Характеристика натуральных и производственных графиков нагрузки
Особенности энергетического производства обусловливают зависимость режима работы ЭЭС и ее энергетических объектов — электростанций, подстанций, линий электропередачи — от режима потребления энергии. Режим потребления энергии имеет тенденцию постоянного изменения во времени и характеризуется посредством графиков нагрузки. Графики различают: по видам энергии — электрические и тепловые, длительности и времени рассматриваемого периода — суточные (для различных периодов года), недельные, месячные, годовые, многолетние. Графики нагрузки могут быть натуральными и производными.
Натуральный фактический график отражает фактическое изменение нагрузки с ее регулярными и нерегулярными колебаниями во времени. Натуральные графики строятся на основе записей регистрирующих приборов и показаний стрелочных приборов или счетчиков энергии.
Графики нагрузки, полученные с помощью записей самопишущего прибора, принято называть первичными эталонными. Такое название объясняется тем, что более достоверных методов определения характера изменения нагрузки не существует. Первичный эталонный график обычно имеет растянутый масштаб времени и отражает все колебания нагрузки. Это существенно затрудняет установление характера ее изменения. Поэтому первичные эталонные графики с помощью специальных методов упрощают и приводят к виду, удобному для использования. В итоге получают рабочий график нагрузки, который называется вторичным эталонным графиком.
Графики нагрузки, построенные по показаниям стрелочных приборов, принято называть ломаными. Они строятся по точкам, ординаты которых отражают нагрузку, указанную прибором. На оси абсцисс откладывают интервалы времени между измерениями. Основное отличие эталонных графиков (первичных и вторичных) от ломаных состоит в том, что последние менее точно отражают характер изменения нагрузки. Это объясняется тем, что ломаные графики не улавливают некоторых характерных колебаний нагрузки, имеющих место в действительности.
Большое распространение получили натуральные графики нагрузки, полученные с помощью счетчиков электрической энергии. Это связано с тем, что счетчик электроэнергии широко распространен как измерительный прибор. В этом случае графики нагрузки получают посредством регистрации показаний счетчиков за определенные промежутки времени. Эти промежутки могут быть равными и неравными. Для каждого промежутка времени определяют среднюю нагрузку.
Хронологические натуральные графики подразделяются на максимальные и средние. Максимальный суточный график представляет собой график в день годового максимума нагрузки. Максимальные графики можно построить и для каждого месяца, т. е. за дни месячного максимума нагрузки рассматриваемого объекта. Можно построить максимальные графики и по выработке энергии электростанциями или ЭЭС, т. е. по наибольшей площади графика. При этом максимальные дни по нагрузке и по выработке не всегда совпадают. Средние графики строятся за средний нормальный рабочий день. Могут быть построены и просто средние графики за определенный календарный период. Они строятся по средней за этот период выработке или потреблению энергии. С помощью натуральных графиков прогнозируют режимы работы ЭЭС, электростанций и других объектов и на этой основе планируют основные технико-экономические показатели.
Производные графики нагрузки получают на основе натуральных. Этот вид графиков находит широкое применение при проектировании, планировании и эксплуатации ЭЭС. Существует много типов производных графиков: построенные в процентах от суточного максимума нагрузки; продолжительности нагрузок; интегральная кривая нагрузок; среднемесячной суточной выработки энергии; нагрузки в топографическом изображении и т. д.
Для характеристики режимов нагрузки энергетических объектов наиболее часто используются первые три типа.
Хронологические графики в процентах от максимума нагрузки представляют собой наиболее простой тип производных графиков. В данном случае максимум нагрузки принимается за 100%. Все ординаты графика выражаются в процентах от максимума. Площадь таких графиков измеряется в искусственных единицах — проценто-часах. Таким способом строятся все типовые графики.
Интегральная кривая графика нагрузки позволяет определять количество необходимой выработки энергии при любых режимах работы ЭЭС. С помощью интегральной кривой устанавливают оптимальную зону работы электростанций (с заданной суточной выработкой электроэнергии) в графике нагрузки ЭЭС.
Характеристика электрической нагрузки ЭЭС и классификация ее колебаний
Задавайте вопросы нашему консультанту, он ждет вас внизу экрана и всегда онлайн специально для Вас. Не стесняемся, мы работаем совершенно бесплатно!!!
Также оказываем консультации по телефону: 8 (800) 600-76-83, звонок по России бесплатный!
