Резерв мощности системы, виды резерва

Система может обладать средствами восстановления двух типов I - оперативные средства восстановления в виде запасов, резервов мощности, резервных мобильных средств для выполнения жизненно важных функций системы (при возможности диспетчерского управления) II - средства долговременного (фундаментального) восстановления непосредственно пострадавших при воздействии объектов. [c.252]

На графике рис. 9-12 показано, что избыточная сверх потребляемой мощность турбоагрегатов необходима для обеспечения резерва мощности. Различают три основных вида резерва мощности вращающийся горячий резерв, аварийный резерв и ремонтный резерв. Вращающийся (или горячий) резерв 1 р] представляет избыток мощности в работающих турбоагрегатах сверх требуемой графиком нагрузки. Этот избыток мощности (резерв) работающих агрегатов может быть использован для мгновенного приема нагрузки ( подхвата нагрузки) в случае внезапного (аварийного) понижения мощности любого из параллельно работающих на станции (или в системе) турбоагрегатов или отключения питающей линии электропередачи. Поэтому такой вращающийся резерв иногда называют также резервом подхвата. [c.254]

Нормирование уровней избыточности в различных звеньях системы (резервов производственных мощностей, запасов энергоресурсов, запасов пропускных способностей связей) и разработка нормативов технического обслуживания оборудования и аппаратуры (виды, периодичность и длительность осмотров, ремонтов и других видов обслуживания) опираются в первую очередь на экономические оценки. Дополнительно применяются также экспериментальные исследовательские расчеты и учитываются данные, характеризующие прошлый опыт. [c.391]

Для анализа условий покрытия требований нагрузки следует составить для электроэнергетической системы баланс мощностей и баланс энергии. В части общих показателей и графических представлений выработка и нагрузка сходны. Но для приходной части вводятся свои особые показатели. Особенно важен показатель располагаемой мощности. Рассмотрение баланса мощностей показывает, какие требования предъявляются к электростанциям, на которые возлагается определенная рабочая мощность и разные виды резервирования. Для аварийного резерва применяется вероятностный метод расчета с экономическим обоснованием. Для ремонтного расчета можно использовать провал в годовой кривой календарной нагрузки.Большое значение имеет снижение связанной мощности и сведение к минимуму дублирования мощности. [c.70]

МОЩНОСТИ. Увеличение пропуска пара через ЦСД идет постепенно из-за наличия паровой емкости системы промежуточного пара. Поэтому первоначальный наброс нагрузки составляет лишь часть максимального наброса, который достигается через 10—20 с за счет дополнительной мощности ЦСД п ЦНД. Рост выработки пара котлом за счет форсирования топки происходит также с запаздыванием 20—60 с в зависимости от вида топлива. На рис. 19.2,а показано изменение параметров энергоблока во времени при набросе паровой нагрузки. Наброс нагрузки обеспечивается наличием вращающегося резерва по турбине и горячего резерв з по котлу. Эффективность наброса нагрузки характеризует мобильность энергоблока. [c.272]

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]

При блочных схемах резервирование мощности осуществляется не отдельными турбоагрегатами, а целыми блоками. Применение блочных схем позволяет сократить число резервных котлоагрегатов в системе, так как ири отсутствии поперечных связей отпадает необходимость установки на каждой электростанции специальных резервных котлоагрегатов. При выполнении резерва в виде блоков из-за меньшей степени готовности котлоагрегатов приходится устанавливать большее число блоков, чем потребовалось бы резервных турбоагрегатов при схемах с поперечными связями. [c.257]

Оптимальная величина резерва генерирующей мощности при заданной пропускной способности связей соответствует минимуму приведенных затрат по системе в целом, куда входят затраты на резервную мощность и ущерб у потребителей от педоотпуска электроэнергии. При этом ЕЭЭС СССР может рассматриваться в виде ряда узлов (систем) с межсистемными связями ограниченной пропускной способности. Представим ЕЭЭС на перспективном уровне развития трехузловой системой (рис. 8.4) и оцепим влияние пропускных способностей связей между ними и балансовых потоков мощности на величину аварийного резерва мощности. Суточные графики нагрузки систем показаны на рис. 8.5, удельные капиталовложения в резервную мощность принимались равными 200 руб./кВт, а удельный ущерб от недоотнуска электроэнергии — 0,6 руб./кВт-ч. [c.177]

