Для чего применяется импульсная разгрузка паровых турбин
1. При заданном объеме отключения генераторов необходимо избегать избыточности. Излишние отключения нежелательны, т.к. возникают динамические воздействия на подпятники, ОВ и быстро исчерпывается ресурс по допустимому числу отключений.
2. Для ТГ отключение сопровождается большими последствиями, чем для ГГ, его повторное включение продолжается от 1 до нескольких часов, при этом снижается отпуск энергии со станции, снижается производительность.
3. В случае отключения n генераторов необходимо учесть падение напряжения. При отключении 
генераторов происходит снижение напряжения.
Для снижения нежелательных последствий внедряют автоматическую систему аварийной разгрузки (АСАР)– эта система переводит отключаемый блок на питание собственных нужд станции.
Для паровых турбин увеличивают частоту вращения после отключения – АЧР, как последняя ступень защиты.
На некоторых станциях одновременно с командой на отключение выключателя подается команда на закрытие стопорных клапанов – исключается заброс мощности.
При ОГ необходимо учитывать отличие номинальной мощности от текущего значения.
Для того, чтобы избежать нежелательных последствий применяют централизованное устройство АПНУ, с помощью которого снимается информация о текущей мощности, выбирается количество отключаемых генераторов и очередность их отключения.
ИРТ – импульсная разгрузка турбин.
управляющий сигнал противоаварийной автоматики подается на специальное устройство ЭГП, которое является пропорциональным входом системы АРЧВ. Вследствие быстрого прикрытия (частичного или полного) дроссельных клапанов и последующего их открытия происходит кратковременное снижение мощности турбины и торможение ротора.
– состояние дроссельного или регулирующего клапана.
– состояние сервопривода.
– крайние положения золотника.
Для формирования управляющего воздействия используют импульсы 
(отрицательные).
– управляющий импульс измеряется в неравномерностях (нв). Одна нв – минимальная амплитуда такой длительности сигнала, при подаче которого турбина должна разгрузиться от номинальной мощности до нуля.
Более сложный импульс (2), т. к. повышается качество электромеханических переходных процессов.
τз – время задержки во время подачи.
Т.е система обладает инерционностью, могут быть запаздывающие звенья. Степень закрытия будет определяться длительностью существования этого импульса.
Из-за наличия объема пара перед дроссельным клапаном скорость повышения Pт будет запаздывать. После снятия управляющего импульса мощность должна плавно выйти на номинальную.
Перед запуском проводят испытания:
— не будет ли расходящихся моментов
— определяют поведение турбины после восстановления мощности турбины
ДРТ – длительная разгрузка турбины. Используется для повышения статической устойчивости. ДРТ – управляющий сигнал противоаварийной автоматики может воздействовать на МУТ (МИЧ).
Такие управляющие воздействия отличаются меньшей интенсивностью, но и не сопровождаются ударами. Интенсивность воздействия зависит от времени воздействия МУТ и от скорости вращения приводного механизма МУТ.
В настоящее время выполняют привода МУТ с повышенной частотой воздействия. Такой привод позволяет обеспечить снижение мощности турбины на 25-30 МВт. Этого оказывается достаточно.
Если действие недостаточно эффективно, то наряду с ДРТ применяют ИТР.
Комбинированный способ: на турбину одновременно подается сигнал длительной разгрузки (на МУТ) и через АГП одновременно сигнал ИРТ. Этим способом можно повысить и статическую и динамическую устойчивость.
Использование длительной и глубокой разгрузки турбины нужно сочетать с режимом котельного цеха, т.е. его возможностями и поддержание режима котла. Режим котла изменяется в соответствии с новым режимом изменения мощности. Мощность может быть на 30%, но чаще снижение на 70%.
ОН – отключение нагрузки.
Используется для повышения статической устойчивости в послеаварийном режиме.
1. ОН применяют в совокупности с другой автоматикой, т.к. ОН является крайней мерой, когда другие способы неэффективны. ОН применяют в дефицитной части.
