Выбор параметров и анализ режимов электропередачи - Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника курсовая работа

Исследование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему. Основные технико-экономические показатели.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО
УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)
В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.
Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.
В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.
1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи
Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.
наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р 0 = 1340 МВт;
наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р п/ст = 600 МВт;
оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Р резерв = 470 МВт.
Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:
Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.
Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.
При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:
где К02 и К01 - удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];
Е н = 0,12 - коэффициент эффективности капиталовложений;
а - коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];
dРк1 и dРк2 - среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];
r02 и r01 - погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];
n - стандартное число проводов в фазе;
Зi и Зii - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;
t потерь = 1 2 ?2000+0,7 2 ?2500+0,5 2 ?2500+0,3 2 ?1760 = 4008,4 час.
Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.
2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции
S ном.г = 306 МВ?А, Р ном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Х d = 1,653, Х d ' = 0,424, Х d ” = 0,279.
Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.
С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 ??3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр = 417 МВ•А, U вн ном = 787/v3 кВ, U нн ном = 15,75 кВ,
Д Р к = 0,8 МВт, ДР х = 0,4 МВт, R т = 0,96 Ом, Х т = 69,3 Ом.
При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.
На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.
Расчётная мощность первой трансформации:
S расч = Р 0. /(1,4•cosц п/ст ) = 1340 . /(1.4• 0,99) = 966,8 МВ•А
Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр = 417 МВ•А, U вн ном = 750/v3 кВ, U сн ном = 500/v3 кВ, U нн ном = 15,75 кВ,
Д Р к = 0,7 МВт, ДР х = 0,28 МВт, Х т н = 309 Ом, Х т в = 55,1 Ом.
Расчётная мощность второй трансформации:
S расч = Р п/ст. /(1,4 cosц п/ст ) = 600 . /(1,4• 0,99) = 432,9 МВ•А
Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр = 267 МВ•А, U вн ном = 500/v3 кВ, U сн ном = 230/v3 кВ, U нн ном = 11 кВ,
ДР к = 0,325 МВт, ДР х = 0,125 МВт, Х т н = 113,5 Ом, Х т в = 61,1 Ом.
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:
n = Р п/ст /135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.
Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя.
На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итоге схема электрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:
Рис.2.1 Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи.
С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр = 1000 МВ•А, U вн ном = 525 кВ, U нн ном = 15,75 кВ,
ДР к = 2 МВт, ДР х = 0,6 МВт, R т = 0,55 Ом, Х т = 40 Ом.
При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:
Рис.2.2 Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи.
В цепи генераторов: I max = 260/(1,73•15,75• 0,85) = 11,213 кА
U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА
ОРУ 750 кВ: I max = 1340/(1,73•750•0,99) = 1,042 кА
U ном = 750 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА
ОРУ 500 кВ: I max = 1340/(1,73•500•0,99) = 1,563 кА
U ном = 500 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА
ОРУ 220 кВ: I max = 600/(1,73•220•0,99) = 1,59 кА
U ном = 220 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 56 кА.
3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи
Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
Е н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
Е н = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);
Ко - удельная стоимость сооружения линий,
К п/ст = К ору + К тр + К ку + К пч
В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К ку = 0
К тр - капиталовложение трансформаторов,
И ? = И ?а.о.р. + И ?потери ээ , где
И ?.о.р а. - издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;
И ?потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.
И ?а.о.р = И а.о.р.л + И а.о р п/ст
И ?потери ээ =И потери ээВЛ + И потери тр
а л - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
И потери ээ = И потери ээ ВЛ + И ?потери ээ тр , где
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.
К вл = к 0(400)) · ? 1 = 97•630 = 43470 тыс. руб.
К ГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.
3) К п/ст = К ору вн 750 + К тр 750 + К пч 750
К ору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.
К п/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.
