Выбор схем питающих и распределительных сетей

Размещено на http://allbest.ru

Выбор схем питающих и распределительных сетей

1. ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ВСЕХ УЧАСТКОВ СЕТИ

сеть электрический схема

1.1 Выбор конфигурации сети

Учитывая взаимное расположение электростанции А и пунктов нагрузок, принимаем два возможных варианта конфигурации сети.

Рисунок 1 Радиально - магистральная сеть

Рисунок 2 Кольцевая сеть с ответвлением

Длины линий участков рассчитываем с учётом масштаба.

; ;

; ;

; ;

1.2 Выбор номинального напряжения

Для предварительного определения наивыгоднейшего напряжения воспользуемся эмпирической формулой, предложенной Г.А. Илларионовым, кВ:

, (1.1)

где , - средневзвешенные значения мощности и длины.

; (1.2)

, (1.3)

где - нагрузки или потоки мощности в линии, имеющей длину .

В дальнейших расчётах будем рассматривать варианты выполнения электрической сети на напряжение 110 и 220 кВ.

2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

2.1 Выбор трансформаторов для подстанций

Определим полные мощности нагрузок на сборных шинах напряжением 10 кВ подстанций:

Так как в пунктах 1, 2, 3 имеются потребители первой категории по надёжности электроснабжения, то на подстанциях этих пунктов принимаем к установке не менее двух понизительных трансформаторов с устройствами РПН.

а) Определим мощность, которая будет протекать по каждому из двух трансформаторов пункта 1.

, (2.1)

где - суммарная мощность подстанции.

Желаемая номинальная мощность трансформатора может быть получена по формуле:

, (2.2)

где 0,7 - желаемый коэффициент загрузки для двухтрансформаторной подстанции.

По полученному значению принимается ближайшее меньшее значение согласно шкале номинальных мощностей [3, С. 152, таблица. П.6].

1) для напряжения сети U = 110 кВ.

Выбираем трансформатор ТРДН - 40000/110. Проверим выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в нормальном режиме по формуле:

, (2.3)

где - значение из шкалы номинальных мощностей.

.

Проверим выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в послеаварийном режиме по формуле:

(2.4)

Так как коэффициент загрузки не удовлетворяет данному неравенству, то на время ремонта можно отключить потребителей третьей категории надёжности электроснабжения:

, (2.5)

где - процентное соотношение потребителей третьей категории в общем числе потребителей.

Так как при отключении потребителей 3 категории коэффициент загрузки также превышает 1,4, то к установке принимаем трансформатор большей мощности по шкале номинальных мощностей.

Т.о. в пункте 1 выбираем 2хТРДН - 63000/110. Проверим выбранный трансформатор по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах:

;

.

Выбранный трансформатор проходит по нормальной и послеаварийной загрузке.

2) Для напряжения U = 220 кВ.

Выбираем трансформаторы 2хТРДН - 63000/220.

Аналогично выберем трансформаторы в остальных пунктах.

Таблица 2.1 - Номинальные параметры трансформаторов 110 кВ

Пункт	Марка трансформатора	Sрасч, МВА	кз	, кВ	, кВ	, %	, МВт	, МВт	, %	, Ом	, Ом
1	2хТРДН-63000/110	43,89	0,49	115	10,5	10,5	245	50	0,5	0.87	22
2	2хТРДН- 80000/110	71,43	0,63	115	11	10,5	310	58	0,45	0,6	17,4
3	2хТРДН- 25000/110	18,37	0,51	115	10,5	10,5	120	25	0,65	2,54	55,9
4	2хТРДН- 63000/110	59,53	0,66	115	10,5	10,5	245	50	0,5	0,87	22
5	2хТРДН- 40000/110	28,57	0,5	115	10,5	10,5	170	34	0,55	1,4	34,7

Таблица 2.2 - Номинальные параметры трансформаторов 220 кВ

Пункт	Марка трансформатора	Sрасч, МВА	кз	, кВ	, кВ	, %	, МВт	, МВт	, %	, Ом	, Ом
1	2хТРДН- 63000/220	43,89	0,49	230	10,5	11,5	265	70	0,5	3,9	100,7
2	2хТРДЦН-100000/220	71,43	0,5	230	10,5	11	340	102	0,65	1,9	63,5
3	2хТРДН- 40000/220	18,37	0,32	230	10,5	11,5	170	50	0,6	5,6	158,7
4	2хТРДН- 63000/220	59,53	0,66	230	10,5	11,5	265	70	0,5	3,9	100,7
5	2хТРДН- 32000/220	28,57	0,63	230	10,5	11,5	150	45	0,65	0,77	190,1

2.2 Определение потерь мощности в понизительных трансформаторах подстанций

Определим потери активной и реактивной мощности в трансформаторах подстанций по формулам:

(2.6)

(2.7)

где - число раздельно работающих трансформаторов подстанций одинаковой мощности с одинаковой нагрузкой или число параллельно работающих трансформаторов;

- потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе, кВт;

- потери активной мощности в трансформаторе при коротком замыкании, кВт;

- суммарная мощность подстанции, МВА;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- потери реактивной мощности при холостом ходе трансформатора,МВАр;

- напряжение короткого замыкания, %;

- ток холостого хода, %.

1) Для напряжения 110 кВ:

;

.

2) Для напряжения 220 кВ:

;

Аналогично рассчитаем потери активной и реактивной мощности в остальных пунктах. Полученные значения сведем в таблицу.