Паровые турбины: как горячий пар превращается в электричество
Учёные до сих пор бьются над поиском самых эффективных способов по выработке тока — прогресс устремился от гальванических элементов к первым динамо-машинам, паровым, атомным, а теперь солнечным, ветряным и водородным электростанциям. В наше время самым массовым и удобным способом получения электричества остаётся генератор, приводимый в действие паровой турбиной.
Паровые турбины были изобретены задолго до того, как человек понял природу электричества. В этом посте мы упрощённо расскажем об устройстве и работе паровой турбины, а заодно вспомним, как древнегреческий учёный опередил своё время на пятнадцать веков, как произошёл переворот в деле турбиностроения и почему Toshiba считает, что тридцатиметровую турбину надо изготавливать с точностью до 0,005 мм.
Как устроена паровая турбина
Принцип работы паровой турбины относительно прост, а её внутреннее устройство принципиально не менялось уже больше века. Чтобы понять принцип работы турбины, рассмотрим, как работает теплоэлектростанция — место, где ископаемое топливо (газ, уголь, мазут) превращается в электричество.
Сама по себе паровая турбина не работает, для функционирования ей нужен пар. Поэтому электростанция начинается с котла, в котором горит топливо, отдавая жар трубам с дистиллированной водой, пронизывающим котел. В этих тонких трубах вода превращается в пар.
Понятная схема работы ТЭЦ, вырабатывающей и электричество, и тепло для отопления домов. Источник: Мосэнерго
Турбина представляет собой вал (ротор) с радиально расположенными лопатками, словно у большого вентилятора. За каждым таким диском установлен статор — похожий диск с лопатками другой формы, который закреплён не на валу, а на корпусе самой турбины и потому остающийся неподвижным (отсюда и название — статор).
Пару из одного вращающегося диска с лопатками и статора называют ступенью. В одной паровой турбине десятки ступеней — пропустив пар всего через одну ступень тяжёлый вал турбины с массой от 3 до 150 тонн не раскрутить, поэтому ступени последовательно группируются, чтобы извлечь максимум потенциальной энергии пара.
На вход в турбину подаётся пар с очень высокой температурой и под большим давлением. По давлению пара различают турбины низкого (до 1,2 МПа), среднего (до 5 МПа), высокого (до 15 МПа), сверхвысокого (15—22,5 МПа) и сверхкритического (свыше 22,5 МПа) давления. Для сравнения, давление внутри бутылки шампанского составляет порядка 0,63 МПа, в автомобильной шине легковушки — 0,2 МПа.
Чем выше давление, тем выше температура кипения воды, а значит, температура пара. На вход турбины подается пар, перегретый до 550-560 °C! Зачем так много? По мере прохождения сквозь турбину пар расширяется, чтобы сохранять скорость потока, и теряет температуру, поэтому нужно иметь запас. Почему бы не перегреть пар выше? До недавних пор это считалось чрезвычайно сложным и бессмысленным —нагрузка на турбину и котел становилась критической.
Паровые турбины для электростанций традиционно имеют несколько цилиндров с лопатками, в которые подается пар высокого, среднего и низкого давления. Сперва пар проходит через цилиндр высокого давления, раскручивает турбину, а заодно меняет свои параметры на выходе (снижается давление и температура), после чего уходит в цилиндр среднего давления, а оттуда — низкого. Дело в том, что ступени для пара с разными параметрами имеют разные размеры и форму лопаток, чтобы эффективней извлекать энергию пара.
Но есть проблема — при падении температуры до точки насыщения пар начинает насыщаться, а это уменьшает КПД турбины. Для предотвращения этого на электростанциях после цилиндра высокого и перед попаданием в цилиндр низкого давления пар вновь подогревают в котле. Этот процесс называется промежуточным перегревом (промперегрев).
