Графики электрических нагрузок

При проектировании и организации рациональной эксплуатации теплофикационных устройств и теплоэлектроцентралей большое значение имеет график продолжительности тепловых нагрузок, который строят аналогично графику электрических нагрузок. [c.447]

В этих условиях возникает потребность в специальном маневренном оборудовании. В настоящее время в стране такое оборудование имеется лишь в виде газотурбинных установок, которые по их технико-экономическим показателям целесообразно использовать в пиковой части графика электрических нагрузок. Реальным органическим топливом для маневренных паротурбинных или парогазовых агрегатов могли бы быть кузнецкие угли. Однако такое оборудование в настоящее время отсутствует и для создания его потребуется время. Масштабы его использования будут ограничиваться возможностями транспорта угля из Кузбасса в центральные районы страны. [c.27]

Магнитогидродинамический (МГД) способ получения электроэнергии по сравнению с традиционными паротурбинными энергоблоками аналогичной мощности обеспечивает значительную экономию топлива и сокращение расхода технической воды в системе водоснабжения примерно на 30%. МГД-энергоблок позволяет осуществлять регулирование мощности в широких пределах, в связи с чем может быть использован в качестве маневренного блока для покрытия полупиковой части графика электрических нагрузок энергосистемы, хотя ввиду высокой эффективности наиболее целесообразным является использование МГД-энергоблока в базовой части графика. [c.124]

В течение одиннадцатой пятилетки повышается годовой коэффициент использования среднегодовой мощности АЭС, рассчитанный с учетом графика ввода в действие новых энергоблоков и их вывода на проектную мощность с 71% в 1980 г. до 78 /о в 1985 г. Это может быть достигнуто при достаточно высокой эксплуатационной надежности АЭС, уже фактически имевшей место в десятой пятилетке, а также при условии продолжения работы АЭС и в одиннадцатой пятилетке, в основном в базисной части графика электрических нагрузок. На уровне 1985 г. суммарное годовое потребление электроэнергии в европейских районах СССР определяется примерно в 870 млрд. кВт-ч при совмещенном максимуме электрических нагрузок 146 млн. кВт и соответственно годовом числе часов использования максимума около 6000 (68%). В этих условиях участие АЭС в покрытии максимума будет на уровне 23% максимума нагрузок, что подтверждает реальность высокого годового использования мощности АЭС. В отдельных энергосистемах, например ОЭС Северо-Запада, число часов использования максимума нагрузок относительно низкое, а удельный вес АЭС более высокий, что, однако, не может ограничивать использование АЭС в силу наличия мощных электрических линий, которыми АЭС /присоединяются к ЕЭС СССР АЭС Северо-Запада (кроме Кольской), Центра и Юга — на напряжении 750 кВ, АЭС — Нововоронежская, Ростовская и Балаковская — на напряжении 500 кВ и АЭС — Армянская, Крымская и Кольская — на напряжении 330 кВ. [c.143]

Таким образом, в течение одиннадцатой пятилетки задача привлечения АЭС к работе в переменной части графика электрических нагрузок еще не приобретает особой остроты. Вместе с тем предварительные расчеты показывают, что в последующий период при дальнейшем росте удельного веса мощности АЭС в общей мощности электростанций значительно повысятся требования к маневренной способности АЭС, в связи с чем ставится задача решить в течение одиннадцатой пятилетки все нео бходимые технические вопросы с тем, чтобы впоследствии на АЭС устанавливалось оборудование, способное надежно и длительно работать при переменных электрических нагрузках. [c.144]

В условиях параллельной работы ЕЭС СССР и ОЭС стран — членов СЭВ в 1980 г. было обеспечено увеличение поставок мощности из СССР в социалистические страны на 1,2 млн. кВт, а суммарный эффект от совмещения графиков электрических нагрузок и резервов мощности составил более 2 млн. кВт. [c.199]

Возрастание в структуре генерирующих мощностей ЕЭС СССР (без ОЭС Сибири) доли энергоблоков на закритические параметры пара, имеющих ограниченные возможности регулирования нагрузки, и АЭС, практически не участвующих регулировании, создает трудности в покрытии ночных провалов графиков нагрузки, прежде всего, в зоне ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга, имеющих наиболее неравномерные графики электрических нагрузок. Переход на предельные минимальные нагрузки энергоблоков и отключение значительной части оборудования на КЭС с поперечными связями не 204 [c.204]

Б зависимости от режимных показателей работы холодильных установок и годовых графиков электрических нагрузок объединенных энергосистем (ОЭС) замыкающие затраты на электрическую энергию определяются по данным работы [63]. [c.211]

Значительная стоимость АЭС с БН и наработка в реакторах этих электростанций нового топлива (плутония) делают наиболее целесообразной эксплуатацию их в базовой части графиков электрических нагрузок. Все это в большой степени осложняет [c.87]