Таблица 2.3 - Потери мощности в трансформаторах подстанций

Подстанция	110 кВ	220 кВ
	, МВт	, МВАр	, МВт	, МВАр
1	0,220	3,775	0,266	4,074
2	0,358	7,283	0,470	7,915
3	0,113	1,713	0,135	1,430
4	0,314	6,417	0,372	6,968
5	0,153	2,540	0,207	3,395

3. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ, ОБРАЗУЮЩИХ СЕТЬ НАМЕЧЕННОЙ КОНФИГУРАЦИИ

3.1 Определение приведённых нагрузок подстанций

Для определения проведённых нагрузок найдём реактивные мощности нагрузок по формуле:

(3.1)

Итак, определим приведённые нагрузки подстанций по формуле:

(3.2)

1) Для напряжения 110 кВ:



2) Для напряжения 220 кВ:

Таблица 3.1 - Приведённые нагрузки подстанций

Подстанция	110 кВ	220 кВ
1
2
3
4
5

3.2 Выбор сечения проводов линий электропередачи для радиально - магистральной сети

3.2.1 Выбор сечения проводов

Согласно структурной схеме сети (рис. 1), приближённый расчёт потокораспределения в сети имеет следующие результаты.

1) Для напряжения 110 кВ:

2) Для напряжения 220 кВ:

Рассчитаем токи в линиях, протекающие от подстанций к электростанции. Предположим равное распределение электрических нагрузок между отдельными цепями многоцепных линий электропередачи, т.о. при выборе двухцепных линий электропередачи ток в каждой из них будет определяться следующим образом:

(3.3)

где - ток в рассматриваемой линии; - мощность, передаваемая по линии.

Расчётное, экономически целесообразное сечение провода определим методом экономической плотности тока по формуле:

(3.4)

где - наибольший ток, протекающий по линии в нормальном режиме, А;

- экономическая плотность тока, А/мм².

При .

1) Для напряжения 110 кВ:

- участок 1-3:

;

На участке 1-3 выбираем двухцепную линию на железобетонных опорах с проводами АС - 240/32, с допустимым длительным током 605 А каждая. Проверим выбранные провода по допустимому току в послеаварийном режиме при обрыве одной цепи. Ток в послеаварийном режиме определяется по следующему выражению:

Значит, выбранная линия с проводами 2хАС - 240/32 проходит по условиям нагрева максимальным током послеаварийного режима.

- участок А-1:

;

Максимальное значение сечения на напряжение 110 кВ - 240 мм2, т.о. нужно уменьшить ток, протекающий по линиям, с помощью увеличения числа цепей:

На участке А-1 выбираем две двухцепные линии на железобетонных опорах с проводами АС - 185/29, с допустимым длительным током 510 А каждая. Проверим выбранные провода по допустимому току в послеаварийном режиме при обрыве двух цепей. Ток в послеаварийном режиме определяется по следующему выражению:

Значит, выбранная линия с проводами 2х2хАС - 185/29 проходит по условиям нагрева максимальным током послеаварийного режима.

- участок 2-5:

;

На участке 2-5 выбираем двухцепную линию на железобетонных опорах с проводами АС - 120/19, с допустимым длительным током 390 А каждая. Ток в послеаварийном режиме определяется по следующему выражению:

Значит, выбранная линия с проводами 2хАС - 120/19 проходит по условиям нагрева максимальным током послеаварийного режима.

- участок А-2:

;

Максимальное значение сечения на напряжение 110 кВ - 240 мм2, т.о. нужно уменьшить ток, протекающий по линиям, с помощью увеличения числа цепей:

На участке А-2 выбираем две двухцепные линии на железобетонных опорах с проводами АС - 185/29, с допустимым длительным током 510 А каждая. Ток в послеаварийном режиме определяется по следующему выражению:

Значит, выбранная линия с проводами 2х2хАС - 185/29 проходит по условиям нагрева максимальным током послеаварийного режима.

- участок А-4:

;

На участке А-4 выбираем двухцепную линию на железобетонных опорах с проводами АС - 240/32, с допустимым длительным током 605 А каждая. Ток в послеаварийном режиме определяется по следующему выражению:

Значит, выбранная линия с проводами 2хАС - 240/32 проходит по условиям нагрева максимальным током послеаварийного режима.

Полученные результаты сведём в таблицу.

Таблица 3.2 - Технико - экономические показатели проводов (U=110 кВ)

Участок	Марка
1-3	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,81
А-1	2х2хАС-185/29	510	0,162	0,413	2,75
2-5	2хАС-120/19	390	0,249	0,427	2,66
А-2	2х2хАС-185/29	510	0,162	0,413	2,75
А-4	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,66

Для напряжения 220 кВ

Выполним аналогичные вычисления. Результаты сведём в таблицу.

Токи на участках сети:

Таблица 3.3 - Технико - экономические показатели проводов (U=220 кВ)

Участок	Марка
1-3	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,81
А-1
2-5
А-2
А-4

3.2.2 Уточнённый расчёт потокораспределния

Линия А-1-3:

Рисунок 3 Схема замещения

- участок 1-3:

Зарядная мощность линии определяется по формуле:

, (3.5)

где - количество цепей.

Мощность в конце линии:

Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

Мощность, вытекающая с шин электростанции:

- участок А-1:

Расчёт проводим аналогично участку 1-3.

Расчёт остальных участков производится аналогично. Сведём полученные результаты в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Потоки мощности в ЛЭП 110 кВ

Участок
1-3	3,225
А-1	4,464
2-5	2,159
А-2	4,464
А-4	3,481

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

Расчёт для напряжения 220 кВ производится аналогично. Сведём полученные результаты в таблицу.

