ТЭЦ, режим работы в энергосистеме

При низком переходном сопротивлении колебания напряжения на выходе ВЭУ должны компенсироваться обычными генерирующими установками. Если колебания напряжения будут значительными (т. е. если степень участия ВЭУ в балансе мощности энергосистемы велика), это крайне отрицательно отразится на регулировании нагрузки и напряжения во всей сети. Колебания выходной мощности ВЭУ происходят в течение большей части времени работы установки в соответствии с этим меняется и степень их влияния на режим работы сети. Воздействие колебаний выходной мощности ВЭУ можно сгладить аккумулированием энергии. Существуют различные методы сглаживания этих колебаний в зависимости от того, какой будет энергия, запасаемая в аккумулирующей установке. Эти методы можно подразделить на [c.146]

При работе энергосистемы всегда возникают отклонения реальной потребляемой и производимой мощностей от запланированных значений. Система управления помимо поддержания мощности блока в соответствии с заданным диспетчерским графиком (базисным или полупиковым) должна реагировать на небаланс производимой и потребляемой мощности, участвуя в регулировании частоты системы. Степень такого участия может быть различной. Система регулирования мощности блока может быть спроектирована так, что при отклонении частоты системы мощность турбогенератора меняется только на короткое время за счет использования аккумулирующей способности пароводяного контура, а мощность реактора остается неизменной, заданной диспетчерским графиком (базисный режим системы регулирования). В СССР в таком режиме работают, на- [c.139]

Если в момент наброса турбина несла номинальную нагрузку и в результате наброса нагрузка возросла сверх допустимой, то ее следует уменьшить до величины, разрешаемой заводом-изготови-телем. Если после наброса нагрузка не превысила предельно допустимую, то необходимо стабилизировать новый режим и выяснить причину наброса. Если наброс был следствием работы системной автоматики или понижения частоты в системе и при этом установилась нагрузка, соответствующая изменившемуся режиму работы энергосистемы, разгружать турбину нельзя до поступления соответствующих распоряжений начальника смены электростанции. При снижении параметров следует потребовать от персонала котельного отделения их восстановления. [c.103]

Автоматическое управление ТЭС обеспечивает режим работы станции, исходя из оптимального режима энергосистемы в целом, а также надежность ее работы и исключение аварий из-за неправильных действий персонала. [c.202]

РЕЖИМ РАБОТЫ ТЭЦ С ОДНОТРУБНОЙ СИСТЕМОЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В КРУПНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ [c.106]

Режим работы в энергосистеме бесконечной мощности. Для этого режима можно считать, что агрегат работает в условиях практически неизменной частоты. Агрегат работает либо по заданному графику нагрузки, либо в режиме регулирования мощно-58 [c.58]

Однокорпусный режим работы дубль-блоков допускается как исключение при особых затруднениях в прохождении- минимума электрической нагрузки энергосистемы. [c.155]

Частота вращения электрического генератора не является пара метром, полно характеризующим режим работы (прежде всего на грузку) ГТУ в емкой энергосистеме. Таким параметром во всея случаях может служить температура газов. [c.173]

РЕЖИМ РАБОТЫ ТЭЦ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ [c.308]

Наивыгоднейшим является такой режим работы промышленной ТЭЦ, при котором в условиях обеспечения надежности электроснабжения, использования нетранспортабельных отходов топлива и т. п. имеет место минимум расхода топлива или себестоимости электроэнергии в энергосистеме. Расчеты для определения наивыгоднейшего участия данной ТЭЦ в покрытии совмещенного графика электрической нагрузки энергосистемы выполняются после установления наивыгоднейшей тепловой нагрузки ТЭЦ и распределения ее между турбогенераторами (см. выше). Для обеспечения наивыгоднейшего распределения электрической нагрузки между отдельными электростанциями необходимо, чтобы в каждый момент времени выполнялось равенство [c.308]

В условиях СССР кратковременные толчки, воспринимаясь энергосистемой в целом, практически не оказывают никакого влияния на режим работы отдельных электростанций, а регулирование суточного графика ведется всеми электростанциями энергосистемы, а том числе и [c.7]

Из уравнения (9.2) следует, что восстановление установившегося режима возможно только при изменении одного из моментов или М . Воздействие на удаленных и рассредоточенных потребителей электрической энергии с целью изменения их мощности, конечно, невозможно, если не считать частотную разгрузку в энергосистеме. Поэтому для паровых турбин остается единственный способ регулирования — воздействие на момент, развиваемый паром на рабочих лопатках. Иными словами, при изменении нагрузки сети и смещении момент-ной характеристики генератора следует также сместить и моментную характеристику турбины (рис. 9.1, кривая 4) изменением расхода пара. Новый равновесный режим работы будет достигнут в точке с при частоте вращения п ., лишь незначительно превышающей. [c.239]

