99210

Расчёт переходных электромеханических процессов в электрических системах

Курсовая

Энергетика

Расчёт синхронной динамической устойчивости ЭЭС. Оценка статической устойчивости ЭЭС. Определение запаса апериодической статической устойчивости ЭЭС. Определение предельного времени отключения. Определение собственных и взаимных проводимостей и режимных параметров схемы

Русский

2016-08-06

3.63 MB

6 чел.

Министерство образования РФ

Ивановский государственный энергетический университет

Кафедра электрических систем

Курсовая работа по дисциплине “переходные процессы” на тему

Расчёт переходных электромеханических процессов в электрических системах

Работу выполнил:

студент группы IV-21х

Сироткин Е. А.

Работу проверил:

преподаватель кафедры

Аржанникова А. Е.

Иваново 2002


Содержание

[1]
Содержание

[2]
Задание по расчёту электромеханического переходного процесса

[3]
1. Расчёт синхронной динамической устойчивости ЭЭС

[3.1] 1.1. Нормальный режим

[3.2] 1.2. Аварийный режим

[3.3] 1.3. Послеаварийный режим

[3.4] 1.4. Угловые характеристики генератора

[3.5] 1.5. Определение предельного времени отключения

[4]
2. Оценка статической устойчивости ЭЭС

[4.1] 2.1. Определение собственных и взаимных проводимостей и режимных параметров схемы

[4.2] 2.2. Уравнения первого приближения для исследуемой системы

[4.3] 2.3. Составление характеристического уравнения

[4.4] 2.4. Оценка статической устойчивости с помощью алгебраического критерия Рауса

[5]
3. Определение запаса апериодической статической устойчивости ЭЭС

[5.1] 3.1. Определение зависимости ЭДС EQ от взаимного угла 12

[5.2] 3.2. Определение угловой характеристики активной мощности

[5.3] 3.3. Определение запаса статической устойчивости системы по активной мощности

[6]
Заключение

[7]
Список литературы


Задание по расчёту электромеханического переходного процесса

Вариант 7 (альб. 5).

Курсовая работа по переходным электромеханическим процессам в электрических системах посвящена анализу статической и синхронной динамической устойчивости простейшей регулируемой электрической системы (см. рис. 1), эквивалентный генератор которой снабжён автоматическим регулятором возбуждения сильного действия (АРВ).

Исходные данные для расчётов приведены в табл. 1 и 2.

Таблица 1. Исходные данные для первого и второго разделов

Параметры режима

Параметры системы

Активные и реактивные мощности эквивалентного генератора станции и нагрузки, напряжение эквивалентного генератора станции

Данные эквивалентного генератора

Синхронные сопротивления

Переходное сопротивление

Постоянная инерции

Коэффициент демпфирования

Постоянная времени обмотки возбуждения

PГ0

QГ0

PН

QН

UГ0

Xd

Xq

X'd

TJ

D

TВ

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

с

о.е.

с

0.82

0.48

0.14

0.105

1.0

2.488

2.488

0.368

5.6

1.81

9.17

Продолжение табл. 1

Параметры системы

Алгебраический критерий устойчивости

Сопротивление трансформатора

Сопротивление линии

Сопротивление автотрансформатора

Параметры системы регулирования возбуждения эквивалентного генератора

Коэффициенты регулирования

Постоянная времени возбудителя регулятора

По отклонению напряжения

По производным тока

По производным угла

XТ

XЛ

XАТ

KОU

K1I

K2I

K1

K2

Te

о.е.

о.е.

о.е.

с

0.123

0.22

0.109

143

6.1

0.25

-

-

0.095

Рауса

Таблица 2. Исходные данные для третьего раздела

Данные о коротком замыкании

Параметры системы

Место КЗ

Вид

Длительность

Сопротивление обратной последовательности эквивалентного генератора

Сопротивления нагрузки

Сопротивление нулевой последовательности линии

Коэффициенты регулирования по производным угла

обратной последовательности

нулевой последовательности

t

XГ2

XН2

XН0

XЛ0

K1

K2

с

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

K1

2-х фазное н/з

0.5

0.296

2.57

1.57

6.22X1

-

-

Исходная схема исследуемой системы представлена на рис. 1.

