Стартовая >> Архив >> АЧР энергосистем

Управляемость агрегатов электростанций - АЧР энергосистем

Оглавление
АЧР энергосистем
Введение
Влияние снижения частоты на работу энергосистемы
Допустимые отклонения частоты по условиям работы турбин
Работа установок СН электростанций при снижении частоты
Управляемость агрегатов электростанций
Статические характеристики энергосистемы по частоте
Лавина частоты
Особенности аварий в современных крупных энергообъединениях
Требования к АЧР
Категории разгрузки, уставки
Совмещение действия АЧР1 и АЧР2
Автоматическая частотная разгрузка с зависимой характеристикой
АЧР с использованием фактора скорости снижения частоты
АЧР как средство автоматической ликвидации аварии
Влияние реакции тепловых электростанций на работу АЧР
АЧР при больших дефицитах мощности
Делительная автоматика по частоте
Расчет аварийной разгрузки
Пример расчета аварийной разгрузки
Задачи и основные принципы выполнения ЧАПВ
ЧАПВ с контролем изменения частоты
Аппаратура и схемы
ИВЧ
РЧ-1
Схемы АЧР и ЧАПВ
Схемы дополнительной разгрузки и делительной автоматики по частоте
Применение микроЭВМ для аварийного управления нагрузкой
Действие АЧР и ЧАПВ в асинхронных режимах и при синхронных качаниях
АЧР как средство ресинхронизации
Специальные вопросы АЧР
Снижение частоты при отключении подстанций в цикле АПВ и АВР
Совместное использование АЧР и АВР потребителей
Особенности работы АЧР в энергосистеме с преобладанием ТЭЦ
Комбинированные АЧР и ЧАПВ
Опыт применения аварийной разгрузки в СССР
Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубежом

1.6. Управляемость агрегатов электростанций при отклонениях частоты.
Мобилизация резервов мощности

Аварийная ситуация, возникающая в энергосистеме при дефиците активной мощности и снижении частоты, должна в первую очередь ликвидироваться путем мобилизации резервов генерирующей мощности. Быстрая и полная мобилизация резервов позволяет сократить длительность работы энергосистемы с пониженной частотой, ускорить синхронизацию частей энергосистемы, если произошло ее разделение, предотвратить срабатывание АЧР или уменьшить объем и продолжительность отключений потребителей устройствами АЧР.
Наиболее быстро может быть осуществлен ввод в работу вращающихся резервов на тепловых электростанциях. Приемистость паротурбинных агрегатов и быстрота действия систем регулирования паровых турбин позволяют набирать дополнительную нагрузку за доли секунды. Неполностью загруженные паровые турбины согласно директивным материалам [54] не должны работать с введенными ограничителями мощности, а персонал должен иметь четкие указания о порядке операций по обеспечению соответствующего увеличения паропроизводительности котлов в аварийных ситуациях. Не должна допускаться также и работа на ограничителях агрегатов ГЭС. Инерционность регулирования гидротурбин примерно на порядок больше, чем паровых турбин, поэтому на многих ГЭС применяются специальные устройства ускорения набора нагрузки при понижении частоты. Этого можно достичь путем исключения изодромного элемента АРЧВ на длительное время при работе гидроагрегата синхронно с сетью или путем временного исключения этого элемента при снижении частоты.
На электростанциях, снабженных системами автоматического управления мощностью, при глубоком снижении частоты должна быть исключена возможность компенсации действия АРЧВ агрегатов и обеспечиваться возможно более полная и быстрая мобилизация имеющихся резервов мощности. Для этой цели предусматривается введение на вход системы сигнала по отклонению частоты (от корректора частоты), причем коэффициент усиления по этому каналу управления выбирается обычно равным величине, обратной статизму АРЧВ данного агрегата. Эксплуатация таких систем без частотных корректоров запрещена [54].
Важным средством мобилизации резервов мощности являются устройства автоматического пуска при снижении частоты остановленных гидроагрегатов и устройства перевода в генераторный режим гидроагрегатов, работающих в режиме синхронных компенсаторов (СК). Ввод резервной мощности в зависимости от типа агрегатов достигается за 10—30 с при переводе из режима СК и за 50—90 с при пуске из неподвижного состояния с последующим набором нагрузки. Уставка по частоте автоматики пуска резервных агрегатов гидростанций и перевода агрегатов из режима СК в активный принимается в интервале 48,8—49,7 Гц.
В настоящее время значительная часть мощности в энергосистемах вырабатывается на блочных ТЭС агрегатами 150— 800 МВт, причем доля энергоблоков с каждым годом возрастает. В связи с этим для обеспечения надежной работы энергосистем особую важность приобретают вопросы мобилизации вращающихся резервов на блочных агрегатах при снижении частоты в энергосистеме. Необходимо также участие блочных агрегатов в первичном регулировании частоты и при возмущениях в энергосистемах, сопровождающихся повышением частоты. Другими словами, в современных условиях особенно остро встает проблема обеспечения управляемости агрегатов блочных электростанций с точки зрения первичного регулирования частоты.
В период освоения энергоблоков 300 МВт регулировочные (маневренные) возможности оборудования сверхкритического давления использовались недостаточно, что обосновывалось назначением этих блоков для работы в базовых режимах, принципиальной новизной конструкций таких блоков и неизученностью их режимов. Широкое распространение получили РДС, приспосабливающие режим энергоблока не к нуждам энергосистемы, а к состоянию и режиму котлоагрегатов.
К концу 60-х годов положение существенно изменилось. С одной стороны, повысилось качество изготовления котлоагрегатов, с другой стороны, в связи с резким увеличением доли энергоблоков необходимость их использования в переменном режиме стала очевидной. Вместе с тем опыт эксплуатации показывал, что значительная часть агрегатов тепловых электростанций практически не участвует в первичном регулировании частоты. Так, при ряде аварийных возмущений со снижением частоты сначала за счет мобилизации вращающихся резервов наблюдалось ее повышение на величину, определяемую примерно статизмом АРЧВ агрегатов, после чего происходило повторное медленное, в течение нескольких минут, снижение частоты, несмотря на наличие резервов на блочных ТЭС. Это явление было исследовано НИИПТ и ОДУ Северо-Запада [5]. Эксперименты показали, что при возникновении в энергосистеме небалансов активной мощности изменение мощности блоков и, как следствие, частоты в значительной степени определяется видом регулирования паропроизводительности котлов; аналогичные результаты были позже получены и при специальных испытаниях в ОЭС Урала, Казахстана, Юга [14, 73] и в ряде других натурных экспериментов.
Статические характеристики мощности агрегатов по частоте с учетом реакции тепловой части (котла, турбины и их систем регулирования) отличаются от аналогичных характеристик только с учетом действия автоматического регулятора частоты вращения. Для таких характеристик можно также ввести понятия статизма или крутизны, которые рассчитываются по выражениям, аналогичным (1.60), (1.61), где АР— изменение мощности агрегата при изменении частоты на Δω с учетом реакции котла, турбины и их систем регулирования.
Процесс изменения мощности агрегата с учетом реакции его тепловой части при изменении частоты носит сложный характер и состоит из нескольких стадий. На рис. 1.20 приведена типичная экспериментальная кривая изменения мощности неполностью загруженного регулируемого энергоблока при быстром (типа аварийного) снижении частоты [63]. Она представляет сумму двух процессов: изменения мощности за счет аккумулированной теплоты (кривая 1) и изменения мощности, связанного с регулированием котла, т. е. с изменением подачи топлива (кривая 2).