На электрическую нагрузку ЭЭС влияют факторы физического, производственного и бытового характера.
К физическим факторам относят: вращение Земли и естественную освещенность; состояние земного покрова; температуру воздуха и почвы; погодные условия.
К факторам производственного характера относятся: состав предприятий по отраслям народного хозяйства и промышленности; продолжительность рабочего дня, рабочей недели; организация смен в промышленности и уровень их загрузки; изменение качественного и количественного состава токоприемников и т. п.
При преобладании промышленной нагрузки суммарный график нагрузки ЭЭС является более ровным и имеет два явно выраженных максимума — утренний и вечерний. При значительной бытовой нагрузке вечерний максимум обычно больше утреннего. Продолжительность рабочего дня, рабочей недели, организация смен отражаются на последовательности изменения нагрузки в течение суток и на конфигурации графиков нагрузки различных дней недели.
К факторам бытового характера относят трудовой и бытовой режимы населения, которые также оказывают влияние на последовательность изменения нагрузки в течение суток.
Указанные выше факторы вызывают различные колебания нагрузки. Эти колебания классифицируют как синхронные, несинхронные, регулярные и нерегулярные.
Величина нагрузки непрерывно подвержена изменениям во времени и достигает минимальной, средней и максимальной величин. Точки, отражающие размер этих величин, являются наиболее существенными для характеристики графика. Кроме того, в графиках нагрузки различают базовую, полупиковую и пиковые зоны. Такое условное расчленение облегчает определение зон работы электростанций различных типов при покрытии суммарного графика нагрузки ЭЭС. Базовая зона располагается между горизонтальными линиями, проведенными через начало координат (ось абсцисс) и точку на графике, показывающую минимальную нагрузку. Полупиковая зона расположена между горизонтальной линией, отражающей среднюю нагрузку, и горизонтальной линией, проведенной через точку минимальной нагрузки. Пиковая зона расположена выше линии, отражающей среднюю нагрузку, и ниже горизонтальной линии, проведенной через точку максимальной нагрузки.
Графики нагрузки характеризуют и относительные показатели: коэффициент неравномерности; коэффициент заполнения (плотности); число часов использования максимума.
Показатели суточных графиков зависят от состава и режима работы потребителей электроэнергии. Коэффициент неравномерности нагрузки различных ЭЭС колеблется в широких пределах. Минимальные коэффициенты неравномерности имеют место в ЭЭС, где преобладает нагрузка односменных предприятий и освещения. Максимальные значения этого коэффициента наблюдаются в ЭЭС с энергоемкими потребителями, имеющими непрерывный процесс производства.
Динамика изменения коэффициента неравномерности суточных графиков нагрузки многих ЭЭС за ряд лет показывает, что он имеет тенденцию к снижению. Это обусловлено: быстрым ростом электропотребления в сельском хозяйстве и коммунально-бытовом секторе, снижением удельного веса непрерывных электроемких производств в ряде отраслей промышленности, переходом их на пятидневную рабочую неделю и другими изменениями в общественной жизни, происшедшими в силу завоеваний социализма. Неравномерность усложняет покрытие переменной части графика электрической нагрузки (полупиковой и пиковой зон), а также приводит к необходимости разгружать или останавливать в ночные часы в резерв ту или иную часть генерирующего оборудования. Такая же картина наблюдается в выходные и праздничные дни, когда по сравнению с рабочими днями нагрузка резко снижается.
В ЭЭС различают графики внутренней и общей электрической нагрузки. Внутренние графики характеризуют суммарную нагрузку всех электростанций данной ЭЭС. Общие учитывают результирующие перетоки электроэнергии между отдельными ЭЭС.
Формирование графиков активной электрической нагрузки по группам потребителей
Активную электрическую нагрузку определяют следующие категории потребителей: различные отрасли промышленности; коммунально-бытовое хозяйство; сельское хозяйство; электрифицированный транспорт; освещение.
Графики электрической нагрузки формируются по отдельным группам потребителей. В эти группы могут входить потребители различных отраслей, но с одинаковым режимом электропотребления, например односменные, двухсменные, трехсменные или непрерывные производства. Ниже изложены наиболее распространенные способы формирования графиков активной нагрузки по группам потребителей.
Первый способ применяется при наличии типовых графиков по отдельным потребителям. Ординаты типовых графиков суммируют и получают суточные графики нагрузки по каждой группе потребителей.
