Курсовой проек1. Расчет режимов электроэнергетических сетей района энергосистемы
 Скачать 309.88 Kb.
|
|
Курсовой проект ПМ.03 Контроль и управление технологическими процессами. по дисциплине МДК.03.01 Автоматизированные системы управления энергосистемы. 12.11.2021.. Электрические станции, сети и системы. Тема: Расчет режимов электроэнергетических сетей района энергосистемы. тема работы Выполнил(а) студент(ка) 4 курса, группы Э48 Старинский Рустам Николаевич Фамилия имя отчество Руководитель работы Свириденко Денис Владимирович Оглавление: Введение Основная часть Характеристика проектирующего обьекта Характеристика потребителей. Электроснабжение 2.1. Выбор и обоснование схемы электроснабжения. 2.2. Определение электрических нагрузок. 3. Выбор и обоснование схемы и оптимальных напряжений. 3.1.Электрический расчет и выбор электрических линий связей потребителей. 3.2.Выбор числа, мощности и типа трансформаторов. 4. Выбор коммутационных аппаратов. 4.1.Выбор и расчет аппаратов защиты. 5. Показатели, определяющие качество электроснабжения. 6. Регулирование напряжения. 7. Охрана труда при эксплуатации РУ ( технические и операционные мероприятия. ) Заключение. Список литературы. 1.Введение. Электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электроэнергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии называется электроэнергетической системой (ЭЭС). Энергетическое производство, и в особенности производство электроэнергии, обладает рядом особенностей, резко отличающих его от других отраслей промышленности. Первая и важнейшая особенность электроэнергетической системы заключается в том, что производство электроэнергии, ее распределение и преобразование в другие виды энергии осуществляются практически в один и тот же момент времени. Другими словами, электроэнергия нигде не аккумулируется. Энергия, произведенная в системе, равна энергии, потребленной в ней, и жестко ею определяется. Это равенство справедливо для любого короткого промежутка времени, т.е. между мощностями энергосистемы имеется точный баланс. Заметим, что преобразование и передача энергии происходят во всех элементах системы с потерями энергии и, следовательно, потребление энергии должно учитывать не только полезное потребление, но и потери энергии в элементах преобразования и передачи. Отсюда вытекает следующее: а) снижение выработки энергии на электростанциях против требуемого уровня из-за ремонтов оборудования, аварий и других причин при отсутствии резерва в системе требует снижения количества энергии, отпускаемой потребителю; б) временное снижение потребления энергии из-за ремонта оборудования, аварий и других причин при отсутствии в системе так называемых потребителей-регуляторов не дает возможности полностью использовать оборудование электростанции в этот период; в) небаланс между мощностью электростанций и мощностью, потребляемой в системе, не может существовать. При снижении мощности электростанций одновременно автоматически снижается потребляемая мощность, и наоборот. Вторая особенность электроэнергетической системы − это относительная быстрота протекания в ней переходных процессов. Волновые процессы совершаются в тысячные или даже миллионные доли секунды; процессы, связанные с короткими замыканиями, включениями и отключениями, качаниями, нарушениями устойчивости, совершаются в течение долей секунды или нескольких секунд. Быстрота протекания переходных процессов в электрической системе требует обязательного применения специальных автоматических устройств. Эти устройства, часто весьма быстродействующие, должны обеспечить надлежащую корректировку переходных процессов в системе. Правильный выбор и настройка всех этих автоматических устройств, к которым относятся аппараты защиты от перенапряжений, установки релейной защиты, автоматические регуляторы, автоматические выключатели и т.п., немыслимы без учета работы всей системы как единого целого. Все это способствует широчайшему внедрению автоматики в энергетических системах и полной автоматизации отдельных электростанций, подстанций и т.п. Третья особенность электроэнергетической системы заключается в том, что она тесно связана со всеми отраслями промышленности: связью, транспортом и т.