(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект сети вновь электрифицируемого района
Введение
В данной контрольной работе произведем выбор одной из более прибыльной схемы электроснабжения района. Так же выберем нужные трансформаторы, для подстанций на отягощениях и рассчитаем нужные характеристики для составления схемы замещения.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения пользователи электронной энергии делятся на три группы. В данной контрольной работе учтены группы потребителей, и в целях обеспечения надежности выбраны надлежащие характеристики оборудования с следующей их проверкой как в номинальном режиме, так и в режиме перегрузки.
Начальные данные
В курсовом проекте нужно выполнить проект сети вновь электрифицируемого района.
Во всех электропотребляемых пт (ЭП), не считая ЭП4, имеются пользователи I и II группы, также пользователи III группы, составляющие 30% от общей перегрузки. В ЭП 4 пользователи лишь III группы.
Пользователи:
1-станкостроение;
2-автомобильная индустрия;
3 и 5 — машиностроение и металлообработка;
4- деревообрабатывающая индустрия.
Тнб4=3000 час. =1600 час
напряжение на шинах подстанции А принять постоянным:
U1ном=116 кВ , U2ном=37,5 кВ.
Перегрузки электропотребителей. Таблица № 1
№
1
2
3
4
5
S, МВА
22
18
28
2,5
17
cos cos
Координаты центра электронных нагрузок потребителей Таблица №2
X1
Y1
X2
Y2
X3
Y3
X4
Y4
X5
Y5
50
20
70
10
50
-20
30
0
60
-40
Координаты источника электроснабжения районной понизительной подстанции- принять X0=0, Y0=0, район по гололеду 1, по ветру 3.
Требуется:
1. На основании данного вида нагрузок выстроить типовые дневные графики перегрузки по длительности.
2. Избрать и доказать:
а) схему сети для всякого варианта;
б) напряжение полосы электропередачи;
в) материал, марку сечение проводов с проверкой по экономической плотности тока, допустимой перегрузке и короне
г) характеристики полосы передачи- активное и индуктивное сопротивление, емкостную проводимость;
д) технико-экономическое сравнение вариантов.
3. Избрать тип, мощность и число понизительных трансформаторов для избранного варианта, схему замещения трансформатора.
1. Типовые графики нагрузок
одной из более существенных черт перегрузки является величина потребляемой активной и реактивной мощности. Черта потребителей по перегрузке будет полной, когда будет известна вся совокупа вероятных значений мощности. Эта черта дается графиками перегрузки. Графики перегрузки комфортно охарактеризовывать показателями — временем большей перегрузки Тнб и временем утрат нб.
; ;
Для типовых графиков перегрузки:
=8760
1. для станкостроения:
Рис 1. Дневной график активной и реактивной мощности
Рис 2. Годичные графики активной и реактивной мощности по длительности
2. Для авто индустрии.
Рис 3. дневные графики
Рис.4 годичный график активной перегрузки по длительности
3. Для машиностроения и металлообработки.
Рис 5. дневной график активной и реактивной мощности
Рис 6. Годичный график активной перегрузки по длительности
4. для деревообрабатывающей индустрии.
Рис 7. Дневные графики активной и реактивной мощности
Рис 8. Годичный график активной перегрузки по длительности
5. Для машиностроения и металлообработки.
Рис 9. Дневные графики активной и реактивной мощности
Рис 10. Годичные графики активной и реактивной мощности по длительности.
2. Выбор схемы сети
а. Круговая схема сети
б. Смешанная схема сети
2.1 Выбор напряжения сети
а. для круговой сети: Наилучшее напряжение рассчитываем по формуле:
Uопт=4,34
где L-длина полосы (км);
Р-активная мощность узла (кВт), для двухцепной полосы берется Р/2.
Длина линий рассчитывается по аксиоме Пифагора из координат.
Для полосы А1:
LА1===53,85 км;
P1=S1=22=18,04 кВт
Uопт1=4,34=80,32 кВ;
Принимаем для полосы А1 Uном=116 кВ (по условию)
Расчет для остальных линий сведены в таблицу №3
Таблица №3
№п/п
Линия
L, км
S, МВ
Р,кВт
Uрасч, кВ
Uном. кВ
1
А-1
53,85
22
0,82
18040
80,32
116
2
А-2
70,71
18
0,82
14760
76,03
116
3
А-3
72,80
28
0,84
23520
91,98
116
4
А-4
30,00
2,5
0,8
2000
34,17
38,5
5
А-5
72,11
17
0,84
14280
75,25
116
б. Выбор напряжения для смешанной сети:
Рассчитаем более нагруженный участок кольца 1-2, потребителей А-1.
