Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 13
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Электротехнический факультет Кафедра электрических станций ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
ЧАСТЬ
II
Методические указания по курсовой работе Дисц. “Переходные процессы в электрических системах” Спец. 100100, з/о Киров, 1999 УДК 621.311.018.782.3 Составители: к.т.н., доцент А.Н. Петрухин к.т.н., доцент И.П. Чесноков инженер Н.Н. Якимчук Рецензент: к.т.н., доцент В.В. Овчинников каф. электрических систем Подписано в печать Усл.печ. л 1,0 Бумага типографская Печать матричная Заказ № Тираж Бесплатно Текст напечатан с оригинал-макета, предоставленного автором 610000, Киров, ул. Московская , 36 Изготовление обложки, изготовление ПРИП Ó Вятский государственный технический университет, 1998 Права на данное издание принадлежат Вятскому государственному техническому университету ВВЕДЕНИЕ Данное пособие содержит основные методические указания к выполнению курсовой работы по переходным электромеханическим процессам студентами специальности 100100 ВятГТУ. Ввиду наличия руководящих указаний, справочников и других учебных пособий объем ограничен вопросами практического выполнения отдельных частей работы. Опыт использования методических указаний изданий 1980 и 1992 г.г. вместе с тем показал необходимость увеличения объема теории, приводимой в работе. Ограниченность времени, отведенного учебным планом на выполнение работы, определила относительно простую схему, применение ряда допущений и частных решений применительно к вариантам задания на курсовую работу. При этом, однако, представлялось необходимым дать понятие о методах расчетов переходных процессов. В данном пособии не рассматриваются вопросы устойчивости математической модели электрической системы. Вопросы асинхронного хода и изменения параметров режима системы не рассматриваются здесь в силу той же самой ограниченности времени и объема работы. При выполнении проекта рекомендуется использование ЭВМ и расчетной модели “УРМЭС”. По указанию преподавателя исходная схема может быть задана по выполненной в КП “Электрические сети” схеме районной сети. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ 1. Объем курсовой работы 1.1. Выбор основного электрического оборудования по заданной конфигурации схемы и параметрам варианта /10¸15 % / 1.2. Определение устойчивости узла нагрузки по практическим критериям 1.2.1. Нагрузка задана статическими харак- теристиками /10¸15 % / 1.2.2. Нагрузка задана схемой замещения элементов /10¸20 % / 1.3. Определение предела мощности, передаваемой по линии /20¸25 % / 1.4. Определение времени отключения короткого замыкания в расчетной точке /30¸40 % / 1.5. Определение допустимого времени понижения напряжения в узле нагрузки /25¸30 % / 2. Оформление работы Работа оформляется пояснительной запиской объемом 30-40 с. Работа должна быть выполнена в соответствии с действующими требованиями ГОСТов и ЕСКД. Пояснительная записка должна содержать: а). Обоснование принятых методов расчета и выбора основного электрического оборудования. б). Основные расчеты с необходимыми пояснениями, основные и промежуточные схемы преобразования. в). Итоговые построения и выводы по разделам работы. г). Список используемой литературы и ссылки на неё в тексте записки. 1. УСТОЙЧИВОСТЬ УЗЛА НАГРУЗКИ Под устойчивостью электрической нагрузки понимается такой режим работы, когда при внезапных случайных возмущениях режима энергосистемы как очень малых, так и значительных приемники электроэнергии продолжают нормально работать, отвечая требованиям технологии производства и условиям бесперебойности электроснабжения. В современном понятии электрическая система в целом считается устойчивой, когда при эксплуатационных изменениях режима в системе не происходит нарушения устойчивости как параллельной работы генераторов электростанций, так и устойчивости любого узла нагрузки. Следовательно, полное решение проблемы устойчивости энергосистемы должно обязательно включать обеспечение устойчивости отдельных узлов нагрузки. Под узлом электрических нагрузок понимают группу потребителей, присоединенных к трансформаторной подстанции, шинам электростанции или линии электропередач. Различают статическую и динамическую
устойчивость узлов нагрузки. Статическая
устойчивость - это способность энергосистемы или узла восстанавливать исходный режим или режим, весьма близкий к исходному после малого возмущения (изменения напряжения, частоты, мощности). Динамическая
