Проектирование районной электрической сети

Выбор номинального напряжения сети.

Формула Стилла для выбора выбора напряжения районной сети:

U_opij=16, (1.29)

По формуле (1.29):

U_opij=16, кВ

Расчеты для остальных участков производятся аналогично.

Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.8

Таблица 1.8 - Выбор номинального напряжения

Для дальнейшего расчета принимаются два варианта:

1) номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн=150 кВ.

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Расчет для номинального напряжения Uн=110 кВ.

Рабочие токи участков сети:

, (1.30)

где S_ij -полная мощность участка i-j, выбирается по таблице 1.7;

n - число цепей линии электропередачи.

Для участка 0-1 по формуле (1.30):

А

Ориентировочные сечения по участкам сети определяются по экономической плотности тока:

(1.31)

По формуле (1.31):

мм²

Для участка 0-1 принимается стандартное сечение F_ст=120 мм².

Аналогично проводится расчет для остальных участков, результаты вычислений сводятся в таблицу 1.9.

• Таблица 1.9 - Расчет сечений для U_н = 110 кВ

Участок	0--1	0--2	0--3	3--4	4--5
n	2	2	2	1	1
I, А	93,69	68,18	110,74	113,63	62,46
Fэ, мм2	93,69	68,18	110,74	113,63	62,46
Fст, мм2	120	120	120	120	70

Определение рабочих токов участков сети для номинального напряжения Uн=150 кВ

Расчет сечений проводов для участков сети на напряжение 150 кВ проводится аналогично предыдущему. Результаты расчета сведены в таблицу 1.10.

• Таблица 1.10 - Расчет сечений для U_н = 150 кВ

Участок	0--1	0--2	0--3	3--4	4--5
n	2	2	2	1	1
I, А	68,7	50	81,21	83,3	45,8
Fэ, мм2	68,7	50	81,21	83,3	45,8
Fст, мм2	120	120	120	120	120

Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима. Аварийный ток участка двухцепной цепи, в которой одна цепь вышла из строя:



(1.32)

Условие проверки:

, (1.33)

где I_допij- допустимый по нагреву длительный ток. Определяется по таблице 1.11 //.

Для участка 0-1 по формулам (1.32) и (1.33):

А

А

I_ав01 < I_доп01.

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.11.

Таблица 1.11 - Проверка сечений по допустимому току (Uн = 110 кВ)

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
0--1	120	380	187,38	120
0--2	120	380	136,36	120
0--3	120	380	221,48	120
3--4	120	380	113,63	120
4--5	70	265	62,46	70

Аналогично проводятся расчеты участков сети на напряжение 150 кВ. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.12.



Таблица 1.12 - Проверка сечений по допустимому току (Uн = 150 кВ)

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
0--1	120	380	137,4	120
0--2	120	380	100	120
0--3	120	380	162,42	120
3--4	120	380	83,3	120
4--5	120	380	45,8	120

Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режиме.

а) Проверка сети для номинального напряжения 110кВ.

Параметры П-образной схемы замещения ЛЭП:

(1.34)

(1.35)

(1.36)

где x_oij, r_oij - соответственно погонное индуктивное и активное сопротивления линии участка i-j, (Ом/км)

b_oij - погонная емкостная проводимость (мкСм/км);

X_лij ,R_лij - соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы замещения линии участка i-j (Ом);

B_лij - емкостная проводимость схемы замещения линии участка i-j (мкСм).

Значения x_o, r_o и b_o принимаются по таблице 1.13 //.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сведены в таблицу 1.13



Таблица 1.13 - Параметры схемы замещения (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	2	0.249	0.423	2.69	53,36	6,64	11,3	287,1
0--2	АС 120	2	0.249	0.423	2.69	47,56	5,92	10,1	255,9
0--3	АС 120	2	0.249	0.423	2.69	47,56	5,92	10,1	255,9
3--4	АС 120	1	0.249	0.423	2.69	40,6	10,11	17,17	109,2
4--5	АС 70	1	0.420	0.440	2.58	25,52	10,72	11,23	65,84

Потеря напряжения в % от номинального на участках сети в нормальном режиме:

U_ij= (1.37)

U_ij= (1.38)

По формуле (1.37) для участка 0-1 потеря напряжения в нормальном режиме:

U₀₁=кВ

По формуле (1.38) для участка 0-1:

U₀₁=%

Результаты расчетов потерь напряжения в нормальном режиме для напряжения 110 кВ сведены в таблицу 1.14


• Таблица 1.14 - Потери напряжения - нормальный режим (U_н = 110 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ДU кВ	ДU %
0--1	33	13,68	6,64	11,3	3,4	3,1
0--2	24	9,95	5,92	10,1	2,2	2
0--3	39	16,17	5,92	10,1	3,58	3,255
3--4	20	8,29	10,11	17,17	3,1	2,82
4--5	11	4,56	10,72	11,23	1,54	1,4

• Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме:
• U_авij =n U_ij (1.39)
• По формуле (1.39) для участка 0-1 потеря напряжения в послеаварийном режиме:
• U_ав01=3,1*2=6,2 %
• Потери напряжения на остальных участках определяются аналогично. Результаты сведены в таблицу 1.15.
• Таблица 1.15 - Потери напряжения - послеаварийный режим (U_н = 110 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ДU кВ	ДU %
0--1	33	13,68	13,28	22,6	6,78	6,2
0--2	24	9,95	11,84	20,2	4,41	4
0--3	39	16,17	11,84	20,2	7,16	6,51
3--4	20	8,29	10,11	17,17	3,1	2,82
4--5	11	4,56	10,72	11,23	1,54	1,4

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В нашем случае это точки: 2,5

Условие проверки в нормальном режиме максимальных нагрузок:



(1.40)

где U_доп - допустимая величина потери напряжения в нормальном режиме, которую для районных сетей можно принять равной 15.

Проверка по потере напряжения точки 5:

U₀₃₄₅= U₀₃ +U₃₄ +U₄₅ = 3,255%+2,82%+ 1,4%= 7,475%

По формуле (1.40): 15%>7,475 %

Пункт 3 удовлетворяет условию проверки по допустимой потере напряжения в нормальном режиме. Проверка сети в послеаварийном режиме:

U_доп=U, (1.41)

где ?U_доп.ав - допустимая величина потери напряжения в послеаварийном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (2025).

Проверка по потере напряжения точки 5:

U₀₃₄₅= U₀₃ +U₃₄ +U₄₅ = 6,51%+2,82%+ 1,4%= 10,73%

По формуле (1.40): 15%>10,73 %

Пункт 3 удовлетворяет условию проверки по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме. Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

б) Проверка сети для номинального напряжения 150кВ.

Расчет производится аналогично предыдущему по формулам (1.34-1.39) . Результаты расчета сведены в таблицы 1.16-1.18



Таблица 1.16 - Параметры схемы замещения (U_н = 150 кВ)

Участок	Провод	n	r 0, Ом/км	x 0, Ом/км	b 0, мкСм/км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0--1	АС 120	2	0.249	0.439	2.61	53,36	6,64	11,3	287,1
0--2	АС 120	2	0.249	0.439	2.61	47,56	5,92	10,1	255,9
0--3	АС 120	2	0.249	0.439	2.61	47,56	5,92	10,1	255,9
3--4	АС 120	1	0.249	0.439	2.61	40,6	10,11	17,17	109,2
4--5	АС 120	1	0.249	0.439	2.61	25,52	6,35	10,8	68,7

• Таблица 1.17 - Потери напряжения - нормальный режим (U_н = 150 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ДU кВ	ДU %
0--1	33	13,68	6,64	11,3	2,49	1,66
0--2	24	9,95	5,92	10,1	1,6	1,1
0--3	39	16,17	5,92	10,1	2,6	1,75
3--4	20	8,29	10,11	17,17	2,3	1,53
4--5	11	4,56	6,35	10,8	0,8	0,53

• Таблица 1.18 - Потери напряжения - послеаварийный режим (U_н = 150 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ДU кВ	ДU %
0--1	33	13,68	13,28	22,6	5	3,32
0--2	24	9,95	11,84	20,2	3,2	2,2
0--3	39	16,17	11,84	20,2	5,2	3,5
3--4	20	8,29	10,11	17,17	2,3	1,53
4--5	11	4,56	6,35	10,8	0,8	0,53

Проверка в нормальном режиме максимальных нагрузок.

Электрически наиболее удаленная точка: 5.

Проверка по потере напряжения точки 5:

U₀₃₄₅ = U₀₃ +U₃₄+U₄₅ = 1,75%+1,53%+0,53% = 3,81%

По формуле (1.40): 15%>3,81%

Проверка сети в послеаварийном режиме

Проверка по потере напряжения точки 5:



U₀₁₂₃ = U₀₁ +U₁₂ +U₂₃= 2.647%+2.246%+0.974% = 5.867%

По формуле (1.41): 15%>5.56%

Пункт 3 удовлетворяет условию проверки по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 150 кВ.

Расчет смешанного варианта сети.

Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок.

Расчет проводится без учета потерь мощности на участках сети.

Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.9).

Рисунок 1.9

(1.42)

По формуле (1.42):

МВт.



По первому закону Кирхгофа для узла 2 можно найти по формуле:

, (1.43)

По формуле (1.43):

МВт.

По первому закону Кирхгофа для узла Р₀₂ можно найти по формуле:

(1.44)

По формуле (1.44):

МВт

Проверка:

МВт

МВт

Проверка расчета активных мощностей:

(1.46)



По формуле (1.46):

29,7+27,3=33+24

57 МВт=57 МВт

По формуле (1.27) для участка 0-4 реактивная мощность равна:

МВАр

По формуле (1.28) для участка 0-4 полная мощность равна:

МВА

Таблица 1.19 - Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0--1	0--2	1--2	0--3	3--4	4--5
Р, МВт	29,7	27,3	3,3	39	20	11
Q, МВАр	12,3	11,3	1,366	16,17	8,29	4,56
S, МВА	32,15	29,55	3,57	42,2	21,65	11,9

Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения производится по формуле (1.29) так же как для предыдущего варианта.

