Аварийный резерв в энергосистеме

Недоотпуск электроэнергии из-за отказов оборудования может быть компенсирован вводом в действие аварийной резервной мощности энергосистемы. Относительное значение аварийного резерва в энергосистеме при равной надежности электроснабжения зависит от мощности энергосистемы, от единичных мощностей турбин, от надежности оборудования. [c.178]

Разберем методику оценки аварийного резерва в энергосистеме при принятом уровне надежности электроснабжения. Количественно [c.178]

Аварийный резерв в энергосистеме 178, 179 Авария 9, 178 [c.321]

Для повышения надежности энерготехнологических установок необходимо осуществлять дополнительное резервирование отдельных элементов схемы или технологических линий, увеличивая этим размер капиталовложений в установку. Однако эти меры не позволяют компенсировать указанное изменение надежности, и для обеспечения одинаковой надежности сравниваемых вариантов необходимо также увеличивать аварийный резерв в энергосистеме. [c.95]

Величины коэффициента аварийного резерва в энергосистеме и его зависимость от коэффициента готовности технологической линии для ЭТБ мощностью 300 МВт показаны на рис. 6-10, а на рис. 6-10, б для сравнения приведены результаты аналогичных расчетов для ЭТБ с турбиной К-800-240. Номера линий 1, 2, 3, 4, 5 относятся к соответствующим вариантам резервирования, описанным в табл. 6-3. [c.169]

Структура резерва в энергосистемах СССР в пр центах максимума нагрузки следующая ремонтный резерв — 5, аварийный резерв — 7 и народнохозяйственный резерв — 1 %. [c.11]

В условиях переменного суточного графика электрических и тепловых нагрузок турбоагрегаты могут некоторое время эксплуатироваться в режимах с частичной нагрузкой, однако они должны быть готовы в любой момент к приему номинальной нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком или при неожиданных аварийных ситуациях в энергосистеме. Готовность турбоагрегата определяется нормальным состоянием тепловой схемы турбоустановки для выхода на номинальную нагрузку, резервом производительности сетевых подогревателей и всего вспомогательного оборудования, соответствующей настройкой автоматики. [c.110]

Если на сооружаемой ТЭС устанавливаются блоки мощностью Л/ь а до этого наиболее крупные блоки в энергосистеме имели мощность Л о(Л 1>Л/ о), то для надежности электроснабжения необходимо увеличивать и резерв в энергосистеме Л рез- В противном случае аварийный останов крупного блока может нарушить электроснабжение. [c.219]

Использование скрытых вращающихся резервов конденсационных и теплофикационных турбин, состоящих во временном отключении отопительных и регенеративных отборов пара, в качестве аварийного резерва энергосистемы позволяет, уменьшив общее количество недогруженных агрегатов, повысить экономичность их работы и уменьшить капитальные затраты при сохранении заданной величины аварийного резерва. [c.173]

Надежность и относительная дешевизна турбореактивных двигателей, быстрота пуска (от 2 до 4 мин], компактность п отсутствие потребности в охлаждающей воде определили распространенность этих двигателей в мощных энергетических ГТУ ряда капиталистических стран. С 1964—1965 гг. в энергосистемах Великобритании и США эксплуатируется около 15 таких ГТУ единичной мощностью 60.— 140 Мет (по американским данным один турбореактивный двигатель обеспечивает газом силовую турбину мощностью до 20 Мет). Расчетная продолжительность их использования — от 200 до 1 000 ч в год, длительность непрерывной работы от 1 до 15 ч в сутки (пуски иногда 2—3 раза в сутки), при работе на жидком топливе к. п. д. 24—27% (для зимних режимов несколько выше). К началу 1967 г. общая мощность подобных установок в энергетике составляла около 5 тыс. Мет. Следует отметить, что каждому из вновь вводимых в Великобритании паротурбинных блоков 500—600 Мет придается ГТУ с турбореактивными двигателями мощностью 17—26 Мет для аварийного резерва собственных нужд и работы в пике нагрузки. [c.103]

Параллельная работа энергосистем социалистических стран—участниц позволяет не только обеспечить долгосрочные гарантированные поставки электроэнергии странам, не располагающим достаточными для их развития природными топливно-энергетическими ресурсами, но и использовать ряд других технико-экономических преимуществ. К основным из них может быть, в частности, отнесена возможность сокращения капиталовложений в энергетику за счет уменьшения требуемых резервов мощности в энергосистемах на основе взаимной аварийной помощи и использования неодновременного прохождения максимума нагрузки в странах, а также за счет большей концентрации единичной мощности агрегатов и электростанций. [c.109]

Общий объем аварийной взаимопомощи в 1968 г. составлял около 176 тыс. кет ч. Параллельная работа позволяет снизить необходимые резервы мощности в национальных энергосистемах. Весьма показательными в данном случае являются результаты примерного расчета ожидаемого уменьшения аварийного резерва мощности по уровню 1970 г., проведенного для различной степени надежности электроснабжения по методике, разработанной Постоянной Комиссией СЭВ по электроэнергии (табл. 3-41). [c.109]

При выборе единичной мощности энергоблоков надо сравнивать возможные варианты по расчетным затратам с учетом затрат на аварийный резерв мощности в энергосистеме, обеспечивающий заданный уровень надежности электроснабжения. При сопоставлении вариантов надо учитывать исходную энергосистему или даже ЕЭС. В этом случае энергосистема состоит из разнотипных энергоблоков. [c.177]