Рис. 1. Исходная схема

Эквивалентные синхронные машины системы с ГЭС или ГРЭС в задании даны соответственно двух типов: гидрогенераторы и турбогенераторы. Причём предусматривается, что турбогенераторы имеют регулирование возбуждения по отклонению напряжения (U), первой (pI) и второй (p2I) производным тока генератора; гидрогенераторы – по отклонениям напряжения (U), первой (p12) и второй (p212) производным угла (приближённо это соответствует регулированию по отклонению и первой производной частоты).

В расчётах статической и синхронной динамической устойчивости не предусматривается оценка влияния регуляторов скорости, то есть мощность турбин в переходном режиме предполагается постоянной.

При выполнении курсовой работы ставятся следующие задачи:

  •  уяснение физических явлений, сопутствующих переходным электромеханическим процессам;
    •  приобретение навыков математической формулировки технических задач;
    •  освоение методов расчёта статической и синхронной динамической устойчивости электрических систем;
    •  применение современных вычислительных машин для анализа переходных электромеханических процессов.


1. Расчёт синхронной динамической устойчивости ЭЭС

Исходная схема представлена на рис. 2.

Рис. 2. Схема исследуемой системы

Генератор при расчёте динамической устойчивости представляется переходными параметрами.

Рассчитаем переходную ЭДС:

[о.е.]

Напряжение в точке подключения нагрузки:

[о.е.]

Сопротивление связи:

[о.е]

Активная и реактивная мощности, выдаваемые в систему по двухцепной ЛЭП:

[о.е.]

[о.е.]

Напряжение на шинах приёмной системы:

[о.е.]

Сопротивление нагрузки, заданной активной и реактивной мощностями:

[о.е.]

1.1. Нормальный режим

Рис. 3. Схема замещения нормального режима

Расчётная схема замещения для нормального режима представлена на рис. 3.

Определим собственные и взаимные проводимости.

Для этого преобразуем схему замещения к простейшему виду (см. рис. 4).

Рис. 4. Схема замещения нормального режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Воспользовавшись формулами преобразования схем "звезды" в "треугольник", преобразуем схему рис. 4 в схему рис. 5.

Рис. 5. Схема замещения нормального режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Определим проводимости (см. рис. 6).

Рис. 6. Схема замещения нормального режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Собственная проводимость узла равна сумме проводимостей всех ветвей, входящих в данный узел:

[о.е.]

Дополнительные углы 11 и 12 определяем по соответствующим аргументам проводимостей:

Уравнение передаваемой активной мощности генератора:

[о.е.]

1.2. Аварийный режим

Рис. 7. Схема замещения аварийного режима

Расчётная схема замещения для аварийного режима представлена на рис. 7.

Определим сопротивление аварийного шунта.

Для этого составим схемы замещения обратной и нулевой последовательностей (см. рис. 8 и 9).

Рис. 8. Схема замещения обратной последовательности

Суммарное сопротивление обратной последовательности:

[о.е.]

Рис. 9. Схема замещения нулевой последовательности

Суммарное сопротивление нулевой последовательности:

[о.е.]

При двухфазном КЗ на землю сопротивление аварийного шунта определится следующим образом:

[о.е]

Определим собственные и взаимные проводимости.

Для этого преобразуем схему замещения к простейшему виду (см. рис. 10).

Рис. 10. Схема замещения аварийного режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Воспользовавшись формулами преобразования схем "звезды" в "треугольник", преобразуем схему рис. 10 в схему рис. 11.

Рис. 11. Схема замещения аварийного режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Определим проводимости (см. рис. 12).

Рис. 12. Схема замещения аварийного режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Собственная проводимость узла равна сумме проводимостей всех ветвей, входящих в данный узел:

[о.е.]

Дополнительные углы 11 и 12 определяем по соответствующим аргументам проводимостей:

Уравнение передаваемой активной мощности генератора:

[о.е.]