Таблица 3.5 - Потоки мощности в ЛЭП 220 кВ

Участок
1-3	11,937	66,135+j54,874	0,434+j1,574	66,569+j56,448	66,569+j50,48
А-1	8,441	109,835+j94,203	0,871+j3,156	110,706+j97,359	110,706+j93,139
2-5	8,441	30,207+j25,633	0,065+j0,237	30,272+j25,870	30,272+j21,650
А-2	8,441	90,742+j105,345	0,804+j2,914	91,546+j108,259	91,546+j104,039
А-4	13,611	60,372+j57,994	0,47+j1,703	60,842+j59,697	60,842+j52,892

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

3.3 Выбор сечения проводов линий электропередачи для кольцевой сети

3.3.1 Выбор сечения проводов

1) Для напряжения 110 кВ:

Структурная схема сети показана на рис. 2. Расчёт потоков мощности на участке А-4 осуществляется в пункте 3.2.1. Т.о., получим:



Рассчитаем потоки мощности на участках кольцевой сети согласно структурной схеме (рис. 4) с учётом уточнённого расчёта ответвлений.

Рисунок 4 Распределение потоков мощности на участках кольцевой сети

Т.о., точка потокораздела находится в пункте 3. Разобьём замкнутую сеть в точке потокораздела на два участка (рис. 5).

Рисунок 5 Определение точки потокораздела

Расчёт токов на участках и выбор проводов производится аналогично пункту 3.2.1.

Таблица 3.6 - Технико - экономические показатели проводов (U=110 кВ)

Участок	Марка
1-3	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,81
А-1	2х2хАС-185/29	510	0,162	0,413	2,75
3-2	2хАС-70/11	265	0,428	0,444	2,55
2-5	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,81
А-5	2х2хАС-185/29	510	0,162	0,413	2,75
А-4	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,66

2) Для напряжения 220 кВ:

Аналогичный расчёт проводим для напряжения 220 кВ.

Структурная схема сети показана на рис. 2. Расчёт потоков мощности на участке А-4 осуществляется в пункте 3.2.1. Т.о., получим:

Рассчитаем потоки мощности на участках кольцевой сети согласно структурной схеме (рис. 3) с учётом уточнённого расчёта ответвлений.

Т.о., точка потокораздела находится в пункте 3. Разобьём замкнутую сеть в точке потокораздела на два участка (рис.4).

Расчёт токов на участках и выбор проводов производится аналогично пункту 3.2.1.

Таблица 3.7 - Технико - экономические показатели проводов (U=220 кВ)

Участок	Марка
1-3	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,81
А-1
3-2
2-5
А-5
А-4

3.3.2 Уточнённый расчёт потокораспределния

Рассчитаем потоки мощности на участках рассматриваемой сети. В точке потокораздела сеть делим на два участка: А-1-3 и А-5-2-3, рассчитываем потоки мощности на этих участках как на магистральных участках. Расчёт производим аналогично пункту 3.2.2. Сведём полученные результаты в таблицу.

Таблица 3.8 - Потоки мощности в ЛЭП 110 кВ

Участок
1-3	6,106	63,961+j66,474	2,076+j3,561	66,037+j70,035	66,037+j66,982
А-1	4,464	109,257+j112,394	2,758+j7,032	112,015+j119,426	112,015+j117,194
3-2	3,927	2,152-j10,366	0,126+j0,131	2,278-j10,235	2,278-j12,199
2-5	4,318	62,636+j25,633	1,595+j2,735	64,231+j75,660	64,231+j73,501
А-5	6,313	94,384+j99,343	2,981+j7,600	97,365+j106,943	97,365+j103,787
А-4	3,481

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:



Таблица 3.9 - Потоки мощности в ЛЭП 220 кВ

Участок
1-3	12,901	64,020+j63,258	0,476+j1,726	64,496+j64,984	64,496+j58,534
А-1	9,123	107,762+j101,916	0,915+j3,316	108,677+j105,232	108,677+j100,671
3-2	17,311	2,115-j17,522	0,025+j0,089	2,140-j17,433	2,140-j26,089
2-5	9,123	62,610+j57,265	0,299+j1,085	62,909+j58,350	62,909+j53,789
А-5	12,901	93,116+j77,192	0,860+j3,118	93,976+j80,310	93,976+j73,860
А-4	13,611	60,372+j57,994	0,47+j1,703	60,842+j59,697	60,842+j52,892

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ И ПОВЫСИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ЭЛЕКТРОСТНАЦИИ

4.1 Радиально - магистральная сеть

1) Для напряжения110 кВ.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности . При этом полная мощность генератора равна:

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ - 125000/110 со следующими технико - экономическими характеристиками.

Таблица 4.1 - Номинальные параметры трансформаторов

Марка трансформатора	, кВ	, кВ	, %	, МВт	, МВт	, %	, Ом	, Ом
4хТДЦ - 125000/110	121	10,5	10,5	400	120	0,55	0,37	12,3

Потери мощности в трансформаторах электростанции найдём по формулам (2.6) и (2.7):



Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

2) Для напряжения 220 кВ.

Расчёт ведём аналогично. Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

Принимаем к установке на электростанции, аналогично пункту 1, 4 турбогенератора ТВФ-100-2.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ - 125000/220 со следующими технико - экономическими характеристиками.