Полная мощность полосы А-1
SA-1=
SA-1==37,85
где LА1, L12, L2А- длина линий в кольце А-1-2(км);
SA-1=37,85МВА
РA-1= SA-1*cos?=37,85*0,82=31,04
Uопт=4,34=101,82кВ
Принимаем для всех линий в кольце Uном =116кВ(по условию)
Для полосы А-4 расчет как в круговом варианте:
Uопт4=4,34
Р4= S4*cos?4=2500*0,8=2000
Uопт4=4,34
Uопт4=34,34кВ
2.2 Выбор сечения проводов ВЛ
По годичным графикам активной перегрузки определим время большей перегрузки Тнб потребителей
;
Для станкостроения:
Тнб= = 138582,6
Расчеты сведены в таблицу №4
Таблица 4
№п/п
пользователь
Рнб, МВт
Тнб, ч
Jэк,
1
Станкостроение
138582,624
20,56
6740,4
1
2
Авто
144173,8419
20,92
6890,9
1
3
Машиностроение
170652,9391
28,63
5960
1
4
Деревообработка
3000
1,3
5
Машиностроение
114265,7398
16,14
7079,2
1
а. Круговая сеть: сечение определяем по формуле
Fi,j= ;
для двухцепной полосы Si,j/2;
Для полосы А-1: FA1= мм2;
избираем провод марки АС-70/11.
Аналогично для остальных линий круговой схемы данные представлены в таблице № 5.
Таблица №5
№п/п
линия
Si,j, МВ
Uном. кВ
Jэк
Fi,j мм2
Fст мм2
Марка
1
А-1
24
116
1
54,75
70
АС-70/11
2
А-2
16
116
1
44,79
70
АС-70/11
3
А-3
22
116
1
69,68
70
АС-70/11
4
А-4
4
34,34
1,3
6,22
50
АС-50/8
5
А-5
18
116
1
42,31
70
АС-70/11
Произведем проверку избранных проводов по коронированию:
Напряженность электронного поля на поверхности проводника:
E=;
Исходная напряженность поля коронирования:
Eо.к=30,3;
Где: -радиус проводника , см;
m- коэффициент не гладкости проводника (для много проволочных проводов m=0,85);
— относительная плотность воздуха;
Dср — среднегеометрическое расстояние меж проводами ВЛ.
Для данного варианта ВЛ- 110 кВ избираем железобетонные опоры типа:
ПБ-110 с двухцепным расположением проводов.
Dcp= ;
Где D1-2, D3-2, D1-3-расстояния меж проводами
Dср==7,3 м.
Для выполнения условия требуется: E0,9 Eо.к.
Рассчитаем АС-70/11 на корону:
E== 23,18 кВ/см.
Eо.к.= 30,3= 35,98 кВ/см;
23,180,9 Eо.к=32,38
В нашем случае АС-70/11 по короне проходит.
Проверим участок А-4 на коронирование:
Избираем железобетонную опору ПБ 35 с одноцепным расположением проводов.
Dср==4,08 м.
E== 9,6 кВ/см;
Eо.к.= 30,3= 36,9 кВ/см;
9,633,2 кВ/см.
Провод АС-50/8 по условию коронирования проходит.
Проверим избранные провода круговой схемы по допустимой перегрузке:
Iр=;
где: Sp- расчетная перегрузка, кВ;
Uном — напряжение полосы электропередачи, кВ.
n- число цепей полосы.
Условие: IpI доп.
Для полосы А-1:
IрА1==54,72 А;
Для АС-70/11 Iдоп=265 А; 54,72 условие производится.
Для других ВЛ-116 кВ аналогично
Для полосы А-4:
IрА1==42А;
Iдоп=210 А для АС50/8, 42;
Условие по допустимой перегрузке производится.