1.3. Послеаварийный режим

Рис. 13. Схема замещения послеаварийного режима

Расчётная схема замещения для послеаварийного режима представлена на рис. 13.

Определим собственные и взаимные проводимости.

Для этого преобразуем схему замещения к простейшему виду (см. рис. 14).

Рис. 14. Схема замещения послеаварийного режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Воспользовавшись формулами преобразования схем "звезды" в "треугольник", преобразуем схему рис. 14 в схему рис. 15.

Рис. 15. Схема замещения послеаварийного режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Определим проводимости (см. рис. 16).

Рис. 16. Схема замещения послеаварийного режима, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Собственная проводимость узла равна сумме проводимостей всех ветвей, входящих в данный узел:

[о.е.]

Дополнительные углы 11 и 12 определяем по соответствующим аргументам проводимостей:

Уравнение передаваемой активной мощности генератора:

[о.е.]

1.4. Угловые характеристики генератора

Угловые характеристики генератора для трёх режимов (нормального, аварийного, послеаварийного) представлены на рис. 17.

Данные характеристики построены по зависимостям PI(12), PII(12), PIII(12).

PГ0 – мощность на валу генератора (турбины).

Рис. 17. Угловые характеристики генератора

1.5. Определение предельного времени отключения

Из условия PГ0 = PI (12) определим начальный угол отклонения ротора генератора, установленного на рассматриваемой ГРЭС от угла ротора эквивалентного генератора системы (см. рис. 18). 120 = 30.5816.

Из условия PГ0 = PIII (12) определим критический угол отключения (см. рис. 18). 12кр = 141.1971.

Из условия равенства площадок ускорения и торможения определим предельный угол отключения.

  

Для определения функции 12(t) (угла от времени) воспользуемся методом последовательных интервалов.

Рассмотрим промежуток времени, соответствующий времени КЗ:

[c], где n – число интервалов; = 500.

Рис. 18. Определение предельного угла отключения

Используя формулы (для i-го интервала) определим 12(i):

Для первого интервала:

[о.е.]

Результаты расчёта представим в виде таблицы (см. табл. 3) и графика (см. рис. 19).

Таблица 3. Результаты расчёта

i

12(i)

12(i)

(i)

0

30.5816

0.0000

0.6015

50

32.9881

0.0949

0.5865

100

40.0894

0.1862

0.5447

150

51.5567

0.2693

0.4864

200

66.9334

0.3428

0.4294

250

85.7773

0.4088

0.3977

300

107.8514

0.4734

0.4179

350

133.3343

0.5470

0.5136

400

163.0041

0.6428

0.6977

450

198.3309

0.7745

0.9536

500

241.3114

0.9477

1.1895

По значению предельного угла отключения определим предельное время отключения КЗ (см. рис. 19).

Рис. 19. Определение предельного времени отключения

Предельное время отключения КЗ составляет 0.231 с; длительность КЗ – 0.5 с.

Т.е. в данном случае динамическая устойчивость не сохранится без принятия соответствующих мер по ликвидации АР (асинхронного режима).

Следовательно, для сохранения динамической устойчивости следует:

  •  уменьшить время КЗ путём, например, замены масляных выключателей на воздушные (с меньшим собственным временем отключения), изменения уставок РЗ (релейной защиты).
    •  применять АПВ (автоматику повторного включения).


2. Оценка статической устойчивости ЭЭС

Генератор при расчёте статической устойчивости представляется синхронными параметрами.

Рассчитаем синхронную ЭДС:

[о.е.]

2.1. Определение собственных и взаимных проводимостей и режимных параметров схемы

Рис. 20. Схема замещения

Расчётная схема замещения представлена на рис. 20.

Определим собственные и взаимные проводимости.

Для этого преобразуем схему замещения к простейшему виду (см. рис. 21).

Рис. 21. Схема замещения, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Воспользовавшись формулами преобразования схем "звезды" в "треугольник", преобразуем схему рис. 21 в схему рис. 22.

Рис. 22. Схема замещения, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Определим проводимости (см. рис. 23).

