Полная мощность у выводов ВН вычисляется по формуле

Стр 1 из 5Следующая ⇒

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ. ............................................................................................ 2

ВВЕДЕНИЕ. ................................................................................................... 5

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ. 6

1.1 Перевод суточных графиков потребления мощности......................... 6

1.2 Предварительный выбор мощности трансформатора

(автотрансфрматора)................................................................................ 11

1.3 Выбор вариантов структурной схемы подстанции........................... 11

2. ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ). ................................................................ 13

2.1 Расчет автотрансформаторов для первого варианта структурной схемы.................................................................................................................... 13

2.2Расчет трансформаторов для второго варианта структурной схемы 14

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВАРИАНТОВ. ............. 17

3.1 Капиталовложения на сооружение подстанций................................ 17

3.2 Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций................. 19

3.3Определение потерь электроэнергии в трансформаторах (автотрансформаторах)................................................................................................................... 20

3.4Технико-экономический расчет.......................................................... 22

4. ВЫБОР ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ. ......................................................... 25

4.1 Выбор отходящих линий на стороне высшего напряжения............. 25

4.2 Выбор отходящих линий на стороне среднего напряжения............. 26

5. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ. .............................................................................. 28

5.1 Определение параметров схемы замещения...................................... 28

5.2 Расчёт тока КЗ на шинах высшего напряжения................................ 30

5.3 Расчёт тока КЗ на шинах среднего напряжения............................... 32

5.4 Расчёт тока КЗ на шинах низшего напряжения................................. 34

6. РАСЧЕТ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ НАГРУЗКИ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ, ВЫБОР ЛИНЕЙНЫХ РЕАКОРОВ. ................................................................ 36

6.1Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ.... 36

6.2 Выбор линейных реакторов............................................................... 38

7. ВЫБОР СХЕМЫ И ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД. ..... 42

8. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ. ........... 43

8.1 Выбор распределительного устройства на стороне высшего напряжения 43

8.2 Выбор распределительного устройства на стороне среднего напряжения 44

8.1 Выбор распределительного устройства на стороне низшего напряжения 44

9. ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ И АППАРАТОВ. ....................................... 46

9.1 Выбор выключателей.......................................................................... 46

9.1.1 Выбор выключателей на стороне высшего напряжения............ 48

9.1.2 Выбор выключателей на стороне среднего напряжения.......... 49

9.1.3 Выбор выключателей на стороне низшего напряжения........... 50

9.1.4 Выбор выключателей на линиях, отходящих от шин низшего напряжения 51

9.2 Выбор разъединителей....................................................................... 52

9.2.1 Выбор разъединителей на стороне высшего напряжения......... 53

9.2.2 Выбор разъединителей на стороне среднего напряжения......... 54

9.2.3 Выбор разъединителей на стороне низшего напряжения.......... 54

9.3 Выбор шин.......................................................................................... 55

9.3.1 Выбор шин на стороне высшего напряжения............................ 56

9.3.2 Выбор шин на стороне среднего напряжения............................ 58

9.3.3 Выбор шин на стороне низшего напряжения............................. 59

9.4 Выбор трансформаторов тока........................................................... 60

9.4.1 Выбор трансформатора тока на стороне высшего напряжения 60

9.4.2 Выбор трансформатора тока на стороне среднего напряжения 61

9.4.3 Выбор трансформатора тока на стороне низшего напряжения 61

9.5 Выбор трансформаторов напряжения............................................... 62

9.5.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне высшего напряжения 62

9.5.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне среднего напряжения 63

9.5.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне низшего напряжения 64

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. .......................................................................................... 66

ЛИТЕРАТУРА. ............................................................................................ 67

ВВЕДЕНИЕ

Вследствии роста потребления электрической энергии возникает необходимость создания электрических станций, распределительных подстанций, отвечающих новым, современным требованиям. К тому же многие действующие на данный момент подстанции уже устаревают. Достижения в современной энергетике позволяют строить подстанции отвечающие высоким требования надежности, эксплуатации, отвечающие новым экологическим стандартам. Строительство этих подстанций также должно быть экономически целесообразным. Поэтому в некоторых случаях, проектируемая подстанция, строится с минимальными экономическими затратами. К такому случаю можно отнести подстанции обслуживающие вторые и третьи категории электроприемников.