б. Смешанная сеть:
Произведем расчет потока мощности в круговой части сети:
SА-1 =37,85 МВА
S1-2= SА-1-S1=37,85-22= 15,85 МВА
S2-3= S1-2-S3=15,85-18= -2,15 МВА
SA-5=
SA-5==44,57
SA-5= 44,57МВА
S5-3= SA-5- S5=44,57-17=27,57 МВА
Рассчитываем сечение проводов полосы по формуле:
Fi,j= , мм2;
FA-1==98,96 мм2;
Расчет проводов сводим в таблицу №6
Таблица № 6
№п/п
линия
Si,j, кВ
Uном. кВ
Jэк
Fi,j мм2
Fст мм2
Марка
1
А-1
19860
116
1
98,96
120
АС-120/19
2
1-2
3860
116
1
19,23
70
АС-70/11
3
2-А
20140
116
1
100
120
АС-120/19
4
А-4
4000
38,5
1,3
46,19
50
АС-50/8
5
А-3
20350
116
1
101,4
120
АС-120/19
6
3-5
-770
116
1
3,83
70
АС-70/11
7
5-А
21230
116
1
105,79
120
АС-120/19
Произведем проверку избранных проводов на корону и допустимую нагрузку. Расчет аналогичен расчету круговых линий. Для данного варианта ВЛ-110 кВ избираем опоры типа ПБ-110 с одноцепным расположением проводов.
Dср==5,07 м;
E== 19,14 кВ/см;
Eо.к.= 30,3= 34,61 кВ/см;
31,15кВ/см.
Провод АС-120/19 по условию коронирования проходит.
Проверим избранные провода смешанной схемы по допустимой перегрузке:
Iр=;
где: Sp- расчетная перегрузка, кВ;
Uном — напряжение полосы электропередачи, кВ.
n- число цепей полосы.
Условие: IpI доп.
Iр1==188,39 А;
Для АС-240/32 Iдоп=605 А; 188,39 условие производится.
Аналогично для других участков кольцевых цепей.
Итог проверки проводов круговой схемы на коронирование и допустимую нагрузку сводим в таблицу №7.
Таблица №7
линия
Si,j, кВ•А
Uном. кВ
Марка
r, см
Е кВ/см
0,9Ео.к
кВ/см
Ip,A
Iдоп,А
А-1
37850
116
АС-240/32
0,76
14,1
29,9
188,39
605
1-2
15850
116
АС-120/19
0,57
18,9
31,2
78,89
390
2-3
-2150
116
АС-70/11
0,76
24,2
32,4
10,70
265
3-5
27570
116
АС-150/19
0,48
17,4
30,8
137,22
450
А-5
44570
116
АС-240/32
0,76
14,1
29,9
221,83
605
А-4
5000
34,34
АС-50/8
0,57
14,1
29,9
24,89
210
Из таблицы видно, что данные марки проводов ВЛ соответствуют условиям проверки и выбраны верно.
2.3 Расчет характеристик схемы замещения ВЛ
Расчет производим по последующим формулам:
-удельное активное сопротивление полосы
;
Где Р0=31,5 Ом;
-активное сопротивление полосы: ri,j=L i,j
— удельное индуктивное сопротивление полосы
X0=0,1445+
где Dср- среднегеометрическое расстояние меж проводами, м:
для ВЛ-35 кВ Dср=4,08 м;
для ВЛ-116 кВ двухцепные Dср=7,3 м;
для ВЛ-116 кВ одноцепные Dср=5,07 м;
Rэкв- эквивалентный радиус провода, м;
n- число проводов в фазе,
при n=1 Rэкв=Rп, где Rп- радиус провода, м;
— индуктивное сопротивление полосы:
xi,j=L i,j;
— удельная емкостная проводимость полосы:
b0=;
— емкостная проводимость полосы: bi,j=L i,j;
а. Круговая сеть:
Расчет характеристик схемы замещения для А-1
= 0,45 Ом/км; rA-1= 0,45= 24,23 Ом;
При двухцепной полосы сопротивление делится на 2;
X0=0,1445+;
xА-1=;
b0=;-
bА-1= См;
Для ВЛ 35 кВ круговой сети А-4:
= 0,63 Ом/км; rA-4= 0,63= 18,9 Ом;
X0=0,1445+;
xА-4=;
b0=;
bА-1= См;
Результаты расчетов сводим в таблицу №8.