п., что предопределяет необходимость своевременного их развития. Рост энергетических систем должен обязательно опережать рост потребления энергии, иначе создание резервов в энергосистемах невозможно. С другой стороны, рост энергетических систем должен быть гармоничным: все элементы системы должны развиваться без каких-либо диспропорций в развитии отдельных элементов. Электроэнергетическая система (ЭЭС) состоит из элементов, которые можно разделить на три группы: 1. основные (силовые) элементы − генерирующие агрегаты электростанций, преобразующие энергию воды или пара в электроэнергию; трансформаторы, автотрансформаторы, выпрямительные установки, преобразующие значения и вид тока и напряжения; линии электропередачи (ЛЭП), передающие электроэнергию на расстояние; коммутирующая аппаратура (выключатели, разъединители), предназначенные для изменения схемы ЭЭС и отключения поврежденных элементов; 2. измерительные элементы − трансформаторы тока и напряжения, предназначенные для подключения измерительных приборов, средств управления и регулирования; 3. средства управления − релейная защита, регуляторы, автоматика, телемеханика, связь, обеспечивающие оперативное и автоматическое управление схемой и работой ЭЭС. Состояние ЭЭС на заданный момент или отрезок времени называется режимом. Режим определяется составом включенных основных элементов ЭЭС и их загрузкой. Значения напряжений, мощностей и токов элементов, а также частоты, определяющие процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, называются параметрами режима. Если параметры режима неизменны во времени, то режим ЭЭС называется установившимся, если изменяются − то переходным. Строго говоря, понятие установившегося режима в ЭЭС условное, так как в ней всегда существует переходный режим, вызванный малыми колебаниями нагрузки. Установившийся режим понимается в том смысле, что параметры режима генераторов электростанций и крупных подстанций практически постоянны во времени. Основная задача ЭЭС − экономичное и надежное электроснабжение потребителей без перегрузок основных элементов ЭЭС и при обеспечении заданного качества электроэнергии. В этом смысле основной режим ЭЭС − нормальный установившийся. В таких режимах ЭЭС работает большую часть времени. По тем или иным причинам допускается работа ЭЭС в утяжеленных установившихся (вынужденных) режимах, которые характеризуются меньшей надежностью, некоторой перегрузкой отдельных элементов и, возможно, ухудшением качества электроэнергии. Длительное существование утяжеленного режима нежелательно, так как при этом существует повышенная опасность возникновения аварийной ситуации. Наиболее опасными для ЭЭС являются аварийные режимы, вызванные короткими замыканиями и разрывами цепи передачи электроэнергии, в частности, вследствие ложных срабатываний защит и автоматики, а также ошибок эксплуатационного персонала. Длительное существование аварийного режима недопустимо, так как при этом не обеспечивается нормальное электроснабжение потребителей и существует опасность дальнейшего развития аварии и распространения ее на соседние районы. Для предотвращения возникновения аварии и прекращения ее развития применяются средства автоматического и оперативного управления, которыми оснащаются диспетчерские центры, электростанции и подстанции. После ликвидации аварии ЭЭС переходит в послеаварийный установившийся режим, который не удовлетворяет требованиям экономичности и не полностью соответствует требованиям надежности и качества электроснабжения. Он допускается только как кратковременный для последующего перехода к нормальному режиму. Уже из перечисления возможных режимов ЭЭС следует, что этими режимами необходимо управлять, причем для разных режимов задачи управления различаются: а) для нормальных режимов − это обеспечение экономичного и надежного электроснабжения; б) для утяжеленных режимов − это обеспечение надежного электроснабжения при длительно допустимых перегрузках основных элементов ЭЭС; в) для аварийных режимов − это максимальная локализация аварии и быстрая ликвидация ее последствий; г) для послеаварийных режимов − быстрый и надежный переход к нормальному установившемуся режиму; д) для нормальных переходных режимов − быстрое затухание колебаний. 1.