Экспериментальные исследования и методические разработки для повышения устойчивости и эффективности использования межсистемных связей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Решетов, Виктор Иванович

• Решетов, Виктор Иванович
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Решетов, Виктор Иванович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕН И Е

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ____

2. ИСПЫТАНИЯ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ МЕЖСИСТЕМНЫХ СВЯЗЕЙ И ПРИМЫКАЮЩИХ К НИМ ЭНЕРГОУЗЛОВ ДЛЯ РАЗВИТИЯ СИСТЕМНОЙ АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

2.1. Испытания и анализ нормальных и аварийных режимов межсистемных связей энергосистем

2.2. Результаты экспериментальных исследований статических характеристик узлов нагрузки, тепловых электростанций, энергосистем и энергообъединений

2.2.1. Экспериментальные исследования статических частотных характеристик узлов нагрузки

2.2.2. Исследования характеристик узлов нагрузки

по напряжению

2.2.3. Экспериментальное исследование статических частотных характеристик тепловых электростанций и динамических частотных характеристик энергообъединения

Выводы по разделу 2

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕ -РИСТИК ТУРБИН ТЭС ДЛЯ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ИХ К СИСТЕМНОЙ

АВТОМАТИКЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ

3.1. Экспериментальное определение динамических характеристик энергоблоков 300 МВт с турбинами К- 303-240-2 ХТГЗ и пылеугольными агрегатами ПК - 39 Ермаковской ГРЭС

3.1.1. Определение динамических характеристик СРТ

на остановленной турбине

3.1.2. Импульсные испытания турбин К-300-240 ХТГЗ под нагрузкой

3.1.3. Опыты по экстренному увеличению мощности турбин энергоблоков 300 МВт Ермаковской ГРЭС

3.1.4. Ограничения мощности турбин ЕГРЭС воздействием на МУТ и рекомендации для повышения надежности его электрической схемы

3.1.5. Ограничение мощности турбины К - 300-240 ХТГЗ ЕГРЭС воздействием на ЭГП и МУТ ____

3.2. Результаты экспериментального исследования характеристик СРТ К-500-240-2 JIM3 ст.№ б Экибастузской

ГРЭС-1

3.2.1. Частотные характеристики СРТ К-500- 240 -2

ЛМЗ ст. № б Экибастузской ГРЭС-1

3.2.2 Статические и динамические характеристики турбины К-500-240-2 ЛМЗ ст. № 6 Экибастузской ГРЭС-1 для целей системной автоматики

3.2.3. Импульсные характеристики турбины К-500-

-240-2

Выводы по разделу 3

4. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НА ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМ АЛГОРИТМОВ ПРОТИВО-АВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ МОЩНОСТЬЮ ТУРБИН (ПАУМТ)

4.1. Разработка алгоритмов противоаварийного управления мощностью турбин

4.2. Экспериментальное исследование эффективности замкнутых законов ПАУМТ на электродинамической модели энергосистем

Выводы по разделу 4

5. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ МОЩНОСТЬЮ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕЖСИСТЕМНЫХ СВЯЗЕЙ

5.1. Способ автоматической аварийной разгрузки электростанций с контролем отработки управляющего сиг-

нала системой регулирования турбины и мзменения угла ротора генератора

5.2. Способ противоаварийного управления мощностью турбин с контролем запаса динамической устойчи-

вости энергосистемы

Выводы по разделу 5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЕ П1. Переходные процессы в системе регулирования турбины К-500-240 ЛМЗ при подаче гармонических управляющих сигналов на вход ЭЧСР

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальные исследования и методические разработки для повышения устойчивости и эффективности использования межсистемных связей»

ВВЕДЕНИЕ

ЕЭС России является основой электроэнергетического комплекса, обеспечивающего производственный потенциал и социально-экономическое развитие страны.

Одним из основных достоинств ЕЭС России является возможность осуществления оптимальных перетоков мощности по межсистемным связям (МСС) между различными регионами РФ и надежного электроснабжения в пятидесяти четырех энергодефицитных регионах государства, имея в его составе лишь двадцать энергоизбыточных энергосистем. ЕЭС России обеспечивает эффективное использование установленной мощности электростанций с учетом особенностей пяти часовых поясов страны. Развитие межсистемных связей позволяет осуществить значительную экономию средств за счет уменьшения необходимых вводов генерирующих мощностей, экономии топлива и гидроресурсов, снижения затрат на транспорт топлива. Удельные затраты на строительство межсистемных связей значительно (в три-пять раз) ниже удельных затрат на строительство замещающих генерирующих мощностей в дефицитных регионах. В связи с оптимальным использованием МСС в ЕЭС России резервы мощности определены в размере 5-10 процентов от требуемого потребления энергии. Для сравнения следует указать, что в промышленно развитых странах Западной Европы и США обоснованы резервы мощности 3 0-4 0 процентов, что приводит к значительному «замораживанию» капитальных вложений в энергетику, не устраняя вероятности возникновения системных аварий.

В качестве примера тяжелых системных аварий в энергосистемах промышленно развитых стран можно привести крупные аварии, имевшие место в энергосистемах США в 1965 г., 1977 г., 1994 г., 1996 г. и др. [1]. Так, например, при одной из двух аналогичных аварий в 1996 г. из-за короткого замыкания линии на электропередаче 345 кВ и последующего каскадного развития аварии произошло погашение 7,5 млн. потребителей суммарной мощностью около 30 млн. кВт на время до пяти часов и более.

Условия работы МСС в значительной степени зависят развития системной противоаварийной автоматики (ПАА).

Система ПАА в ЕЭС России является чрезвычайно эффективной и экономичной технической подсистемой для повышения использования межсистемных связей [2].

Экономическая эффективность капитальных вложений в ПАА в десятки раз превышает эффективность капитальных вложений в развитие генерирующих мощностей и строительство электросетевых объектов.

При развитии систем ПАА необходимо избегать ее чрезмерного усложнения, учитывать вероятность отказа устройств, предусматривать резервированную структуру ее построения для предотвращения каскадных аварий с заранее неопределенным характером их развития.

Последнее обстоятельство может быть достигнуто при развитии ПАА на основе стабилизирующих, замкнутых принципов противоава-рийного управления [3].

Надежная и экономичная работа систем ПАА зависит от многих факторов: от принятых в ней принципов и алгоритмов, от эксплуатационных характеристик оборудования, от технических ограничений и уровня эксплуатации, от степени диагностики фактического состояния установленных устройств, от правильного учета динамических характеристик энергосистем, потребителей и электростанций как. объектов управления, от точности расчетной модели энергосистемы, ряда других условий [4].

Совокупность указанных факторов и их комплексная взаимосвязь формируют обобщенные цели проектирования и настройки ПАА, критерии качества, определяют область принятия допустимых технико-экономических решений.

Оптимизация развития системной автоматики является динамическим процессом, требующим поэтапного ее улучшения по мере накопления опыта эксплуатации, информации о характеристиках оборудования и режимах работы энергосистем, развития теоретических положений, технических средств и экономических отношений на рынке электроэнергии страны [5] .

К настоящему времени в ЕЭС России накоплен многолетний опыт работы мощных межсистемных связей и их систем ПАА. Отечественными учеными-энергетиками, проектными и эксплуатирующими организациями выполнен значительный задел для очередного этапа качественного развития технологии создания ПАА энергосистем на основе развития теории управления, повышения управляемости электростанций и технологического оборудования потребителей, технического прогресса систем телекоммуникаций, развития опти-

ко-волоконных каналов связи, значительного повышения быстродействия и надежности цифровых управляющих комплексов [6-16] .

Одним из важных условий для оптимизации систем ПАА является получение их математических моделей и экспериментальных характеристик, адекватных решаемой задаче.

Аналитические трудности формирования указанных моделей обусловлены нестационарностью (зависимостью от времени) элементов энергосистемы, высокой размерностью, нелинейностью и «быстрым» характером протекания аварийных переходных процессов по отношению к быстродействию средств управления и телекоммуникаций.

Процедуру получения математических моделей энергосистем (идентификацию энергосистем) для целей ПАА целесообразно представить состоящей из двух этапов:

- определение структуры модели на основе существующих методических подходов;

- адаптация (настройка) параметров модели для конкретных режимов энергосистем с использованием экспериментальных (натурных) характеристик оборудования энергосистем и их режимных величин (перетоков мощности, уровней напряжения, частоты и др.) .

Получение реальных характеристик энергосистемы как объекта управления на основе экспериментальных исследований является предметом специальных разработок [17-43].

Наряду с указанным, одной из основных задач при оптимизации ПАА энергосистем является разработка принципов и алгоритмов ее построения, учитывающих, по возможности, основную часть аспектов и ограничений решаемой задачи (вероятность каскадного развития аварий, ограничения управляемости оборудования, его износ и снижение экономичности при участии в регулировании, ограничения системы телекоммуникаций, эксплуатационные ограничения, затраты на создание и др.).

Проблеме анализа устойчивости энергосистем и выбора оптимальных алгоритмов управления ими посвящено значительное число научных и инженерных работ [17-43].

Однако, уточнение натурных характеристик энергосистем, разработка принципов и алгоритмов их систем ПАА продолжают оставаться актуальными как для ЕЭС России, так и для электроэнергетики промышленно развитых стран мира.

В представленной диссертации приведены результаты экспериментальных работ и методических разработок для повышения устойчивости энергосистем и эффективности использования их межсистемных связей.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

Исследования для повышения устойчивости энергосистем и эффективности использования межсистемных. связей ведутся в отечественной и зарубежной энергетике, начиная с тридцатых годов при объединении на параллельную работу «кустов» электростанций [29] .

Практическая необходимость указанных работ была обусловлена многочисленными случаями нарушений устойчивости по «слабым» межсистемным связям. Опыт эксплуатации таких МСС в последующем показал, что в напряженных режимах среднее время между нарушениями устойчивой параллельной работы отдельных энергосистем, вследствие нерегулярных колебаний мощности, может состазлять 15 часов, даже при наличии автоматического регулирования перетока по МСС с принятыми диапазонами изменения мощности электростанций и алгоритмами регулирования [44] .

В шестидесятых годах были предложены нормативные показатели запасов устойчивости МСС, в основе которых был заложен опыт эксплуатации МСС, а также элементы случайного характера нагрузки объединенных энергосистем [41].

Целесообразно отметить, что в последующих редакциях руководящих указаний по устойчивости энергосистем указано, что приведенные в них требования к устойчивости (минимальные коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению) могут изменяться с учетом конкретных условий при наличии технико-экономического обоснования [45].

Таким образом, в настоящее время нормативная основа формирования требований к устойчивости энергосистем позволяет устанавливать запасы их устойчивости и повышать загрузку МСС в зависимости от развития средств системной автоматики и реальных характеристик МСС.

Исследования для повышения устойчивости энергосистем и эффективности использования межсистемных связей могут быть представлены тремя основными группами. К первой .из них относятся теоретические разработки, основанные на классических методах математической теории устойчивости и ее приложениях для электроэнергетики [46-47].

Ко второй группе относятся методы численного исследования устойчивости энергосистем с разработкой соответствующих программ для ЭВМ [48], которые имеют в настоящее время наибольшее практическое применение.

Третью группу представляют методы экспериментального исследования режимов энергосистем [4] .

К настоящему времени имеется значительный теоретический задел по использованию качественных методов анализа устойчивости и оптимальному управлению [49, 50, 51] аварийными переходными процессами в энергосистемах. К первым работам в указанном направлении, имеющим прикладное значение, относятся работы Горева A.A. по использованию энергетических . критериев и основных положений аналитической механики для оценки устойчивости динамических переходов в энергосистемах [4 6].

В последующем развитие идей Горева A.A. нашло в методиках анализа устойчивости энергосистем и синтеза их системной автоматики с использованием второго метода Ляпунова [53] - одного из основных методов качественного исследования устойчивости динамических систем.

Отечественными учеными, инженерами и программистами выполнено значительное число работ по созданию комплексов программ для ЭВМ для расчетов установившихся и переходных режимов энергосистем. Современные программы позволяют выполнять электрические расчеты энергосистем с необходимым для практики числом нагрузочных и генераторных узлов.

Экспериментальные исследования в энергосистемах и их опыт эксплуатации на протяжении многих десятилетий составляют практическую основу надежной и экономичной работы отечественной электроэнергетики. С использованием их результатов сформирована системообразующая сеть РАО «ЕЭС России» и стран СНГ.

Экспериментальные исследования энергосистем содержат широкий спектр вопросов, в том числе:

- определение статических, динамических характеристик и устойчивости электроприемников отдельных технологических механизмов, групп электроприемников различного типа, нагрузочных узлов энергосистем и нагрузки энергообъединений [17, 21, 24, 30, 31];

- определение статических, динамических характеристик, маневренных показателей оборудования' электростанций (ТЭС, АЭС, ГЭС, ГТУ) при отклонениях частоты и напряжений в энергосистемах [54, 55], особенностей настройки их систем регулирования (электроприставок турбин, АРВ, котельной автоматики и др.) для обеспечения экономичности, заданного качества электроэнергии, для целей системной автоматики, соответствия указанного оборудования требованиям ПТЭ и др. [56, 57];

- определение характеристик энергосистем по частоте и напряжению с учетом реакции электростанций [58, 59];

- определение характеристик колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем [44];

исследование статической и динамической устойчивости энергосистем, их асинхронных режимов, экспериментальное определение пределов передаваемой мощности по МСС [4, 60] ;

- оценки эффективности системной автоматики энергосистем

[4] .

Задачи повышения надежности и экономичности работы энергосистем и развития "их системной автоматики требуют комплексного решения указанных вопросов.

При этом необходимо реализовать несомненное достоинство первой группы методов - математическую строгость получаемых на их основе результатов. Однако, следует указать, что практическое использование качественных математических методов анализа энергосистем и синтеза систем управления затруднено сложностью вычислительных процедур поиска оптимальных решений, в сеязи с чем указанные методы, в основном, применяются для исследования упрощенных моделей энергосистем или для их эквивалентных схем типа «машина-шины бесконечной мощности».

В связи с этим, является актуальным дальнейшее развитие численных методов, а также экспериментального определения характеристик оборудования энергосистем.

Дальнейшее развитие принципов, алгоритмов и способов управления энергосистемами с использованием прогресса в развитии общей теории управления, энергомашиностроения, средств телекоммуникаций и управляющих ЭВМ позволят создать реальный задел для перехода теории и средств управления режимами энергосистем на качественно новый уровень работы электроэнергетики с оптимиза-

цией всего технологического цикла производства, распределения и потребления энергии с предельным уровнем энергосбережения и экологической безопасности их работы.

С учетом вышеизложенного, целью диссертации является экспериментальной исследование энергосистем и мощных энергоблоков, и на этой основе развитие технологии противоаварийного управления ими (методики, алгоритмов и способов управления).

Задачами работы являлись:

1. Определение (на основе натурных испытаний) условий параллельной работы энергообъединений Казахстана и Сибири на этапе формирования ЕЭС СССР и разработка рекомендаций для создания транзита ВЛ 500-1150 кВ в восточной части ЕЭС России.

2. Определение (на основе натурных испытаний) статических и динамических характеристик энергосистем для оптимизации электрических режимов и развития системной автоматики межгосударственных электрических связей 500-1150 кВ Россия-Казахстан.

3. Экспериментальное определение импульсных характеристик и управляемости энергоблоков 300-500 МВт с турбинами К-300-240 ХТГЗ и К-500-240-2 для целей оптимизации противоаварийного управления в энергосистемах.

4. Разработка методики формирования замкнутых законов противоаварийного управления мощностью энергоблоков ТЗС.

5. Разработка алгоритмов комплексного противоаварийного управления мощностью электростанций на основе сочетания программных (разомкнутых) и замкнутых принципов управления для повышения допустимой загрузки межсистемных связей и обеспечения устойчивости энергосистем при каскадных развитиях аварий.

2. ИСПЫТАНИЯ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ МЕЖСИСТЕМНЫХ СВЯЗЕЙ И ПРИМЫКАЮЩИХ К НИМ ЭНЕРГОУЗЛОВ ДЛЯ РАЗВИТИЯ СИСТЕМНОЙ АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Оптимизация развития системной автоматики энергосистем требует углубленного изучения основных закономерностей .изменения их нормальных и аварийных режимов, имеющих место в процессе эксплуатации.

При этом, в связи с многомерностью вектора параметров и режимных величин энергосистем, высокой стоимостью и техническими проблемами их надежного и быстродействующего измерения, возникает задача выбора обобщенных зависимостей, отражающих динамические характеристики энергосистем как объекта управления, при минимизации затрат на создание и эксплуатацию системной автоматики.

В качестве таких обобщенных зависимостей при синфазности движений генераторов в примыкающих энергосистемах (при «концентрированности» энергосистем) могут быть приняты перетоки активной мощности по межсистемным связям и частота напряжения на их элементах.

Важной задачей для оптимизации системной автоматики является также уточнение реальных статических и динамических характеристик нагрузочных и генераторных узлов энергосистем по напряжению и частоте. Указанные характеристики определяют регулирующие эффекты энергосистем по изменению небалансов активной и реактивной мощности в энергоузлах, демпфирование переходных процессов, влияют на оценку условий ввода управляющих воздействий, на выбор их интенсивности, мест приложения и алгоритмов системной автоматики.

Расчеты электрических режимов МСС осуществляются по программам расчета установившихся и переходных режимов в энергосистемах на ЭВМ.

Степень достоверности указанных расчетов зависит от многих факторов (адекватности расчетных и реальных параметров энергосистемы, принятых допущений, особенностей вычислительных алгоритмов и др.)

Повышение достоверности получаемых значений предельных по условиям устойчивости режимов МСС требует углубленного изучения основных закономерностей изменения «наблюдаемых» режимных вели-

чин в процессе эксплуатации энергосистем и их зависимости от параметров, фазовых координат математической модели энергосистемы.

. В настоящем разделе приведен материал, отражающий результаты испытаний параллельной работы энергосистем по МСС и экспериментального определения характеристик энергоузлов, а также анализ закономерностей и особенностей режимов работы межсистемных связей, выявленных при эксплуатации энергосистем.

2.1. Испытания и анализ нормальных и аварийных режимов межсистемных связей энергосистем

В связи с трудностями математического анализа нерегулярных колебаний перетоков мощности по МСС важное значение для проектирования развития и эксплуатации энергосистем имеют натурные испытания параллельной работы энергообъединений в составе Единой электроэнергетической системы страны [61].

Нерегулярные колебания перетоков мощности по МСС являются следствием многочисленных сложных переходов в энергосистемах, имеющих случайный характер в широком диапазоне частотного спектра, и амплитуды их изменения.

Частотный спектр колебаний мощности по МСС может изменяться в широком диапазоне от инфранизких частот суточного графика нагрузок до частот 50 Гц и выше при электромагнитных переходных процессах в электрической сети. Амплитуда изменения перетоков по МСС находится в диапазоне от реверсивных значений их пропускных способностей (сотни и тысячи МВт) до десятков МВт при секундных и минутных колебаниях мощности.

В качестве примера, иллюстрирующего возможный диапазон и характер изменения электрических режимов МСС и частоты в энергообъединении, на рис. 2.1-2.4 показаны режимы межсистемного сечения 750-330 кВ ОЭС Северо-Запада - Центр: в суточном графике (рис. 2.1), в часовом и минутном интервале (рис. 2.2), а также на интервале возмущений режима МСС при к. з. на ВЛ 750 кВ (рис. 2". 3) .

Последний случай отражает довольно редкое для практики возмущение - каскад однофазных коротких замыканий и последующих ОАПВ с трехфазным отключением ВЛ 750 кВ после пятого по счету в

а)

МВт

б)

0

-100 ■ и

-200

-300

-400 ■ ■

-500

-ООО

-700 т т

-800

-900

1000

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Решетов, Виктор Иванович

10. Результаты работы использованы при разработке противо-аварийной автоматики и АРЧМ крупных электроэнергетических объектов восточной части России и СНГ (ГРЭС Экибастузского топливно-энергетического комплекса, транзита ВЛ 500-1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал, схемы внешнего электроснабжения космодрома Байконур, Тенгизского нефтегазового комплекса' И др.); при составлении режимных инструкций параллельной работы энергообъединений Сибири, Казахстана, Урала и Средней Азии; при разработке Харьковским турбогенераторным заводом технической документации для модернизации систем регулирования турбин К-300-240 ХТГЗ с целью реализации управляющих воздействий ПАА.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведены испытания параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана в составе ЕЭС СССР.

При испытаниях экспериментально определены количественные значения основных режимных характеристик ОЭС Сибири и Казахстана и межсистемных связей, соединяющих их между собой и ЕЭС СССР.

Результаты испытаний подтвердили возможность параллельной работы по линиям электропередач переменного тока энергообъединений России, Казахстана и стран Восточной Европы. Полученные данные использованы при разработке системной автоматики МСС «Сибирь — Казахстан — Урал» и составлении режимных инструкций, позволили обеспечить надежную работу восточной части ЕЭС СССР на протяжении длительного периода ее эксплуатации.

2. Проведены экспериментальные исследования статических характеристик узлов нагрузки, тепловых электростанций и энергосистем ОЭС Казахстана. Результаты испытаний выявили ряд закономерностей нагрузочных и генерирующих узлов с разнородным по составу оборудованием, позволяющих уточнять параметры математических моделей энергосистем для разработки мероприятий, направленных на повышение допустимой загрузки межсистемных связей и развитие системной автоматики энергосистем.

3. Выполнен комплекс экспериментальных исследований динамических характеристик мощных паровых турбин 300 и 500 МВт ТЭС с котлоагрегатами сверхкритического давления для привлечения их к противоаварийному управлению.

Проведенные испытания подтвердили соответствие динамических характеристик турбин 300-500 МВт существующим требованиям к их маневренности и возможность привлечения к противоаварийному управлению в энергосистемах как для экстренной разгрузки, так и для увеличения мощности электростанций с использованием программных и замкнутых принципов управления.

4. Разработаны предложения для повышения эффективности противоаварийного управления и качества переходных процессов в энергоблоках при одновременном воздействии на МУТ и ЭГП для ограничения их мощности в послеаварийных режимах энергосистем.

5. Проведен анализ известных методических подходов к оптимизации системной автоматики энергосистем. Существующие методики в указанном направлении требуют своего развития для повышения надежности системной автоматики при каскадных развитиях аварий в сложных электроэнергетических системах. В качестве основного методического. направления для оптимизации системной автоматики энергосистем предложено ее построение на основе сочетания программных (разомкнутых) и замкнутых принципов управления .

6. Разработана методика определения управлений для стабилизации энергосистем при больших возмущениях. В основе методики используется формирование закона управления, обеспечивающего отрицательное значение полной производной заданной квадратичной формы, полученной для нерегулируемой системы.

Разработан алгоритм формирования управляющего сигнала замкнутого типа для противоаварийного управления мощностью паровых турбин (ПАУМТ) электростанций для повышения устойчивости энергосистем и эффективности использования МСС.

7. Проведена проверка эффективности предложенных законов ПАУМТ численными расчетами на электродинамической модели энергосистем для упрощенных и наиболее полных из известных моделей паровых турбин.

Показана высокая эффективность предложенных законов ПАУМТ.

8. Предложена методика определения программных управляющих воздействий для ПАУМТ, в основе которой используется серия расчетов аварийных переходных процессов с использованием разработанных замкнутых законов ПАУМТ.

Формирование программных управлений для ПАУМТ основано на аппроксимации характера изменения мощности турбин по замкнутым законам управления.

9. На основе полученных законов ПАУМТ разработаны и защищены авторскими свидетельствами способы управления мощностью электростанций для повышения устойчивости энергосистем и для повышения эффективности использования и надежности работы МСС, в том числе:

9.1. Способ автоматической аварийной разгрузки электростанций с контролем отработки управляющего сигнала системой регулирования турбины и изменения угла ротора генератора.

9.2. Способ противоаварийного управления мощностью турбин с контролем запаса динамической устойчивости энергосистемы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Решетов, Виктор Иванович, 1998 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Семёнов В. А. Крупные системные аварии в зарубежных энергообъединениях «Энергохозяйство за рубежом», 198 4.- № 6. с. 23-25.

2. Совалов С.А., Семёнов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1985.

3. Юревич Е.И. . Разработка системы автоматического регулирования сверхмощных объединенных энергосистем по углу. Автореферат на соискание ученой степени доктора техн. наук. Л.: ЛПИ, 1963.

4. Экспериментальные исследования режимов энергосистем. Под редакцией С.А. Совалова. М.: Энергоатомиздат, 1985.

5. Кутозой Г.П. Концепция структурной реформы в электроэнергетике - конкурентный рынок в России // Вестник ФЭК России. - 1997. - №1.

6. Действующие нормативные требования к надежности электроэнергетических исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 31. Нормативные требования к надежности систем энергетики. Новосибирск: Наука, 1986. с. 25-37.

7. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986.

8. Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем - Изд. Минэнерго СССР. М.:, 1981.

9. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций ВНТП-81. Изд. Минэнерго СССР. М.:, 1981.

10. Нормы технологического проектирования атомных электрических станций ВНТП-80. Изд. Минэнерго СССР. М.:, 1981.

11. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. ОНТП 5-7 8. Изд. Минэнерго СССР. М.:, 1979.

12. Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических сетей. ВСН 9783. Изд. Минэнерго СССР. М.:, 1983.

13. Основные положения методических указаний по определению технико-экономической эффективности от внедрения комплексной автоматизации и телемеханизации сельских распределительных электросетей // Электрические станции. 1984.- №7. с. 72.

14. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - 13-е изд. М.: Энергия, 1977.

15. Руководящие указания по устойчивости энергосистем - М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

16. Руководящие указания по устойчивости и руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем Ю.Е. Гуревич, Л. Г. Мамиконякц, Ю.А. Тихонов и др. Тезисы докладов на семинаре "Совершенствование средств противоаварийной автоматики в целях повышения надежности эксплуатации энергообъединения". М.: ВДНХ СССР, 1981.

17. Горнштейн В.М. Статические характеристики потребителей // Электрические станции. 1940,- № 5-6. с. 4-8.

18. Статические характеристики электрической нагрузки потребителей. Сборник информационных писем ОРГРЭС. М.: ГЭИ, 1952. с.172.

19. Азарьев Д.И. Математическое моделирование электрических систем - М.-Д.: Госэнергоиздат, 1962. с.206.

20. Азарьев Д. И. Дмитриева Г.А., Хвощинская З.Г. Влияние способов представления нагрузок на расчеты статической устойчивости сложных энергосистем // Электрические станции. 1972.- № 10. с.13-16.

21. Гусейнов Р.Г., Гаджиев Г.Н. Статические и динамические характеристики нагрузки энергосистем - М. : Изв. АН АзССР. Сер. физ.-мат. и техн. наук, 1960.- № 2. с.27-32.

22. Левинтов С.Д., Тагиров М.А. Статические характеристики сельскохозяйственной нагрузки. В кн.: Научные труды по электрификации сельского хозяйства. М.: Сельхозгиз, 1954. т. 1. с.55-62.

23. Мотыгина С.А. Режимы работы энергетических систем и статические характеристики нагрузки // Электрические станции. 1960.- № 2. с. 56- 60.

24. Горбунова Л.М., Гуревич Ю.Е. Экспериментальное определение характеристик нагрузки энергосистем - Труды ВНИИЭ, вып. 29. М.: Энергия, 1967. с. 152-174.

25. Гуревич Ю. Е., Либова Л.Е., Хачатрян Э.А. Устойчивость нагрузки электрических систем - М.: Энергоиздат, 1981. с. 209.

26. Мерпорт Э.И., Орнов В.Г. Некоторые вопросы экспериментального и расчетного определения регулирующего эффекта нагрузки // Электрические станции. 1969.- №1. с. 32-34.

27. -Гуревич Ю. Е., Либова Л.Е. Характеристики нагрузки по напряжению на длительных интервалах времени // Электричество. -№ 7. 1984. с.58-61.

28. Портной М.Г., Рабинович P.C. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1978. с. 352.

29. Жданов П.С., Лебедев С.А., Цукерник Л.В. Исследование устойчивости в сетях Ленэнерго // Электрические станции. 1934.-№ 9. с. 27-31.

30. Экспериментальное исследование статических частотных характеристик объединенной энергосистемы Урала и входящих в её состав отдельных систем / Д. А. Арзамасцев, М.Н. Гервиц, И.А. Криченова и др. - В' кн.: Доклады на III Все-союзном научно-техническом совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР. Л.: Энергия, Ленинградское отделение, 1973. с. 326-337.

31. Динамические и статические характеристики ОЗС Северного Казахстана / М.Н. Гервиц, И.А. Криченова, М.П. Рудницкий и др.

В кн.: Повышение надежности объединенной энергосистемы Северного Казахстана. Алма-Ата, 1976. с.89-94.

32. Витек В. Статистический метод измерения крутизны статической частотной характеристики энергосистемы. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1965,- № 1. с. 26-37.

33. Витек В., Молиш 3. К определению крутизны естественной частотной характеристики энергосистемы ЧССР. Изв. АН СССР, Энергетика и транспорт, 1965.- № 1. с. 40-42.

34. Вонсович М.Я., Совалов С. А.., Левит Л.М. Определение действующего коэффициента крутизны частотной характеристики энергосистемы // Электрические станции. 1969.- № 7. с. 42-45.

35. Левит Л.М. Определение зависимости коэффициента крутизны статической характеристики энергосистемы по частоте от величины возмущения. Труды НИИПТ, 1971. вып. 17. с. 115-131.

36. Андреюк В.А., Левит Л.М., Марченко Е.А. Эквивалентные статические характеристики генерации энергосистемы по частоте. Труды НИИПТ, 1977,- № 24. с. 27-40.

37. Паутин Н.В., Сидоров A.A. Исследование характеристик энергосистем // Электрические станции. 1961.- № 4. с. 50-58.

38. Анализ переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности по межсистемным связям сложного энергообъединения с учетом влияния тепловых электростанций / C.B. Алексеев, A.M. Машанский, P.C. Рабинович и др. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1978.- № 5. с. 14-26.

39. Алексеев C.B., Машанский A.M., Рабинович P.C. Анализ влияния тепловых электростанций на процессы изменения перетоков мощности по межсистемным связям при небалансе активной мощности. Труды ин-та «Энергосетьпроект». Методы исследования устойчивости энергосистем и мероприятия по её обеспечению М. : 1979. с. 117-127.

40. О реакции протяженной энергосистемы на небалансы активной мощности JI.M. Левит, Л.М. Горбунова, P.C. Рабинович и др. Электричество, 1982.- № 1. с. 20-23.

41. Андреюк В.А., Лезит Л.М. Анализ эффективности систем автоматического регулирования перетоков активной мощности с учетом случайного- характера колебаний нагрузки объединенных энергосистем - М.: - Изв. НИИПТ, вып. 14. 1968. с. 281-306.

42. Портной М.Г., Тимченко В.Ф. Учет нерегулярных колебаний мощности при определении ,устойчивости слабых связей в энергосистемах. - Электричество, 1968.- № 9. с. 12-16.

43. Портной М.Г., Совалов С.А., Тимченко В.Ф. О требованиям к динамическим характеристикам теплоэнергетических блоков, привлекаемых к регулированию межсистемных перетоков мощности. -В кн.: Оптимизация режимов энергосистем - М. : Энергия, 1974. с. 174-179.

44. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем - М.: Энергия, 1975.

45. Руководящие указания по устойчивости энергосистем - М.: (Основные требования). ЦДУ ЕЭС России, М.:, 1992.

46. Горев A.A. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем - М.: -Л.: Госэнергоиздат, 1960.

47. Жданов П.С. Устойчивость электрических систем - М.-Л.:, Госэнергоиздат, 1948.

48. Семёнов В.А. Автоматизированные системы диспетчерского управления. М.: ВИНИТИ, 1985.

49. Зубов В. И. Математические методы исследования систем автоматического регулирования. Л.: Судпромгиз, 1959.

50. Барбашин Е.А. Функции Ляпунова. М.: Наука, 1959.

51. Малкин И.Г. Теория устойчивости движения. М.: Наука, 1966.

52. Летов A.M. Динамика полета и управление. М.: Наука, 1969.

53. Критерии устойчивости электроэнергетических систем /А.Т. Путилова, М-А. Тагиров// ВИНИТИ. Итоги науки и техники. Серия электротехника и энергетика. Вып.// Электрические станции, сети и системы. М.: 1971.

54. Гуревич М.Х., Головач Е.А., Сенькин В.И. Регулирование энергетических блоков с водоохлаждающими реакторами при системных возмущениях// Электрические станции. 1981.- № 5. с. 6-9.

55. Выбор программ регулирования мощных энергоблоков атомных электростанций / В. А. Иванов, В.М. Боровиков, В.В. Слесаренко и др. - Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1977.- № 3. с. 3-10.

56. О проверке реализации требований противоаварийных циркуляров - № Э-3/75 и Т-2/75. 3-6/75 и Т-3/75 и решения Главтехуправления - № Э-1975, /Л.Д. Стернинсон, Л.Н.Касьянов, М.Н. Манькин и др. - В кн.: Тезисы докладов совещания "Меры повышения надежности и устойчивости энергосистем". М.: СПО ОРГРЭС, 1976. с. 23-25.

57. Система автоматического регулирования частоты и мощности блочных электростанций с прямоточными котлами / Н.И. Давыдов, А.Д. Меламед, А.Д. Трахтенберг и др. - В кн.: Устойчивость энергосистем и противоаварийное управление ими. М.: Энергоиздат, 1982. с. 53-57.

58. Стернинсон Л. Д. О значениях некоторых параметров тепломеханического оборудования электростанций и их влиянии на длительные переходные процессы в энергосистемах. Электричество, 1980.- №12. с. 64-66.

59. Влияние вида регулирования тепловых электростанций на переходный процесс изменения частоты в энергосистеме./ М.Я. Вонсович, Е. И. Петряев, М.А. Родиныл и др. - В кн.: Доклады на II Всесоюзном научно-техническом совещании по

устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: Энергия, 1969. с. 313-325.

60. Хачатуров A.A. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах. М.: Энергия, 1969.

61. Борисов Е.И. Подготовка энергосистем к работе в зимних условиях - важнейшая государственная задача. - Электрические станции. 1977,- № 9.

62. Тимченко В.Ф., Хачатуров A.A., Киладзе В. А., Бушуев В.В., Совалов С. А., Решетов В.И., Кобытез М.И., Щеглов Ю.П. - Испытания параллельной работы ОЭС Сибири с ОЭС Казахстана в составе ЕЭС СССР. - Электрические станции. 1977.-№ 9.

63. Портной М.Г., Совалов С.А., Тимченко В.Ф., Кустов С.С. Вероятностные характеристики нерегулярных колебаний обменной мощности энергосистем - М.: - Электрические станции. 197 6.-№ 3.

64. Портной М.Г., Тимченко В.Ф. Учет нерегулярных колебаний мощности при определении устойчивости слабых связей в энергосистемах. - Электричество, 1968.- № 9.

65. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем, М.:, Энергия, 197 5.

66. Гервиц М.Н., Криченова И.А., Рудницкий М.П., Ноготков O.K., Парамонов Ю.И., Решетов В.И. Статические характеристики крупной энергосистемы. - В сборнике: Применение частотных методов в электроэнергетических исследованиях, Новосибирск, 1976.

67. Гервиц М.Н., КриченоЕа И.А., Рудницкий М.П., Ноготков O.K., Парамонов Ю.И., Решетов В. И. Динамические и статические характеристики ОЭС Северного Казахстана. Тезисы докладов к Республиканскому научно-техническому совещанию "Повышение надежности объединенной энергосистемы Северного Казахстана", с. 88-93. г. Ермак, 1976.

68. Арзамасцев Д.А., Гервиц М.Н., Криченова И.А., Ноготков O.K., Парамонов Ю.И., Решетов В.И., Рудницкий М.П., Тиесов С.А. Экспериментальное .исследование характеристик ОЭС Северного Казахстана. Тезисы докладов на 3-ем Всесоюзном совещании работников служб электрических режимов ОДУ и

энергосистем, с. 45-46. г. Алма-Ата, 3-6 октября 1978. изд. МЭиЭ СССР, Москва, 1978.

69. Гервиц М.Н., Криченова И.А., Морозов Ф.Я., Рудницкий М.П. Статические характеристики узлов нагрузки энергосистем по напряжению. - В кн. : Применение частотных методов в электроэнергетических исследованиях (краткие тезисы II Все-союзного совещания), Новосибирск, 1976.

70. Горбунова JI.M., Гуревич Ю.Е. Экспериментальное определение харак-теристик нагрузки энергосистем - М. : - Труды ВНИИЭ, М.:, "Энергия", 1967. выпуск XXIX.

71. Совалов С.А., Кучкин М.Д., Лезнов С.И. Режимные характеристики объединенных энергосистем Центра, Урала и Юга. М.:, Госэнергоиздат, 1962.

72. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты мощности в энергосистемах. М.:, Энергия, 1975.

73. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.:, "Высшая школа", 1970.

74. Дорошенко Г.А., Лугинский Я.Н., Тразкина В.Н. К вопросу о возможностях • и способах осуществления аварийного регулирования паровых турбин. Труды ВНИИЭ, 1967. выл. 29.

75. Юрганоз A.A., Остроумов Э.Е., Буевич В.В. Возможности повышения динамической устойчивости энергосистемы с помощью регулирования паровых турбин. - В сб.: Электроэнергетика, М.: -Л.:, 1964.

76. Богуславский Л.А., Бронштейн P.A., Розанов М.Н., Федяев И. Б. Повышение пропускной способности линий электропередач от ТЭС. - В кн.: Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах. М.:, 1968. (Труды ВЭИ, вып. 18).

77. Веников В.А., Никитин Д.В., Штробель В.А., Рубин В.Б. Регулирование турбин как средство улучшения переходных процессов электрических систем - М. : - Электричество, 1967.-№ 2.

78. Иофьев Б.И., Чекаловец Л.Н., Лугинский Я.Н. Автоматическое управление мощностью паровых турбин с целью повышения устойчивости. - Электричество, 1969.- № 2.

79. Иванов В.А., Каленик В. А. Динамическая устойчивость электропередачи, регулируемой мощными паротурбинными блоками. Электричество, 197 0.- № 1.

80. Каштелян В.Е., Юревич Е.И., Герценберг Г.Р. Повышение устойчивости электрических систем с помощью быстродействующего регулирования паровых турбин. Электричество, 1965.- № 4.

81. Юрганов A.A. Исследование комплексного управления турбоагрегатов в аварийных режимах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук. JI.:, 1969 (ИЭМ) .

82. Электрическая передача больших мощностей на далекие расстояния. Под редакцией Р.Рюденберга. М.:, Энергоиздат, 1934.

83. Жданов П.С., Майер Р.И., Маркович И.И. Аварийное регулирование на Сталиногорской ГРЭС. - Электрические станции. 1937.-® 6.

84. Иофьев Б. И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. - Энергия, 1974.

85. Беркович М.А., Германов А.П., Дорошенко Г. А., Лугинский Я.Н., Совалов С.А. Системные испытания аварийного регулирования мощности энергоблока 3 00 МВт Черепетской ГРЭС. -В кн. : Доклады на II Всесоюзном научно- техническом совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.:, 1969.

86. Герценберг' Г.Р., Буевич В.В., Каштелян В.Е. Некоторые способы улучшения работы электроприставки к регулятору скорости паровой турбины. Труды ВЭИ, 1968. вып. 78.

87. Горячева Ю.Л.:, -Мельников B.C., Нуждин В.В. Электроприставка к системе регулирования скорости двухзальной паровой турбины К-800-240. Труды ВЭИ, 1972. вып. 81.

88. Фрагин М.С., Щетинин A.A. и др. Системы регулирования конденсационных турбин большой мощности ЛМЗ. - Теплоэнергетика, 1972.- № 11.

89. Акопянц Г.С., Коротков В.А., Шурупов С.М., Решетов В.И. К вопросу определения управляющих воздействий для сложной энергосистемы в системах автоматизированного проектирования. Материалы Республиканского научно - технического совещания "Повышение надежности энергосистем Казахстана", г. Караганда, 1982; г. Алма-Ата, 1983.

90. Акопянц Г.С., Коротков В.А., Шурупов С.М., Решетов В.И., Тохтыбакиев К.К. Развитие принципов противоаварийной автоматики энергосистем на основе сочетания программного и замкнутого управления. Тезисы докладов к Всесоюзному научно-техническому совещанию «Вопросы устойчивости

и надежности энергосистем СССР», г. Ташкент, май 1981 г.; г. Ленинград, 1984.

91. Первушин Ю.И. Опыт создания и принцип построения противоаварийной автоматики в ОЭС Северо-Запада. - В кн.: Доклады на III Всесоюзном научно-техническом совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР, 1973.

92. Cashing Е. W., Drehler G. Е., Killgoar W.P. Fast valving as an aid to power system transient stability and prompt resynchronization and rapid reload after full rejection. «IEEE Trans. Power Apparat, and Syst.», 1972. V 91.- № 4. p. 1624-1634.

93. Sulrivan A.C., Yee K. Fast governing of turbogenerators during transient. "Proc. Inst. Elec. End.", 1973. 120.- № 3. p. 371-378.

94. Зорин H.M.:, Коротков В.А., Решетов В.И., Рудницкий Г.М.: Результаты импульсных испытаний турбин К-300-240 ХТГЗ Ермаковской ГРЭС. Тезисы докладов на 3-ем Всесоюзном совещании работников служб электрических режимов ОДУ и энергосистем, стр. 49-51. г. Алма-Ата, 3-6 октября 1978 г., изд. МЭиЭ СССР, Москва, 1978.

95. Зорин Н.М.:, Решетов В.И., Коротков В.А., Мамиров А.У., Шурупов С.М. Исследование турбин К-300-240 ХТГЗ Ермаковской ГРЭС для выполнения команд противоаварийной автоматики. Материалы Республиканского научно-технического совещания "Привлечение ТЭС Казахстана к участию в автоматическом регулировании частоты и мощности ЕЭС СССР, опыт эксплуатации, проектирования и исследо-вания релейной защиты и противоаварийной автоматики", стр. 71-77. г. Алма-Ата, 1978.

96. Решетов В.И., Коротков В.А., Мамиров А.У., Шурупов С.М. Блок формирования управляющих воздействий для проведения динамических испытаний ' турбин К-300-240 ХТГЗ. Материалы Республиканского научно-технического совещания "Привлечение ТЭС Казахстана к участию в автоматическом регулировании частоты и мощности ЕЭС СССР, опыт эксплуатации, проектирования и исследования релейной защиты и противоаварийной автоматики", стр. 77-79. г. Алма-Ата, 1978.

97. Коротков В.А., Решетов В.И. Некоторые вопросы противоаварийного управления мощностью паровых турбин в ОЭС

Казахстана. Материалы Республиканского научно-технического совещания "Привлечение ТЭС Казахстана к участию в автоматическом регулировании частоты и мощности ЕЭС СССР, опыт эксплуатации, проектирования и исследования релейной защиты и противоаварййной автоматики", стр. 98-106. г. Алма-Ата, 1978.

98. Акопянц Г.С., Короткое В.А., Шурупов С.М., Решетов В.И. К вопросу определения управляющих воздействий для сложной энергосистемы в системах автоматизированного проектирования. Материалы Республиканского научно - техни-ческого совещания "Повышение надежности энергосистем Казахстана", г. Караганда, 1982 г.; г. Алма-Ата, 1983.

99. Акопянц Г.С., Коротков В.А., Шурупов С.М., Решетов В.И., Тохтыбакиев К.К. Развитие принципов противоаварийной автоматики энергосистем на основе сочетания программного и замкнутого управления. Тезисы докладов к Всесоюзному научно-техническому совещанию «Вопросы устойчивости и надежности энергосистем СССР», г. Ташкент, май 1981 г.; Л.:, 1984.

100. Коротков В. А. К вопросу аварийного управления мощностью паровых турбин в сложной электроэнергетической системе, канд. дисс., Новосибирск:, 1974.

101. Дорошенко Г.А., Любан Е.А. Уточнение уравнений динамики регулирования турбин К-300-240 ЛМЗ при больших возмущениях. - Теплоэнергетика, 1971.- № 7.

102. Буевич В.В. Некоторые способы моделирования уравнений вращающих моментов паровых турбин. - В кн.: Электроэнергетика, М.:-Л.:, 1964.

103. Арзамасцев Д.А., Богатырев Л.Л. Эквивалентирование уравнений системы регулирования паровых турбин крупных блоков. Теплоэнергетика, 1967.- № 11.

104. Авторское свидетельство (№ 849378) "Способ автоматической аварийной разгрузки", авторы: Коротков В.А., Шурупов С.М., Решетов В.И., 25.10.79.

105. Авторское свидетельство (№ 868918) "Способ противоиаварийного управления мощностью турбин", авторы: Коротков В.А., Тохтыбакиев К.К., Решетов В.И., Рудницкий Г.М., 24.01.80.

ПРИЛОЖЕНИЕ П1. Переходные процессы в системе регулирования турбины К-500-240 ЛМЗ при подаче гармонических управляющих сигналов на вход ЭЧСР

Рис. П1.1. Переходный процесс в системе регулирования турбины К-500-240 ЛМЗ ст. № 6 Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой Г=100 мА, частотой 0,04 Гц

Рис. П1.2. Переходный процесс в системе регулирования турбины К-500-240 ст. № б Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 1^=100 мА, частотой 0,04 Гц

17 8 '

Рис. П1.3. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № 6 Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 100 мА частотой 0,08 Гц-

Рис. П1.4. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № 6 Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 100 мА частотой 0,08 Гц

Рис. П1.5. Переходный процесс в системе регулирования турбины К-500-240 ЛМЗ ст. № 6 Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭСЧР амплитудой 1=100 мА и частотой 0,12 Гц

Рис. П1.6. Переходный процесс в системе регулирования турбины К-500-240 ЛМЗ ст. № б Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭСЧР амплитудой 1=100 мА и частотой 0,12 Гц

Рис. П1.7. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № б Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 100 мА, частотой 0,3 Гц.

Рис. П1.8. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № б Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 100 мА, частотой 0,3 Гц.

Рис. П1.9. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № б Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 1У=100 мА, частотой 0,7 Гц

Рис. П1.10. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № б Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 1у=100 мА, частотой 0,7 Гц

Рис. П1.11. Переходный процесс в СРТ К-500-240 ст. № 6 ЭГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 1у=100 мА, частотой

.ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 1у=100 мА, частотой 0,8 Гц

Рис. П1.13. Переходный процесс в СРТ ст. № б ЭГРЭС-1 при сигнале на

Рис. П1.14. Переходный процесс в СРТ ст. № 6 Экибастузской ГРЭС-1 при синусоидальном сигнале на входе ЭЧСР амплитудой 1У=100 мА, частотой 1,1 Гц