1
15
Костромская Г С Х А
Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства
кафедра “Электроснабжения”
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
Электрооборудование станций и подстанций
Кострома 2001 год
1. Задание на курсовое проектирование
Цель проекта: Проектирование понижающей подстанции, имеющей три уровня напряжения - высокое (ВН), среднее (СН), низкое (НН).
Схема электрической сети
Рисунок 1.1. Схема электрической сети
Таблица 1.1. Выбор варианта проекта
|
|
Вариант
|
Напряжение, кВ
|
Наибольшая нагрузка, МВт
|
Число линий
|
Мощность КЗ, МВА
|
|
|
ВН
|
СН
|
НН
|
СН
|
НН
|
СН
|
НН
|
на шинах А
|
на шинах В
|
|
|
0
|
110
|
35
|
10
|
34
|
6
|
4
|
8
|
2000
|
3000
|
|
|
1
|
110
|
35
|
10
|
18
|
2
|
2
|
6
|
2000
|
2500
|
|
|
2
|
110
|
35
|
10
|
15
|
8
|
2
|
6
|
3500
|
3000
|
|
|
3
|
110
|
35
|
10
|
25
|
6
|
2
|
16
|
2500
|
3500
|
|
|
А-К 4
|
110
|
35
|
10
|
22
|
6
|
2
|
6
|
2000
|
3000
|
|
|
5
|
110
|
35
|
10
|
30
|
6
|
4
|
6
|
3500
|
2000
|
|
|
6
|
110
|
35
|
10
|
32
|
10
|
2
|
14
|
2500
|
3500
|
|
|
7
|
110
|
35
|
10
|
17
|
8
|
4
|
8
|
3000
|
3500
|
|
|
8
|
110
|
35
|
10
|
12
|
6
|
2
|
6
|
2500
|
2000
|
|
|
9
|
110
|
35
|
10
|
15
|
8
|
4
|
10
|
4000
|
2500
|
|
|
0
|
35
|
|
10
|
4
|
2
|
2
|
14
|
2500
|
3500
|
|
|
1
|
35
|
|
10
|
2
|
1
|
4
|
6
|
3000
|
3500
|
|
|
2
|
35
|
|
10
|
3
|
2
|
2
|
6
|
2500
|
2000
|
|
|
3
|
35
|
|
10
|
3
|
1,5
|
2
|
6
|
2000
|
2500
|
|
|
Л-Я 4
|
35
|
|
10
|
5
|
1,5
|
2
|
8
|
2000
|
3000
|
|
|
5
|
35
|
|
10
|
2,5
|
0,5
|
2
|
6
|
3500
|
3000
|
|
|
6
|
35
|
|
10
|
2,5
|
1,8
|
4
|
10
|
4000
|
2500
|
|
|
7
|
35
|
|
10
|
2
|
0,6
|
2
|
6
|
2000
|
3000
|
|
|
8
|
35
|
|
10
|
3,4
|
0,6
|
4
|
6
|
3500
|
2000
|
|
|
9
|
35
|
|
10
|
1,8
|
0,9
|
2
|
16
|
2500
|
3500
|
|
|
Примечание: Если ВН-35 кВ, то считайте, что в данной подстанции имеются две преимущественные нагрузки со стороны НН. При выборе данных по таблице для вариантов (Л-Я) СН считать как НН1, а НН - какНН2.
Таблица 1.2.
|
|
Вариант
|
Преимущественные нагрузки
СН или НН1
|
НН1 или НН2
|
|
|
0
|
Химическая промышленность
|
18
|
|
|
1
|
Горно-рудная промышленность
|
17
|
|
|
2
|
Черная металлургия
|
16
|
|
|
3
|
Цветная металлургия
|
14
|
|
|
4
|
Автомобильная промышленность
|
14
|
|
|
5
|
Тяжелое машиностроение
|
13
|
|
|
6
|
Станкостроительная промышленность
|
12
|
|
|
7
|
Транспортное машиностроение
|
11
|
|
|
8
|
Ремонтно-механические предприятия
|
1
|
|
|
9
|
Деревообрабатывающие предпрятия
|
0
|
|
|
10
|
Предприятие строительных материалов
|
10
|
|
|
11
|
Пищевая промышленность
|
9
|
|
|
12
|
Прочие отрасли
|
8
|
|
|
13
|
Горно-рудная промышленность
|
6
|
|
|
14
|
Автомобильная промышленность
|
5
|
|
|
15
|
Текстильная промышленноость
|
7
|
|
|
16
|
Тяжелое машиностроение
|
13
|
|
|
17
|
Химическая промышленность
|
18
|
|
|
18
|
Станкостроительная промышленность
|
12
|
|
|
Таблица 1.3.