В курсовом проекте по графикам суточной нагрузки в летний и зимний период на среднем и низком напряжении нужно выбрать структурную схему электрической подстанции, отвечающей всем техническим и экономическим требованиям и расчищать основное оборудование для надежной и экономичной работы подстанции. В результате чего закрепить и расширить теоретические и практические знания. При выполнении курсового проекта усвоить методику проектирования.

От выбранной схемы зависят надежность работы электроустановки, ее экономичность, оперативная гибкость и удобство эксплуатации, безопасность обслуживания и возможность расширения.

Но способу присоединения к сети все ПС можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые. В нашем случае подстанция узловая. По назначению различают потребительские и системные. Потребительские ПС предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

Проектируемая подстанция должна обеспечить надежность электроснабжения потребителей и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в после аварийном режиме, учитывать перспективу развития. Допускать возможность дальнейшего расширения. Обеспечить возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ, без отключения соседних присоединений.

1 ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

1.1 Перевод суточных графиков потребления мощности

Переведём графики потребление активной мощности из % в график мощности именованных единицах.

а) сеть НН б) сеть СН

Рисунок 1 – Суточные графики потребления активной мощности (в % от ).

, ,

При известной активной максимальной мощности нагрузки ( ) можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, используя соотношения для каждой ступени графика:

, (1.1)

где – активная мощность соответствующей ступени, МВт;

– ордината соответствующей ступени типового графика;

– активная максимальная мощность нагрузки, МВт.

для зимнего графика рисунок 1 а): для зимнего графика рисунок 1 б):

для летнего графика рисунок 1а): для летнего графика рисунок 1б):

Далее переводим графики активной в графики реактивной мощности, согласно формул

(1.2)

(1.3)

где

для зимнего графика рисунок 1 а): для зимнего графика рисунок. 1 б):

для летнего графика рисунок 1 а): для летнего графика рисунок 1 б):

Находим значения полных мощностей в течении суток:

, (1.4)

где – полная мощность соответствующей ступени, ;

– коэффициент мощности.

для зимнего графика Рисунок 1а): для зимнего графика Рисунок 1б):

для летнего графика Рисунок 1а): для летнего графика Рисунок 1б):

На основании расчетов построим графики потребления полной мощности представленный на рисунке 2

а) сеть НН б) сеть СН

Рисунок 2 – Суточные графики потребления полной мощности.

ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФРМАТОРОВ)

2.1 Расчет автотрансформаторов для первого варианта структурной схемы

Для данной структурной схемы рисунок 4, с учетом предварительной мощности МВ× А и МВ× А, выбираем трансформатор типа АТДЦТН-160000/230/121/11 МВ× А, МВ× А (согласно таблице П. 2.10 [1]).

Найдем коэффициент выгодности автотрансформатора:

К_выг=(U_в-U_c)/U_в(2.1)

К_выг =(230-121)/230=0, 47

Определим параметры зимнего эквивалентного графика, необходимые для оценки аварийной перегрузки автотрансформатора.

1) При аварийном отключении одного из двух трансформаторов определим начальную нагрузку эквивалентного графика нагрузки из выражения:

(2.2)

2) Определим предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки из выражения:

(2.3)

Для аварийной перегрузки при системе охлаждения с принудительным дутьём (ДЦ) и значениях , h=0 и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.

1, 5> 0, 91Þ Режим допустим.

Если , то перегрузка допустима.

МВ× А МВ× АÞ Режим допустим.

2.2 Расчет трансформаторов для второго варианта структурной схемы

Для данной структурной схемы рисунок 5, с учетом предварительных мощностей, выбираем 2 типа трансформатора.

Первый трансформатор понижающий (ВН→ НН) ТРДЦН-100000/230/11 Р_хх=94 кВт, Р_кз=360 кВт (согласно таблице 27.8 [3]).

Из условия:

, (2.4)

МВ× А.

Выбираем второй повышающий трансформатор (НН→ СН) ТРДЦН-63000/115/10, 5 Р_хх=70 кВт, Р_кз=245 кВт (согласно таблице 27.8 [3]).

Проверим, подходят ли выбранные нами трансформаторы.

Проверяем трансформатор ТРДЦН-100000/230/11

1) На графике рисунок 3 проводим линию номинальной нагрузки, на уровне 100 МВ× А.

2) Пересечением этой линии с исходным графиком выделяем участок наибольшей перегрузки продолжительностью h.

3) Оставшуюся часть исходного графика разбиваем на интервалов , и определяем значения .

4) Определяем начальную нагрузку эквивалентного графика из выражения:

, (2.5)

5) Участок перегрузки на исходном графике разбиваем на p интервалов и определяем значения .

