Вторичное регулирование

Cтраница 1

Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты, либо обслуживающим персоналом системы ( вручную), который контролирует частоту по показаниям приборов. [1]

Вторичное регулирование в рассматриваемых условиях может осуществляться в нескольких вариантах. Однако нетрудно установить, что попытка восстановить частоту с помощью ведущей станции системы / / приведет к дальнейшему изменению мощности перетока ( пер) в линии связи, причем в сторону увеличения. [2]

Резерв вторичного регулирования необходим для компенсации потери самого крупного энергоблока и случайных, нерегулярных отклонений нагрузки, поэтому на крутых участках графика потребления он должен быть больше, чем на пологих. Существует ряд рекомендаций по определению вторичного резерва. В ЕЭС России в настощее время он не нормирован. Вторичный резерв должен вводиться в течение 5 - 15 мин, поэтому он может быть расположен на вращающихся агрегатах, на готовых к пуску или переводу в активный режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, а также может быть куплен ( продан) у соседних ЭЭС. Для случаев возможных аварийных избытков мощности необходимо предусмотреть вторичный резерв на снижение, что может представлять трудности в часы провала суточного графика нагрузки. [3]

При вторичном регулировании статические характеристики перемещаются вверх параллельно самим себе, так что частота в системе становится номинальной. [4]

При вторичном регулировании мощность турбины изменяется дополнительным воздействием на нее регулирующего аппарата. Это осуществляется перемещением муфты регулятора скорости 7 с помощью синхронизационного моторчика 9 ( см. рис. 7 - 6), работающего при корректировке частоты. Графически вторичное регулирование отражается ( см. рис. 7 - 11) эквидистантным перемещением характеристик регулирования 1 вправо ( характеристика 3) или влево в зависимости от направления регулирования - на уменьшение или увеличение мощности, развиваемой регулируемой турбиной. [5]

В системах вторичного регулирования и системах с групповым регулятором, где интегрирующими элементами являются слабонагруженные серводвигатели малой мощности, чувствительность всей системы определяется только чувствительностью центрального регулятора. Как показали испытания лучших образцов ЭГРС, при современных технических средствах автоматики зона нечувствительности группового регулятора может быть обеспечена е / 0 01 - т - 0 02 гц. [6]

В системах вторичного регулирования с радиальными связями точность распределения нагрузок определяется идентичностью установленной величины статизма каждого регулятора и нечувствительностью МИ О регуляторов скорости. [7]

В процессе вторичного регулирования осуществляется изменение мощности, развиваемой турбинами, в зависимости от частоты переменного тока. Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты ( вторичными регуляторами скорости), либо обслуживающим персоналом системы ( вручную), который контролирует частоту по показаниям приборов. [8]

Внешние характеристики преобразователей, оснащенных регуляторами. [9]

В систему вторичного регулирования входят регулятор мощности, регулятор напряжения и регулятор угла зажигания. [10]

Независимо от числа станций вторичное регулирование в любой системе может осуществляться: по мгновенному отклонению частоты и по интегральному углу. [11]

Известно большое разнообразие систем вторичного регулирования. [12]

Промежуточным решением между системой вторичного регулирования и системой с ГРС является система группового регулирования, у которой имеется один общий чувствительный элемент, а средства стабилизации расположены на агрегатных устройствах. [13]

Для стабилизации частоты дополнительно применяется вторичное регулирование - автоматическое регулирование частоты, которое в принципе должно быть астатическим. В связи с некоторой инерционностью оборудования и непрерывностью изменения нагрузки строгой стабилизации не получается. [14]

Разработана методика анализа эффективности различных систем вторичного регулирования перетоков мощности по межсистемным связям сложных объединенных энергосистем при случайном характере изменений нагрузки в последних. Методика позволяет при заданной пропускной способности ЛЭП производить обоснованный выбор вида и количества регулирующих электростанций для обеспечения заданной надежности работы. [15]

Страницы: 1 2 3 4