Тогда К = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р. ГЭС + И а.о.р.н/ст
И а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
И а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
И а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
1)ДW л1 = ДР л1 ф л1 ·б t , где б t , = 1
ДP л1 = S 2 мах / U 2 ном R л = 1353,5 2 /750 2 11,97 = 38,98 МВт
ф л1 = (0,124 + Т мах. /10000) 2 8760
W год = 1340•2000 +1340•0,7•2500 +1340•0,5•2500 +1340•0,3•1760 = 7,408•10 6 МВт·ч
Т мах = W год /Р мах = 7,408•10 6 /1340 = 5528 час.
ф л1 = (0,124 + 5528/10000) 2 ·8760 = 4012,59 час
ДW л1 = 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
И потери ээ ВЛ = З I •ДW л1 + З II •ДW кор л1 = 2•10 -2 •156410,8 + 1,75•10 -2 •100800 = 4892,2 тыс. руб.
Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:
И потери ээ тр = З I •ДР к.з (S нг.мах. /S ном.т ) 2 .ф т + З II •ДР х.х ·8760
И потери ээ тр 750/10 = 2•10 -2 •1/2•0,8•(1353,5 . /1251) 2 •4012,59 + 1,75•10 -2 •2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.
И потери ээ тр 750/500 = 2•10 -2 •1/2•0,7•(1353,5 . /1251) 2 • 4012,59 + 1,75•10 -2 •2·0,28•8760 = 118,73 тыс. руб.
И потери ээ тр У = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
И потери ээ У = И потери ээ ВЛ + И потери ээ тр У
И потери ээ У = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.
И ? = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.
У = щ•Т в •(Р нб - Р рез )•е н •У ов
е н = (Р нб - Р рез )/Р нб = (1340 - 470)/1340 = 0,649
У = 1,26•1,7•10 -3 •870•0,649•4,5•1000 = 5442,47 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З 1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.
1) К л1 = 2•к 0(500)) · ? 1 = 2•49,9•630 = 62874 тыс. руб.
К ГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.
Тогда К = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС
И а.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
И а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ДW л1 = ДР л1 · ф л1 · б t , где б t , = 1
ДP л1 = (S 2 мах / U 2 ном )• 0,5R л = 1353,5 2 /500 2 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт
Т мах = W год /Р мах = 7,408•10 6 /1340 = 5528 час.
ф л1 = (0,124 + 5528/10000) 2 ·8760 = 4012,5 час
ДW л1 = 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
З I = 2 коп/(кВт•час), З II = 1,75 коп/(кВт•час)
И потери ээ ВЛ = З I •ДW л1 + З II •ДW кор л1 = 2•10 -2 •134298,37+ 1,75•10 -2 •75600 = 4008,97 тыс. руб.
2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:
И потери ээ тр = З I •ДР к.з (S нг.мах. /S ном.т ) 2 .ф т + З II •ДР х.х ·8760
И потери ээ тр = 2•10 -2 •1/2•2(1353,5 . /2000) 2 •4012,5+1,75•10 -2 •2•0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.
И потери ээ У = И потери ээ ВЛ + И потери ээ тр
И потери ээ У = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.
И ? = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З 2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.
Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2
З 1 = 22889,86 тыс. руб . . З 2 = 14688,188 тыс. руб.
Оценим эту разницу в %: е = (22889,86 - 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%
Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.
Рассчитаем параметры схемы замещения.
R л1 = К R •?•r 0 = [1 - (0,443) 2 /3]•420•0,029 = 11,38 Ом
X л1 = К Х •?•x 0 =[1 - (0,443) 2 /6]•420•0,308 = 125,13 Ом
В л1 = К В •?•b 0 =[1 + (0,443) 2 /12]•420•3,6•10- 6 = 1,537•10- 3 См
Где 0,443 = в 0 •? , где ? = 420 км.
3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
1) U ННдоп min = 10,45кВ cosц гном = 0,85
5) k з1 = 124,5 % >20% ; k з2 = 197,49 % >20%
k з1 = (Р пр1 - Р 0 )/ Р 0 = (U 1 •U 2 /X л1 - Р 0 )/Р 0 = (525•515/89,89 - 1340)/1340 = 124,5 %
k з2 = (Р пр2 - Р 0 )/ Р 0 = (U 2 •U сис /X л2 - Р сис )/Р сис = (515•492,533/125,13- 681,421)/681,421 = 197,49 %
Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности
По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.