Надежность энергоснабжения потребителей во всех сравниваемых вариантах должна оставаться абсолютно одинаковой и соответствовать Государственным нормам для заданной категории потребителей. Эта надежность обеспечивается не только определенным техническим уровнем каждого варианта установки, но и выбором необходимого для данного варианта резерва мощности в энергосистеме. При этом в каждом рассматриваемом варианте в общем случае требуются различные капитальные вложения в создание аварийного и ремонтного резерва Кр и соответствующие расходы топлива [c.87]

Капиталовложения в резервные установки зависят от коэффициента аварийного резерва энергосистемы V и определяются по формуле [c.96]

Прирост капиталовложений в резервные установки можно определить через коэффициент аварийного резерва энергосистемы [c.160]

Число генераторных агрегатов ТЭЦ должно быть минимальным. При этом наибольшая из номинальных мощностей агрегатов не должна превышать величины аварийного резерва мощности, имеющегося в районной энергосистеме. [c.292]

Единичная мощность турбоагрегатов конденсационных блоков на ТЭС, входящих в объединенные энергосистемы, выбирается возможно более крупной для данного вида топлива с учетом перспективного развития объединенной системы, а на ТЭС, входящих в изолированные системы, — на основе технико-экономического анализа с учетом аварийного резерва и затрат на сетевое строительство. [c.114]

Используя суточные графики, выбирают количество, тип и мощность отдельных агрегатов, устанавливаемых на электрической станции. При этом, как правило, суммарная мощность агрегатов должна превышать потребную по суточному графику максимальную рабочую мощность обслуживаемого района для того, чтобы обеспечивался резерв, необходимый на случай аварийного выхода из строя наибольшего из агрегатов и для проведения работ по ревизии и ремонту оборудования. Наиболее экономичная и рациональная работа электростанций достигается, когда целая совокупность их работает на общую сеть. В этом случае совокупность электростанций и электросетей носит название энергосистемы. Выбор мощности отдельных турбогенераторов определяется технико-экономическими расчетами. [c.447]

Зависимость расчетного коэффициента аварийного резерва в энергосистеме от коэффиц йента готовности технологической линии [c.168]

КИУМ для ТЭС составляет примерно 0,62 — 0,71, а всех электростанций — 0,54-0,56. Это означает, что генерирующие мощности превышают почти в 1,5 — 2 раза необходимые для выработки такого же количества энергии при работе с равномерной номинальной нагрузкой в течение года. Такое использование установленной мошности обусловливается в значительной степени неравномерностью графика нагрузки, а также необходимостью резерва (аварийного и ремонтного) в энергосистеме. Наиболее высок КИУМ для ГРЭС для отдельных районов он достигает 0,74, чему [c.353]

При возникновении системных аварий возможно возникновение дефицита мощности (например, при отключении сильно нагруженных линий электропередачи) и падение частоты. Падение частоты в подобной аварийной ситуации тормозится механической инерцией вращающихся масс турбин и генераторов, саморегулированием потребителей (снижение потребления при снижении частоты) и реализацией вращающегося резерва на ТЭС. Способность мгновенно реализовать часть вращающегося резерва характеризует мобильность ТЭС. При снижении частоты в энергосистеме ниже установленного уровня долж на действовать автоматическая частотная разгрузка (АЧР). [c.179]

Коэффициент аварийного резерва рассчитан для перспективной энергосистемы Сибири. Коэффициент готовности энергетического блока мощностью 300 МВт = 0,963, блока 500 МВт к 0,953, 5лока 800 МВт гр = 0,947 [7] коэффициенты готовности энергетической части ЭТБ рассчитаны из условия снижения аварийности энергетического оборудования на 20%, вследствие сжигания газа и кокси-ка в парогенераторе. Коэффициент готовности технологической линии для установок ТККУ-300 гл == 0,97, установок ТККУ-900 гл = [c.199]

Аварийный останов блока может привести к недоотпуску электроэнергии потребителям в часы пик нагрузки, причем величина недоотпу-ска определится площадкой са на графике продолжительности электрических нагрузок энергосистемы (см. рис. 1-4). Если этот возможный не-доотпуск электроэнергии со умножить на вероятность выхода блока из строя в течение года, можно получить величину вероятного недоот-пуска электроэнергии. Если такие расчеты проделать для всех блоков энергосистемы и сложить результаты, то можно получить суммарный вероятный недоотпуск электроэнергии. Для того чтобы вероятный суммарный недоотпуск не превосходил допустимую величину, определяемую принятой надежностью электроснабжения, в энергосистеме следует предусмотреть аварийный резерв. [c.111]

Первоначально энергию потока воды использовали в приврдах рабочих машин - мельниц, станков, молотов воздуходувок и т.д. С изобретением гидравлической турбины, электрической машины и способа передачи электроэнергии на значительные расстояния гидроэнергетика приобрела новое значение уже как направление электроэнергетики, связанное с освоением водной энергии путем преобразования ее в электрическую на гидроэлектрических станциях (ГЭС). ГЭС являются мобильными энергетическими установками, выгодно отличающимися от тепловых электростанций в отношении регулирования частоты, покрытия пиковых нагрузок и обеспечения аварийного резерва энергосистемы. [c.152]

Наличие вращающегося резерва для покрытия деф1щита мощности в аварийных ситуациях— важнейшее условие надежной работы энергосистемы. [c.58]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...