Коэффициенты нагрузки станции

Коэффициент нагрузки станции равен отношению средней нагрузки за какой-либо период работы станции к максимальной ее нагрузке (пику), имевшей место в течение этого периода, и характеризует равномерность нагрузки станции (графика нагрузки) [c.349]

Задача 7.1. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью iV=50 10 кВт каждый. Определить количество выработанной энергии за год и коэффициент использования установленной мощности, если площадь под кривой годового графика нагрузки станции F—9,2 10 м и масштаб графика т = 9 10 кВт ч/м . [c.199]

Задача 7.2. На электростанции установлены два турбогенератора мощностью Л =25 10 кВт каждый. Определить среднюю нагрузку станции и коэффициент использования установленной мощности, если количество выработанной энергии за сод Э = 3010" кВт ч. [c.199]

Задача 7.4. Определить число часов использования максимума нагрузки и коэффициент резерва электростанции, если площадь под кривой годового графика нагрузки станции i =8,5 10 " м, масштаб графика /и = 8,8 10 кВт ч/м , число часов использования установленной мошности Гу = 5500 ч и максимальная нагрузка станции 12,5 Ю" кВт. [c.200]

Задача 7.7. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью N=25 10 кВт каждый. Определить коэффициенты использования установленной мощности, нагрузки и резерва, если количество выработанной энергии за год = = 394,2 10 кВт ч и максимальная нагрузка станции Л = 65,2 10 кВт. [c.201]

Коэффициент средней нагрузки станции f D— 70 —0>815. [c.485]

Коэффициент использования максимума нагрузки станции [c.486]

Поэтому себестоимость электроэнергии зависит также от среднегодового коэффициента нагрузки турбоагрегатов станции и годового использования установленной мощности [c.523]

Как видно из графика, суммарный максимум нагрузки электростанции меньше, чем арифметическая сумма максимумов отдельных потребителей. Доля участия нагрузки каждого потребителя в общем максимуме нагрузки станции называется коэффициентом попадания [c.14]

Для характеристики использования установленной мощности и условий ее работы применяются коэффициенты, подобные коэффициентам, характеризующим нагрузку станции ( 9). [c.17]

Определить коэффициент резерва для той же станции, если известно, что максимальная нагрузка станции составляет 2i тыс. кет. [c.22]

Коэффициент использования станции, выражающий отношение выработанной станцией за период Т энергии к тому количеству энергии, которое могло бы быть выработано при непрерывной полной нагрузке всех машин за период времени Т-. [c.348]

Если станция в момент максимума работала с полной установленной мощностью =yVj, ), то коэффициент нагрузки становится рав- [c.349]

Коэффициент резерва. Коэффициентом резерва называется отношение установленной мощности к максимальной нагрузке станции, т. е. [c.349]

Этот коэффициент характеризует запас мощности при максимальной нагрузке станции (в момент пика нагрузки). [c.349]

Режим работы электрических станций оценивается коэффициентом использования установленной мощности, коэффициентом нагрузки, коэффициентом резерва, числом часов использования установленной мощности и числом часов использования максимума нагрузки. [c.209]

Задача 7.3. Определить число часов использования установленной мощности и коэффициент нагрузки электростанции, если установленная мощность электростанции ЛУУ = 16-10 кВт, максимальная нагрузка станции Л =13,6-10 кВт, площадь под кривой годового графика нагрузки станции по продолжительности / = 8-10 и масштаб графика т= 1 10 кВт-ч/м . [c.211]

Задача 7.6. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью Л = 50-10 кВт каждый. Определить число часов использования установленной мощности и коэффициент резерва станции, если количество выработанной энергии за год Э р = 788,4- 10 кВт-ч и коэффициент нагрузки йн= 0,69. [c.212]

