ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

 

 

ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Физико-технический факультет

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине

«Электрические сети»

Электрическая станция мощностью 390МВт.

 

Выполнила: студентка 4 Павлова Ю.А. Группа №4ЗУЭЭ Преподаватель: ГориновА.С.

 

 

ПЕТРОЗАВОДСК 2016 г.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Задание…………………………………………...………………………….

Аннотация…………………………………………………………………..

Введение…………………………………………………………………….

1 Выбор двух вариантов структурных схем электростанции.………….

2 Выбор основного оборудования электростанции….………………….

3 Расчет количества линий……………………………………………….

4 Выбор схем распределительных устройств….………………………..

5 Технико-экономическое сравнение вариантов……..…………………

6 Разработка схемы питания собственных нужд…….……………….…

7 Расчет токов короткого замыкания…………………………………….

8 Выбор выключателей и разъединителей……………………………....

9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения………..

10 Выбор токоведущих частей…………………………………………...

11 Выбор конструкции распределительных устройств………………...

Заключение.………………………………………………………………..

Список литературы………………………………………………………..

АННОТАЦИЯ

Объектом проектирования является государственная районная электростанция ГРЭС –350МВт, связь с энергосистемой по ВЛ 330 кВ. Выдаётся с шин 110 кВ, Р_max=390 MBт, P_min=350МВт, cosφ=0,81. T_MAX=5400 ч, S_Н,С=4000МВА, L_сист=180 км. Топливо - газ.

В процессе работы составляются два варианта структурных схем станции. Производится выбор основного оборудования: выбор генераторов, выбор блочных трансформаторов, выбор числа и мощности трансформаторов связи. Производится расчёт количества линий. Выбираются схемы распределительных устройств. Проводится технико-экономическое сравнение вариантов. Для выбранного, более экономичного, варианта проектируется схема собственных нужд. Выполняется расчёт токов короткого замыкания. По данным расчёта токов короткого замыкания производится выбор выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, токоведущих частей. Выполняется полная принципиальная схема станции, а также конструктивный чертёж ячейки распределительного устройства.

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика является одной из базовых отраслей экономики России и одной из нескольких естественных монополий. В настоящее время в России функционируют более 700 тепловых и гидравлических электростанций и 9 атомных. Имеющийся производственный потенциал полностью обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и население России. Основными субъектами единой энергетической системы России являются:

• РАО «России »;

• 74 региональные энергокомпании, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации;

• 34 крупные электростанции - филиалы или дочерние предприятия РАО «России »;

• 9 атомных электростанций (8 станций находятся под контролем государственного предприятия)

• более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России.

Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установленной мощности после США, Китая и Японии. Общая установленная мощность российских электростанций в 2001 году составляет 213,9 млн. кВт. Установленная мощность электростанций холдинга РАО ЕЭС составляет 155,1 млн. кВт (72,5% от общей установленной мощности электростанций России). Основными видами топлива, используемыми при производстве электроэнергии, являются газ, уголь, мазут. В настоящий момент доля газа в общей структуре топливного баланса России составляет более 60%, около 35% - уголь и 5% - мазут.

В целом по России можно отметить положительную тенденцию к увеличению выработки электроэнергии. Так, начиная с 1998 года, наблюдается прирост производства электроэнергии после восьмилетнего снижения, в 1999 году рост составил 102,3% к уровню 1998 года, а в 2000 году -103,5%.

На сегодняшний момент очень остро стоит вопрос состояния основных производственных мощностей в электроэнергетике. По данным РАО ЕЭС России в 2001 году износ производственных мощностей достиг 40%, в том числе линий электропередачи - 35,6%. подстанций - 63,1%, зданий и сооружений -23,1%, устройств релейной защиты и автоматики - 44%. Практически выработали свой ресурс 25% энергоблоков и более 40% не блочного оборудования. В целом же по России износ основных фондов составляет 52%. Почти треть электроэнергии в стране вырабатывается на оборудовании, технические нормы которого закладывались в 30-40 годы. Срок службы целого ряда генерирующих объектов находится в пределах 50 - 60 лет. Сохранение в работе устаревшего оборудования увеличивает количество аварийных ситуаций, отражается на надежности работы электрических станций, приводит к увеличению расходов топлива и затрат на ремонты оборудования, увеличиваются потери электроэнергии в сетях.

Главной проблемой электроэнергетики является замена морально и физически изношенного технологического оборудования. Поэтому целью данного курсового проекта является проектирование Государственной Районной электрической станции, с использованием современного технологического оборудования и новейших достижений в области электроэнергетики.

 

 

1 ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

1.1 Выбор структурной схемы электростанции для первого

варианта

 

В РУ 500 кВ устанавливаем три блока генератор – трансформатор с номинальной мощностью генераторов P_н,г=800 МВт и три генератор – трансформатор с номинальной мощностью P_н,г=200 МВт.

В РУ 110 кВ устанавливаем три блока генератор – трансформатор с номинальной мощностью генераторов P_н,г=200 МВт. Суммарная мощность генераторов Р_Σ,г=3×800+6×200=3600 МВт.

 

1.2 Выбор структурной схемы электростанции для второго

варианта

 

В РУ 500 кВ устанавливаем три блока генератор – трансформатор с номинальной мощностью генераторов P_н,г=800 МВт и два P_н,г=300 МВт. В РУ 110 кВ устанавливаем три блока генератор – трансформатор с номинальной мощностью генераторов P_н,г=200 МВт. Суммарная мощность генераторов Р_Σ,г=3×800+2×300+3×200=3600 МВт.

Для связи между шинами РУ 500 кВ и РУ 110 кВ устанавливается автотрансформатор.

Два варианта структурной схемы электростанции изображены на рисунке 1.1 и рисунке 1.2.

 

 

 

 

	3ТГВ×200

3×ТГВ-800

 

 

Рисунок 1.1 Структурная схема (вариант 1)

 

 

Рисунок 1.2 Структурная схема (вариант 2)

 

2 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

 

2.1 Выбор генераторов

 

В качестве источников электроэнергии в обоих вариантах принимаем турбогенераторы серий ТГВ и ТВМ. Технические данные для двух вариантов приведены в таблице 2.1 [2 с.76].

 

Таблица 2.1– Технические данные генераторов

Тип генератора	Sном, МВА	Рном, МВт	Uн, кВ	Iн, кА	cos j		Цена, тыс.р
ТГВ-200-2УЗ	235,3		15,17	8,625	0,85	0,19	593,4
ТВМ-300-УЗ				10,19	0,85	0,203
ТГВ-800-2УЗ				22,65	0,85	0,272

 

2.2 Выбор блочных трансформаторов

 

Условия выбора блочных трансформаторов:

,

, (1)

,

где U_Н,ВН – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора, кВ;

U_Н,НН – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора, кВ;

U_Н,Г – номинальное напряжение на выводах генератора, кВ;

 

U_уст ­­– напряжение участка цепи, в котором установлен трансформатор, кВ;

S_Н,Т – номинальная мощность трансформатора, МВА;

S_бл,тр –необходимая мощность блочного трансформатора, МВА;

2.2.1. Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТГВ-200-2УЗ.

Активная мощность потребителей собственных нужд

 

, (2)

где – процентный расход на собственные нужды (таблица 5.2, [8]);

– номинальная активная мощность генератора (таблица 2.1)

,

Номинальная реактивная мощность генератора

, (3)

где - коэффициент мощности (таблица 2.1).

,

Реактивная мощность потребителей собственных нужд

, (4)

Необходимая мощность блочного трансформатора

, (5)

 

Согласно условиям выбора (1) принимаем трехфазные трансформаторы ТДЦ-250000/110 и ТДЦ-250000/500 (таблица 3.8 [1]). Технические данные выбранных трансформаторов представлены в таблице 4.2.

2.2.2 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТВМ-300-УЗ.

Активная мощность потребителей собственных нужд согласно (2)

 

,

Номинальная реактивная мощность генератора согласно (3)

,

Реактивная мощность потребителей собственных нужд согласно (4)

,

Необходимая мощность блочного трансформатора согласно (5)

Согласно условиям выбора (1) принимаем трехфазные трансформаторы ТДЦ-400000/500 (таблица 3.8 [1]). Технические характеристики выбранных трансформаторов представлены в таблице 2.2.

2.2.3 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТВВ-800-2ЕУЗ

Активная мощность потребителей собственных нужд согласно (2)

 

 

Номинальная реактивная мощность генератора согласно (3)

 

Реактивная мощность потребителей собственных нужд согласно (4)

 

 

Необходимая мощность блочного трансформатора согласно (5)

 

Согласно условиям выбора (1) принимаем трехфазный трансформатор ТНЦ-1000000/500 (таблица 3.8 [1]). Технические характеристики выбранных трансформаторов представлены в таблице 2.2.

 

 

2.3 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

 

Условия выбора трансформаторов связи:

,

, (6)

,

где S1, S2, S3–перетоки мощности через автотрансформатор связи в трех режимах: максимальное потребление с шин СН, минимальное потребление с шин СН и аварийное отключение самого мощного блока на СН при максимальном потребление с шин СН соответственно.

2.3.1. Режим максимального потребления с шин СН:

Максимальная реактивная мощность, снимаемая с шин СН

, (7)

где P _max –максимальная реактивная мощность, снимаемая с шин СН.

.

Переток мощности при максимальном потреблении мощности с шин 110 кВ

, (8)

где и – суммарная активная и реактивная мощность генераторов;

и – суммарная активная и реактивная мощности потребителей собственных нужд.

Для 1-го и 2-го варианта:

,

2.3.2 Режим минимального потребления с шин СН.

Минимальная реактивная мощность, снимаемая с шин СН

, (9)

где P _min –минимальная реактивная мощность, снимаемая с шин СН.

,

 

Переток мощности при минимальном потреблении мощности с шин СН

, (10)

Для 1-го и 2-го варианта:

 

,

2.3.3 Переток мощности в режиме аварийного отключения самого мощного блока на СН при максимальном потреблении с шин СН

 

, (11)

 

где и –суммарная активная и реактивная мощности генераторов, работающих на шины СН при отключении самого мощного из них.

Для 1-го и 2-го варианта:

.

По условиям выбора (6) для первого и второго варианта принимаем два параллельно работающих автотрансформатора АТДЦТН-250000/500/110 (таблица 3.8 [1]).

Так как для обоих вариантов выбрано два параллельно работающих автотрансформатора, необходимо произвести проверку в режиме аварийного отключения одного из них.

2.3.4 Проверка на перегрузку при отключении одного из параллельно работающих автотрансформатора.

 

, (12)

,

,

.

Выбранные автотрансформаторы не проходят по проверке на перегрузку, но вследствие отсутствия автотрансформаторов необходимой мощности, принимаем выбранные автотрансформаторы связи. В режиме аварийного отключения самого мощного блока на СН при максимальном потреблении с шин СН необходимо снижать мощность генераторов.

Технические данные выбранных автотрансформаторов приведены в

таблице 2.2.

Схемы перетоков мощности приведены на рисунках 2.1 и 2.2.

 

Таблица 2.2. Технические данные трансформаторов

	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк, %	Цена, тыс.руб
вн	нн	сн	Pк	Рх	вн-сн	вн-нн	сн-нн
ТДЦ-250000/			15,75	-			-	10,5	-
ТДЦ-250000/				-			-		-
ТДЦ-400000/				-			-		-
ТНЦ-1000000/				-			-	14,5	-
АТДЦТН-250000/ 500/110			10,5						18,5	375,5

 

 

 

Рисунок 2.1 Схема перетоков мощности (вариант 1), МВА

 

 

Рисунок 2.2 Схема перетоков мощности (вариант 2), МВА

 

3 РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ

 

3.1 Число линий среднего напряжения

 

(13)

 

где - пропускная способность воздушной линии (таблица 1.20 [1]).

Для 1-го и 2-го варианта:

линий.

 

3.2 Число линий высокого наряжения

, (14)

где – мощность электростанции;

– суммарная активная мощность, расходуемая на собственные нужды;

Для 1-го и 2-го варианта:

линий.

 

 

4 ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ.

Согласно НТП пункт 8.10 схема РУ должна удовлетворять следующим требованиям:

–отключение линии, должно производиться не более чем двумя выключателями, отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд должно производиться, не более чем тремя выключателями РУ;

–ремонт любого из выключателей должен быть возможен без отключения присоединения;

–схема должна позволять расширение без коренной реконструкции;

–схема должна обеспечивать надежность питания потребителей, быть простой и экономичной.

 

4.1 Выбор схемы РУ 500 кВ

 

Согласно требованиям НТП для РУ 500 кВ принимаем схему с двумя рабочими системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на цепь. Данная схема применяется при числе присоединений до 12.

Для первого варианта в РУ 500 кВ имеется 12 присоединений (4 линий, 6 блоков генератор – трансформатор, 2 автотрансформатора). Для второго варианта в РУ 500 кВ имеется 11 присоединений (4 линий, 5 блоков генератор – трансформатор, 2 автотрансформатор).

В нормальном режиме рабочие системы шин находятся под напряжением. Каждое присоединение подключается сразу к двум рабочим системам шин через вилку из двух шинных разьединителей, один из которых включен, а другой – отключен.Половина присоединений подключаются к первой рабочей системе шин, половина – ко второй рабочей системе шин. Нормально шиносоединительный выключатель включен и выравнивает напряжения между рабо чими системами шин. Обходная система шин нормально находится без напряжения и служит для ремонта выключателей без отключения присоединения.

 

4.2 Выбор схемы РУ 110 кВ

 

Согласно НТП для РУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими и

обходной системами шин, одна из систем шин при числе присоединений от 12 до 16 выполняется секционированной.

Для первого варианта в РУ 110 кВ имеется 21 присоединение (15 линий, 3блока генератор – трансформатор, 2 автотрансформатора, 1 резервный трансформатор собственных нужд). Для второго варианта в РУ 110 кВ имеется 21 присоединение (15линий, 2 блока генератор – трансформатор, 2 автотрансформатора, 1 автотрансформатор, 1 резервный трансформатор собственных нужд).

Согласно НТП при числе присоединений от 12 до 16 обходной и шиносоединительный выключатель совмещаются.

Схемы распределительных устройств приведены на рисунках 4.1. и 4.2.

 

 

 

Рис.4.1 для первого варианта.

 

Рис.4.2 для второго варианта.

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ

 

Технико-экономическое сравнение вариантов производится по методу приведенных затрат, которые определяются по формуле:

 

, (15)

где – нормативный коэффициент эффективности, для энергетики = 0,12 [2],

– капитальные затраты (таблица 5.1),

С – эксплуатационные расходы.

 

5.1 Расчет капитальных затрат

 

Капитальные затраты состоят из стоимости оборудования, затрат на монтаж, наладку, эксплуатацию и пуск оборудования. Для подсчета капитальных затрат составляем таблицу (5.1), в которой учитывается только то оборудование на которое различаются варианты.

 

 

Таблица 5.1. Расчет капитальных затрат.

	Наименование и тип оборудования	стоимость единицы, тыс.руб.	Вариант 1	Вариант 2
	количесво, шт	суммарная стоимость, тыс. руб	количесво, шт	суммарная стоимость, тыс. руб
	Генераторы
	ТГВ-200-2УЗ	593,4		3560,4
	ТВМ-300УЗ		–	–
	ТГВ-800-2УЗ
	Трансформаторы
	ТДЦ-250000/110				–	–
	ТДЦ-500000/500
	ТДЦ-400000/500		–	–
	ТНЦ-1000000/500
	ячейка ОРУ-500	317,6		2223,2		1905,6
	ячейка ОРУ-110	64,1		256,4		256,4
Кап. затраты

 

5.2 Подсчет эксплуатационных расходов

 

Эксплуатационные расходы определяются по формуле:

, (16)

где С₁ – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах,

С₂+С₃ – расходы на амортизацию, ремонт, содержание персонала.

С₁ = β∙∆W, (17)

где β = 0,8 – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии,

∆W – количество потерь электроэнергии в трансформаторах.

Для блочного трансформатора

 

(18)

 

где – число часов работы трансформатора в году, для блочных двухобмоточных трансформаторов

=7100 ч – число часов использования максимальной нагрузки (рис. 5.6, [2]).

5.2.1 Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-250000/110:

 

 

5.2.2 Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе

ТДЦ-250000/500:

 

5.2.3 Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-400000/500:

 

5.2.4 Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-1000000/110:

 

5.2.5. Количество потерь электроэнергии в автотрансформаторах

АТДЦТН-250000/500/110 не рассчитываем так как оба АТ одинаковы для двух вари антов.

 

 

5.2.6 Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

для первого варианта:

(17)

С₁ = 0,8∙(3×4561451,527 + 3×1600517,939 + 3×1640477,475) =

=18725872,66 тыс.руб;

для второго варианта:

(17)

С₁ = 0,8∙(3×4561451,527 + 3×1600517,939 + 2×2520529,749) =

=188211574,32 тыс.руб;

 

5.2.7. Расходы на амортизацию, ремонт, содержание персонала

 

(20)

где - капитальные затраты (таблица 5.1).

Для первого варианта:

 

С₂+С₃ = 0,09∙17365=1562,85 тыс.руб.

 

Для второго варианта:

С₂+С₃ = 0,09∙17133 =1541,97 тыс.руб.

 

5.2.8. Эксплуатационные расходы согласно (16)

для первого варианта:

С = 18725872,66 + 1562,85 = 18727435,51 тыс.руб;

для второго варианта:

С = 18821574,32 + 1541,97 = 18823116 тыс.руб;

 

5.3 Приведенные затраты

 

для первого варианта:

(15)

З = 0,12∙17365 + 18727435,51 = 18729519,31 тыс.руб;

 

для второго варианта:

З = 0,12∙17133 + 18823116,29 = 18825172,25 тыс.руб.

5.4 Разница в затратах между двумя вариантами

Разница в затратах составила 0,51%, следовательно первый вариант экономичней, чем второй вариант. Для дальнейшего проектирования принимаем второй вариант.

6 ВЫБОР СХЕМЫСОБСТВЕННЫХ НУЖД

 

6.1 Выбор схемы питания собственных нужд

 

Для обеспечения нормального технологического процесса на электростанции необходимо запитывать электродвигатели, которые являются приводами механизмов, обслуживающих технологический процесс (насосы, вентиляторы, задвижки и т.д.). Эти двигатели образуют систему собственных нужд. Кроме них в нее входит освещение, электроотопление и т.д. Для питания этих потребителей на станции предусматривается два распредустройства СН: для питания мощных синхронных двигателей РУСН – 6 кВ и РУСН – 0,4 кВ – для питания остальных потребителей.

Согласно НТП пункт 8.19 на блочной станции питание потребителей собственных нужд осуществляется путем отпайки с выводов генератора с установкой в цепях этих ответвлений токоограничивающих реакторов или трансформаторов собственных нужд. При мощности генераторов свыше 160 МВт предусматривается две рабочие секции СН. Каждая рабочая секция СН связана с резервной магистралью через нормально отключенный выключатель, на котором предусматривается ввод автоматически включаемого резервного питания.

Проектируемая электростанция имеет 5 блоков, следовательно, согласно НТП устанавливаем 2 резервных трансформатора собственных нужд. Первый резервный собственных нужд подключается к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи. Второй трансформатор подключается к РУ 110 кВ. Резервная магистраль выполняется секционированной через два – три блока системой шин.

Нагрузка 0,4 кВ питается от трансформаторов 6/0,4 кВ, подключаемых к секциям шин РУ собственных нужд 6 кВ. Схема собственных нужд 6 кВ изображена на рисунке 6.1.

 

 

 

6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

 

Условия выбора трансформаторов

 

(21)

;

 

где – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора, кВ;

– номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора, кВ;

– номинальная мощность трансформатора, МВА;

– мощность, расходуемая блоком на собственные нужды, МВА.

Мощность резервного трансформатора собственных нужд должна приниматься на ступень выше самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд. Это необходимо, для того чтобы при выводе в ремонт самого мощного рабочего ТСН, резервный мог его заменить и одновременно обеспечить пуск еще одного блока.

По условиям выбора (21) принимаем трансформаторы собственных нужд и резервные трансформаторы собственных нужд (таблица 6.1).

 

Таблица 6.1. Технические данные трансформаторов.

 

	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк, %
вн	нн	Pк	Рх	вн-нн	нн-нн
Рабочие							-
ТДНС-16000/35		36,75	6,3				-
ТРДНС-40000/35		36,75	6,3-6,3			12,7	-
Резервные
ТРДНС-63000/110			6,3			10,5	-
ТРДНС-63000/35			6,3-6,3			12,7	-

 

7 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

 

Короткие замыкания (к.з.) являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов к. з. производится с целью проверки выбранного электрооборудования, уставки релейной защиты и токоведущих частей. При расчёте токов к. з. принимают ряд допущений, не вносящих существенных погрешностей в расчёты; к ним относятся:

1) отсутствие качаний генераторов;

2) линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);

3) приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);

4) пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов к. з. и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов к. з.;

5) пренебрежение распределённой ёмкостью линий, за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;

6) симметричность всех элементов системы, за исключением места короткого замыкания;

7) пренебрежение током намагничивания трансформаторов.

Расчет токов короткого замыкания производим для следующих точек:

1. Система шин 220 кВ;

2. Система шин 110 кВ;

3. Вывода генератора 320 МВт;

4. Вывода генератора 220 МВт;

5. Секция шин 6 кВ (собственных нужд)

 

7.1 Расчетная схема

 

С

500 кВ 110 кВ

 

 

 

 

ТГВ-800 2×ТГВ-800 3×ТГВ-200 2×ТГВ-200 ТГВ-200

Рисунок 7.1 Расчетная схема электростанции

 

 

Составим схему замещения электростанции:

C