Схемы замещения трансформаторов

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ И РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Учебное пособие

Омск

Издательство ОмГТУ

Авторы:

С.С. Гиршин, С.Ю. Прусс

Рецензенты:

Гиршин С.С., Прусс С.Ю. Схемы замещения и расчет установившихся режимов электрических сетей.

Рассмотрены схемы замещения линий электропередачи и силовых трансформаторов. Изложены методы расчета установившихся режимов электрических сетей. Приведены задачи по разделам, а также варианты исходных данных для самостоятельной работы.

Для студентов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров 140400.62 «Электроэнергетика и электротехника» и профилям «Электроснабжение» и «Электроэнергетические системы и сети» дневной, заочной и дистанционной форм обучения.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Принятые сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

1. Схемы замещения элементов сети . . . . . . . . . . . . . . . 6

1.1. Классификация ЛЭП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

1.2. Виды схем замещения ЛЭП . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.3. Погонные параметры линий . . . . . . . . . . . . . . . . 10

1.4. Схемы замещения трансформаторов . . . . . . . . . . . . . 11

1.5. Домашнее задание . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Исходные данные . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Указания по выполнению . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2. Расчет установившихся режимов электрических сетей . . . . . . . 26

2.1. Расчет режимов разомкнутых питающих сетей . . . . . . . . . 26

2.1.1. Основные методы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.1.2. Учет идеальных трансформаторов. Расчетные нагрузки подстанций . 28

2.1.3. Задачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2.2. Расчет режимов простых замкнутых сетей . . . . . . . . . . . . 31

2.2.1. Правило моментов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.2.2. Расчет кольцевых сетей . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2.2.3. Расчет сетей с двухсторонним питанием . . . . . . . . . . . 33

2.2.4. Задачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

2.3. Расчет распределительных сетей . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.3.1. Допущения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.3.2. Задачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.4. Расчет режимов с помощью ЭВМ . . . . . . . . . . . . . . . 36

2.4.1. Уравнения узловых напряжений . . . . . . . . . . . . . . 36

2.4.2. Задачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3. Регулирование напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.1. Способы регулирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.2. Расчет регулировочных ответвлений РПН силовых

трансформаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.3. Задачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4. Мероприятия по снижению потерь энергии . . . . . . . . . . . 43

4.1. Классификация и принципы выбора мероприятий . . . . . . . . 43

4.2. Задачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

5. Курсовая работа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5.1. Указания к выполнению . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5.2. Пример расчета . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Библиографический список . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ВН – высшее напряжение;

КЗ – короткое замыкание;

ЛЭП – линия электропередачи;

НН – низшее напряжение;

о.е. – относительные единицы;

ПБВ – переключение без возбуждения;

РПН – регулирование под нагрузкой;

СН – среднее напряжение;

ХХ – холостой ход;

ЭВМ – электронно-вычислительная машина.

ВВЕДЕНИЕ

Расчет установившихся режимов электрических сетей является одной из центральных задач, решаемых как при проектировании сети, так и на стадии эксплуатации сетей. На основе этих расчетов осуществляется проверка технической допустимости режима, ввод режима в допустимую область, а также выбор способов повышения экономичности передачи энергии. В связи с почти непрерывными изменениями нагрузок и частыми коммутационными изменениями конфигурации сети на практике возникает необходимость расчета режимов много раз в сутки.

В настоящее время на практике расчеты режимов электрических сетей производятся почти исключительно на ЭВМ с помощью специальных программ. Тем не менее, основные методы расчета «вручную» не должны считаться устаревшими. Владение этими методами развивает у специалиста инженерные навыки и позволяет изучить закономерности и механизмы формирования режимов. Методы расчета «вручную» могут успешно применяться для сетей простых конфигураций. Также может возникнуть необходимость использования этих методов для решения некоторых специфических режимных задач. В настоящем пособии изложены как методы расчета режимов «вручную», так и с помощью ЭВМ.