Второй способ исходит из имеющихся данных: объема электропотребления каждой группой потребителей статического числа часов использования максимума нагрузки; типовых графиков электропотребления, выраженных в процентах от максимума.
Потребность в электроэнергии по группам потребителей определяется исходя из норм потребления каждой группой. Потребность в электрической энергии определяют: для потребителей промышленности — по удельным расходам энергии на единицу продукции или исходя из данных о мощности токоприемников; для электрифицированного транспорта — по кривым зависимости удельного расхода от величины руководящего подъема (предельной величины подъема, которая является основой всех тяговых расчетов железной дороги) и рода движения (грузовое, пассажирское); для сельского хозяйства — по удельным расходам на единицу продукции (тонну зерна, голову скота и т. д.) или на единицу обрабатываемой площади; для коммунально-бытового сектора — по укрупненным нормам на одного жителя в год или по установленной мощности в киловаттах на 1000 жителей.
Коэффициенты спроса, одновременности и загрузки для различных групп потребителей обычно приводятся в материалах соответствующих справочников.
Формирование суммарных графиков активной электрической нагрузки ЭЭС
Суммарная нагрузка ЭЭС слагается из нагрузок всех групп потребителей. Кроме того, она включает потери электроэнергии в электрических сетях и расход электроэнергии на собственные нужды электростанций.
Формирование суммарных графиков активной электрической нагрузки ЭЭС производят на основе совмещения графиков нагрузки отдельных групп потребителей. В результате этого получают совмещенный максимум нагрузки потребителей ЭЭС.
Максимум нагрузки ЭЭС складывается из совмещенного максимума потребителей, максимума потерь в электрических сетях, максимума собственных нужд электростанций. Максимум нагрузки и размер резервной мощности ЭЭС служит основой для определения установленной мощности электростанций. Завышение максимума нагрузки приводит к увеличению суммарной установленной мощности электростанций и перерасходу материальных средств, а занижение—к ущербу в народном хозяйстве вследствие необеспечения его необходимой мощностью.
Нарушение баланса реактивной мощности в ЭЭС сопряжено с нарушением устойчивости нагрузки потребителей. Это нарушение обусловливает остановку и отключение электродвигателей (реактивная нагрузка асинхронных электродвигателей составляет от реактивной мощности ЭЭС более 50%).
Источниками реактивной мощности в ЭЭС являются генераторы тепловых электростанций; гидрогенераторы, работающие в режиме синхронных компенсаторов; линии электропередачи; синхронные компенсаторы районных подстанций. В ЭЭС для соблюдения нормальных значений частоты и напряжения необходим баланс активной и реактивной мощностей. Небаланс мощностей приводит к изменению параметров электроэнергии, а, следовательно, к ущербу в народном хозяйстве.
Реактивная мощность в ЭЭС, так же как и активная, непрерывно изменяется. Это обусловлено вводом мощностей генерирующего оборудования (новых или после ремонта), выводом оборудования в ремонт, сезонным изменением активной и реактивной мощностей электростанций. Сезонное изменение активной мощности происходит за счет изменения теплофикационных нагрузок, вакуума в конденсаторах турбин, напора воды на гидравлических станциях, а реактивной — за счет изменения условий охлаждения генераторов, изменения напряжения и частоты и т. д. Отличие изменения реактивной мощности от изменения активной состоит в различной конфигурации графиков этих мощностей. При этом график реактивной мощности определяется конфигурацией графика активной. Он формируется на базе соответствующего графика активной мощности посредством умножения его ординат. Значение может быть получено из соотношения величин активной и реактивной мощностей. Различия в конфигурациях графиков активной и реактивной мощностей обусловлено различием статических характеристик нагрузки электро-приемников по напряжению. Поскольку реактивная нагрузка определяется мощностью работающих асинхронных двигателей, коэффициентом их загрузки и нагрузкой электрических сетей, то максимум реактивной нагрузки обычно наблюдается утром. Это обусловлено включением всех асинхронных двигателей потребителей. Максимальная реактивная нагрузка может наблюдаться и вечером, что связано с увеличением переменных потерь реактивной мощности в электрических сетях.
Соотношение между утренним и вечерним пиками реактивной нагрузки определяется соотношением пиков активной. Например, утренний пик реактивной нагрузки превышает вечерний. Эта закономерность наблюдается в ЭЭС, имеющих пики активных нагрузок в течение суток, близкие по величине. Пик реактивной нагрузки больше вечером, чем утром. Это происходит в случаях, когда максимум активной нагрузки вечером больше, чем утром.