Таблица 4.2 - Номинальные параметры трансформаторов

Марка трансформатора	, кВ	, кВ	, %	, МВт	, МВт	, %	, Ом	, Ом
4хТДЦ - 125000/220	242	10,5	11	380	120	0,55	1,4	51,5

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

4.2 Кольцевая сеть с ответвлением

1) Для напряжения 110 кВ.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

Принимаем к установке на электростанции, аналогично пункту 1, 4 турбогенератора ТВФ-100-2.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ - 125000/110 с технико - экономическими характеристиками, приведёнными в таблице 4.1.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:



Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

2) Для напряжения 220 кВ.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

Принимаем к установке на электростанции, аналогично пункту 1, 4 турбогенератора ТВФ-100-2.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ - 125000/220 с технико - экономическими характеристиками, приведёнными в таблице 4.2.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВАРИАНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

5.1 Радиально-магистральная сеть напряжением 110 кВ

Принципиальная схема радиально-магистральной сети представлена на рис. 6. Открытое распределительное устройство пунктов 5 и 4 выполнено по схеме блок линия - трансформатор, т.к. имеется только 4 присоединения (две линии и два трансформатора). В пунктах 1,2 и 3, имеющих 7 и более присоединений, применяется схема с двойной системой шин. В распределительных устройствах низшего напряжения (10 кВ) всех пунктов применяется схема с двумя одинарными секционированными секциями шин. На стороне 110 кВ электростанции принята схема с двойной системой шин.

Рисунок 6 Радиально-магистральная сеть напряжением 110 кВ

Определим технико-экономические показатели по укрупнённым показателям.

1) Капитальные вложения в электрическую сеть, т.е. расходы, необходимые для сооружения сетей, станций, энергетических объектов, определяются по формуле:

(5.1)

где - капитальные вложения на сооружение линий, тыс. руб.; - капитальные вложения на сооружение подстанций, тыс. руб.; - капитальные вложения на сооружение электростанции, тыс. руб.

- капитальные вложения в линию определяются по формуле:

(5.2)

где - стоимость сооружения воздушных линий, тыс.руб.;

- длина участка; - коэффициент инфляции.

- капитальные вложения в трансформаторы подстанций определяются по формуле:

(5.3)

где - стоимость трансформатора, тыс.руб.;

- количество трансформаторов на подстанции.

- капитальные вложения в ячейки РУ ВН и РУ НН подстанции:

- блок ЛЭП - трансформатор с выключателем: 4 шт.х 36;

- ячейка ОРУ для схем, с количеством выключателе более трёх: 27 шт. х 35;

- ячейка КРУ с выключателем для ЗРУ 6 - 10 кВ: 30 шт. х 2,3 тыс. руб.

- капитальные вложения в трансформаторы электростанции:

- капитальные вложения в ячейки РУ ВН электростанции:

Итак, капитальные вложения в подстанции составляют:

- капитальные вложения в электростанцию составляют:

Т.о., капитальные вложения в электрическую сеть, согласно формуле 5.1, составляют:

2) Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года:

(5.4)

где - эксплуатационные расходы для линий и подстанций;

- стоимость потерь электроэнергии;

- отчисления на амортизацию и обслуживание в процентах, соответственно от первоначальных капитальных вложений в линии электропередачи и оборудование подстанций и электростанций (величина их может быть принята для ЛЭП с железобетонными и стальными опорами , для оборудования подстанций и электростанций );

- стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии, руб/ кВтч;

- потери электроэнергии в сети в течение года, кВтч.

Эксплуатационные расходы для линий электропередачи определяются по формуле:

Эксплуатационные расходы для подстанций определяются по формуле:

Для определения потерь электроэнергии в сети определим время наибольших потерь по упрощённой формуле:

(5.5)

где - число часов использования наибольшей нагрузки, с.

Потери электроэнергии в линиях сети определяются по формуле:

(5.6)

где - суммарные потери мощности линиях, кВт.

Потери электрической энергии в трансформаторах определяются по формуле:

(5.7)

где - суммарные потери холостого хода и суммарные нагрузочные потери во всех понизительных трансформаторах, кВт.

Суммарные потери электроэнергии в сети равны:

2) Стоимость потерь электроэнергии в сети определится по формуле:

3) Определим издержки на эксплуатацию сети по формуле 5.1:

4) Приведённые затраты определяются по формуле:

(5.8)

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов электроэнергетики он принимается 0,12);

К - первоначальные капитальные вложения в электрическую сеть, тыс.руб.;

И - ежегодные издержки на эксплуатацию сети, тыс.руб.

5) Потери активной мощности в сети определяются по формуле:

Потери напряжения в линиях электропередачи определяются по выражению:

, (5.9)

где n - количество цепей линии электропередачи.

Наибольшая потеря напряжения на участке А-1-3 определяется:

6) Рассчитаем расход металла по формуле:

(5.10)

где N - число фаз; М - масса провода на км, в зависимости от сечения, кг/км; L - длина участка; n - число цепей.

Масса алюминия:

Масса стали:

Расчёт остальных вариантов сети проводится аналогично. Принципиальные схемы радиально-магистральной сети (220 кВ), кольцевой (110 кВ и 220 кВ) приведены в приложении А. Результаты расчётов сведём в таблицу 5.1.

5.2 Технико-экономические показатели вариантов сети

Технико-экономические показатели вариантов сети приведены в таблице 5.1. Из анализа приведённых данных следует, что у радиально-магистральной сети напряжением 220 кВ меньшие приведённые затраты, меньше суммарные потери активной мощности, потери напряжения и расход металла. Поэтому этот вариант сети принимается для дальнейшей детальной проработки и последующей реализации.

Таблица 5.1 - Технико-экономические показатели вариантов сети

Характеристики вариантов сети	Единицы измерения	Название вариантов сети
		Радиально-магистральная	Кольцевая с ответвлением
Номинальное напряжение, Uном	кВ	110	220	110	220
Капитальные вложения, К	тыс. руб	337729,464	395718,408	422141,832	521589,456
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети, И	тыс. руб	138744,113	88853,012	166567,104	106539,728
Приведённые затраты, З	тыс. руб	179271,649	136339,221	217224,124	169130,463
Суммарные потери активной мощности в сети, ДРУ	кВт	11173	4768	13167	5169
Наибольшая потеря напряжения, ДUнб	%	11,245	3,331	11,875	3,596
Дефицит реактивной мощности, Qдеф	МВАр	128,270	83,525	116,860	58,292
Расход металла на провода сети: алюминий сталь	т т	764,336 331,388	816,201 300,769	989,694 423,318	1129,267 416,134

6. УТОЧНЁННЫЙ РАСЧЁТ РАДИАЛЬНО-МАГИСТРАЛЬНОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ

6.1 Выбор и распределение в сети источников реактивной мощности

В предварительном расчёт этого варианта сети по балансу мощностей была определена величина дефицита реактивной мощности . Принимаем суммарную мощность компенсирующих устройств равной дефициту реактивной мощности, т.е.

(6.1)

где - неизвестные мощности компенсирующих устройств, которые требуется установить на понизительных подстанциях.

Выполним распределении компенсирующих устройств в сети методом неопределённых множителей Лагранжа. Условие экономически целесообразного распределения КУ в радиальной сети имеет вид:

(6.2)

где - реактивная нагрузка i-го присоединения; - искомая мощность КУ i - го присоединения; - активное сопротивление от источника питания до места установки КУ; - время наибольших потерь для i-го присоединения.

При определении потерь электроэнергии принималось одно значение ф = 5247,906 ч. Тогда условие экономической целесообразности размещения КУ примет вид:

 (6.3)

Для того, чтобы воспользоваться этим условием, приведём радиально - магистральную сеть к радиальной, используя метод эквивалентирования.

С учётом возможности представления двухобмоточных трансформаторов с расщеплёнными обмотками низшего напряжения при одинаковой загрузке расщеплённых обмоток схемой замещения обычного трансформатора расчётная схема замещения примет вид, показанный на рисунке 10.

Компенсирующие устройства подключаются к шинам вторичного напряжения понизительных подстанций.

Поскольку расчётные схемы всех подстанций одинаковы, можно вести расчёт только для одного трансформатора подстанции и одной цепи линии.

Величины активных сопротивлений трансформаторов приняты согласно [3, С 152, таблица П.6]:

Активный сопротивления линий:



Рисунок 7 Расчётная схема замещения для задачи компенсации реактивной мощности

Реактивные нагрузки подстанций:

Приведём расчётную схему радиально-магистральной сети к радиальной схеме (рисунок 8). Для этого рассчитаем сопротивления её лучей:

Рисунок 8 Расчётная эквивалентная схема сети

Критерием эквивалентности преобразований служит равенство потерь активной мощности в исходной и преобразованной схемах:



.

Т.о., получим:

Составим для схемы на рисунке 11 систему уравнений с тремя неизвестными . Примем . Система уравнений имеет следующий вид:

Сложим уравнения (2) и (3):

Подставим полученное выражение в уравнение (1):

Подставим полученное выражение в уравнение (2):

Тогда

Для определения решим систему уравнений:

Из (2):

Из (1):

Для определения решим систему уравнений:



Из (2):

Из (1):

Используя [3, С.155, таблица П.10], выбираем компенсирующие устройства для каждой из подстанций, пропорционально количеству секций напряжением 10 кВ:

- пункт 1 - конденсаторная установка 16хУКЛ-10-450 У3, суммарной мощностью 7,2 МВАр.

- пункт 2 - конденсаторная установка 28хУКЛ-10-1350 У3, суммарной мощностью 37,8 МВАр.

- пункт 3 - конденсаторная установка 12хУКЛ-10-450 У3, суммарной мощностью 5,4 МВАр.

- пункт 4 - конденсаторная установка 20хУКЛ-10-1350 У3, суммарной мощностью 27 МВАр.

- пункт 5 - конденсаторная установка 16хУКЛ-10-450 У3, суммарной мощностью 7,2 МВАр.

Произведём расчёт радиально-магистральной сети с учётом компенсирующих устройств.

6.2 Выбор трансформаторов для подстанций

С учётом компенсирующих устройств мощности нагрузок на стороне 10 кВ подстанции составляют:

Аналогично пункту 2.1 выберем трансформаторы для всех пунктов. Результаты сведём в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Номинальные параметры трансформаторов 220 кВ

Пункт	Марка трансформатора	Sрасч, МВА	кз	, кВ	, кВ	, %	, МВт	, МВт	, %	, Ом	, Ом
1	2хТРДН - 40000/220	40,37	0,7	230	10,5	11,5	170	50	0,6	5,6	158,7
2	2хТРДН - 63000/220	52,40	0,58	230	10,5	11,5	265	70	0,5	3,9	100,7
3	2хТРДН - 32000/220	15,85	0,35	230	10,5	11,5	150	45	0,65	0,77	190,1
4	2хТРДН - 63000/220	48,18	0,54	230	10,5	11,5	265	70	0,5	3,9	100,7
5	2хТРДН - 32000/220	25,46	0,56	230	10,5	11,5	150	45	0,65	0,77	190,1

6.3 Определение потерь мощности в выбранных трансформаторах

Аналогично пункту 2.2 определим потери мощности в трансформаторах подстанций. Полученные результаты сведём в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Потери мощности в трансформаторах подстанций

Подстанция	220 кВ
	, МВт	, МВАр
1	0,270	5,071
2	0,320	5,541
3	0,126	1,3
4	0,282	4,783
5	0,181	2,670

6.4 Определение приведённых нагрузок подстанций

Аналогично пункту 3.1 определим приведённые нагрузки подстанций. Полученные результаты сведём в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Приведённые нагрузки подстанций

Подстанция	220 кВ
1
2
3
4
5

6.5 Выбор сечения проводов

Согласно структурной схеме сети (рис. 1), приближённый расчёт потокораспределения в сети имеет следующие результаты.

Аналогично пункту 3.2.1 произведём выбор сечения проводов. Результаты сведём в таблицу 6.4.

Итак, на всех участках выбираем двухцепную линию с проводами марки АС-240/32 с допустимым длительным током 605 А.

Таблица 6.4 - Технико - экономические показатели проводов (U=220 кВ)

Участок	Марка
1-3	2хАС-240/32	605	0,120	0,405	2,81
А-1
2-5
А-2
А-4

6.6 Уточнённый расчёт потокораспределения

Аналогично пункту 3.2.2 произведём уточнённый расчёт потокораспределения. Результаты сведём в таблицу 6.5.

Таблица 6.5 - Потоки мощности в ЛЭП 220 кВ

Участок
1-3	11,937	66,126+j49,344	0,4+j1,451	66,526+j50,795	66,526+j44,827
А-1	8,441	109,796+j82,347	0,783+j2,839	110,579+j85,186	110,579+j80,966
2-5	8,441	30,181+j17,706	0,05+j0,18	30,231+j17,886	30,231+j13,666
А-2	8,441	90,551+j57,187	0,487+j1,764	91,038+j58,951	91,038+j54,731
А-4	13,611	60,282+j28,809	0,311+j1,127	60,593+j29,936	60,693+j23,191

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

6.7 Определение числа и мощности генераторов и повысительных трансформаторов на электростанции

Расчёт ведём аналогично пункту 4.1.

Принимаем к установке на электростанции, аналогично пункту 4.1., 4 турбогенератора ТВФ-100-2.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ - 125000/220. Технико - экономические характеристики трансформаторов приведены в таблице 4.2.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:



Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

Т.о., в режиме наибольших нагрузок имеется резерв реактивной мощности.

6.8 Определение регулировочных ответвлений устройств РПН трансформаторов понизительных подстанций

В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах источника питания U_A = 231 кВ, а желаемое напряжение на стороне низшего напряжения подстанций U_Ж = 10,5 кВ. Расчётная схема замещения сети представлена на рисунке 9.

Для трансформаторов подстанции в пункте 1.

- потери напряжения в линии определятся по формуле:

(6.4)

где P_A1, Q_A1 - активная и реактивная мощности, вытекающие с шин электростанции; R_A1, x_A1 - активное и реактивное сопротивления линии.

Напряжение в точке 1:

- потери напряжения в трансформаторах определятся по формуле:

(6.5)

где P'_Т1, Q'_Т1 - активная и реактивная мощности приведённых нагрузок подстанций; R_Т1, x_Т1 - активное и реактивное сопротивление трансформатора.

- потери напряжения в трансформаторах, приведённые к стороне низкого напряжения:

Расчётное значение ответвления обмотки высшего напряжения ТР определяется по выражению:

(6.6)

где U_ХХ - напряжение холостого хода вторичной обмотки трансформатора; dU_Т - потери напряжения в трансформаторе, приведённые к стороне низкого напряжения; U' - действительное напряжение, подведённое из сети к зажимам обмотки ВН трансформатора; U_Ж - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанции.

По расчётному напряжению ответвления принимается ближайшее стандартное напряжение ответвления устройства РПН трансформатора U_ОТВ.СТ. Согласно [П.6] принимаем ближайшее стандартное ответвление с номером « -2 » напряжением 223 кВ. Тогда U₁ определится по формуле:

Аналогичные расчёты проведём для трансформаторов в пунктах 2, 3, 4, 5. Результаты сведём в таблицу 6.6.



Рисунок 9 Расчётная схема замещения сети

Таблица 6.6 - Ответвления регулировочной обмотки трансформаторов подстанций

Подстанция	1	2	3	4	5
dU'ЛЭП, кВ	3,520	2,522	2,822	0,695	2,660
dU'п/ст, кВ	227,48	228,478	224,658	227,783	228,340
dU'Т, кВ	15,092	11,036	6,066	9,201	8,368
dUТ, кВ	0,722	0,528	0,29	0,440	0,400
dUОТВ.Т, кВ	222,670	227,869	229,151	229,051	230,515
Ответвление	-2	-1	0	0	0
dUОТВ.стд, кВ	223	227	230	230	230
dU'факт, кВ	10,48	10,37	10,46	10,47	10,52

6.9 Выбор коммутационных аппаратов электрической сети

1) Выберем коммутационное оборудование, установленное в блоках генератор-трансформатор. Рассчитаем длительно-максимальный ток по формуле:



Т.о., на электростанции согласно [3, С. 158, таблица П.14] принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВГТ-220-40/2500 У1, разъединители типа РГП-220-1000 УХЛ1.