Основная часть. Характеристика проектирующего обьекта. К основным вопросам, которые решаются в процессе проектирования электрических сетей относятся: выбор конфигурации электрической сети, выбор типов подстанций, выбор номинальных напряжений выбор сечений проводников выбор схем и оборудования подстанций При решении этих вопросов предлагается несколько конкурентоспособных схем. При этом все варианты должны удовлетворять требуемые степени надежности. Варианты выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы. Первым этапом создания вариантов схем сети является выбор конфигурации сети. Для этого между источником питания и новыми пунктами нагрузок, с учетом их расположения на местности в масштабе, проводим линии, которые отображают расположение новых ЛЭП. Варианты схем электрической сети представлены на рис.1.  Рис.1. Варианты конфигурации сети  Рис.1. Варианты конфигурации сети Рассмотрим преимущества и недостатки предложенных вариантов. Вариант (а) - это сеть с двухсторонним питанием - кольцо. Основными достоинствами являются: надежность работы (при выходе из строя одного из источников или какого-то участка потребители будут получать электрическую энергию от другого источника); гибкость и низкие потери мощности (свободные изменения перетоков мощности в процессе изменения нагрузок обеспечивают оптимальное распределение мощностей по участкам сети, что приводит к меньшим потерям и меньшим колебаниям напряжения при изменении нагрузок); возможность развития сети без коренной реконструкции. Для выбранных вариантов определим длины участков линии (масштаб плана сети 1:1000000): Вариант (а) LA4=43 км L41=67 км L1B=86 км LA2=42 км L23=72 км L3B=67 км Вариант (г) L2A=42 км LА4=43 км L43=86 км L31=110 км L1В=86 км Варианты выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы. Вариант г) - в данном варианте будет наименьшая суммарная длина новых линий по сравнению с другими схемами электрической сети. Варианты б) и в) исключаем из-за большой суммарной длины новых линий. Для дальнейшего рассмотрения выбираем наиболее рациональные варианты конфигурации сети. Это схемы а) и г). Для выбора сечения проводов необходимо знать величину потока мощности, проходящего по линии, и напряжение сети. Так как на начальном этапе неизвестны сечения проводов и напряжения, то точный расчёт перетоков мощностей в линиях невозможен. Поэтому для определения предварительного распределения активных мощностей принимают следующее: исходную сеть считают однородной, то есть все линии принимают выполненными проводом одного сечения. В этом случае распределение мощностей в линиях определяется их длинами и может быть найдено на основании метода расчёта линий с двухсторонним питанием. Мощность на головном участке сети определяем по формулой:  ;где LiB - расстояние от нагрузки до противоположного источника питания; LAB - расстояние между источниками питания. Мощность остальных участков находятся из условия баланса мощностей в узлах. Вариант (а). На первом этапе расчета распределение мощностей по участкам кольцевую схему преобразуют в схему с двумя источниками питания, условно разрезая её по источникам питания. вариант конфигурации первой сети. См. рис. 2а:  Рис.2а   Р41=РА4-Р4=17МВт Проверим баланс активных мощностей: РА4+Р1В=Р4+Р1 Баланс активных мощностей соблюдается. вариант конфигурации первой сети. См. рис. 2б:  Рис.2б   Р23=РА2-Р2=5,5МВт Проверим баланс активных мощностей: РА2+Р3В=Р2+Р3 Баланс активных мощностей соблюдается. вариант конфигурации второй сети. См.рис.3а:  Рис.3а РА2=  Р2=20МВтвариант конфигурации второй сети. См.рис.3б:  Рис.3б   Проверим баланс активных мощностей: РА4+Р1В=Р4+Р3+Р1. Баланс активных мощностей соблюдается. . Выбор номинально напряжения электрической сети   Номинальное напряжение ЛЭП существенно влияет на технико-экономические показатели. При большом номинальном напряжение возможны передача большой мощности на большие расстояния и с меньшими потерями. С повышением номинального напряжения существенно возрастает капиталовложения в ЛЭП и оборудования. Выбор номинальных напряжений линий электропередач и подстанций производится в проекте по схеме электрической сети в целом. Области применения отдельных номинальных напряжений, установленных действующим стандартом (ГОСТ 721 - 77), регламентированы по технико-экономическим соображениям. Номинальное напряжение ЛЭП зависит от многих факторов. Среди которых, наиболее важными, являются: передавая мощность и расстояние. Приближенные значения номинального напряжения могут быть получены по эмпирическим формулам и таблицам. Так как в данном проекте длины участков линии не превышают 250 км и мощность участков меньше 60Мвт, то целесообразнее производить расчет номинального напряжения по формуле Стилла:   гдеН - напряжение участка линии, кВ;- длина участка линии, км;- активная мощность, протекающая по участку линии, МВт. Формула даёт приемлемые результаты при длинах линий меньших 250 км и протекающей мощности меньшей 60 МВт. Определим номинальное напряжение каждого участка для первого варианта конфигурации сети:    Из шкалы номинальных напряжений выбираем напряжение проектируемой сети 110 кВ. Аналогично найдём номинальное напряжение сети для второго варианта:      Из шкалы номинальных напряжений выбираем напряжение проектируемой сети 110 кВ. Выбор сечений проводов по экономической плотности Основным критерием, по которому при проектировании выбирают провода, является минимальное значение годовых приведённых затрат на сооружение и эксплуатацию воздушной линии электропередач. В общем случае провода различаются материалом токоведущей части и её сечением. На основе имеющегося опыта эксплуатации и проектирования для воздушных линий электропередач на напряжение 110-500 кВ применяются сталеалюминевые провода. В этих условиях выбору подлежат лишь сечения проводов. Сечение проводов электрической сети должны выбираться так, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение сети, прямо пропорциональными сечению и расходами на потерю энергии, уменьшающимися при увеличении сечения. Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) упрощённый выбор сечений осуществляется по экономической плотности тока:  где Iр - расчётный ток нормального рабочего режима, А; jэ - экономическая плотность тока для заданных условий работы линии, А/мм2. Расчётный ток Iр определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок:  .Характеристика потребителей. Электроприемники в практике электроснабжения удобно классифицировать по следующим признакам: – по надежности электроснабжения; – по роду тока; – по напряжению; – по режиму работы. 1. По степени надежности электроснабжения электроприемники делятся на следующие три категории: – электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей (например, система вентиляции кислотного цеха, операционная), значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Приемники электроэнергии I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного источника питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования (например, непрерывная работа насоса по циркуляции воды необходима для охлаждения стенок сталеплавильной печи). Для электроснабжения особой группы приемников электроэнергии I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания. Независимым источником питания приемника электроэнергии или группы приемников электроэнергии называют источник питания, на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентированных ПУЭ для послеаварийного режима, при исчезновении его на другом или других источниках питания этих приемников. К числу независимых источников питания относят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий: 1) каждая секция или система шин в свою очередь имеет питание от не зависимого источника питания; 2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин. В качестве третьего независимого источника питания для особой группы приемников электроэнергии и в качестве второго независимого источника питания для остальных приемников I категории используют местные электростанции, электростанции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. П. – электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Приемники электроэнергии II категории обеспечивают электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для приемников электроэнергии II категории при нарушении электроснабжения от одного источника питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. – электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий. Это приемники вспомогательных цехов, несерийного производства продукции и т. п. Для приемников электроэнергии III категории электроснабжение выполняют от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток. . По