|
|
Вариант
|
Длина участка, км
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
|
15
|
15
|
20
|
15
|
15
|
20
|
10
|
15
|
20
|
25
|
10
|
15
|
|
|
10
|
20
|
15
|
20
|
15
|
25
|
10
|
15
|
10
|
17
|
10
|
12
|
|
|
Таблица 1.4.
|
|
Вариант
|
Категория потребителей, %
|
Мощность резервного питания потребителей 1-й категории надежности электроснабжения, МВт.
|
|
|
СН
|
НН
|
|
|
|
1-я
|
2-я
|
3-я
|
1-я
|
2-я
|
3-я
|
|
|
|
А
К
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
|
0
|
40
|
25
|
35
|
20
|
30
|
50
|
-
|
|
|
1
|
0
|
50
|
50
|
25
|
25
|
50
|
1,0
|
|
|
2
|
0
|
45
|
50
|
20
|
40
|
40
|
1,4
|
|
|
3
|
30
|
30
|
40
|
25
|
35
|
40
|
-
|
|
|
4
|
40
|
40
|
30
|
15
|
45
|
40
|
-
|
|
|
5
|
30
|
50
|
20
|
20
|
50
|
30
|
18
|
|
|
6
|
35
|
50
|
15
|
30
|
30
|
40
|
-
|
|
|
7
|
50
|
30
|
20
|
35
|
35
|
30
|
-
|
|
|
8
|
0
|
60
|
40
|
20
|
40
|
40
|
1,2
|
|
|
9
|
30
|
30
|
40
|
15
|
45
|
40
|
-
|
|
|
Л
Я
|
0
|
0
|
45
|
55
|
20
|
40
|
40
|
0,4
|
|
|
1
|
30
|
30
|
40
|
25
|
35
|
40
|
-
|
|
|
2
|
30
|
30
|
40
|
15
|
45
|
40
|
-
|
|
|
3
|
0
|
60
|
40
|
20
|
40
|
40
|
0,2
|
|
|
4
|
50
|
30
|
20
|
35
|
35
|
30
|
-
|
|
|
5
|
35
|
50
|
15
|
30
|
30
|
40
|
-
|
|
|
6
|
40
|
25
|
35
|
20
|
30
|
50
|
-
|
|
|
7
|
0
|
50
|
50
|
25
|
25
|
50
|
0,4
|
|
|
8
|
30
|
30
|
40
|
25
|
35
|
40
|
-
|
|
|
9
|
40
|
30
|
30
|
15
|
45
|
40
|
0,9
|
|
|
Таблица 1.5.Географический район расположения
|
|
А-К
|
Л-Я
|
|
|
1
|
Костромская область
|
0
|
Кировская область
|
|
|
2
|
Саратовская область
|
1
|
Коми республика
|
|
|
3
|
Астраханская область
|
2
|
Краснодарский край
|
|
|
4
|
Белгородская область
|
3
|
Тамбовская область
|
|
|
5
|
Архангельская область
|
4
|
Оренбургская область
|
|
|
6
|
Воронежская область
|
5
|
Горьковская область
|
|
|
7
|
Ленинградская область
|
6
|
Ульяновская область
|
|
|
8
|
Смоленская область
|
7
|
Иркутская область
|
|
|
9
|
Тюменская область
|
8
|
Республика Алтай
|
|
|
0
|
Курская область
|
9
|
Мурманская область
|
|
|
Таблица 1.6.
|
|
Вариант
|
Коэффициент мощности нагрузок СН и НН
|
Вариант
|
Коэффициент мощности нагрузок СН и НН
|
|
|
А-
К
|
0
|
0,86
|
Л
-
Я
|
0
|
0,88
|
|
|
1
|
0,87
|
|
1
|
0,87
|
|
|
2
|
0,88
|
|
2
|
0,89
|
|
|
3
|
0,89
|
|
3
|
0,88
|
|
|
4
|
0,86
|
|
4
|
0,85
|
|
|
5
|
0,84
|
|
5
|
0,9
|
|
|
6
|
0,87
|
|
6
|
0,85
|
|
|
7
|
0,86
|
|
7
|
0,88
|
|
|
8
|
0,85
|
|
8
|
0,87
|
|
|
9
|
0,9
|
|
9
|
0,85
|
|
|
Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части.
Содержание расчетно-пояснительной записки
Введение
1. Определение нагрузки подстанции, суточный график нагрузок подстанции.
2. Выбор числа, типа и мощности трансформаторов
2.1. Выбор числа и типа трансформаторов
2.2. Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку
2.3. Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку
2.4. Технико-экономическое обоснование мощности трансформа торов.