Пояснить различие двух рассматриваемых видов отказов - работоспособности и функционирования - можно на примере ЭЭС с одним узлом потребления (рис. 1.11). В момент ty в связи со спадом нагрузки N снижена включенная мощность системы за счет вывода части агрегатов в ненагруженный резерв тем самым мощность ненагруженно-го резерва увеличена с до R . В момент произошло аварийное отключение (аварийный останов) одного из генерирующих агрегатов системы (мощностью AN), в результате чего включенная мощность и рабочая мощность системы понизились на величину AN. Произошел отказ работоспособности системы. Однако отказ работоспособности не сопровождался отказом функционирования системы, поскольку включенная мощность по-прежнему превышала нагрузку N. В момент 3 в результате роста нагрузки включенная мощность оказалась недостаточной для покрытия требуемой нагрузки. Произошел первый отказ функционирования. В момент был обеспечен ввод в работу всей мощности ненагруженного резерва R (время ввода резерва 4 - то привело к восстановлению нормальных условий функционирования (продолжительность первого отказа функционирования [c.58]

Важную роль в повышении надежности ЕЭЭС СССР могут играть некоторые виды потребителей регуляторов, проектами которых предусматривается частичное отключение их нагрузки при аварийных ситуациях в системе без серьезного ухудшения технологических процессов и без допущения брака продукции. Такие потребители должны иметь необходимые резервы своих производств, дополнительные склады (запасы) материалов, соответствующую автоматику и т. д. Следует стремиться к тому, чтобы в аварийных ситуациях отключались только такие потребители-регуляторы, для которых стоимость дополнительных мероприятий по обеспечению нормального производственного процесса при отключениях от ЕЭЭС меньше, чем капиталовложения в резервную мощность ЭЭС. [c.108]

Условия развития ЕГСС заставляют комплексно решать проблему оптимального резервирования в системе, имея в виду как запасы газа (в ПХГ и газопроводах) для регулирования многолетней и сезонной неравномерности газопотребления и для компенсации последствий отказов и аварий (страховые запасы), так и резервы производственных мощностей. При этом по мере все большей концентрации мощностей по добыче и подготовке газа повышается значимость задачи размещения запасов газа по территории. [c.28]

Предотвращение каскадных аварий в ЭЭС достигается, с одной стороны, квалифицированной работой оперативно-диспетчерского персонала, задающего предстоящие режимы с учетом возможных аварийных ситуаций в различных прогнозируемых условиях работы системы (включая состояние оборудования, наличие резервов, ожидаемые метеоусловия и т.д.) и настройку систем управления, с другой - надежной работой систем управления (релейной защиты, проти-воаварийной автоматики, ЭВМ, работающих в темпе процесса, систем связи и передачи информации). Из упоминавшихся выше 200 каскадных аварий 99% было прекращено действием автоматики и оперативно-диспетчерского персонала и только в двух случаях (1%) вследствие недостаточной мощности потребителей, подключенных к автоматике частотной разгрузки (АЧР), в небольших районах произошло их полное погашение. Из табл. 1.4, где указаны виды автоматики, действием которой в основном обеспечивалось прекращение развития каскадных аварий, видно, что в большинстве случаев развитие аварии было прекращено быстродействующей автоматикой деления системы. Кроме того, большую роль играет автоматика, обеспечивающая разгрузку линий электропередачи (изменением баланса мощности за счет быстрой загрузки или разгрузки генераторов, в том числе их отключения, отключения нагрузки, отключения электропередач), и АЧР. В ряде случаев в ход ликвидации аварии должён был вмешаться и оперативно-диспетчерский персонал. [c.68]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...