устойчивость - это способность энергосистемы или узла нагрузки восстанавливать исходное состояние или практически близкое к исходному (допустимому по условиям эксплуатации) после большого возмущения. Такие режимы возникают вследствие коротких замыканий в сети и их последующих отключений, пуске и самозапуске мощных электродвигателей и т.д. Проверка устойчивости узла нагрузки должна производиться для следующих условий: 1. Нормальный режим работы узла. 2. Переходной режим работы. 3. Послеаварийный режим работы узла нагрузки. Наличие вращающихся машин в составе комплексной нагрузки электрических систем может в определенных случаях приводить к их неустойчивости, обычно оцениваемой как неустойчивость всей комплексной нагрузки. Изменение напряжения в системе или механической нагрузки на валу двигателя вызывает изменение скольжения, с уменьшением напряжения или ростом момента скольжения увеличивается. Если при этом напряжение снизится до величины менее При подобном нарушении персонал подстанции наблюдает резкое прогрессирующее снижение напряжения, носящее название “лавины напряжения”. Допустимая величина напряжения в узле нагрузки, очевидно, зависит как от величины нагрузки, так и от ее состава, который может меняться в довольно широких пределах. Таблица 1 Состав нагрузки Промышленность, % Сельское хозяйство, % 1. Асинхронные двигатели 48 75 - 80 2. Нагревательные элементы 17 15 3. Освещение 25 5 - 9 4. Синхронные двигатели 10 Из таблицы видно, что процентный состав синхронных двигателей весьма мал, поэтому допустимо рассматривать узлы нагрузки, состоящие из асинхронных двигателей, нагревательных элементов и освещения. Количественное определение условий, в которых может возникнуть нарушение устойчивости, и определение запаса устойчивости может производиться, исходя из схемы рис. 1, в которой генераторы системы заменены одним эквивалентным генератором, а все сопротивления системы - одним эквивалентным индуктивным сопротивлением
Рисунок 1 где
При определении статической устойчивости могут быть использованы равноценные практические критерии устойчивости При снижении напряжения в системе или узлах нагрузки происходит изменение активной и реактивной мощностей, потребляемых узлом. В зависимости от применяемой схемы замещения узла это изменение потребляемой мощности будет различным, что приведет к различным значениям минимально допустимого напряжения. В расчетах первого приближения можно использовать типовые характеристики мощности, соответствующие среднестатистическому составу нагрузки. Таблица 2 Напряжение в системе на стороне 6 и 110 кВ Активная мощность в узле нагрузки на стороне 6 и 110 кВ Реактивная мощ- ность в узле нагрузки на стороне 6-10 кВ Реактивная мощ- ность в узле нагрузки на стороне 110 кВ относительных единиц 1,05 1,033 1,130 1,090 1,00 1,000 1,000 1,000 0,95 0,969 0,900 0,930 0,90 0,941 0,833 0,885 0,85 0,916 0,785 0,858 0,80 0,898 0,751 0,844 0,75 0,872 0,735 0,848 0,70 0,850 0,751 0,862 Погрешность расчета этим методом составляет около 15%. Более точные результаты (погрешность около 10%) в том случае, когда известен качественный и количественный состав нагрузки и имеется возможность определения ее электрической схемы замещения. В качестве примера такого рода предлагается провести расчет устойчивости узла нагрузки, состоящей из эквивалентного асинхронного двигателя и осветительной нагрузки. Схема замещения комплексной нагрузки в этом случае имеет вид: Рисунок 2 Параметры схемы определяется с помощью исходных величин: Параметры схемы могут быть определены из следующих соотношений: В этой схеме не определен параметр S
, который сам зависит от режима системы. S
можно определить, приняв мощность на валу двигателя неизменной Тогда из соотношения получаем параметр S