Цилиндров среднего и низкого давления в одной турбине может быть несколько. Пар на них может подаваться как с края цилиндра, проходя все лопатки последовательно, так и по центру, расходясь к краям, что выравнивает нагрузку на вал.
Вращающийся вал турбины соединён с электрогенератором. Чтобы электричество в сети имело необходимую частоту, валы генератора и турбины должны вращаться со строго определённой скоростью — в России ток в сети имеет частоту 50 Гц, а турбины работают на 1500 или 3000 об/мин.
Упрощённо говоря, чем выше потребление электроэнергии, производимой электростанцией, тем сильнее генератор сопротивляется вращению, поэтому на турбину приходится подавать бо́льший поток пара. Регуляторы частоты вращения турбин мгновенно реагируют на изменения нагрузки и управляют потоком пара, чтобы турбина сохраняла постоянные обороты. Если в сети произойдет падение нагрузки, а регулятор не уменьшит объём подаваемого пара, турбина стремительно нарастит обороты и разрушится — в случае такой аварии лопатки легко пробивают корпус турбины, крышу ТЭС и разлетаются на расстояние в несколько километров.
Как появились паровые турбины
Примерно в XVIII веке до нашей эры человечество уже укротило энергию стихии, превратив её в механическую энергию для совершения полезной работы — то были вавилонские ветряные мельницы. К II веку до н. э. в Римской империи появились водяные мельницы, чьи колёса приводились в движение нескончаемым потоком воды рек и ручьёв. И уже в I веке н. э. человек укротил потенциальную энергию водяного пара, с его помощью приведя в движение рукотворную систему.
Эолипил Герона Александрийского — первая и единственная на следующие 15 веков реактивная паровая турбина. Источник: American Mechanical Dictionary / Wikimedia
Греческий математик и механик Герон Александрийский описал причудливый механизм эолипил, представляющий собой закреплённый на оси шар с исходящими из него под углом трубками. Подававшийся в шар из кипящего котла водяной пар с силой выходил из трубок, заставляя шар вращаться. Придуманная Героном машина в те времена казалась бесполезной игрушкой, но на самом деле античный учёный сконструировал первую паровую реактивную турбину, оценить потенциал которой удалось только через пятнадцать веков. Современная реплика эолипила развивает скорость до 1500 оборотов в минуту.
В XVI веке забытое изобретение Герона частично повторил сирийский астроном Такиюддин аш-Шами, только вместо шара в движение приводилось колесо, на которое пар дул прямо из котла. В 1629 году схожую идею предложил итальянский архитектор Джованни Бранка: струя пара вращала лопастное колесо, которое можно было приспособить для механизации лесопилки.
Активная паровая турбина Бранка совершала хоть какую-то полезную работу — «автоматизировала» две ступки.
Несмотря на описание несколькими изобретателями машин, преобразующих энергию пара в работу, до полезной реализации было еще далеко — технологии того времени не позволяли создать паровую турбину с практически применимой мощностью.
Турбинная революция
Шведский изобретатель Густаф Лаваль много лет вынашивал идею создания некоего двигателя, который смог бы вращать ось с огромной скоростью — это требовалось для функционирования сепаратора молока Лаваля. Пока сепаратор работал от «ручного привода»: система с зубчатой передачей превращала 40 оборотов в минуту на рукоятке в 7000 оборотов в сепараторе. В 1883 году Лавалю удалось адаптировать эолипил Герона, снабдив-таки молочный сепаратор двигателем. Идея была хорошая, но вибрации, жуткая дороговизна и неэкономичность паровой турбины заставили изобретателя вернуться к расчетам. 
Турбинное колесо Лаваля появилось в 1889 году, но его конструкция дошла до наших дней почти в неизменном виде.
Спустя годы мучительных испытаний Лаваль смог создать активную паровую турбину с одним диском. На диск с лопатками из четырех труб с соплами под давлением подавался пар. Расширяясь и ускоряясь в соплах, пар ударял в лопатки диска и тем самым приводил диск в движение. Впоследствии изобретатель выпустил первые коммерчески доступные турбины с мощностью 3,6 кВт, соединял турбины с динамо-машинами для выработки электричества, а также запатентовал множество новшеств в конструкции турбин, включая такую их неотъемлемую в наше время часть, как конденсатор пара. Несмотря на тяжёлый старт, позже дела у Густафа Лаваля пошли хорошо: оставив свою прошлую компанию по производству сепараторов, он основал акционерное общество и приступил к наращиванию мощности агрегатов.
Параллельно с Лавалем свои исследования в области паровых турбин вёл англичанин cэр Чарлз Парсонс, который смог переосмыслить и удачно дополнить идеи Лаваля. Если первый использовал в своей турбине один диск с лопатками, то Парсонс запатентовал многоступенчатую турбину с несколькими последовательно расположенными дисками, а чуть позже добавил в конструкцию статоры для выравнивания потока.
Турбина Парсонса имела три последовательных цилиндра для пара высокого, среднего и низкого давления с разной геометрией лопаток. Если Лаваль опирался на активные турбины, то Парсонс создал реактивные группы.
В 1889 году Парсонс продал несколько сотен своих турбин для электрификации городов, а еще пять лет спустя было построено опытное судно «Турбиния», развивавшее недостижимую для паровых машин прежде скорость 63 км/ч. К началу XX века паровые турбины стали одним из главных двигателей стремительной электрификации планеты.
Сейчас «Турбиния» выставляется в музее в Ньюкасле. Обратите внимание на количество винтов. Источник: TWAMWIR / Wikimedia
Турбины Toshiba — путь длиной в век
Стремительное развитие электрифицированных железных дорог и текстильной промышленности в Японии заставило государство ответить на возросшее электропотребление строительством новых электростанций. Вместе с тем начались работы по проектированию и производству японских паровых турбин, первые из которых были поставлены на нужды страны уже в 1920-х годах. К делу подключилась и Toshiba (в те годы: Tokyo Denki и Shibaura Seisaku-sho).
Первая турбина Toshiba была выпущена в 1927 году, она имела скромную мощность в 23 кВт. Уже через два года все производимые в Японии паровые турбины выходили из фабрик Toshiba, были запущены агрегаты с общей мощностью 7500 кВт. Кстати, и для первой японской геотермальной станции, открытой в 1966 году, паровые турбины также поставляла Toshiba. К 1997 году все турбины Toshiba имели суммарную мощность 100000 МВт, а к 2017 поставки настолько возросли, что эквивалентная мощность составила 200000 МВт.
Такой спрос обусловлен точностью изготовления. Ротор с массой до 150 тонн вращается со скоростью 3600 оборотов в минуту, любой дисбаланс приведёт к вибрациям и аварии. Ротор балансируется с точностью до 1 грамма, а геометрические отклонения не должны превышать 0,01 мм от целевых значений. Оборудование с ЧПУ помогает снизить отклонения при производстве турбины до 0,005 мм — именно такая разница с целевыми параметрами среди сотрудников Toshiba считается хорошим тоном, хотя допустимая безопасная погрешность на порядок больше. Также каждая турбина обязательно проходит стресс-тест при повышенных оборотах — для агрегатов на 3600 оборотов тест предусматривает разгон до 4320 оборотов.
Удачное фото для понимания размеров ступеней низкого давления паровой турбины. Перед вами коллектив лучших мастеров завода Toshiba Keihin Product Operations. Источник: Toshiba
Эффективность паровых турбин
Паровые турбины хороши тем, что при увеличении их размеров значительно растёт вырабатываемая мощность и КПД. Экономически гораздо выгодней установить один или несколько агрегатов на крупную ТЭС, от которой по магистральным сетям распределять электричество на большие расстояния, чем строить местные ТЭС с малыми турбинами, мощностью от сотен киловатт до нескольких мегаватт. Дело в том, что при уменьшении габаритов и мощности в разы растёт стоимость турбины в пересчёте на киловатт, а КПД падает вдвое-втрое.
Электрический КПД конденсационных турбин с промперегревом колеблется на уровне 35-40%. КПД современных ТЭС может достигать 45%.
Если сравнить эти показатели с результатами из таблицы, окажется, что паровая турбина — это один из лучших способов для покрытия больших потребностей в электричестве. Дизели — это «домашняя» история, ветряки — затратная и маломощная, ГЭС — очень затратная и привязанная к местности, а водородные топливные элементы, про которые мы уже писали — новый и, скорее, мобильный способ выработки электроэнергии.
Интересные факты
Самая мощная паровая турбина: такой титул могут по праву носить сразу два изделия — немецкая Siemens SST5-9000 и турбина производства ARABELLE, принадлежащей американской General Electric. Обе конденсационных турбины выдают до 1900 МВт мощности. Реализовать такой потенциал можно только на АЭС.
Рекордная турбина Siemens SST5-9000 с мощностью 1900 МВт. Рекорд, но спрос на такие мощности очень мал, поэтому Toshiba специализируется на агрегатах с вдвое меньшей мощностью. Источник: Siemens
Самая маленькая паровая турбина была создана в России всего пару лет назад инженерами Уральского федерального университета — ПТМ-30 всего полметра в диаметре, она имеет мощность 30 кВт. Малютку можно использовать для локальной выработки электроэнергии при помощи утилизации избыточного пара, остающегося от других процессов, чтобы извлекать из него экономическую выгоду, а не спускать в атмосферу.
Российская ПТМ-30 — самая маленькая в мире паровая турбина для выработки электричества. Источник: УрФУ
Самым неудачным применением паровой турбины стоит считать паротурбовозы — паровозы, в которых пар из котла поступает в турбину, а затем локомотив движется на электродвигателях или за счет механической передачи. Теоретически паровая турбина обеспечивала в разы больший КПД, чем обычный паровоз. На деле оказалось, что свои преимущества, как то высокая скорость и надежность, паротурбовоз проявляет только на скоростях выше 60 км/ч. При меньшей скорости движения турбина потребляет чересчур много пара и топлива. США и европейские страны экспериментировали с паровыми турбинами на локомотивах, но ужасная надежность и сомнительная эффективность сократили жизнь паротурбовозов как класса до 10-20 лет.
Угольный паротурбовоз C&O 500 ломался почти каждую поездку, из-за чего уже спустя год после выпуска был отправлен на металлолом. Источник: Wikimedia
Для чего применяется импульсная разгрузка паровых турбин
РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ
РАЗРАБОТАНО ВНИИЭ, Энергосетьпроектом, ЦДУ ЕЭС СССР, НИИПТ
УТВЕРЖДЕНО Заместителем начальника Главтехуправления, главным специалистом-электриком К.М.Антиповым 23 сентября 1986 г.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения) содержат общую характеристику разных видов противоаварийной автоматики (ПА), определяют их назначение, условия применения и функции.
Руководящие указания предназначены для организаций Минэнерго СССР, осуществляющих разработку и эксплуатацию устройств противоаварийной автоматики: требования Руководящих указаний должны также учитываться при разработке систем технологической автоматики основного оборудования.
1.2. Противоаварийная автоматика предназначена для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме. Важнейшей ее задачей является предотвращение общесистемных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории.
1.3. Противоаварийная автоматика находится во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами автоматического управления в энергосистеме, включая АПВ, АВР, автоматическое регулирование возбуждения, автоматическое регулирование частоты и активной мощности (вместе с автоматическим ограничением перетока), и выполняет следующие функции:
1.4. Противоаварийная автоматика энергетического района состоит из систем, выполняющих функции по п.1.3 (районам может быть энергосистема или ее часть, энергообъединение или его часть, как правило, обладающие сильно выраженной зависимостью режимов входящих в них электростанций и сетей).