Изменение мощности энергоблока при снижении частоты
Рис. 1.20. Изменение мощности энергоблока при снижении частоты (экспериментальные кривые)
Результирующая кривая 3 состоит из четырех характерных участков. На первом участке (аб) в результате быстрого открытия регулирующих клапанов турбины под действием АРЧВ мощность изменяется практически ступенчато (за время в пределах 1 с) при одновременном быстром изменении (снижении) давления. Рост мощности определяется увеличением открытия клапанов части высокого давления (ЧВД) турбины и ограничивается снижением давления перед турбиной. На втором участке (бв) мощность изменяется примерно по экспоненте с постоянной времени промперегрева Тпп, а давление перед турбиной снижается незначительно.
Протекание процесса на третьем и четвертом участках (вг и гд) полностью определяется динамическими свойствами котла и его систем регулирования. На участке вг давление и соответственно мощность остаются неизменными или несколько снижаются. Продолжительность процесса на этом участке определяется в основном топочной частью котла. На участке гд идет процесс восстановления давления и рост мощности до установившегося значения. Этот процесс близок к экспоненте с постоянной времени котла (пароводяной части), составляющей для различных современных котлов Тк=80 ч-200 с. При отсутствии регулирования производительности котла весь процесс изменения мощности энергоблока характеризуется кривой 1. В этом случае снижение мощности после ее первоначального подъема за счет аккумулирующей способности котла происходит с той же постоянной времени котла.
Ряд блочных агрегатов ТЭС эксплуатируется без автоматического регулирования паропроизводительности котлов при изменении нагрузки турбин или на постоянство расхода топлива.
зменение мощности энергоблока во времени при снижении частоты
Рис. 1.21. Изменение мощности энергоблока во времени при снижении частоты (исходная нагрузка 80%, резерв мощности 20%, расчет на ЭВМ):
1 — без учета котла (с учетом только действия АРЧВ при постоянстве давления пара перед турбиной), 2— в отсутствие регулирования котла при изменении загрузки агрегата или при регулировании на постоянство расхода топлива, агрегат с прямоточным котлом, 3—то же, агрегат с барабанным котлом, 4-агрегат с прямоточным котлом и РДС; 5— агрегат, работающий на скользящих параметрах при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины; 6- то же при части (60%) полностью открытых регулирующих клапанах турбины, 7 —агрегат с прямоточным котлом и главным регулятором котла

Рис. 1.22. Статические характеристики по частоте энергоблоков 300 МВт (испытания в ОЭС Урала, 1971 г. ):
Статические характеристики по частоте энергоблоков 300 МВт
1 — энергоблок с РДС; 2 — энергоблок, работавший на скользящих параметрах при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины; 3 — энергоблок С автоматическим регулированием паропроизводительности котла в соответствии с мощностью турбины
Мощность такого блока близка к первоначальной, которую вырабатывал агрегат до возмущения (кривая 1 на рис. 1.20, кривые 2 и 3 на рис. 1.21), т. е. коэффициент крутизны статической характеристики по частоте агрегата с учетом реакции котла в этом случае кг2=0. При этом процесс снижения мощности у блока с прямоточным котлом идет быстрее (7=100-120 с), чем у блока с барабанным котлом (Т=200 с).
На энергоблоках с прямоточными котлами, турбины которых оснащены РДС, паропроизводительность котла не зависит от нагрузки агрегата (турбины), а давление пара перед турбиной поддерживается путем воздействия РДС на регулирующие клапаны турбины. При снижении частоты, когда за счет действия АРЧВ агрегат набирает мощность, давление перед турбиной падает и РДС, прикрывая регулирующие клапаны турбины для восстановления давления, вновь снижает мощность блока до первоначальной (рис. 1.21, кривая 4). Таким образом, РДС блокирует действие АРЧВ турбин. У такого агрегата также 0 (рис. 1.22).
Ряд блоков эксплуатируется на так называемых скользящих параметрах пара при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины. Их мощность в нормальных режимах изменяется не путем изменения открытия регулирующих клапанов, а за счет изменения параметров пара. При всех полностью открытых регулирующих клапанах такие блоки вообще, не реагируют на снижение частоты (рис. 1.21, прямая 5), они также имеют коэффициент крутизны статической характеристики кг2 — 0 (рис. 1.22).
Таким образом, блоки, у которых паропроизводительность котла не зависит от нагрузки турбины или регулируется на постоянство расхода топлива, а также блоки с РДС и работающие на скользящих параметрах пара при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбин не принимают участие в мобилизации резервов мощности в энергосистеме. Резерв мощности на них практически «заперт». У тех же блоков, за исключением блоков, работающих на скользящих параметрах, мощность в установившемся режиме остается неизменной и при повышении частоты (рис. 1.22). Таким образом, указанные выше блоки практически не участвуют в первичном регулировании частоты.
Такая реакция блоков в аварийных ситуациях может приводить к тяжелым последствиям. Проиллюстрируем это двумя случаями, имевшими место в эксплуатации.
В первом случае три энергосистемы отделились от ОЭС с небольшим дефицитом мощности, в результате чего частота в них первоначально снизилась до 49,3 Гц. На электростанциях отделившихся энергосистем имелся достаточный резерв мощности, сосредоточенный в основном на двух ГРЭС, причем четыре блока 150 МВт и блок 300 МВт (все с прямоточными котлами) этих ГРЭС работали с РДС. Вначале блоки в результате действия АРЧВ набрали нагрузку, в результате этого давление перед турбинами упало, а затем РДС восстановили давление пара, разгрузив блоки до нагрузки ниже первоначальной (рис. 1.23). В результате этого частота снизилась до 47,8 Гц и действием АЧР были отключены потребители суммарной мощностью 270 МВт, хотя фактически имевшийся в отделившихся энергосистемах вращающийся резерв примерно вдвое превышал это значение.
Во втором случае произошло отделение одной из ОЭС с избытком мощности и повышением частоты в ней до 50,8 Гц. В результате действия АРЧВ агрегатов через несколько секунд все станции ОЭС, в том числе и крупная ГРЭС (семь блоков по 300 МВт), снизили свою нагрузку.

Рис. 1.23. Изменение частоты в отделившейся части ОЭС: а — частота; б — давление перед турбиной; в — мощность энергоблока 150 МВт; РДС включен
Однако через 2 — 3 мин агрегаты ГРЭС, на которых были установлены РДС, в результате действия этих регуляторов восстановили первоначальную нагрузку, что в условиях разгрузки всех остальных станций ОЭС привело к существенному увеличению перетоков по внутрисистемным связям, нарушению их устойчивости и тяжелому развитию аварии.
Автоматическая мобилизация резервов мощности энергоблоков крупных ТЭС с высокими и сверхвысокими параметрами пара может быть решена с помощью так называемых главных регуляторов котлов (регуляторов давления пара перед турбиной, воздействующих на котел) или других аналогичных систем автоматического регулирования котла, воздействующих при изменении режимных параметров (давления, частоты и др.) на изменение паропроизводительности котлов и приводящих ее в соответствие с положением регулирующих клапанов турбины. Такие регуляторы обеспечивают набор котлами необходимой нагрузки при аварийном дефиците мощности в энергосистеме (см. рис. 1.20 — 1.22) и разгрузку котлов при повышении частоты (см. рис. 1.22). При наличии таких регуляторов установившееся значение мощности будет соответствовать новому положению регулирующих клапанов турбины или даже несколько превышать его. Таким образом, для таких агрегатов к2=к1 (рис. 1.22). При этом процесс изменения мощности блока с барабанными котлами при автоматическом регулировании по давлению в барабане значительно более инерционен, чем в блоках с прямоточными котлами.