Расчеты по выбору напряжения сети сведены в таблицу 1.20

Таблица 1.20 - Выбор номинального напряжения сети

Участок	0--1	0--2	1--2	0--3	3--4	4--5
Длина, lij , км	53,36	47,56	87	47,56	40,6	25,52
Рij, МВт	29,7	27,3	3,3	39	20	11
Uорij, кВ	101	96	65,9	105	85,41	65,49



Для дальнейшего расчета принимаются два варианта:

1) номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн=150 кВ.

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Определение рабочих токов участков сети для номинального напряжения Uн=110 кВ.

По формуле (1.30) для участка 0-1:

А

Определение ориентировочных сечений по участкам сети.

Для участка 0-1 по формуле (1.31):

мм²

Для участка 0-1 принимается стандартное сечение - F_ст01=150 мм².

Аналогично определяются сечения на остальных участках сети, результаты вычислений сведены в таблицу 1.21.

Таблица 1.21 - Расчет сечений для U_н = 110 кВ

Участок	0--1	0--2	1--2	0--3	3--4	4--5
n	1	1	1	2	1	1
S, МВА	32,15	29,55	3,57	42,2	21,65	11,9
I	168,7	155,1	18,74	110,7	113,6	62,46
Fэ, мм2	168,7	155,1	18,74	110,7	113,6	62,46
Fст, мм2	150	150	70	120	120	70

Определение рабочих токов участков сети для номинального напряжения Uн=150 кВ.



По формуле (1.30) для участка 0-1:

А

Определение ориентировочных сечений по участкам сети.

Для участка 0-1 по формуле (1.31):

мм²

Для участка 0-1 принимается стандартное сечение - F_ст01=120 мм².

Аналогично определяются сечения на остальных участках сети, результаты вычислений сведены в таблицу 1.22.

Таблица 1.22 - Расчет сечений для U_н = 150 кВ

Участок	0--1	0--2	1--2	0--3	3--4	4--5
n	1	1	1	2	1	1
S, МВА	32,15	29,55	3,57	42,2	21,65	11,9
I	123,75	105	12,7	81,21	83,3	45,8
Fэ, мм2	123,75	105	12,7	81,21	83,3	45,8
Fст, мм2	120	120	120	120	120	120

Проверка проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Проверка осуществляется для кольцевого участка сети 0-1-2-0.

Расчет выполняется для двух режимов:

а) Выход из строя головного участка 0-1

Потокораспределение активных нагрузок:



МВт

МВт

б) Выход из строя головного участка 0-2

Потокораспределение активных нагрузок:

МВт

МВт

Для участка 0-1в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим а), с наибольшей нагрузкой

Результаты проверки для U=110 кВ сведены в таблицу 1.23.

Таблица 1.23 - Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме (U_н = 110 кВ)

Участок	Iав, А	F, мм2	Iдоп, А	Fприн, мм2
0--1	324,5	150	445	150
0--2	324,5	150	445	150
1--2	188	70	265	70
0--3	120	380	221,48	120
3--4	120	380	113,63	120
4--5	70	265	62,46	70

Результаты проверки для U=150 кВ сведены в таблицу 1.24.

Таблица 1.24 - Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме , (U_н = 150 кВ)

Участок	Iав, А	F, мм2	Iдоп, А	Fприн, мм2
0--1	238	120	380	120
0--2	238	120	380	120
1--2	137,8	120	380	120
0--3	162,42	120	380	120
3--4	83,3	120	380	120
4--5	45,8	120	380	120

Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

а) Определение параметров схемы замещения ЛЭП для U_н =110 кВ.

Результаты расчетов по формулам (1.34-1.39) сведены в таблицу 1.25.

Таблица 1.25 -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-150	1	0,195	0,416	2.74	53,36	10,41	22,2	146,2
0--2	АС-150	1	0,195	0,416	2.74	47,56	9,27	19,78	130,31
1--2	АС-70	1	0.420	0.440	2.58	87	36,54	38,28	224,5
0--3	АС-120	2	0.249	0.423	2.69	47,56	5,92	10,1	255,9
3--4	АС-120	1	0.249	0.409	2.69	40,6	10,11	17,17	109,2
4--5	АС-70	1	0.420	0.440	2.58	25,52	10,72	11,23	65,84

Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 1.26.