Независимо от выбранного метода расчет режима всегда осуществляется на основе схемы замещения электрической сети. Поэтому составление схемы замещения и расчет ее параметров можно рассматривать как подготовительный этап расчета режима. Этим вопросам посвящены первые две главы. Кроме того, в пособии приведены варианты домашнего задания, которое заключается в составлении схемы замещения заданной сети и расчете ее параметров.

Настоящее пособие предназначено главным образом для изучения дисциплины «Электроэнергетические системы и сети», однако может быть использовано также при изучении последующих дисциплин учебного плана, так или иначе связанных с электрическими сетями.

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ

Классификация ЛЭП

Линии электропередачи подразделяются на следующие типы:

– воздушные линии с неизолированными про­водами;

– воздушные линии с изолированными про­водами;

– кабельные линии.

Воздушные линии с неизолированными проводами являются наиболее распространенным средством передачи электроэнергии. Применяются на всех классах напряжения, однако в настоящее время в электрических сетях 0,4–20 кВ неизолированные линии постепенно вытесняются воздушными линиями с изолированными проводами.

Проводанеизолированных воздушных линий могут быть алюми­ниевыми, из алюминиевых сплавов и сталеалюминиевыми; реже используются медные, стальные, бронзовые и сталебронзовые провода. Кроме этого, существуют специальные типы проводов повышенной пропускной способности.

Наиболее распространенными из всех являются сталеалюминиевые провода типа АС. Они представляют собой многопроволочные провода, внутренние проволоки которых выполнены из стали, а внешние – из алюминия. Использование стали повышает механическую прочность. Буква в марке провода А обозначает алюминий, С – сталь. Через дефис указываются сечения алюминиевой и стальной части, разделенные знаком дроби. Например, АС-120/19 – сталеалюминиевый провод с сечением алюминиевой части 120 мм² и стальной части 19 мм². При упрощенных обозначениях сечение стального сердечника может не указываться.

Кроме АС, существуют следующие марки сталеалюминевых проводов: АСК, АСКС, АСКП, АпС, АпСК АпСКС, АпСКП, АЖС, АЖСКС. В проводе АСК стальной сердечник покрыт специальной антикоррозионной смазкой и двумя лентами полиэтилентерефталатной пленки. В проводе АСКС межпроволочное пространство стального сердечника, включая его поверхность, заполнено антикоррозионной смазкой. В проводе АСКП смазкой заполнено межпроволочное пространство всего провода за исключением наружной поверхности. В проводе АС смазка не используется. Строчная буква «п» обозначает, что используются алюминиевые проволоки повышенной прочности. Если вместо алюминиевых проволок используются проволоки из термообработанного алюминиевого сплава, то после «А» стоит прописная «Ж».

Воздушные линии с изолированными проводами подразделяются на линии с самонесущими изолированными проводами, используемыми при напряжениях до 1000 В, и линии с защищенными проводами, используемыми выше 1000 В до 35 кВ включительно. Применяется следующая маркировка: СИП-1, СИП-2, СИП-3, СИП-4 (СИП – самонесущие изолированные провода).

Линии СИП-1 используются при напряжениях ниже 1кВ. Фазные провода и нулевой провод скручены между собой, и нулевой провод является несущим (несет механическую нагрузку). Изоляцией покрыты только фазные провода, а нулевой провод неизолирован. Фазные провода выполняются алюминиевыми, а нулевой – из специального алюминиевого сплава повышенной прочности.

Линии СИП-2 отличаются от СИП-1 тем, что у СИП-2 изолированы не только фазные провода, но и нулевой провод.

Линии СИП-3 предназначены для сетей 6–35 кВ. Конструктивно они подобны линиям с неизолированными проводами, однако благодаря использованию изоляции междуфазное расстояние уменьшено. Провода СИП-3, как правило, выполняются из алюминиевых сплавов. Стальной сердечник отсутствует.

