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110KV变电站一次设计
110KV变电站一次设计
2012/04/11
第一章绪言
1.1变电站的发展趋势
由于现代科学技术的发展,电力网容量的增大,电压等级的提高,综合自动化水平的需求,使变电所设计问题变得越来越复杂,除了常规变电所之外,还出现了微机变电所、综合自动化变电所、小型化变电所和无人值班变电所等。
当前随着我国城乡电网建设与改造工作的开展,对变电所设计也提出了更高更新的要求。
变电所设计与占地面积多少和加强网架可靠性直接相关,由于这种原因,变电所的发展经过了一段发展历史。
1.1.1城网变电所的发展
我国常规城网变电所的主要问题是设备陈旧,占地面积大与现代化的城市建设不相适应,为了改变这种面貌,城网变电所已向小型化方向发展,开始采用全封闭组合电器,即GIS成套设备。
全封闭组合电器(GIS)就是由于SF6气体的出现而发展的一种新型高压成套设备。
它包括断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、出现套管或电缆终端。
这些设备按变电所主接线的要求依次连接组成一个整体,各元件的高压带电部位均封闭于接地的金属壳内,并充以SF6气体,作为绝缘的灭弧介质,称之为SF6气体绝缘变电站,简称GIS。
目前,GIS的发展趋向,是将变压器一、二次开关全部合为一体,或为气体绝缘组合的供电系统。
今后其将向小型化、智能化、免维护、易施工的方向发展。
1.1.2农村变电所的发展
建国以来,我国农电事业得到迅速的发展,随着改革开放的形势发展,现有农村电网已经适应不了农电负荷迅速增长的要求,二十年来,全国各地对农网,特别是对农村变电所重点进行技术改造,取得了可靠的成绩。
但,农村变电所仍存在一些问题。
近年来,有关科研设计单位和农电部门做了大量的工作,经过多次的论证与实践,确定了农村变电所的建设,应遵循“小容量、密布点、短半径”的原则和“户外式、小型化、造价低、安全可靠、技术先进”的发展方向。
目前,小型化变电所的建设已遍布全国,成为农村变电所的主要形式。
1.1.3变电所综合自动化的发展
自从计算机技术深入到电力系统以来,微机监测技术获得了迅速的发展。
变电所综合自动化系统,集保护、远动、监控为一体,是一种分布式的综合自动化装置,其把继电保护、远动技术、参数监测等各种功能分布在各个单片机上,而这些单片机通过计算机网络连接起来一个有机的自动化装置
1.1.4智能化无人值班变电所
变电所实现无人值班是一项涉及面广,技术含量高,要求技术和管理工作相互配套的系统工程,它包括电网,一、二次部分,变电所装备水平,通信通道建设,调度自动化系统的建立以及无人值班变电所的运行管理工作。
第二章变压器和互感器
2.1绕组数量和相数的选择
2.1.1绕组数量的选择
1、对于200MW及以上的机组,其升压变压器一般不采用三绕组变压器。
因为在发电机回路及厂用分支回路均采用分相封闭母线,供电可靠性很高,而大电流的隔离开关发热问题比较突出,特别是设置在封闭母线中的隔离开关问题更多;同时发电机回路断路器的价格极为昂贵,故在封闭母线回路不设置断路器和隔离开关,以提高供电可靠性和经济性。
此外,三绕组变压器的中压侧由于制造上的原因一般不希望出现分接头,往往只制造死接头,从而对高、中压侧调压及负荷分配不利。
这样采用三绕组变压器就不如利用双绕组变压器加联络变压器灵活方便。
2、对于200MW及以上的机组,一般与双绕组变压器组成单元接线,主变压器的容量和台数与发电机容量配套选用。
3、容量为200~300MW的发电机组与双绕组变压器为单元连接时,在发电机及变压器之间不应装设断路器、负荷开关或隔离开关,但应有可拆连接点。
故选择双绕组变压器与发电机组成单元接线。
2.1.2绕组相数的选择
当不受运输条件限制时,在330KV及以下的发电厂和变电所,均应选用三相变压器。
2.2主变压器容量和台数的确定
2.2.1容量的确定
(1)容量为200MW及以上的发电机与主变压器为单元连接时,该变压器的容量可按下列两种条件中的教大者选择:
1、按发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷,且变压器绕组的温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过55℃。
2、按发电机的最大联系输出容量扣除本机组的厂用负荷,且变压器绕组的温升不超过65℃。
(2)发电机与主变压器为单元连接时,主变压器的容量可按下列条件中的较大者选择:
1、按发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后,留有10%裕度。
2、按发电机的最大连续输出容量扣除本机组的厂用负荷。
根据以上原则:
变压器视在功率:
S=(1-8%)×200/0.85+(1+10%)×200/0.85=219MVA
故选择主变压器的型号为:
SFP-240000/220
2.2.2台数的确定
对于200MW及以上的机组,一般与双绕组变压器组成单元接线,主变压器的容量和台数与发电机容量配套选用。
由于发电厂计划安装两台200MW发电机组,故而需要安装两台主变压器。
主变压器参数列表:
型号
调压范围(高压侧)
电压(KV)
损耗(KW)
阻抗电压(%)
连接组
高压
低压
空载损耗
短路损耗
SFP-240000
±2×2.5%
242
15.75
205
850
12-14
Y0/Δ-11
2.3变压器的原理及传输
2.3.1变压器工作的原理
右图为双绕组变压器的简单原理图。
当一次线圈加上电压U1,流过交流电流I1时,在铁芯中就产生交变磁通(电生磁)。
这些磁通中的大部分,(除去漏磁通)即Φ匝链着两侧绕组,称为主磁通。
在主磁通作用下,两侧绕组分别产生感应电势E1、和E2(磁生电),其大小与绕组匝数成正比。
由于二次线圈和一次线圈的匝数不同,感应电势E1和E2的大小也不同,这就是变压器能变压的道理。
2.3.2变压器功率的传输
当变压器二次空载时,一次侧仅流过产生主磁通的电流(I0),这个电流可称它为变压器的激磁涌流,或空载电流。
外加的一次侧电压不变,可以认为激磁电流不变,铁芯中的主磁通不变。
当二次加负载流过电流后,该电流也在铁芯中产生磁通,这个磁通必须改变铁芯中原主磁通的分布状况。
但由于电磁的“惯性”原理,主磁通的变化影响到一次。
一次侧要保持主磁通不变,必须流过一部分电流,这部分电流产生磁通专门用来抵消二次侧磁通的影响。
这样,一次侧线圈就流过两部分电流的,一部分用来激磁的;一部分用来平衡二次电流的;后一部分是随二次电流的增减而增减的,所以,二次电流增加,一次电流也自动增加。
因为电流乘上匝数就是磁势,所以上述这个过程也叫变压器的磁势平衡作用。
当负载电流增加时,一次绕组的电流也随之增加,从而使变压器的功率从原边(一次)传递到副边(二次)。
变压器就是通过这种磁势平衡作用,实现从一次到二次的能量。
2.4互感器的原理及运行
2.4.1电压互感器的原理
一次设备的高电压,不容易直接测量,将高电压按比例转换成较低的电压后,再连接到仪表或继电器中去,这种转换的设备,叫电压互感器。
电压互感器实际上是一个降压变压器,它的一次线圈匝数很多,二次线圈匝数很少,一次侧并联地接在电力系统中,二次侧可并接仪表、继电保护和自动装置的电压线圈等负载,由于这些负载阻抗很大,通过的电流很小,因此,电压互感器的工作状态相当于变压器的空载运行。
电压互感器和普通变压器在原理上的主要区别是,电压互感器一次作用着一个恒压源,它不受电压互感器二次负荷的影响,不像变压器通过大负荷时会影响电压,这和电压互感器吸取功率很微小有关。
此外,由于电压互感器二次的负载阻抗很大,使电压互感器总是处于类似于变压器空载状态,二次侧电压基本上等于二次侧电动势值,且决定于恒定的一次侧电压值,一次,电压互感器用来辅助测量电压,而不会因二次侧接上几个电压表就使电压降低。
