35kV预装箱式变电站规范书.docx
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35kV预装箱式变电站规范书
35kV高压预装箱式变电站
技术规范书
工程项目:
广西电网公司
年月
1.总则
2.使用环境条件
3.主变压器技术条件
4.35kV、10kV高压开关柜及电容器成套装置技术条件
5.电气二次部分技术条件
6.高压预装箱式变电站外壳
7.供货范围
8.技术服务和质量保证
9.运输、储存、安装、运行和维护规则
10.技术资料及设计联络
1总则
1.1本规范书适用于35kV高压预装箱式变电站,它提出了该产品的功能设计、结构、性能、安装等方面的技术要求。
本箱式变电站按无人值守变电站设计,主要设备包括主变、35kV高压开关柜、10kV高压开关柜、10kV电容补偿装置、电能表、成套保护测控装置、直流系统、所变等相关设备。
1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求,并未规定所有的技术要求和适用的标准,未对一切技术细则作出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,供方应提供一套满足本规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议,则意味着供方提供的设备(或系统)完全满足本规范书的要求。
如有异议,不管是多么微小,都应在投标书中以“对规范书的意见和与规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。
1.4本设备技术规范书经需供双方确认后作为订货合同的技术附件,与合同正文具有同等的法律效力。
1.5供方须执行现行国家标准和行业标准。
有矛盾时,按技术要求较高的标准执行。
2使用环境条件
2.1变压器户外布置,其他35/10kV开关等一、二次设备采用箱式结构。
2.2环境温度:
-5℃至+55℃
最大日温差:
30K;
日照强度:
0.1W/cm2(风速0.5m/s)。
2.3海拔高度:
<1000m
2.4最大风速:
35m/s
2.5平均湿度:
月:
<90%;日:
<95%
2.6抗震能力(3正弦波周期):
8度
地面水平加速度:
0.25g;地面垂直加速度:
0.125g;
安全系数:
1.67(同时作用)
2.7大气条件:
大气中无严重侵蚀和爆炸性介质
2.8箱变污秽Ⅲ级,爬电比距不小于25mm/kV
3主变压器技术条件
3.1型号:
S10-M-(≤5000)/35;S10-(>5000)/35
3.2额定频率:
50Hz
3.3高压侧额定电压:
35kV;最高电压:
40.5kV
3.4低压侧额定电压:
10.5kV;最高电压:
12kV
3.5额定容量:
()kVA
3.635kV接线方式:
3.710kV接线方式:
3.8联结组别:
YN,d11
3.9调压范围:
35±2×2.5%/10.5(无载);35±3×2.5%/10.5(有载)
3.10阻抗电压:
()%
3.11空载电流:
()%
3.12空载损耗:
()W
3.13负载损耗:
()W
3.14绝缘水平:
见下表:
部位名称
额定雷电冲击耐受电压(峰值),(kV)
截断雷电冲击耐受电压(峰值),(kV)
短时(1min)工频耐受电压(有效值),(kV)
35kV绕组
200
220
85
35kV绕组中性点
200
220
85
10kV绕组
75
85
35
3.15温升限值
油顶层55K;油箱70K;线圈65K;铁芯80K。
3.16制造厂应提供过负荷的能力。
3.17变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流2s,且能承受国家标准所规定的短路试验电流值,各部位无损坏和明显变形,短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。
宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。
3.18变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱应可靠接地。
接地装置应有防锈镀层,并附有明显的接地标志。
3.19变压器应装有储油柜,其结构应便于清理内部。
储油柜的容积应保证在周围气温+40℃满负载状态下油不溢出,在-30℃未投入运行时,观察油位计应有油可见。
储油柜的一端应装有油位计,且应表示变压器未投入运行时,相当于油温为-30℃、+20℃和+40℃三个油面标志。
储油柜应有注油放油和排污油装置,应装设带有油封的吸湿器。
(对全密封变压器不作要求)。
变压器油箱下部壁上应装有专用密封式取油样阀。
3.20分接开关:
正反调300Y/35(要求配置上海华明、番禺电气、遵义长征之一)
3.21变压器套管
(1)绝缘水平:
等于或略高于变压器的绝缘水平。
(2)爬电比距:
25mm/kV(或更高设计绝缘水平)。
3.22变压器油为#25油,油的质量应符合有关标准规定,制造厂应提供注入变压器前的油质指标。
3.23套管的安装位置和相互位置距离应便于接线,而且其带电部分相对地、相间之空气间隙必须符合以下要求:
35kV套管间隙不小于40cm,10kV套管间隙不小于20cm。
3.24带有套管型电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱(不锈钢材料制成)。
互感器二次接线及辅助回路的连接,必须采用截面不小于4mm2的单芯铜导线,过门线采用软铜线。
布线时,应考虑避免其他组件故障对它的影响。
二次电流回路端子的接线方式采用OT接线方式(将电缆芯线弯圈后再上螺丝的接线方式)。
3.25套管接线端子连接处,在空气中对空气的温升不大于55K,在油中对油的温升不大于15K。
3.26有载分接开关的绝缘水平和额定电流必须和变压器相配合,且额定电流不小于变压器额定电流的1.5倍(除特别注明外)。
切换开关的电气寿命不小于20万次,机械寿命不小于80万次。
3.27变压器附件配置
(1)变压器应有瓦斯继电器(带不锈钢防雨罩,罩住接线端子)。
(2)变压器应装设油温温度计和线圈模拟温度计,温度计应配置远方指示仪表和信号接点即数显温度计。
3.28高低压均为电缆进出线,供方提供电缆固定支架。
3.29变压器噪音小于50dB。
3.30变压器必须进行密封试验,无渗漏和损伤;所有暴露在大气中的金属部件应有可靠的防锈层或采用不锈钢材料制成。
变压器用橡胶密封件应选用以丙烯酸酯橡胶为主体材料的密封件。
3.31铭牌标志符合标准规定,标志内容清晰耐久,安装位置明显可见。
435kV、10kV高压开关柜及电容器成套装置技术条件
4.1系统额定电压:
35kV、10kV;系统最高电压:
40.5kV、12kV;额定频率50Hz
4.235kV、10kV高压开关柜及电容器成套装置基本技术参数
4.2.1型式:
户内式,XGN-35、12型高压开关柜。
4.2.235、10kV额定电流:
()()A
额定热稳定电流(有效值,4s):
()kA
额定动稳定电流(峰值):
()kA
开关设备、柜中变压器主绝缘的工频及雷电冲击耐受电压水平如下表所示:
施加电压部位
工频耐压(kV)
额定雷电冲击耐压(峰值,kV)
截断雷电冲击耐压(峰值,kV)
35kV柜体及开关设备绝缘
主绝缘对地、断路器断口间及相间绝缘
95
185
-
隔离断口间的绝缘
118
215
-
施加电压部位
工频耐压(kV)
冲击耐压(峰值,kV)
10kV柜体及开关设备绝缘
主绝缘对地、断路器断口间及相间绝缘
42
75
隔离断口间的绝缘
48
85
柜中变压器主绝缘
35
75
4.2.3辅助回路和控制回路1min工频耐受电压2kV(有效值)。
4.2.4温升:
柜体设计时,必须考虑运行中的散热问题。
有关温升限值依照DL/T593—1996《高压开关设备的共用订货技术导则》第4.2.4.2条执行,并且对于可能触及的外壳和盖板,其温升不得超过30K。
4.2.5分、合闸线圈和辅助回路的额定电压:
DC220V(AC220V)
4.2.6高压开关柜应具有防止误分、合断路器,防止带负荷分、合隔离开关,防止接地开关合上时(或带接地线)送电,防止带电合接地开关(或挂接地线),防止误入带电间隔等五项措施。
4.2.7对35kV主变保护采用带熔丝快速负荷开关时,在一相或两相高压熔断器熔断时必须联跳该负荷开关三相。
4.2.8高压开关柜、机构内应设有凝露自动控制板式加热器(交流220V),并提供过热保护,同时加热器应装设防护罩,温控器端子及其它二次元件要选用质量好的产品,二次线连接应可靠。
4.2.9所有底座、支架材料、螺栓及其它外露金属件要进行热镀锌防腐处理或采用不锈钢材料。
4.2.10同型产品内额定值和结构相同的组件应能互换。
4.2.11厂家在投标时必须提供:
同型号高压开关柜的型式试验报告、凝露和人工污秽试验报告、鉴定证书及产品型号使用证书,同型号高压断路器的型式试验报告、鉴定证书及产品型号使用证书。
并提供主要元器件的生产厂家及其主要参数。
4.2.12高压开关柜外壳,必须采用厚度2mm或以上进口敷铝锌板经数控机床加工折弯之后组装而成,且满足全工况运行和凝露试验要求。
外壳的防护等级应满足DL/T404—97的规定,且不能低于IP2X(除特别说明外)。
4.2.13柜中绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头)严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料,应采用阻燃型绝缘材料(如环氧或SMC材料)。
4.2.14高压开关柜具有功能分隔室,柜中各主要电器元件都有独立的隔室以限制事故扩大,每一单元外壳均独立接地。
电缆可以从柜下方进出线至各功能室并采取有效的密封措施以防止小动物进入柜内。
4.2.15高压开关柜必须有防止因本柜组件故障殃及相邻高压开关柜的措施。
高压开关柜之间及与框架式电容器装置的隔离设施,应以阻燃、防爆材料制成,并通过相应的绝缘强度的验证试验。
4.335kV、10kV真空断路器基本要求
4.3.1断路器及其操动机构必须牢固的安装在支架上,支架不得因操作力的影响而变形;操作时产生的振动不得影响柜上的仪表、继电器等设备的正常工作。
4.3.2断路器的安装位置应便于检修、检查、预防性试验和运行中的巡视。
4.3.3断路器采用一体化的弹簧操动机构或永磁式操动机构,并具有防跳装置以及未储能指示、信号接口。
具备手动、电动分合闸功能。
4.3.4对于安装在电容器开关柜内的真空断路器必须提供同型号同技术参数产品开合电容电流最大能力的检验报告,并在出厂时通过工频电压、冲击电压、电流的老练试验,提供试验报告。
该断路器在额定单个电容器组的开断电流允许范围内,开断关合电容器组不能发生重击穿或重燃。
4.3.5必须提供真空灭弧室的真空度测试报告。
4.3.6真空断路器额定短路开断电流的开断次数:
31.5kA及以下为50次,40kA为20次。
4.4.7断路器的辅助接点不少于8常开8常闭。
4.535kV、10kV互感器基本要求
4.5.1互感器应固定牢靠,且应采取隔离措施,当柜中其他高压电器组件运行异常时,互感器仍应能正常工作。
4.5.2互感器安装的位置应便于运行中进行检查、巡视,且在主回路不带电时,便于人员进行预防性试验、检修及更换等。
4.5.3互感器的伏安特性、准确度级及额定负载均应能满足继电保护及仪表测量装置的要求。
4.5.4电压互感器采用全封闭真空浇注干式容性电磁型,有防止铁磁谐振的措施,其高压侧应装有防止内部故障的高压熔断器,熔断器的开断电流应与高压开关柜设计参数相符合,且便于熔断后更换熔断件。
4.5.5电流互感器采用全封闭真空浇注干式,其短时耐受电流及短路持续时间、峰值耐受电流均应满足高压开关柜设计参数的要求。
4.635kV、10kV隔离开关和接地开关基本要求
4.6.1隔离开关或接地开关的分、合闸操作位置应明显可见。
4.6.2隔离开关和接地开关由一套(或两套)操作机构组合而成一套电器时,则必须有可靠的机械连锁。
4.6.3安装于高压开关柜中任何型式的接地开关,其关合短路电流的能力和短时耐受电流及短路持续时间均应与高压开关柜的设计参数相符。
4.6.4隔离开关和接地开关应符合DL/T486的规定。
4.6.5隔离开关和接地开关的辅助接点不少于8常开8常闭。
4.735kV、10kV避雷器基本要求:
避雷器满足GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》等国标、行标的要求。
35kV避雷器高压引线用铜质导体截面不小于95mm2,10kV避雷器高压引线用铜质导体截面不小于35mm2,接地引线用铜质导体截面不小于16mm2。
4.8测量仪表、继电保护、监控装置及辅助回路
4.8.1测量仪表、继电保护装置及辅助回路中的低压熔断器、端子以及其他辅助元件与高压带电部分应保持足够的安全距离。
4.8.2测量仪表、继电保护及监控装置应有可靠的防振动措施,不致因高压开关柜中断路器等元件在正常操作及故障动作而影响它的正常工作及性能。
4.8.3当测量仪表及继电保护、监控装置盘面以铰链固定于高压开关柜时,仪表、保护盘与盘外的二次连接导线应采用多股软铜绝缘线,端子排、接线板及固定螺丝均为铜质材料制成,标志应正确、完整、清楚、牢固。
4.8.4计量用电压互感器二次专用绕组的连线,从电压互感器二次输出端子到各开关柜内计量用的接线端子盒之间所有的导线,必须采用截面不小于4mm²的单芯铜导线,从接线端子盒到电能表之间电压回路的连接,须采用截面为4mm²的单芯铜导线,计量用电压互感器二次绕组(0.2级)的二次回路不得设置熔断器和隔离开关辅助触点;电流互感器所有二次回路的导线必须采用截面不小于4mm²的单芯铜导线。
计量用电流、电压互感器整个二次回路(包括PT切换回路)的接线使用分色导线:
A、B、C、N(中性线)、接地线分别为:
黄、绿、红、黑、黄绿相间颜色的导线。
非计量用的互感器二次连线及辅助回路的连接,电压回路必须采用截面不小于2.5mm²的单芯铜导线,电流回路必须采用截面不小于4mm²的单芯铜导线;过门线采用软铜线。
布线时,应考虑避免其他组件故障对它的影响。
二次电流回路端子的接线方式可采用OT连线方式(将电缆线芯弯圈后再上螺丝的接线方式)。
4.9导体
4.9.1高压开关柜应附有主母线。
4.9.2高压开关柜的主回路、各单元以及各组件之间的连接导体的截面,应比额定电流有10%(电容器回路按35%-50%)的裕度。
要保证搭接头处为同一性质的材料,否则必须加铜铝过渡来统一搭接面材料的同一性。
4.9.3高压开关柜中主回路的最小截面除应满足铭牌规定的额定电流值外,还应能满足铭牌规定的额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流和额定短路持续时间的要求。
4.9.4所有导体均用冷/热缩绝缘材料密封,不得裸露。
4.10接地满足DL/T404-1997要求。
4.11铭牌
4.11.1高压开关柜的铭牌,至少应包括以下内容:
制造厂名称和商标
型号、名称和出厂序号、出厂日期
额定参数
设计等级和防护等级
4.11.2高压开关柜内安装的高压电器组件,如断路器、负荷开关、隔离开关、电容器、干变、互感器、高压熔断器、套管等器件均应有耐腐蚀的铝合金或不锈钢制成,字样、符号应便于识别清楚易见。
4.11.3高压开关柜内安装的高压电器组件(含连接导体)额定值不一致时(如额定电流、额定短时耐受电流、额定短路持续时间及额定峰值耐受电流),柜上的铭牌应按最小值标定。
4.12并联电容器成套装置
柜内框架式电容器成套装置含并联电容器,外熔丝,放电线圈,避雷器等组合装置。
4.12.1并联电容器基本技术参数
⑴额定电压:
11/√3kV(除特别注明外)
⑵额定容量:
见供货范围。
⑶相数:
三相。
4.12.2放电线圈基本技术参数
⑴型式:
单相,全封闭真空浇注干式,带二次线圈,户内型。
⑵额定一次电压:
11/√3kV。
⑶额定二次电压:
100V或100/√3V。
⑷额定输出及准确级:
100VA,1级。
4.12.3保护装置按设计标准配置。
4.12.4电容器成套装置柜应有防爆措施并置于10kV高压室最末端。
4.12.5满足DL/T604-1996《高压并联电容器装置订货技术条件》、DL/T653-1998《高压并联电容器用放电线圈订货技术条件》的要求。
5电气二次部分
5.1系统配置
主变35kV侧保护方式:
容量在5000KVA及以下时采用快速熔断器+负荷开关保护;5000KVA以上时原则上采用真空断路器,配置差动保护及后备保护。
(一)方案一:
电磁型保护
5.1.1保护配置:
采用就地安装,全站保护均采用感应型反时限继电器,10kV保护就地安装于开关柜上,主变保护组屏安装。
每个测控单元设操作把手就地控制于单元开关柜。
5.1.235kV线路、10kV线路、10kV电容器
35kV线路配置电流速断、过流保护。
10kV线路配置电流速断、过流保护、重合闸及加速。
10kV电容器配置电流速断、过流保护、开口三角电压保护、过电压保护、失压保护。
5.1.3主变保护
主变35kV侧配置电流速断、反时限过流保护,跳两侧开关。
主变10kV侧配置反时限过流保护,跳两侧开关。
主变本体配置瓦斯保护,超温保护。
重瓦斯保护动作跳主变两侧开关,轻瓦斯保护动作于发信号,超温保护动作于发信号。
5.1.4监控配置:
采用常规监控方式,一对一强电控制开关,对断路器实行就地控制,并配置红、绿灯监视断路器的跳合闸回路。
装设一套手动复归的中央信号装置,当变电站出现主变温度过高,轻瓦斯动作,保护跳闸,线路重合闸动作等故障或发生事故时,由信号继电器指示故障回路,并可通过复归按钮复原。
5.1.5测量和计量仪表配置
10kV线路测量三相电流、有功电量。
10kV电容器测量三相电流、无功电量。
主变高、低压侧测量三相电流、有功功率、无功功率;主变低压侧测量有功,无功电量。
10kV母线测量三相相电压、线电压。
站用变测量低压三相相电压。
(二)方案二:
微机型保护
5.1.1全站采用综合自动化系统,分层分布式结构,35kV线路、公用测控、远动通信及主变保护测控一体化单元装置集中组屏原则上与直流系统安装在一空调小室,10kV线路、电容器保护测控一体化单元原则安装在10kV开关柜上,并配空调。
5.1.2总的要求:
组柜配线符合电力工业部《电力系统继电保护及安全自动装置及反事故措施要点》进行配线。
对本站控制、测量、信号等应根据多种功能单元互相独立,完成交直流测量、测温、信号采集,脉冲收集,遥控与操作,(小电流系统接地选线,)各种功能应完全符合无人值守变电站设计,达到遥控、遥测、遥信、遥调要求,能与地调系统和县调系统进行通信,应配置完善的二次设备防雷装置。
5.1.3人机联系:
间隔层的人机联系功能应能在保护测控一体化装置屏幕显示上进行,其功能设置为:
5.1.3.1设置不少于5行的显示屏幕(每行不少于10个中文字符)、数据存贮。
5.1.3.2人机联系的输出功能包括:
a)显示实时数据,事故记录不少于10条,运行定值存储不少于4套;
b)时间日期;
c)装置参数;
d)事件顺序记录及状变报告;
e)各类菜单、索引、信息一览表;
f)保护投退、修改定值及查看定值表;
g)保护动作/异常信号复归记录;
h)可查询显示实时遥测遥信量。
5.1.4.3间隔层每控单元应设有远方/就地切换把手、KK控制把手和位置指示灯。
5.1.5通信与接口:
设远动通信管理装置,保证满足与调度或控制中心自动化系统的通信。
5.1.6自诊断,应对其软硬件定时进行自诊断,当诊断出故障时应能自动闭锁或退出故障单元及设备,并发出告警信号。
5.1.7硬软件要求
硬件设备必须具备抗强电场,强磁场,抗静电干扰的能力,机柜结构和输入/输出通道在强电磁场条件下的抗干扰能力应符合《IEC872-2-1(1995)遥控设备和系统第二部分第一条电源和电磁兼容)的要求,并应有防止雷电冲击和系统过电压措施;硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具;为提高遥信量的抗干扰性能.宜采用DC220V作为遥信工作电源,并采用遥信信号双触点采集方式,对遥信变位进行双判位。
自动化装置各插件上,应有明确标志以表明其运行状态。
5.1.8主变保护装置技术要求
5.1.8.1保护的配置采用微机保护,设主变差动保护(6300KVA及以上)、(有载)轻瓦斯、(有载)重瓦斯和后备保护。
5.1.8.1.1主保护:
设差动、主变轻瓦斯、主变重瓦斯、主变有载调压轻瓦斯、主变有载调压重瓦斯。
差动及主变重瓦斯、有载调压重瓦斯动作作用于主变两侧开关跳闸,主变轻瓦斯及有载调压轻瓦斯动作作用于信号。
5.1.8.1.2主变后备保护高压侧:
装设复合电压闭锁过电流保护,两段三时限,第一时限保护动作跳分段,第二时限跳本侧,第三时限跳两侧。
作用于主变二侧开关跳闸。
复合电压取高、低二侧电压并接成或关系。
5.1.8.1.3主变后备保护低压侧:
装设复合电压闭锁过电流保护,两段三时限,第一时限保护动作跳分段,第二时限跳本侧,第三时限跳两侧。
作用于主变二侧开关跳闸。
复合电压取低压侧。
5.1.8.1.4作用于主变二侧开关跳闸过负荷保护:
主变高压侧装设过负荷保护,由于是无人值守,故设三段时限,I段作用于信号,II段跳10kV分段开关(可投退),III段以较长时间跳主变二侧(跳闸功能可投退)。
5.1.8.2主要技术指标及要求
其配置应满足DL/T584-95要求
(1)直流电源电压:
220V
(2)交流额定电压:
线电压100V,相电压60V
(3)交流额定电流:
5A
(4)交流额定频率:
50Hz
5.1.8.3功能要求:
每个保护装置箱的直流电源应由带过流保护的快速空气开关供电。
每个保护装置应设置各个保护功能的投退软、硬压板。
各保护装置箱的压板,应按装置箱分类安装,不得交叉安装。
各保护装置箱的各保护功能的投退采用软、硬压板,全套保护集中打印输出各保护装置箱的配置及保护功能的投退情况。
差动保护为独立CPU微机型保护,CT接线采用各侧星形接法,软件平衡各侧电流,补偿二次电流相位。
二次谐波比率制动方式。
非电量保护应设置独立的出口中间继电器或插件。
后备保护为各侧独立CPU并行工作方式。
后备保护的过流保护的闭锁电压选择、各段过流保护不同时限及出口所跳开关选择应能根据不同场合任意整定,无需改动软件。
由于暂态谐波影响,保护正方向出口三相短路不会拒动,而反方向出口三相短路不会误动。
任何保护动作时应发告警信号,并能提供保护动作的空接点输出,不少于两付。
应设置CT断线告警信号,设置反映单相、三相PT电压的检测功能,PT断线时,退出电压闭锁元件或闭锁相关保护,发告警信号。
复合电压闭锁过电流保护应能反映各相电压的下降情况,低电压元件采用Uab、Uac和Ubc判断。
差动电流回路在保护柜一点接地,两侧电压需经快速空气开关接入装置。
保护装置应能存储四套以上定值,并能由运行值班员通过屏上外部开关进行切换或远方切换。
保护装置应能显示差动保护正常的差流数值,显示输入电流、电压的数值和相位。
5.1.935kV线路、10kV线路、电容器保护及自动装置保护配置及技术要求
5.1.9.1保护配置
5.1.9.1.110kV线路保护设电流速断,过电流保护,三相一次重合闸及后加速,低频低压减载,小电流接地选线功能。
5.1.9.1.235kV线路保护设方向电流速断,方向过电流保护,三相一次重合闸,低频低压减载,检同期手合开出功能;
5.1.9.1.310kV电容保护设速断、过流、过压、失压、零序电压(开口三角电压)保护。
5.1.9.1.4分段及备用电源自投装置:
配置三段式过电流保护;充电保护。
备投逻辑按标准配置,采用进线及分段备投逻辑。
5.1.9.2
- 配套讲稿:
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- 特殊限制:
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- 35 kV 预装 箱式 变电站 规范