Линии СИП-4, как и СИП-1,2, используются при напряжениях ниже 1 кВ. Все провода (фазные и нулевой) изолированы и имеют одинаковое сечение, причем нулевой провод не является несущим.

Провода СИП-1, 2 и 4 относятся к самонесущим изолированным проводам, а СИП-3 – к защищенным проводам.

В качестве изоляции для всех типов СИП используется сшитый полиэтилен.

Силовой кабель состоит из одной или нескольких токопроводящих жил, отде­ленных друг от друга и от земли изоляцией. Кроме того, кабели напряжением до 10 кВ могут включать в себя защитную оболочку, броню и защитные покровы, а кабели 20 и 35 кВ в дополнение к этому – отдельные для каждой фазы свинцовые оболочки или экраны из перфорированных медных лент или перфорированной металлизированной бумаги.

Жилы кабелей могут быть медными и алюминиевыми, однопроволочными и многопроволочными, круглыми и секторными. Кабели переменного тока напряжени­ем до 1 кВ изготовляются четырехжильными, 6–35 кВ – одножильными и трехжильными, 110 кВ и выше – одножильными. Кабели постоянного тока могут быть одно­жильными и двухжильными.

Изоляция кабеля подразделяется на фазную и поясную. Фазная изоляция накла­дывается отдельно вокруг каждой фазы, а поясная – поверх всех токопроводящих жил. Наиболее современным материалом изоляции является сшитый (вулканизированный) полиэтилен.

Защитная оболочка предназначена для защиты изоляции от воздействия влаги и воздуха. Она накладывается поверх поясной изоляции и может быть алюминиевой, свинцовой, поливинилхлоридной, резиновой и полиэтиленовой.

Броня предназначена для защиты оболочки от механических повреждений. Она состоит из стальных лент или проволок, наматываемых поверх оболочки и внутренне­го защитного покрова.

Защитные покровы предназначены для предохранения оболочки от химического воздействия, коррозии и блуждающих в земле токов. Они подразделяются на внутренний и наружный покровы.

Виды схем замещения ЛЭП

Схема замещения линии в общем случае представляет собой четырехполюсник (рис. 1.1) со следующими параметрами: R_л – активное сопротивление линии; X_л – индуктивное сопротивление линии; G_л – активная проводимость линии; B_л – емкостная проводимость линии.

Если длина воздушной линии не превышает 300 км, а кабельной линии – 50 км, то на промышленной частоте (50 Гц) параметры линий можно считать сосредоточенными. При этом активное сопротивление воздушных линий и одножильных кабелей рассчитывается как сопротивление постоянному току:

, (1.1)

где l – длина линии, км; F – сечение провода или жилы кабеля, мм² (для сталеалюминиевых проводов – сечение алюминиевой части); r – удельное активное сопротивление материала провода, которое для алюминия можно принимать равным 28 Ом×мм²/км; n_ц – число цепей линии; n – число проводов на фазу: для воздушных линий 220 кВ и ниже n = 1, для 330 кВ n = 2, при 500 кВ n = 3, при 750 кВ n = 5…7, при 1150 кВ n = 8…12.

У многожильных кабелей активное сопротивление переменному току промышленной частоты существенно больше, чем сопротивление постоянному току. Поэтому активное сопротивление таких линий следует вычислять по формуле

, (1.2)

где r₀ – погонное активное сопротивление кабеля (сопротивление, приходящееся на единицу длины), Ом/км, определяемые по справочным данным, например [1] и [2].

Индуктивное сопротивление, активная проводимость и емкостная проводимость линии рассчитываются по формулам

, (1.3)

, (1.4)

, (1.5)

где x₀ – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км; g₀ – погонная активная проводимость, См/км; b₀ – погонная емкостная проводимость, См/км.

При практических расчетах в большинстве случаев те или иные параметры схем замещения можно не учитывать. Так, активная проводимость учитывается только при напряжениях 500 кВ и выше; емкостная проводимость не учитывается при напряжениях 35 кВ и ниже у воздушных линий и при напряжениях 10 кВ и ниже у кабельных линий; у кабельных линий 10 кВ и ниже, кроме больших сечений, не учитывается также индуктивное сопротивление. Соответствующие упрощенные схемы замещения показаны на рис. 1.2–1.5. Для воздушных линий 110-330 кВ и кабельных линий 20 кВ и выше приведено 2 варианта схем замещения – с емкостными проводимостями и зарядными мощностями. Зарядная мощность линии представляет собой реактивную мощность, которую генерирует емкость линии. Эта мощность определяется по формуле

, (1.6)

где U – напряжение, которое можно принимать равным номинальному.

Погонные параметры линий

Погонное индуктивное сопротивление трехфазной воздушной линии в симметричном синусоидальном режиме при частоте 50 Гц и одном проводе в фазе равно

, Ом/км, (1.7)

где r_пр – радиус провода; D_ср – среднегеометрическое расстояние между фазами, которое для линий 330 кВ можно принимать равным 11 м, для 220 кВ – 8 м, для 110 кВ – 5 м, для 35 кВ – 3,5 м, для воздушных линий с неизолированными проводами 6–10 кВ – 1,5 м, и для воздушных линий с изолированными проводами 6–10 кВ – 0,4 м; величины D_ср и r_пр должны иметь одинаковую размерность.

Погонное индуктивное сопротивление воздушных линий при нескольких проводах в фазе (напряжение 330 кВ и выше)

, (1.8)

где r_экв – эквивалентный радиус провода, определяемый по формуле

, (1.9)

где r_р – радиус расщепления,

, (1.10)

где a – расстояние между соседними проводами в фазе (30…60 см).

Как видно из приведенных формул, индуктивное сопротивление уменьшается при снижении расстояния между фазами, что объясняется взаимной компенсацией магнитных полей, создаваемых токами разных фаз. Именно по этой причине индуктивное сопротивление трех- и четырехжильных кабелей в большинстве случаев не учитывается (рис. 1.5).

Погонная емкостная проводимость трехфазной воздушной линии с неизолированными проводами в симметричном синусоидальном режиме при частоте 50 Гц равна

или , См/км. (1.11)

При уменьшении междуфазного расстояния емкостная проводимость увеличивается, как и емкость любого конденсатора при уменьшении расстояния между обкладками. Необходимость учета этого параметра определяется величиной зарядной мощности, которая зависит не только от емкостной проводимости, но и от напряжения сети (формула (1.6)). Поэтому при напряжении ниже определенного уровня зарядная мощность не учитывается (рис. 1.4, 1.5), несмотря на некоторое увеличение емкостной проводимости, обусловленное снижением междуфазного расстояния при уменьшении номинального напряжения линии.

При одном и том же напряжении и сечении емкостная проводимость кабельной линии больше, чем воздушной. Это связано не только со снижением расстояния между фазами, но и с тем, что диэлектрическая проницаемость кабельной изоляции значительно больше, чем у воздуха. Поэтому зарядная мощность кабельных линий должна учитываться уже с 20 кВ, в то время как воздушных – только со 110 кВ.

Погонное активное сопротивление, индуктивное сопротивление и емкостная проводимость кабельных линий определяется по справочным данным, например [1] или [2].

Активная проводимость воздушных линий обусловлена главным образом потерями мощности на коронный разряд. Ее можно определить по формуле

, См/км, (1.12)

где DР_кор,0 – потери на коронный разряд при номинальном напряжении на единицу длины, МВт/км; U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Схемы замещения трансформаторов

В электрических сетях для преобразования энергии используется главным образом 4 вида силовых трансформаторов: двухобмоточные трансформаторы, трехобмоточные трансформаторы, автотрансформаторы и трансформаторы с расщепленной обмоткой низкого напряжения. В большинстве случаев применяются трехфазные трансформаторы, однако при больших мощностях могут использоваться группы однофазных трансформаторов.

Двухобмоточным называется трансформатор, который имеет одну обмотку высшего напряжения (ВН) и одну обмотку низшего напряжения (НН). Трехобмоточный трансформатор кроме этих двух обмоток имеет также обмотку среднего напряжения (СН). Автотрансформатор – это разновидность трехобмоточного трансформатора, у которого обмотка СН является частью обмотки ВН. Трансформатор с расщепленной обмоткой – это разновидность двухобмоточного трансформатора, который имеет не одну, а две обмотки НН (обмотка НН «расщеплена» на две части).

При расчете режимов электрических сетей обычно используются упрощенные Г-образные схемы замещения трансформаторов, причем ветвь намагничивания заменяется потерями холостого хода. Схема замещения двухобмоточного трансформатора показана на рис. 1.6. Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы имеют одинаковые схемы замещения – рис. 1.7. Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой при разных нагрузках обмоток НН приведена на рис. 1.8.

Рис. 1.6.Схема замещения двухобмоточного трансформатора:

U_в – высшее напряжение; U_н – низшее напряжение

Рис. 1.7.Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора: U_в – высшее напряжение; U_с – среднее напряжение; U_н – низшее напряжение

Рис. 1.8.Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой при разных нагрузках обмоток НН: U_в – высшее напряжение; U_н1 – низшее напряжение первое; U_н2 – низшее напряжение второе

На практике расчетов удобнее иметь дело не с отдельными трансформаторами, а с подстанциями, на которых параллельно или примерно в одинаковых режимов может работать несколько трансформаторов (чаще всего 2). Схема замещения подстанции имеет такой же вид, как для одного трансформатора, а ее параметры определяются с учетом количества трансформаторов на подстанции n_т.

Потери холостого хода подстанции с трансформаторами любого вида определяются по выражению

, (1.13)

где P_хх и Q_хх – активные и реактивные потери холостого хода трансформаторной подстанции; P_хх,1т – активные потери холостого хода одного трансформатора; I_х% – ток холостого хода трансформатора в процентах; S_ном – номинальная мощность трансформатора.

Активное и индуктивное сопротивления подстанции с двухобмоточными трансформаторами, приведенные к высшему напряжению, определяются следующим образом:

, (1.14)

, если S_ном > 1 МВА, (1.15)

, если S_ном ≤ 1 МВА, (1.16)

где DP_к – потери короткого замыкания трансформатора; U_в,ном – номинальное высшее напряжение трансформатора; U_к% – напряжение короткого замыкания трансформатора, выраженное в процентах.

В исключительных случаях при отсутствии данных допускается принимать U_к% = 10,5… 12%, I_х% = 0,5… 0,6%. По этим параметрам определяются индуктивное сопротивление и реактивные потери холостого хода. Активное сопротивление и активные потери холостого хода можно вычислить на основе соотношений

, . (1.17)

Активные сопротивления подстанции с трехобмоточными трансформаторами равны

, (1.18)

где нижние индексы «в», «с», «н» обозначают принадлежность параметра к обмотке соответственно высшего, среднего и низшего напряжения; DP_к,вс – потери короткого замыкания обмоток высшего и среднего напряжений.

Активные сопротивления автотрансформаторов определяются так же, как у трехобмоточных трансформаторов, за исключением сопротивления обмотки низшего напряжения, которое вычисляется по формуле

, (1.19)

где S_н,ном – номинальная мощность обмотки низшего напряжения.

Индуктивные сопротивления подстанций с трехобмоточными трансформаторами и автотрансформаторами, приведенные к высшему напряжению, вычисляются по общему выражению

, (1.20)

где под «i» понимается один из индексов «в», «с» или «н»; величины U_кi,% рассчитываются по формулам

, (1.21)

, (1.22)

, (1.23)

где U_квс,% , U_квн,% и U_ксн,% – напряжения короткого замыкания обмоток соответственно высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений.

Одно из индуктивных сопротивлений трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора может получиться отрицательным. В этом случае оно принимается равным нулю.

Коэффициенты трансформации (точнее, их номинальные значения) определяются по следующим формулам:

– для двухобмоточных трансформаторов

, (1.24)

– для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов

, , (1.25)

где U_в,ном, U_с,ном и U_н,ном – номинальные напряжения обмоток соответственно высшего, среднего и низшего напряжений.

Если нагрузки обмоток НН трансформатора с расщепленной обмоткой одинаковы, то схема замещения и расчет ее параметров остаются такими же, как у двухобмоточных трансформаторов. При разных нагрузках обмоток НН расчет параметров схемы замещения (рис. 1.8) производится в следующем порядке:

1. Определяются параметры схемы замещения как для двухобмоточного трансформатора (величины R_m, X_m, k_тр и );

2. Определяются сопротивления обмоток НН по формулам

, (1.26)

, (1.27)

где k_р – коэффициент расщепления; у трехфазных трансформаторов k_р = 3,5; у однофазных трансформаторов k_р = 4;

3. Вычисляются сопротивления обмотки ВН:

, (1.28)

. (1.29)

1.5. Домашнее задание

При изучении дисциплины «Электроэнергетические системы и сети» в первом семестре предусмотрено выполнение домашнего задания.

Тема задания – составление схемы замещения электрической сети и расчет ее параметров.

Исходные данные. Шифр задания состоит из четырех цифр. Первая цифра обозначает номер схемы (рис. 1.9 – 1.14); вторая – строку в таблице 1.1, 1.2, 1.3, 1.4 или 1.5 в зависимости от номера схемы; третья – строку в таблице 1.6, 1.7, 1.8, 1.9 или 1.10 также в зависимости от номера схемы; и четвертая – строку в таблице 1.11, 1.12, 1.13, 1.14 или 1.15.

Номинальные напряжения сетей: схемы №1, 4, 5 – 220/110/10 кВ; схема №2 – 330/110/10 кВ; схема №3 – 110/35/6 кВ; схема №6 – 500/220/110/10 кВ.

Фактические напряжения источников питания: схемы №1, 5 – U_РЭС = 240 кВ; схема №2 – U_РЭС1 = 350 кВ, U_РЭС2 = 340 кВ; схема №3 – U_РЭС = 120 кВ; схема №4 – U_РЭС = 235 кВ; схема №6 – U_РЭС = 515 кВ.

Обозначения на рисунках. Л – линия электропередачи. П/С – подстанция (двухтрансформаторная), каждая сторона которой соответствует своему номинальному напряжению. На подстанциях с двумя номинальными напряжениями (две двойных черты на рисунке) устанавливаются двухобмоточные трансформаторы, а на подстанциях с тремя напряжениями – трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы. РЭС – источник питания (региональная энергосистема). S – мощность потребителя.

Таблица 1.1. Типы и сечения линий схемы №1

Таблица 1.2. Типы и сечения линий схемы №2

Таблица 1.3. Типы и сечения линий схемы №3

Таблица 1.4. Типы и сечения линий схем №4 и №5

Таблица 1.5. Типы и сечения линий схемы №6

Таблица 1.6. Длины линий, км, для схемы №1

Таблица 1.7. Длины линий, км, для схемы №2

Таблица 1.8. Длины линий, км, для схемы №3

Таблица 1.9. Длины линий, км, для схем №4 и №5

Таблица 1.10. Длины линий, км, для схемы №6

Таблица 1.11. Нагрузки потребителей, МВт, Мвар, МВА, и коэффициенты мощности нагрузок для схемы №1

Таблица 1.12. Нагрузки потребителей, МВт, Мвар, МВА, и коэффициенты мощности нагрузок для схемы №2

Таблица 1.13. Нагрузки потребителей, МВт, Мвар, МВА, и коэффициенты мощности нагрузок для схемы №3

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: