Avtoprokat-rzn.ru

Автопрокат Эволюшн
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Наиболее просто автоматическое регулирование частоты и мощности производится, когда на определенную группу потребителей работает отдельная электростанция с одним генератором. Астатическое регулирование частоты может быть осуществлено при помощи астатического регулятора скорости турбины.  [16]

Система автоматического регулирования частоты и мощности ( АРЧМ) в ЕЭС является централизованной системой, решающей задачи диспетчерского управления нормальными режимами работы всех энергетических объектов, работающих параллельно в ЭЭС, ОЭС и ЕЭС. Она предусматривает наличие подсистем АРЧМ на всех уровнях диспетчерского управления и их взаимодействия по ступенчато-иерархическому принципу.  [18]

Устройства автоматического регулирования частоты и активной мощности ( АРЧ и АРМ) предназначены для поддержания номинальной частоты при нормальном режиме энергосистемы, а также для наиболее рационального распределения нагрузки между агрегатами, электростанциями и энергосистемами. АРЧ обеспечивает поддержание частоты с отклонениями в пределах 50 ( 0 1 — 0 2) Гц и легкое и быстрое изменение характеристик электростанций. Для автоматического регулирования частоты и мощности установлены вторичные регуляторы, воздействующие на электродвигатели синхронизаторов турбин.  [19]

При автоматическом регулировании частоты ведущая станция оборудуется помимо собственного. УРАН), которое входит в комплект системы автоматического регулирования. При этом частота регулируется изменением нагрузки частотной станции. Общая мощность, выдаваемая р станцией для ликвидации небаланса, вызывающего изменение частоты, должна при этом наиболее экономично распределяться между отдельными агрегатами станции.  [20]

Возможно ли автоматическое регулирование частоты в энергосистеме при отсутствии вращающегося резерва активной мощности.  [21]

ГЭС в общесистемном автоматическом регулировании частоты и мощности ( а в ряде случаев также в регулировании напряжения и реактивной мощности) определяет высокую степень телемеханизации ГЭС. Внедрение системного автоматического регулирования частоты и мощности и местной автоматики позволяет ограничить функции оперативного персонала ГЭС, а на многих ГЭС снять оперативный персонал полностью. Это, естественно, сказывается на организационной структуре управления ГЭС. Отпадает необходимость деления ГЭС на оперативные участки обслуживания. Управление всей станцией ведется централизованно из одного центрального пункта ( ЦПУ) станции или диспетчерского пункта системы.  [23]

Чем вызвана необходимость автоматического регулирования частоты .  [24]

При наличии систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ( САРЧМ) регулирование частоты осуществляется электростанциями, подключенными к этим системам.  [25]

Рассмотрим один из методов автоматического регулирования частоты с привлечением нескольких станций, называемый методом мнимого статиэма.  [26]

В настоящее время задачи автоматического регулирования частоты в нормальном режиме и автоматического наивыгоднейшего распределения нагрузки решают комплексно как единую проблему автоматизации режима энергосистемы по частоте и активной мощности. Конечно, регулирование частоты и наивыгоднейшее распределение нагрузки возможно только при наличии в энергосистеме резерва мощности.  [27]

Поэтому для исследования систем автоматического регулирования частоты и активной мощности используются линеаризованные ( см. гл.  [28]

В настоящее время системы автоматического регулирования частоты и активной мощности разрабатываются рядом научно-исследовательских организаций, поэтому проектирование подобных устройств является темой специального вопроса. В проекте автоматизации узла энергосистемы должны быть предусмотрены устройства для передачи на диспетчерский пункт энергосистемы телепоказания суммарной выработки активной мощности станции и значений перетоков активной мощности по транзитным междусистемным линиям электропередачи. Кроме того, должно быть предусмотрено телеизмерение частоты и напряжения в узловых точках энергосистемы. По этим данным диспетчер энергосистемы имеет возможность регулировать частоту и перетоки мощности.  [29]

Что такое автоматическая регулировка частоты и мощности

Частота переменного электрического тока является одним из главных показателей качества электрической энергии, вырабатываемой генераторами электростанций и поставляемой Потребителям. От частоты переменного тока зависит частота вращения электродвигателей, а следовательно, и производительность вращаемых ими механизмов (станков, насосов, вентиляторов и т.д.). При понижении частоты их производительность понижается. Повышение же частоты приводит к перерасходу электроэнергии. Таким образом, всякое отклонение частоты от номинального значения наносит ущерб народному хозяйству. Поэтому, а также по ряду других важных причин частота переменного тока нормируется.

Читайте так же:
Регулировка двери автобуса богдан

оминальное значение частоты переменного тока составляет 50 Гц. Допустимое отклонение от номинального значения составляет ±0,1 Гц. Допускается кратковременная работа с отклонением ±0,2 Гц.

Выработка и потребление активной мощности (далее везде слово «активная» опускается) происходит одновременно. Поэтому в нормальном режиме мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, должна быть равна сумме мощности, потребляемой нагрузкой потребителей, и мощности, расходуемой на потери в проводах линий электропередачи и других элементах электрической сети, , т.е.

где — суммарная нагрузка на генераторы и, следовательно,

Равенство (8.1) определяет условие баланса выработки и потребления мощности, при соблюдении которого частота остается неизменной. Однако нагрузка энергосистемы, которая в каждый момент времени зависит от количества включенных потребителей и их загрузки, практически не остается постоянной, а непрерывно изменяется, что приводит к нарушению баланса (8,1).

Пример изменения нагрузки в энергосистеме в течение суток характеризуется графиком, приведенным на рис. 8.1. Из графика видно, что в утренние и особенно в вечерние часы нагрузка достигает максимальных, а в ночные часы, наоборот, минимальных значений. При этом разница между этими значениями может составлять 30—50%. В таких условиях поддержание номинальной частоты в энергосистеме требует соответствующего и своевременного изменения мощности генераторов электростанций.

График суммарного электропотребления заранее не известен, он может лишь более или менее точно прогнозироваться. Действительный график нагрузки всегда несколько отличается от прогнозируемого. Обобщение статистических данных, применение математических методов позволяют повысить точность прогнозов и существенно снизить эти отклонения.

Рис. 8.1. Примерный суточный график изменения нагрузки энергосистемы (зимний рабочий день)

С помощью ЭВМ на диспетчерских пунктах ежесуточно осуществляется оптимизация распределения запрогнозиро ванного графика нагрузки между работающими электростанциями, чтобы обеспечить электроснабжение потребителей с наименьшим суммарным расходом топлива или с наименьшими суммарными затратами на топливо.

В случае совпадения фактического и прогнозируемого графиков электропотребления точное выполнение заданных электростанциям графиков нагрузки обеспечивает поддержание баланса мощности при нормальном уровне частоты в энергосистеме. Однако на самом деле частота в энергосистеме не остается постоянной. Причины этого в следующем:

1) фактический график электропотребления в силу ряда причин всегда несколько отличается от прогнозируемого;

2) график рассчитывается для конечных интервалов времени, обычно часовых, нагрузка же потребителей изменяется непрерывно. Следовательно, внутри интервалов неизбежны несовпадения;

3) нагрузка электростанций в соответствии с заданным графиком может быть изменена лишь с определенной скоростью, обусловленной технологическими особенностями современных электростанций. В периоды резких изменений электропотребления (утренние и вечерние часы) отдельные электростанции не успевают изменять нагрузку с той же скоростью, с которой изменяется нагрузка потребителей, что служит причиной временных нарушений баланса.

Влияние на фактический график электропотребления этих факторов иллюстрируется рис. 8.2;

4) суммарная мощность как потребителей, так и генераторов электростанций в любой момент может измениться в силу непредвиденных обстоятельств (аварийные отключения линий электропередачи, трансформаторов, генераторов).

Таким образом, в отдельные периоды отклонения частоты могут быть существенными, в особенности они возрастают в часы переменной части графика электропотребления. Для поддержания частоты с требуемой точностью необходимо постоянно устранять отклонения частоты, обусловленные отклонением потребляемой или генерируемой мощности от запланированного графика нагрузки.

Задача регулирования нагрузки не ограничивается поддержанием уровня частоты энергосистемы в целом, поскольку узлы генерации и потребления рассредоточены по территории энергосистемы неравномерно. При этом связь между узлами (энергорайонами) осуществляется по линиям электропередачи, пропускная способность которых ограничена, что обусловливает необходимость регулирования перетоков по линиям связи, имеющим ограниченную пропускную способность.

Рис. 8.2. Утренний подъем нагрузки энергосистемы: а — графики суммарной мощности, заданной генераторам (i), фактическая мощность генераторов и фактическое электропотребление (3); б — внеплановая мощность энергосистемы

Что такое автоматическая регулировка частоты и мощности

6.3. Управление режимами работы

Читайте так же:
При регулировке зажало клапан

6.3.1. Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться в соответствии с заданным диспетчерским графиком.

6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.

Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.

О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о коррекции диспетчерского графика.

Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости диспетчер энергосистемы, объединенных и единой энергосистем должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.

Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой воды допускается не более чем на 10 град. С по сравнению с ее значением в утвержденном графике. При наличии среди потребителей промышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличных хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для сетевой воды.

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.

6.3.3. На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам активной мощности, обеспечивающее:

исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности;

поддержание частоты в нормированных пределах;

поддержание перетоков активной мощности в допустимых диапазонах исходя из условий обеспечения надежности функционирования энергосистем, объединенных и единой энергосистем;

корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы, объединенных и единой энергосистем при изменении режимных условий.

Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

6.3.4. Все генерирующее оборудование электростанций (за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторными установками на быстрых нейтронах и реакторами большой мощности канальными, генерирующего оборудования тепловых электростанций с турбинами типа «Р» при отсутствии технической возможности участия в общем первичном регулировании частоты) должно быть готово к участию в общем первичном регулировании частоты и участвовать в указанном регулировании в соответствии с требованиями к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом «б» пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483, N 51, ст. 8007) (далее — требования).

(в ред. Приказа Минэнерго России от 09.01.2019 N 2)

(см. текст в предыдущей редакции)

Совокупность основного и вспомогательного оборудования электростанции, его технологическая автоматика и режимы работы должны обеспечивать гарантированное участие генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты с параметрами и характеристиками, предусмотренными требованиями, указанными в абзаце первом настоящего пункта.

(абзац введен Приказом Минэнерго России от 09.01.2019 N 2)

Нормированное первичное регулирование частоты должно обеспечиваться выделенными электростанциями. На них должен размещаться необходимый первичный резерв. Параметры и диапазон нормированного первичного регулирования должны задаваться соответствующими органами диспетчерского управления.

6.3.5. Вторичное регулирование (в целом по единой энергосистеме и в отдельных регионах) должно осуществляться с целью поддержания и восстановления плановых режимов по частоте и перетокам активной мощности.

Читайте так же:
Регулировка холостого хода гбо атикер

Вторичное регулирование должно осуществляться оперативно либо автоматически (с использованием систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности — АРЧМ) выделенными для этих целей электростанциями, на которых должен поддерживаться необходимый вторичный резерв активной мощности.

В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте (частотной коррекцией).

6.3.6. Третичное регулирование в единой энергосистеме России должно осуществляться для восстановления израсходованных вторичных резервов и последующей оперативной коррекции диспетчерских графиков. Для третичного регулирования должны размещаться и поддерживаться соответствующие резервы мощности.

6.3.7. Параметры и диапазон регулирования, необходимые вторичные и третичные резервы, включая их размещение, должны задаваться соответствующими органами диспетчерского управления.

6.3.8. Использование системы автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления «до себя» на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования или систем автоматического регулирования с разрешения технического руководителя энергосистемы по заявке органам диспетчерского управления.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций должен принять необходимые меры для выполнения требований участия в первичном регулировании частоты, поддерживая устойчивый режим оборудования вплоть до восстановления частоты.

Противодействие первичному регулированию частоты не допускается, за исключением следующих случаев:

с разрешения диспетчера;

при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования значения.

Восстановление заданной графиком мощности разрешается после восстановления нормального значения частоты.

6.3.9. При снижении частоты ниже установленных значений диспетчер единой энергосистемы России или изолированно работающей (аварийно отделившейся) объединенной энергосистемы (энергосистемы, энергорайона) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчер должен остановить снижение частоты и обеспечить ее восстановление путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

6.3.10. При возникновении перегрузки линий электропередачи диспетчер должен ликвидировать ее путем мобилизации резервов активной мощности, а в случае их исчерпания и сохранения перегрузки — путем ограничения (отключения) потребителей.

6.3.11. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен принимать участие в восстановлении частоты в соответствии с указаниями местной инструкции или по указанию вышестоящего диспетчера.

6.3.12. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта;

соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплутационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);

необходимый запас устойчивости энергосистем;

минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

6.3.13. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6 — 35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения.

Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6 — 35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям государственного стандарта.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы сети и нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.

6.3.14. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах должны быть определены диспетчерскими органами энергосистем, объединенных и единой энергосистем на предстоящий квартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

Читайте так же:
Регулировка клапанов на двухцилиндровом дизеле

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими службами (управлениями) в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в отдельных, объединенных и единой энергосистемах. Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии — оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера электрических сетей, отдельных, объединенных и единой энергосистем.

6.3.15. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером отдельных, объединенных и единой энергосистем, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены соответствующими органами диспетчерского управления.

6.3.16. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимости диспетчерские органы должны использовать источники реактивной мощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольных точках.

6.3.17. Для контролируемых диспетчером энергосистемы узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должны быть установлены аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистем, объединенных и единой энергосистем должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем мобилизации резервов средств по регулированию напряжения в прилегающих районах. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В тех узлах энергосистем, объединенных и единой энергосистемах, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки в узле.

6.3.18. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между энергосистемой и потребителями тепла.

6.3.19. Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

работу источников и потребителей тепла;

гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

Теплоэнергетика, 2021, № 6, стр. 94-102

Представлен опыт ВТИ по разработке и исследованию систем автоматического управления мощностью и режимов работы теплоэнергетического оборудования ТЭС, отражен накопленный опыт и собранный уникальный архив результатов динамических и сертификационных испытаний различного теплоэнергетического оборудования за последние 20 лет. Описаны переходные процессы основных управляющих воздействий, приведены технологические показатели наиболее представительных опытов по проверке соответствия оборудования требованиям нормированного первичного регулирования частоты (НПРЧ) при имитации ступенчатых отклонений частоты для газомазутного паросилового энергоблока с конденсационной турбиной и барабанным котлом и для парогазовой установки. Рассмотрены этапы и результаты исследований, выполненных по данной теме и оказавших существенное влияние на развитие систем управления в России. Например, дано описание проведенного по инициативе СО ЕЭС исследования принципиальной возможности и целесообразности привлечения ТЭС с поперечными связями к НПРЧ, приведены результаты экспериментального выполнения требований НПРЧ на ТЭС с поперечными связями на примере Приуфимской ТЭС. Большим и важным этапом работ ВТИ по привлечению ТЭС к решению энергосистемных задач было проведенное в 2009–2013 гг. при поддержке СО ЕЭС исследование влияния режимов регулирования на работу оборудования. В процессе исследования были разработаны подходы к определению возможного снижения экономичности и надежности ТЭС. Анализировалось введение резервов мощности. Результаты исследований способствовали эффективному развитию существующего в России рынка энергосистемных услуг. В основу всех работ ВТИ в области автоматического управления положены не только результаты экспериментов и расчетов, но и модельные исследования. В качестве примера в статье приведены результаты исследований эффективности оснащения ТЭС системами автоматического управления мощностью. Сформулированы задачи проводимых в настоящее время исследований – обеспечение надежного и корректного взаимодействия систем автоматического управления мощностью и противоаварийной автоматики.