С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ - 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.
Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.
Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ - 60/500.
1) U ННдоп min = 10,45кВ cosц гном = 0,85
5) k з1 = 245,9 % >20%; k з2 = 838 %>20%
k з1 =(Р пр1 - Р 0 )/ Р 0 = (U 1 •U 2 /X л1 - Р 0 )/Р 0 =(500•500/179,78 - 402)/402 = 245,9 %
k з2 = (Р пр2 - Р 0 )/ Р 0 =(U 2 •U сис /X л2 - Р сис )/Р сис =(500•488,1/125,13 - 207,9)/207,9 = 838 %
В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.
При этом по линии Л-1 протекает мощность P 0 = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (P c =852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U 1 = 1,05•U ном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.
Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U 2 = 490 кВ.
Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.
В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.
1) U ННдоп min = 10,45кВ cosц гном = 0,85
5) k з1 =64,27 % >20 %; k з2 =509%>20%
k з1 =(Р пр1 - Р 0 )/ Р 0 = (U 1 •U 2 /X л1 - Р 0 )/Р 0 =(525•490/87 -1800)/1800 = 64,27 %
k з2 = (Р пр2 - Р 0 )/ Р 0 =(U 2 •U сис /X л2 - Р сис )/Р сис =(490•481,88/66,82 - 580)/580 = 509 %
Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки
УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3•РОДЦ - 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3•РОДЦ - 60 в начале линии 2
Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции
Рис 3.1 Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции
В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.
Рассчитаем участок электропередачи система - промежуточная подстанция.
Принимаем Р системы = 1,05•Р п/ст = 1,05•1100 = 1155 МВт, U сис = 510 кВ
Р?? л2 = Р системы - ДР к2 /2 = 1155 - 6,3/2 = 1151,85 МВт
Q?? л2 = Q?? з2 /2 = U сис 2 •Y 2 /2 = 474,42 Мвар
Определим значение Q?? л2 , при котором U 2 будет не более 500 кВ.
Q?? л2 = [(U сис - U 2 )• U сис - Р?? л2 •R2]/X2 = [(510 - 500)•510 - 1151,85•7,015]/66,82
Устанавливаем в конце второй линии три группы реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью 3•180•( U сис /525) 2 = 509,58 Мвар
Q?? л2 = 474,42 - 509,58 = - 35,58 Мвар
Р? л2 = Р?? л2 - [Р?? л2 2 + Q?? л2 2 ]• R2/ U сис 2 = 1151,85 - [1151,85 2 + 35,58 2 ]• 7,015/ 510 2
Q? л2 = Q?? л2 - [Р?? л2 2 + Q?? л2 2 ]• Х2/ U сис 2 = -35,58 - [1151,85 2 + 35,58 2 ]• 66,82/ 510 2
U 2 = U сис - ( Р?? л2 •R2+ Q?? л2 •X2)/ U сис = 510 - (1151,85 •7,015- 35,58 •66,82)/510
Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.
Р ат = Р? л2 - ДР к2 /2 = 1116 - 6,3/2 = 1112,85 МВт
Q ат = Q? л2 + U 2 2 •Y 2 /2 = - 376,75 + 498,82 2 •3, 648•10 -3 /2 = 77,1 Мвар
Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее по условию работы электропередачи в режиме наибольших нагрузок.
U нн = 11,045 < U max ск = 11,55 кВ.
Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.
Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.
Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.
U 2 = U 1 /cos(в 0 •L) = 525/ cos(1,052•10- 3 •500•180/3,14) = 607,15 кВ
Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.
Определим необходимое количество этих реакторов:
Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3•РОДЦ - 60.
Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы.
Определим возможность существования такого режима для генератора.