Таблица№8
Линия
Марка
L, км
Сопротивление проводов
проводимость
r0, Ом/км
rл, Ом
х0, Ом/км
хл,Ом
b0, мкСм/км
bл ,См
А-1
АС-70/11
53,85
0,22
23,69
0,23
24,77
2,44
131,39
А-2
АС-70/11
70,71
0,22
31,11
0,23
32,53
2,44
172,53
А-3
АС-70/11
72,80
0,22
32,03
0,23
33,49
2,44
177,63
А-4
АС-50/8
30,00
0,63
18,90
0,594
17,82
1,89
56,70
А-5
АС-70/11
72,11
0,22
31,73
0,23
33,17
2,44
175,95
б. Расчет характеристик схемы замещения для смешанной сети:
Для участка сети А-1:
= 0,13 Ом/км;
X0=0,1445+;
b0=;
Результаты расчетов сводим в таблицу № 9.
Таблица №9
Л-я
марка
L, км
Сопротивление
проводимость
r0, Ом/км
rл, Ом
х0, Ом/км
хл,Ом
b0, мкСм/км
bл ,См
А-1
АС-240/32
53,85
0,13
7,00
0,548
29,51
2,06
110,93
1-2
АС-120/19
22,36
0,26
5,81
0,568
12,70
1,95
43,60
2-3
АС-70/11
36,06
0,45
16,23
0,586
21,13
1,91
68,87
3-5
АС-150/19
22,36
0,21
4,70
0,556
12,43
2,01
44,94
А-5
АС-240/32
64,03
0,13
8,32
0,548
35,09
2,06
131,90
А-4
АС-50/8
30
0,63
18,90
0,594
17,82
1,89
56,70
2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов
Для окончательного выбора варианта проектируемой сети нужно произвести сопоставление 2-ух более применимых вариантов сети на базе технико-экономических расчетов.
При сооружении всей сети в течении 1-го года приведенные издержки для всякого варианта без учета вреда от ненадежности и не высококачественного электроснабжения.
Згi=Кi(E+Ha)+Игi;
где Кi- финансовложения в i варианте, руб;
Е- норма дисконта, % (У=12,5%),
На- норма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),
Игi- каждогодние Издержки без учета амортизации I варианте.
К=
где Кo,i- усредненная стоимость 1-го км полосы, руб,
Li- длина полосы , км,
n- число линий в сети.
K2014= DК1985
где D поправочный коэффициент D=100;
Иг=Ио+Иэ;
где Ио — сервис (Ио=2,5%);
Иэ- стоимость утрат электроэнергии , руб.
Иэ=;
где b- стоимость 1 кВт утрат электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);
rл ;
28760;
а. Круговая сеть:
Для двухцепной полосы железобетонные опоры, провод АС-70/11 в первом районе по гололеду:
Ко1985=21,6 тыс.руб/км;
К2014=100 руб/км;
Для одноцепной полосы 35 кВ, провода АС-50/8 в первом районе по гололеду:
Ко,1985=9,4 тыс.руб/км ;
К 2014=9400100=940000 руб/км
КА = (53,85+70,71+72,80+72,11)+ 940000= 610255,2 тыс.руб ;
ИО,А=0,025= 15256,4 тыс. руб;
28760=5578 ч;
;
Таблица № 10.
№п/п
линия
Si,j, МВ•А
rл, Ом
Тнб, ч
, кВт
, ч
1
А-1
22
23,69
6683
704,34
5498
2
А-2
18
31,11
6783
924,86
6724
3
А-3
28
32,03
5783
952,20
4320
4
А-4
2,5
18,90
3000
561,83
2661
5
А-5
17
31,73
5606
943,17
5191
Иг= 15256,4+8938,05=22307,15 ;
ЗГ,А=610255,2 + 22307,15= 102521,75 тыс. руб.
б. Расчет смешанной сети:
Таблица №11.
Л-я
Марка
Кo,i1985,тыс. руб/км
Кo,i 2014, тыс. руб/км
L, км
K, тыс.руб
?Рнб, кВт
Si,j, кВ•А
rл, Ом
Тнб,
ч
,
ч
А-1
АС-240/32
15,6
1560
53,85
84006
704,34
37850
16,38
480,1
6585
1-2
АС-120/19
14,5
1450
22,36
32422
924,86
15850
12,73
14,095
6724
2-3
АС-70/11
15,6
1560
36,06
56253,6
952,20
-2150
13,9
419
5638
3-5
АС-150/19
9,4
940
22,36
21018,4
561,83
27570
20,16
218
2661
А-5
АС-240/32
15,6
1560
64,03
99886,8
943,17
44570
14,04
432
5406
А-4
АС-50/8
14,5
1450
30
43500
704,34
5000
10,03
0,441
5406
Ио=0,025 тыс.руб;
Иэ=11246 тыс.руб;
Иг= +11246=22939,5 ;
Зг б=0,15+22939,5 =93100,95 тыс.руб;
Сравниваем варианты:
;
Как лицезреем из результатов подсчета, смешанная сеть экономически выгодней круговой на 9,1%.