Таблица 1.26 -Потери напряжения в нормальном режиме (U_н = 110 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, МВАр	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0--1	29,7	12,3	10,41	22,2	5,3	4,81
0--2	27,3	11,3	9,27	19,78	4,34	3,94
1--2	3,3	1,36	36,54	38,28	1,57	1,43
0--3	39	16,17	5,92	10,1	3,58	3,255
3--4	20	8,29	10,11	17,17	3,1	2,82
4--5	11	4,56	10,72	11,23	1,54	1,4

Проверка по потере напряжения до точки потокораздела 2, по ветвям 0-1-2:

U₀₁₂ = U₀₁ +U12 = 4,81%+1,43% = 6,24 %



По формуле (1.40): 15%>6,24%

Потеря напряжения до точки 5 (точка потокораздела) не превышает допустимое значение

Аналогично определяем потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а) и б). Результаты расчетов сводим в таблицы 1.27 и 1.28.

• Таблица 1.27-Потери напряжения - послеаварийный режим а) (U_н = 110 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, МВАр	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0--1	57	23,94	10,41	22,2	10,2	9,3
1--2	24	9,95	36,54	38,28	11,44	10,4
Итого		19,7

• Таблица 1.28 - Потери напряжения - послеаварийный режим б), U_н = 110 кВ

Участок	Р, МВт	Q, МВАр	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0--2	57	23,94	9,27	19,78	9.108	8.28
1--2	33	13,68	36,54	38,28	15,7	14.273
итого		22.553

Проверка по потере напряжения точки 2 по ветвям 0-1-2:

U_012ав = U_02ав +U_12ав= 8.28%+14,273%= 22,55 %

По формуле (1.41): 22,55%<25 %

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в послеаварийном режиме при напряжении 110 кВ, поэтому дальнейший расчет для нее не проводится.

б) Определение параметров схемы замещения ЛЭП для U=150 кВ.

Результаты расчетов по формулам (1.34-1.39) сведены в таблицу 1.29



Таблица 1.29 -Параметры схемы замещения сети (Uн = 150 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	53,36	13,29	23,43	139,3
0--2	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	47,56	11,84	20,9	124
1--2	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	87	21,7	38,2	227
0--3	АС-120	2	0,249	0,423	2,69	47,56	5,9	10,44	2448
3--4	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	40,6	10,1	17,8	106
4--5	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	25,52	6,35	11,2	66,6

Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 1.30.

Таблица 1.30 -Потери напряжения - нормальный режим (U_н = 150 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, МВАр	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0--1	29,7	12,3	13,29	23,49	4,55	3
0--2	27,3	11,3	11,84	20,9	3,7	2,5
1--2	3,3	1,366	21,7	38,2	0,83	0,55

Проверка по потере напряжения точки потокораздела 2 по путям 0-1-2:

U₀₁₂ = U₀₁ +U₁₂ = 3%+0,55% =3,55 %

По формуле (1.40): 15%>3,55%

Пункт удовлетворяет условию проверки по допустимой потере напряжения в нормальном режиме.

Проверка сети в послеаварийном режиме.

Аналогично определяем потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а) и б). Результаты расчетов сводим в таблицы 1.31 и 1.32.


• Таблица 1.31-Потери напряжения - послеаварийный режим а) (U_н = 150 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, МВАр	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0--1	57	23,94	13,29	23,49	8.799	5,86
1--2	24	9,95	21,7	38,2	6.006	4
Итого		9,86

• Таблица 1.32 - Потери напряжения - послеаварийный режим б) (U_н = 150 кВ)

Участок	Р, МВт	Q, МВАр	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0--2	57	23,94	11,84	20,9	7.963	5.309
1--2	33	13,68	21,7	38,2	8.258	5.505
Итого		10,8

Проверка по потере напряжения точки 1 при отключенной ветви 0-2:

U_012ав = U_01ав +U_12ав = 5,86%+4% = 9,86 %

По формуле (1.41): 25%>9,86 %

Проверка по потере напряжения точки 1 при отключенной ветви 0-5:

U_012ав = U_02ав +U12_ав=5,31%+5,5%=10,8 %

По формуле (1.41): 25%>10.8 %

Пункт 2 удовлетворяет условию проверки по допустимой потере напряжения в аварийном режиме при поочередном отключении ветвей 0-1 и 0-2.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и _послеаварийном режимах при напряжении 150 кВ.



1.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор числа трансформаторов на подстанциях для проектируемой сети представлен в таблице 1.33.

Таблица 1.33- 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

Средняя квадратичная нагрузка по графику характерных "зимних" суток:

S_ск=, (1.47)

где - мощность ступени нагрузки в относительных единицах;

t_i - продолжительность ступени в часах;

k - количество ступеней графика.

Для графика нагрузки на рисунке 1.1:

S_ск==0,773

Ориентировочная мощность трансформатора:

S_ор = S_ск S_М/n (1.48)



Для первой подстанции по формулу (1.48)

S_ор1 = 0,773*35,72/2=13,8 МВА

Для напряжения U=110 кВ по таблице 1.26 // принимается ближайшая большая номинальная мощность трансформатора. Для первой подстанции выбраны два трансформатора мощностью 16 МВА каждый, тип трансформатора - ТДН-16000/110.

Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.34.