Коэффициент полезного действия современных ТЭС с паровыми турбинами достигает 40 %, с газовыми турбинами — не превышает 34 %. На ТЭС с паротурбинным приводом возможно использование любого вида топлива газотурбинные станции пока используют только жидкое и газообразное. Однако паровая турбина не столь маневренна, как газовая. Дело в том, что давление пара, подаваемого в турбину, высокое — до 23,5 МПа и корпус турбины для обеспечения прочности очень массивен. Это не позволяет быстро и равномерно прогреть паровую турбину при пуске. Газовые турбины работают при давлениях рабочего тела не более 1 МПа, их корпус много тоньше, прогрев осуш,ествляется быстрее. Поэтому газотурбинные агрегаты на ТЭС рассматриваются в перспективе как пиковые — для обеспечения выработки электроэнергии при кратковременном увеличении в ее потребности — для снятия пиков электрической нагрузки. [c.185]

Датчик устройства установлен непосредственно в газоходе в зоне температур около 400 С. Помимо фиксации параметров, контролируемых штатными приборами станции (в том числе нагрузки В и коэффициента избытка воздуха а), определяли содержание О2, 80з, СО, N0 в уходящих газах, а также потери теплоты с химической неполнотой сгорания 3. [c.97]

Таким образом, коэффициент использования максимума нагрузки равен произведению коэффициента средней нагрузки установки за время ее работы и коэффициента рабочего времени. Так как нормально для современной станции е = 1, то и, следовательно, [c.484]

Для более подробного анализа работы станции часто приходится анализировать ночные режимы работы с минимальными электрическими и тепловыми нагрузками. Для теплофикационных турбин характерными являются три режима максимальный зимний, средний зимний и летний режим со средней нагрузкой горячего водоснабжения. Для турбин Т-100-130 и Т-175-130 интерес представляет режим при максимальных теплофикационных отборах турбин. Включение трубного пучка в конденсаторе дает возможность сократить потери теплоты в конденсаторе турбины, исключить расход электроэнергии на работу циркуляционных насосов и получить дополнительно от турбин от 10 до 36 МВт теплоты на базе потока пара, проходящего в конденсатор турбины. При этом режиме последние ступени турбины работают при повышенном давлении в конденсаторе, так как в трубный пучок подается обратная сетевая вода при температуре 50-—70° С. При этом необходимо учесть снижение внутреннего относительного к. п. д. последних ступеней турбины, а также изменения в работе сетевых подогревателей турбины в связи с подогревом сетевой воды в трубном пучке. Необходимые данные для расчета могут быть получены на основе промышленных испытаний турбин с включенным трубным пучком в конденсаторе. При проектировании новых типов турбин приходится предварительно определять расход пара по аналитическим формулам например, для турбины с двумя регулируемыми отборами с учетом коэффициента регенерации — по формуле [c.82]

Теплофикационные электростанции строят вблизи потребителей тепла, при этом используется обычно привозное топливо. Работают эти электростанции наиболее экономично (коэффициент использования тепла достигает 60—70%) при нагрузке, соответствующей тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть низкого давления турбин и в конденсаторы. Единичная мощность агрегатов составляет 30—250 МВт. Станции с агрегатами до 60 МВт включительно выполняют в тепломеханической части с поперечными связями по пару и воде, в электрической части — со сборными шинами 6—10 кВ и выдачей значительной части мощности в местную распределительную сеть. Станции с агрегатами 100—250 МВт выполняют блочного типа с вьщачей мощности в сети повышенного напряжения. Надо отметить, что ТЭЦ, как и КЭС, существенно влияют на окружающую среду. [c.92]

Рис. 88. Зависимость коэффициентов полезного действия катодных станций КСГ-500 (1) и КС-400 (2) от нагрузки.