режиму работы в соответствии с ГОСТ 183–74 электроприемники классифицируют на 8 режимов. Но для решения практических задач по опре- 10 делению электрических нагрузок, как правило, используют 3 следующих характерных режима работы электроприемников: – продолжительный режим работы электроприемника соответствует номинальной неизменной нагрузке, продолжающейся столь долго, что температура τ его частей достигает установившихся значений (рисунок 1.1, а). Установившейся температурой считается температура, изменение которой в течение 1 ч не превышает 1 °С; – кратковременный режим работы электроприемника (рисунок 1.1, б) характеризуется тем, что он работает при номинальной мощности в течение времени, за которое его температура не успевает достичь установившейся. При отключении электроприемник длительно не работает, и его температура снижается до температуры окружающей среды; – повторно-кратковременный режим работы электроприемника – режим, при котором кратковременные рабочие периоды номинальной нагрузки чередуются с паузами (рисунок 1.1, в). Продолжительность рабочих периодов и пауз не настолько велика, чтобы перегревы отдельных частей электроприемника при неизменной температуре окружающей среды могли достигнуть установившихся значений. При повторно-кратковременном режиме работы электроприемник можно сильнее нагружать, чем при продолжительном номинальном режиме. 2.Электроснабжение 2.1. Выбор и обоснование схемы электроснабжения. выбор рациональной схемы сети производится на основе технико-экономического сопоставления ряда ее вариантов, которые составляются проектировщиком (студентом). Сопоставляемые варианты обязательно должны отвечать условиям технической осуществимости каждого из них по параметрам основного электрооборудования (провода, трансформаторы и т.п.), а также быть равноценными по надежности электроснабжения потребителей, относящихся к I категории по [3, 4, 6, 9, 13]. Число цепей на любом участке проектируемой сети определяется, прежде всего, условиями обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей. Согласно [13], при наличии потребителей I и II категорий на ПС электроснабжение от сетей энергосистемы должно выполняться не менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания. При выходе из строя одной из питающих линий оставшиеся в работе линии должны обеспечить всю нагрузку. При выходе из строя одного независимого источника питания оставшиеся в работе источники питания должны обеспечить питание всех электроприемников I и II категорий. Необходимость составления вариантов схемы сети обуславливается тем, что различные типы схем обладают различными и часто конкурирующими техническими и технико-экономическими показателями (при сооружении, эксплуатации и т.п.). Разработку вариантов необходимо начинать не по пути «возможных сочетаний» линий, подстанций и номинальных напряжений, а на основе принципов, приведенных в предыдущем параграфе, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей. На такой основе можно рекомендовать формирование в первую очередь вариантов схем сетей:. а) радиального и радиально-магистрального типа, при котором линии (двухцепные и одноцепные) не образуют замкнутых контуров; б) простейшего замкнутого кольцевого (петлевого) типа. Радиальные и радиально-магистральные сети, как правило: – имеют наименьшую длину трасс линий; – возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения концевых и ответвительных (отпаечных) подстанций; – могут иметь высокую суммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всех участках) должны сооружаться одноцепными по условию надежного питания ответственных и крупных подстанций; – обладают большими резервами по пропускной способности линий при перспективном росте нагрузок в заданных пунктах. Питание мелких подстанций, в составе потребителей которых отсутствует I категория (по требованиям надежности электроснабжения), в некоторых случаях может осуществляться по одноцепным воздушным линиям. При этом надо иметь в виду, что по [3] любая группа потребителей электроэнергии с суммарной максимальной нагрузкой 10 МВт и более относится к I категории. Технико-экономическая обоснованность питания по одноцепной воздушной линии подстанции без потребителей I категории может быть установлена специальным анализом. 