2) Выберем коммутационное оборудование в пункте 1, установленное со стороны высокого и низкого напряжений (секционный выключатель), длительно-максимальный ток которого определяется по формуле:

В ячейке питающей линии:

Примем ток секционного выключателя равным току питающей линии. Ток в цепи трансформатора на низкой стороне определится:

Ток в цепи секционного выключателя на низкой стороне определится:

Т.о., на высокой стороне подстанции согласно [П.14] принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВГТ-220-40/2500 У1, разъединители типа РГП-220-1000 УХЛ1; на низкой стороне трансформатора и в цепи секционного выключателя принимаем к установке ВРС-10-31,5/1600 У2 и ВРС-10-31,5/1000 У» соответственно.

Ток для выключателей, установленных в цепи БСК, определяется по формуле:

В цепи компенсирующего устройства согласно [П.14] принимаем к установке вакуумные выключатели типа ВРС-10-31,5/630 У2.

Выбор коммутационного оборудования остальных пунктов проводится аналогично. Результаты приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7 - Коммутационное оборудование подстанций электрической сети

Пункт	1	2	3	4	5
Uном, кВ	220	220	220	220	220
IТ.ВН, А	140,572	333,859	112,458	221,401	112,458
Iпит, А	341,942	333,859	270,998	221,401	112,458
Выключатель на высокой стороне пунктов	ВГТ-220-40/2500 У1	ВГТ-220-40/2500 У1	ВГТ-220-40/2500 У1	ВГТ-220-40/2500 У1	ВГТ-220-40/2500 У1
Разъединитель	РГП-220-1000 УХЛ1	РГП-220-1000 УХЛ1	РГП-220-1000 УХЛ1	РГП-220-1000 УХЛ1	РГП-220-1000 УХЛ1
Iсекц	769,8	1212,436	615,840	1212,436	615,840
IТ.НН	1539,601	2424,871	1231,681	2424,871	1231,681
Выключатель секционный	ВРС-10-31,5/1000 У2	ВРС-10-31,5/1600 У2	ВРС-10-31,5/1000 У2	ВРС-10-31,5/1600 У2	ВРС-10-31,5/1000 У2
Выключатель в цепи трансформатора	ВРС-10-31,5/1600 У2	ВРС-10-31,5/2500 У2	ВРС-10-31,5/1600 У2	ВРС-10-31,5/2500 У2	ВРС-10-31,5/1600 У2
IБСК, А	24,744	74,231	24,744	74,231	24,744
Выключатель в цепи БСК	ВРС-10-31,5/630 У2	ВРС-10-31,5/630 У2	ВРС-10-31,5/630 У2	ВРС-10-31,5/630 У2	ВРС-10-31,5/630 У2

6.10 Технико-экономические показатели принятого варианта сети

Определим технико-экономические показатели по укрупнённым показателям.

1) Капитальные вложения в электрическую сеть

- капитальные вложения в линию определяются:

- капитальные вложения в трансформаторы подстанций:

- капитальные вложения в ячейки РУ ВН и РУ НН подстанции:

- капитальные вложения в компенсирующие устройства:

- капитальные вложения в трансформаторы электростанции:

- капитальные вложения в ячейки РУ ВН электростанции:

Итак, капитальные вложения в подстанции составляют:

- капитальные вложения в электростанцию составляют:

Т.о., капитальные вложения в электрическую сеть, согласно формуле 5.1, составляют:

2) Эксплуатационные расходы (издержки):

Эксплуатационные расходы для линий электропередачи определяются по формуле:

Эксплуатационные расходы для подстанций определяются по формуле:

Рисунок 10 Радиально-магистральная сеть напряжением 220 кВ

Время наибольших потерь:

Суммарные потери мощности в линиях, кВт:



Потери электроэнергии в линиях сети:

Потери электрической энергии в трансформаторах:

Суммарные потери электроэнергии в сети равны:

3) Стоимость потерь электроэнергии в сети определится по формуле:

4) Определим издержки на эксплуатацию сети по формуле 5.1:

5) Приведённые затраты:

6) Потери активной мощности в сети определяются по формуле:

Потери напряжения в линиях электропередачи:

Наибольшая потеря напряжения на участке А-1-3 определяется:

7) Рассчитаем расход металла по формуле:

Масса алюминия:

Масса стали:

Себестоимость передачи электроэнергии определится по формуле:

(6.7)

где Р_нб - суммарная активная мощность нагрузки сети с учётом транзита, кВт.

Удельная расчётная стоимость передачи электроэнергии определится:

Сравним полученные значения с характерными апробированными для аналогичных условий:

Вывод: электрическая сеть, для которой составлено техническое задание на проектирование, отвечает современным техническим и экономическим требованиям на передачу электроэнергии потребителям.

7. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ

Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии на переменном трёхфазном токе от источников питания к потребителям.

Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях определяется величиной и характером электрических нагрузок (требуемой надежностью электроснабжения и характером потребления электроэнергии), территориальным размещением нагрузок, их перспективным изменением и при необходимости обосновывается техникоэкономическими расчетами.

Как правило, в системах электроснабжения применяются одно и двухтрансформаторные подстанции. Применение трехтрансформаторных подстанций вызывает дополнительные капитальные затраты и повышает годовые эксплуатационные расходы. Трехтрансформаторные подстанции используются редко, как вынужденное решение при реконструкции, расширении подстанции, при системе раздельного питания силовой и осветительной нагрузок, при питании резкопеременных нагрузок.

Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться в следующих случаях:

1) Для питания неответственных потребителей, которые допускают перерыв в электроснабжении на время, достаточное для замены повреждённого трансформатора или его ремонта (не более одних суток). Такое решение требует экономической оценки ожидаемого народно-хозяйственного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

2) На начальном этапе сооружения двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки и наличии резервирования по сетям вторичного напряжения.

3) Сооружение однотрансформаторной подстанции для потребителей второй категории допускается при наличии централизованного передвижного трансформаторного резерва или при наличии другого резервного источника питания от сети низкого или среднего напряжения, включаемого вручную или автоматически. Централизованный трансформаторный резерв широко используется в сетях промышленных предприятий, и в этом случае в цехах сооружаются однотрансформаторные подстанции. Но предусматривается один резервный трансформатор, который при необходимости может быть установлен на любой цеховой подстанции.

На крупных подстанциях (ГПП) применяются в основном два трансформатора (два независимых источника питания), так как через такие подстанции должны обеспечиваться электроэнергией электроприемники I, II и III категорий надежности электроснабжения. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор, с учетом допустимой перегрузки, принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемники III категории).

Двухтрансформаторные подстанции целесообразно применять также независимо от категории питаемых потребителей при неравномерном графике нагрузки, когда выгодно уменьшать число включенных трансформаторов при длительных снижениях нагрузки в течение суток или года.

Если питание получают преимущественно потребители первой категории надёжности, то на стороне низшего напряжения подстанции предусматривается АВР, срабатывающее при аварийном отключении одного из трансформаторов.

При питании потребителей второй категории надёжности в аварийном режиме допускается ручное подключение резерва.

Важное значение при выборе мощности трансформаторов является правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок из расчета теплового износа изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно необоснованно завысить при выборе их номинальную мощность, что экономически нецелесообразно.

Для однотрансформаторных подстанций нагрузочная способность определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме, т.е с загрузкой 100%. При этом S_ном>S_max, к_з=1.

Для двухтрансформаорных подстанций мощность каждого из трансформаторов принимается такой, чтобы коэффициент загрузки в нормальном режиме был к_з = 0,60,7, а в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор смог обеспечить питание потребителей, с учётом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформатора не более чем на 40%. Т.е. коэффициент перегрузки к_п 1,4. При этом S_ном0,7S_max.

Коэффициент перегрузки к_п - это коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, который определяется предельно допустимыми температурами обмоток.

Коэффициенты загрузки силовых трансформаторов целесообразно принимать следующими:

- при преобладании нагрузок I категории надёжности к_з = 0,65-0,7;

- при преобладании нагрузок II категории надёжности к_з = 0,7-0,8;

- при преобладании нагрузок второй категории надёжности и наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории надёжности к_з = 0,9-0,95.

Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75:

а) температура охлаждающей среды должна быть равна 20 °С;

б) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающей среды должно составлять: для систем охлаждения М и Д 44 °С, для систем ДЦ и Ц 36 °С;

в) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки должно быть равно 13 °С;

г) отношение потерь КЗ к потерям XX должно быть равно пятикратному (принимают наибольшее значение для обеспечения запаса по нагреву изоляции);

д) при изменении температуры изоляции на 6°С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85 °С, срок службы изоляции изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается при ее понижении);

е) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура верхних слоев масла не должна превышать 95 °С и наиболее нагретой точки металла обмотки 140 °С.

Эти условия справедливы только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 °С. При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно- измерительным приборам и не допускать превышения нагрузки сверх 150% номинальной.

На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного времени остается ниже номинальной. Значительная часть трансформаторов выбирается с учетом послеаварийного режима и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными. Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды, равной +40 °С. В действительности они работают в обычных условиях при температуре среды до 20... 30 °С. Следовательно, силовой трансформатор в определенное время может быть перегружен с учетом рассмотренных выше обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы (20 - 25 лет).

Практика проектирования и эксплуатации показала необходимость применения однотипных трансформаторов одинаковой мощности, так как разнообразие их создает неудобства в обслуживании и вызывает дополнительные затраты на ремонт.

В настоящее время трансформаторы на подстанции выполняют с переключением ответвлений обмотки под нагрузкой (РПН).

Рисунок 11 Трансформатор с РПН

Основное применение на промышленных предприятиях находят двухобмоточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 -- 20 кВ на ГПП применяют лишь при наличии удаленных потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию. Трансформаторы с расщепленными обмотками 110/10--10 кВ или 110/6--10 кВ применяют на предприятиях с напряжениями 6 и 10 кВ при необходимости снижения тока КЗ и выделения питания ударных нагрузок.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов [Текст].- М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с.: ил.

2. Ерщевич, В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст]. / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985 - 352 с.

3. Дубина, И.А. Проектирование электрических сетей энергетических систем: учеб. пособие [Текст]./ И.А. Дубина, О.В. Буланова, А.В. Хламова. Изд-во Магнитогорск. гос. техн. ун-та им. Г.И. Носова, 2012. 162 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Рисунок А. 1 Радиально-магистральная сеть напряжением 220 кВ

Рисунок А. 2 Кольцевая сеть с ответвлением напряжением 110 кВ

Рисунок А. 3 Кольцевая сеть с ответвлением напряжением 220 кВ

Размещено на Allbest.ru