Читайте так же:
Регулировка развала схождения на кия

Полные тексты статей выпуска доступны только авторизованным пользователям.

Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Бояршинов Д.Г. Результаты испытаний и модельных исследований системы автоматического управления мощностью газомазутного энергоблока 300 МВт // Теплоэнергетика. 2005. № 10. С. 36–41.

Система автоматического управления мощностью энергоблока 300 МВт Конаковской ГРЭС / Н.И. Давыдов, А.А. Григоренко, Н.В. Зорченко, М.Ф. Павлова, В.В. Башарин, А.А. Назаров, В.И. Байбара, В.Г. Бабыкин, В.В. Ануфриев, П.И. Коротенков // Теплоэнергетика. 2006. № 7. С. 43–49.

СТО 59012820.27.100.002-2005. Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты. М.: СО ЕЭС, 2005.

ГОСТ Р 55890-2013. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования. М.: Стандартинформ, 2014.

Сертификационные испытания энергоблока 215 МВт Псковской ГРЭС на соответствие нормам участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты / Н.И. Прытков, В.В. Федоров, К.В. Комаров, Н.И. Давыдов, Н.В. Зорченко // Теплоэнергетика. 2007. № 10. С. 2–7.

Результаты сертификационных испытаний энергоблока 300 МВт Конаковской ГРЭС по проверке готовности к участию в нормированном регулировании частоты / А.В. Мельников, А.Н. Сиротинин, П.И. Коротенков, Н.И. Давыдов, Н.В. Зорченко, В.В. Башарин // Электрические станции. 2008. № 8. С. 10–16.

Давыдов Н.И., Зорченко Н.В. Анализ результатов сертификационных испытаний энергоблоков 200, 300 и 800 МВт по проверке готовности к участию в нормированном регулировании частоты // Электрические станции. 2008. № 11. С. 4–9.

СТО 59012820.27.100.002-2013. Нормы участия энергоблоков тепловых электростанций в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности. М.: СО ЕЭС, 2013.

СТО 59012820.27.100.004-2016. Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности. М.: СО ЕЭС, 2016.

Зорченко Н.В., Крылов В.Ю. Оценка возможности участия ТЭС с поперечными связями в нормированном первичном регулировании частоты // Электрические станции. 2015. № 5. С. 11–15.

СТО 59012820.27.100.001-2016. Нормы участия генерирующего оборудования тепловых электростанций с поперечными связями в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности. М.: СО ЕЭС, 2016.

Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России / Н.И. Давыдов, Н.В. Зорченко, А.В. Давыдов, Ю.А. Радин // Теплоэнергетика. 2009. № 10. С. 11–16.

Зорченко Н.В., Полуэктова Е.А., Чаплин А.Г. Влияние работы энергоблока в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты на температурный режим пароводяного тракта котла // Новое в российской энергетике. 2010. № 12. С. 5–10.

Оценка влияния режимов регулирования частоты на надежность и экономичность тепловых энергоблоков / Н.В. Зорченко, В.Ф. Резинских, С.Ю. Суслов, А.В. Жуков, А.Н. Сафронов, И.В. Барсуков, А.Н. Соболев, В.А. Тихобразов // Электрические станции. 2011. № 2. С. 12–16.

Лебедева А.И., Зорченко Н.В., Прудников А.А. О влиянии на состояние металла турбины К-300-23.5 многоцикловой усталости при участии энергоблока в регулировании частоты и мощности энергосистемы // Электрические станции. 2011. № 4. С. 7–10.

Оценка дополнительных эксплуатационных затрат, вызванных участием газомазутных энергоблоков в регулировании частоты и мощности / Н.В. Зорченко, Е.А. Полуэктова, А.Г. Чаплин, М.Е. Паршутин // Электрические станции. 2011. № 6. С. 34–38.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector