Учебная работа. Основы расчетов на проектирование подстанций

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

основы расчетов на проектирование подстанций

Министерство образования и науки

Республики Казахстан

инновационный евразийский университет

Кафедра Электроэнергетики

Курсовой проект

По дисциплине: электрические станции и подстанции

Выполнил:

студент группы ЗЭЭ-304(с)

Дундуков М.А.

Номер зач. книжки: 102500431

Проверил:

Умурзакова А.Д.

Павлодар 2012

Содержание

Задание на курсовой проект

. Расчетная часть

.1 Выбор структурной схемы подстанции и расчет протекающих мощностей через трансформаторы связи

.2 Выбор трансформаторов связи

.3 Расчет токов короткого замыкания

. Выбор оборудования распределительных устройств

.1 Выбор коммутационных аппаратов распределительных устройств

.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

.3 Выбор сборных шин и токопроводов распределительных устройств

Заключение

список литературы

Задание на курсовой проект

В соответствие с исходными данными для курсового проектирования необходимо наметить ряд возможных технических вариантов принципиальных схем подстанций, отличающихся друг от друга типом, числом и мощностью трансформаторов, связывающих распределительные устройства различных напряжений между собой, а также выбрать основное и вспомогательное оборудование подстанции.

Таблица 1 — исходные данные

Посл. цифра зач. книжкиНапряжение, кВНагрузка, МВтПараметры энергосистемыUвнUснUннPснPннcos φННcos φСНcos φЖSКЗ, МВАКол. линийL, км5811035630250,870,850,931200215

Рис.1 — График нагрузки для зимы (лета) проходящей через обмотку СН трансформаторов

Рис.2 — График нагрузки для зимы (лета) проходящей через обмотку НН трансформаторов

1. Расчетная часть

.1 Выбор структурной схемы подстанции и расчет протекающих мощностей через трансформаторы связи

В соответствии с исходными данными выбираем схему подстанции, которая приведена на рис. 3. На шинах низшего напряжения для повышения коэффициента мощности установлены батареи статических конденсаторов. Так как от шин подстанции получают электроэнергию потребители первой категории, то устанавливаем по два трансформатора. Исходя из заданных напряжений

РУ ВН = 110 кВ РУ СН = 35 кВ РУ НН = 6 кВ

Рис.3 — главная схема подстанции

Для выбора номинальной мощности трансформаторов необходимо построить графики активной, реактивной и полной мощности, передаваемой через обмотки трансформаторов в следующих режимах :

-нормальном зимнем и летнем, в работе находятся все батареи статических конденсаторов ; -аварийном, при отключении одной батареи статических конденсаторов в период наибольших нагрузок, т.е. в зимнее время.

Для построения графиков полной мощности, передаваемой через обмотки трансформаторов необходимо построить предварительно графики реактивной мощности на среднем, низшем и высшем напряжениях с учетом реактивной мощности, вырабатываемой статическими конденсаторами на низшем напряжении. Графики для зимнего, летнего времени и аварийного режима приведены на рис.4, 5 и 6 соответственно.

Полная мощность, передаваемая через обмотку, определяется по формуле:

где Q — реактивная мощность, передаваемая через обмотку трансформатора.

необходимая реактивная мощность для повышения коэффициента мощности Qку определяется по формуле:

где P — максимальное значение активной мощности нагрузки на низшем напряжении, МВт; — заданного коэффициента мощности.

Расчет мощности протекающей через обмотки трансформаторов сведен в табл. 2, 3 и 4. При построении графиков мощности протекающей через обмотки трансформаторов при аварийном отключении одной батареи статических конденсаторов учитываем, что оставшиеся в работе батареи конденсаторов загружены так, чтобы по возможности обеспечивали заданный график выработки реактивной мощности.