Рис. 98. Зависимость коэффициента полезного действия катодных станций КС Г-500 (/) и КС-400 (2) от нагрузки

В частности, величина коэффициента мощности, соответствующая максимальному значению активной нагрузки промышленного предприятия, а также средней годовой активной нагрузке, имеет большое значение, в условиях проектирования электроснабжения, при выборе мощности электрооборудования станций и подстанций [c.47]

Коэффициент мощности всегда меньше единицы, так как активная мощность меньше кажущейся. Только в случае чисто активной нагрузки, когда вся мощность является активной, коэффициент мощности будет равен единице. Поэтому чем большую часть кажущейся мощности составляет активная, тем меньше числитель отличается от знаменателя и тем ближе коэффициент мощности к единице. Задача состоит в том, чтобы заставить протекать по линии к потребителю только минимально необходимую реактивную мощность, т. е. увеличить коэффициент мощности. Низкий коэффициент мощности потребителя приводит к увеличению полной (кажущейся) мощности электрических станций и трансформаторов, к понижению КПД генераторов и трансформаторов, к возрастанию потерь мощности и напряжения в проводах и увеличению сечения проводов. Это приводит к тому, что приходится учитывать не только активную мощность, забираемую потребителем от электростанции,, но и реактивную. Поэтому потребитель, имеющий реактивную нагрузку, обязан установить электросчетчики активной и реактивной нагрузок. [c.32]

Задача 7.3. Определить число часов использования установ-лешюй мощности и коэффициент нагрузки электростанции, если установленная мощность электростанции N L= 6- 10 кВт, максимальная нагрузка станции Л =13,6 10 кВт, площадь под [c.199]

Этот коэффициент характеризует использование мощности, необходимой для покрытия максимальной нагрузки. Действительно, работая в течение суток постоянно с нагрузкой станция выработала бы Л/л с-24 тыс. квтч, в то время как фактически она вырабатывает Э" " тыс. квтч. [c.16]

Существенным показателбхМ яшляется коэффициент резерва А, равный отношению установленной мощности станции к максимальной нагрузке станции [c.19]

В каждом отдельном случае необходимо делать сравнительные технико-экономические расчеты для различных типов энергетических установок. Характерным примером обоснованного выбора типа энергетической установки для покрытия пиковых нагрузок является выбор агрегатов для газотурбинной электростанции близ Бэр-Поинт на о. Ванкувер в Британской Колумбии. Изучение нагрузок гидроэнергосистемы Британской Колумбии показало, что необходимая мощность пиковых станций была равна 20 000—40 000 кет к концу лета 1957 г. и около 80 000 кет к концу 1957 г. Коэффициент нагрузки для новой станции при работе ее на номинальной нагрузке будет около 25%. Были произведены сравнения трех типов установок паротурбинной, газотурбинной и дизельной. Поскольку расход топлива не играет решающей роли для пиковой станции, то паровая турбина была признана непригодной для такого графика нагрузки. Поэтому основное сравнение производилось для дизельных установок и газотурбинных без регенерации и с регенерацией. Для сравнительных расчетов были приняты следующие показатели установок (табл. 1-1). [c.8]

В тех случаях, когда в покрытии графика нагрузки участвуют агрегаты или станции разной экономичности, число часов использования и коэффициенты нагрузки отдельных агрегаток и станций будут иметь иное значение, чем величины этих же показателей для суммарного графика нагрузки. Как показано на рис. 8-6, более экономичное оборудование, как обеспечивающее меньший расход топлива, следует использовать в течение года с большим числом часов работы и, следовательно, с большей степенью загрувки, обеспечиваемой нижней частью (т. е. базовой частью) годового графика нагрузки. Соответственно этому менее экономичное оборудование вытесняется в верхнюю — пиковую часть графика и работает меньшее число часов при резко переменной нагрузке. В итоге коэффициент средней нагрузки / [c.194]