Рис. 23. Схема замещения, приведённая к простейшему виду

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Собственная проводимость узла равна сумме проводимостей всех ветвей, входящих в данный узел:

[о.е.]

Дополнительные углы 11 и 12 определяем по соответствующим аргументам проводимостей:

Из выражения активной мощности от взаимного угла определим начальный угол 120.

  

2.2. Уравнения первого приближения для исследуемой системы

Рассмотрим уравнения первого приближения для характеристики переходных процессов, протекающих в исследуемой (рис. 2) электрической системе. Переходные процессы определяются (в относительных единицах) системой уравнений, которая будет представлена ниже.

  •  Уравнение движения ротора генератора

,

,

,

где

EQ0, UC

для исследуемого режима значения расчётной синхронной ЭДС генератора и напряжения на шинах приёмной системы (см. рис. 2);

120 

угол расхождения между векторами ЭДС EQ0 и напряжения UC;

Y11, Y12 

собственные и взаимные проводимости (их модули);

TJ, D

значения приведённых к мощности эквивалентного генератора, постоянной инерции и коэффициента демпфирования эквивалентного генератора.

  •  Уравнение связи между синхронной (EQ) и переходной (E'q) ЭДС

,

,

,

  •  Уравнение переходного процесса в обмотке возбуждения

,

,

,

где

Eqe

отклонение вынужденной ЭДС эквивалентного генератора.

  •  Уравнения связи параметра регулирования с режимными параметрами

для тока генератора:

,

,

,

[о.е.],

для напряжения генератора:

,

,

,

  •  Уравнение регулирования по отклонению напряжения и производным тока

.

2.3. Составление характеристического уравнения

В соответствии с принятым законом регулирования возбуждения генераторов для системы (рис. 2) с ГРЭС переходный процесс определяется нижеприведёнными уравнениями.

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

Характеристическое уравнение может быть получено на основе характеристического определителя, элементами которого являются коэффициенты уравнений, определяющих переходный процесс. В данных уравнениях переменными являются отклонения , EQ, Eqe, E'q, I, U и характеристический определитель имеет 6-ой порядок (для системы с ГРЭС). Для облегчения последующих вычислений по раскрытию определителей высокого порядка целесообразно выполнить операцию понижения порядка характеристического определителя за счёт исключения части переменных.

Так из уравнений для системы с ГРЭС по уравнениям (3) и (2) исключается переменная E'q, а по уравнениям (4), (5), (6) – переменные I и U.

В итоге получается система из 3-х линеаризованных уравнений, приведённых ниже.

(7)

(8)

(9)

Запишем эти уравнения в виде системы уравнений относительно отклонений , EQ, Eqe.

Согласно данной системе уравнений запишем характеристический определитель.

При раскрытии данного определителя получим: .

В данном определителе ряд коэффициентов Aij является функциями оператора p.

Раскрыв характеристический определитель, получили характеристическое уравнение 4-го порядка.

2.4. Оценка статической устойчивости с помощью алгебраического критерия Рауса

Определим устойчивость системы. Составим таблицу из коэффициентов характеристического уравнения по критерию Рауса (см. табл. 4).

Таблица 4. Оценка устойчивости системы по критерию устойчивости Рауса

ri

строка

столбец

1

2

3

-

1

-0.024

-0.4685

-15.6

-

2

-0.0063

-2.2253

0.373

3

0.3615

-15.6

-0.0.175

4

-2.4984

-0.1447

5

-15.6

Условие устойчивости Рауса формулируется так: для того чтобы система (автоматического управления) была устойчива, необходимо и достаточно, чтобы коэффициенты первого столбца таблицы Рауса имели один и тот же знак, т. е. при a0<0  были отрицательны.

В данном случае система является статически неустойчивой по критерию Рауса.

Действительно, корни полученного характеристического уравнения, являясь комплексными, имеют вещественную часть различного знака, что говорит о статической неустойчивости системы (колебательный процесс).

Корни полученного уравнения приведены ниже (они получены при использовании ЭВМ).