Для данного проекта избираем вариант со смешанной схемой электроснабжения района.
3. Выбор трансформаторов, схемы их замещения
Исходя из категорий потребителей избираем на подстанциях 1,2,3,5 потребителей по 2 трансформатора, потому что пользователи 1-2 категорий. На подстанции 4 пользователя избираем один трансформатор, потому что пользователь 3 группы.
Определим тип и номинальную мощность вероятных вариантов трансформаторов с учетом допустимой перегрузки их в номинальном режиме работы и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.
Условия:
— для однотрансформаторной подстанции:
Sном.т Sн.мах,
— для двухтрансформаторной подстанции в номинальном режиме работы :
2Sном.т Sн.мах,
в режиме послеаварийной перегрузки —
Sном.т Sн.мах,
где Кп-1,4.
№1. Sн.мах1=22000 кВА;
1. ТРДН-25000/110;
225000=5000022000 кВА;
1,425000=35000 кВА22000 кВА;
2. ТРДН-32000/110
232000=6400022000 кВА;
1,42000=44800 кВА22000 кВА;
№2. Sн.мах2=18000 кВА;
1. ТДН-16000/110
216000=3200018000 кВА;
1,416000=22400 кВА18000 кВА;
2. ТРДН-25000/110;
225000=5000018000 кВА;
1,425000=35000 кВА18000 кВА;
№3. Sн.мах3=28000 кВА;
2. ТРДН-32000/110
232000=6400028000 кВА;
1,42000=44800 кВА28000 кВА;
2. ТРДН-25000/110;
225000=5000028000 кВА;
1,425000=35000 кВА28000 кВА;
№4. Sн.мах4=2500 кВА;
1. ТМН-4000/35;
40002500 кВА;
2. ТМН-6300/35
63002500 кВА;
№5. Sн.мах5=17000 кВА;
1. ТДН-16000/110
216000=3200017000 кВА;
1,416000=22400 кВА17000 кВА;
2. ТРДН-25000/110;
225000=5000017000 кВА;
1,425000=35000 кВА7000 кВА;
3.1 Технико-экономическое сравнение вариантов
Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов избранных трансформаторов и выберем один из их на каждой подстанции.
Технико-экономическое сопоставление трансформаторов делается по приведенным затратам:
Згi=Кi(E+Ha)+Иэi;
где Кi- серьезные Издержки на сооружение трансформаторов, включающие заводскую стоимость, транспортные Издержки, издержки на установку трансформаторов и пр, руб;
Е- норма дисконта, % (У=12,5%),
На- норма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),
Иэi- стоимость утрат электроэнергии в трансформаторах.
Иэi=;
где n- количество параллельно работающих трансформаторов;
Pхх-потери холостого хода трансформатора, кВт;
Ркз-потери недлинного замыкания трансформатора, кВт;
b- стоимость 1 кВт утрат электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);
;
характеристики избранных трансформаторов приведены в таблице № 12
Тип
Uк,%
Ixx,%
К1985, тыс.руб
ТДН-16000/ 110/10
10,5
85
21
0,85
48
ТРДН-25000/ 110/10
10,5
120
29
0,80
65,5
ТРДН-32000/ 110/10
10,5
145
35
0,75
76
ТМН-4000/ 35/10
7,5
33,5
6,7
1
31
ТМН-6300/ 35/10
7,5
46,5
9,2
0,9
33
1. №1; n=2, нб=6585 ч, Sнб=22000 кВА;
а. ТРДН-25000/110/10;
Иэа=;
Ктб2014=65,5 тыс.руб;
Згб=0,15 тыс.руб;
б. ТДН-32000/110/10;
Иэб=;
Кта2014=76 тыс.руб;
Зга=0,15тыс.руб;
Сравниваем:
;
Избираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТРДН-25000/110/10.