. Сопротивление осветительной нагрузки: Сопротивления асинхронного двигателя определяются по выражениям: Откуда получаем уравнение второй степени решение которого в устойчивой части имеет вид: Ход расчета устойчивости в этом случае таков: определив параметры замещения схемы, задаемся последовательно уменьшающимися значениями напряжения, определяем соответствующие им значения скольжения. Далее определяются: По формуле (2) находится ЭДС. Построив зависимость Важнейшим показателем устойчивости является запас устойчивости по какому-либо параметру, представляющий относительное удаление рабочей (нормальной) точки от критической. Например, запас устойчивости по напряжению: где По скольжению: По мощности: где Величина запаса устойчивости в первом приближении позволяет судить об устойчивости системы. В нормальном режиме запас статистической устойчивости электропередачи, связывающей электростанцию с энергосистемой, должен быть не менее 20%, в послеаварийном - больше 8%. II. НЕКОТОРЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Современная электрическая система характеризуется значительной сложностью, которая определяется как структурой схемы электрических соединений системы, так и сложностью физических процессов, связанных с работой системы в нормальных, аварийных и послеаварийных условиях. Режим работы электрических систем описывается системой алгебраических и дифференциальных уравнений. Число уравнений зависит от количества элементов, связанных в схеме электрической системы процессом производства, передачи и потребления электрической энергии, а также определяется характером исследуемого явления и точностью отражения характеристик элементов системы в расчете. В основу математических операций или математической модели при расчетах режимов работы электрической системы положена ее схема замещения - представление каждого элемента электрической системы индуктивностями, емкостями или активными сопротивлениями и соединение их в электрическую цепь. Задача расчетов различных режимов работы электрических систем в настоящее время успешно решается путем применения соответствующих математических методов с реализацией их на ЦВМ, АВМ, гибридных машинах и т. д. Однако даже при применении современных вычислительных средств расчеты режимов с учетом всех или большинства явлений, происходящих в элементах электрической системы, представляют весьма трудоемкую задачу. Поэтому во многих случаях инженерных расчетов вводятся допущения, целью которых является упрощение вычислений и в то же время выделение у исследуемого явления свойства, которое является главным при решении поставленной задачи. Рассмотрим некоторые допущения, принимаемые при расчетах различных режимов, которые могут быть использованы при выполнении курсовой работы. 1. Электрическую систему, содержащую большое количество элементов, представляют более простой. В этом случае интересующая инженера часть электрической системы (подсистема) со всеми ее элементами ( генераторы, трансформаторы, линии, нагрузки и т.д.) представляется в реальном виде, а остальная ее часть упрощается с помощью различных методов эквивалентирования и рассматривается в качестве некоторой модели реальной части системы. Поступая таким образом, сложную электрическую систему можно преобразовать в 3-машинную, 2-машинную или простейшую систему ²станция - шины неизменного напряжения². 2. В расчетах ЭДС генераторов принимаются неизменными, не учитываются переходные электромагнитные процессы в статорных и роторных контурах. 3. Не учитывают действие регуляторов скорости турбин, мощности турбин принимаются неизменными. 4. Нагрузки представляют постоянными сопротивлениями, проводимостями или статистическими характеристиками, не учитывают динамические свойства нагрузок. 5. При несимметрии статорной цепи, обусловленной несимметричными короткими замыканиями, учитывается лишь прямая последовательность токов, обратная и нулевая последовательности участвуют косвенно как факторы, влияющие на величину мощностей прямой последовательности. В схему замещения рассчитываемой системы включается в месте короткого замыкания на землю шунт, сопротивление которого зависит от вида КЗ. 6. Действие АРВ учитывается упрощенно, например, постоянством напряжения на зажимах генераторов или постоянством переходной ЭДС или сверхпереходной ЭДС. Применение иных допущений при расчетах различных режимов электрических систем позволяет даже при ручном расчете решить различные задачи. Рассмотрим некоторые методические указания при выполнении расчетов различных режимов электрических систем для системы, схема замещения которой в общем виде приведена на рис. 3. Схема замещения отдельных участков системы (сопротивления ветвей, мощности и сопротивления нагрузок и т. д.) представлена условно в виде прямоугольника с диагоналями. Рисунок 3 Режим генераторных станций (генераторов) описывается следующими системами уравнений: i=1, 2, 3 ... n, где В случае схемы “станция-шины неизменного напряжения” выражение (11) приобретает вид и может быть изображено синусоидой со сдвигом по осям X и Y. Для случая неявнополюсных генераторов на станции (гидрогенераторы или дизель-генераторы) в выражении (11, в) появляется дополнительная составляющая в функции В этой форме выражение удобно использовать в приближенных расчетах. Расчету любого переходного процесса в электрической системе должен предшествовать расчет нормального режима её работы, т.