6) Определяем предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки из выражения:

, (2.6)

7) Определяем максимальное значение нагрузки К_max эквивалентного графика нагрузки из выражения:

, (2.7)

8) Сравним предварительное значение с исходного графика

> , тогда

АТДЦТН-160000-230/121/11, согласно (3.2)

руб.

Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5:

ТРДЦН-100000/230/11 согласно (3.2)

руб,

ТРДЦН-63000/115/10, 5 согласно (3.2)

руб.

Второй крупной составляющей К_ПС является стоимость распределительных устройств.

, (3.3)

где слагаемые правой части отвечают распределительным устройствам высшего, среднего и низшего напряжения.

Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4:

руб.

Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5:

руб.

Таблица 1– Расчетные стоимости трансформаторов (автотрансформаторов) и РУ 10-110-220 кВ.

Наименование Оборудования	Стоимость единицы, руб.	1-вариант	2-вариант
		Кол.	Цена, руб.	Кол.	Цена, руб.
Автотрансформатор:
АТДЦТН-160000-230/121/11				-	-
трансформатор: ТРДЦН-100000/230/11		-	-
ТРДЦН-63000/121/10, 5		-	-
ОРУ 220
ОРУ 110
РУ 10				-	-
РУ 10		-	-
Итого:

Суммарные капиталовложения на сооружение понижающих подстанций

Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4 согласно (3.1)

руб.

Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5 согласно (3.1)

руб.

ВЫБОР ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ

Выбор линейных реакторов

Выбор реакторов для кабельных линий питающих РП1 и РП2

Нагрузка, приходящаяся на каждую ветвь сдвоенного реактора для РП1 и РП2 не превысит значения:

, (6.12)

(При обрыве КЛ1 или КЛ2 и соответственно питания РП2 или РП1 от одной кабельной линии, оставшейся в работе).

Для РП3 это значение будет равно:

, (6.13)

С учетом того, что линии распределены на две ветви реактора предварительно выбираем реактор РБСДГ-10-2Х2500-0, 35 по таблице 23.21 [6].

Определяем требуемое сопротивление цепи:

, (6.14)

Результирующее сопротивление цепи до реактора:

, (6.15)

Сопротивление реактора:

, (6.16)

Выбираем по таблице 23.21 [6] реактор РБСГ-10-2х2500-0, 35, с номинальными параметрами:

сопротивление реактора x_р=0, 35 Ом;

ток динамической стойкости i_дин=60 кА;

ток термической стойкости ;

время термической стойкости t_т=8 с.

Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом реактора:

, (6.17)

Значение периодической составляющей тока КЗ на шинах РП:

, (6.18)

Проверка по электродинамической стойкости.

, (6.19)

где к_у= 1, 956 – ударный коэффициент (ветви защищенные реактором с I_ном = 1000 А и выше по таблице 3.8 [1]);

Реактор соответствует электродинамической стойкости, если выполняется условие

, (6.20)

Проверка на термическую стойкость.

Тепловой импульс:

, (6.21)

где – импульс квадратичного тока при КЗ за реактором, гарантированный заводом изготовителем;

– ток термической стойкости;

– время термической стойкости.

(6.22)

где – расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором;

– полное время отключения тока КЗ.

Реактор соответствует термической стойкости, если выполняется условие

(6.23)

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором:

(6.24)

Значение по условиям работы потребителей должно быть не менее 65-70%.

Потери напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работы:

, (6.25)

где – коэффициент связи.

Для РП1 и РП2:

Для РП3:

Таким образом, принимаем выбранный реактор к установке.

Выбор разъединителей

Условия выбор разъединителей.

По напряжению установки:

U_уст.£ U_ном. (9.14)

По току:

I_норм. £ I_ном., I_max £ I_ном.. (9.15)

По конструкции и роду установки.

По электродинамической стойкости:

i_у < i_{пр., с}, (9.16)

где i_{пр., с}– предельный сквозной ток КЗ, кА.

По термической стойкости

, (9.17)

где B_к– тепловой импульс по расчёту, кА²× с;

I_т– предельный ток термической стойкости, кА;

t_т– длительность протекания предельного тока термической стойкости, с.

