Электрические сети и системы

Пункты 1,2 и 5 как это видно из таблицы 1.13 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения.

Проверяем по потери напряжения точку 4

U034 = U03 +U34 = 2,6%+2,2% = 4,8 % ,

что меньше допустимой потери напряжения

Аналогично проверяют сеть в послеаварийном режиме:

Uдоп.ав Uав, (1.30)

где Uдоп.ав - допустимая величина потери напряжения (в % от номинального напряжения) в послеаварийном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (20?25)?.

Пункты 1,2 и 5 как это видно из таблицы 1.14 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения в послеаварийном режиме.

Проверяем по потери напряжения точку 4

U034ав = U03ав +U34ав = 5,2+2,0 = 7,2 %

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Аналогично выполняется расчет для номинального напряжения 150 кВ.

Если сеть не удовлетворяет условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном или послеаварийном режимах, то из дальнейшего рассмотрения этот вариант следует исключить.

1.6.2 Расчет смешанного варианта сети

1.6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.



P01=;

P01=МВт ;

По первому закону Кирхгофа для узла 1 найдем Р12.

Р12= Р01-Р1

Р12= 21,5-20 = 1,5 МВт;

Далее аналогично находим Р02

Р02=Р2-Р12

Р02=25 -1,5 = 23,5 МВт

Проверка:

P02= ;

P02=МВт ;

Реактивные нагрузки по участкам сети

Qij=Pij*tgср.взв.

Для участка 0-1

Q01=P01*tgср.взв.

Q01=21,5*0,264 =5,3Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

Для участка 0-1

S01===20,7 МВА

Аналогично рассчитываем участки 1-2 и 0-2. Для остальных участков потокораспределение берем из предыдущего варианта. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.17

Таблица 1.17 Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5	1-2
Р, Мвт	21,5	23,5	35,0	15,0	8,0	1,5
Q, Мвар	5,7	6,2	9,3	4,0	2,1	0,4
S, МВА	22,2	24,4	36,2	15,5	8,3	1,5

1.6.2.2 Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения производится так же как для предыдущего варианта.

Расчеты по выбору напряжения сети сведены в таблицу 1.18.

Таблица 1.18 - Выбор номинального напряжения сети

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5	1-2
l, км	35,0	35,0	45,0	40,0	55,0	50,0
Р, Мвт	21,5	23,5	35,0	15,0	8,0	1,5
Uор, кВ	83,8	85,7	100,8	79,2	73,3	46,8

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

1) номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн=150 кВ.

1.6.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Определяем рабочие токи участков сети. Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети. Для участка 0-1

Fop01=

Fop01=

Принимаем для участка 0-1 стандартное сечение - Fст01= 120 мм2.

Аналогично определяем сечения на остальных участках сети, результаты вычислений заносим в таблицу 1.19.

Таблица 1.17 - Сечения участков сети, Uн = 110 кВ

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5	1-2
n	1	1	2	1	1	1
S, МВА	22,2	24,4	36,2	15,5	8,3	1,5
I	116,5	127,8	95,0	81,4	43,4	7,9
Fэ, мм2	116,5	127,8	95,0	81,4	43,4	7,9
Fст, мм2	120	120	95	70	70	70



1.6.2.5 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима

Для кольцевых участков сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами работы сети являются - поочередное отключение головных участков 0-1 и 0-2

Проверку осуществим для кольцевого участка сети 0-1-2-0.

Расчет выполним для двух режимов:

а) Выход из строя головного участка 0-1

Потокораспределение активных нагрузок

P12ав=P1=20 МВт ;

Р02ав=Р1+Р2 =20+25= 45 МВт

б) Выход из строя головного участка 0-2

P12ав=P2=25МВт ;

Р01ав=Р1+Р2 =20+25=45 МВт ;

Для участка 1-2 в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим б), с наибольшей нагрузкой

Результаты проверки сводим в таблицу 1.20.

Таблица 1.20. - Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме, (Uн = 110 кВ)

Участок	Рмах, МВт	I ав, А	F, мм2	Iдоп, А	Fприн, мм2
0-1	45	251,47	120	445	120
0-2	45	251,47	120	445	120
1-2	25	139,7	70	265	70



1.6.2.6 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме

Определяем параметры схемы замещения ЛЭП.

Результаты сводим в таблицу 1.21.

Таблица 1.21 -Параметры схемы замещения сети, Uн = 110 кВ

Участок	Провод	n	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0-1	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	35	8,72	14,81	94,15
0-2	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	35	8,72	14,81	94,15
0-3	АС-95	2	0,314	0,429	2,65	45	7,06	9,65	238,5
3-4	АС-70	1	0,42	0,44	2,58	40	16,8	17,6	103,2
0-5	АС-70	1	0,42	0,44	2,58	55	23,1	24,2	141,9
1-2	АС-70	1	0,42	0,44	2,58	50	21	22	129

Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 1.22.