电压互感器的一次绕组的额定电压与所接系统的母线额定电压相同,二次有两个或三个绕组,供保护、测量及自动装置。
基本二次绕组的额定电压采用100V。
为了和依相电压设计的一次绕组配合,也有采用100/
V。
如互感器用在中性点直接接地系统,辅助二次绕组的额定电压为100V;如用在中性点不接接地系统中,则为100/3V,因此选择绕组匝数的目的就是在系统发生单相接地时,开口三角端出线100V电压。
2.4.2电压互感器的运行与操作规定
电压互感器在额定容量下允许长期运行,但在任何情况下,不允许超过最大容量运行。
电压互感器二次回路不允许短路,因为其正常运行时二次基本上是开路状态,二次绕组匝数少,阻抗较小。
若二次短路后,铁芯中的磁势失去平衡,在二次回路中会产生很大的短路电流,造成继电保护和自动装置误动作,甚至烧毁互感器。
因此,在运行中值班人员要注意检查高、低压侧熔断器应良好,如果发现有发热及熔断现象,应及时处理。
电压互感器投入运行时,一般在母线送电前投入运行(本系统有谐振者除外),相应母线停电后,即退出运行。
电压互感器送电时,先合一次刀闸,再投入二次保险器或空气小开关,停电时与此相反。
母线充电后应检查该母线三相电压指示正确。
在双母线接线中,两个母线上的电压互感器如需二次并列运行时,则应先将一次侧并列,即合上母联开关,然后再合上电压互感器二次并列小开关。
否则,若高压侧电压不平衡,低压侧并列后回路内会产生较大的环流,容易引起低压熔断器熔断,致使保护装置失去电压互感器电源。
停电压互感器时应注意下列事项:
a停用电压互感器时应先考虑该电压互感器所带保护及自动装置,为防止误动可将有关保护及自动装置停用;
b如电压互感器装有自动切换装置或手动切换装置,其所带保护和自动装置可不停用;
c如电压互感器停用时,根据需要可将二次保险取下,防止反送电。
7>电压互感器一次线圈中性点必须接地(工作接地),二次线圈及辅助线圈的中性点(不完全星形接线B相)必须接地(保护接地)。
2.4.3电流互感器工作原理
电流互感器把大电流按一定比例变小电流,提供各种仪表使用和继电器保护用的电流,并将二次系统与高电压隔离。
它不仅保证了人身和设备安全,也使仪表和继电器的制造简单化、标准化,提高了经济效益。
电流互感器工作时二次绕组不能开路。
电流互感器正常工作时,二次绕组所串接的负载(电流线圈)阻抗很小,接近于工作在短路状态下,所以在二次绕组中产生的电势也不大。
这表明电流互感器正常工作时铁芯内的主磁通量是很小的。
当电流互感器二次绕组开路时,相当于负载阻抗变为无限大,二次电流及二次去磁的磁势均为零,而一次电流的大小又不随二次开路而变小,则很大的一次磁势将在铁芯内产生很大的主磁通量,使二次绕组中产生很高的电势,可有几千伏。
二次回路出现高电压将威胁人身安全,造成仪表、保护装置、电流互感器二次绕组等绝缘的损坏。
电流互感器的一次电流变化范围很大。
因为一次绕组串接在被测回路中,所以一次电流可在零至额定电流之间大范围内变动。
在短路情况下,电流互感器还需变换比额定电流大数倍甚至数十倍的短路电流。
一次电流在很大范围内变化时,互感器仍要保持测量所需的准确度。
电流互感器的结构应满足热稳定和电动稳定的要求。
由于电流互感器是串联在一次系统的电路中,当电网发生短路时,短路电流要通过相应电流互感器的一次绕组,因此,电流互感器的结构应能满足热稳定和电动稳定的要求。
2.4.3电流互感器运行与操作规定
1>电流互感器的负荷电流对独立式电流互感器应不超过其额定值的110%,对套管式电流互感器,应不超过其额定值的120%(宜不超过110%),如长时间过负荷,会使测量误差加大和使绕组过热或损坏。
2>电流互感器在运行时,它的二次回路始终是闭合的,因其二次负荷电阻的数值比较小,接近于短路状态。
电流互感器的二次绕组在运行中不允许造成开路,因为出现开路时,在二次绕组中会感应出一个很大的电动势,这个电动势可达数千伏,因此,无论对工作人员还是对二次回路的绝缘都是很危险的,在运行中要格外当心。