2. Для подстанции №2; n=2, нб=6724 ч, Sнб=18000 кВА;
а. ТДН-16000/110/10;
Иэа=;
Кта2014=48 тыс.руб;
Зга=0,15 тыс.руб;
б. ТРДН-25000/110/10;
Иэб=;
Ктб2014=65,5 тыс.руб;
Згб=0,15 тыс.руб;
Сравниваем:
;
Избираем для 2-ой подстанции: 2 трансформатора ТДН-16000/110/10.
3. Для подстанции №3; n=2, нб=4320 ч, Sнб=28000 кВА;
а. ТДН-32000/110/10;
Иэб=;
Кта2014=76 тыс.руб;
Зга=0,15тыс.руб;
б. ТРДН-25000/110/10;
Иэб=;
Ктб2014=65,5 тыс.руб;
Згб=0,15 тыс.руб;
Сравниваем:
;
Избираем для третьей подстанции: 2 трансформатора ТДН-25000/110/10.
4. Для подстанции №4; n=1, нб=2661 ч, Sнб=2500 кВА;
а. ТМН-4000/35/10;
Иэа=;
Кта2014=31 тыс.руб;
Зга=0,15тыс.руб;
б. ТМН-6300/35/10;
Иэб=;
Ктб2014=33 тыс.руб;
Згб=0,15 тыс.руб;
Сравниваем:
;
Избираем для 2-ой подстанции: 1 трансформатор ТМН-4000/35/10.
5. Для подстанции №5; n=2, нб=5191 ч, Sнб=17000 кВА;
а. ТДН-16000/110;
Иэа=;
Кта2014=48 тыс.руб;
Зга=0,15 тыс.руб;
б. ТРДН-25000/110;
Иэб=;
Ктб2014=65,5 тыс.руб;
Згб=0,15 тыс.руб;
Сравниваем:
;
Избираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТДН-16000/110.
3.2 Расчет схем замещения избранных трансформаторов
Для ТДН-16000/110:
Активное сопротивление трансформатора
rт=;
где Ркз-потери недлинного замыкания трансформатора, кВт
— номинальная мощность трансформатора, кВ;
Uном- номинальное напряжение, кВ;
rт==4,47 Ом;
Индуктивное сопротивление трансформатора
Xт=;
где Uк- напряжение КЗ,%
Xт=;
Емкостная проводимость трансформатора:
bт= ;
где I хх- ток холостого хода, %.
bт=(0,85/100)16000/1162=10,110-6 См
Индуктивная проводимость трансформатора :
G
т=
где Рхх -потери холостого хода, кВт;
gт=21/1162=1,610-6 См.
Аналогично для остальных трансформаторов, результаты расчетов в таблице №13
Таблица №13
№ п/п
трансформатор
rт, Ом
Хт, Ом
bт, Ом
gт, Ом
1
ТДН-16000/110
4,41
88,31
10,1
1,6
2
ТРДН-25000/110
2,58
56,5
16,3
2,2
3
ТМН-4000/35
3,1
27,7
1,03
4,5
Схемы замещения трансформаторов:
а. ТДН-16000/110/10:
б. ТРДН-25000/110/10:
в. ТМН-4000/35/10:
Заключение
Произведя нужные подсчеты, мы избрали лучшую схему сети, отвечающей экономичности и требуемой надежности- смешанную схему,
Согласно категориям потребителей, выбрано соответственное количество трансформаторов, для обеспечения соответственной работы.
Полосы электропередач, выбраны согласно 1 району по гололеду, сечение проводов соответствует условию по напряжению и силе тока перегрузки.
Расчет показал, что исходя из убеждений экономичности по сооружению и обслуживанию, более прибыльным вариантом, является смешанная схема, с доминированием кругового типа соединения потребителей. Так же данный вариант является более надежным.
трансформатор ток перегрузка провод
Библиографический перечень
1. Солдаткина, Л.А. электронные сети и системы: учеб. пособие для вузов/ Л.А. Солдаткина.-М.: Энергия , 1978.-216с.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.: ил
3. Федоров А.А., Каменева В.В. Базы электроснабжения промышленных компаний: Учебник для вузов.- 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергия, 1979.-408с., ил
4. Справочник по электроснабжения промышленных компаний. Промышленные электронные сети/ под ред. А.А. Федорова, Г.В. Сербиновского.-2-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергия, 1980.-576с.
5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.
]]>