Выбор шин

В РУ напряжением 35 кВ и выше с целью снижения потерь на корону следует применять шины круглого сечения. В ОРУ следует применять гибкие шинопроводы (сталеалюминевые провода). Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длинных связей трансформаторов с ОРУ выбираются по экономической плотности тока:

Выбор сечения шин производится по экономической плотности тока:

, (9.18)

где: F– стандартное сечение шины, мм ;

– экономически целесообразное сечение, мм ;

– длительный рабочий ток нормального режима, А;

– экономическая плотность тока, А/мм .

Жесткими шинами называются жесткие неизолированные проводники. В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за их высокой стоимости применяются только в агрессивных средах. Форму и размеры поперечного сечения шин выбирают в соответствии с рабочим током, учитывая явление поверхностного эффекта, а также требования термической и динамической стойкости при КЗ.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения. Выбранные шины должны удовлетворять условию:

, (9.19)

где: – длительно допустимый рабочий ток для шин выбранного сечения.

Для жестких шин с учетом поправки на температуру окружающей среды. Так как расчетная температура окружающей среды принята +25^оС, то при другой температуре окружающей среды следует вычислить длительно допустимый рабочий ток:

(9.20)

где: – допустимая температура шины (для алюминиевых шин =70^оС), ^оС;

– допустимый ток для шин выбранного сечения при расчетной температуре +25^оС (справочная величина), А.

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

Проверка на термическую стойкость жестких шин при токах КЗ:

В практических расчетах для определения минимальной величины допустимого сечения по термической стойкости (S_Т), пользуются формулой

(мм²), (9.21)

где: – тепловой импульс тока КЗ, кА²× с;

с– коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после КЗ и до него, (справочная величина).

Если расчетная величина минимального сечения допустимого по термической стойкости S_T меньше сечения проводника выбранного по допустимому току S, то считается, что шины термически стойкие, т.е. соблюдается условие

. (9.22)

На электродинамическое действие тока КЗ (на схлестывание) не проверяются гибкие шины РУ при

. (9.23)

В жестких шинах принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, по ПУЭ такая конструкция не требует проверки на электродинамическую стойкость.

9.3.1 Выбор шин на стороне высокого напряжения

Сечение сборных шин выбираются по условию прохождения допустимого тока при максимальной нагрузке на шинах, согласно (9.10)

Принимаем провод марки АС 120/19, I_доп=390 А (по таблице П 3, 3 [1]).

Проверка шин на схлестывание (на электродинамическое действие тока КЗ) не производится, так как, согласно (9.23)

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

По условию короны также не проверяются.

Окончательно принимаем выбранный тип шины к установке.

Токоведущие части от выводов 220 кВ автотрансформатора до сборных шин выполняется гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока j_ЭК=1, 0 А/мм²(таблица 4.5[1]), согласно (9.18)

Принимаем провод марки АС 400/51, I_доп=825 А.

Проверка шин на схлестывание не производится, так как, согласно (9.23)

Проверяем провода по допустимому току, согласно (9.19)

По условию короны также не проверяются.

Окончательно принимаем выбранный тип шины к установке.

9.3.2 Выбор шин на стороне среднего напряжения

Сечение сборных шин выбирается по условию прохождения допустимого тока при максимальной нагрузке на шинах, согласно (9.11)

Принимаем провод марки АС 150/24, I_доп=450 А (по таблице П3.3 [1]).

Проверка шин на схлестывание не производится, так как, согласно (9.23)

По условию короны также не проверяются.

Окончательно принимаем выбранный тип шины к установке.

Токоведущие части от выводов 110 кВ автотрансформатора до сборных шин выполняется гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока j_ЭК=1, 0 А/мм²(таблице 4.5 [1]), согласно (9.18)

Принимаем провод марки АС 400/51, I_доп=825 А.

Проверка шин на схлестывание не производится, так как, согласно (9.23)

Проверяем провода по допустимому току, согласно (9.19)

По условию короны также не проверяются.

Окончательно принимаем выбранный тип шины к установке.

9.4 Выбор шин на стороне низшего напряжения

В закрытых РУ 6-10кВ ошиновку и сборные шины выполняют жесткими алюминиевыми шинами. Сечение сборных шин выбирается по условию прохождения допустимого тока при максимальной нагрузке на шинах, согласно (9.12)

С учетом больших токов на сборных шинах применяются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери, а также обладают лучшими условиями охлаждения. Предварительно принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2(55× 6, 5× 10) сечением S = 2× 1370 ; I_доп=4640 А по таблице П3.5 [1].

С учетом поправочного коэффициента на температуру для действительной температуры воздуха ^оС, согласно (9.20)

Выбранные шины должны удовлетворять условию, согласно (9.19)

Проверку сборных шин на термическую стойкость.

Так как тепловой импульс тока КЗ , то минимальное сечение по условию термической стойкости, согласно (9.21)

Что меньше выбранного сечения S = 2× 1370 , следовательно, шины термически стойкие; С принимаем по таблице 3.14 [1]

Окончательно принимаем выбранный тип шины к установке.

Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) для питания измерительных приборов выбирают по номинальным первичному и вторичному токам. В режиме КЗ необходимо проверить ТТ на динамическую и термическую стойкость.

Условия выбора ТТ.

Номинальное напряжение:

U_уст≤ U_ном. (9.24)

Номинальный первичный ток:

I_{раб.мах}≤ I_1ном. (9.25)

Проверка ТТ по динамической стойкости:

или , (9.26)

где – кратность электродинамической стойкости;

– номинальный первичный ток ТТ.

Проверка ТТ по термической стойкости:

или (9.27)

где – кратность термической стойкости.

9.4.1 Выбор трансформатора тока на стороне высшего напряжения

Напряжение установки U_уст_.=220 кВ.

Максимальный рабочий ток, согласно (9.10)

I_{раб.мах}=382 А.

Предварительно по таблице 31.10 [3] принимаем ТТ типа ТФЗМ-220Б-У1 со следующими номинальными параметрами:

номинальный первичный ток I₁ = 300 – 600 А;

номинальный вторичный ток I₂ = 5 А;

ток динамической стойкости i_дин=50 кА;

ток термической стойкости I_т=19, 6 кА;

время термической стойкости t_т=3 с.

Проверка по динамической стойкости, согласно (9.26)

Проверка по термической стойкости, согласно (9.27)

Окончательно принимаем выбранный ТТ к установке.

9.4.2 Выбор трансформатора на стороне среднего напряжения

Напряжение установки U_уст_.=110 кВ.

Максимальный рабочий ток, согласно (9.11)

I_{раб.мах}=390 А.

Предварительно по таблице 31.10 [3] принимаем ТТ типа ТФЗМ-110-У1 со следующими номинальными параметрами:

номинальный первичный ток I₁ = 400 – 800 А;

номинальный вторичный ток I₂ = 5 А;

ток динамической стойкости i_дин = 62 кА;

ток термической стойкости I_т = 14 кА.

время термической стойкости t_т=3 с.

Проверка по динамической стойкости, согласно (9.26)

Проверка по термической стойкости, согласно (9.27)

Окончательно принимаем выбранный ТТ к установке.

ЛИТЕРАТУРА

1 Электрооборудование станции и подстанций: учебное пособие для вузов /Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин - 3-е изд., перераб. и доп., - М: Энергоатомиздат 1987.-648с.

2 Электрическая часть станции и подстанций; Справочные материалы, Учебное пособие для электрических специальностей вузов/ Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б. Н. Под ред. Неклепаева Б. Н., 3-е изд. Перераб. и доп., - М: Энергия, 1978- 456 с.

3 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2т./Под общ. ред. А. А. Федорова. Т.2. Электрооборудование. – М: Энергоатомиздат, 1987.- 592 с.

4 Ресурсы сайта www.diarost.ru. ЗАО «Диарост». Прейскурант цен на трансформаторы.

5 Торговая система http: //www.b2b-energo.ru/market. Прейскурант цен на ячейки ОРУ.

6 Электрическая часть станции и подстанций: Учебное пособие для вузов/ Под ред., А. А. Васильева, 2-е изд., перераб. и доп., - М: Энергоатомиздат 1990г.

7 Ресурсы сайта www.info.garmony.ru ООО «ПФК Гармония» Технические характеристики элегазовых выключателей.

8. Ресурсы сайта www.rzva.ru. ЗАО «Высоковольтный союз». Технические характеристики вакуумных выключателей для цепей НН.

9 Правила устройства электроустановок- 6-е издание переработано и доп.- М: Энергоатомиздат 1998г.

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ. ............................................................................................ 2

ВВЕДЕНИЕ. ................................................................................................... 5

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ. 6

1.1 Перевод суточных графиков потребления мощности......................... 6

1.2 Предварительный выбор мощности трансформатора

(автотрансфрматора)................................................................................ 11

1.3 Выбор вариантов структурной схемы подстанции........................... 11

2. ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ). ................................................................ 13

12 3 4 5 Следующая ⇒