3. Выбор схемы соединений подстанции
4. Выбор схемы собственных нужд (С.Н) подстанции
4.1. Определение и расчет нагрузок С.Н подстанции
4.2. Выбор источника оперативного тока
4.3. Выбор числа, типа, мощности трансформатора С.Н
5. Расчет токов короткого замыкания (КЗ)
6. Выбор конструкции распределительных устройств на подстанции
7. Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции
7.1. Выбор выключателей на подстанции
7.2. Выбор разъединителей (отделителей, короткозамыкателей)
7.3. Выбор измерительных трансформаторов тока
7.4. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
7.5. Выбор токоограничивающих реакторов
8. Выбор проводников на подстанции
8.1. 8.1. Выбор и проверка сборных шин РУ п/станции
8.1.1.На стороне ВЕ
8.1.2.На стороне СН
8.1.3.На стороне НН
8.2. Выбор и проверка ошиновок РУ п/станции
8.2.1.На стороне ВН
8.2.2.На стороне СН
8.2.3.На стороне НН
9. Выбор и проверка кабелей питающих РП.
Содержание графической части проекта
Схема электрических соединений подстанции
План подстанции и разрез по ячейке трансформатора
Методические указания
1. Суточные графики нагрузок подстанции
Электрические нагрузки отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме непрерывно меняется. Принято отражать этот факт «Графиком нагрузки», т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.
По видам фиксированного параметра различают графики:
активной (Р) мощности; реактивной (Q) мощности;
полной (кажущейся S) мощности; тока (I).
Графики отражают изменения нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они подразделяются:
суточные (24 часа); сезонные ; годовые (8760 часов).
По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики подразделяются:
графики нагрузки потребителей, определенные на шинах подстанции;
сетевые графики нагрузки - на шинах районных или узловых подстанций;
графики нагрузки электростанции.
графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;
Фактический график нагрузки можно получить с помощью самопишущих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра в реальном времени.
Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо обладать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность, для активной нагрузки Руст=Рном.
Присоединительная мощность на шинах подстанции потребителей
пр.=,
где ср.п. - средний КПД электроустановок потребителей;
ср.с. - средний КПД местной сети при номинальной нагрузке.
На практике действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности Ко, и загрузки Кз.
Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:
где Кспр. - коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.
Найденное Рmax. является наибольшим в году и соответствует обычно зимнему максимуму нагрузки.
При известной Рmax. можно перевести типовой график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:
где % - ордината соответствующей ступени типового графика, %.
Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня.
Его максимальная нагрузка принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в % именно этого значения.
Кроме графиков активной нагрузки, используются графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, % абсолютного максимума:
где tg max - определяется по значению сos max, которое должно быть задано как исходный параметр данного потребителя.
Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок.
Значение мощности по ступеням графика определяется по выражениям:
,
где Pn и Qn активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.
Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях, трансформаторах при распределении электроэнергии.
Потери мощности от протекания тока в проводах ЛЭП и обмотках трансформаторов являются переменной величиной , зависящей от нагрузки.
; - постоянные потери;
; - переменные потери.
Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений:
,
где Si - нагрузка i-элемента сети соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки;
Simax - нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены
, .
2. Выбор трансформаторов на основе ТЭР
2.1 Выбор числа, типа, мощности, трансформаторов
Область применения однотрансформаторных подстанций определяется ответственностью (категорией) потребителей и регламентирована ПУЭ:
для электроснабжения неответственных потребителей 3-й категории при условии, что замена поврежденного трансформатора или его ремонт производится в течение не более одних суток;
при электроснабжении потребителей 2-й категории при наличии централизованного подвижного резерва трансформаторов или другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически;
при небольшой мощности потребителей 1-ой категории и наличии резервных источников на стороне НН (передвижные, стационарные ДЭС), вводимые в действие устройствами АВР.
2.3 ТЭО длительности перерывов
Для принятия окончательного решения по сооружению одно- или двух трансформаторных подстанций необходимо ТЭС (технико-экономическое сравнение) вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора на подстанции.
Следует отметить, что при напряжении 220кВ и выше однотрансформаторные подстанции, как правило, могут рассматриваться, как первая очередь подстанции с последующей установкой еще одного и более трансформаторов в соответствии с динамикой роста нагрузки.