Таблица 1.34 - Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с	Sм, МВА	n	Sор, МВА	Sнт, МВА	Kнт*, МВА	Тип трансформатора	Kнт ав*, МВА
1	35,72	2	13,8	16	0,896	ТДН-16000/110	2,009
2	26	2	10,049	16	1,23	ТДН-16000/110	1,46
3	20,57	2	7,92	10	0,975	ТДН-10000/110	1,59
4	9,74	1	7,53	10	1,027	ТДН-10000/110	1,027
5	11,9	1	9,2	10	0.84	ТДН-10000/110	0.84

Для напряжения U=150 кВ по таблице 1.27 // также выбираются трансформаторы по ориентировочным мощностям.

Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.35.

Таблица 1.35 - Выбор мощности трансформаторов 150 кВ

№ п/с	Sм, МВА	n	Sор, МВА	Sнт, МВА	Кнт*, МВА	Тип трансформатора	Кнт ав*, МВА
1	35,72	2	13,8	16	0,896	ТДН-16000/150	2,009
2	26	2	10,049	16	1,23	ТДН-16000/150	1,463
3	20,57	2	7,92	16	1,559	ТДН-16000/150	1,157
4	9,74	1	7,53	16	1,643	ТДН-16000/150
5	11,9	1	9,2	16	1,345	ТДН-16000/150



1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85

Проверка выбранных трансформаторов на систематическую перегрузку

Определение коэффициента перегрузки трансформатора:

(1.49)

где S_нт - номинальная мощность трансформатора (МВА);

S_м - расчетная максимальная нагрузка (МВА). S_м = S_i из таблицы 1.5;

n - количество трансформаторов на подстанции.

По формуле (1.49) для первой подстанции (U=110 кВ):

Для остальных подстанций перегрузочные коэффициенты соответственно равны:

Рассчитаем трансформаторы напряжения на 150 кВ на систематическую перегрузку.



По формуле (1.49) для первой подстанции (U=150 кВ):

Для остальных подстанций перегрузочные коэффициенты соответственно равны:

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку.

Проверка осуществляется только для 2-х трансформаторных подстанций при отключении одного из трансформаторов.

Определяется коэффициент:

(1.54)

Определение коэффициента начальной загрузки в аварийном режиме К_1ав:



К_1ав= (1.55)

В формуле (1.55) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне аварийной перегрузке.

Определение коэффициента аварийной перегрузки по графику :

= (1.56)

В выражении (1.56) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне аварийной перегрузки.

Расчет выполняется для напряжения U=110 кВ.

Для первой подстанции по формуле (1.54):

К_нтав^*< 1, поэтому трансформатор испытывает аварийную перегрузку.

На суточный график нагрузки на рисунке 1.12 наносится линия параллельная оси абсцисс с ординатой равной величине К^*_{нт ав}.



Рисунок 1.12- Суточный график нагрузки легкой промышленности

По пересечению графика нагрузок и линии К^*_нтав1 определяется время аварийной перегрузки : t_п=24 часов.

По формулам (1.55) и (1.56):

=0 (1.55)

К_2авпс3= (1.56)

По таблице 1.28 // в зависимости от К_1ав, t_пав, эквивалентной зимней температуры охлаждающей среды И и системы охлаждения трансформатора, определяется допустимый коэффициент перегрузки К_{2доп ав}. При несовпадении расчетных значений И, К_1ав, t_пав с табличными значение К_2допав определяют по правилам линейной интерполяции.

Для подстанции 3 при К_1ав =0,448, t_пав = 24 часа, И=-20 ?С и системы охлаждения трансформатора Д К_{2доп ав} = 1,5.

Проверка осуществляется по выражению:

(1.57)

Для подстанции 1 при К_2ав = 1,726 , что больше чем К_2допав = 1,5.



Определяем допустимую мощность трансформатора в аварийном режиме

Sдоп= 1,5*16=24

< 70%

Следовательно, выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку.

Аналогично проверяется трансформатор второй и третьей подстанций. Результаты проверки сведены в таблицу 1.37.

Таблица 1.37- Проверка выбранных трансформаторов на аварийные перегрузки для U=110 кВ

№ п/ст	Кнт	Тп	К1ав	К2ав	0,9* Кмахав	К2доп	Доп мощн тр-ра в авар режиме
1	0,448	24	0	1,72	2,009	1,6	32%<70%
2	0,615	16	0,844	1,38	1,463	1,5
3	0,486	24	0	1,49	1,59	1,6

Расчет выполняется для напряжения U=150 кВ.

Расчеты проводятся аналогично вычислениям для U=110 кВ. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.39.

На суточный график нагрузки на рисунке 1.13 наносится линия параллельная оси абсцисс с ординатой равной величине К^*_{нт ав}.



Таблица 1.39 - Проверка выбранных трансформаторов на аварийные перегрузки для U=150 кВ

Рисунок 1.13- Суточный график нагрузки чёрной металлургии

Выбранные трансформаторы для всех пяти подстанций удовлетворяют условию проверки на аварийную перегрузку для сети на напряжение 150 кВ.