е. определение По результатам расчетов нормального режима можно построить характеристику мощности генератора Рисунок 4 Определение ЭДС При известных потоках мощностей в ветвях рассматриваемой схемы замещения электрической системы задаются напряжением в некоторой ее точке. За такую точку можно принять узел одной из нагрузок, имеющей напряжение U, равное номинальному. Вектор этого напряжения принимают совмещенным с вещественной осью комплексной плоскости. Модуль ЭДС каждой станции
Рисунок 5 где Сдвиг вектора Величина ЭДС Для схемы электрической системы, содержащей несколько электрических станций, векторная диаграмма их ЭДС может быть представлена в виде:
Рисунок 6 Взаимные (относительные) фазовые углы, используемые в выражениях (10), (11), определяются как разности абсолютных где U - напряжение в нормальном режиме. Комплексы собственных и взаимных сопротивлений или проводимостей можно определить методом преобразования сети или методом единичных токов. Оба метода описаны в /Л. 5/. Рекомендуется применять второй метод. Зная собственные и взаимные проводимости Y схемы замещения , можно определить углы потерь Аналогично определяются взаимные углы Рассчитав параметры нормального режима системы, можно получить характеристику мощности любой электрической станции в функции фазового угла Известно, что амплитуда этой характеристики в существенной мере зависит от ЭДС машин, т. е. режима возбуждения генераторов, от типа автоматических регуляторов возбуждения (АРВ). Действие того или иного типа АРВ с достаточной для практики степенью точности может быть отображено схемой замещения синхронного генератора, т. е. соответствующей ЭДС EГ
=const за некоторым сопротивлением ХГ
. 1. Для нерегулируемого неявнополюсного генератора принимают схему замещения его при XГ
=Xd
и Eq
=const. 2. Синхронные генераторы с АРВ пропорционального действия вводятся в схему замещения с 3. АРВ сильного действия, дающие возможность поддержать практически постоянным напряжение на зажимах генератора, позволяют применить схему с 4. Генераторы с явно выраженными полюсами имеют схему замещения сопротивлением Используя такие схемы замещения, можно рассчитать статическую устойчивость без учета самораскачивания, получить угловую характеристику мощности, определить пропускную способность электропередачи. При больших возмущениях в системе, например, при коротких замыканиях, значение отдаваемой мощности и избыточного момента, ускоряющего или замедляющего ротор машины в каждый момент времени, определяется абсолютным значением и фазой ЭДС всех машин системы, которые с течением времени изменяются, при чем изменение фаз связано с относительным перемещением роторов машин и зависит от инерции вращающихся масс. Поэтому расчеты динамической устойчивости проводятся совместным решением уравнений (10) и (12) для нормального, аварийного и послеаварийного режимов работы электрической системы. Схема замещения нормального и послеаварийного режимов соответствует действительной конфигурации системы соответствующего режима. Схема замещения аварийного режима представляет собой схему нормального режима с дополнительно включенным в месте короткого замыкания сопротивлением аварийного шунта Значения величин сопротивления Реактивные сопротивления При расчетах схемы обратной последовательности сопротивление нагрузки принимается равным: Общим методом решения задач, требующих выявления характера относительного перемещения ротора одного или нескольких генераторов, является метод численного интегрирования дифференциальных уравнений системы. При расчетах простейшей или двухмашинной системы может быть рекомендован метод последовательных интервалов численного решения и метод площадей, при совместном использовании которых можно достаточно просто получить наглядную картину переходного процесса. III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАТИЧЕСКОГО ПРЕДЕЛА ПЕРЕДАВАЕМОЙ МОЩНОСТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТИПАХ РЕГУЛЯТОРОВ ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ Мощность генератора (электростанции), определяемая амплитудой угловой характеристики, называется пределом мощности. Этот предел ограничивает пропускную способность электропередачи между некоторой станцией и приемной системой. Знание его при различных параметрах режима и системы при известных механических характеристиках турбин позволяет определить запас статической устойчивости, пропускную способность электропередачи. Полученные величины являются важными показателями для анализа надежности работы электрической системы, широко применяются на практике. Расчет предела передаваемой мощности электростанции 2 рекомендуется выполнить в следующей последовательности. 1. Составить схему замещения рассматриваемой электрической системы. Определить потоки мощности и направления их по участкам схемы. Сопротивления нагрузок выразить неизменными проводимостями или сопротивлениями. Представляя генераторы станций реальными схемами замещения 1) а) ЭДС генераторов б) фазовые углы в) собственные и взаимные проводимости 2. Определить величину активной мощности станции 2 в нормальном режиме по выражению (10) и сравнить её с величиной активной мощности, выдаваемой станцией 1 при расчете потокораспределения. 3. Определить мощность турбины каждой станции. 4. Изменяя фазовые углы а) б) в) 5. Определить коэффициенты запаса статической устойчивости генераторов, снабженных различными типами АРВ. 6. Выводы. IV. РАСЧЕТ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ Расчеты динамической устойчивости имеют цель определить предельное время отключения короткого замыкания, необходимое для выбора выключателей, а также типа и уставок релейной защиты. Вместе с тем определяется предельная передаваемая мощность по линии, согласно условиям динамической устойчивости. Приближенный расчет предельного времени отключения аварии в рассматриваемой системе может быть выполнен в два этапа: - с помощью метода площадей определяется предельный угол отключения аварии; - применяя метод численного интегрирования дифференциального уравнения движения ротора синхронной машины с использованием метода последовательных интервалов, определяется предельное время отключения. Схема замещения генераторов станции должна быть представлена переходными индуктивностями
Нормальный исходный режим при расчетах может быть принят по результатам расчетов нормального режима, выполненного в предыдущем разделе для случая Рассмотрим определение предельного угла отключения. Электромагнитная мощность генерирующей станции Чтобы использовать данное выражение для построения характеристик в различных режимах (аварийном и послеаварийном) следует предварительно рассчитать для каждого из этих режимов с учетом сопротивлений
нагрузок значения собственных и взаимных проводимостей и углов потерь. При этом, как уже отмечалось выше, схема замещения нормального режима с дополнительно включенным аварийным шунтом в месте короткого замыкания представляет схему аварийного режима. Схема послеаварийного режима отличается от схемы нормального режима отключенной поврежденной линией. При возникновении короткого замыкания система перейдет из точки а с координатой
Рисунок 7 Предельный угол отключения данной аварии В этом выражении углы d - в радианах. Определение предельного времени отключения 1. 2. ..................................... n. где К - постоянная расчета. где Для генератора где n - номинальная скорость, об/мин; Для станции с несколькими генераторами При определении времени отключения допускается использование метода номограмм. Рассматриваемый выше метод применителен к случаю “станция - шины бесконечной мощности”, когда При системе ограниченной мощности предельный угол и предельное время отключения определяются анализом взаимного движения станции и системы. Определяемое время отключения сопоставляется с нормативным. V. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЛИТЕЛЬНОСТИ СНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ НАГРУЗКИ Ранее было указано, что, в основном, в узлах нагрузки имеются асинхронные двигатели, нагревательные и осветительные нагрузки. Изменение напряжения в системе влечет за собой изменение скольжения двигателя. С уменьшением напряжения скольжение двигателя увеличивается. Рассмотрим устойчивость двигателя, работающего при нагрузке, создающей на валу момент Пусть при этом моменте двигатель находится в установившемся состоянии (точка а) и работает со скольжением s0
.