3>油浸式电流互感器应装设金属膨胀器或微正压装置,以监视油位和使绝缘油免受空气中的水分和杂质影响(现在已改进为金属膨胀器式全密封结构)。
4>电流互感器的二次绕组至少应有一个端子可靠接地,它属于保护接地。
为了防止二次回路多点接地造成继电保护拒动作,对电流差动保护等每套保护只允许有一点接地,接地点一般设在保护屏上。
5>电流互感器与电压互感器的二次回路不允许互相连接。
因为,电压互感器二次回路是高阻抗回路,电流互感器二次回路是低阻抗回路。
如果接于电压互感器二次,会造成电压互感器短路;如果电压回路接于电流互感器的二次,会使电流互感器近似开路。
这样是极不安全的。
6>在运行中,电流互感器如有开路现象,会引起电流仪表、继电保护的不正确动作(或指示)。
运行人员在检查中如听到电流互感器有异声,应迅速进行检查判断。
如二次端子有放电火花声,此时应先汇报调度,停用有关保护,“(处理关键在于电流互感器二次开路点位置,在那一点开路如果在电流互感器二次根部开路,就必须申请调度将其停电或用旁路代供,将该设备停电。
如果在电流互感器二次分之路开路可以在电流互感器二次前一级将其短路后处理)如果电流互感器有严重嗡嗡声还应建议进行停电对该电流互感器检查试验”,在做好安全措施后,将松开的端子接上,或将二次连接片接通。
如电流互感器嗡嗡声消失,则说明故障已排除,电流互感器二次回路正常。
如检查发现互感器有焦味或冒烟等情况,则应汇报调度,立即拉开该电流互感器的断路器,进行隔离处理。
7>在运行情况下,需切换电流端子连接片(如倒母线操作时二次回路需切换)时,应先用备用电流端子连接片接通需连接的母差电流端子,然而停用另一条母线母差电流端子。
在操作电流端子时,如果发现火花,应立即把端子连接片接上并拧紧,然而查明原因。
另外,操作人员应站在绝缘垫上,身体不得碰到接地物体。
倒闸操作
倒闸操作注意事项
3.1.1严格执行调度命令。
倒闸操作时,不允许改变操作顺序,当操作发生疑问时,应立即停止操作,并报告调度部门,不允许随意修改操作票;倒闸操作必须由两人执行,其中一人对设备较为熟悉者作监护。
特别重要和复杂的操作,由熟练的值班员操作,值班负责人或值班长监护;在进入SF6设备室进行巡视和操作时,在进入前应先检查氧量仪无报警信号并通风15分钟。
为防止接触电势的危害,在GIS上正常操作时,应禁止触及外壳,尽量避免一人单独进入GISSF6设备室巡视和工作;断路器投运前,应检查接地刀闸(接地线)是否全部拉开(拆除),防误闭锁装置是否正常。
操作前应检查控制回路和辅助回路的电源,检查机构已储能、SF6断路器气体压力在规定的范围内;各种信号正确、表计指示正常;操作前,检查相应隔离开关和断路器的位置;应确认继电保护已按规定投入;长期停运超过6个月的断路器,在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2-3次,无异常后方能按操作票拟定的方式操作;开关送电时应先合母线侧刀闸,后合线路侧刀闸,再合开关。
停电时的操作顺序与之相反;操作开关分合闸后,应检查开关实际位置指示和弹簧确已储能,并注意电流表的变化;手动操作隔离开关或接地刀闸时,操作人员应戴绝缘手套;在隔离开关倒闸操作过程中,应严格监视隔离开关动作情况,如发现卡滞应停止操作并进行处理,严禁强行操作;合刀闸时应迅速,但用力不可过猛,使合闸终了时不发生冲击,即使合错,甚至在合闸时发生电弧,也不准再往回拉开刀闸,刀闸合上后,应使刀闸片完全进入固定触头。
拉刀闸时应缓慢进行,当刀闸片离开刀口时,要用力果断,以便灭弧;操作小车开关摇进摇出前,应注意与之有关的联锁关系,操作中,若发现摇动不畅或不能摇动等异常时,应停止操作,查明原因,切不可强行操作。
小车开关摇进后,应检查确已到位;系统振荡或雷雨时,应停止一切倒闸操作,做好事故处理准备;倒闸操作时,若闭锁装置异常,应查明原因,确实证明无误后再操作,禁止随意解除闭锁。