Для сохранения статической устойчивости следует:

  •  уменьшить загрузку генератора (изменить угол 12);
    •  увеличить пропускную способность ЛЭП, по которым производится выдача мощности;
    •  использовать более совершенную АРВ.


3. Определение запаса апериодической статической устойчивости ЭЭС

В общем случае запас устойчивости определяется удалённостью данного режима от предельного по условиям статической устойчивости. Однако "удалённость" зависит от пути достижения предельного режима или, иначе говоря, от способа утяжеления режима.

В данном случае утяжеление режима производится увеличением взаимного угла 12 между поперечной осью ротора эквивалентного генератора и вектором напряжения системы UС. Это равносильно увеличению выдаваемой эквивалентным генератором станции активной мощности.

В рассматриваемой системе предел передаваемой активной мощности совпадает с пределом статической устойчивости. Поэтому для выявления запаса устойчивости определяется предел передаваемой активной мощности по зависимости P = f (12).

3.1. Определение зависимости ЭДС EQ от взаимного угла 12

Влияние АРВ при изменении режима работы генератора в первую очередь отражается на изменении уровня ЭДС, в том числе и EQ.

Реальные электрические системы нелинейны, нелинейна и простейшая электрическая система, устойчивость которой оценивается. Для нахождения зависимости EQ = f (12) используем метод проб.

Для построения зависимости EQ = f (12) необходимы уравнения, приведённые ниже.

  •  Уравнение связи между синхронной (Eq) и расчётной синхронной ЭДС (EQ)

(10)

  •  Уравнения для определения тока и напряжения генератора

(11)

(12)

  •  Уравнения регулирования возбуждения для установившегося режима

(13)

где

Eqe

вынужденная синхронная ЭДС генератора;

Eqe0 

её значение в исследуемом режиме;

UG 

текущее значение напряжения генератора;

KOU 

коэффициент усиления по отклонению напряжения.

По параметрам исходного нормального режима EQ0, 120, UG0 (известных из раздела 2) и по вышеперечисленным уравнениям найдём в итоге значение Eq0 = Eqe0.

Далее, пользуясь методом проб, по расчёту для ряда значений угла 12 определим функциональную зависимость EQ = f (12).

Метод проб заключается в следующем:

  •  задаёмся значением угла 12 = 12(i), для которого определяется значение ЭДС EQ;
    •  задаёмся тремя возможными значениями ЭДС E'Q(i), E''Q(i), E'''Q(i);
    •  по уравнению (10) находим три значения ЭДС EqE'q(i), E''q(i), E'''q(i); таким образом, получим функциональную зависимость Eq = f (EQ), которую можем представить графически (линия "а" на рис. 24);
    •  по уравнениям (11), (12) определяем три значения напряжения генератора – U'G(i), U''G(i), U'''G(i), а зная эти напряжения, по уравнению (13) находим три значения ЭДС Eq = EqeE'qe(i), E''qe(i), E'''qe(i); получим зависимость Eq = f (EQ), которую также можем представить графически (линия "б" на рис. 24);
    •  интерполируя по полученным данным, найдём истинное значение ЭДС EQ(i), соответствующей заданному углу 12(i).

Таким образом, по расчету для ряда значений угла 12 определим функциональную зависимость EQ = f (12) (см. рис. 25).

Рассчитаем для 12 = 10 по уравнениям (10)  (13) значения Eq и Eqe, воспользовавшись методом проб.

;

;

[о.е.], [о.е.], [о.е.];

[о.е.], [о.е.], [о.е.];

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

[о.е.]

Проинтерполировав полученные данные и построив соответствующие зависимости, определим истинное значение EQ(1) (см. рис. 24).

Остальные расчёты производятся аналогично (по уравнениям (10)  (13)).

Произведя эти расчёты, получим зависимость EQ = f (12) (см. табл. 5, рис. 25).