Кроме того, наблюдается характерное отличие графика реактивной нагрузки от графика активной. Оно состоит в том, что: годовой график реактивной нагрузки не имеет летнего провала и как раз в этот период достигает своего максимума; коэффициент неравномерности графика реактивной нагрузки характеризуется значительно большей величиной, чем у графика активной нагрузки, и достигает величины порядка 0,8.
Влияние параметров электроэнергии на электрическую нагрузку потребителей
Параметры электроэнергии характеризуются номинальным напряжением источников и приемников электроэнергии и частотой электрического тока. В соответствии с этим все конструкции источников и приемников электроэнергии разрабатывают на параметры, предусмотренные государственными стандартами (ГОСТ). ГОСТом регламентированы номинальные напряжения для электрических сетей, генераторов и трансформаторов общего назначения и присоединенных к ним приемников электроэнергии.
Для частоты электрического тока в ЭЭС номинальное значение параметра установлено на уровне 50 Гц. Наряду с документами, регламентирующими номинальные параметры электроэнергии, действует и документ (стандарт), регламентирующий требования к качеству электроэнергии с точки зрения допустимости отклонений параметров от номинальных значений с учетом условий экономичности.
Этот стандарт регламентирует следующие показатели качества электроэнергии:
1) при питании от электрических сетей однофазного и трехфазного тока — отклонение частоты, отклонение напряжения, колебание частоты, колебание напряжения, не синусоидальность формы кривой напряжения;
2) при питании от электрических сетей постоянного тока — отклонение напряжения, колебание напряжения и коэффициент пульсации напряжения. Допустимые отклонения напряжения установлены в зависимости от типа электроприемников. Например, отклонения напряжения для электрических двигателей и аппаратуры их пуска и управления допускаются в пределах от —5 до +10% от номинального.
Колебания напряжения установлены для осветительных ламп, радиоприборов и отдельных установок с резко переменным характером нагрузки. Например, в электрических сетях металлургических заводов с прокатными станами допускаются колебания напряжения до 1,5% от номинального при неограниченной частоте их повторений. Допускаемые значения колебаний напряжения осветительных ламп и радиоприборов устанавливаются в зависимости от частоты их повторений.
Отклонение частоты от номинального значения в нормальном режиме работы допускается в пределах ±0,1 Гц. В сложных условиях работы ЭЭС допускается отклонение частоты в пределах ±0,2 Гц. При этом колебания частоты не должны превышать 0,2 Гц сверх отклонений частоты, указанной выше.
Отклонение параметров электроэнергии от номинального значения отражается на нагрузке потребителей. Влияние изменения параметров на нагрузку потребителей характеризуют с помощью статических характеристик активной и реактивной мощностей этой нагрузки по частоте и напряжению.
Ниже показано влияние параметров электроэнергии на нагрузку основных групп потребителей ЭЭС.
Влияние изменения частоты. Электродвигатели переменного тока реагируют на изменение частоты даже в незначительных пределах. Это обусловлено тем, что при повышении частоты для вращения двигателя нужна большая активная мощность, а при снижении частоты — меньшая. В общем случае характер изменения активной мощности ЭЭС от частоты определяется почти прямой линией, наклон которой к оси абсцисс определяется составом электроприемников. Если основная нагрузка представлена синхронными и асинхронными двигателями с постоянным моментом на валу, то при снижении частоты на 1% активная мощность снижается также на 1%. Если основная нагрузка представлена асинхронными двигателями с переменным моментом на валу, то при снижении частоты на 1% активная мощность снижается уже на 3%. Аналогичная картина происходит и при повышении частоты. В целом же при снижении частоты на 1 % суммарная активная нагрузка ЭЭС снижается на 1—2% в зависимости от состава электроприемников.
В отличие от электродвигателей приемники электроэнергии, потребляющие только активную мощность (освещение, дуговые печи, электрические печи и др.), не реагируют на изменение частоты.
В отличие от активной нагрузки реактивная имеет тенденцию к росту при снижении частоты. Этот рост происходит за счет увеличения намагничивающей мощности в асинхронных двигателях и трансформаторах. В целом на 1% снижения частоты реактивная нагрузка потребителей ЭЭС увеличивается на 1—1,5%.