В первый период развития атомной энергетики доля мощности АЭС в системах была невелика и можно было допустить их работу с постоянной (номинальной) мощностью в течение всей кампании (базисный режим). Уменьшение производимой мощности в периоды минимумов осуществлялось тепловыми и гидравлическими станциями, которые могут работать в пиковом (полная остановка каждые сутки на ночь и частичная разгрузка днем) или полупиковом (только частичная разгрузка днем и ночью) режимах. По мере увеличения доли мощности АЭС в энергосистемах возникнет необходимость разгрузки и АЭС, так как даже при остановке всех других станций в системе суммарная установленная мощность АЭС будет больше требуемой. Необходимость изменения мощности АЭС возникает даже в том случае, если установленная мощность АЭС будет меньше минимальной потребности энергосистемы, так как существуют технико-экономические ограничения на допустимую разгрузку других станций. Полная остановка и запуск блока АЭС представляет собой сложный и длительный процесс, поэтому в настоящее время АЭС работают только в базисном или полупиковом режимах. [c.139]

При авариях в энергосистеме, когда срабатывают аварийные защиты, отключающие генератор от сети, энергоблок должен перейти в режим выработки электроэнергии на собственные нужды. Полностью прекращать выработку электроэнергии при отключении от сети нежелательно, так как при этом затруднилось бы электроснабжение собственных нужд, в том числе и ГЦН. Кроме того, при сохранении генератора в работе уменьшается время, требуемое для последующего включения блока в сеть после ликвидации аварии в энергосистеме. [c.140]

Однако бывают случаи, когда обслуживающий персонал, желая обеспечить для своего блока постоянный режим, вводит ограничитель мощности и при этом еще дополнительно подпирает клапаны в сторону открытия, вращая механизм управления в сторону Прибавить . При этом получается, что система регулирования выведена из работы. В таком состоянии турбина не может участвовать в поддержании частоты системы, что особенно плохо отражается при авариях в энергосистемах. Подпирание клапанов в сторону открытия при введенном ограничителе мощности затрудняет удержание турбины на холостом ходу при сбросе нагрузки. Поэтому не следует вводить ограничитель мощности без особой необходимости. [c.171]

Режим регулируемого отбора пара должен быть таким, чтобы турбина всегда работала с величиной отбора, близкой к номинальному. При небольшой величине отбора следует проверить экономическую обоснованность сохранения турбоустановки в работе. При малом тепловом потреблении иногда выгоднее получать электроэнергию из энергосистемы, а пар — из котельной через РОУ. [c.110]

Капитальный ремонт котельного агрегата должен производиться 1 раз в 1—2 года. С разрешения главного инженера энергосистемы допускается удлинение периода между капитальными ремонтами, если по своему состоянию котел может обеспечить дальнейшую надежную работу. Текущий ремонт производится по мере необходимости, но не реже 1 рача в год. [c.124]

Когда программа суточной оптимизации работает совместно с программой оптимизации долгосрочных режимов ГЭС, то для каждых анализируемых среднесуточных мощностей и напоров ГЭС определяется оптимальный суточный режим энергосистемы, а по нему — среднесуточные относительные приросты, которые используются в программе оптимизации долгосрочных режимов ГЭС. [c.78]

II этап — предварительный расчет или оценка расхода пара на турбину. Для стандартных типов турбин рекомендуется определять расход пара по заводским диаграммам режимов, если известны электрическая мощность и расход пара к внешним тепловым потребителям из регулируемых отборов турбины. Обычно расчет тепловой схемы выполняется для нескольких характерных режимов работы, зависящих от вида тепловой нагрузки потребителей, от графика работы станции в энергосистеме и от климатических условий района. Для технологической тепловой нагрузки обычно характерным режимом является максимальный зимний режим, т. е. максимальный расход пара на технологические нужды при номинальной или максимальной электрической мощности турбогенератора. Вторым характерным режимом для этого типа турбин является минимальный летний [c.81]

Заданными величинами являются температура в ЭК-2 г, их расход 0 , температура воды и ее расход 0 1 входе в экономайзер низкого давления, температура воды иа входе в экономайзер высокого давления и ее расход >в2> параметры пара и конденсата в регенеративных подогревателях, температура питательной воды на входе в фиксатор tф, начальные и конечные параметры рабочих тел в паровой и газовой частях блока. Характерными режимами работы для таких установок являются максимальный (номинальный режим), когда изменение мощности оптимизируемой установки компенсируется изменением замещаемой мощности в энергосистеме, и частичные режимы, когда установленная мощность блока задается графиком нагрузки. Переменная часть расчетных затрат. [c.222]

Гидроэлектростанции вырабатывают самую дешевую электроэнергию. Они способны выходить на режим максимальной мощности в сотни раз быстрее, чем тепловые и атомные электростанции. Это особенно важно при автоматизированном управлении энергосистемами, прежде всего при возникновении и компенсации Пиковых нагрузок. Такое преимущество в большой степени зависит от надежной работы подпятников турбин (особенно при пуске), которые воспринимают вес ротора и водяной напор — в общей сложности десятки меганьютонов. В ряде случаев, после 15—30, а иногда и после 2—3 пусков агрегат необходимо останавливать, разбирать и восстанавливать подпятник. [c.12]

При проектировании тепловой электростанции расчёт тепловой схемы проводится для ряда характерных режимов работы оборудования. Для промышленных ТЭЦ, имеющих связь с энергосистемой, характерные режимы определяются в основном тепловой нагрузкой. Наиболее важным для выбора оборудования является режим, соответствующий максимальной зимней отопительной и промышленной тепловой нагрузке. [c.365]