Математическая модель рассматриваемой установки позволяет провести тот же круг исследований, что и описанная выше модель пиковой ПГУ. Число часов использования мощности данной установки в году принято равным 7000, поскольку она предназначена для работы только в базовой части графика электрических нагрузок энергосистем. Варьирования числа часов использования не производилось. Величина расчетных затрат на топливо принята равной 12 руб т у. т. по данным разработок топливно-энергетического баланса, что соответствует стоимости высокосернистого мазута в европейской части СССР на перспективу. [c.145]

В прежние годы покрытие переменной части графика электрических нагрузок осуществлялось за счет ГЭС и мелких ТЭС с устаревшим оборудованием. По мере ввода мощных энергоблоков, особенно на сверхкритических параметрах, покрытие переменной части графика становится все более затруднительным. С массовым вводом атомных электростанций, которые пока работают лишь в базисной части графика нагрузок, еще более обостряется проблема покрытия минимума нагрузок в ночные часы и выходные дни. Технико-экономические расчеты показали, что покрытие этого минимума нагрузок путем кратковременных остановок специальных энергоблоков выгоднее, чем глубокая разгрузка обычных блоков. Таким образом, необходимо создание оборудования, приспособленного к ежедневному пуску и останову. [c.43]

В настоящее время графики электрических нагрузок энергосистем характеризуются большой неравномерностью резкие пики нагрузок в утренние и вечерние часы, провалы в ночные часы и выходные дни, а также необходимостью обеспечения быстрого повышения и снижения нагрузок. [c.22]

Условия работы ТЭС, определяющие потребный расход в технической воде. Расчетные расходы охлаждающей воды при всех системах водоснабжения и параметры охладителей при оборотных системах принимаются на основании техникоэкономического выбора оптимальной кратности охлаждения конденсатора, выполненного при среднемесячных гидрологических метеорологических факторах среднего года с учетом суточного графика электрических нагрузок и графика ремонта турбин. При этом для теплофикационных турбин типов Т и ПТ расчетный расход охлаждающей воды и параметры охладителей определяются по расходу пара в конденсаторы в летний период при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия летних тепловых нагрузок. [c.160]

Рис. 2.9. Примерный суточный график электрических нагрузок для ОЭС Центра

В ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга, имеющих наиболее неравномерные графики электрических нагрузок, при прохождении ночных провалов графика нагрузок приходится останавливать блочное оборудование на ночь с подъемом нагрузки к утреннему максимуму. В соответствии с техническими требованиями к маневренности энергоблоков с конденсационными турбинами нижний предел регулировочного диапазона для прохождения ежесуточного минимума нагрузки должен быть равен или меньше [c.43]

В Табл. 2-1 на основании данных [1 и 10] приведены показатели возможных годовых и суточных графиков электрических нагрузок ЭТУ и их связь с нагрузкой на характерных режимах. Сравнение различных графиков электрических нагрузок позволяет определить усредненный интервал изменения коэффициентов с = 0,60-1-0,8 р = 0,6-1-1,0. Коэффициент 5 зависит от числа выбираемых характерных режимов и предельно может изменяться от 0 до 1., [c.62]

При анализе графика электрических нагрузок необходимо выделять и так называемую его полупиковую зону. Число часов использования установленной мощности оборудования, покрывающего эту часть графика, не превышает 3—4 тыс. в год, причем г ночной период такое оборудование останавливается. В полупиково режиме работы используются конденсационные паротурбинные установки мощностью до 200 МВт. В базовой части графике нагрузок используются в первую очередь атомные электростанции что объясняется их большими капитальными вложениями и относительно низкой топливной составляющей. [c.64]

Схема такого энерготехнологического блока с промежуточной газовой емкостью (аккумулятором) показана на рис. 6-12. Здесь энергетическая часть блока, состоящая из парогенератора ПГ, паровой турбины ПТ и электрогенератора Г при достаточной емкости газового аккумулятора ГА работает с переменной нагрузкой в соответствии с заданным суточным графиком электрических нагрузок. Технологическая часть, состоящая из блока пиролиза БП, системы газоочистки ГО, работает с постоянной нагрузкой, обеспечивающей суточную выработку электрической энергии и химической продукции. [c.171]

Работа технологической и энергетической частей с помощью газового аккумулятора производится таким образом, что в период пониженной электрической нагрузки большую часть газа пиролиза закачивают компрессором К с электродвигателем Д в газохранилище, где происходит его накопление. При повышенной электрической нагрузке осуществляется подача этих продуктов из аккумулятора в топку парогенератора. При заданном суточном графике электрических нагрузок и известных удельных расходах топлива энергоблока легко определить запас газа в аккумуляторе. Соответственно рассчитываются и затраты энергии на его закачку. [c.171]