2.2 Определение электрических нагрузок. Электрической нагрузкой какого-либо элемента сети называется мощность, которой нагружен данный элемент сети. Например, если по кабелю передается мощность 120 кВт, то нагрузка кабеля равна тоже 120 кВт. Точно так же можно говорить о нагрузке на шины подстанции или на трансформатор и т. д. Величина и характер электрической нагрузки зависят от потребителя электрической энергии, который может быть назван приемником электрической энергии. Нагрузки необходимо покрывать от источника электрической энергии, которым является электрическая станция. Обычно между генератором и потребителем электрической энергии существует целый ряд элементов электрической сети. Например, если двигатели, приводящие в движение механизмы в цеху питаются от сети напряжением 380 В, то в цеху или около цеха должна быть расположена цеховая трансформаторная подстанция, на которой установлены силовые трансформаторы для питания цеховых установок (для покрытия цеховых нагрузок). Трансформаторы через кабели или воздушные провода питаются либо от более мощной подстанции, либо от промежуточного распределительного пункта высокого напряжения, или, что часто встречается на предприятиях, от тепловой электрической станции предприятия. Во всех случаях покрытие нагрузок осуществляется от генераторов электрической станции. При этом минимальное значение нагрузка имеет на конечном пункте, например в цехе. По мере приближения к источнику питания нагрузка растет за счет потерь энергии в передающих звеньях (в проводах, трансформаторах и т. д.). Наибольшего значения она достигает у источника питания - у генератора электрической станции. Поскольку нагрузка измеряется в единицах мощности, она может быть активная РкВт, реактивная QкBap и полная S = √(P2 + Q2) кВА. Нагрузка также может быть выражена в единицах тока. Если, например, по линии протекает ток I = 80 А, то эти 80 А являются нагрузкой линии. При прохождении тока по любому элементу установки выделяется тепло, в результате чего этот элемент (трансформатор, преобразователь, шины, кабели, провода и др.) нагревается. Допустимые мощности (нагрузки) на данные элементы электротехнической установки (машины, трансформаторы, аппараты, провода и др.) определяются величиной допустимой температуры. Ток, протекающий по проводам, помимо потерь мощности, вызывает потери напряжения, которые не должны превышать величин, регламентированных руководящими указаниями. В реальных установках нагрузка в виде тока или мощности не остается в течение суток неизменной, и поэтому в практику расчетов введены определенные термины и понятия различных видов нагрузок. Номинальная активная мощность электродвигателя - мощность, развиваемая двигателем на валу при номинальном напряжении и токе якоря (ротора). Номинальная мощность любого приемника, кроме электродвигателя это потребляемая им активная мощность Рн (кВт) или полная мощность Sн (кВА) при номинальном напряжении. Паспортная мощность Рпасп электроприемника в повторно-кратковременном режиме приводится к номинальной длительной мощности при ПВ = 100% по формуле Pн = Pпасп√ПВ При этом ПВ выражен в относительных единицах. Например, двигатель с паспортной мощностью Рпасп = 10 кВт при ПВ = 25%, приведенный к номинальной длительной мощности ПВ = 100%, будет иметь мощность Pн = 10√25 = 5 кВт. Групповая номинальная мощность (установленная мощность) - сумма номинальных (паспортных) активных мощностей отдельных рабочих электродвигателей, приведенных к ПВ = 100%. Например, если Рн1 = 2,8, Рн2 = 7, Рн3 = 20 кВт, Р4пасп= 10 кВт при ПВ = 25%, то Pн = 2,8 + 7 + 20 + 5 = 34,8 кВт. Расчетная, или максимальная активная, Рм, реактивная Qм и полная Sм мощность, а также максимальный ток Iм представляют собой наибольшие из средних величин мощностей и токов за определенный промежуток времени, измеряемый 30 мин. Вследствие этого расчетная максимальная мощность иначе называется получасовой или 30-минутной максимальной мощностью Рм = Р30. Соответственно, Iм=Iзо. Расчетный максимум тока Iм = I30 = √(Pм2 + Qм2)/(√3Uн) или Iм = I30 =Pм/(√3UнСosφ), где Сosφ - средневзвешенное значения коэффициента мощности за расчетное время (30 мин.). 3. Выбор и обоснование схемы и оптимальных напряжений. 3.1.Электрический расчет и выбор электрических линий связей потребителей. |