Таблица 1.22 -Потери напряжения - нормальный режим, Uн = 110 кВ

Участок	Р	Q	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU кВ	ДU %
0-1	21,5	7,5	8,72	14,81	2,7	2,5
0-2	23,5	8,2	8,72	14,81	3,0	2,7
1-2	1,5	0,5	21,00	22,00	0,4	0,3

В кольцевом участке проверку по потери напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U012 = U01 +U12 = 2,5+0,3 = 2,8 %

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышают допустимые

Аналогично определяем потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а) и б). Результаты расчетов сводим в таблицы 1.21 и 1.22.

Для режима а) определяем U021ав = U02ав +U12ав.

Для режима б) U012ав = U01ав +U12ав

Таблица 1.21-Потери напряжения - послеаварийный режим а), Uн = 110 кВ

Участок	Р	Q	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU %
0-2	45,0	15,7	8,72	14,81	5,7	5,2
1-2	20,0	7,5	21,00	22,00	5,3	4,8
Итого		10

Таблица 1.22 - Потери напряжения - послеаварийный режим б), Uн = 110 кВ

Участок	Р	Q	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU кВ	ДU %
0-1	45,0	15,7	8,72	14,81	5,7	5,2
1-2	25,0	8,2	21,00	22,00	6,4	5,8
Итого		11

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.

1.6.3 Расчет сложнозамкнутого варианта сети

1.6.3.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет потокораспределения для сложнозамкнутого варианта сети может быть выполнен различными методами:

- с использованием законов Кирхгофа;

- методом контурных мощностей;

- методом узловых напряжений;

- методом последовательного преобразования схемы;

- прочими методами.

На раннем этапе проектирования, до определения сечений на участках сети, расчет выполняется без учета потерь, из предположения равенства сечений проводов по участкам, что позволяет в математической модели сети перейти от комплексно-сопряженных сопротивлений к длинам участков.

Кроме того, принятое в 1.31 распределение компенсирующих устройств позволяет вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.

Поэтому в дальнейших расчетах будем искать потокораспределение активной мощности. Потоки реактивных мощностей по ветвям сети легко находятся по выражению

Qij=Pij tgцср.взв. (1.31)

Рассмотрим основные методы, применяемые для таких расчетов.

Пример 1.7 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети, показанной на рисунке 1.19.

Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.

А) Расчет потокораспределения с использованием законов Кирхгофа

Расчет участка 0-5 выполняем независимо от режима остальной части сети:

Р05 = Р5 (1.32)

Определяем мощность на разомкнутом участке 3-4, примыкающего к сложнозамкнутой части сети

Р34 = Р4 (1.33)

Преобразуем сложнозамкнутый участок сети, перенося нагрузку Р4 примыкающего к узлу 3 радиального участка в узел 3.

где Р3 + Р34 = Р3 + Р4

Определим топологические характеристики схемы сети:

- количество узлов n = 4;

- количество ветвей m = 5.

Тогда количество уравнений составляемых по 1-му закону Кирхгофа

k1 = n-1 =4-1=3

Количество уравнений составляемых по 2-му закону Кирхгофа

k2 =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Таким образом составляем полную систему уравнений по законам Кирхгофа: три уравнения по 1-му закону (для произвольно выбираемых узлов) и два уравнения по 2-му закону для контуров (выберем в качестве независимых контуров контуры: 0-1-2-0 и 0-2-3-0.

узел 1: Р01 -Р12 =Р1

узел 2: Р02 +Р12 -Р23= Р2

узел 3: Р03+Р23 = Р3+Р4 (1.34)

контур 0-1-2-0: P01?l01 +P12?l12 - P02?l02 = 0

контур 0-2-3-0: P02?l02 +P23?l23 - P03?l03 = 0

Решим систему уравнений для следующих исходных данных:

Р1=20 МВт; Р2=25 МВт; Р3=15 МВт; Р4=11 МВт; Р5= 8 МВт;

l01= 35 км; l02= 35 км; l03= 45 км; l12= 50 км; l23= 60 км.

Расчет выполняем в среде Mathcad двумя способами, с помощью матриц и с помощью блока решений Given.

Решение показано на рисунке 1.21



Рисунок 1.21 - решение системы в среде Mahtcad

Покажем решение системы уравнений в MS Excel, рисунки 1.22 и 1.23

Это решение соответствует первому способу, показанному на рисунке 1.18.

Занесем в ячейки A3:E3 длины участков, а ячейки F3:I3 нагрузки Р1, Р2,Р3,Р4. В ячейки A6:E10 занесем матрицу коэффициентов системы - А, а в ячейки G6:G10 свободные члены системы - B.

Выделим блок B13:B17. В этом блоке активной будет ячейка B13. Наберем формулу =МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10). Нажмем сочетание клавиш Ctrl+Shift+Enter одновременно. В строке формул появится выражение {=МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10)} в фигурных скобках. Это свидетельствует о том, что формула стала табличной. Во всех ячейках выделенного блока появится формула =МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10).

Значения потоков активной мощности по ветвям сети расположены в ячейках В13:В17.

Б) Расчет потокораспределения методом контурных мощностей

Покажем расчет потокораспределения на преобразованной схеме, рисунок 1.20.

Количество контурных уравнений

kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Выделим два независимых контура: 0-1-2-0 и 0-3-2-0.

Обозначим контурные мощности PI и PII.

