Действующих электростанций

Если величины 10 и 1С из (4.36) подставить в формулу (4.42), то легко получить выражения, которые связывают действующие напряжение и ток конденсатора

Действующие напряжение U и ток / меньше амплитудных

где U и / — действующие напряжение и ток. Комплексные напряжение и ток записываются в виде

Комплексные действующие напряжение и ток в показательной форме

В цепи со стороны переменного тока предусмотрены измерительные приборы, определяющие действующие напряжение и ток, а также активную мощность, со стороны выпрямленного тока — аналогичные устройства, указывающие средние выпрямленные напряжение и ток. Однолучевой электронный осциллограф ОЭ с двух-канальным коммутатором КЭ позволяет наблюдать на экране осциллографа кривые «0 = гз3(<в^) и иу := ty2((at), по которым можно определить величину угла отпирания тиристора.

В цепи со стороны переменного тока предусмотрены измерительные приборы, определяющие действующие напряжение и ток, а также активную мощность, со стороны выпрямленного тока — аналогичные устройства, указывающие средние выпрямленные напряжение и ток. Однолучевой электронный осциллограф ОЭ с двух-канальным коммутатором КЭ позволяет наблюдать на экране осциллографа кривые и0 = tyafwt) и щ == граСсоО, по которым можно определить величину угла отпирания тиристора.

Для вычислений активной и реактивной мощностей необходимо знать действующие напряжение U и ток / и разность фаз <р между ними.

При прохождении синусоидального тока через сопротивление г не только мгновенные напряжения на сопротивлении и тока в нем, но и амплитуды и соответственно действующие напряжение и ток связаны законом Ома:

Амплитуды и соответственно действующие напряжение и ток связаны соотношением, подобным закону Ома 1:

Действующие напряжение U и ток / меньше амплитудных значений в /2 раз; следовательно, действующий ток

где U, I — действующие напряжение и ток; ф — угол сдвига тока по фазе.

Таким образом, определение действительной нагрузки трансформаторов с.н. представляет сложную задачу. Реальную нагрузку этих трансформаторов можно определить опытным путем на работающих электростанциях. На основании многолетнего опыта проектирования и обследования действующих электростанций ГПИ «Теплоэлектропроект» применяет следующий способ определения нагрузки трансформаторов с.н.: мощность каждого электродвигателя принимается равной расчетной мощности на валу механизма; все электродвигатели (рабочие и резервные) принимаются присоединенными к секции; для различных групп механизмов вводятся различные коэффициенты, которые учитывают неодновременность работы, реальную недогрузку электродвигателей, коэффициент мощности, КПД; умножая суммарную нагрузку на принятый коэффициент, получают расчетную нагрузку на ТСН.

Передача электроэнергии постоянным током не требует пересмотра основного оборудования действующих электростанций и трансформаторных подстанций. При передаче электроэнергии постоянным током отпадает необходимость в синхронизации работы электростанций. Система электропередачи работает устойчиво, уменьшаются потери в ЛЭП (отсутствует поверхностный эффект в проводах, уменьшается реактивное сопротивление системы).

Эффект от использования: газа на угольной или мазутной ТЭС складывается из следующего. Улучшается сжигание топлива непосредственно в котельном агрегате за счет уменьшения потерь от недожога и потерь с продуктами отходов (шлак, зола), т. е. в конечном итоге за счет повышения КПД котла. Имеющиеся статистические данные, полученные от большого числа электростанций, показывают, что действительное повышение КПД котлов от перевода их на газ составляет 1 — 1,5%. Кроме того, сокращается расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС (на подачу топлива и его приготовление), что соответственно увеличивает отпуск электроэнергии с шин станции. При этом уменьшаются также и другие расходы, в том числе износ ряда агрегатов и затраты на производство капитальных и текущих ремонтов, повышается надежность работы оборудования. Для упрощения расчетов работающие в системе ТЭС следует группировать по их начальным параметрам пара: 1-я группа — с давлением до 2,9 — 3,5 МПа и температурой пара 425— 450° С; 2-я группа — 9,0 МПа, 500— 535° С; 3-я группа — 13 МПа, 545—565° С и 4-я группа — 24 МПа, 545/545—560/565° С. В пределах каждой группы следует также различать энергоблоки по их мощности. Оценка эффекта перевода действующих электростанций на газ ведется обычно в стоимостных показателях, т. е. по приведенным затратам на производство электроэнергии на различных видах топлива. Для более наглядного представления результаты расчетов приводятся к единице расхода природного газа.

Ко времени завершения восстановительного периода советская энергетика поднялась на качественно новую ступень, о чем можно судить по следующим данным: в 1927 г. установленная мощность действующих электростанций СССР достигла 1698 тыс. кет (из них 1595 тыс. кет — тепловые электростанции), а выработка электроэнергии возросла до 4205 млн. квт-ч (на теплоэлектростанциях 3949 млн. квт-ч). Соответствующие значения мощности и выработки электростанций (почти исключительно тепловых) для 1913 г.— 1,1 млн. кет и 2 млрд. квт-ч. Следовательно, энергетика СССР, реконструируемая на плановых началах, позволила ежегодную отдачу каждого киловатта установленной мощности станций (1120 квт-ч — 1913 г. и 2474 квт-ч— 1927 г.) увеличить в 2,2 раза. Таким образом, в 2,2 раза возросло время работы установленных агрегатов, а оборудование использовалось более 6000 час в год, или свыше 70%.

Оборудование, изготовленное на отечественных заводах, становится основой при строительстве новых и расширении действующих электростанций. «На Сталиногорской и Зуевской ГРЭС начали действовать первые два турбогенератора отечественного производства мощностью по 100 тыс. кет на .давление 29 am.

Основной областью применения ядерной энергии и угля станут новые КЭС (включая строящиеся взамен демонтируемых действующих электростанций, но исключая районы Сибири и Казахстана) и значительная часть зоны централизованного теплоснабжения. Во 2-й фазе переходного периода уголь, безусловно, эффективен в районах Урала, Сибири, Казахстана и Средней Азии, практически равно-экономичен с ядерной энергией в Поволжье и уступает ей во всех остальных районах страны.

Таблица 5.3. Сравнительная эффективность мероприятий по повышению маневренности Европейской секции ЕЭЭС за счет действующих электростанций

По экономическим показателям торфяные электростанции уступают электростанциям, использующим твердое топливо, на которых устанавливаются крупные энергоблоки. Кроме того, запасы торфа в перечисленных выше энергосистемах в значительной степени истощены, новые месторождения удалены от действующих электростанций, что снижает их экономические показатели.

По экономическим показателям торфяные электростанции уступают электростанциям, использующим твердое топливо, на которых устанавливаются более крупные энергоблоки. Кроме этого, запасы торфа в центральных районах страны (энергосистемах) в значительной степени истощены, а новые месторождения имеют малые запасы и находятся от действующих электростанций на большом расстоянии. Все это, вместе взятое, сказалось на экономических показателях торфяных электростанций.

В 1980 г. резерв мощности в целом по СССР составлял около 6% вместо нормативных 13% и при этом располагаемая мощность энергосистем была ниже необходимой на 14 млн. кВт. Для повышения надежности электроснабжения потребителей предусмотрен нормативный резерв мощности, который будет обеспечен как вводами новой мощности, так и повышением располагаемой мощности действующих электростанций за счет устранения разрывов и ограничений мощности на них. На 1985 г. необходимый резерв мощности по СССР определен в размере 33 млн. кВт.

создание 1мощных автоматизированных блоков, совершенствование эксплуатации действующих электростанций с крупными автоматизированными блоками;