Таблица 2 — Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в зимний период

Мощность, передаваемая ч/з обмотки тр-раПродолжительность ступеней графиков нагрузок по времени 0-88-1010-1414-2222-24Pсн , МВт2128283528Qсн, МВар 13.0217.3617.3621.717.36Sсн, МВА 24.732.9532.9541.232.95Pнн, Мвт 16.2516.2521.252520Qнн, МВар 9.269.2612.1114.2511.4Qку, МВар-2.84-2.84-3.72-4.375-3.5Qпотр, МВар 6.426.428.399.8757.9Sнн, МВА 17.4717.4722.8526.8821.5Pвн, МВт 37.2544.2549.256048Qвн, МВар 19.4423.7825.7531.57525.26Sвн, МВА 42.0250.2455.5867.854.24

Таблица 3 — Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в летний период

Мощность, передаваемая ч/з обмотки тр-раПродолжительность ступеней графиков нагрузок по времени 0-1010-1212-2020-24Pсн , МВт17,524.524.521Qсн, МВар 10.8515.1915.1913.02Sсн, МВА 20.5928.8328.8324.71Pнн, Мвт 15152016.25Qнн, МВар 8.558.5511.49.26Qку, МВар-2.63-2.63-3.5-2.84Qпотр, МВар 5.925.927.96.42Sнн, МВА 16.1316.1321.517.47Pвн, МВт 32.539.544.537.25Qвн, МВар 16.7721.1123.0919.44Sвн, МВА 36.5744.7950.1342.02

Таблица 4 — Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в зимний период(аварийный)

Мощность, передаваемая ч/з обмотки тр-раПродолжительность ступеней графиков нагрузок по времени 0-88-1010-1414-2222-24Pсн , МВт2128283528Qсн, МВар 13.0217.3617.3621.717.36Sсн, МВА 24.732.9532.9541.232.95Pнн, Мвт 16.2516.2521.252520Qнн, МВар 9.269.2612.1114.2511.4Qку, МВар——Qпотр, МВар 9.269.2612.1114.2511.4Sнн, МВА 18.718.724.4628.7823.02Pвн, МВт 37.2544.2549.256048Qвн, МВар 22.2826.6229.4735.9528.76Sвн, МВА 43.451.6457.3969.9555.96

Рис.4 — Зимний график нагрузки

Рис.5 — Летний график нагрузки

Рис.6 — Зимний график нагрузки (аварийный)

.2 Выбор трансформаторов связи

Выбор номинальной мощности трансформаторов связи производим на основании рассчитанных суточных графиков мощности через обмотки трансформаторов. выбираем трансформаторы по мощности наиболее загруженной обмотки в нормальном режиме работы. Выбор номинальной мощности трансформаторов производим по выражению:

т=67.8/1.4=48.43 МВА поэтому выбираем трансформатор ТДТН — 63000/110

Для оценки возможности систематической и аварийной перегрузок трансформаторов преобразуем суточные графики мощности в эквивалентные(в тепловом отношении) двухступенчатые.

МВА

МВА

где Sт.ном — номинальная полная мощность трансформатора, МВА Sэк.max — заданный эквивалентный максимум полной мощности, МВА.

Преобразование многоступенчатого суточного графика мощности в эквивалентный двухступенчатый.

Так как К`2 =1.02> 0,9*КМАХ =0.79, то в расчет принимаем К2 = К`2

По таблице 1.36 [2] определяем коэффициенты систематической и аварийной перегрузок трансформаторов К2.ДОП. Эквивалентная максимальная нагрузка трансформатора не должна превышать допускаемую, т.е. К2 < К2.ДОП.

Таблица 5 — систематическая и аварийная перегрузки трансформаторов

Тип трансформатораСистематические перегрузкиАварийные перегрузкиК2К2.ДОПК2К2.ДОПТДТН — 63000/1101,02 1,30.81,6

Так как К2 < К2.ДОП, значит трансформатор выбран верно.

.3 Расчет токов короткого замыкания

После завершения преобразования схемы замещения производится расчет токов 3-х фазного КЗ в указанной точке. Для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников, на электродинамическую и термическую стойкость в режиме КЗ, а также для проверки отключающей способности выключателей. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течении заданного расчетного времени нагрев токами КЗ, т.е. термически стойкие.

Составим схему замещения (рис. 7) и определим сопротивления элементов схемы в относительных базисных единицах.

Рис.7 — Схема замещения

Принимаем за базисные единицы средние напряжения ступеней с токами КЗ

б1 = 115 кВ,б2 = 37,5 кВ,б3 =6,3 кВ

и базисную мощность

б = 1000 МВА

Сверхпереходные ЭДС источников принимаем по табл. 3.4 [1]

Сопротивление энергосистемы

,

где Sкз — мощность короткого замыкания

Так как у нас далее по схеме замещения сопротивления расположены параллельно, то к расчетной формуле каждого сопротивления добавляется коэффициент .

Сопротивление воздушной линии:

Сопротивление трансформатора

где UК — напряжение КЗ трансформатора %;НОМ.Т — номинальная мощность трансформатора, МВА.

Сопротивление синхронных компенсаторов

Преобразуем схему замещения для упрощения расчетов сопротивлений и токов точек КЗ (рис.8)

Рис.8 — упрощенная схема замещения

Базисный ток определяем по формуле

где Sб — базисная мощность, кВА;б — базисное напряжение ступени, кВ.

кА

кА

кА

Сопротивление до точки К-1 от системы

Сопротивление до точки К-1 от КУ

Определим ветвям для точки К-1:

От системы

кА

От КУ

кА

Суммарное кА

Сопротивление до точки К-2 от системы

Сопротивление до точки К-2 от КУ

Определим ветвям для точки К-2:

От системы

кА

От КУ

кА

Суммарное

кА

Сопротивление до точки К-3 от системы

Сопротивление до точки К-3 от КУ

Определим ветвям для точки К-3:

От системы

кА

От КУ

кА

Суммарное

кА

Находим ударный ток в точках К-1, К-2 и К-3. Определяем ударный коэффициент по таблице 3.8 [1]:.

Для системы связанной с точкой К-1 напряжением 110кВ

Та=0,03с для системы

Та=0,142с для синхронного компенсатора

Для системы связанной с точкой К-2 напряжением 35 кВ

Та=0,06с для системы

Та=0,142с для синхронного компенсатора

Для системы связанной с точкой К-3 напряжением 6 кВ

Та=0,07с для системы

Та=0,142с для синхронного компенсатора

Определим

кА

кА

кА

Определим

кА

кА

кА

Определим

кА

кА

кА

Для ограничения тока К-З на сборных шинах 6 кВ установим сдвоеные реакторы в цепи НН трансформатора (рис.9).

Рис. 9 Сдвоенные реакторы в цепи трансформатора

Определим максимальный ток нормального режима в ветви реактора.

А

Определим результирующее сопротивление цепи К-З при отсутствии реакторов

Ом

выбираем реактор РБСНГ-10-2х2500У3

ТипИндуктивное сопротивление ветви, ОмКоэффициент связиПотери на фазу кВтЭлектродинамич. стойкость, кАРБСНГ 10 — 2 х 2500-0.140,0860,6029,379

Результирующее сопротивление цепи К-З с учетом реакторов

Ом

Фактическое

кА

Проверим реактор на электродинамическую стойкость:

кА

где ку= 1,956 (по табл. 3,8 [1])

дин=79кА>78.006 кА

Проверка на термическую стойкость

Потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работы с учетом уменьшения сопротивления в нормальном режиме

Выбранный реактор удовлетворяет предъявленным требованиям. Принимаем реактор типа РБСНГ-10-2х2500У3.

Определение значения токов КЗ для момента времени τ

В точке К-1

τ= tотк=0.15 c

изменяется во времени: Inτ=IПОС=соnst.

Определим По кривым (рис.3.26 [1]) определим отношение I*гО=IПО/ IгО- ток генераторов в начальный момент времени до КЗ.

кА

кА

Суммарное времени τ=tотк=0.15 c

кА

Определим значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-1 для момента времени τ=tотк=0.15 c

От системы

кА

От СК

кА

Суммарное

кА

В точке К-2

τ=tотк=0.09 c

кА

Суммарное времени τ=tотк=0,09 c

кА

Определим значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-2 для момента времени τ=tотк=0.09 c

От системы

кА

От СК

кА

Суммарное

кА

В точке К-3

τ=tотк=0.9 c,

кА

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу 8

Таблица 8 — значения токов короткого замыкания

Точка КЗIпо , кАIy , кАInτ, кАIаτ, кАК13.8110.5454.430,018К210.78727.60311.5272,74К362.03164.42362.030,752

2. Выбор оборудования распределительных устройств

.1 Выбор коммутационных аппаратов распределительных устройств

Коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, отделители, короткозамыкатели) выбираем по условиям короткого замыкания. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицы 9 (на 6 кВ), 10 (на 35 кВ) и 11(на 110 кВ).

Таблица 9 — Расчетные и каталожные данные для низкой стороны.

Расчетные данныеКаталожные данные Выключатель МГГ-10-3200-45У3Заземлитель ЗР-10У3Uуст=6 кВUном=10 кВUном=10 кВIпо=62.03 кАIном=3200 А-Iуд=64.423 кАIотк.ном=45 кА-Inτ=62.03 кАIa.ном=Ö2 bнIотк .ном=32,46 кА-Iаτ=0,752 кАIдин=120кА-Bк=I2ПО*t=19,8 кА2*сI2тер tтер=40500 кА2*сI2тер tтер=8100 кА2*с

Таблица 10 — Расчетные и каталожные данные для средней стороны.

Расчетные данныеКаталожные данныеВыключатель С-35-2000-50У1Разъединитель РНД-35/1000У1Заземлитель ЗОН-35М-IУ3Uуст=35 кВUном=35 кВUном=35 кВUном=35 кВIпо=10.787 кАIном=630 АIном=1000 АIном=400 АIу= 27.603 кАIотк.ном=20 кА—Inτ=11.527 кАIaном=Ö2bнIотк.ном= 1692 А—Iаτ=2,74 кАIдин=52 кАIдин=80 кАIдин= 16 кАBк=8,11 кА2*сI2тер tтер=1200 кА2*сI2терtтер=39,69 кА2*сI2терtтер=119,07 кА2*с

Таблица 11 — Расчетные и каталожные данные для высокой стороны.

Расчетные данныеКаталожные данныеВыключатель ВМТ — 110Б — 20/1000Разъединитель РНД-2-110/1000Uуст=110 кВUном=110 кВUном=220 кВIпо=3.81 кАIном=1000 АIном=1000 АIу= 10.545 кАIотк.ном=25 кА-Inτ=4.43 кАIa.ном=Ö2 bнIотк .ном=4,935 кА-Iаτ=0,018 кАIдин=64 кАIдин=100 кАBк= 5,26 кА2*сI2тер tтер=1875 кА2*сI2тер tтер=4800 кА2*с

.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 4.11 [4].

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (таблица 12).

Таблица 12 — перечень необходимых измерительных приборов

ПриборТипНагрузка на фазы, ВАABCВаттметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3040,5-0,5Счетчик активной энергииСА3-И6802,5-2,5Счетчик реактивной энергииИ-6733-3Амперметр регистрирующийН-344-10-Итого6,5106,5

Из таблицы 12 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фазы В. Общее сопротивление приборов

где SПРИБ — мощность, потребляемая приборами, ВА;2 — вторичный номинальный ток прибора, А.

Допустимое сопротивление проводов

RПР = Z2НОМ — RПРИБ — RK, ОмПР = 1,6 — 0,4 — 0,1 = 1.1 Ом

Применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 50 м. Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lРАСЧ = l, тогда сечение проводов

где r — удельное сопротивление материала провода.

Принимаем контрольный кабель КВВГ с жилами сечением 1.5 мм2.

Трансформатор тока выбираем по напряжению установки,по току, номинальный ток должен быть ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности, по конструкции и классу точности, по электродинамической стойкости, по термической стойкости, по вторичной нагрузке. Выбор трансформаторов тока на 6 кВ и 35 кВ производится аналогично. В цепи 6 кВ установлен трансформатор напряжения типа НТМИ-6-66У3. Проверим его по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в табл. 13. Вторичная нагрузка:

Выбранный трансформатор НТМИ-6-66У3 имеет номинальную мощность 120 ВА в классе точности 0,5. необходимо присоединение счетчиков. Таким образом

S2S = 30.5 ВА< SНОМ = 120 ВА.

Выбор трансформаторов напряжения на 6 кВ и 35 кВ производится аналогично (см. табл.14). В цепи 110 кВ устанавливаем трансформатор напряжения типа НКФ-110-58

Таблица 13 — характеристики измерительных приборов

ПриборТипS одной обмоткиЧисло обмотокcos φsin φЧисло приборовОбщая потр-ая мощностьP, МВтQ , МварВольтметрЭ335211012-ВаттметрД304321016-ВарметрД3351,521013-Счетчик акт. мощностиИ-680220,380,925149,7Счетчик реак. мощностиИ-673320,380,9251614,5Итого2124,2

Таблица 14 — Трансформаторы напряжения

Таблица 15 — Трансформаторы тока

ТВЛМ-6 — 400 — У3Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 6 кВUНОМ = 6 кВIMAX = 0,25 кАIНОМ = 400 АBK = 1281 кА2 *с(КТ*IНОМ)2*tтерм = 58800 кА2 *сR2 = 0,598 Омr2.НОМ = 0,8 ОмТФЗМ 35 — 2000 — У1Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 35 кВUНОМ = 35 кВIMAX = 1740 АIНОМ = 2000 АBK = 3,49 кА2 *с(КТ*IНОМ)2*tтерм = 744,2 кА2 *сR2 = 0,27 Омr2.НОМ = 1,6 ОмТФЗМ 220 — 300 — У1 Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 220 кВUНОМ = 220 кВIMAX = 180 АIНОМ = 300 АBK = 15,4 кА2 *с(КТ*IНОМ)2*tтерм = 276,5 кА2 *сR2 = 1,8 Омr2.НОМ = 2 Ом

.3 Выбор сборных шин и токопроводов распределительных устройств

Выбор токоведущих частей РУ 110кВ

Согласно §13-28 ПУЭ сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

наибольший ток сборных шин

, кА

кА

кА

кА

где Uном — номинальное напряжение ступени, кВном.т — номинальная мощность трансформатора, МВА

Согласно ПУЭ наименьшее допустимое сечение провода по условию короны должно быть равно 240 мм2. По [1] табл. П3.3 выбираем провод АС-240/39: Iдоп=610 А; q=240 мм2; d=21,6 мм.

Принимаем, что фазы расположены горизонтально, с расстоянием между ними — 300 см

Проверка на схлестывание не производится, так как по [4]I(3)ПО<20 кА

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверим по условию короны.

начальная напряженность:

, кВ / см

где m=0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводов;0 — радиус провода

Напряженность вокруг провода:

, кВ / см

где U — линейное напряжение, кВ;ср=1,26D — среднее геометрическое расстояние между проводами, см

ср=1,26*300=387 см

Условие образования короны:

,07Е≤0.9Е0

кВ / см

кВ / см

,07*15,5= 16.5кВ / см ≈ 0,9*31,86 = 28.67 кВ / см

По условию короны провод проходит принимаем провод АС-240/39.

Ошиновку от выводов трансформатора до сборных шин выполняем проводом марки АС. Выбираем сечение по экономической плотности тока:

, мм2

где Jэ=1.3 А/мм2 (по табл.7.2 [1])

мм2

По условию короны провод должен быть сечением, не менее 240 мм2. выполняем ошиновку проводом АС-240/39. Расстояние между фазами принимаем 300 см.

Проверим провод по допустимому току:

доп=610 А > IМАХ=215 А

Проверку на термическую стойкость не производим, так как пучек гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения.

Проверку на электродинамическое действие тока КЗ не производим, так как I(3)ПО<20 кА.

Выбор токоведущих частей РУ 35 кВ.

Определим Imax и Iнорм

кА

кА

выбираем провод АС — 700/86: Iдоп=1180 А; q=700 мм2; d=36,2 мм.

Проверим провод по условию короны

кВ / см

кВ / см

По условию короны провод проходит. Принимаем провод АС — 700/86.

Для ошиновки выбираем сечение по экономической плотности тока:

мм2

Проверим провод по допустимому току:

доп=1180 А > IМАХ=1150 А

Проверку на корону не производим, так как выше было показано, что данный провод не коронирует.

Выбор токоведущих частей РУ 6 кВ

В закрытых РУ 6 — 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосые шины. Выше 3000 А — шины коробчатого сечения. Согласно ПУЭ (§1. 3. 28) проверка сборных шин и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются. Выбор производим по допустимому току.

, А

, А

А

А

По табл. П3.5 [1] выбираем шины алюминиевые прямоугольного сечения 60х6 мм, одна полоса, общим сечением 2х360 мм2; Iдоп=1125 А

С учетом поправочного коэффициента на температуру:

где доп=70 оС для неизолированных проводов и окрашенных шин;

0.ном=25 оС;

0=+30 оС

0 — действительная температура окружающей среды

доп=1125 *0,943=1061 А

Проверку шин на термическую стойкость не производим, так как I(3)ПО<20 кА

Шины прямоугольного сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производим без учета колебательного процесса в механической конструкции.

Принимаем, что шины соеденены жестко по всей длине сварным швом. Шины расположены вертикально: Wф=Wу0-у0=167 см2.

Сила взаимодействия между фазами:

где l — длина пролета между изоляторами (принимаем l=2 м); α=0,5 м.

МПа

МПа < МПа,

следовательно шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Опорные изоляторы выбираются по условию:

уст ≤Uном ;Fрасч ≤ Fдоп

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

доп=0,6 Fразр,

где Fразр — разрушающая нагрузка на изгиб.

Определим разрушающую силу, действующую на изолятор:

, Н

где — поправочный коэффициент на высоту коробчатых шин.

выбираем опорный изолятор ИО — 6 — 3,75У3: Fразр= 7500 Н; Uном= 10 кВ; =120 мм.

= 1,68; Fи= 1606 Н; =2698 Н.

расч ≤ Fдоп=4500 Н. Принимаем изолятор ИО — 6 — 3,75У3.

выбираем проходной изолятор ИП — 10/3150 — 4250У2: Uном= 10 кВ; Iном=3150 А >IМАХ= IНОМ.В= 2473 А; Fразр=42500 Н.

=0,5 Fи= 8031606 Н < 0,6*42500 Н. выбранный изолятор проходит по условию механической прочности. Принимаем изолятор ИП — 10/3150 — 4250У2.

Заключение

При небольшом количестве присоединений на стороне 110 кВ применяем упрощенные схемы, в которых отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж.

На стороне СН подстанции, на первом ее этапе развития, применяем схему мостика с выключателями, с возможностью перехода впоследствии к схемам со сборными шинами.

На стороне 6 кВ выбираем схему с одной системой сборных шин с секционным выключателем.

Схема с одной системой сборных шин позволяет использовать открытые распределительные устройства (ОРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применить механизацию и уменьшить время сооружения электроустановок. Кроме того авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половину потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

достоинствами схемы является простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

Список литературы

подстанция трансформатор оборудование строительный

  • электрическая часть станций и подстанций. А.А. Васильев, И.П. Крючков и др./ Под ред. А.А. Васильева. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.
  • Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
  • Неклепаев Б.Н. электрическая часть станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 640 с.
  • Рожкова Л.Д., Козулин В.Г. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.
  • Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. / А.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. — М.: Издательский центр » Академия», 2004. — 448 с.
  • Электротехнический справочник. В 4 т. Т 2.Электротехнические изделия и устройства. / Под общей ред. профессоров МЭИ. В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов). — 9-е изд., стер. — М.: Издательство МЭИ; 2003. — 518 с.
  • Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ — 6 и ПУЭ — 7, с изм. и доп., по состоянию на 15 августа 2005 г. — Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005. — 854 с., ил.
  • Справочник по электротехнике электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов. — 2-е изд., доп. — М.: Высш. Шк., 2000. — 255 с., ил.
  • Учебная работа. Основы расчетов на проектирование подстанций