками ЭЭ;
в) потери электроэнергии WmMt обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения, которые определяются на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых прибо ров учета;
г) коммерческие потери AWK? обусловленные хищениями электроэнер гии, несоответствием показаний счетчиков оплате за ЭЭ бытовыми потреби телями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии, и равные AWK = AW- AWT - Wcli - Wa2M.
Три первые составляющие представленной укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи ЭЭ по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Коммер ческие потери представляют собой результат воздействия «человеческого фактора» и включают: хищения ЭЭ, полную или частичную неоплату потребленной энергии и т.д. Каждая укрупненная составляющая имеет свою детальную структуру.
Технические потери классифицируют по группам элементов сетей (потери в линиях, трансформаторах, реакторах и т.д.) и разделяют на нагрузочные потери, потери холостого хода и потери на корону [34]. При электрических расчетах и анализе ЭЭС ее элементы представляются схемами замещения.
Выделяют следующие составляющие технических потерь [34]: - нагрузочные потери в линиях, силовых трансформаторах и автотрансформаторах, трансформаторах тока, высокочастотных заградителях, то-коограничнвающих реакторах, и другом оборудовании, используемом для транспорта ЭЭ; - потери холостого хода в силовых трансформаторах и автотрансформаторах, компенсирующих устройствах, трансформаторах напряжения, счетчиках, устройствах высокочастотной связи, изоляции кабельных линий; - климатические потери на корону в воздушных линиях и от токов утечки по изоляторам.
Общая характеристика факторов влияющих на точность расчета потерь мощности и электроэнергии оперативным методом
Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле [18,34]; AW Jvflgdt,, (2.1) .-і j=i где п - число элементов сети; Atij- интервал времени, в течение которого токовую нагрузку 1 І-го элемента сети с сопротивлением Rj принимают неизменной; m - число интервалов времени. Согласно [16-18,34,39] и исследованиям проводимым автором, данный метод имеет наибольшую точность при расчете потерь мощности и электроэнергии.
Данный метод позволяет: - выявлять участки СЭС с повышенным уровнем потерь и принимать оперативные меры по их снижению; - высокая точность расчета позволяет использовать результаты расчета в вопросах взаиморасчетов между поставщиками и потребителями за передачу электрической энергии, а также в вопросах нормирования потерь электроэнергии; - оценить эффективность применения устройств компенсации; - применение данного метода позволяет выбирать экономически целесообразный режим работы элементов СЭС; - данные, полученные с использованием данного метода, позволяют решать оптимизационную задачу. На основе проведенных исследований, автором проанализированы проблемы применения данного метода для расчета, и предложено его совершенствование.
Наиболее весомые факторы, влияющие на точность и скорость расчета потерь мощности и электроэнергии оперативным методом: 1. установка приборов учета производиться не во всем тракте передачи энергии от электростанции к потребителю; (5-10%) 2. изменение во времени конфигурации схемы системы электропередачи; (5-35%) 3. температурная зависимость активного сопротивления токопроводящей части элемента СЭС; (20%) 4. большой объем данных о потреблении и распределении электроэнергии; 5. данные с приборов учета могут иметь различный характер (5-10%); 6. влияние погрешности приборов учета; (10-25%) 7. специфическое графическое представление исследуемой системы электроснабжения и результатов расчета потерь мощности и электроэнергии не всегда понятны для оператора, 8. трудоемкость расчета схемы электроснабжения с большим количеством элементов; 9. необходимость проводить расчеты постоянно в режиме Online; 10. возможна задержка в передаче или искажение информации от измерительного комплекса.
Для исключения влияния факторов описанных выше и повышения точности расчета потерь мощности оперативным методом, автором применялись следующие подходы.
Установка приборов учета только в определенных местах, не дает полной картины о потокораспределении мощности на всем участке электропередачи, применение вычислительных методов расчета установившихся режимов на определенном интервале времени, позволяет с определенной точностью получить исходные данные для расчета потерь мощности и электроэнергии оперативным методом. Реализация расчета установившегося режима приведена в [21,40,41,83,85],
Учет изменения конфигурации схемы, реализуется при помощи применения топологического метода формирования УУН, данный способ хорошо известен и описан в [96,121,125].
Учет температурной зависимости производится при помощи методов рассмотренных в [91,104], а также методики предложенной автором, на основе собственных разработок [127].
Применение современных вычислительных средств программирования, а также алгоритмов обработки динамических потоков данных, предложенных автором, позволяет решить проблему трудоемкости расчета схем с большим количеством элементов, обработать большие массивы данных о потреблении и распределении электрической энергии в режиме Online, а также получить наглядное графическое представление исследуемой системы электроснабжения и результатов расчета потерь мощности и электроэнергии.
Возможные задержки и искажение информации, полученные из системы учета, необходимо обрабатывать при помощи методов математической статистики и прогнозирования.
На основе перечисленных методик, автором предложена усовершенствованная методика расчета потерь мощности и электроэнергии оперативным методом.
Создание интерактивных моделей элементов СЭС для программного комплекса
Первичная схема сети формируется из следующих типовых элементов: двухобмоточные, трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы; воздушные и кабельные линии электропередачи; токоограничивающие одиночные и сдвоенные реакторы; устройство ФКУ; эквивалентные питающие системы; асинхронные и синхронные двигатели; обобщенная нагрузка; коммутационные аппараты (выключатели); источник питания и высших гармоник (включая выпрямитель, дуговая печь...).
Мнемонические изображения типовых элементов представлены в меню графических изображений элементов. Каждый типовой элемент (кроме коммутационных аппаратов) сопровождается таблицей каталожных данных в объеме, необходимом для расчета сопротивлений прямой, обратной и нулевой последовательности.
Для расчёта установившегося режима основной частоты, эквиваяентная питающая система представляется последовательно соединенные эквивалентное сопротивление, рассчитанное по формуле (3.2) и источник ЭДС Дгтя трансформаторов с расщепленной обмоткой допустимы следующие схемы соединения обмоток: звезда / треугольник / треугольник треугольник / треугольник / треугольник 3,4.10.1 Трансформаторы с расщепленной обмоткой Трансформатор расщепленный UBH = 110 кВ
Для данного типа трансформаторов существуют три варианта исходных данных:
известны три значения напряжения КЗ «высокое - низкое» при параллельном включении секций НН1 - НН2, соответствующее трем положениям РПН, и одно напряжение КЗ НН1 - НН2, отнесенные к номинальной мощности трансформатора;
известны три значения напряжения КЗ «высокое - низкое» при параллельном включении секций НН1 - НН2, соответствующее трем положениям РПН, отнесенные к номинальной мощности, и одно напряжение КЗ НН1 - НН2, отнесенное к половине номинальной мощности трансформатора;
известны три значения напряжения КЗ «высокое - низкое» при раздельном включении секций НН1 - НН2, соответствующее трем положениям РПН, и одно напряжение КЗ НН1 - НН2, отнесенные к половине номинальной мощности трансформатора.
известно среднее значение напряжения КЗ «высокое - низкое» при параллельном включении секций НН1 - НН2 и одно напряжение КЗ НН1 -НН2, отнесенные к номинальной мощности трансформатора;
известно среднее значение напряжения КЗ «высокое - низкое» при параллельном включении секций НН1 - НН2, отнесенное к номинальной мощности, и одно напряжение КЗ НН1 - НН2, отнесенное к половине номинальной мощности трансформатора;
известно среднее значение напряжения КЗ «высокое - низкое» при раздельном включении секций НН1 - НН2 и одно напряжение КЗ НН1 - НН2, отнесенные к половине номинальной мощности трансформатора.
В данном разделе выполнено компьютерное моделирование электрических систем и сетей, а именно, доработан и исследован алгоритм методики оперативного расчета потерь мощности и электроэнергии в элементах электрической сети на основе топологического метода в среде Delphi, Обосновано использование программной среды Delphi. Представлен интерфейс программы расчета. Приведен микроконтроллерный компонент АИИСКУЭ измерению температуры и климатических параметров.
Краткая характеристика сетей и аппаратной части системы АИИСКУЭ 000 «Юганскнефтегаз»
Поставщиком электроэнергии для предприятий 000 «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» является ОАО «ТЮМЕНЬЭНЕРГО», взаимоотношения с которым регламентируются договором на отпуск электроэнергии.
Передача электроэнергии осуществляется через сети и подстанции 110-500 кВ ОАО «ТЮМЕНЬЭНЕРГО», которые в основном расположены на месторождениях. Дальнейшее распределение электроэнергии по потребителям осуществляется по воздушным линиям напряжением ВЛ-6,35 кВ и подстанции ПС 35/6 кВ5 КТТШ 6/04 кВ,
Для обеспечения передачи таких объемов электроэнергии в эксплуатации и обслуживании Общества находится:
Трансформаторные подстанции - 1 ПС 220 кВ «Росляковская»; - 5 ПС 110 кВ «Шубинская», «ЦПС», «Пирс», «Муратовская» и «Киняминская»; - 244 ПС 35/6 кВ (подстанция в районе к.204 ВС в монтаже); - 4060 КТПН 6/0.4 кВ; Воздушные линии электропередачи -ВЛ-220кВ-87км и ВЛ-110кВ -95 км; -ВЛ-35 кВ (двухцепных) - 1427 км; -ВЛ-6кВ.-4496км; - кабельных линий 6-0.4 кВ - 2103 км.
Также в работе находится ГТЭС (Газотурбинная электростанция) проектной мощности 24 МВА, вырабатывающая собственную электроэнергию, утилизируя попутный нефтяной газ на ЦПС Приразломного месторождения нефти.
Электроэнергия поступает по ВЛ ОАО «Тюменьэнерго». Коммерческое сечение учета находится на 31 подстанции НЮЭС и 3 подстанциях ЗАО «ЭСКОМ». Для коммерческого учета приняты счетчики ABB «Альфа». Перечень точек коммерческого учета приведен в Приложении А. Коммерческий учет выполнен на базе АПК «Телескоп-Н» разработки НПФ «Прорыв», г. Жуковский. Описание типа средств измерений для государственного реестра внесено в государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 19393-02.
Большие расстояния между точками учета обусловливают применение в качестве каналов передачи данных аналоговые радиостанции, а так же имеющиеся каналы связи. Счетчики ABB «Альфа» уже установлены в точках учета, по ним ведется коммерческий учет.
Трансформаторы тока и напряжения используются существующие с составлением паспортов-протоколов измерительного комплекса по всем подстанциям.
Цепи напряжения счетчиков (подключены к цепям трансформаторов напряжения отдельными кабелями) и токовые цепи подключены через испытательные блоки БИ-4.
На каждой подстанции устанавливается станция учета электроэнергии СУ 1/10-01, в составе которой находятся: -радиостанция «Motorola»; - блок питания радиостанции; -терминальный контроллер ТК-1616М2; -адаптер ABB (1,2 или 3 штуки); -устройство бесперебойного питания с контролем перехода на батареи и разряда батарей; - блок питания 24В постоянного тока; - УЗО и защитный автомат.
На ПС «Угутская» (КНС-1), «СБалыкская» (КНС-2), «Петелинская» (КНС-1), «Мушкинская» (КС-4) устанавливаются по две станции учета электроэнергии СУ1/10-01.
На ПС «Иглинская» будет установлена одна станция учета электроэнергии с передачей информации на Мамонтовскую БЭО с последующей передачей информации на Майскую БЭО.
Счетчики подключаются к станциям учета электроэнергии СУ 1/10-01 сетевыми кабелями 5 категории (витая пара).
Для радиосвязи используются радиостанции Motorola GM-340 и GM-350 работающие на разрешенных частотах и устанавливаются новые АФУ. Все необходимые документы в ГКРЧ оформляет и предоставляет ООО «Энергонефть».
Для передачи данных из ООО «Энергонефть» в НЮЭС «Тюменьэнерго» предусмотрено два канала: канал 2MB (арендуется НЮЭС) и оптический канал связи Ethernet 10МВ, АСКУЭ «Телескопе» функционирует следующим образом. Непосредственный сбор информации от счетчиков электроэнергии АЛЬФА -(Государственный реестр № 14555-99, производства фирмы «АББ ВЭИ Метроника») осуществляются в терминальных контроллерах (ТК) по токовой линии связи. Для развязки сигналов в линии используется адаптер ABB производства «НПФ ПРОРЫВ». На одном или нескольких ТК строятся контролируемые пункты (КП). КП устанавливаются на подстанциях, обслуживаемых комплексами «Телескоп+». Сбор информации от датчиков осуществляется терминальными контроллерами ТК1616М2, поставляемых в составе станции учета. ТК являются абонентами маркерной сети телемеханики. Доставка кадров данных между сервером системы и абонентом может происходить через цепочку абонентов (до 5 промежуточных абонентов). Такой режим назван режимом ретрансляции, и предназначен он для увеличения зоны обслуживания географически разнесенных абонентов.
ТК накапливают показания счетчиков во внутренней памяти. Эти показания считываются по запросу сервера системы, выполненного на базе IBM PC совместимого компьютера, являющегося HOST компьютером сети, и сохраняются в базе данных, используемой комплексами «Телескоп+». HOST-компьютер системы и сервер Баз данных устанавливаются на каждой БЭО, Сервер системы комплектуется шлюзом, подключенным к компьютерной сети узла сбора. Просмотр собранных данных и построение отчетов по различным параметрам осуществляется на клиентских местах системы АСКУЭ - «АРМ Энергетика». С каждым сервером системы, под управлением ОС Windows Pro 2000, в Юганской, Майской, Мамонтовской, Приобской БЭО и Правдинскои БЭО устанавливается 2 клиентских места (автоматизированное рабочее место - АРМ). Для печати построенных отчетов в состав системы на каждом БЭО устанавливается сетевой лазерный принтер.
HOST- компьютер, сервер Баз Данных, IP шлюз, клиентские места и сетевой принтер образуют домен компьютерной сети, где в качестве доменообразующего компьютера выступает компьютер Сервера Баз Данных, работающий под управлением ОС Windows 2000 Server, В качестве СУБД используется SQL сервер Windows 2000. На доменообразующем компьютере устанавливается также ISA сервер для защиты компьютеров домена от несанкционированного доступа извне. Дія повышения защищенности домена связь с корпоративной сетью осуществляется через отдельную сетевую плату в сервере домена.
Похожие диссертации на Совершенствование метода оперативных расчетов потерь мощности и электроэнергии в элементах СЭС с использованием данных системы АИИСКУЭ
