Развитие - энергосистема
Cтраница 2
Особенно важно знать развитие энергосистем в союзных республиках, бывших окраинах России. Здесь наглядно видна мудрая ленинская национальная политика Коммунистической партии. [16]
При разработке схемы развития энергосистемы, выборе параметров и конфигурации электрической сети, выполнении проектов электростанций и ПС проводятся необходимые расчеты с целью проверки работоспособности электрической сети в нормальных и послеаварий-ных режимах. Расчеты базируются на параметрах оборудования электростанций ( генераторы) и основного электротехнического оборудования ПС ( трансформаторы, выключатели и др.), показатели которых рассматриваются ниже. [17]
 |
Принципы устройства и действия первичного регулятора частоты вращения. [18] |
В начальный период развития энергосистем поддержание частоты на определенном уровне возлагалось на центробежные регуляторы частоты вращения ( РЧВ), которыми снабжаются все тепловые и гидравлические турбины. [19]
При составлении схемы развития энергосистемы ( проектные институты и отделы перспективного развития РЭУ) с помощью точных оптимизационных программ типа КРМ-86 и PROCOM-3, PROCOM-4, строятся внешние характеристики технико-экономической эффективности КРМ ( см. рис. 3.15 и 3.16) и на основе их анализа выбирается определяющий критерий оптимизации min АР, max Umin или min AQ. [20]
На первых этапах развития энергосистемы, когда еще не создана сеть линий сверхвысокого напряжения, а существуют отдельные электропередачи, как например, Волгоград - Москва, Куйбышев - Москва, Братск - Иркутск, для двухцепной передачи принципиально возможны два решения при выборе схемы передачи: связанная и блочная. В практике проектирования и строительства мощных двухцепных передач в СССР в результате разработки многих сопоставительных вариантов и исследования ряда отдельных вопросов принято использование связанных схем электропередачи, имеющих распределительные устройства сверхвысокого напряжения на питающем н приемном концах передачи, а также промежуточные переключательные пункты или промежуточные понизительные подстанции. Сборные шины 330 - 500 кВ этих объектов в начале, конце и в нескольких промежуточных пунктах связывают параллельные линии сверхвысокого напряжения. Объясняется это тем, что обеспечение высоких значений пропускной способности одной цепи при блочной схеме значительно труднее, чем при связанной, вследствие отсутствия поперечного секционирования передачи на промежуточных пунктах. При проектировании электропередачи 400 кВ Куйбышев - Москва с пропускной способностью 1 150 МВт нагрузка блочной передачи, по условиям обеспечения устойчивости, не могла быть определена выше 400 МВт, что требовало сооружения трех параллельных цепей и было экономически совершенно неприемлемо. [21]
В реальных условиях развития энергосистемы указанные зависимости имеют более сложный характер вследствие наложения нескольких процессов. [22]
При разработке схемы развития энергосистемы, выборе параметров и конфигурации электрической сети, выполнении проектов электростанций и ПС проводятся необходимые расчеты с целью проверки работоспособности электрической сети в нормальных и послеаварий-ных режимах. Расчеты базируются на параметрах оборудования электростанций ( генераторы) и основного электротехнического оборудования ПС ( трансформаторы, выключатели и др.), показатели которых рассматриваются ниже. [23]
Общая задача оптимизации развития энергосистем может быть сформулирована как задача целочисленного программирования. [24]
Поиск оптимального варианта развития энергосистемы осуществляется путем технико-экономического сравнения вариантов развития и структуры энергосистемы. Сравниваемые варианты развития генерирующих мощностей должны формироваться из наиболее совершенных для проектируемой энергосистемы типов электростанций. [25]
Переход от анализа изолированного развития энергосистем, имеющих в своем составе гидростанции, к рассмотрению их объединения ведет к изменению участия ГЭС в покрытии графиков нагрузки. [26]
 |
Схема проточной части многоступенчатой реактивной турбины. [27] |
В связи с развитием энергосистем единичные мощности турбин современных электростанций достигают весьма больших величин. Создание крупных агрегатов дает значительную экономию по стоимости оборудования и сооружений электростанции. Однако по условиям резервирования единичная мощность турбоагрегата недолжна превышать 6 - 8 % от мощности энергосистемы. В результате взаимодействия этих факторов единичные мощности турбин электростанций достигают величины порядка 150000 - 250000 кет со все возрастающей тенденцией повышения их мощности: в ближайшие 3 - 5 лет до 300000 - 400 000 кет, а в дальнейшем и до 600000 кет и более. [28]
В связи с развитием энергосистем и их объединением между собой большое внимание уделяется обеспечению оптимального режима, достигаемого с помощью синхронных компенсаторов, при котором потери в ЛЭП минимальны, а передаваемая по ним активная мощность максимальна. Установленная мощность синхронных компенсаторов, требуемая для обеспечения оптимального режима, составляет обычно 25 - 30 % от пропускной мощности ЛЭП, а в отдельных случаях она может достигать 40 - 50 % от мощности приемной подстанции. Установленная мощность синхронных компенсаторов на одной современной приемной подстанции составляет не менее 50 4 - 100 MB А, а на крупных подстанциях доходит до 400 ч - 500 MB А. Установка нескольких синхронных компенсаторов относительно небольшой единичной мощности на одной подстанции в таких условиях нецелесообразна, так как это привело бы к возрастанию капитальных затрат и к большим потерям мощности. Поэтому с развитием энергосистем растет и единичная мощность строящихся синхронных компенсаторов. [29]
Десятая пятилетка в развитии энергосистем характеризуется дальнейшим развитием автоматизации диспетчерского управления и началом работ по автоматизации организационно-хозяйственного управления. Наибольшее количество автоматизировано подсистем реализации энергии. [30]
Страницы: 1 2 3 4