Оптимальная среднегодовая степень золоулавливания на ГРЭС № 1 при ПДК = 0,3 мг/м оценивается в 93 %. При такой очистке максимальные разовые концентрации не превысят четверти ПДК. При вводе двух станций южного промузла КАТЭКа концентрация золы в зонах максимального загрязнения, имеющих локальный характер, не превысит половины ПДК. Учитывая ряд дополнительных факторов (пыление угольных разрезов, золовые и пылевые выбросы мелких объектов местного значения, неизбежные колебания коэффициента золоулавливания, временное повышение зольности угля и т. п.), следует считать необходимым обеспечение номинальной (для расчетной максимальной нагрузки) степени очистки дымовых газов от золы для всех ГРЭС не ниже 98 %. [c.275]

Коэффициент запаса прочности зависит от многих факторов, к которым можно отнести разброс свойств данного металла по пределу текучести, пределу длительной прочности и пределу ползучести, анизотропию свойств металла детали, масштабный фактор и механические характеристики при одноосном напряженном состоянии. К этим факторам можно отнести также возможность пульсирующей нагрузки (с переменными интервалами по времени и температуре), степень корродирования (и вид его) по времени и эрозионный износ. Большое значение имеет степень ответственности детали, в частности — опасность в случае аварии для персонала станции, особые пусковые и аварийные режимы, термические напряжения, переходная температура хрупкости, состояние поверхности, уровень остаточных (в том числе в поверхностном тонком слое) напряжений, концентрация напряжений и целый ряд других важных факторов. [c.27]

Разработка головных образцов газо-мазутных горелок большой единичной мощности осуществляется также Всесоюзным теплотехническим институтом (ВТИ) совместно с Районным энергетическим управлением, (РЗУ) Баигкирэнерго и Подольским машиностроительным заводом имени Орджоникидзе (ЗиО) [Л. 109]. Эта работа производится с учетом опыта ряда станций Баш-кирэнерго, где за последние 3—4 года по инициативе и под руководством инж. Ф. А. Липинского на котлах ТП-230, ПК-10, ТГМ-84 и др. освоены циклонные мазутные горелки производительностью по мазуту до 10 т/ч. В этих горелках осуществляется практически полное сжигание жидкого топлива с коэффициентом избытка воздуха за водяны.м экономайзером, равным 1,01—1,02 при работе котлов не только при базовой нагрузке, но и в регулируемых режимах. [c.131]

В качестве типичного примера теплоэлектроцентрали с газовыми двигателями Вяртсиля может служить ДВС-ТЭЦ Stovring (Дания), введенная в эксплуатацию в 1995 г. Станция оборудована тремя газовыми двигателями типа 16V25SG с водогрейными КУ. Электрическая мощность такой ДВС-ТЭЦ составляет 8,4 МВт, тепловая 10,86 МВт, коэффициент использования теплоты топлива 90 %. Режим работы муниципальной ТЭЦ — пиковый, с пусками в периоды пиков нагрузки, а также при высоких тарифах на электроэнергию. Теплота горячей воды, выработанная за период производства электроэнергии, аккумулируется в баке вместимостью 3500 м и используется для теплоснабжения в периоды простоя ДВС-ТЭЦ. [c.486]

Гидроэлектростанции сооружаются там, где имеются гидроресурсы, а также условия для строительства, что часто не совпадает с расположением потребителей электроэнергии. При сооружении ГЭС обычно пытаются решить комплекс задач, а именно выра ботка электроэнергии, улучшение условий судоходства, орошение. Единичная мощность гидроагрегатов достигает 640 МВт. Электрическую часть выполняют по блочным схемам генераторы — трансформаторы с вьщачей мощности в сети повышенного напряжения. Гидроагрегаты высокоманевренны разворот, синхронизация с сетью и набор нагрузки требуют 1—5 мин. При наличии водохранилищ ГЭС может быть целесообразно использована для работы в пиковой части суточного графика нагрузки системы с частыми пусками и остановами агрегатов. Коэффициент полезного действия ГЭС составляет 85—87%. Станции существенно влияют на водный режим рек, рыбное хозяйство, микроклимат в районе водохранилищ, а также на лесное и сельское хозяйства, поскольку создание водохранилищ связано с затоплением значительных полезных для народного хозяйства площадей. [c.93]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...