В соответствии с графиком электрических нагрузок заданы характерные режимы первый номинальный с длительностью работы на этом режиме = = 3000 ч/год второй режим с расходом газа Gp = 17,64 кг/с длительностью работы Т2 = 3000 ч/год третий — с расходом газа 9,36 кг/с и длительностью Тз = 1000 ч/год. Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию на первом режиме йуд = 242 г/кВт-ч, втором Ьуд = 246 г/кВт-ч, третьем Ьуд = = 258 г/кВт-ч коэффициенты изменения мощности отборного пара для второго режима Fot = 0,322, для третьего режима 0,318. [c.213]

Объем измерений, а следовательно, и трудоемкость их выполнения зависят от требований, предъявляемых к точности расчетов, а также от характера графика электрических нагрузок. [c.9]

Графики электрических нагрузок [c.30]

Графики электрических нагрузок Р = / (т) показывают изменения нагрузок за рассматриваемый промежуток времени и служат, наряду со значениями средней и расчетной максимальной нагрузок, исходными материалами для решения задачи электроснабжения. [c.30]

По длительности рассматриваемого промежутка времени графики электрических нагрузок промышленных предприятий разделяются на суточные и годовые. [c.31]

Характерные суточные графики электрических нагрузок и годовой график нагрузок по продолжительности применяются для выбора основного оборудования электроснабжающих установок, причем при проектировании электростанций строятся графики активных нагрузок, а при проектировании подстанций — графики полных или кажущихся нагрузок. [c.32]

Для современных промышленных предприятий суточные графики производственных нагрузок остаются практически неизменными в течение всей рабочей части года. Поэтому для таких предприятий в большинстве случаев оказывается достаточным иметь четыре перечисленных выше исходных характерных суточных графика электрических нагрузок для построения соответствующего годового графика нагрузок по продолжительности. [c.33]

График тепловых нагрузок (суточные, годовые) характеризуется, как правило, еще большей неравномерностью, чем график электрических нагрузок. Наиболее равномерна в течение года промышленная тепловая нагрузка, кроме того, она изменяется в течение суток. Отопительная тепловая нагрузка имеет сезонный характер и зависит от климатических условий. Горячее водоснабжение определяется днями недели и резко меняется в течение суток. В результате для ТЭЦ, обеспечивающих покрытие теплофикационной нагрузки, КИУМ оказывается меньше, чем для КЭС, и КИУМ = 0,46 - 0,63. [c.354]

Удельный вес природного газа и мазута в топливном балансе тепловых электростанций в 1975 г. составлял соответственно 25,7 и 28,8%. В перспективе доля газомазутного топлива будет снижаться и целесообразно выработать наиболее рациональные пути его использования на ТЭС. Представляет определенный интерес проработать вариант перевода ТЭС, работающих на газомазутном топливе, в маневренный режим пок рытия полупи-ковой части графика электрических нагрузок. При этом, конечно, необходимо будет провести мероприятия по приспособлению оборудования к такому режиму, чтобы не снизилась надежность его работы. Такой режим работы паротурбинного оборудования приведет к некоторому повышению удельного расхода топлива на отпущенный 1 кВт-ч, но с учетом того, что число часов использования установленной мощности будет при этом снижаться, общий расход газомазутного топлива умень-щится. Это позволит использовать освобожденное топливо для высокоманевренного оборудования, которое должно работать в пиковой части графика электрической нагрузки. [c.118]

Развитие электроэнергетики этого района намечено осуществлять яа базе канско-ачинских углей и г,идроре-сурсО В. Необходимо иметь в виду, что указанные выше показатели для ГЭС определены в соответствии с проектными данными при среднем использовании их установленной мощности 4000—4500 ч в год, т. е. практически в полупикоеом режиме, а для ГРЭС — в базисном режиме. При использовании ГРЭС в режиме, аналогичном режиму ГЭС, их показатели оказываются на 15— 20% менее эффективными, чем показатели ГЭС. С учетом перспективных графиков электрических нагрузок ОЭС Сибири и экономических показателей наиболее целесообразно формировать электроэнергетические мощности в этом районе путем сочетания мощных ТЭС на канско-ачинском угле и ГЭС в примерной пропорции 60—70 и 40—30% соответственно. При этом учитывается также, что для обеспечения надежности электроснабжения необходимо обеспечить дополнительное резервирование ГЭС на случай уменьшения в отдельные годы водности рек ниже средних расчетных значений. [c.34]

По мере роста суммарной мощности АЭС и их удельного веса в общей мощности электростанций будет возникать необходимость участия АЭС в обеспечении полу-пиковой части графика электрических нагрузок, в связи с чем в десятой пятилетке были начаты научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по повышению маневренности АЭС. Однако следует иметь в виду, что в целях максимального ограничения расхода органического топлива при производстве электроэнергии, а также в силу более низкой на АЭС топливной составляющей в себестоимости электроэнергии необходимо во всех случаях обеспечивать максимальную загрузку АЭС и привлекать АЭС к регулированию графика нагрузки лищь при крайней необходимости. [c.139]

Главными направлениями оптимизации структуры переменной и пиковой частей графиков электрических нагрузок в ближайшие годы будут вывод из эксплуатации гавомазут-ных энергоблоков при одновременном использовании для этих целей старых или традиционных пылеугольных энергоблоков, ранее работавших в базисном режиме, а также использование синтетических топлив, полученных из угля, сланца или биомассы, и строительство ТЭС на угле с топками кипящего слоя. С целью замещения органического топлива в структуру электроэнергетики могут в ограийченном количестве включаться ветровые и солнечные электростанции. Из перечисленных выше направлений, вероятно, лишь традиционные пылеугольные энергоблоки и ветровые электростанции получат широкое применение в указанных целях во второй половине 80-х ГОДОВ. [c.90]

Для покрытия полупиковой части графика электрических нагрузок создаются газомазутные прямоточные парогенераторы высокоманевренных блоков мощностью 500 МВт. Эти парогенераторы спроектированы на давление острого пара 14 МПа (140 кгс/см ), температуру перегрева острого пара 515°С и промежуточный перегрев 515°С и предназначены для работы под наддувом с минимальными избытками воздуха и рециркуляцией воздуха в зону горения. [c.3]

В зоне ОЭС СССР Северо-Запада, Центра и Юга, имеющих наиболее неравномерные графики электрических нагрузок, при прохождении ночных провалов графика нагрузок при-хо штся останавливать блочное оборудование на ночь с подъемом нагрузки к утреннему максимуму. Всего в 1980 г. было проведено кратковременных режимных остановов блоков 150 МВт — 247, 200 МВт — 412, 300 МВт — 40. [c.57]

В пределах использования классических типов электростанций основой повышения экономической эффективности энергосистем является определение рациональных соотношений их мощностей в системе, включая и условия покрытия пиковых электрических нагрузок. Характер происходящих в большинстве стран изменений графиков электрических нагрузок энергосистем предъявляет определенные требования к повышению маневренности и устойчивости работы в переменных режимах основного теплосилового оборудования, в том числе крупноблочного с.высокими параметрами пара. В то же время новое блочное теплосиловое оборудование проектируется в основном, исходя из предположения его работы преимущественно в базисной части графика. Следует отметить, что имеются принципиальные возможности значительного расширения допустимого предела изменения нагрузки крупных тепловых агрегатов, работающих в блоке с двухкамерными котлами, а также более широкого регулирования нагрузки (при соответствующей конструкции котла и качества топлива) на турбинах с промышленными отопительными отборами пара, даже при полном использовании отборов (например, по данным ЛМЗ турбины типов ПТ-50/90/13 и ПТ-50/130 могут развивать экономическую мощность около 120—122% номинальной при номинальной тепловой нагрузке и у.меньшать мощность до 50—60% номинальной при снижении тепловой нагрузки до 85%). Полученные до настоящего времени результаты длительности пуска и загрузки агрегатов, в част- [c.102]

Разработка общей методики технико-экономической оптимизации энерготехнологических установок, учитывающей работу ЭТУ в заданном графике электрических нагрузок, в условиях обеспече- [c.10]

На рис. 2-3 показаны перспективные графики нагрузки электро-ганций с различными типами энергоустановок применительно к ЭС. Из анализа суточных графиков электрических нагрузок следует, го пики нагрузки имеют продолжительность 6—8 ч в сутки. Макси-альные пики электрической нагрузки длятся всего лишь 1—2 ч в утки. [c.63]

Пример 8-3. Рассчитать экономически наивыгоднеишую поверхность экономайзера высокого давления применительно к парогазовому энерготехнологическому блоку мощностью 300 МВт для заданного графика электрических нагрузок. Экономайзер выполнен из труб с наружным диаметром d = 0,03 м, внутренним вн = 0,014 м поперечный шаг Si = 0,060 м, продольный 2 = 0,06 м. Стоимость мазута = 23 руб/т удельная стоимость поверхности экономайзера Цр2 = 37 руб/м коэффициент ежегодных отчислений рр = 0,233 1/год. Основные характеристики рен имов работы и соответствующие исходные данные приведены в табл. 8-3. [c.228]

При определении размеров электронотребления промышленных предприятий необходимо применять регулирование графиков электрических нагрузок. Такое регулирование имеет целью уменьшение суммарной установленной мощности электростанций и повышение экономичности их работы и применяется в виде выравнивания или уплотнения графиков нагрузок. [c.34]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...