Рисунок 8 Предположим, что в силу каких-либо причин на зажимах двигателя произошло изменение напряжения, которое уменьшилось от Уравнение движения ротора будет иметь вид: Обычно возникает задача: найти, на какое наибольшее время можно понизить напряжение от Из выражений (22) и (23) получаем После интегрирования левой части в пределах от t0
до t1
, а правой от где Выражением (24) лучше всего пользоваться в численном виде, раскрывая его при значениях отсюда Знак “ + ” соответствует В том случае, если в качестве приводного механизма служит вентилятор или насос, время выбега двигателя определяется по выражению где Время выбега в относительных единицах. Для перевода в именованные единицы необходимо воспользоваться выражением Полученное время (в секундах) допустимого снижения напряжения необходимо сравнить с критическим временем отключения и дать анализ устойчивости работы двигателя. Приложение 1 № п/п Тип двигателя
кВт кВ об/мин кг×м2
×0,25 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 АТД-2000 2000 6 2975 0,66 95,8 0,900 5,50 0,80 2,5 300 2 АТД-3200 3200 6 2985 0,50 95,8 0,900 6,40 0,70 2,7 639 3 АТД-4000 4000 6 2985 0,50 96,2 0,910 6,30 0,70 2,6 700 4 АТД-5000 5000 6 2985 0,50 96,5 0,915 5,60 0,70 2,4 738 5 АТД-8000 8000 6 2950 1,66 96,6 0,910 5,40 0,80 2,4 860 6 АН-16-64-16 1250 6 370 1,33 94,5 0,790 4,70 1,00 2,0 4950 7 А-13-59-4 1000 6 1490 0,66 94,0 0,910 6,20 1,20 2,5 250 8 А-13-59-6 800 6 985 1,60 93,5 0,900 5,30 1,00 2,2 340 9 А-13-62-8 630 6 735 2,00 93,5 0,870 5,30 1,30 2,1 410 10 А-13-62-10 500 6 590 1,66 92,5 0,850 4,80 1,10 2,1 470 11 АО-13-50-4 630 6 1490 0,66 93,5 0,890 6,50 1,00 3,0 210 12 АО-13-62-4 800 6 1430 0,66 94,0 0,900 6,50 1,00 2,9 260 13 АН-14-49-6 1000 6 990 1,50 94,4 0,880 6,00 1,00 2,4 590 14 АН-14-59-6 1250 6 990 1,00 94,8 0,880 6,00 1,10 2,4 690 15 АН-15-41-6 1600 6 990 1,00 94,8 0,870 6,00 1,00 2,4 1110 16 АН-15-51-6 2000 6 990 1,00 95,2 0,880 6,50 1,00 2,4 1350 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 17 АН-14-59-8 1000 6 740 2,00 94,3 0,860 5,20 1,00 2,2 810 18 АН-15-54-8 1600 6 740 1,33 94,8 0,880 5,20 1,00 2,0 1720 19 АН-15-64-8 2000 6 740 1,33 95,2 0,880 5,50 1,00 2,1 1720 20 АН-15-56-10 1250 6 590 1,66 94,0 0,860 5,30 1,00 2,1 1900 21 АН-16-44-10 1600 6 590 1,66 94,5 0,870 5,10 1,00 2,0 3250 22 АТД-1000 1000 6 2970 0,66 94,6 0,905 5,50 0,70 2,5 122 23 АТД-1250 1250 6 2975 0,66 95,1 0,910 5,50 0,70 2,5 140 24 АТД-1600 1600 6 2975 0,66 95,6 0,910 5,50 0,70 2,5 162 25 ДАЗО-14-49-6 400 6 992 0,80 90,0 0,850 6,40 0,90 3,0 500 26 ДАЗО-15-41-8 500 6 743 0,90 91,0 0,850 5,60 0,80 2,6 1200 27 ДАЗО-15-49-8 630 6 743 0,90 91,0 0,860 5,50 0,80 2,4 1400 28 ДАЗО-15-59-8 700 6 742 1,10 92,0 0,880 5,40 0,80 2,5 1700 29 ДАЗО-16-76-8 1250 6 742 1,10 92,0 0,890 5,40 0,80 2,5 2200 30 ДАЗО-15-59-10 630 6 593 1,20 91,5 0,830 4,90 0,80 2,3 1700 Приложение 2 Расчетная схема системы
Приложение 3 Варианты заданий № п/п P1
PH2
PH3
Л1
Л2
Л3
Л4
Л5
Номер линии, где про- Номер узла нагрузки мегаватт километров изошло КЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 100 140 60 130 40 45 30 35 1 3 2 105 145 65 135 45 50 35 40 2 2 3 105 140 70 140 50 55 40 45 3 3 4 105 145 75 145 55 60 40 50 4 2 5 105 150 80 150 60 55 45 50 5 3 6 110 145 85 155 65 50 45 55 1 2 7 115 145 90 160 70 45 50 55 2 3 8 120 150 95 165 70 45 55 60 3 2 9 135 145 100 160 70 50 60 65 4 3 10 150 140 105 155 65 55 65 70 5 2 11 165 135 110 150 60 60 70 75 1 3 12 180 130 115 145 55 65 75 80 2 2 13 195 135 120 140 50 70 80 85 3 3 14 210 140 125 135 45 75 85 80 4 2
|