Параметры трансформаторов на 110 кВ и 150 кВ сведены в таблицу 1.40.

Таблица 1.40 Параметры выбранных трансформаторов класса 110 и 150 кВ.



1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей, данные схемы электрических соединений построены с использованием выключателей.

Радиально-магистральный вариант сети 110 кВ



Радиально-магистральный вариант сети 150 кВ



Смешанный вариант сети 110 кВ



Смешанный вариант сети 150 кВ



2. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

2.1 Расчет потерь мощности в элементах сети

Расчет потерь мощности в трансформаторах 110 кВ

Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции

= (2.1)

По формуле (2.1):

Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции:

(2.2)

По формуле (2.2):

Расчеты по остальным подстанциям сведены в таблицу 2.1.



Таблица 2.1 - Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций 110 кВ

№ п/с	Sм, МВА	Sнт, МВА	n	ДPxx, кВт	ДPкз, кВт	ДPт, кВт	ДPxx п, кВт
1	35,72	16	2	21	85	211,8	42
2	26	16	2	21	85	112,2	42
3	20,57	10	2	14	60	126,9	28
4	9,74	10	1	14	60	56,9	14
5	11,9	10	1	14	60	84,9	14
Итого	592,87	140

Расчет потерь мощности в трансформаторах 150 кВ

По формуле (2.1):

По формуле (2.2):

Расчеты по остальным подстанциям сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций 150 кВ

№ п/с	Sм, МВА	Sнт, МВА	n	ДPxx, кВт	ДPкз, кВт	ДPт, кВт	ДPxx п, кВт
1	35,72	16	2	21	85	211,8	42
2	26	16	2	21	85	112,2	42
3	20,57	16	2	21	85	70,242	42
4	9,74	16	1	21	85	31,5	21
5	11,9	16	1	21	85	47	21
Итого	472,8	168



2.2 Расчет радиально - магистрального варианта сети 110 кВ

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально - магистрального варианта

Переменные потери в линии 0-1:

(2.3)

По формуле (2.3):

Расчеты по остальным участкам сети сведены таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Участок	S, МВА	Rл, Ом	ДPл, кВт
0-1	35,72	6,64	699,4
0-2	26	5,92	330,74
0-3	20,57	5,92	871,8
3-4	9,74	10,11	391,6
4-5	11,9	10,72	125,46
Итого	2416

Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят:

(2.4)



По формуле (2.4):

Расчет потерь электроэнергии

Время максимальных потерь:

(2.5)

По формуле (2.5):

=

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети смешанного варианта:

(2.6)

По формуле (2.6):

(2.7)

По формуле (2.7):



Суммарные потери электроэнергии:

(2.8)

По формуле (2.8):

Величина удельной стоимости потерь электроэнергии определятся по двухставочному тарифу 2011 года:

, (2.9)

где a- основная ставка двухставочного тарифа, равная 314,85415 руб/кВт

b- дополнительная ставка двухставочного тарифа, равная 0,62646 руб/кВт*ч.

По формуле (2.9) удельная стоимость потерь составляет:

Стоимость потерь электроэнергии:

И_ДW =* ДW (2.10)



По формуле (2.10):

ИДW =1,241*1,563* =19392,213 тыс.руб.

Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть:

К= К_л+ К_пс + К_доп, (2.11)

где К_л - вложения на сооружение линий электропередачи;

К_пс - вложения на сооружение подстанций;

К_доп - дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии.

Коэффициент приведения составляющих затрат, принимаемых в ценах 1990 года, в цены 2010 года:

, (2.12)

где a₀ - основная ставка двухставочного тарифа;

b₀ - дополнительная ставка двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990г., которые можно принять равными: a₀ = 60 руб/кВт и b₀ = 1,5 коп/кВт*ч.

По формуле (2.12):



Принимаем окончательно к_w = 51

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети:

, (2.13)

где К_оi - стоимость сооружения одного километра линии i-го участка сети.

Величина К₀ принимается по таблице 2.2 // для соответствующих сечений, числа цепей и третьему району по гололеду и заносится в таблицу 2.4 без учетом коэффициента к_w.

Таблица 2.4 - Капвложения в ЛЭП

Участок	число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс. руб/км	Кл, тыс. руб
0-1	2	34,8	АС-120	15,1*51	41092,54
0-2	2	40,6	АС-120	15,1*51	36626
0-3	2	31,32	АС-120	15,1*51	36626
3-4	1	41,76	АС-120	9,5*51	19670,7
4-5	1	38.28	АС-70	10*51	13015
Итого:	147030

• Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют: тыс.руб.
• Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети:

, (2.14)

где K_трi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой подстанции (тыс.руб.);

K_в - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС, тыс.руб.;

К_ОРУ.ВНi, К_ЗРУ.ННi - соответственно укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции;

К_постi - постоянная часть затрат i-ой подстанции.

Так как стоимость ЗРУ НН для всех вариантов одинаковая то эту составляющую можно не учитывать в составе капиталовложений при сравнении вариантов.

Определение капиталовложений в трансформаторы.

Величины стоимости трансформаторов принимаются по данным таблицы 2.4 // (с учетом корректировки цен) в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет сведен в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс.руб	Количество трансформаторов	Итого
16	88	4	352
10	70	4	280
Всего:	632

• Таким образом, капиталовложения в трансформаторы составят:
• тыс.руб.
• Определяем капиталовложения в ОРУ ВН (ячейки силовых выключателей, устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС).

• Стоимость ОРУ 110 кВ составляет:
• К_{ОРУ ВН} =14*1200= 1680 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции определяется по таблице 2.7 //. Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен:

К_пост = (3*250+2*200)*51 =58650 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети:

Кпс =32232+16800+58650=107682 тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии К_доп:

K_доб.= (к_рм к_р к_сн К_ст ДР_м + К_тт b_т ДW), (2.15)

где - коэффициент, учитывающий удаленность потребителя Принимается для сетей 110 кВ =1,1;

к_рм - коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени. Принимаем величину К_рм равной единице, так как все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;

к_р - коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции. Принимаем величину резерва мощности равной 10% от передаваемой мощности в сеть потребителей, то есть К_р=1,1;

к_сн - коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции, принимаем для ГРЭС К_сн=1,04;

К_ст - расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на электростанции (Принимаем К_ст =60 руб/кВт для тепловых станций в ценах 1999 года);

ДР_м- потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок,

К_тт - удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива (принимаем К_тт=28 руб/т.у.т в ценах 1990 г.);

b_т - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии (принимаем величину b_т равной 300 г.у.т./кВт ч или 300*10^-6 т.у.т./кВт ч);

ДW - потери электроэнергии в элементах электрической сети за год [кВт ч].

По формуле (2.15):

K_доб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10^-3*3151,88+28*10^-3*1,563*10⁷) *51 = =24556,72 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят:

К=107682+24556,72 +147030,35=279269 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки):

И = И_л + И_пс + И_ДW , (2.16)

где И_л, И_пс - ежегодные издержки на эксплуатацию линий и электрооборудования подстанций;

И_ДW - стоимость потерь электроэнергии;

- ежегодные суммарные отчисления, включающие отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП и подстанций, в процентах от капитальных затрат соответственно.

По формуле (2.16):

тыс.руб.

Приведенные затраты

, (2.17)

где р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1/год, принимаемый для электроэнергетики равным 0,15;

По формуле (2.17):

З₁ =0,15*279269 +38795,7=80686 тыс.руб.

2.3 Расчет радиально-магистрального варианта сети 150 кв

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального варианта

По формуле (2.3):



Расчеты по остальным участкам сети сведены таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта U=150 кВ

Участок	S, МВА	Rл, Ом	ДPл, кВт
0-1	35,7	6,64	376,12
0-2	26	5,92	117,86
0-3	42,2	5,92	468,8
3-4	21,65	10,11	210,6
4-5	11,9	6,35	36,96
Итого:	1273,38

По формуле (2.4):

Расчет потерь электроэнергии

По формуле (2.6):

По формуле (2.7):

По формуле (2.8):

По формуле (2.10): ИДW =12187 тыс. руб.



Капитальные вложения

Величину К₀ принимаем по таблице 2.2 // для соответствующих сечений, числа цепей и первому району по гололеду и заносим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 - Капвложения в ЛЭП

Участок	число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс. руб/км	Кл, тыс. руб
0-1	2	34,8	АС-120	17,7*51	48168
0-2	2	40,6	АС-120	17,7*51	42932
0-3	2	31,32	АС-120	17,7*51	42932
3-4	1	41,76	АС-120	11*51	22776,6
4-5	1	38.28	АС-120	11*51	14316,7
Итого:	171126

• Капиталовложения в ЛЭП составляют: К_л =171126 тыс.руб.

Определение капиталовложений в трансформаторы

Величины стоимости трансформаторов принимаются по данным таблицы 2.4 // (с учетом корректировки цен) в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 150 кВ. Расчет сведен в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (150 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс.руб	Количество трансформаторов	Итого
16	88	8	704
Всего:	704

• Таким образом, капиталовложения в трансформаторы составят:
• К_тр =704*51=35904 тыс.руб.
• Стоимость ОРУ 150 кВ составляет:

• К_{ОРУ ВН} =14*1500=21000 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции определяется по таблице 2.7 //. Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен:

К_пост = (3*280+2*250)*51 =68340 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети:

Кпс =35904+21000+68340=125244тыс. руб

По формуле (2.15):

Kдоб.=1,1*(1*1,1*1,04*60**1914,2*+28**9,82*)*51/1000=15432 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят:

К=125244+15432,41+35904=176580,408 тыс. руб

Эксплуатационные расходы

По формуле (2.16):

тыс.руб.

Приведенные затраты

По формуле (2.17):



З₁ =0,15*171126,22 +31996,88=58153,94 тыс.руб.

2.4 Расчет смешанного варианта сети 110 кВ

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП смешанного варианта

По формуле (2.3):

Расчеты по остальным участкам сети сведены таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Расчет потерь в ЛЭП смешанного варианта U=150 кВ

Участок	S, МВА	Rл, Ом	ДPл, кВт
0--1	32.15	10.71	889.26
0--2	29.55	9.274	669.3
1--2	3.57	36.54	38.49
0--3	42.212	5.92	871.8
3--4	21.65	10.11	391.6
4--5	11.9	10.72	125.5
Итого:	2985.88

По формуле (2.4):

Расчет потерь электроэнергии

По формуле (2.6):



По формуле (2.7):

По формуле (2.8):

По формуле (2.10):

ИДW =18335665.2 тыс.руб.

Капитальные вложения

Таблица 2.10 - Капвложения в ЛЭП

Участок	число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс. руб/км	Кл, тыс. руб
0--1	1	23.36	АС-150	9.8*51	26669.33
0--2	1	47.56	АС-150	9.8*51	23770.5
1--2	1	87	АС-70	10*51	44370
0--3	2	47.56	АС-120	15.1*51	36625.9
3--4	1	40.6	АС-120	9.5*51	19670.7
4--5	1	25.52	АС-70	10*51	13015.2
Итого:	164121.7

• Капиталовложения в ЛЭП составляют: Кл=164121.7 тыс.руб.
• Таблица 2.11 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (150 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс.руб	Количество трансформаторов	Итого
10	70	4	14280
16	88	2	17952
Всего:	33232


• Капиталовложения в трансформаторы составят: Ктр=33232тыс.руб.
• Стоимость ОРУ 120 кВ составляет:
• К_{ОРУ ВН} =14*1200=16800 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции определяется по таблице 2.7 //. Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен:

К_пост = (1*250+4*200)*51 =53550 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети:

Кпс =32232+16800+53550=102582 тыс. руб

По формуле (2.15):

K_доб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10^-3*3719+*28*10^-3*1.834*10⁷)*51/1000=28816 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят:

К=102582+28816+164121.7=295519 тыс. руб

Эксплуатационные расходы

По формуле (2.16):

тыс.руб.



Приведенные затраты

По формуле (2.17):

З₃ =0,15*43054+28816=87382.1 тыс.руб.

2.5 Расчет смешанного варианта сети 150 кВ

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП смешанного варианта

По формуле (2.3):

Расчеты по остальным участкам сети сведены таблицу 2.12.

Таблица 2.12 - Расчет потерь в ЛЭП смешанного варианта U=150 кВ

Участок	S, МВА	Rл, Ом	ДPл, кВт
0--1	32.15	13.29	610.53
0--2	29.55	11.84	460
1--2	3.57	21.7	12.3
0--3	42.212	5.92	469
3--4	21.65	10.11	210.6
4--5	11.9	6.35	40
Итого:	1801.72

По формуле (2.4):

Расчет потерь электроэнергии



По формуле (2.6):

По формуле (2.7):

По формуле (2.8):

По формуле (2.10):

ИДW =15321.8 тыс.руб.

Капитальные вложения

Таблица 2.13 - Капвложения в ЛЭП

Участок	число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс. руб/км	Кл, тыс. руб
0--1	1	23.36	АС-120	11*51	29935
0--2	1	47.56	АС-120	11*51	26681
1--2	1	87	АС-120	11*51	48807
0--3	2	47.56	АС-120	17.7*51

Страница:

•  1 
•  2 
курсовая работа "Проектирование районной электрической сети" скачать



Подобные документы

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.
  
  курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование электрической сети

  Вычисление расчетных нагрузок потребителей. Предварительный расчет потокораспределения. Выбор номинальных напряжений на участках сети, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь мощности на линиях. Проверка балансом для активной и реактивной мощностей.
  
  курсовая работа [537,3 K], добавлен 07.02.2013
  

• Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

  Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
  
  курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013
  

• Проектирование районной электрической сети

  Выбор конфигурации, оптимальной схемы, сечения проводов, трансформатора, активной и реактивной мощностей, нагрузок, напряжения с целью проектирования районной электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 02.02.2010
  

• Проектирование районной электрической сети

  Выбор номинальных напряжений сети. Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям. Составление балансов активной и реактивной мощностей. Затраты на строительство подстанций. Точный электрический расчет кольцевой схемы. Режим максимальных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.12.2014
  

• 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
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Электроснабжение сетевого района Брянскэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013
  

• Проектирование распределительной электрической сети Дальнего Востока

  Составление балансов активных и реактивных мощностей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, сечений проводников. Конструктивное исполнение электрической сети. Расчет максимального и послеаварийного режимов. Регулирование напряжения в сети.
  
  курсовая работа [242,4 K], добавлен 17.06.2015
  

• 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
  

Другие документы, подобные "Проектирование районной электрической сети"

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