Регулирование мощности в энергосистемах

Регенератор газотурбинной установки 369, 372 Регулирование мощности в энергосистемах 341 --электростанций, диапазон 341 [c.398]

Магнитогидродинамический (МГД) способ получения электроэнергии по сравнению с традиционными паротурбинными энергоблоками аналогичной мощности обеспечивает значительную экономию топлива и сокращение расхода технической воды в системе водоснабжения примерно на 30%. МГД-энергоблок позволяет осуществлять регулирование мощности в широких пределах, в связи с чем может быть использован в качестве маневренного блока для покрытия полупиковой части графика электрических нагрузок энергосистемы, хотя ввиду высокой эффективности наиболее целесообразным является использование МГД-энергоблока в базовой части графика. [c.124]

Как указывалось, общее повышение мощности энергосистем и их объединение межсистемными связями создало новые условия эксплуатации энергетического оборудования и стимулировало резкое увеличение единичных мощностей блоков и начальных параметров пара. Вместе с тем, эксплуатация предъявила к ним и качественно новые требования, связанные с графиками нагрузки, частыми пусками и остановками блоков и регулированием частоты в энергосистемах. [c.25]

Регулирование частоты и мощности. Уже в настоящее время к регулированию частоты привлекаются блоки все большей мощности, а в будущем их участие в этом процессе станет еще более широким. Поэтому при проектировании блоков необходимо исходить из повышенных требований к точности поддержания частоты и активной мощности в энергосистемах. С другой же стороны, необходимы детальные знания о влиянии переходных процессов регулирования на тепловое состояние турбины и ее прочность. [c.25]

Отключение ПВД. Существенным преимуществам регулирования СД обычно противопоставляется ухудшение приемистости турбины из-за отсутствия или значительного уменьшения дросселирования. Этот недостаток устраняется автоматическим отключением регенерации (см. п. П1.9), что резко увеличивает расходы пара отсеками турбины за отборами (особенно за отборами к ПВД). Проточная часть турбины (в том числе последняя ступень) рассчитана на увеличенный расход пара при полностью отключенной регенерации и при повышении мощности турбины до 1400 МВт. Это открывает возможность получить высокие показатели приемистости, обеспечивающие возможность участия блока в покрытии острых дефицитов мощности в энергосистеме. [c.75]

Схемы с первичным управлением котлом вполне успешно решают задачу поддержания давления свежего пара и других технологических параметров котлоагрегата. Регулятор до себя , воздействующий на регулировочные клапаны через быстродействующую систему регулирования турбины, надежно защищает котлоагрегат от воздействия возмущений со стороны турбины, особенно, если сигнал регулятора до себя передается через ЭГП. Регулятор до себя в рассматриваемых схемах блокирует сигналы регулятора скорости, практически исключая участие блока в первичном регулировании частоты. Аккумулирующая способность котлоагрегата при этом совершенно не используется. Приемистость блока, определяемая инерцией котлоагрегата, оказывается весьма малой. Это обстоятельство не имеет существенного значения при работе блока в базовом режиме и участии его в регулировании плановых отклонений мощности. Однако такая приемистость совершенно недостаточна для эффективного участия блоков в регулировании частоты и мощности в энергосистемах и находится в противоречии с современными требованиями, предъявляемыми к динамическим характеристикам блоков. При системных авариях наличие блоков с таким регулированием может усугублять аварийную ситуацию. [c.164]

С целью повышения эффективности участия блока в регулировании частоты в энергосистеме, в схеме предусмотрена частотная коррекция. Сигнал по частоте / передается регулятору мощности через специальный частотный корректор ЧК (рис. IX. 13), имеющий кусочно-линейную характеристику. Такая характеристика обусловлена стремлением поддержать при номинальной частоте и малых отклонениях от нее заданное значение мощности. При отклонениях частоты, превышающих установленные пределы, корректор изменяет уставку регулятора мощности и переводит блок к новой мощности с заданной неравномерностью по частоте. Статический сигнал по частоте вводится в регулятор мощности при любом способе регулирования. При первичном управлении котлом регулятору до [c.169]

Электрические и электрогидравлические системы регулирования. Как было показано выше, все отечественные заводы [2, 19], а также большинство зарубежных фирм [4, 27] в настоящее время применяют электрогидравлические САР. Их создание связано с разработкой электрогидравлических преобразователей (ЭГП). Применение ЭГП позволило создать в системах регулирования мощных турбин (см. рис. IX.4, IX.5 и Х.13) развитую электрическую часть, с помощью которой решаются задачи как улучшения статических и динамических характеристик собственно турбины, так и ее участия в регулировании частоты и активной мощности в энергосистеме при нормальных режимах работы последней, а также в противоаварийном управлении энергосистемой. В связи с тем, что перестановочные силы в применяемых конструкциях ЭГП сравнительно невелики, требуется применение развитых гидравлических схем регулирования,причем в большинстве САР основной контур регулирования частоты вращения сохранен чисто гидравлическим с центробежным или гидродинамическим регулятором скорости. [c.170]

При необходимости контур может быть использован для участия турбогенератора в первичном регулировании частоты в энергосистеме. При этом командным органом становится гидродинамический регулятор скорости, а импульс датчика мощности 7 вводится с обратным знаком и представляет собой по существу дополнительный импульс по нагрузке, уменьшающий остаточную неравномерность регулирования частоты. Быстродействующий электро-гидравлический преобразователь 33 выполняет те же функции, что и у конденсационных турбин. Через него, в частности, могут вводиться управляющие сигналы противоаварийной автоматики энергосистемы. [c.187]

Технические требования к системе группового регулирования гидроагрегатов ГЭС определяются требованиями к качеству регулирования частоты, активной мощности и перетоков мощности в энергосистеме [Л. 1], схемой первичной коммутации ГЭС, ее оборудованием и сооружениями. [c.10]

Возвращаясь к рассмотренному выше примеру на рис. 4.20, объясним теперь, как можно восстановить частоту сети. Для этого на всех турбогенераторах необходимо перемещать МУТ в сторону убавить до тех пор, пока статические характеристики их систем регулирования не займут положения, показанного на рисунке штриховыми линиями. Однако изменять частоту вращения турбоагрегатов одновременно воздействием на МУТ всех турбин сложно, неудобно и во многих случаях нецелесообразно ведь при изменениях мощности в энергосистеме желательно турбоагрегаты, вырабатывающие наиболее дешевую электроэнергию, держать при максимальной нагрузке, а менее экономичные агрегаты использовать для регулирования частоты. Поэтому вместо того, чтобы воздействовать на МУТ всех трех турбин для снижения частоты их вращения, можно воздействовать на МУТ лишь одной из турбин, скажем, третьей. При смещении ее статической характеристики вниз рабочая точка А будет перемещаться влево к точке В, и турбина будет разгружаться, но зато регуляторы частоты двух остальных турбин, восстанавливая баланс выработки и потребления электроэнергии, будут нагружать свои турбины, обеспечивая перемещение рабочих точек вдоль статических характеристик вправо к исходным значениям мощности. После смещения частоты вращения до исходной третья турбина разгрузится до 100 МВт, а первые две восстановят свои исходные нагрузки, и частота в сети восстановится. [c.158]

В регулировании мощности энергосистемы участвуют гидравлические и тепловые электростанции. Мощность в энергосистеме или в объединении в зимний и летний периоды можно регулировать в основном гидростанциями, если мощность их относительно велика. Располагаемый диапазон регулирования гидростанций объединения Центра и средней Волги в течение большей части года, за исключением периодов паводка, соизмерим с суточными изменениями суммарной нагрузки этого объединения и составляет [c.341]

При работе энергосистемы всегда возникают отклонения реальной потребляемой и производимой мощностей от запланированных значений. Система управления помимо поддержания мощности блока в соответствии с заданным диспетчерским графиком (базисным или полупиковым) должна реагировать на небаланс производимой и потребляемой мощности, участвуя в регулировании частоты системы. Степень такого участия может быть различной. Система регулирования мощности блока может быть спроектирована так, что при отклонении частоты системы мощность турбогенератора меняется только на короткое время за счет использования аккумулирующей способности пароводяного контура, а мощность реактора остается неизменной, заданной диспетчерским графиком (базисный режим системы регулирования). В СССР в таком режиме работают, на- [c.139]

Чтобы современная энергосистема была высокоэффективной, действие всех входящих в ее состав механизмов должно быть согласовано и направлено к единой цели — наиболее экономичной выработке электроэнергии и надельному регулированию частоты и активной мощности в любых возможных условиях эксплуатации. В современных блоках САР, суммируя все команды и воздействия на клапаны, осуществляет регулирование сопловое, обводное, дроссельное или при скользящем давлении. Широко используются комбинации из этих способов в соответствии с принятой программой регулирования блока, которая исходит из оптимальных условий эксплуатации. [c.55]

Регуляторы мощности (РМ). Во время эксплуатации необходимо постоянно обеспечивать оптимальное распределение мощности между агрегатами в соответствии с графиком нагрузки, что не может обеспечить регулятор частоты. Кроме того, для уменьшения мощности межсистемных перетоков местные возмущения в энергосистеме должны быть быстро локализованы и дефицит мощности должен покрываться главным образом за счет агрегатов местной системы. С этой последней задачей даже в простейших случаях не могут справиться регуляторы частоты из-за недостаточной их чувствительности. Так, для распределения нагрузок в соответствии со статическими характеристиками регулирования при б = 0,04 с точностью до [c.56]

Однако бывают случаи, когда обслуживающий персонал, желая обеспечить для своего блока постоянный режим, вводит ограничитель мощности и при этом еще дополнительно подпирает клапаны в сторону открытия, вращая механизм управления в сторону Прибавить . При этом получается, что система регулирования выведена из работы. В таком состоянии турбина не может участвовать в поддержании частоты системы, что особенно плохо отражается при авариях в энергосистемах. Подпирание клапанов в сторону открытия при введенном ограничителе мощности затрудняет удержание турбины на холостом ходу при сбросе нагрузки. Поэтому не следует вводить ограничитель мощности без особой необходимости. [c.171]

Режим работы в энергосистеме бесконечной мощности. Для этого режима можно считать, что агрегат работает в условиях практически неизменной частоты. Агрегат работает либо по заданному графику нагрузки, либо в режиме регулирования мощно-58 [c.58]

Разновидностью работы системы с ГРС в режиме задания мощности является работа с малым статизмом по частоте при совместном регулировании частоты несколькими гидроэлектростанциями. Этот способ регулирования применяется в шведской и финской энергосистемах. [c.127]

Основные характерные особенности такого способа регулирования заключаются в следующем. Центральные регуляторы обеих гидростанций работают в режиме задания мощности со статизмом 0,5% на регулировочный диапазон (рис. 67), который установлен на каждой ГЭС из условий бескавитационной работы турбин. Уставка корректора частоты соответствует нормальной частоте энергосистемы (50 гц), уставки задатчиков мощности соответствуют средним значениям выбранного регулировочного диапазона каждой ГЭС. [c.133]

На Княжегубской ГЭС и ГЭС Нива-111 выполнен также автоматический перевод станции из режима задания мощности в режим астатического регулирования частоты при изменении частоты энергосистемы на 1 гц. Такое переключение осуществляется от реле частоты, и, таким образом, система группового регулирования способствует быстрому восстановлению частоты энергосистемы. [c.134]

Помимо описанных выше обычных испытаний в режиме задания мощности, в Кольской энергосистеме проводились испытания способа совместного регулирования частоты энергосистемы с помощью двух гидростанций (Княжегубской и Нива-Ш), центральные регуляторы которых Е-10 работали в режиме задания мощности с малым статизмом. [c.159]

Электростанции, слишком далеко расположенные от сетей энергосистемы, вынуждены работать изолированно. В этом случае при авариях на станции возможны перерывы в энергоснабжении потребителей на время пуска агрегатов из холодного состояния. Регулирование нагрузки по графику усложняется. Иногда необходимы ежедневные остановы и пуски основных агрегатов. Относительный размер резервной мощности на такой станции должен быть значительно больше, чем при работе в энергосистеме. Мощность изолированно работающих станций в настоящее время составляет только 2—3% общей установленной мощности в СССР. [c.245]

Степень неравномерности регулирования определяет изменение частоты вращения. Если турбоагрегат работает с номинальной частотой 50 1/с, то это означает, что при изменении мощности от нуля до полной частота вращения будет изменяться от 49 до 51 Гц при 5 = 4 %. Многих потребителей это не устраивает. По ПТЭ колебания частоты сети не должны превышать 0,1 Гц. Из приведенного выше примера видно, что в сети с потреблением 1900 МВт при изменении мощности на 200 МВт частота сети изменилась на 0,23 Гц. В реальных энергосистемах мощность в течение суток может изменяться вдвое и более, и поэтому изменения частоты сети будут еще существеннее. Поэтому возникает задача поддержания частоты сети в очень узких пределах при любой нагрузке энергосистемы. Эта задача разрешается с помощью специального механизма управления турбиной (МУТ), который часто называют синхронизатором, так как им пользуются для точной подгонки частоты вращения при синхронизации турбины перед включением ее в сеть. [c.157]

Рассмотренные выше методы определения максимальной заявляемой электрической мощности могут быть применены и для предприятий, располагающих возможностями для регулирования максимальной мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы. [c.9]

В качестве примера на рис. 7-6 приведена принципиальная схема автоматического регулирования блока с прямоточным котлом. Имеется регулятор мощности 8, получающий импульсы по частоте / в энергосистеме и по мощности генератора N и воздействующий через систему регулирования турбины на изменение открытия ее регулирующих клапанов. При помощи задатчика 9 вручную или дистанционно регулятору мощности дается задание, соответствующее номинальной частоте 50 Гц. Дополнительный задатчик 13 позволяет устанавливать влияние частоты на регулятор мощности. При отклонения. частоты в энергосистеме регулирование будет реагировать и, воздействуя ( а регулирующие клапаны, вызывать наброс или сброс нагрузки. Чтобы при набросе нагрузки избежать чрезмерных падений давления пара перед турбиной, в схему включен ограничитель падения давления I/, который при понижении давления до допустимого предела будет воздействовать на прикрытие регулирующих клапанов. [c.131]

ЦКТИ рекомендует принимать оптимальную относительную мощность блока равной 8—10% при ограниченной мощности энергосистемы (7—8 млн. кет) и до 2,5—3,0% для крупного объединения (25—30 млн. кет). В энергосистемах, например в Сибири, имеющих ГЭС с сезонным регулированием и с дешевой резервной мощностью, оптимальная мощность блоков повышается на 30-50%. [c.193]

Для обеспечения постоянства частоты в энергосистеме служит вторичное регулирование частоты, которое осуществляется с помощью сетевых автоматических регуляторов частоты. Последние воздействуют на механизмы управления выделенных для этих целей агрегатов или станций (обычно менее экономичных) и смещают их статические характеристики таким образом, чтобы вернуть частоту к прежнему значению. При этом нагрузка турбин, не участвующих во вторичном регулировании частоты, возвращается к прежнему значению, а весь небаланс мощности воспринимается выделенными регулирующими агрегатами. [c.124]

Из уравнения (9.2) следует, что восстановление установившегося режима возможно только при изменении одного из моментов или М . Воздействие на удаленных и рассредоточенных потребителей электрической энергии с целью изменения их мощности, конечно, невозможно, если не считать частотную разгрузку в энергосистеме. Поэтому для паровых турбин остается единственный способ регулирования — воздействие на момент, развиваемый паром на рабочих лопатках. Иными словами, при изменении нагрузки сети и смещении момент-ной характеристики генератора следует также сместить и моментную характеристику турбины (рис. 9.1, кривая 4) изменением расхода пара. Новый равновесный режим работы будет достигнут в точке с при частоте вращения п ., лишь незначительно превышающей. [c.239]

Частота электрического тока в энергосистеме в соответствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) должна непрерывно поддерживаться на уровне (50 0,2) Гц. Даже временно допускается отклонение частоты только в пределах 0,4 Гц. В то же время степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет 4—5 %, чему соответствует изменение частоты, равное 2—2,5 Гц, т.е. на порядок больше допустимого. Кроме того, в широких пределах приходится изменять частоту вращения турбины на холостом ходу при синхронизации турбогенератора перед включением его в сеть, при испытаниях автоматов безопасности турбины повышением частоты вращения ротора. Уже только поэтому ясно, что в системе регулирования турбины необходимо иметь устройство для изменения регулируемого параметра—частоты вращения — при работе турбины на холостом ходу и в изолированной сети. При работе в энергосистеме, когда частота врашения турбины определяется частотой сети, поддерживаемой всеми параллельно работающими турбоагрегатами, это устройство, получившее название механизм управления турбиной (МУТ), дает возможность изменять ее мощность. [c.242]

При отклонении частоты в энергосистеме система регулирования турбины изменит положение регулирующих клапанов в соответствии с ее статической характеристикой. При полностью открытых клапанах ЦСД расход пара, а значит, и мощность быстро изменятся только в ЦВД. Суммарная мощность ЦСД и ЦНД, составляющая до 70 % мощности турбины, будет меняться медленно — в темпе изменения давления пара в тракте промежуточного перегрева, постоянная времени которого составляет 5—7 с. Начальная неравномерность регулирования будет велика. Для ее уменьшения блок НКН выдает сигнал на динамическое дополнительное открытие или закрытие клапанов ЦВД, чтобы кратковременным дополнительным изменением мощности ЦВД компенсировать отставание мощности ЦСД и ЦНД. [c.247]

Эффективность. За счет контроля и регулирования фактических величин максимальной реактивной мощности в часы максимумов активной нагрузки энергосистемы можно повысить эффективность использования электрической энергии на 2—5%. Затраты на внедрение устройства окупаются в течение двух лет. [c.237]

Регулирование частоты. Допустим, например, что в приемной энергосистеме II (рис. IX. 1) возник дефицит мощности. Регуляторы скорости паровых, газовых и гидравлических турбин распределяют его между отдельными агрегатами приемной системы обратно пропорционально их коэффициентам неравномерности. При этом изменение частоты ограничивается некоторым довольно узким интервалом, определяемым статическими характеристиками регулирования агрегатов [7]. Таким путем отдельные агрегаты участвуют в регулировании частоты в энергосистеме. Их системы регулирования скорости представляют собой системы первичного регулирования частоты. Однако первичное регулирование частоты, обладающее определенным ста-тизмом (неравномерностью энергосистемы), принципиально не может обеспечить постоянного значения частоты при колебаниях нагрузки. [c.155]

В связи с этим повышение маневренных возможностей энергосистем должно осуществляться в следующих направлениях продолжение привлечения энергетических блоков мощностью 150, 200, 300 МВт к работе в переменной части графика нагрузки с проведением дальнейших работ по увеличению их маневренных характеристик сооружение специальных маневренных электростанций, прежде всего газотурбинных установок и ГАЭС в энергосистемах Северо-Запада, Центра и Юга продолжение строительства ГЭС для покрытия пиковой и частично полупиковой зон графика нагрузки в остальных энергосистемах еероиейской части страны, проведение работ по использованию ТЭЦ для регулирования полупиковой зоны графиков нагрузки за счет остано ва теплофикационных агрегатов в ночные часы суток с учетом установки дополнительных РОУ и бойлеров продолжение работ по определению технических экономических возможностей привлечения АЭС к регулированию [c.207]

Первичное регулирование частоты из-за ста-тизма и нечувствительности САР не обеспечивает требуемой точности поддержания частоты в энергосистеме. Отклонение частоты еще возрастает из-за того, что некоторые агрегаты могут работать с ограничением мощности или при открытых до предела клапанах турбины. Для поддержания заданной частоты производится ее вторичное регулирование путем воздействия сетевого регулятора частоты на САР турбин выделенных для этой цели регулирующих ЭС. Сетевые регуляторы частоты целесообразно выполнять изодромными. [c.57]

Один из важнейших вопросов обеспечения надежности объединенных энергосистем — обоснованный выбор запаса по устойчивости электропередачи при нормальном режиме. Выбор чрезмерно большого запаса уменьшает экономическую эффективность использования межсистемной связи. При малых же запасах взаимный угол между роторами двух эквивалентных энергосистем может превысить критическое значение, при котором нарушается устойчивость энергообъединения. Поэтому для надежной работы энергосистем, имеющих слабые меж-системные связи или сильные с малыми запасами по пропускной способности, актуальной становится задача ограничения обменной мощности в таких связях. Эта задача определяется как устройствами автоматического регулирования и защиты, так и наличием вращающегося резерва в энергосистемах. Эффективность использования последнего зависит от динамических характеристик энергетических установок и в первую очередь от их приемистости. При этом, естественно, важную роль играют динамические свойства мощных паротурбинных блоков, которые составляют основную часть. [c.155]

Один из основных элементов ЭЧСР — блок регулирования мощности БРМ). Сигнал БРМ воздействует на механизм управления без статической обратной связи. Медленная передача сигнала БРМ позволяет сохранить обычные функции регулятора скорости как первичного регулятора частоты в энергосистеме. Системой блокировок производится отключение БРМ от МУ при отключениях генератора от сети, срабатывании защиты турбины, повышении частоты вращения выше 51,5 Гц и др., что обеспечивает требуемые в подобных ситуациях ведущие функции регулятора скорости. [c.159]

Контур регулирования частоты вращения и мощности I включает гидродинамический регулятор частоты вращения 37 и электронный ПИР мощности 9. Использование в качестве командного органа турбины регулятора мощности с коррекцией по частоте энергосистемы дает возможность включения турбогенератора в систему автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) в энергосистеме, управления им по диспетчерскому графику или от УВМ. Применение регулятора мощности так же, как и для конденсационных турбин, позволяет уменьшить нечувствительность регулирования. Для блочных турбин в контур регулирования мощности может быть введен сигнал от регулятора давления до себя 8. [c.187]

Помимо внутренних неисправпостей с полной потерей питания, следует рассмотреть также ложное действие регуляторов, хотя это встречается чрезвычайно редко. При ложных действиях центральных органов управления в режиме задания мощности все системы можно считать равноценными по надежности. В режиме астатического регулирования частоты для схем с радиальным заданием в энергосистемах небольшой мощности, где регулирующая частоту ГЭС имеет относительно большой удельный вес по мощности, неисправность центрального регулятора либо ГРС может приводить к полному снятию или набору нагрузки ГЭС. В схемах с поперечными связями систем первичного регулирования неисправность регулятора скорости турбины может привести к полному изменению нагрузки только на одном агрегате, либо к частичному изменению нагрузки всей ГЭС за счет воздействия неисправного регулятора на [c.29]

На рис. 19.5 показана схема всережимной системы регулирования мощности блока ВВЭР-440 Ловииза. Эта система разработана специалистами СССР совместно со специалистами фирм Иматран Войма (Финляндия) и Сименс АГ (ФРГ). По условиям энергосистемы Финляндии блок предназначен регулировать график нагрузки путем изменения мощности в диапазоне от 50 до 100 % со скоростью до 2 %/мин, а также для участия в регулировании частоты и перетоков активной мощности путем быстрого изменения электрической мощности до 5 % номинальной со скоростью до 20 % /мин. Ограничение скорости задается регулятором 9. [c.283]

Процесс восстановления частоты сети путем воздействия на МУТ турбоагрегата называется вторичным регулированием частоты. Следует обратить внимание на то, что при изменении частоты сети с помощью МУТ частота вращения турбоафегата изменяется очень мало (тем меньше, чем больше мощность энергосистемы), а мощность турбины — значительно. Поэтому машинисту кажется, что он изменяет мощность турбины, а не частоту ее вращения. На самом же деле мощность управляемой машинистом турбины в любой момент, времени определяется текущими значениями нагрузки в энергосистеме и положением статических характеристик всех работающих в системе турбоагрегатов. [c.158]

Опираясь на теорию дифференциальных уравнений с малыми множителями при производных, Н. А. Картвелишвили (1958, 1963) показал, что анализ устойчивости гидравлических режимов ГЭС как в малом, так и в большом может выполняться независимо от анализа динамики регулирования скорости турбин и электромеханических переходных процессов в электросистеме на основании предположения, что нагрузки между агрегатами энергосистемы распределяются в соответствии со статическими характеристиками регуляторов. Обычная для исследований устойчивости (начиная с работы Тома) гипотеза идеальных регуляторов, согласно которой регуляторы турбин поддерживают их мощность в точном соответствии с электрической нагрузкой, есть частный случай этого положения, отвечающий изолированной работе ГЭС или ее работе в системе, но при условии, что хотя бы на одном из ее агрегатов настройка регулятора скорости близка к астатической. [c.724]

Регулирование частоты в современных объединенных энергосистемах производится следующим образом. При отключении или подключении потребителей возникает небаланс между генерируемой мощностью и нагрузкой. Это приводит к ускорению или замедлению роторов турбины и изменению частоты в энергосистемах. Системы регулирования вступают в работу и в соответствии со своей неравномерностью и нечувствительностью меняют нагрузку турбин. Таким образом осуществляется первичное регулирование частоты. Однако частота в системе при этом меняется в некоторых пределах в соответствии с неравномерностью всей энергосисте- [c.123]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...