Проведенные Союзтехэнерго и ВНИИЭ испытания на Костромской и Конаковской ГРЭС выявили большие возможности восприятия набросов нагрузки до 30% номинальной мощности энергоблоками с прямоточными котлами сверхкритического давления (рис. 1.24). При испытаниях не выявилось недопустимого отклонения параметров. Результаты, полученные на Костромской и Конаковской ГРЭС (котлы ТГМП-114 и ПК-41), подтверждаются также испытаниями, проведенными Свердловэнерго на Рефтинской ГРЭС (котлы ПК-39) и Среднеуральской ГРЭС (котлы ТГМП-114).
Описанные испытания, а также исследования работы блоков 300 МВт на скользящем давлении выявили значительно большую, чем предполагалось, надежность большинства типов котлоагрегатов по гидродинамике. В соответствии с проектами на всех блоках с прямоточными котлами, исходя из возможности нарушения гидродинамики, устанавливалась мгновенно действующая защита от снижения давления в некоторой точке парового тракта котла, действующая на отключение блока (для блоков 300 МВт — эта защита по давлению перед встроенной задвижкой с уставкой 22 МПа). Такая защита существенно ограничивает возможности восприятия блоками набросов нагрузки.

Рис. 1 24. Экспериментальные характеристики набора мощности энергоблоками
300 МВт:
а — набросы мощности на энергоблок при ступенчатом воздействии на турбину через электроприставку (блок 300 МВт Костромской ГРЭС, котел Т1 МП-114, турбина К-300-240 ЛМЗ, данные Союзтехэнерго) ] — наброс 20% номинальной мощности (38% исходной нагрузки), главный регулятор котла отключен; 2 — наброс 32% номинальной мощности (65% исходной нагрузки), главный регулятор котла отключен, ручное ступенчатое изменение положения задатчика нагрузки котла при номинальном давлении одновременно с набросом мощности, 3 — то же, но при ручном ступенчатом изменении положения задатчика нагрузки когда при сниженном давлении и полностью открытых четырех клапанах турбины; 4 — наброс 36% номинальной мощности (73% исходной нагрузки), главный регулятор котла включен. 6 — процессы изменения мощности энергоблока при воздействии через электроприставку и электродвигатель механизма управления турбиной (блок 300 МВт Конаковской ГРЭС, котел ПК-41, турбина К-300-240 ЛМЗ, данные Союзтехэнерго и ВНИИЭ): 1 — наброс электрической мощности 60 МВт с воздействием на котел (исходная нагрузка 242 МВт); 2 — наброс электрической мощности 63 МВт с воздействием на котел (исходная нагрузка 220 МВт); 2 — наброс электрической мощности 60 МВт в режиме скользящего давления (полностью открыты клапаны турбины 1 — 4) с воздействием на котел (исходная нагрузка 185 МВт), 4 — наброс электрической мощности 60 МВт (по открытию клапанов турбины) без воздействия на котел (исходная нагрузка
215 МВт)
Проведенные исследования выявили возможность полного исключения этой защиты на блоках с котлами ТГМП-114, П-50 и частично ПК-41, снижения уставки до 12 МПа на блоках с котлами ТГМП-314 и ТПП-210А и до 16 МПа с котлами П-39, ПК-39, а также введения в указанную защиту на всех блоках выдержки времени 1,5 — 2 мин.
В настоящее время с целью повышения управляемости агрегатов при аварийном понижении и повышении частоты директивные материалы [54] предписывают в качестве первого этапа для обеспечения нормальной работы системы первичного регулирования частоты вращения турбин выводить из работы РДС (разрешается их включение только в «стерегущем» режиме — с зоной нечувствительности по давлению для выполнения защитных функций при резких изменениях давления пара перед турбиной).