Сложная система (например, АПНУ) строится по принципу территориальной иерархии с выделением устройств разного уровня управления. При этом максимальная часть общей задачи системы передается на возможно более низкий уровень управления. Иерархическое построение ПА является перспективным (особенно для крупных энергообъединений).
1.5. При выполнении любой из функций (см. п.1.3) противоаварийная автоматика осуществляет:
выявление аварийной ситуации;
определение вида и значения (дозировки) управляющих воздействий (УВ);
1.6. Порядок учета и оценки работы устройств и систем ПА при их эксплуатации установлен действующей Инструкцией по учету и оценке работы РЗА.
1.7. Оценка экономической эффективности затрат на создание и эксплуатацию ПА при сопоставлении вариантов ее выполнения должна производиться на основании приведенных затрат, которые рассчитываются с учетом средних годовых издержек, обусловленных как правильной, так и неправильной работой ПА.
2. УПРАВЛЯЮЩИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ
2.1.1. Ниже рассматриваются следующие виды управляющих воздействий ПА, которые рекомендуются к наиболее широкому применению:
разгрузка турбин (РТ);
отключение генераторов (ОГ);
отключение нагрузки (ОН);
программная форсировка возбуждения генераторов (ФВ);
управление установками продольной и поперечной компенсации: форсировка компенсации (ФК), включение шунтовых реакторов (ВШР), отключение шунтовых реакторов (ОШР);
деление системы (ДС) на несинхронно работающие части;
Кроме того, устройства ПА могут производить отключение отдельных линий и трансформаторов связи, секционных и междушинных выключателей, не приводящее к ДС, а также включение ранее отключенной нагрузки, включение нормально отключенных линий, трансформаторов, выключателей.
Некоторые виды УВ имеют более ограниченную область применения, чем указанные выше:
электрическое торможение генераторов;
загрузка паровых турбин воздействием на систему регулирования или путем отключения отборов высокого давления, теплофикационных отборов;
управление мощностью передач и вставок постоянного тока и др.
2.1.2. Дозировку УВ рекомендуется производить ступенями, т.е. воздействиями определенного объема, заранее подготовленными к действию по соответствующему сигналу.
2.1.3. Управляющие воздействия, как правило, осуществляются однократно, т.е. восстановление готовности автоматики к работе осуществляется вручную (оперативно) с контролем допустимости снятия реализованной степени УВ. Исключение составляют устройства, выполняющие автоматическую частотную разгрузку и частотное АПВ.
2.1.4. При появлении команд на выполнение сразу нескольких однородных ступеней УВ в пределах устанавливаемого интервала времени должна быть реализована наибольшая из ступеней. Вне этого интервала ступени УВ реализуются независимо по мере восстановления их готовности. Этот интервал времени называется интервалом одновременности, он зависит от вида УВ и ПА.
С учетом возможного ущерба рекомендуется определенная очередность применения УВ, которая зависит от цели воздействия и вида ПА. Менее предпочтительные виды УВ должны использоваться, как правило, при исчерпании возможностей более предпочтительных или в качестве резервных, а также при неготовности системы к реализации более предпочтительных УВ.
Экономическое сопоставление проектируемых УВ производится в соответствии с п.1.7.
При выборе УВ может учитываться также состояние электротехнического и энергетического оборудования и другие эксплуатационные условия.
2.2. Разгрузка турбин.
2.2.2. Кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины (КРТ) представляет собой быстрое уменьшение мощности турбины за счет прикрытия регулирующих клапанов длительностью до нескольких секунд и применяется при АПНУ для компенсации избыточной кинетической энергии роторов агрегатов на начальной стадии переходного процесса, вызванного аварийным возмущением.
Интенсивность воздействия характеризуется глубиной и скоростью разгрузки.
Кратковременная разгрузка турбины осуществляется путем подачи на ЭГП прямоугольного импульса с экспоненциальным его снятием в темпе, примерно соответствующем затуханию электромеханических колебаний в энергосистеме. Выбор амплитуды и длительности прямоугольной части импульса должен производиться с учетом экспериментальных зависимостей глубины разгрузки от параметров импульса (импульсных диаграмм).
Ступени КРТ электростанции могут отличаться амплитудой или длительностью прямоугольной части импульса, а также числом разгружаемых агрегатов. При выборе состава агрегатов, участвующих в аварийной разгрузке, следует учитывать ожидаемую частоту и дозировку КРТ, имея в виду ограниченность ресурса каждого агрегата.
Длительная разгрузка применяется для предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима и ограничения перегрузки оборудования и может применяться для ограничения повышения частоты. ДРТ характеризуется величиной (глубиной) разгрузки, может осуществляться через ЭГП и (или) МУТ турбины и должна сопровождаться соответствующим воздействием на системы регулирования котла.
Ступени ограничения могут отличаться величиной сигнала ограничения или количеством разгружаемых агрегатов (см. п.2.2.2). ДРТ выполняется агрегатными и станционным устройствами ограничения мощности. Агрегатные устройства автоматически отрабатывают заданное станционным устройством значение ограничения. Допускается применение агрегатных устройств ограничения мощности как содержащих регулирующий контур, замкнутый по мощности агрегата, так и не содержащих такого контура. Первые рекомендуются к применению, в первую очередь, из-за большей точности ограничения. С помощью станционного устройства производится распределение разгрузки по агрегатам (блокам) с учетом их регулировочного диапазона, а также с учетом распределения агрегатов в случае осуществления ДС. Если суммарный регулировочный диапазон электростанции при этом оказывается недостаточным, производится дополнительное ОГ. Рекомендуется использовать автоматические станционные устройства, допускается применение устройств с оперативным заданием распределения.
2.3. Отключение генераторов.
2.3.1. Отключение генераторов применяется для предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима, ограничения повышения частоты и перегрузки оборудования и характеризуется мощностью отключаемых генераторов. ОГ осуществляется отключением генераторных или блочных выключателей. Отключаемые выключатели следует выбирать с учетом обеспечения достаточного быстродействия и надежности отключения, количества генераторов, отключаемых одним выключателем, схемы первичных соединений электростанции.
Если состояние технологической автоматики и системы регулирования частоты вращения агрегата на ТЭС и АЭС не обеспечивает надежную работу блока на холостом ходу или с нагрузкой собственных нужд, допускается воздействие устройства ОГ на закрытие стопорных клапанов с последующим отключением выключателя при условии, что при этом обеспечивается быстродействие, достаточное для выполнения функций.
При выборе вида УВ следует учитывать, что ОГ на ГЭС предпочтительнее, чем на ТЭС; ОГ на ТЭС или АЭС целесообразно производить лишь после исчерпания возможностей по ДРТ; ОГ на АЭС следует применять в последнюю очередь.
При выборе отключаемых агрегатов следует учитывать вероятность удержания их на нагрузке собственных нужд.
2.4. Отключение нагрузки.
2.4.1. Отключение нагрузки применяется для ограничения снижения частоты и напряжения, предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима и ограничения перегрузки оборудования. Поскольку ОН связано с прямым недоотпуском электроэнергии потребителям, рекомендуется использовать автоматическое повторное включение нагрузки, если это допустимо по режиму работы потребителя и энергосистемы и не может явиться причиной развития аварии.
2.5. Программная форсировка возбуждения синхронных машин.
2.5.1. Программная форсировка возбуждения осуществляется увеличением уставки АРВ по напряжению и применяется при АПНУ.
Возможное повышение напряжения при ФВ и длительность ФВ ограничиваются в основном уровнем изоляции электрических аппаратов и оборудования энергосистем, условиями насыщения магнитопроводов генератора и трансформатора, нагревом обмотки ротора и статора.