Таблица 5. Результаты расчёта по методу проб

i

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12(i)

10

20

30

40

50

60

70

80

90

EQ(i)

2.002

2.073

2.195

2.381

2.65

3.035

3.552

4.268

5.203

i

10

11

12

13

14

15

16

17

18

12(i)

100

110

120

130

140

150

160

170

180

EQ(i)

6.356

7.685

9.099

10.479

11.742

12

12

12

12

Рис. 24. Зависимости Eq и Eqe от EQ при 12(1) = 10

Рис. 25. Зависимость EQ от 12

3.2. Определение угловой характеристики активной мощности

Угловая характеристика активной мощности находится на основе полученной зависимости EQ = f (12) (см. рис. 25) по соотношению: .

Полученная зависимость P(12) представлена на рис. 26.

Из графической зависимости P(12) определяем Pпред = 2.524 [о.е.].

Рис. 26. Зависимость P от 12

3.3. Определение запаса статической устойчивости системы по активной мощности

Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности определяется следующим образом:

,

где

Pпред

предел передаваемой мощности;

PG0 

нагрузка генератора по активной мощности в исследуемом режиме.

Электрическая система имеет запас статической устойчивости по активной мощности, равный 2.078.


Заключение

Данная курсовая работа по переходным электромеханическим процессам в электрических системах посвящена анализу синхронной динамической и статической устойчивости простейшей регулируемой электрической системы (см. рис. 2), эквивалентный генератор которой снабжён автоматическим регулятором возбуждения сильного действия (АРВ) (учитывалось только при анализе статической устойчивости).

При выполнении курсовой работы были выполнены следующие задачи:

  •  уяснены физических явлений, сопутствующих переходным электромеханическим процессам;
    •  приобретены навыков математической формулировки технических задач;
    •  освоены методы расчёта статической и синхронной динамической устойчивости электрических систем (метод интервалов, метод проб);
    •  получены навыки составления характеристического уравнения состояния системы;
    •  освоен метод Рауса для определения устойчивости системы по характеристическому уравнению;
    •  получены навыки применения современных вычислительных машин для анализа переходных электромеханических процессов.

В процессе выполнения данной работы были получены следующие результаты:

  •  при расчёте синхронной динамической устойчивости выяснили, что исследуемая электрическая система не является динамически устойчивой: предельное время отключения КЗ составляет 0.231 с, а длительность КЗ – 0.5 с; в результате анализа были даны рекомендации по проведению мероприятий по сокращению времени КЗ с целью сохранения динамической устойчивости системы;
    •  при оценке статической устойчивости системы выяснили, что исследуемая электрическая система не является статически устойчивой; в результате проведённого анализа был предложен ряд мероприятий, направленных на сохранение статической устойчивости системы;
    •  при определении запаса апериодической статической устойчивости системы был получен коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности, равный 2.078, что выше нормированного значения коэффициента запаса статической устойчивости по активной мощности.

Навыки, полученные в ходе выполнения работы, будут полезны при проектировании и анализе работы электрических систем.


Список литературы

  1.  Правила устройства электроустановок. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.
  2.  Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 1985. – 536 с., ил.
  3.  Жданов П. С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под ред. Л. А. Жукова. – М., Энергия, 1979. – 456 с., ил.
  4.  Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. – М.-Л.: Энергия, 1964. – 704 с.
  5.  Костенко М. П., Пиотровский Л. М. Электрические машины. В 2-х ч. Ч. 1. – Машины постоянного тока и трансформаторы. Учебник для студентов высш. техн. учеб. заведений. Изд. 3-е, перераб. Л.: Энергия. 1972. – 544 с.
  6.  Костенко М. П., Пиотровский Л. М. Электрические машины. В 2-х ч. Ч. 2. – Машины переменного тока. Учебник для студентов высш. техн. учеб. заведений. Изд. 3-е, перераб. Л.: Энергия. 1973. – 648 с.
  7.  Вольдек А. И. Электрические машины. Учебник для студентов высш. техн. учеб. заведений. Изд. 3-е, перераб. Л.: Энергия. 1978. – 832 с.
  8.  Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
  9.  Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов / А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова и др.: Под ред. А. А. Васильева. – М.: Энергия, 1980. – 608 с., ил.
  10.  Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
  11.  Зевеке Г. В., Ионкин П. А., Нетушил А. В., Страхов С. В. Теория электрических цепей. – М.: Госэнергоиздат, 1963. – 608 с.
  12.  Д. П. Ледянкин, Е. В. Шабарин. Расчёт переходных электромеханических процессов в электрических системах: Учеб. пособ. – Иваново, 1979. – 32 с.
  13.  Расчёт и анализ режима несимметричного короткого замыкания в электрической системе: Методические указания / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. В. П. Гусаков. – Иваново, 1989. – 36 с.
  14.  Расчётные параметры синхронных машин: Методические указания для самостоятельной работы студентов / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. А. А. Братолюбов. – Иваново, 1990. – 44 с.
  15.  Условные графические обозначения в электрических схемах и на планах: Методические указания по оформлению материалов курсового и дипломного проектирования / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. С. О. Алексинский, О. А. Бушуева, В. С. Козулин, Н. Л. Петров. – Иваново, 1992. – 32 с.
  16.  Пояснительная записка, чертежи и схемы: Методические указания по оформлению материалов курсового и дипломного проектирования / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. О. А. Бушуева, О. В. Лебедев. – Иваново, 1992. – 28 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

11029. Функции отдельных уровней модели OSI 26.5 KB
  Функции отдельных уровней модели OSI. Программный уровень Прикладной отвечает за пользовательский интерфейс в виде графической оболочки или командной строки. Пример Сетевое окружения окна ввода паролей и.т.д. Представительский отвечает за пре...
11030. Методы доступа. Примеры методов доступа 28 KB
  Методы доступа В большинстве сетевых технологий используется метод разделяемой среды передачи при котором множество узлов сети по очереди используют одну и ту же линию связи. Передавать данные при этом необходимо по очереди иначе пакеты от разных узлов смешаются и
11031. Управление ресурсами одноранговой сети 156.5 KB
  Практическая работа Управление ресурсами одноранговой сети Для работы необходимо наличие 2х виртуальных компьютеров под управлением Windows98 Windows2000 или Windows XP. Также необходимо присутствие дистрибутива Windows98. Целью работы является создание одноранговой сети ...
11032. Сетевые протоколы 559 KB
  Практическая работа Сетевые протоколы Для работы необходимо наличие неских виртуальных компьютеров под управлением Windows98 Windows2000 или Windows XP. Также необходимо присутствие дистрибутива Windows98. Целью работы является настройка сетевых протоколов на виртуальны...
11033. Сети с централизованным управлением (ЦУ) 330 KB
  Сети с централизованным управлением ЦУ Более сложная форма организации сети по сравнению с одноранговыми. Эта модель хорошо походит для крупных корпоративных сетей. Другое название сети – на основе выделенного сервера. Основные различия: ...
11034. Одноранговые сети 45 KB
  Одноранговые сети 1 занятие Любая сеть в конечном счете должна обеспечивать обмен полезными данными. В локальных сетях простейшим способом является использование сетевого окружения. Оно позволяет работать с общими сетевыми папками и принтерами. При этом некотор
11035. Одноранговые сети. Виды административного устройства сетей 319.5 KB
  Одноранговые сети. Целью изучения данной темы является организация общих сетевых ресурсов с помощью Сетевого окружения в различных ОС а также изучение систем прав доступа. Необходима работоспособное соединение компьютеров на базе протокола TCP/IP. Занятие 1 Люб...
11036. Enable Mapping to \\Hostname\C$ Share on Windows 7 or Vista 56.95 KB
  Enable Mapping to \HostnameC Share on Windows 7 or Vista Just about everybody knows about the hidden administrator C share that is always built into Windows file sharing but you might have wondered why you can’t use that in Windows 7 or Vista. The reason this doesn’t work is because of UAC User Account Control that Vista is infamous for. By default Vista doesn’t allow UAC elevation over the network with a local user account. There’s a registry key that we can use to c...
11037. Работа в сети с централизованным управлением 32.5 KB
  Практическая работа Работа в сети с централизованным управлением Цель работы. Освоить приемы работы рядового пользователя в существующей сети Microsoft при наличии домена безопасности. Исходная ситуация. Для работы используются виртуальные машины Win9x и Win2k изнача