Q р = 2•180• (U 2хх /525) 2 = 2•180• (497,868/525) 2 = 323,75 Мвар
Q?? л1 = Q р - U 2хх 2 •Y 1 /2 = 323,75 - 497,868 2 •1,862•10- 3 /2 = 92,98 Мвар
Q? л1 = Q?? л1 + Q?? л1 2 •Х 1 / U 2хх 2 = 92,28 + 92,28 2 •145/ 497,868 2 = 97,26 Мвар
Q л1 = Q? л1 - U 1 2 •Y 1 /2 = 97,26 - 525 2 •1,862•10- 3 /2 = -159,35 Мвар
Для уменьшения U г ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью в 180 Мвар.
Тогда Q л1 = -159,35 + 180 = 20,65 Мвар.
Q г = Q л1 + Q л1 2 •Х т1 / U 1 2 = 20,65 + 20,65 2 •61,3/525 2 = 20,745 Мвар
I г = 0,764 кА < I г ном = 10,997 кА
Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Х с = 1/[j•Y 1 /2] = 1/[ j•1,862•10- 3 /2] = - j•1074,11 Ом
Х р = j• U ном 2 /Q р = j• 525 2 /180 = j•1531,25 Ом
Х 1 = Z л1 +Х с •Х р /(Х с +Х р )= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•1531,25)
Z внеш =Х с •Х 1 /(Х с +Х 1 ) = - j•1074,11•[9,08-j•819,26] /(- j•1074,11+ 9,08- j•819,26)
Х d = Х d •U ном 2 /S ном + j•Х т1 = j•1,31•500 2 /353 + j•61,3 = j 989 Ом
Z вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.
Т.к. X d = 989 Ом < X вн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.
Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов
Тогда Q л1 = -159,35 + 360 = 200,65 Мвар.
Q г = Q л1 + Q л1 2 •Х т1 / U 1 2 = 200,65 + 200,65 2 •61,3/525 2 = 209,6 Мвар
Напряжение генератора находится в допустимых пределах.
Следовательно, генератор не перегружен по току. Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Х с = 1/[j•Y 1 /2] = 1/[ j•1,862•10- 3 /2] = - j•1074,11 Ом
Х р = j• U ном 2 /(2•Q р ) = j• 525 2 /360 = j•765,625 Ом
Х 1 = Z л1 +Х с •Х р /(Х с +Х р )= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•765,625)
Z внеш =Х с •Х 1 /(Х с +Х 1 )+j•Х т1 = - j•1074,11•[9,08 + j•2,811] /(- j•1074,11+ 9,08 + j•2,811)
Z внеш = 3,473 - j•1738+ j•61,3 = 0.511 - j•1677
Х d = Х d •U ном 2 /S ном = 1,31•500 2 /353 = 927,76 Ом
Z вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. X d = 989 Выбор параметров и анализ режимов электропередачи курсовая работа. Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника.
Курсовая работа по теме Международные финансовые потоки и мировые финансовые центры
Дипломная работа по теме Бизнес-план магазина детской обуви
Сочинение по теме Фридрих Шиллер
Классификация и характеристика средств механизации и автоматизациим(а).
Описание Кабинета Истории В Школе Сочинение
Библиотечное Дело Дипломные Работы
Реферат по теме Стехиометрические законы и концепции атомизма
Курсовая работа по теме Разработка финансового плана предприятия
Валентина Терешкова Сочинение На Английском
Реферат: Реформы в России: с аллюра на шаг
Реферат На Тему Движение
Трагическая Судьба Евгения Базарова Сочинение
Контрольная работа по теме Влияние возраста и условий выращивания рассады на выход раннего урожая
Реферат по теме Правовое регулирование наследования по закону
Подготовить Развернутый План Сочинения
Реферат по теме Новые направления в маркетинге
Реферат: The Balance Of Power Theory Essay Research
Что Прочитать Для Итогового Сочинения 2022
Духовные Сочинения
Реферат На Тему Материалы С Повышенной Твердостью
Організація обліку грошових коштів на підприємстві (на матеріалах СТОВ "Злагода" Полтавського району Полтавської області) - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Порядок предоставления земельных участков из государственной и муниципальной собственности в Никольском районе - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Категория будущего времени в грамматике английского языка - Иностранные языки и языкознание курсовая работа