Если турбина работала в объединенной энергосистеме, это же воздействие МУТ приведет к возрастанию мощности турбины при неизменной частоте вращения (режим, соответствующий точкам 3), поскольку из условия А/ = - А следует, что уменьшенная площадь сечения слива в регуляторе должна быть скомпенсирована равным по абсолютному значению увеличением площади сечения слива /, обратной связи сервомотора при движении его в сторону открытия регулирующих клапанов. [c.242]

Режим работы гидроагрегата (или группы гидроагрегатов) в энергосистеме, где агрегаты способны в определенных пределах регулировать частоту. Для этого режима основными требованиями, предъявляемыми к регулятору скорости, являются наибольшая чувствительность и точность регулирования частоты, оптимальное быстродействие при минимальной колебательности процесса регулирования. Для этого режима, как и для режима холостого хода, возможны возмущающие воздействия как по нагрузке, так и в виде управляющего сигнаоЧа. [c.59]

Поскольку естественный режим работы ПЭС не согласуется с режимом электропотребления, неизбежны либо непосредственная компенсация колебаний энергоотдачи с помощью ТЭС, либо аккумулирование приливной энергии в водохранилищах ГЭС (или АЭС) с последующей вьщачей энергии по требуемому для потребителей (или энергосистемы) режиму. [c.134]

Режим. парогенератора в обычных условиях поддерживается системой автоматического регулирования. Однако заложенные в систему регулирования задачи не всегда совпадают с требованиями эксперимента. Действительно, o HOiBHbie возмущения приходят на блок со стороны энергосистемы. Под действием частоты сети, регуляторов нагрузки, а также в силу неравномерностей системы регулирования турбоа(грегата расход -пара на него находится в процессе непрерывных колебаний и изменений. Это в свою очередь передается главному регулятору парогенератора, который приводит в соответствие с выдачей пара расходы топлива и воздуха. Далее возмущение распространяется на тягу, питание водой, систему пылеприготовления и т. д. Для стабилизации процесса по пару необходимо в первую очередь ликвидировать возмущения, вызванные турбиной. На блоке с одним парогенфатором самым простым и эффективным решением бывает отключение регулирования турбоагрегата и заклинивание клапанов. Режим этот получил название работы на скользящих параметрах и широко применяется в эксплуатации. Недостаток его состоит в том, что аварийное отключение турбины при неполной нагрузке не сопровождается срабатыванием настроенных на максимальное давление предохранительных клапанов [c.135]

Можно привести такой пример. Несмотря на практически доказанную во Франции возможность работы АЭС (с реакторами PWR) в режиме следования за графиком нагрузки энергосистемы, включая полупиковый режим, расчеты показали, что эксплуатация АЭС при среднегодовом ф=0,4Ч-0,5 (3500—4300 ч/год) нерентабельна и не обеспечивает конкурентоспособность АЭС по сравнению с ТЭС на угольном топливе из-за увеличения стоимости производимой электроэнергии, ее удорожания вследствие низкой с )ондоотдачи и возрастания постоянной (амортизационной) составляющей себестоимости. [c.398]

Гидроаккумулирующие электростанции предназначены для выравнивания суточного графика энергосистемы по нагрузке. В часы минимальной нагрузки они работают в насосном режиме (перекачивают воду из нижнего водоема и запасают энергию) в часы максимальной нагрузки энергосистемы агрегаты ГАЭС работают в генераторном режиме, принимая на себя пиковую часть нагрузки. ГАЭС сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в часы пик. Их выполняют из ряда блоков, вьщающих энергию в сети повышенного напряжения и получающих ее из сети при работе в насосном режиме. Агрегаты высокоманевренны и могут быстро переводиться из насосного режима в генераторный или в режим синхронного компенсатора. Коэффициент полезного действия ГАЭС составляет 70 75%. Их сооружают там, где имеются источники водоснабжения, а местные геологические условия позволяют создать напорное водохранилище. [c.93]

Беокорреиционный нейтральный водный режим на протяжении нескольких лет отрабатывался эмпирическим путем на ряде ТЭС. В дальнейшем была проведена совместная работа Гамбургской энергосистемы и Мюнхенского Университета по теоретическому обоснованию нейтрального водного режима энергоблоков с. к. д. и с. в. д. [c.11]

Применения С. к. обширны. Так, С. к. позволяет генераторам переменного тока, синхронным моторам и др. нелинейным системам входить в синхронный режим и устойчиво работать в пределах конечной полосы частот, а также позволяет неск. генераторам устойчиво работать на общую сеть энергосистемы или неск. радиопередатчикам на одну антенну. С. к. используется при создании умножителей и делителей частоты. В сложных нелинейных системах, генерирующих неск. частот, возможна С. к. на различных комбинац. частотах системы. Напр., С. к. на разностной частоте применяется при синхрониза11 ии мол лазера. Больным с нарушением ритма сердца вживляют электронный синхронизатор сердечного ритма (т. н. [c.687]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...