如必须解锁,应经工区运行负责人批准,并得到站长或值班负责人的复核同意,在值班负责人监护下进行解锁操作,并做好记录。
3.2主变压器操作规定
主变中性点运行方式及操作:
主变110kV侧中性点正常均不接地运行;当主变停电前,应合上停电主变中性点接地刀闸,主变送电后再拉开。
主变冷却器的操作:
主变压器送电前,应将冷却装置投入,主变送电后应密切监视其负荷、温度;主变压器冷却系统有两个低压电源互为备用,如果两个电源全部停电应按冷却器全停规定处理。
主变停送电的操作:
主变压器停电时先停低、中压侧,再停高压侧,送电时操作顺序相反;主变压器停送电前其110kV侧中性点必须接地;二台主变并列运行时,其分头位置必须一致。
主变送电后,应检查三侧避雷器有无动作,如动作应记录并汇报工区;变压器调整分接位置后,应做好记录,并列前应明确满足并列条件。
主变有载调压开关操作规定:
有载调压开关的操作,正常情况下应使用远方电气控制,当远方电气控制回路故障或必要时,可使用就地电气控制手动操作。
当有载调压开关处在极限位置又必须手摇操作时,必须确认操作方向正确无误后方可进行;调压变换操作必须在一个分头变换操作完成后方可进行第二次分头变换操作。
两台主变分头位置不得超过“1”操作中应观察电压表和电流表的指示,不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况,位置指示器及动作计数器的指示等都应有相应变动;当变动操作电源后,在未确定电源相序是否正确前,禁止在极限位置进行电气控制操作;当有载调压开关长期不调或有长期不用的分头位置,应在有停电机会时,在最高和最低分头间操作几个循环;调压变换操作发生故障,辅助瓦斯保护动作跳闸按主变瓦斯保护动作事故处理规定处理。
运行中的主变压器差动保护、瓦斯保护,不得同时停用。
运行中变压器瓦斯保护,当进行下列工作时,应报告调度员,将瓦斯由跳闸改接信号:
变压器进行滤油和注油时;变压器呼吸器进行畅通工作更换硅胶时;在瓦斯继电器或二次回路上工作时;开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时;变压器瓦斯回路测绝缘前;变压器除取油样和在瓦斯继电器上部放气阀放气以外,在所有其它地方打开放油,放气和进油阀门时;变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时,在上述工作完毕,经2小时运行无异常后,方可将重瓦斯保护改投跳闸。
3.3电压互感器操作规定
电压互感器一、二次操作应填写在操作票中。
停电时,先拉开二次空气开关,后拉开一次刀闸(隔离手车),送电时操作顺序与之相反;电压互感器送电后应检查母线电压指示正确;正常运行时110kV、35kV、10kV电压互感器不得停用;PT二次回路上的工作若影响备投、低周等自动装置正常运行时,应先申请调度停用上述装置,然后进行工作;PT二次回路正常情况下不得并列运行,各PT并列切换开关在“解列”位置,因故需要停用一台(110kV)35kV电压互感器,必须申请调度员同意,操作方法如下:
检查(110kV)35kV分段开关在合闸位置;停用欲停之电压互感器;将PT并列切换开关切至“并列”位置;检查电压并列装置指示正确;PT二次回路的切换应采取防止相关保护及自动装置误动作的措施;恢复时,先将PT并列切换开关切至“解列”位置,再将停电PT投入;35kV城阀线、城北线线路停电做安全措施,合线路侧接地刀闸前应先断开该线路出线PT的二次开关,拆除安全措施后,送电前合上出线PT的二次开关;110kV、35kV、10kVPT二次回路并列条件详见附录C。
3.4电流互感器操作规定
主变差动保护运行期间,不论保护用电流互感器一次设备是否停电,严禁短路电流互感器二次回路;当保护或CT有工作时,应在开关停电后,在该开关端子排处将其CT端子或压板断开。
3.5110kVGIS操作规定
110kVGIS汇控柜的“远方/就地”方式切换开关正常应在“远方”位置,进行操作或断路器、隔离开关有检修工作时应切至“就地”位置;110kVGIS的正常操作,应在汇控柜“就地”进行;110kV刀闸、接地刀闸在汇控柜电动操作时,分合应迅速,避免储能电机运转过时;110kVGIS设备所有刀闸、接地刀闸及高压开关严禁就地手动储能操作;高压开关操作合闸前应检查机构已储能正常,无开关控制回路及储能电机回路断线信号,开关合闸后应检查储能机构电机运转情况无异常。
3.635kV8DA10组合电器柜操作规定
35kVGIS组合电器柜面位置说明:
“○”符号表示开关在分闸位置;“I”符号表示开关在合闸位置。
压缩的弹簧符号表示开关弹簧已储能;拉长的弹簧符号表示开关弹簧未储能。
35kV8DA10组合电器位置说明:
开关准备合闸送电时:
a.隔离开关应处于“合闸”位置;
b.手动机构闭锁;
c.接地刀闸处于“分闸”位置。
开关停电时(停电位置):
a.开关在“分闸”位置;
b.隔离开关在“分闸”位置;
c.接地刀闸在“分闸”位置;
d.手动机构不闭锁,可操作。
准备接地时:
a.开关应在“分闸”位置;
b.隔离开关应在“分闸”位置;
c.接地刀闸在“合闸”位置;
d.手动机构不闭锁。
完全接地位置:
a.隔离开关在“分闸”位置;
b.接地刀闸在“合闸”位置;
c.开关在“合闸”位置;
d.手动机构已“闭锁”。
35kV接地刀闸的操作方法:
检查开关、刀闸确在分闸位置;与调度员核对确认线路无电,带电显示灯不亮;将解锁钥匙插入钥匙孔,逆时针转动打开该接地操作孔;用操作杆将接地刀闸合到接地位置;手动按钮合上线路开关;35kV线路工作需合线路接地刀闸时,应先合上线路接地刀闸,然后合上线路开关,在其操作把手及手动分闸按钮上挂“禁止分闸!
”牌。
3.710kVKYN28A开关柜操作规定
10kVVD4开关面板说明:
“○”符号表示开关在分闸位置,“I”符号表示开关在合闸位置。
开关本体机械面板上有手动“○”分闸按钮,手动合闸按钮“I”。
机构储能符号:
“↑”表示弹簧已储能,“↓”表示弹簧未储能。
10kVVD4开关位置规定:
运行位置:
二次回路插件“接通”,开关小车动静触头“接通”,开关机械指示在“合闸”位置。
备用位置:
二次回路插件“接通”,开关小车动静触头“接通”,开关机械指示在“分闸”位置。
试验位置:
二次回路插件“接通”,开关小车动静触头“断开”,开关机械指示在“分闸”位置。
可进行保护及开关的传动试验。
检修位置:
二次回路插件“断开”,开关小车动静触头“断开”,开关机械指示在“分闸”位置。
可将小车开关拉至检修位置进行检修。
小车开关由“试验”位置推至“运行”位置的操作步骤:
插入小车开关二次插件,合上控制电源空气开关;检查VD4开关确在“分闸”位置;将小车开关推至“备用”位置;合上开关后,将遥控开关由“就地”切至“远方”位置;VD4型10kV小车开关停电操作步骤:
将遥控开关由“远方”切至“就地”位置,电动拉开开关;将小车开关拉至“试验”位置。
VD4型10kV开关柜接地刀闸操作规定:
操作10kV开关柜线路接地刀闸必须按调度命令进行;合接地刀闸前,检查小车开关确已拉至“试验”位置,并验明线路侧确无电压;操作接地刀闸合闸后(插入操作杆后顺时针旋转180°),检查接地操作孔底部分合指示器及柜面接地刀闸位置指示器与柜内线路接地刀闸分合指示器实际位置一致。
3.8电容器组操作规定
电容器开关柜的遥控开关正常时应切至“远方”位置,调度员可以远方投停电容器组;为了防止铁磁谐振,严禁空载变压器带电容器组投入运行。
全站停电时,应拉开电容器开关,再拉配电线开关。
严禁空载变压器时电容器组投入运行;电容器组两次投入间隔不得小于10分钟;电容器组的投、停应根据无功负荷及运行电压与有载调压变压器的分头调整配合进行,其原则是:
a.投电容器组(无功不向系统反送);
b.运行电压超出标
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- 110 KV 变电站 一次 设计