В качестве второго этапа предписывается вводить на электростанциях главные регуляторы или другие более совершенные устройства авторегулирования, обеспечивающие работу котлов в регулировочном режиме. Когда включение главного регулятора или другого устройства аналогичного назначения оказывается по каким-либо причинам невозможным и для регулирования давления пара перед турбиной в нормальных режимах в исключительных случаях (неустойчивые топочные режимы и т. д.) допускается использовать РДС, [54] предписывает выполнять противоаварийное устройство, отключающее этот регулятор при аварийном снижении частоты и переводящее котел на повышенную фиксированную нагрузку в пределах номинальной: Рфикс = Рисх + 0,3РНОм· Аналогично вывод РДС из работы производится и при повышении частоты для обеспечения возможности разгрузки блока действием АРЧВ. При работе блоков на скользящем давлении [54] предписывает полностью открывать только часть регулирующих клапанов ЧВД турбины, сохраняя в динамике возможность частичного приема дополнительной нагрузки под воздействием регуляторов частоты вращения при снижении частоты (см. рис, 1.21, кривая
б). Противоаварийное устройство, переводящее котел при снижении частоты на повышенную нагрузку, должно выполняться и при работе блоков на скользящем давлении.
Опыт эксплуатации, анализ состояния систем регулирования ряда электростанций показали, что работы по включению главных регуляторов котлов или аналогичных им систем регулирования реализуются медленно, до настоящего времени значительная часть агрегатов ТЭС не участвует в первичном регулировании частоты. Существенным препятствием для включения главных регуляторов являются недостатки в эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного оборудования, технологической автоматики, и главным образом газовоздушных трактов и систем регулирования воздуха, систем подачи топлива и регуляторов топлива.
Система управления энергоблоком с главным регулятором давления на котле и первичным АРЧВ на турбине не решает всего Комплекса вопросов управления. Кроме того, проектные схемы главных регуляторов не предусматривают автоматического ввода ограничений по котлу или турбине, что особенно важно при работе энергоблока в регулировочном режиме.
В последние годы развернулись работы по внедрению систем автоматического управления мощностью энергоблоков. Приняты типовые варианты систем автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) блочных ТЭС с прямоточными и барабанными котлами, разработаны нормативные материалы по проектированию таких систем и их внедрению на действующих и вновь вводимых ТЭС. На ряде электростанций системы АРЧМ включены в работу. Эти системы в большом комплексе решаемых задач (плановое изменение мощности блоков, внеплановое изменение мощности ТЭС под действием системных регуляторов и ограничителей, обеспечение воздействий противоаварийной автоматики и т. д.) осуществляют и изменение мощности энергоблоков по заданной статической характеристике частота-мощность при отклонении частоты от заданных пределов.
Крутизна статических характеристик по частоте ТЭЦ с турбинами с промышленными и теплофикационными отборами пара (типов ПТ и Т) существенно зависит от загрузки отборов пара. При изменении частоты в системе АРЧВ турбины и регулятор давления отборов, управляющие регулирующими клапанами ЧВД и ЧНД, действуют встречно, и значения к2 таких агрегатов могут быть различными. У турбин с противодавлением (типа Р), которые, как правило, работают по тепловому графику, крутизна статических характеристик по частоте равна нулю (кг2 = 0).
Изменение мощности конденсационных агрегатов с турбинами 25—100 МВт при изменении частоты определяется главным образом параметрами АРЧВ. В последние годы часть таких агрегатов низкого и среднего давления переводится на «ухудшенный вакуум», что делает их статические характеристики по частоте близкими к характеристикам теплофикационных машин.
Перспективным способом мобилизации резервов мощности на тепловых электростанциях в аварийных условиях является временное отключение регенеративных отборов пара. Для этой цели могут быть использованы обратные клапаны регенеративных отборов. Эксперименты на ряде агрегатов показали принципиальную возможность быстрого (за 1—3 с) увеличения их мощности на 10—12%. Работы в этом направлении ведутся ЦКТИ, Союзтехэнерго и рядом других организаций.
Проведенные исследования, опыт внедрения и эксплуатации систем регулирования мощности на АЭС показывают, что энергоблоки АЭС обладают достаточно высокими маневренными характеристиками (рис. 1.25), обусловленными высокими скоростными качествами системы регулирования ядерного реактора, малым запаздыванием процессов нейтронной кинетики и теплообмена, определяющих изменение мощности энергоблока [7,32.81—83].

Рис. J .25- Динамические характеристики энергоблоков АЭС при ступенчатом (с максимальной скоростью) изменении положения регулирующих клапанов турбины [7 ]:

------ расчет на математической модели;  эксперимент. I — 4—изменение мощности энергоблока Р;
5— перемещение клапанов ЧВД турбины μ; I—энергоблок с реактором ВВЭР-440, 2, 3— энергоблоки с реакторами соответственно РБМК-1000 и ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60-1500; 4—энергоблок с реактором ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60-3000
Кроме того, блоки АЭС имеют лучшие динамические, свойства, чем блоки ТЭС, за счет их положительного саморегулирования при изменении температуры на входе и выходе реактора. Динамические характеристики агрегатов АЭС, более благоприятные, чем у блоков ТЭС [7,82], удовлетворительное качество переходных процессов при регулировании основных внутриблочных параметров дают возможность привлекать эти агрегаты для управления как нормальными, так и аварийными режимами энергосистем.
Разработано большое число различных систем регулирования энергоблоков АЭС, отличающихся принципами построения, регулируемыми параметрами, объектами регулирования [81]. С точки зрения управляемости агрегатов АЭС их можно свести к двум группам—обеспечивающим работу энергоблоков в регулировочном режиме (их участие в первичном регулировании частоты) и в базисном режиме (когда мощность блока не зависит от частоты). В первом случае при изменении режимных параметров (как правило, давления перед турбиной) мощность реактора с помощью автоматического регулятора изменяется и приводится в соответствие с положением регулирующих клапанов турбины, определяемым действием АРЧВ. Во втором случае мощность реактора неизменна (в установившемся режиме не зависит от отклонений частоты), она стабилизируется на заданном уровне с помощью автоматического регулятора нейтронной мощности реактора, а режимные параметры (как правило, давление пара перед турбиной) поддерживаются с помощью регуляторов, воздействующих на регулирующие клапаны турбины (как правило, с помощью РДС).
В настоящее время агрегаты АЭС эксплуатируются в базовом режиме (с постоянной нагрузкой), на энергоблоках


Рис. 1.27. Изменение частоты в системе с регулируемой турбиной:
I—2—3—статическая характеристика регулируемой турбины Р -φ( 1'—2'—3— та же характеристика при наличия автоматического регулятора частоты энергосистемы; 4—4, 5—5, 6—6, 7—7—статические характеристики нагрузки Ρ=φ.

Рис. 1.26. Изменение частоты в системе с нерегулируемой турбиной"
2—2—статическая характеристика нерегулируемой турбины Р, = φ If); 3—3, 4—4— статические характеристики нагрузки
включены в работу регуляторы «до себя» (коэффициент крутизны статических характеристик мощности агрегатов АЭС по частоте кгг=0).
Такой режим работы АЭС, исключающий участие этих агрегатов в первичном регулировании частоты как в нормальных, так и в аварийных режимах, обусловлен в настоящее время повышенными требованиями радиационной безопасности и рядом других причин. Вместе с тем в условиях быстрого роста мощности АЭС и увеличения единичной мощности агрегатов этих станций до 1000-—1500 МВт их неуправляемость в аварийных режимах может в будущем существенно осложнить проблему предотвращения и ликвидации тяжелых системных аварий. По-видимому, в ближайшей перспективе при определенных, достаточно глубоких (и потому редких) отклонениях частоты агрегаты АЭС должны будут привлекаться к аварийному регулированию, при этом безусловно определяющими по-прежнему должны оставаться требования безопасности.



 
« Аппаратура импульсного контроля фазового угла по линии электропередачи   Балансная защита повышенной чувствительности на батарее БСК-110 »
электрические сети