Тепловые конденсационные электрические станции

Достоинством схемы только с выпрямительным трансформатором является ее простота. Однако при к. з. вблизи генератора напряжение на его выводах снижается, что приводит к снижению напряжения на вентилях. Последовательный трансформатор обеспечивает более надежное возбуждение при близких к. з. Наличие только статических элементов обусловливает высокую надежность систем самовозбуждения. Система без последовательного трансформатора применяется для возбуждения турбогенераторов мощностью до 200 МВт и гидрогенераторов мощностью до 300 МВт включительно; система с выпрямительным и последовательным трансформаторами -- для турбогенераторов мощностью 300 -- 800 МВт и гидрогенераторов до 400 МВт.

Характеристики системы возбуждения турбогенератора ТГВ-800-2У3 приведены в таблице 13 [3. стр.78].

Таблица 13 - Характеристики системы возбуждения турбогенератора ТГВ-300-2У3

Параметр	Значение параметра
Номинальный ток возбуждения, Ifном, А	6720
Ток возбуждения холостого хода, Ifхх, А	2200

2.3 Режимы работы синхронного генератора

У синхронных машин различают нормальные и анормальные режимы. Под нормальными понимают такие режимы, которые допускаются длительно, без каких-либо ограничений. К ним относятся: работа машин с различными нагрузками от минимально возможной по технологическим условиям до номинальной; работа с коэффициентами мощности, отличными от номинального; работа при отклонении напряжения на выводах генератора в пределах ±5% номинального; работа при отклонении частоты в сети в пределах ±2,5% номинальной; работа при отклонении температуры охлаждающей среды от номинальной температуры и т.п. Допустимые границы отклонения параметров при таких режимах лимитируются нагревом различных частей синхронных машин (обмотки статора и ротора, конструктивные элементы и т.д.) и указываются в ГОСТ, ПТЭ и в инструкциях заводов-изготовителей. Заводами гарантируется нормальная работа генераторов при отклонении напряжения статора на ±5% номинального; при этом длительно допустимый ток соответственно изменяется на 5%. Допустимая загрузка генераторов по активной и реактивной мощности лимитируется их нормированной диаграммой мощности, определяемой по данным типовых испытаний конкретных типов генераторов в условиях энергосистемы (рисунок 16).

К анормальным относятся режимы работы синхронных машин, связанные со значительными аварийными перегрузками или потерей возбуждения, работа с недовозбуждением, асинхронный ход, работа при отказе системы охлаждения, а также при появлении значительных несинусоидальности и несимметрии напряжения сети.

1 - ограничение по нагреву обмотки ротора; 2 - ограничение по нагреву обмотки статора;3 - ограничение по предельной мощности турбины; 4 - ограничение по нагреву конструктивных элементов статора; 5 - ограничение по условиям устойчивости работы генератора в системе.

Рисунок 16 - Диаграмма мощности генератора.

Асинхронный режим синхронных машин возникает при потере возбуждения (обрыв цепи возбуждения, шунтирование обмотки возбуждения непосредственно, через резистор системы АГП или через обмотки возбудителя), а также при выпадении машины из синхронизма, связанном с возмущениями в энергосистеме (короткие замыкания, неполнофазные режимы, резкий сброс или наброс нагрузки и т.п.)

Турбогенераторы имеют более благоприятную характеристику асинхронного момента, чем гидрогенераторы (кривая 2). Они могут работать с большой активной нагрузкой при малых скольжениях (). В отличие от гидрогенераторов у турбогенераторов , а скольжение при асинхронном режиме невелико (рисунок 17). Поэтому турбогенераторы потребляют меньший реактивный ток и напряжение в сети снижается значительно меньше; соответственно меньше потери мощности в роторе. Однако продолжительный асинхронный режим со значительной активной нагрузкой может оказаться опасным и для турбогенераторов, так как увеличенный реактивный ток статора может вызвать повышенный нагрев как самой обмотки статора, так и крайних пакетов стали статора. Кроме того, токи, наводимые в роторе, имеют повышенную частоту и в большей степени вытесняются на поверхность ротора. В связи с этим увеличивается нагрев ротора, особенно его торцов, где замыкаются наведенные токи. Поэтому продолжительность такого режима ограниченна. Для турбогенераторов малой и средней мощности (до 100 МВт) с косвенной системой охлаждения и с непосредственным охлаждением обмотки ротора допускаемая продолжительность асинхронного режиме составляет не более 30 мин при работе с активной нагрузкой 50---70% номинальной. При этом ток статора не должен превышать допускаемых значений. Турбогенераторы с непосредственным охлаждением имеют большие значения сверхпереходных и переходных сопротивлений и соответственно меньшие значения среднего асинхронного момента, поэтому при асинхронном, режиме они работают с повышенными скольжением и током статора.

Вместе с тем из-за больших плотностей тока в обмотках продолжительность их допускаемых перегрузок весьма ограниченна. Кроме того, в асинхронном режиме, имеет место повышенный нагрев поверхности бочки ротора и торцовой зоны статора вследствие менее интенсивного их охлаждения, чем обмотки. Поэтому для турбогенераторов с непосредственным охлаждением рекомендуется работа с нагрузкой не более 60% номинальной в течение 3--4 мин, необходимых для ресинхронизации .



1 -- характеристика регулирования турбины; 2 -- асинхронный момент турбогенератора; 3-- асинхронный момент гидрогенератора с демпферными обмотками; 4 -- асинхронный момент гидрогенератора без демпферных обмоток.

Рисунок 17 - Характеристики турбины и асинхронных моментов генераторов.

Синхронные генераторы являются источниками практически симметричного, синусоидального напряжения. Однако они работают параллельно с сетью, в которой отдельные потребители и возникающие в процессе эксплуатации несимметричные режимы работы могут явиться причиной ухудшения качества напряжения в сети, появления несимметрии и несинусоидальности. При этом у синхронных машин возникает дополнительный нагрев обмоток и конструктивных элементов ротора и статора.

Допустимая несимметрия нагрузки неявнополюсных синхронных машин лимитируется допустимой вибрацией. Для турбогенераторов допускается длительная работа с разницей токов в фазах 10%.

Допустимая длительность работы, с, при несимметрии, превышающей указанные значения, оценивается по выражению:

.

Коэффициент А принимается равным 8 для турбогенераторов с непосредственной системой охлаждения.

Несинусоидальную нагрузку на синхронные машины создают мощные выпрямительные и преобразовательные установки, электрический транспорт и электропередачи постоянного тока. Допустимость несинусоидальной нагрузки лимитируется нагревом обмотки статора и обмотки ротора. Принято, что потери в бочке ротора от токов высших гармонических Iн не должны превышать потерь при прохождении по статору допустимых токов обратной последовательности. При этом условии:

Опасным для синхронной машины является отказ в работе системы охлаждения. В этом случае машина должна быть быстро разгружена или отключена от сети .

2.4 Порядок построения диаграммы мощности генератора

Диаграмма мощности генератора получается путем графических построений, исходя из существующих ограничений по мощности турбины, нагреву статора и ротора. На рисунке 2.7 показана такая диаграмма.



Рисунок 2.7 - Диаграмма мощности генератора.

Здесь 1 - прямая ограничения по мощности турбины; 2 - кривая ограничения по току статора, получаемая как часть окружности радиуса

R = Sдоп.ст.; 3 - кривая ограничения по току ротора.

Из приведенной диаграммы видно, что изменение cos ц нагрузки существенно влияет на допустимую мощность генератора (АВСД). Так, в режимах с пониженным значением cos ц (участок СД) мощность ограничена током ротора и меньше, чем мощность, допустимая по нагреву статора, чаще всего равная номинальной. В результате в чисто компенсаторном режиме (cos ц = 0) генератор способен развивать только около 70 % номиналбной мощности. При повышенных значениях cos ц (участок АВ) полная мощность ограничена мощностью турбины и также меньше номинальной. Генератор развивает номинальную мощность только при значениях cos ц, близких к номинальному значению (участок ВС).

Построение диаграммы начинаем с нахождения кривой 3 ограничения мощности по току ротора, завершаем - построением прямой 1 (ограничение по мощности турбины) и окружности 2 (ограничение по току статора). Построение кривой 3 делится на следующие этапы:

а) определение длительно допустимого тока iдоп;

б) построение регулировочных характеристик, отражающих взаимную связь токов ротора и статора i = f(I);

в) нахождение ограничений, накладываемых допустимым током ротора на ток статора и мощность генератора;

г) построение кривой ограничения мощности по нагреву ротора.

2.5 Определение допустимого тока ротора

Длительно допустимый ток ротора iдоп - это наибольшее значение тока ротора при генератора с постоянной номинальной мощностью Sн , номинальным cosцн и скоростью вращения nн , если отклонения напряжения от номинального не превышает ± 5%. Чтобы определить значение iдоп , достаточно найти максимальный из токов возбуждения в трех режимах:

а) U = 0,95·Uн , I = 1,05·Iн ;

б) U = Uн , I = Iн ;

в) U = 1,05·Uн , I = 0,95·Iн ,

где Uн , Iн - номинальные значения напряжения и тока статора генератора.

Во всех трех режимах cosц = cosцн = 0,85, n = nн .

Расчетное значение номинального тока возбуждения находим построением диаграммы Потье. Порядок построения:

а) строим оси координат и характеристики холостого хода (ХХХ) и короткого замыкания (ХКЗ) в относительных единицах. При построении используем нормированную ХХХ (таблица 2.3).

Таблица 2.3 - Нормированная ХХХ

U*	0,58	0,84	1,0	1,21	1,33	1,44
i*	0,5	0,8	1,0	1,5	2,0	2,5

ХКЗ представляет собой прямую I*(i*), проходящую через начало координат. Вторая точка для построения этой прямой находится с помощью величины отношения короткого замыкания (ОКЗ). Согласно определению ОКЗ - это отношение тока КЗ генератора к номинальному току при токе возбуждения, соответствующем номинальному напряжению в режиме ХХ, т.е. ОКЗ = Iкз / Iн , при i = i0. Выражая это соотношение в относительных единицах, получаем вторую точку К, через которую проходит ХКЗ.

Iкз* = ОКЗ, i* = 1.

Для генератора ТГВ-800-2У3 ОКЗ = 0,45.

б) Строим вектора тока I и напряжения U рассматриваемых режимов, выходящие из начала координат, причём, вектор U совмещается с вертикальной осью.

в) Находим вектор ЭДС режима. Для этого предварительно вычисляем величину индуктивного падения напряжения ДUу = xу·I, где xу - индуктивное сопротивление рассеяния якоря (активной составляющей сопротивления пренебрегаем).

Искомый вектор

г) Определяем величину первой составляющей тока возбуждения, создающей ЭДС режима. Для этого используем ХХХ, так как на холостом ходу ток статора, а следовательно, поле реакции якоря и вторая составляющая тока возбуждения равны нулю. Ток возбуждения состоит только из одной составляющей ЭДС. При построениях величина вектора ЭДС (Е) откладываем на вертикальной оси. Полученная точка А сносится на ХХХ (точка В). Тогда отрезок ОС определяет ток возбуждения, необходимый для создания ЭДС, т. е. первую составляющую.

д) Строим вектор первой составляющей, опережающий вектор ЭДС на 90°. Для удобства его разворачиваем на 180°. Из начала координат проводим прямую под углом 90° к вектору Е в сторону отставания и на ней откладываем величину ОD = ОС. Вектор ОD есть вектор первой составляющей тока возбуждения.

е) Находим величину второй составляющей тока возбуждения рассматриваемого режима. Эта составляющая компенсирует реакцию якоря, и для её нахождения используем ХКЗ, т. к. в режиме короткого замыкания напряжение на выводах генератора равно нулю, и весь ток возбуждения, за исключением потери на рассеяние, идёт на компенсацию реакции якоря.

Величину тока статора откладываем на вертикальной оси. Полученная точка G сносится на ХКЗ (точка H). Отрезок OL определяет ток возбуждения в режиме короткого замыкания при Iкз = I, т. е. вторую составляющую искомого тока и часть его, теряющуюся на рассеяние. Эту часть находим по ХХХ следующим образом. Величину ДUу откладываем на вертикальной оси (точка М) и переносим на ХХХ (точка N). Отрезок ОР - потеря тока возбуждения на расстояние. Отрезок PL = OL - OP - есть величина искомой второй составляющей тока возбуждения в рассматриваемом режиме.

ж) Определяем искомый ток как сумму двух составляющих. Для этого из конца вектора первой составляющей ОD строится вектор второй составляющей DQ. Этот вектор нормально направлен противоположно вектору тока. Для удобства он тоже разворачивается на 180°. Величина DQ = PL. Сумма векторов ОD и DQ есть искомый вектор тока возбуждения ОQ. Его величину откладываем на оси абсцисс. В результате ОR - искомое значение тока возбуждения в заданном режиме.

Определение допустимого тока ротора изображено на рисунке 2.8.

Допустимое значение тока возбуждения находится по формуле:

iдоп = imax· ifxx ,

где imax - максимальное значение тока возбуждения найденное при построении диаграммы Потье.

Расчетное значение номинального тока возбуждения находим построением диаграммы Потье для различных значений тока статора и напряжения статора (таблица 15).

Таблица 15.

	0,95	1	1,05
	1,05	1	0,95

Характеристика холостого хода построена по значениям таблицы 16 [4, стр.660].

Таблица 16 - Нормальная характеристика холостого хода турбогенераторов.

	0,5	0,8	1,0	1,5	2,0	2,5	3,0
	0,58	0,85	1,0	1,21	1,33	1,44	1,46

Характеристика короткого замыкания турбогенератора ТГВ-800-2У3 построена по значениям таблицы 17.

Таблица 17.

	0	0,45
	0	1

Сопротивление рассеяния находится по формуле:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(11)

где - сверхпереходное сопротивление генератора.

Падение напряжения на сопротивлении рассеяния находится по формуле:

(12)

Результаты вычислений приведены в таблице 18.

Таблица 18 - Значения для различных значений тока статора.

	0,95	1	1,05
	0,233	0,245	0,257

Диаграмма Потье для нахождения расчетного значения тока возбуждения показана на рисунке 18.

	0,95	1	1,05
	3,03	3,05	3,1

Расчетное значение тока возбуждения находится по формуле:

(13)

где - максимальное значение тока возбуждения найденное при построении диаграммы Потье (рисунок 18)

- ток возбуждения холостого хода.

.

Номинальное значение тока возбуждения по паспорту А.

Относительная погрешность равна:

.

В дальнейшем принимаем к расчету паспортное значение тока возбуждения.

Рисунок 18 - Диаграмма Потье для различных значений тока статора и напряжения статора.

2.6 Построение регулировочных характеристик и диаграммы располагаемой мощности

Для построения регулировочных характеристик необходимо построить диаграммы Потье для заданного значения напряжения статора при различных значениях коэффициента мощности , тока статора .

Падение напряжения на сопротивлении рассеяния находится по формуле (12). Результаты вычислений приведены в таблице 19.

Таблица 19 - Значения для различных значений тока статора.

	0,25	0,5	0,75	1	1,05
	0,06125	0,1125	0,18375	0,245	0,257

Диаграммы Потье для различных значений коэффициента мощности показаны на рисунках 19-23.

Значения токов возбуждения найденных по диаграммам приведены в таблице 20.

Таблица 20 - Значения токов возбуждения для различных значений коэффициента мощности и тока статора .

	0	0,3	0,6	0,85	1
0,25 5662	1.65 3630	1.64 3608	1.6 3520	1.4 3080	1.1 2420
0,5 11325	2.4 5280	2.3 5060	2.1 4620	1.86 4092	1.65 3630
0,75 16987	2.9 6380	2.8 6160	2.4 5280	2.48 5456	2.00 4400
1 22650	3.6 7920	3.55 7810	3.4 7480	3.00 6600	2.52 5544
1,05 23782	3.95 8690	3.8 8360	3.6 7920	3.2 7040	2.67 5874

В числителе приведены значения в относительных единицах, в знаменателе - в именованных.

Регулировочные характеристики построенные по данным таблицы 16 изображены на рисунке 24.

По регулировочным характеристикам находим токи статора при различных значениях коэффициента мощности, которые ограничиваются нагревом обмотки ротора (таблица 21).

Таблица 21 - Допустимые токи статора по условию нагрева обмотки ротора.

	0	0,3	0,6	0,85	1
	18000	18500	20000	23500	--

Для построения диаграммы располагаемой мощности генератора найдем для различных значений значения полной мощности по формуле:

(14)

где - заданное значение напряжения статора,

- номинальное напряжение обмотки статора,

- допустимое значение тока статора при заданном (таблица 17).

Результаты расчета приведены в таблице 22.

Таблица 22 - Значения полной мощности при различных .

	0	0,3	0,6	0,85	1
	748	769	845	977	--

Диаграмма располагаемой мощности гидрогенератора ТГВ-800-2У3 изображена на рисунке 25.



Рисунок 19 - Диаграмма Потье при коэффициенте мощности .



Рисунок 20 - Диаграмма Потье при коэффициенте мощности .



Рисунок 21 - Диаграмма Потье при коэффициенте мощности .



Рисунок 22 - Диаграмма Потье при коэффициенте мощности .



Рисунок 23 - Диаграмма Потье при коэффициенте мощности .



Рисунок 24 - Регулировочные характеристики турбогенератора ТГВ-800-2У3.

Рисунок 25 - Диаграмма располагаемой мощности турбогенератора ТГВ-800-2У3.

Выводы

Рассматриваемый нами генератор ТГВ-800-2У3 является синхронным турбогенератором. Первичный двигатель - паровая турбина.

Турбогенератор имеет замкнутую систему непосредственного охлаждения водородом обмоток статора и ротора, а также стали статора.

Система возбуждения - статическая тиристорная система самовозбуждения.

У синхронных генераторов различают нормальные и анормальные режимы работы. Под нормальными понимают такие режимы, которые допускаются длительно, без каких-либо ограничений. Работа генератора в анормальном режиме, как правило, не допускается.

Полученное нами расчетное значение номинального тока возбуждения турбогенератора ТГВ-800-2У3 отличается от паспортного на 1,4%.

Из построенной диаграммы располагаемой мощности видно, что турбогенератор ТГВ-800-2У3 может работать при заданном напряжении статора с номинальной полной мощностью при значениях коэффициента мощности 0,85. При полная мощность ограничивается мощностью турбины .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте была спроектирована схема питания собственных нужд пылеугольного блока 800МВт, работающего в составе ГРЭС-3200МВт.

Питание электроприемников 6кВ в нормальном режиме осуществляется от рабочего ТСН присоединенного к ответвлению от генератора блока. Резервное питание, а также питание при пуске и останове блока, электроприемники с.н. получают через шины резервного питания от двух резервных ТСН, подключенных к РУ СН .

Распределительные устройства 6кВ выполнены по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Собственные нужды каждого блока питаются от двух секций с тем, чтобы при отказе (или ремонте) на одной из секций можно было сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (50-60%). Секционирование сборных шин РУ 6кВ повышает надежность работы блока и при соответствующем выборе рабочих ТСН ограничивает токи к.з. в РУ и в сети данного напряжения.

Электроприемники с.н., работающие на напряжении 0,4кВ, получают питание от трансформаторов 6/0,4кВ, подключенных к РУ 6кВ.

Расчетная нагрузка с.н. блока составила 58,9МВА. Самым мощным электроприемником является вентилятор первичного дутья (4,2МВт). В соответствии с расчетной нагрузкой с.н. блока был выбран рабочий ТСН мощностью 40МВА и два пускорезервных мощностью по 40МВА.

В связи с условиями работы на КЭС, для привода механизмов с.н. были выбраны асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором защищенного исполнения серий ДАЗО, ВАН, АЗМ.

Выбранные электродвигатели были проверены по условиям пуска. Расчет показал, что остаточное напряжение на секции А при пуске от пускорезервных ТСН выше допустимого (для КЭС с высокими параметрами пара ) . На секции Б остаточное напряжение выше допустимого при пуске от любого трансформатора.

Также был произведен расчет успешности самозапуска двигателей после перерыва питания на 1,5 секунды. Он показал что самозапуск двигателей пройдет успешно, так как остаточное напряжение на секциях выше допустимого.

Для присоединения электроприемников к шинам 6кВ были выбраны ячейки КРУ внутренней установки типа К-104М с элегазовыми выключателями типа VF07.20.50 на различные номинальные токи.

Для связи между рабочим ТСН и секциями 6кВ был выбран комплектный токопровод типа ТЗК-10-2000-125 на номинальный ток 2000А. Для связи между пускорезервными ТСН и шинами резервного питания был выбран комплектный токопровод типа ТЗК-10-2000-125 на номинальный ток 2000А. Выбранные токопроводы были проверены на динамическую стойскость.

Для связи электроприемников с.н. с РУ 6кВ были выбраны кабели марки СБ различных сечений. Выбранные кабели были проверены на нагрев форсированным током, на термическую стойкость и на невозгораемость. Кабель СБ - кабель с медными жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами, в свинцовой оболочке, покрытый броней.

Рассматриваемый нами генератор ТГВ-800-2У3 является синхронным турбогенератором.

Турбогенератор имеет замкнутую систему непосредственного охлаждения водородом обмоток статора и ротора, а также стали статора.

Система возбуждения - статическая тиристорная система самовозбуждения.

У синхронных генераторов различают нормальные и анормальные режимы работы. Под нормальными понимают такие режимы, которые допускаются длительно, без каких-либо ограничений. Работа генератора в анормальном режиме, как правило, не допускается.

Полученное нами расчетное значение номинального тока возбуждения турбогенератора ТГВ-800-2У3 отличается от паспортного на 1,4%.

Из построенной диаграммы располагаемой мощности видно, что турбогенератор ТГВ-800-2У3 может работать при заданном напряжении статора с номинальной полной мощностью при значениях коэффициента мощности 0,85. При полная мощность ограничивается мощностью турбины .

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Околович М.Н. Проектирование электрических станций. - М.: Энергоиздат, 1982. - 400с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергия, 1978. - 456с.

3. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 2002.

4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980. - 600с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 648с.

6. Циркуляр № Ц-03-95(Э) О проверке кабелей на невозгорание при действии тока короткого замыкания в сетях собственных нужд электростанций - РАО «ЕЭС России»: 1995. - 6с.

7. Васильев А.А. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576c.

8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 576с.

9. Вольдек А.И. Электрические машины. - Л.: Энергия, - 840с.

Приложение

На рисунке 26 изображена схема замещения ГРЭС-3200 МВт, которая использовалась в курсовом проекте ЭЧС ч.1.

Рис 26 - Схема замещения прямой последовательности.

По рисунку 26, отбросив элементы не обтекаемые током короткого замыкания, составляем схему замещения при коротком замыкании на шинах ОРУ 220 кВ (рисунок 27).

Рис 27 - Схема замещения прямой последовательности свернутая относительно точки К1.

На рисунке 28 изображена схема замещения при КЗ на выводах генератора.

Рис 28 - Схема замещения для трехфазного КЗ в точке К2.

Преобразовав многолучевую звезду (рисунок 28) в многоугольник, получим схему, представленную на рисунке 29.

Рис 29 - Радиальная схема замещения для трехфазного КЗ в точке К2.

ЗАДАНИЕ

Сведения о проектируемой ГРЭС, потребителях и связях с системами приведены в таблицах 1.1, 1.2, 1.3.

Таблица 1.1 - Сведения о проектируемой ГРЭС.

Наименование параметра	Значение параметра
Установленная мощность, МВт	3200 (4х800 МВт)
Максимальная нагрузка собственных нужд (с.н.) (в процентах от установленной мощности), %	7,2
Коэффициент мощности максимальной нагрузки с.н.	0,84

Таблица 1.2 - Сведения о потребителях.

Наименование параметра	На напряжении
	среднем	высшем
Номинальное напряжение сети, кВ	220	500
Максимальная суммарная нагрузка, МВт	480	избыток
Минимальная суммарная нагрузка, МВт	400	избыток
Коэффициент мощности нагрузки	0,81	--
Число всех отходящих ЛЭП на данном напряжении, включая связи с системой (плюс резервных ячеек на развитие ЭС)	6	2
Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, МВт: а) в нормальный максимум б) при использовании резервной способности ЛЭП в предельном аварийном длительном режиме	180 200	700 900
Число часов использования максимальной нагрузки в год, ч	4750	4750

Таблица 1.3 - Сведения о связи с энергосистемами.

Наименование параметра	Система 1	Система 2
Синхронная мощность системы, кВА	4500	8500
Реактивное сопротивление системы в базе синхронной мощности, отн.ед.	0,95	1,15
Напряжение линий связи с системой, кВ	220	500
Число линий связи с системой	2	2
Длина каждой цепи линий связи с системой, км	120	450

Размещено на Allbest.ru