Для ЭЭС критическое значение частоты наступает при ее значении 45—46 Гц. В этом случае производительность механизмов собственных нужд электростанций снижается до нуля. Кроме того, отклонение частоты от номинальной приводит к нарушениям экономичного распределения нагрузок между агрегатами и электростанциями, поскольку возникающие приросты мощности уже не являются оптимальными.
Влияние изменения напряжения. Зависимость активной мощности от напряжения также характеризуется почти прямой линией. Наклон этой линии к оси абсцисс определяется составом потребителей ЭЭС. Активная мощность асинхронных двигателей при изменении напряжения изменяется незначительно, а у синхронных электродвигателей вообще не зависит от напряжения.
Ощутимое влияние оказывает изменение напряжения на активную нагрузку освещения, бытовых приборов, электротермических процессов. На 1% снижения напряжения потребляемая этими приемниками активная мощность может снижаться до 2%. Аналогичная картина происходит и при повышении напряжения. Например, повышение напряжения для ламп накаливания на 1 % сверх номинального приводит к увеличению потребления мощности на 1,5%. Для электротермических процессов (печи сопротивления, индукции и дуговые, электрическая сварка) снижение напряжения сопряжено с уменьшением их мощности.
Для повышения экономической эффективности энергетического хозяйства производят преднамеренное изменение конфигурации графиков электрических нагрузок ЭЭС. Это изменение (снижение максимума и повышение минимума нагрузки) принято называть регулированием (выравниванием) графиков нагрузки.
Регулирование графиков электрических нагрузок позволяет ликвидировать ряд недостатков, изложенных выше, а также снизить рабочую мощность ЭЭС и, следовательно, капитальные вложения в развитие энергетических мощностей. Методы регулирования могут быть централизованные и местные. Они могут осуществляться в разрезе суток, недели, года (сезонное регулирование).
Ниже изложены основные централизованные методы регулирования.
Первый метод направлен на уменьшение суммарного вечернего максимума нагрузки за счет сдвига максимумов технологической и осветительной нагрузок. Примером этого метода может служить осуществленный в 1930 г. и сезонный в 1981 г. перевод часовой стрелки на один час вперед по сравнению с астрономическим временем на всей территории СССР. Вторым примером может служить создание ЕЭС СССР, что позволило более свободно маневрировать энергией за счет разницы во времени. ЕЭС СССР охватывает шесть часовых поясов. При наступлении максимума нагрузки в европейской части СССР в нее может перебрасываться избыток энергии из восточных районов.
Второй метод связан с переносом начала и конца работы отдельных групп промышленных предприятий. Эго позволяет заполнять провалы графика и снижать совмещенный максимум нагрузки.
Третий метод заключается во внедрении гидроаккумулирующих электростанций. Эти электростанции выполняют две функции: в качестве потребителей участвуют в регулировании графиков; в качестве генерирующих источников покрывают пики нагрузки.
Четвертый метод — регулирование графиков нагрузки с помощью потребителей — регуляторов. Сущность этого метода состоит в привлечении таких потребителей, которые могут снижать свою нагрузку или работать с перерывами, когда это необходимо по балансу мощности или энергии ЭЭС. В связи с этим потребители-регуляторы должны обладать рядом особенностей, отличающих их от обычных потребителей. К ним следует отнести: сравнительно незначительные капитальные затраты; максимальную автоматизацию технологических процессов с целью снижения численности персонала до минимума; быстрое изменение режима работы; высокую электроемкость. Использование потребителей-регуляторов позволяет переносить часть резерва ЭЭС из генерирующей части в потребляющую.
К другим централизованным методам регулирования следует отнести: изменение общеустановленных выходных дней для некоторых групп потребителей; привлечение дополнительного контингента потребителей на часы суток, в которых имеется избыток неиспользуемой мощности.
К местным методам регулирования относят регулирование нагрузки промышленных предприятий: снижение осветительного пика нагрузки за счет сокращения промышленной нагрузки (перевод с вечерней на ночную смену автоматизированных линий в производственных процессах); введение междусменного интервала в период суточного максимума нагрузки ЭЭС; регулирование мощности предприятий; выполнение ремонтов оборудования в зимний период и т. д.
При осуществлении местных методов регулирования необходимо проведение каждого мероприятия согласовывать с ЭЭС. В противном случае осуществление указанных мероприятий может повлечь за собой не улучшение, а ухудшение существующих графиков нагрузки ЭЭС.
Графики тепловой нагрузки и методы их регулирования
Тепловая нагрузка (технологическая, отопительная, вентиляционная и горячего водоснабжения) формируется по районам. Графики тепловой нагрузки получают путем суммирования графиков, построенных для отдельных потребителей тепла. Эти графики разрабатывают в суточном и годовом разрезах с дифференциацией по параметрам пара (технологическая нагрузка) и горячей воды (остальные виды тепловых нагрузок). Графики технологических нагрузок строят в весовых единицах (тонны пара в час). Они обычно имеют ступенчатую форму, которая позволяет учитывать соотношение величин нагрузки по сменам или месяцам года. Нагрузку в горячей воде определяют в энергетических единицах (ГДж/ч). Конфигурацию графика тепловых нагрузок в целом формируют технологическая и отопительная нагрузки. Конфигурацию графика технологической нагрузки определяет режим технологического процесса, количество рабочих смен, сезон года. Летний суточный график технологической нагрузки отличается от зимнего только в том случае, если процесс производства носит сезонный характер. Наиболее равномерные суточные графики технологической нагрузки имеют место у потребителей с большой теплоемкостью производства. В отличие от суточных годовые графики технологической нагрузки могут изменяться за счет: прироста тепловой нагрузки в течение года; изменения потерь в окружающую среду; увеличения расходов тепла при неустановившихся режимах работы оборудования.
Конфигурацию графика отопительной нагрузки определяет температура наружного воздуха и перепад температур внутри и вне отапливаемого помещения. Графики отопительной нагрузки в разрезе суток обычно имеют характер горизонтальной прямой. Изменение отопительного графика может происходить только при перераспределении тепловых нагрузок между отдельными категориями потребителей. Например, при значительных нагрузках вентиляции и горячего водоснабжения производят перераспределение отпуска тепла за счет снижения его расхода на отопление. Такое перераспределение вполне допустимо в связи с тепловой инерционностью отапливаемых объектов. Оно допустимо при снижении интенсивности отопления промышленных предприятий в нерабочие часы.
Конфигурация графиков вентиляционной нагрузки и кондиционирования воздуха аналогична конфигурации графиков отопительной нагрузки. В годовом разрезе эти графики претерпевают значительные изменения.
Графики нагрузки горячего водоснабжения имеют тенденцию к значительному изменению по часам суток. В годовом разрезе они подвержены незначительным изменениям, в основном по сезонам года.
В целом конфигурация суммарных графиков тепловой нагрузки изменяется как в разрезе суток, так и в годовом разрезе. Площадь суточных графиков тепловой нагрузки принято разграничивать на пиковую, полупиковую и базовую части. Для характеристики этих графиков применяют такие же показатели, как и для характеристики графиков электрической нагрузки. Графики тепловой нагрузки могут регулироваться. Однако в отличие от регулирования графиков электрической нагрузки это регулирование производят в силу других причин.
Необходимость регулирования графиков тепловых нагрузок ТЭЦ в ряде случаев обусловлена их несоответствием графикам электрической нагрузки. Это несоответствие возникает в силу того, что указанные графики формируются в зависимости от различных факторов. Наиболее часто встречающиеся случаи несоответствия графиков тепловой и электрической нагрузок: суммарная теплофикационная нагрузка ТЭЦ выше, чем минимум электрической нагрузки; производственная мощность ЭЭС недостаточна для покрытия суточного максимума электрической нагрузки (когда в структуре мощности ЭЭС значительный удельный вес занимает ТЭЦ с ограниченной производительностью котельных). В указанных случаях применяют различные методы регулирования графиков тепловой нагрузки.
В первом случае снижают теплофикационную мощность ТЭЦ и, «следовательно, тепловую нагрузку потребителей или же снижают только теплофикационную мощность ТЭЦ без снижения тепловой нагрузки потребителей (метод регулирования приемлем только при наличии возможностей аккумулирования тепла в теплофикационной системе). Во втором случае снижают теплофикационную нагрузку ТЭЦ и потребителей и увеличивают электрическую нагрузку по конденсационному циклу.
При необходимости снижения тепловой нагрузки потребителей регулирование может быть качественным или количественным. Качественное регулирование предусматривает изменение давления и температуры теплоносителя, а количественное — отключение отдельных потребителей. Второй вид регулирования осуществляют как вручную, так и с помощью дистанционного управления.
Статью подготовила доцент кафедры социально-гуманитарных дисциплин Волгушева Алла Александровна. 