Запишем систему контурных уравнений

контур 0-1-2-0: P01?l01 +P12?l12 - P02?l02 = 0

(1.35)

контур 0-3-2-0: P03?l03 -P02?l02 -P23?l23 = 0

Примем

; (1.36)



Выразим потоки мощности на остальных участках через контурные мощности, используя первый закон Кирхгофа

(1.37)

Подставим 1.36 и 1.37 в 1.35. Получим

(1.38)

Преобразуем 1.38 к удобному для расчета виду

(1.39)

Решив систему 1.39, находим контурные мощности, при подстановке которых в 1.37 и 1.38 получаем потокораспределение по ветвям.

Пример 1.8 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети, показанной на рисунке 1.24 методом контурных мощностей для исходных данных, заданных в примере 1.17.

Подставляем исходные данные в систему 1.38

Решим систему с помощью теоремы Крамера.

Главный определитель системы

Вспомогательные определители

Решение системы

Находим потокораспределение по ветвям схемы

Г) Формирование системы контурных уравнений с использованием графов

Формирование системы контурных уравнений по выше изложенной методике приводит к трудоемким промежуточным вычислениям, особенно для задач большой размерности.

Вместе с тем система контурных уравнений может быть легко получена без промежуточных преобразований с использованием графов.

Порядок формирования системы контурных уравнений:

Формируем граф сети, дерево и хорды;

Выбираем систему независимых контуров таким образом, чтобы в каждый из них вошла одна из хорд;

Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим контурным мощностям;

Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде

, (1.40)

где - собственное комплексное сопротивление К-го контура, равное сумме комплексных сопротивлений элементов входящих в контур;

- общее комплексное сопротивление между контурами K и L, которое равно сумме комплексных сопротивление элементов находящихся в общих ветвях, которое берется со знаком плюс, если соответствующие контурные мощности имеют одинаковое направление в общих ветвях и со знаком минус, если направления контурных мощностей в этих ветвях взаимнопротивоположны;

комплексное сопряженное значение сопротивления ;

- комплексная мощность K-ого контура;

- свободный член K - контурного уравнения.

Правые части (свободные члены) системы контурных уравнений формируются с использованием дерева схемы.

Свободный член системы контурных уравнений для K-го уравнения равен алгебраической сумме произведений нагрузок узлов сети на сумму сопряженных сопротивлений только тех ветвей пути графа по дереву схемы от узла j до узла баланса (источника питания), которые принадлежат K-му контуру, и это произведение берется со знаком плюс, если путь графа совпадает с направлением контурной мощности и со знаком минус, если они не совпадают.

Пример 1.9. Сформировать систему контурных мощностей для схемы рассмотренной в примере 1.8.

С учетом допущений принятых в начале пп. 1.6.3.1 перейдем при формировании контурных уравнений от комплексных сопротивлений к длинам участков сети и от комплексных мощностей к активным мощностям .

Cформируем граф сети, в котором ребра будут являться ветвями, а вершины узлами схемы сети.

Количество хорд всегда равно количеству контурных уравнений

kx = kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Выберем в качестве хорд две внешние ветви (0-1 и 0-3, помеченные на рисунке 1.25 знаком ).

Тогда остальные ветви будут входить в дерево схемы.

Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим контурным мощностям, то есть PI=P01 и PII=P03;

Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде



, (1.41)

где - собственная длина 1-го контура, ;

- собственная длина 2-го контура, ;

Для формирования рассматриваем пути графа по дереву схемы от каждой нагрузки до источника питания (показаны на рисунке 1.26 штрих-пунктирными линиями).

Формируем

(1.42)

В этом выражении Р1 умножается на сумму длин поскольку эти ветви входят в путь графа от узла 1 до узла 0 и принадлежат 1-му контуру и это произведение берется со знаком плюс, так как путь графа совпадает с направлением 1-ой контурной мощности. Аналогично нагрузка Р2 умножается на , а умножается только на , хотя в путь графа от узла 3 до узла 0 входят ветви 3-2 и 0-2, но ветвь 3-2 не входит в рассматриваемый контур 1.

Аналогично формируем

(1.43)

Таким образом, получим полную систему контурных уравнений



, (1.44)

которая будет идентичной системе 1.39.

1.6.3.2 Аварийные режимы сложно-замкнутой сети

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для сложно-замкнутой сети рассматриваются режимы с поочередным отключением головных участков.

Для проверки проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима рассчитывается потокораспределение, а затем и токи для каждого из этих трех режимов и на каждом участке за аварийный ток принимается максимальный.

1.6.3.3 Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в нормальном режиме

Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в нормальном режиме осуществляется до электрически наиболее удаленных точек сети, которыми являются точки потокораздела, или концевые точки радиально-магистральных участков, примыкающих к сложно замкнутой части сети (питающихся от узлов сложно замкнутой части сети). Если разомкнутый участок примыкает к узлы, являющимся точкой потокораздела, то проверку осуществляют только для конечной точки примыкающего разомкнутого участка.

Так для варианта сети изображенной на рисунке 1.19 электрически наиболее удаленной точкой сложно-замкнутого участка сети будет только точка 4 (точка 3 для данной сети является точкой потокораздела).



1.6.3.4 Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в послеаварийных режимах

В послеаварийных режимах проверке подлежат все наиболее тяжелые послеаварийные режимы. Так для сети изображенной на рисунке 1.19 поочередно осуществляют проверку всех трех режимов (рисунки 1.27, 1.28, 1.29 на основе расчета потокораспределения для каждого из них).

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

Выбор числа трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, определяется категорийностью потребителей, питающихся от них.

При наличии в составе нагрузок подстанции потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются два силовых трансформатора. При отсутствии потребителей 1-ой категории допускается установка одного силового трансформатора.

Выбор числа трансформаторов на подстанциях для рассматриваемого примера представлен в таблице 1.25.

Таблица 1.25- Выбор числа трансформаторов на подстанциях

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категория потребителей	1,2,3	1,2,3	1,2,3	3	3
Количество трансформаторов	2	2	2	1	1

Выбор мощностей силовых трансформаторов наиболее целесообразно осуществлять по допустимой нагрузке с учетом характеристик графиков электрических нагрузок.

Рассмотрим выбор мощности для рассматриваемого примера.

Выбор мощности трансформаторов в курсовом проекте должен быть осуществлен для двух номинальных напряжений 110 и 150 кВ. В данном примере рассматривается выбор трансформаторов класса 110 кВ,

Определяем среднюю квадратичную нагрузку по графику характерных «зимних» суток.

Sск=; (1.45)

где - мощность ступени нагрузки в относительных единицах;

ti - продолжительность ступени в часах

k - количество ступеней графика.

Для графика нагрузки, рисунок 1.11

Sск==0,81

Ориентировочная мощность трансформатора

Sор = Sск SМ/n; (1.46)

Для первой подстанции

Sор1 = 0,81*20,7/2 = 8,3 МВА

Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую стандартную. Параметры трансформаторов приведены в таблицах 1.26 и 1.27.

Таблица 1.26 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ

Тип трансформа- торов.	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования
		ВН	НН
ТМН-2500/110	2500	115	6,6: 11	5	22	10,5	1,5	±10*1,5 ±8*1,5
ТМН-6300/110	6300	115	6,6: 11	10	50	10,5	1	±9*1,78
ТДН-10000/110	10000	115	6,6:11	14	60	10,5	0,9	±9*1,78
ТДН-16000/110	16000	115	6,6:11	21	85	10,5	0,85	±9*1,78
ТРДН-25000/110	25000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	29	120	10,5	0,8	±9*1,78
ТРДН-32000/110	32000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	35	145	10,5	0,75	±9*1,78
ТРДН-40000/110	40000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	42	175	10,5	0,7	±9*1,78
ТРДН-80000/110	80000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	70	315	10,5	0,6

Таблица 1.27 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 150 кВ

Тип трансформа- торов.	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования
		ВН	НН
ТМН-4000/150	4000	158	6,6: 11	10	35	10,5	1,2	±9*1,33
ТДН-16000/150	16000	158	6,6:11	21	85	11	0,8	±8*1,5
ТРДН-32000/150	32000	158	6,3-6,3; 10,5-10,5; 11-11	35	145	10,5	0,7	±8*1,5
ТРДН-63000/150	63000	158	6,3-10,5; 11-11	59	235	17	0,65	±8*1,5

Принимаем к установке на п/с 1 два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, тип трансформатора - ТДН-10000/110

Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.26

Таблица 1.26 - Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с	Sм, МВА	n	Sор, МВА	Sнт, МВА	Sнт*, МВА	Тип трансформатора	Sнт ав*, МВА
1	20,7	2	8,3	10	0,97	ТДН-10000/110	0,48
2	25,9	2	10,4	16	1,24	ТДН-16000/110	0,62
3	15,5	2	6,3	10	1,29	ТДН-10000/110	0,64
4	11,4	1	9,2	10	0,88	ТДН-10000/110	0,88
5	8,3	1	6,7	10	1,21	ТДН-10000/110	1,21



1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

Выбранные трансформаторы должны быть проверены на перегрузочную способность.

Трансформаторы на подстанциях могут испытывать:

1 Систематические перегрузки - в течение длительного времени вследствие неравномерности графика нагрузки (перегружаются в отдельные часы суток и работают с недогрузкой в другие часы).

2 Аварийные перегрузки на двух трансформаторных подстанциях при выходе из строя одного из трансформатора. Аварийные перегрузки являются кратковременными - на время ремонта или замены вышедшего из строя трансформатора.

Перегрузка трансформаторов регламентируется ГОСТ 14209-97 /7/

Проверим выбранные нами трансформаторы на систематическую перегрузку.

Определяем коэффициент

, (1.47)

где Sнт - номинальная мощность трансформатора (МВА);

Sм - расчетная максимальная нагрузка (МВА). Sм = Si из таблицы 1.5;

n - количество трансформаторов на подстанции/

Расчет выполняем для первой подстанции (П/С 1)

Если Кнт*? 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт*

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяем предварительное время перегрузки tп' .

Определяем коэффициент начальной загрузки К1.

К1=, (1.48)

В формуле 1.32 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне перегрузке.

Если график нагрузки имеет несколько участков перегрузки (несколько пиков) то за зону перегрузки принимают ту, которая имеет максимальный тепловой импульс (максимальную площадь участка), при этом второй участок перегрузки с меньшим тепловым импульсом учитывается при расчете К1.

Определяем предварительный коэффициент перегрузки по графику .

= (1.49)

В выражении 1.33 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне перегрузки

Для первой подстанции

К1(пс1)=0,71;

(пс1)1,03

Если ? 0,9 , то принимаем расчетный коэффициент перегрузки К2 = , а время перегрузки tп = , иначе принимаем К2 =0,9, а время перегрузки корректируем по выражению

(1.50)

Для подстанции 1 - К2 = 1,03 и tп = 6 ч.

По таблицам ГОСТ систематических перегрузок (таблица 1.28), в зависимости от К1, tп, эквивалентной температуры охлаждающей среды И (так как выбор трансформатора осуществлялся по зимнему графику, имеющему больший максимум нагрузки то в качестве И принимаем эквивалентную зимнюю температуру) и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К2доп.

При несовпадении расчетных значений К1, tп, или И с табличными значение К2доп.определяют по правилам линейной интерполяции.

Таблица 1.25- Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам.

Населённый пункт	Эквивалентная температура, 0С.	Населённый пункт	Эквивалентная температура, 0С.
	годовая	зимняя	летняя		годовая	зимняя	летняя
Абакан Алдан Алма - Ата Андижан Актюбинск Архангельск Астрахань Ачинск Ашхабад Баку Барнаул Батуми Белгород Белорецк Березники Бийск Биробиджан Благовещенск Благовещенское Братск Брест Брянск Бухара Верхоянск Вильнюс Винница Витебск Владивосток Владимир Волгоград Вологда Воркута Воронеж Ворошиловград Гомель Горький Гродно Грозный Гурьев Джамбул Днепропетровск Донецк Дудинка Душанбе Евпатория Ереван Житомир Запорожье Зея Зыряновск Иваново Иваново -Франковск Игарка Ижевск Иркутск Йошкар-Ола Казань Калининград Калинин	8,7 4,8 14,3 18,6 12,1 5,8 15,7 7,5 21,6 17,8 9,4 16,1 11,5 6,9 7,5 8,6 10,0 10,4 9,2 7,1 11,0 9,7 18,7 2,9 9,9 10,7 9,4 10,0 9,8 14,5 7,4 0,5 11,0 13,3 10,4 8,9 10,1 15,0 15,5 14,2 13,6 12,6 0,2 18,2 14,8 16,4 10,8 13,8 7,4 8,4 8,1 10,9 2,1 10,1 7,1 8,6 9,4 9,8 8,1	- 19,3 20,1 5,9 0,3 - 14,1 - 11,4 5,3 16,7 4,2 4,9 16,4 7,5 6,7 15,1 14,3 16,9 19,0 19,6 16,8 20,1 3,4 7,6 1,3 20,1 4,4 4,9 6,7 11,7 10,2 7,9 10,8 19,4 8,4 5,9 5,8 10,5 4,1 2,3 8,3 4,6 4,4 5,6 15,5 3,0 0,8 1,9 4,6 4,0 20,1 20,1 10,8 3,7 20,1 13,4 19,1 12,5 12,5 2,4 - 9,1	17,6 14,6 22,2 26,3 20,9 14,0 24,1 16,3 15,3 24,8 18,2 21,6 19,3 15,2 16,0 17,4 18,9 19,7 17,9 16,3 17,9 17,4 26,3 13,2 17,0 17,8 16,9 17,4 16,8 23,0 15,5 9,4 19,0 21,2 17,7 17,1 17,1 22,8 24,3 22,1 21,3 20,4 9,9 25,7 22,1 23,9 18,0 21,6 16,7 17,6 16,1 17,7 12,0 17,4 16,0 16,9 17,8 16,5 15,9	Калуга Кандалакша Караганда Кемерово Керчь Кзыл - Орда Киев Кировабад Киров Кировоград Кировск Кишинёв Кокчетав Комсомольск-на-Амуре Кострома Краснодар Красноярск Кременчуг Кривой Рог Куйбышев Курган Курган-Тюбе Курск Кутаиси Ленинград Липецк Луцк Львов Магадан Магнитогорск Мариуполь Махачкала Минск Минусинск Мирный Могилев Мончегорск Москва Мурманск Нальчик Нарын Нарьян-Мар Нахичевань Невинномысск Нижний Тагил Николаев Николаевск-на-Амуре Новгород Новокузнецк Новороссийск Новосибирск Норильск Одесса Омск Орджоникидзе Орёл Оренбург Оймякон	8,8 4,5 10,1 7,8 15,1 16,3 11,2 17,1 7,0 12,0 2,9 13,4 9,6 9,3 8,2 14,9 8,0 12,3 13,3 11,1 8,8 19,9 10,6 16,8 8,6 10,9 10,9 9,9 2,5 8,6 13,6 16,0 9,5 8,8 4,6 9,7 3,8 10,1 3,4 13,3 8,8 2 18,1 13,7 6,5 14,2 6,3 8,3 8,3 15,8 8,3 0,7 13,8 8,4 11,8 9,9 12 2,2	8,9 10,6 14,3 17,7 0,4 7,7 4,8 2,5 13,1 4,6 11,3 2,2 15,1 20,1 10,7 0,7 15,9 4,5 4,1 12,5 16,9 3,7 7,7 6,2 6,8 8,9 3,6 3,9 19,4 15,5 4,1 0,8 5,9 19,3 20,1 6,5 11,8 8,2 9,5 3,5 14,6 15,7 1,5 3,4 14,7 2,5 20 7,6 16,3 3,5 17,7 20,1 1,8 17,8 3,7 8,4 13,4 - 20,1	16,5 12,5 18,9 16,7 23,6 24,7 18,9 24,4 16,4 19,4 10,9 20,6 18,3 10,3 14,3 22,3 16,7 20,5 20,9 19,6 17,4 27,3 18,4 22,8 16,4 19,0 17,8 16,5 11,1 17,1 21,5 23,7 16,8 17,7 16,8 15,1 11,3 18 10,7 20,9 16,2 10,3 25,8 21,2 14,8 21,8 15,1 16,0 17,0 22,7 17,2 10,5 21,3 17,1 18,9 17,8 20,7 12,4
Ош Павлодар Пенза Пермь Петрозаводск Петропавловск Петропавлоск-Камчатский Полтава Пржевальск Псков Пятигорск Рига Ровно Ростов-на-Дону Рубцовск Рязань Самарканд Саранск Саратов Свердловск Семипалатинск Симферополь Смоленск СоветскаяГавань Сочи Ставрополь Сугмант Сумы Сургут Сухуми Сыктывкар Таганрог Тайшет Талды-Курган Тамбов Талин Ташкент Тбилиси Темир Тернополь Тобольск	15,9 10,9 10,4 8,2 7,1 8,8 5,2 12 9,2 8,8 13,1 8,9 10,7 14 10,1 9,6 17 10,0 12,5 7,8 12 13,7 9 6,5 15,7 13,5 17,0 10,9 5,6 16,1 6,5 14,4 7,3 13,5 10,9 8,2 17,9 16,4 13,3 10,6 7,8	1,6 16,7 11 14,3 8,8 17,3 7,6 5,9 5,9 6,5 3 4,8 4,1 4,6 16,5 9,9 1,5 10,9 10,6 14,9 15 0,0 7,6 15,4 5,9 2,5 4,2 6,9 19,9 6,5 14,1 4,1 18,5 15,1 9,5 4,2 0,9 2,2 13,4 4,2 17	23,5 19,8 18,6 16,7 15,1 17,5 11,9 19,7 16,0 16,3 20,7 15,8 17,7 21,9 19 17,7 24,4 18,3 21,0 17,6 20,9 20,8 16,5 14 21,9 20,9 23,9 18,5 14,9 21,9 15,0 22,4 16,4 21,7 19 15,3 25,7 25,5 22,3 17,6 16,6	Тольятти Томск Туапсе Тула Тюмень Ужгород Улан-Удэ Ульяновск Уральск Уссурийск Усть-Каменогорск Уфа Фергана Фрунзе Хабаровск Ханты-Мансийск Харьков Херсон Хмельницкий Целиноград Чебоксары Челябинск Череповец Черкассы Чернигов Черновцы Чимкент Чита Элиста ЮжноСахалинск Якутск Ярославль	11,4 7,5 16 9,4 8,6 12,9 8,3 10 12,5 10,7 11,2 9,9 18 15 10,8 6,7 12,1 14,2 10,7 9,9 9,1 9,2 7,7 11,7 11,1 11,6 17 7,5 14,7 7,5 6,4 7,9	11,4 17,8 5,2 3,9 15,3 1,1 20,1 12,4 12,8 17,1 15 13,1 0,6 3,8 18,6 18,5 6,3 2,1 4,4 16,3 11,9 14,3 10,2 4,9 5,7 3,6 1,2 20,1 5,4 11,6 20,1 10,6	19,8 16,4 22,4 17,3 16,2 19,6 17,6 18,4 21,3 19 19,9 18,3 25,6 22,8 19,7 15,8 19,8 21,8 17,8 18,8 17,4 17,8 15,8 19,2 18,5 18,6 25,1 16,8 22,9 15 16,6 15,8

Таблица 1.28 Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов.

h, ч	М и Д	ДЦ*
	К2доп при значениях К1=0,25?1	К2доп при значениях К1=0,25?1
	0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1
Систематических ?охл= - 20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + + 1,7 1,56 1,48 1,41 1,3	+ + + 1,69 1,55 1,48 1,4 1,3	+ + 1,99 1,67 1,54 1,47 1,4 1,3	+ + 1,96 1,66 1,54 1,47 1,4 1,3	+ + 1,93 1,64 1,53 1,46 1,4 1,3	+ + 1,89 1,62 1,51 1,45 1,39 1,3	+ + 1,85 1,60 1,50 1,45 1,39 1,3	+ + 1,79 1,57 1,48 1,43 1,38 1,3	+ 1,79 1,61 1,47 1,4 1,37 1,33 1,26	+ 1,77 1,61 1,46 1,4 1,36 1,33 1,26	+ 1,76 1,60 1,46 1,4 1,36 1,32 1,26	+ 1,74 1,59 1,45 1,39 1,36 1,32 1,26	1,85 1,72 1,57 1,45 1,39 1,36 1,32 1,26	1,82 1,69 1,56 1,44 1,39 1,36 1,32 1,26	1,78 1,66 1,54 1,43 1,38 1,35 1,32 1,26	1,74 1,63 1,52 1,42 1,37 1,35 1,32 1,26
Систематических ?охл= - 10 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,95 1,62 1,49 1,41 1,34 1,23	+ + 1,92 1,61 1,48 1,41 1,34 1,23	+ + 1,9 1,6 1,47 1,4 1,33 1,23	+ + 1,87 1,58 1,46 1,4 1,33 1,23	+ + 1,83 1,56 1,45 1,39 1,33 1,23	+ + 1,79 1,54 1,44 1,38 1,32 1,23	+ + 1,75 1,52 1,42 1,37 1,31 1,23	+ 1,95 1,69 1,48 1,40 1,36 1,31 1,23	+ 1,72 1,55 1,41 1,34 1,31 1,27 1,2	+ 1,7 1,54 1,4 1,34 1,3 1,27 1,2	+ 1,69 1,53 1,4 1,34 1,3 1,26 1,2	1,80 1,67 1,52 1,39 1,33 1,3 1,26 1,2	1,77 1,65 1,51 1,38 1,33 1,3 1,26 1,2	1,74 1,62 1,49 1,38 1,32 1,29 1,26 1,2	1,70 1,59 1,47 1,37 1,32 1,29 1,26 1,2	1,65 1,55 1,44 1,35 1,31 1,28 1,25 1,2
Систематических ?охл= 0 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,86 1,54 1,41 1,34 1,27 1,16	+ + 1,83 1,53 1,4 1,33 1,26 1,16	+ + 1,80 1,51 1,39 1,33 1,26 1,16	+ + 1,77 1,50 1,38 1,32 1,26 1,16	+ + 1,74 1,48 1,37 1,31 1,25 1,16	+ 1,99 1,69 1,46 1,36 1,3 1,25 1,16	+ 1,91 1,64 1,43 1,34 1,29 1,24 1,16	+ 1,80 1,56 1,38 1,31 1,27 1,22 1,16	1,79 1,65 1,48 1,34 1,28 1,24 1,2 1,14	1,77 1,63 1,47 1,34 1,28 1,24 1,2 1,14	1,75 1,61 1,46 1,33 1,27 1,24 1,2 1,14	1,72 1,59 1,45 1,33 1,27 1,24 1,2 1,14	1,69 1,57 1,44 1,32 1,27 1,23 1,2 1,14	1,66 1,54 1,42 1,31 1,26 1,23 1,2 1,14	1,61 1,51 1,4 1,3 1,25 1,23 1,19 1,14	1,56 1,46 1,36 1,28 1,24 1,21 1,19 1,14
Систематических ?охл=10 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,76 1,46 1,33 1,26 1,19 1,08	+ + 1,73 1,44 1,32 1,26 1,19 1,08	+ + 1,7 1,43 1,31 1,25 1,18 1,08	+ 2 1,67 1,41 1,3 1,24 1,18 1,08	+ 1,94 1,63 1,39 1,29 1,23 1,17 1,08	+ 1,86 1,58 1,36 1,27 1,22 1,16 1,08	+ 1,76 1,51 1,32 1,24 1,2 1,15 1,08	1,84 1,6 1,4 1,25 1,2 1,17 1,13 1,08	1,71 1,57 1,41 1,28 1,21 1,18 1,14 1,07	1,69 1,55 1,4 1,27 1,21 1,18 1,14 1,07	1,67 1,54 1,39 1,27 1,21 1,17 1,14 1,07	1,64 1,52 1,38 1,26 1,2 1,17 1,13 1,07	1,61 1,49 1,36 1,25 1,2 1,17 1,13 1,07	1,57 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 1,13 1,07	1,52 1,42 1,31 1,22 1,18 1,15 1,12 1,07	1,44 1,35 1,26 1,19 1,15 1,13 1,11 1,07
Систематических ?охл=20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,66 1,37 1,25 1,18 1,11 1	+ 1,97 1,63 1,35 1,24 1,17 1,1 1	+ 1,92 1,6 1,34 1,23 1,17 1,1 1	+ 1,87 1,56 1,32 1,21 1,16 1,09 1	+ 1,8 1,51 1,29 1,2 1,15 1,09 1	1,98 1,71 1,45 1,25 1,17 1,13 1,08 1	1,81 1,57 1,35 1,19 1,13 1,09 1,06 1	1 1 1 1 1 1 1 1	1,63 1,49 1,34 1,21 1,15 1,11 1,07 1	1,6 1,47 1,33 1,2 1,14 1,11 1,07 1	1,58 1,45 1,32 1,19 1,14 1,1 1,07 1	1,55 1,43 1,3 1,19 1,13 1,1 1,06 1	1,52 1,4 1,28 1,18 1,13 1,1 1,06 1	1,47 1,37 1,26 1,16 1,12 1,09 1,05 1	1,41 1,31 1,22 1,13 1,1 1,07 1,04 1	1 1 1 1 1 1 1 1
Систематических ?охл= 30 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ 1,89 1,55 1,28 1,16 1,09 1,02 0,91	+ 1,84 1,52 1,26 1,15 1,08 1,02 0,91	+ 1,79 1,48 1,24 1,18 1,08 1,01 0,91	+ 1,73 1,44 1,21 1,12 1,06 1 0,91	1,92 1,64 1,38 1,18 1,09 1,05 0,99 0,91	1,76 1,51 1,29 1,12 1,05 1,02 0,97 0,91	1,27 1,12 1,02 0,97 0,95 0,94 0,92 0,91	-- -- -- -- -- -- -- --	1,54 1,41 1,26 1,13 1,07 1,04 0,99 0,92	1,51 1,39 1,25 1,13 1,07 1,03 0,99 0,92	1,49 1,37 1,24 1,12 1,06 1,03 0,99 0,92	1,46 1,34 1,22 1,11 1,06 1,08 0,99 0,92	1,42 1,31 1,2 1,1 1,05 1,02 0,98 0,92	1,36 1,26 1,16 1,07 1,03 1,0 0,97 0,92	1,21 1,12 1,05 0,99 0,97 0,96 0,94 0,92	-- -- -- -- -- -- -- --
Систематических ?охл= 40 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ 1,75 1,43 1,17 1,06 1,0 0,93 0,82	+ 1,7 1,39 1,15 1,05 0,99 0,92 0,82	1,94 1,64 1,35 1,13 1,03 0,98 0,91 0,82	1,84 1,56 1,3 1,09 1,01 0,96 0,9 0,82	1,69 1,44 1,21 1,04 0,97 0,93 0,88 0,82	1,26 1,08 0,96 0,89 0,86 0,85 0,84 0,82	-- -- -- -- -- -- -- --	-- -- -- -- -- -- -- --	1,45 1,32 1,18 1,05 0,99 0,96 0,91 0,84	1,42 1,30 1,17 1,04 0,99 0,95 0,91 0,84	1,39 1,28 1,15 1,04 0,98 0,95 0,91 0,84	1,36 1,25 1,13 1,02 0,97 0,94 0,9 0,84	1,31 1,2 1,1 1,0 0,96 0,93 0,89 0,84	1,19 1,1 1,01 0,94 0,91 0,89 0,87 0,84	-- -- -- -- -- -- -- --	-- -- -- -- -- -- -- --
Аварийных ?охл=-20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 2 1,9 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 1,9 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	2

