Структура мощности ГЭС

На фиг. 13-2 показана структура мощностей ГЭС. Случай (д) соответствует ГЭС без регулирования БР). Соотношения ясны из чертежа [c.159]

Интересно отметить, что ГЭС, сооруженные в 4-й пятилетке, по структуре мощностей составляют примерно [c.157]

Структура мощностей системы, т. е. величина — гидроэнергетической характеристики см. формулу (14-14)J. Чем больше значение характеристики, т. е. чем больше в график нагрузки вливается гидроэнергии от данной ГЭС, тем меньше свободы остается в части выбора зоны работы. Влияет также структура тепловых мощностей. [c.170]

С учетом всех вышеперечисленных факторов суммарный ввод энергетических турбинных мощностей определен на пятилетие в размере 68,9 млн. кВт. С учетом складывающегося топливно-энергетического баланса структура ввода мощностей определена следующим образом на ТЭС — 35,2 млн. кВт, на АЭС — 21,3 млн. кВт и на ГЭС — 12,4 мЛн. кВт. [c.107]

В соответствии со структурой ввода мощностей, предусмотренной в одиннадцатой -пятилетке (табл. 5.1), производство электроэнергии ТЭС в последний год пятилетки составит 1105 млрд. кВт-ч или, 71,1% общего производства (в 1980 г. было произведено на ТЭС 1037,1 млрд. кВт-ч, или 80,2%). В 1985 г. производство электроэнергии на ТЭС увеличится всего лишь на 6,5%, тогда как на АЭС и ГЭС —на 75%. Производство электроэнергии ТЭС в европейской части страны в 1985 г. практически сохранится на уровне 1980 г. [c.111]

Структура ввода в действие мощностей определена из установленного прироста произ водства электроэнергии на АЭС и ГЭС. Ввод в действие мощностей на АЭС и ГЭС-В одиннадцатой пятилетке составит 48,9 % общего ввода по стране. [c.281]

Показатели эффективности ТЭС должны учитывать не только непосредственные затраты по сооружению и эксплуатации ТЭС соответствующего типа, но и происходящее при этом изменение затрат по энергосистеме в целом [129, 165, 166]. Предлагаемая методика основывается на рассмотрении всей совокупности ТЭС, выделенной из энергосистемы с учетом основных ее связей и в первую очередь связей по режиму производства электроэнергии. Хотя такое выделение совокупности ТЭС в определенной степени условно, оно может быть осуществлено достаточно корректно, если известны мощность и режим использования ГЭС и межсистемных ЛЭП [162]. С учетом этого обстоятельства задача определения показателей эффективности развития ТЭС в системе перспективных технико-экономических расчетов занимает промежуточное положение между задачей оптимизации структуры энергосистем и изложенной выше задачей выбора рациональных стратегий развития ТЭС. [c.209]

Если и сезонной мощности окажется недостаточно, то придется устанавливать специальные ремонтные агрегаты. Использование этих ремонтных агрегатов должно быть равномерным в течение года. Приведенные соображения показывают, что планирование ремонта определяется структурой ЭэС. Так, для тепловых электростанций очевидно, что ремонт целесообразно проводить летом в период спада тепловой мощности, а для ГЭС —в период недостатка воды или снижения напора. [c.69]

Существующая система транспортной энергетики Дагестана включает в себя элементы вводного, воздушного, железнодорожного и автомобильного транспорта. Последний вид транспортных средств превалирует в транспортной энергетике. Мощность автотранспорта РД более чем в 7 раз превышает мощность Чиркейской ГЭС и представляет серьезную угрозу для экологии. В структуре топливно-энергетических ресурсов, расходуемых транспортной энергетикой, 11 % составляет электроэнергия, а 89 % - топливо. Сохранение существующей структуры приведет к тому, что ежегодные затраты на топливо при мировых ценах на нефтепродукты достигнут около 500 млн долларов. [c.12]

Размещение аварийного резерва определено для каждой ОЭС в зависимости от структуры мощности электростанций, баланса мощности, с учетом сокращения этого резерва за счет работы объединений в составе ЕЭС СССР. При сокращении аварийного резерва выполнялось требование минимального сетевого строительства для передачи резервной мощности. В объединениях, где доля ГЭС составляет более 30% общей установленной мощности электростанций, резерв мощности ОЭС предусматривается не менее 15%. Создание такого резерва мощности позволит обеспечить надежное электроснабжение пот ребителей и в маловодные годы. [c.105]

Рассмотрение условий покрытия переменной части графиков нагрузки энергосистем СССР в одиннадцатой пятилетке, а также на перспективу до 1990 г. -noKasbi-вает, что в восточных энергосистемах (Сибирь, Казахстан, Средняя Азия и Восток) доля ГЭС в общей структуре мощностей является достаточной для обеспечения переменной части графика нагрузки. [c.205]

Укрупнение энергоблоков на АЭС дает еще больший э1<ономи-ческпй эффект, чем для ТЭС и ГЭС. Это объясняется спецификой структуры капиталовложений в АЭС и отсутствием собственных нужд , а также некоторым уменьшением удельного расхода урана на первую загрузку реактора. По зарубежным даннгям, повышение электрической мощности корпусных ВВЭР с 500 до 1000 МВт дает снижение удельных капиталовложений на 20— 30%. Не меньшие выгоды ожидаются от повышения мощности канальных графито-водяных реакторов. В СССР в период 1965— 1975 гг. осуществился переход от реакторов мощностью 350— 400 МВт к реакторам мощностью 1000 МВт [29]. [c.164]

Структура электрогенерирующих источников существенно дифференцируется в территориальном разрезе в связи с различиями в уровнях и режимах электропотребления, условиях обеспеченности энергоресурсами, сравнительной эффективности транспорта топлива и электроэнергии в разных ЭЭС. В районах Западной Сибири (без Тюмени) основной прирост мощностей будет осуществляться за счет строительства ТЭЦ, преимущественно на кузнецком и привозном канско-ачинском угле, и новой КЭС на канско-ачинском угле, а также за счет получения электроэнергии из Восточной Сибири. В Тюменской РЭЭС в 1-й фазе основную роль в структуре генерирующих мощностей будут играть собственные источники базисной мощности— КЭС и ТЭЦ на газе. В дальнейшем основной прирост генерирующих мощностей будет осуществляться за счет получения энергии от Сибирских ГЭС или КЭС КАТЭКа и частично за счет развития собственных источников — КЭС и ТЭЦ на газе. В Восточной Сибири, для которой характерна хорошая обеспеченность не только дешевым топливом, но и гидроресурсами, удельный вес ГЭС составит к концу 1-й фазы примерно 40%, а остальная часть будет приходиться на КЭС и ТЭЦ, преимущественно на канско-ачинских и иркутских углях, а также местных углях Забайкалья. [c.214]

В соответствии со структурой ввода в действие энергетических. мощностей из общих капитальных вложений в электроэнергетику в 1981 —1985 гг. предусматривается направить на строительство электростаиций — 73%, в том числе АЗС (включая A T)—35%, ТЭС — 23%, ГЭС — 15%1 электрических сетей—18%, тепловых сетей—3%, другие затраты —6%. При этом капитальные вложения на строительство АЭС и ГЭС увеличиваются по сравнению с десятой пятилеткой почти в 1,5 раза. [c.283]

Намеченная структура ввода в действие энергетических мощностей и линий электропередачи с учетом необходимого задела для. ввода мощностей в двенадцатой пятилетке потребует значительного, более чем в 1,5 раза, увеличения мощностей строительпо-монтажпых организаций, участвующих в сооружении АЭС, и в 1,2 раза оргаиизаций, сооружающих линии электропередачи, при сохранении мощностей организаций, строящих ТЭС и ГЭС. [c.288]

Основные фонды электроэнергетики отличаются высокой стоимостью, что вызвано применением на АЭС и ГЭС сложных технических сооружений, а также перемещением строительства электрических сетей и ТЭС, работающих на низкокалорийных углях, в восточные и северные районы страны. Увеличение сметных стоимостей и сроков строительства, а также структура вводимых в действие энергетических объектов и соответствующих основных фолдов оказывают влияние на повышение их стоимости. Так, доля АЭС и ГЭС, более дорогих чем ТЭС, увеличится в общей стоимости основных производственно-промышленных фондов с 21% в 1980 г. до 30% в 1985 г. В одиннадцатой пятилетке предусматривается значительный ввод мощности на электростанциях Эки-бастузского и Канско-Ачинского угольных месторождений удельная. стоимость строительства электростанций увеличивается за счет осуществления мероприятий по охране окружающей среды. Следует также отметить, что в стоимости основных фондов электроэнергетики значительную часть составляет стоимость зданий, с00 ружений и передаточных устройств, непосредственно в производстве электроэнергии не участвующих, доля которых в 1980 г. была около 65% стоимости всех промышленнопроизводственных фондов. [c.298]

Производство электроэнергии в ЕЭЭС осуществляется тепловыми электростанциями (ТЭС) на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф), конденсационными электростанциями (КЭС) и ТЭЦ, АЭС и гидроэлектростанциями (ГЭС) (включая гидроаккумулирующие электростанции - ГАЭС), суммарная установленная мощность которых к концу 1990 г. составила 292 ГВт. На ТЭС приходится несколько более 2/3 этой мощности, доля ГЭС (и ГАЭС) и АЭС составляет соответственно около 18 и 13%. Структура генерирующих мощностей в различных ОЭЭС, входящих в ЕЭЭС, различна существенно больший удельный вес АЭС по сравнению с другими ОЭЭС - в ОЭЭС Закавказья, [c.21]

Как известно, эконсмические оценки по типам электростанций" в принципе могут быть получены как оценки оптимального плана в результате расчетов по линейным математическим моделям оптимизации структуры энергосистем, увязанным должным образом с решением задачи оптимизации топливно-энергетического баланса [129, 168]. Однако размеп-ность таких моделей ограничивается вычислительными возможностями современных ЭЦВМ, что приводит к необходимости использовать в них весьма укрупненную и агрегированную исходную информацию. Кроме того, в этих моделях достаточно сложен, а в ряде случаев практически невозможен учет нелинейных зависимостей, в частности режимов электропот-реблевия и технико-экономических характеристик оборудования. Б связи с этим получаемые с помощью линейных моделей оптимизации структуры энергосистем результаты, в том числе и оценки оптимального плана, следует рассматривать как сугубо укрупненные и характеризующие лишь основные направления развития энергосистем, такие, как масштабы развития отдельных типов электростанций (ГЭС, КЭС, АЭС) и размеры магистральных перетоков мощности и энергии. Дальнейшая же детализация решений по развитию различных типов электростанций, в частности ТЭС, долн<на производиться с применением нелинейных математических моделей и в том числе специальных моделей по определению экономических оценок ТЭС. [c.211]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...