При наличии на подстанции 35…220кВ нагрузки 1-ой категории и отсутствии других резервных источников питания должны устанавливаться 2-х трансформаторные подстанции. Систематические нагрузки трансформатора могут достигать более, чем 2-х кратного значения номинальной мощности трансформатора, но согласно ГОСТа 14209-85 допускается ее любое значение в интервале 1,3 Н 2,0 только после их согласования с заводом-изготовителем. Исходя из этого, можно ориентировочно определить номинальную мощность трансформатора
,
где Sм - наибольшая расчетная нагрузка трансформатора 5-го года эксплуатации на стороне ВН
При номинальной мощности автотрансформаторов (АТ) имеет некоторые особенности. На современных подстанциях 220кВ и более распространенным режимом работы АТ является комбинированный режим: ВН-НН и ВН-СН. В этом случае доступный режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.
,
где Рсн и Qсн - активные и реактивные мощности на стороне СН при максимальной нагрузке;
Рнн и Qнн - активная и реактивная мощности на стороне НН при максимальной нагрузке;
Квыг.= - коэффициент выгодности АТ.
Sтип. - типовая мощность АТ; Sтип.= Квыг. Sном. Sтип.=Sпосл.
тогда,
По ГОСТ 14209-85 установлены максимально допустимые систематические нагрузки в зависимости от времени перегрузки tпер. и коэффициент начальной нагрузки К1 для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, МД мощностью до 100МВА включительно 3.
Номинальная мощность трансформатора определяется на основании ТЭС (технико-экономического сравнения ) двух вариантов.
Мощность трансформатора в первом варианте принимается равной
,
где 0,5 - коэффициент, устанавливающий целесообразность систематических перегрузок трансформаторов на 2-х трансформаторной подстанции в нормальном режиме.
Мощность автотрансформатора в первом варианте принимается равной
Во втором варианте мощность АТ-ра берется на ступень выше. Температуру охлаждающей среды Цохл. принимаем для данного климатического района равной эквивалентной (с точки зрения износа изоляции).
Эквивалентную температуру за любой промежуток времени (сутки, месяц, сезон, год) ГОСТ 14209-85 рекомендует определить по формуле 5
,
где n 12 - количество равных интервалов промежутка времени.
Т.к. мощность трансформаторов примерно в 1,6 раза больше (таков шаг) номинальных мощностей трансформаторов и время перегрузок, что позволяет перегружать трансформатор в большей мере. В первом варианте требуется определить ту часть нагрузки, которую необходимо отключать в аварийном режиме.
В зависимости от времени перегрузки tпер, температуры окружающей среды Qохл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.
Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат:
З = Рн К + U + У min,
где Рн=0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Рн=0,15);
К- капитальные затраты с учетом дополнительных расходов на транспорт, монтаж и др., тыс. руб.;
U- годовые издержки производства, тыс. руб.
U =,
где Ra=6,3% - норма амортизационных отчислений от кап. вложений для электротехнического оборудования и распределительных устройств всех классов напряжений;
Uпот - стоимость годовых потерь, тыс.руб.
Uпот = Сст Эст + См Эм ,
где Эст и Эм - годовые потери в стали и меди, кВтчас;
Сст и См - удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/кВтчас;
У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.
Величины удельных стоимостей Сст и См для Европейской части России могут быть приняты:
Сст=0,011 руб/кВтчас, См=0,012 руб/кВтчас.
Для Сибири: Сст=0,006 руб/кВтчас, См=0,007 руб/кВтчас.
Для определения капитальных затрат для ТЭР вариантов с 2-мя трансформаторами разной мощности следует учитывать только стоимость трансформаторов
К=Ктр=Кзав.
- коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;
Кзав - коэффициент расчетной стоимости
Таблица 2 6
|
|
Параметр
|
Значение параметра
|
|
|
Uном. ВН транс-
форматора, кВ
|
35
|
110
|
150
|
220
|
|
|
Sном. МВА
|
16
|
16
|
32
|
32
|
63
|
63
|
160
|
160
|
|
|
Коэффициент
|
2
|
1,6
|
1,7
|
1,5
|
1,5
|
1,35
|
1,4
|
1,3
|
|
|
При ТЭС вариантов установки одного трансформатора с вариантом установки 2-х трансформаторов необходимо в последнем случае учесть стоимость установки дополнительных (по сравнению с другими случаями) выключателей на ВН, СН, НН. При этом контрольные затраты на п/станцию составляет:
К=Ктр.+Квыкл.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов
Эст. = nРхх 8760,
где n - количество параллельно работающих трансформаторов;
Рхх - потери холостого хода, кВт.
Потери энергии в меди 3-х фазных 2-х обмоточных трансформаторов
Эм = ,
где Ркз - потери короткого замыкания. кВт;
Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;
Рi, ti - активная мощность и продолжительность ступени суточного графика, МВт и часов.
m - число суток работы трансформатора по рассматриваемому графику нагрузки. при неизменном расчетном графике нагрузки в течение года m=365 суток.
Потери в обмотках трех фазных трех обмоточных трансформаторов (при равенстве номинальных мощностей всех трех обмоток).
где Ркзвн=Ркзсн=Ркзнн=Ркз.
Профессор П.Г. Грудинский в 8 предложил упрощенный метод разделения потерь по обмоткам:
Ркзвн = 0,7Ркзвн-сн.; Ркзсн = 0,3Ркзвн-сн;; Ркзнн = 0,3Ркзвн-сн,
где =
При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять
Sном. = Sнн.ном.
Ущерб “У” вызванный недоотпуском электроэнергии, определяется прежде всего математическим ожиданием длительности аварийного перерыва электро- снабжения в течение года.
Л=WТв, час/год,
где W - параметр потока отказов, 1/год;
Т - среднее время восстановления поле отказа, часов.
Таблица 3. Показатели надежности трансформаторов.
|
|
Uном. кВ
|
W, 1/год
|
Тв, ч.
|
|
|
220
|
0,02
|
150
|
|
|
150
|
0,015
|
100
|
|
|
110
|
0,015
|
100
|
|
|
35
|
0,02
|
80
|
|
|
Ущерб от недоотпуска электроэнергии на однотрансформаторной подстанции определяется из выражения:
У=АРс Уо=WТв Рс Уо тыс. руб.
где Рс=- среднегодовая нагрузка, МВт.
Э - энергия переданная через п/станцию за год МВч.
Уо=0,6 руб/кВтч - среднее значение удельного ущерба от недоотпуска 12кВтч эл. энергии.
В случае, когда часть нагрузки питающейся от однотрансформаторной п/станции, имеет резервный источник питания, то
,
где Эрез. - энергия, полученная от резервного источника во время аварии, МВтч
В случае двухтрансформаторной подстанции величина ущерба от недоотпуска электроэнергии может определяться в тыс. руб. по формуле:
У= 365 Fэ Кв Уо,
где Кв=,
Fэ=cos - площадь верхней части графика нагрузки отсеченной прямой с ординатой Sогр.;
Кв - коэффициент восстановления силовых трансформаторов.
может осуществляться на одном, двух, трех и четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. На основании результатов ТЭР принимается к дальнейшему проектированию вариант с наименьшими затратами. Если затраты различаются меньше чем на 5% (по отношению к наименьшим затратам), то варианты считаются равноэкономичными. При этом следует принимать к дальнейшему проектированию вариант с большей установленной мощностью трансформаторов. Проектирование схемы присоединения станции или подстанции к системе заключения в выборе напряжений, на которых будет выдаваться эл. энергия, числа и пропускной способности ВЛ на каждом напряжении в предварительном распределении генерирующей мощности между РУ, в определении связей РУ станции с распределительными и системообразующими сетями.
Таблица 4.1 Наибольшая передаваемая мощность по одной цепи и длина ВЛ обычного исполнения
|
|
Uном
|
Рmax, МВт
|
Lmax, км
|
|
|
110
|
25
|
150
|
|
|
50
|
50
|
|
|
220
|
110
|
250
|
|
|
200
|
150
|
|
|
330
|
300
|
300
|
|
|
400
|
200
|
|
|
400
|
500
|
1000
|
|
|
700
|
600
|
|
|
500
|
700
|
1200
|
|
|
900
|
600
|
|
|
750
|
1800
|
1500
|
|
|
2200
|
800
|
|
|
1150
|
4000
|
2000
|
|
|
6000
|
1200
|
|
|
В таблице даны пределы передаваемой мощности и длины ВЛ различного класса. Выдача мощности от эл. станции может осуществляться на одном, двух, трех, четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. Напряжение 6-10 кВ используется для распределительных сетей в городах, сельской местности и на предприятиях. Наиболее экономичным считается напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ оказывается выгодным в сетях предприятий с большой долей ВВ двигателей. Напряжения 35, 110, 150 кВ применяются в распределительных сетях энергосистем, причем 35 кВ - в основном в сельской местности. Напряжения 220, 330, 500 кВ используются для основной системообразующей сети энергосистемы и ЛЭП от станции средней и большой мощности. Напряжения 500, 750 и 1150 кВ применяются на межсистемных линиях связи и дальних передачах от сверхмощных станций (КЭС, ГЭС, АЭС).
Выбор схемы собственных нужд подстанции
Состав потребителей собственных нужд (С.Н.) подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.
Наименьшее количество потреб ...........
Страницы: [1] | 2 | 3 |
|