Подобные документы

• Проектирование радиальной схемы электроснабжения

  Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
  
  курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014
  

• Расчет электрической сети

  Разработка конфигурации сети. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения.
  
  курсовая работа [295,9 K], добавлен 10.02.2015
  

• Разработка вариантов конфигурации электрической сети

  Возможные варианты конфигураций соединения цепей электропередач. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий. Электрический расчёт сети в послеаварийном режиме.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 06.08.2013
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• Разработка схемы питания районной распределительной сети

  Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
  
  курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
  
  методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010
  

• Проэкт электрической сети на территории Амурской области

  Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016
  

• Электрические сети

  Определение электрических нагрузок. Выбор вариантов схем электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах.Электрический расчет сети и определение параметров.
  
  курсовая работа [486,4 K], добавлен 17.03.2009
  

• Расчет районной электрической сети

  Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2013
  

• Разработка оптимального варианта электрической сети района нагрузок

  Анализ расположения источников питания. Разработка вариантов схемы сети. Выбор основного оборудования. Схемы электрических соединений понижающих подстанций. Уточненный расчет потокораспределения. Определение удельных механических нагрузок и КПД сети.
  
  курсовая работа [4,3 M], добавлен 01.08.2013
  

• Проектирование электрической сети

  Составление возможных вариантов конфигурации сети. Расчёт перетоков мощности. Оценка целесообразности применения напряжения 220 кВ. Определение активного сопротивления участков. Выбор трансформаторов на подстанции. Расчет режима максимальных нагрузок.
  
  контрольная работа [1,7 M], добавлен 27.11.2012
  

• Проектирование электрической сети напряжением 35/110 кв

  Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Расчёт приближенного потокораспределения. Выбор номинального напряжения участков электрической сети. Выбор оборудования.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.06.2010
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

  Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.
  
  курсовая работа [701,7 K], добавлен 26.06.2011
  

• Проект электросети для электроснабжения промышленного района

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014
  

• Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ

  Выбор вариантов схем соединений распределительной сети 220/110 кВ. Выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов. Составление полных схем электрических соединений. Точный электрический расчет режимов и минимальных нагрузок выбранного варианта.
  
  курсовая работа [952,5 K], добавлен 22.01.2015
  

• Развитие районной электрической сети

  Выбор варианта районной электрической сети, номинального напряжения, силовых трансформаторов. Расчет нагрузки, схем замещения и установившегося режима. Механический расчет воздушной линии электропередач, определение стрелы провеса на анкерном пролете.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 02.04.2013
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам