работа на скользящих параметрах пара
Работа турбины на скользящих параметрах
Значительно уменьшить потери при работе на малых нагрузках позволяет регулирование мощности турбины способом скользящего давления (при работе турбины на скользящих параметрах) В этом случае регулирующие клапаны турбины все время полностью открыты, пар не дросселируется и его расход изменяется вследствие изменения давления в котле: чем ниже нагрузка турбины тем меньше должно быть давление пара в котле, а его температура при этом остается постоянной. Работа на скользящих параметрах позволяет уменьшить потери от дросселирования пара в регулирующих клапанах и снизить затраты энергии на привод питательного насоса, так как в этом случае он должен развивать давление, значительно меньшее номинального.
Что такое дросселирование?
Если в трубопроводе на пути движения газа или пара встречается местное сужение, то вследствие сопротивлений, возникающих при таком сужении, давление p2 за местом сужения всегда меньше давления p1 перед ним. Процесс уменьшения давления в итоге, которого нет ни увеличения кинетической энергии, ни совершения технической работы и без подвода или отвода теплоты называется адиабатным дросселированием, или мятием
Любой кран, вентиль, задвижка, клапан и прочие местные сопротивления, уменьшающие проходное сечение трубопровода, вызывает дросселирование газа или пара и, следовательно, падение давления. Иногда дросселирование специально вводится в цикл работы той или иной машины: например, путем дросселирования пара перед входом в паровые турбины регулируют мощность. Дросселирование газов и паров используют для понижения их давления в специальных редукционных клапанах, широко применяемых в системах тепло- и парогазоснабжения различных предприятий.
Кроме того, работа при малых нагрузках на скользящих параметрах увеличивает надежность работы котла, паропровода свежего пара турбины. Трубчатые поверхности нагрева котла при этом работают при пониженном давлении, следовательно, при меньших напряжениях. Турбина практически все время работает при постоянной температуре. Таким образом, уменьшение нагрузки не вызывает появление больших температурных напряжении в стенках корпуса турбины и фланцах и опасных температурных перекосов ее корпуса.
Плановый и аварийный остановы турбины
При плановом останове турбины известны время и цель. Время и причины аварийного останова турбины, заранее неизвестны. Останов турбины производят в основном двумя способами: без расхолаживания и с расхолаживанием. «Правила технической эксплуатации» не предписывают единых жестких требований к режимам останова, так как каждая установка, имеет свои особенности.
При останове турбины без расхолаживания важно так подобрать режим, чтобы возможно дольше сохранить ее в горячем состоянии. Например, при останове блока мощностью 300 МВт сначала производят плавную разгрузку до 150 МВт. На этом режиме блок еще работает устойчиво (по условиям работы питательного турбонасоса). Затем котел гасят, в течение 1-2 мин турбину разгружают до 90-100 МВт и отключают. При этом давление в котле сохраняется близким к номинальному и блок находится в состоянии «горячего резерва».
При останове турбины с расхолаживанием следует поддерживать температуру пара не менее чем на 50°С больше, чем температура насыщения при данном давлении. Это условие необходимо, чтобы в турбину не попал влажный пар. Для прекращения подачи пара в турбину закрывают стопорный кран и отключают электрогенератор.
С момента прекращения подачи пара в проточную часть до полной остановки ротора проходит определенное для каждой турбины время. Для разных турбин время выбега, т.е. останова колеблется от 20 до 30 мин.
Конденсатные насосы останавливают после прекращения подачи пара в турбину. Через 1 ч после полного останова турбины можно остановить циркуляционные насосы. Заключительной операцией является закрытие всех запорных органов паропровода. Паропровод, подводящий пар к турбине, отключают от паровой магистрали и соединяют с атмосферой. При останове турбины необходимо следить за разницей температур между верхом и низом ее корпуса, фланцами и шпильками, наружными и внутренними стенками стопорных клапанов и паропроводов.
При возникновении аварийных ситуаций, если не сработала одна из защит, персонал обязан прекратить доступ пара в турбину командой с дистанционного щита управления или нажатием кнопки автомата безопасности на корпусе переднего подшипника. При этом необходимо убедиться, что стопорный и регулирующий клапаны закрылись, и подать на главный щит управления сигнал «Машина в опасности». «Правилами технической эксплуатации» предусмотрены следующие основные причины останова:
— частота вращения ротора выше уровня, при котором срабатывает автомат безопасности;
— недопустимо большие осевой сдвиг или относительное перемещение ротора турбины;
— резкие отклонения температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева от установленных верхних и нижних предельных значений;
— слышимые металлические звуки и необычные шумы внутри турбины;
— появление искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;
— внезапная сильная вибрация турбоагрегата;
— появление признаков гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или турбине;
— разрыв или трещины в паропроводах свежего пара, пара промежуточного перегрева или отбора, трубопроводах основного конденсата и питательной воды, маслопроводах, коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в корпусах клапанов и распределительных коробках;
— воспламенение масла на турбине и невозможность немедленной ликвидации пожара имеющимися средствами;
— недопустимое снижение давления масла в системе смазки турбины или его уровня в масляном баке, а также недопустимое повышение температуры масла на сливе из любого подшипника или на любой из колодок упорного подшипника;
— снижение вакуума в конденсаторе до аварийного.
После закрытия стопорного клапана отключают от сети генератор и перекрывают доступ пара к стопорному клапану и отборам турбины.
Для этого закрывают главные паровые задвижки на паропроводах регулируемых отборов. Время работы на беспаровом режиме ограничено.
В ряде случаев немедленный останов турбины не требуется. Решение о времени останова принимает главный инженер электростанции.
Работа турбины на частичных нагрузках при скользящем регулировании.
Проведенные в 60 –70-е годы прошлого столетия научные исследования ЛПИ, ЛМЗ, ОРГРЭС, УралВТИ, МЭИ ЦКТИ и некоторых других организаций показали эффективность и тепловую экономичность и повышенную надёжность метода «скользящего» давления.
Использование скользящего давления возможно при блочной компоновке оборудования. В этом случае начальное давление понижается за счет уменьшения расхода питательной воды и регулирования его насосом. При этом начальная температура остается постоянной, а регулирующие клапаны остаются в открытом положении.
Процесс расширения пара в регулирующей ступени и регулировании при постоянном и скользящем давлении представлен (дроссельное парораспределение) на рис.6.9.
При этом процесс расширения при Р0= const идет по линии hо и происходит дросселирование потока пара, а при Р0=var по линии tо=const и поток не дросселируется. При Р0=var начальная энтальпия даже возрастает, температурное состояние регулирующей ступени, всей проточной части и температура пара на выходе из ЦВД остается более высокой так как отсутствует процесс дросселирования.
Рис.6.9. Процесс расширения пара при скользящих параметрах.
Работа на частичных нагрузках при скользящем давлении может быть использована как для дроссельного так и для соплового парораспределения.
При скользящем давлении с изменением режима меняется также цикл ПТУ (рис.6.10). При номинальном режиме на Ts-диаграмме он изображается контуром a0b0c0d0e0, а при частичном – a0bcde. Удаление параметров цикла от оптимальных, по мере снижения нагрузки, определяет понижение термического к.п.д. цикла ht при скользящем давлении. Однако это понижение оказывается менее интенсивным, чем для установки с дроссельным парораспределением при постоянном давлении. Это объясняется тем, что процесс дросселирования пара в регулирующих в регулирующих клапанах турбины d0d1 (см. рис 6.10) сопровождается понижением температуры пара перед турбиной. Поскольку с термодинамической точки зрения эффективность цикла определяется достигаемыми перед турбиной параметрами пара и не зависит от линии подвода теплоты, полученный цикл a0b0c0d1e1 эквивалентен циклу a0bcd1e1 Последний же практически совпадает с циклом скользящего давления по давлению перед турбиной, но отличается от него меньшей температурой.
Рис 6.10. Циклы ПТУ в T-S диаграмме при постоянном и скользящем начальном давлении пара.
Заметим, что этот термодинамический выигрыш, определяемый параметрами пара перед турбиной и в конденсаторе, не зависит от того, каким путем достигается скользящее давление: изменением угловой скорости питательного насоса или дросселированием рабочей среды в питательных клапанах котла либо в специальных задвижках, встроенных в пароводяной тракт. Из этого следует, что термодинамический выигрыш от применения скользящего давления вместо дроссельного парораспределения при постоянном давлении обусловлен не самим по себе устранением дросселирования рабочего тела, а непостоянством удельной теплоемкости пара Cp, вследствие чего при дросселировании свежего пара понижается его температура.
При использовании водяного пара этот выигрыш тем больше, чем круче изотермы на is-диаграмме, т. е. возрастает с повышением номинального давления свежего пара.
На энергоблоках с промперегревом это приводит к тому, что более высокая температура пара остается за ЦВД в целом, что позволяет легче регулировать температуру пара промперегрева.
При использовании скользящего давления, при работе котла на сниженной нагрузке происходит смещение зоны начала парообразования. В результате чего она может сместиться из конвективной зоны в нижнюю радиационную часть топочной камеры, что неблагоприятно сказывается на надежности работы поверхностей нагрева. Это следует учитывать при переводе котельных агрегатов на скользящее давление.
Значительный выигрыш в эффективности использования скользящего давления даст и снижение собственных нужд питательного насоса. Существенная часть затрат энергии на собственные нужды ПТУ приходится на привод питательного насоса. С ростом начального давления пара удельная мощность питательного насоса возрастает и для мощных энергоблоков на сверхкритические параметры пара превышает 3%. В таких условиях выбор той или иной подпрограммы регулирования питательного насоса может оказать заметное влияние на тепловую экономичность всего блока, особенно при его работе со скользящим давлением.
Мощность развиваемую насосом можно определить из выражения:
. (6.4)
На рис. 6.11 приведена зависимость изменения мощности потребляемой питательным насосом блока мощностью 300 МВт при изменении нагрузки и работой с различными способами регулирования.
Рис. 6.11. Зависимость мощности турбопривода питательного насоса от мощности турбогенератора:
1 – располагаемая мощность турбопривода, при питании деаэратора от IV отбора турбины; 2 – то же, при питании деаэратора от III отбора турбины; 3 – то же, при питании деаэратора от постороннего источника пара; 4 – требуемая мощность турбопривода при работе блока на двух корпусах котла при номинальном давлении свежего пара; 5 – то же при скользящем давлении свежего пара.
Как видно из рисунка использование скользящего давления позволяет снизить мощность привода питательного насоса при разгружении до 50% более чем на 1 МВт.
Как отмечалось выше, реализация скользящего давления возможна как изменением угловой скорости питательного насоса при отсутствии дросселирования по всему пароводяному тракту, так и дросселированием рабочего тела в питательном клапане котла или в специальных клапанах, встроенных в тракт котла при нерегулируемом насосе. Удельный расход теплоты брутто во всех этих случаях практически одинаков. Однако возможность сокращения затрат мощности на привод питательного насоса делает наиболее эффективной первую из указанных подпрограмм.
Это связано с изменением характеристик сети, на которую работает насос.
Недостатком использования скользящего давления является снижение мобильности блока. В этом случае мобильность блока целиком определяется мобильностью котла, инерция которого весьма значительна и измеряется минутами. Поэтому энергоблоки, которые эксплуатируются на скользящем давлении не могут использоваться для подхвата нагрузки, когда изменение мощности требуется в течение нескольких секунд.
§ 77. Работа турбины на скользящих параметрах
Энергоблоки почти всех электростанций, использующих органическое топливо, работают не только на номинальной мощности, но и изменяют свою нагрузку. При снижении нагрузки энергоблока кпд турбины и котла заметно уменьшаются. Как при дроссельном, так и при сопловом парораспределении кпд турбины резко падает с уменьшением нагрузки в результате снижения расхода пара прикрытием регулирующих клапанов. Уменьшение расхода пара сопровождается падением температуры и давления за регулирующими клапанами (пар дросселируется). При этом питательный насос работает на полную мощность, поднимая давление питательной воды до номинального.
Кроме того, работа при малых нагрузках на скользящих параметрах увеличивает надежность работы котла, паропровода свежего пара турбины. Трубчатые поверхности нагрева котла при этом работают при пониженном давлении, следовательно, при меньших напряжениях. Турбина практически все время работает при постоянной температуре. Таким образом, уменьшение нагрузки не вызывает появление больших температурных напряжении в стенках корпуса турбины и фланцах и опасных температурных перекосов ее корпуса.
Недостатком регулирования мощности скользящим давлением является уменьшение скорости изменения нагрузки, а следовательно снижение приемистости. Так как регулирующие клапаны турбины открыты полностью, увеличение мощности увеличением расхода пара при открытии регулирующих клапанов невозможно. Расход пара будет увеличиваться только при повышении его давления что, в свою очередь определяется особенностями работы котла Котел не может быстро изменять давление и, следовательно, возможность изменения нагрузки при работе на скользящем давлении полностью зависит от инерционности котла.
Предупреждение аварий и неполадок энергоблоков
§ 79. Аварии и неполадки паровых котлов
Нарушение работоспособности оборудования электростанция называют отказом. Различают отказы I и II степеней. Внезапное возникновение режима работы, создающего условия, опасные для обслуживающего персонала, либо приводящего к полному или частичному разрушению оборудования, называют аварией. Тяжесть последствий аварии определяется вызвавшей ее причиной. В подавляющем большинстве случаев ликвидация аварии зависит от четкости и слаженности действий обслуживающего персонала. Аварийная ситуация возникает внезапно, при этом резко изменяются ритм, работы и порядок выполнения операций. Решения необходимо принимать быстро и правильно, так как под угрозой находятся огромные материальные ценности, возникает опасность для жизни персонала. В связи с тем, что аварийные ситуации очень редки, а готовность к ним должна быть постоянной, необходимо регулярно изучать действующие инструкции и периодически закреплять практические навыки обращения с оборудованием.
При возникновении аварийных ситуаций необходимы быстрые, решительные действия, порядок выполнения которых строго регламентирован. Большое значение имеют противоаварийные тренировки, во время которых отрабатываются практические навыки работы с оборудованием в аварийных ситуациях.
При обнаружении неполадок в работе оборудования прежде всего следует восстановить в памяти порядок действий. Выполнять операции необходимо, соблюдая правила техники безопасности, пожарной безопасности, технической эксплуатации, а также инструкции по эксплуатации и должностные инструкции. Действовать по намеченному плану следует быстро, решительно, но без спешки и суеты.
Категорически запрещается нарушение в любых ситуациях «Правил технической эксплуатации». Ответственность за каждое допущенное нарушение в первую очередь несут работники, непосредственно обслуживающие и ремонтирующие оборудование, здания и сооружения электростанций и сетей.
Электрические системы и станции могут и должны работать без аварий и неполадок. При повышении единичных мощностей энергоблоков возникновение аварий и неполадок влечет за собой большие тепловые и электрические потери (в частности, на пуск и останов) и значительный недоотпуск энергии потребителям. Аварии и отказы в работе происходят в результате поломок оборудования, вызванных физическими и химическими процессами, а также неправильных действий обслуживающего персонала электростанции, низкого качества изготовления оборудования, его монтажа или ремонта. Воздействие физико-химических процессов на оборудование может быть своевременно зарегистрировано персоналом с помощью средств контроля.
Аварии и отказы по вине обслуживающего персонала происходят из-за неправильных действий, невыполнения производственных инструкций и указаний, «Правил технической эксплуатации», несоблюдения требований техники безопасности и др. Нарушения Чаще всего вызываются недостаточными знаниями, невнимательностью и недисциплинированностью персонала, отсутствием или некачественным выполнением текущего контроля работы оборудования.
При несвоевременном принятии мер по устранению аварийных очагов и дефектов оборудования, невыполнении приказов и директивных указаний вышестоящих организаций, неполном объеме ремонтов, профилактических осмотров и испытаний виновником аварий может быть руководящий персонал. Вина персонала других организаций может состоять в недоброкачественности изготовления, недостатках проектирования, создании несовершенного оборудования, некачественных испытаниях и др.
Большую помощь в выявлении, изучении и предотвращении аварий оперативному персоналу оказывают службы Минэнерго, выпускающие обзоры аварий по станциям, в которых отражаются причины их возникновения, обращается внимание на необходимость дополнительных контрольных проверок и предлагаются мероприятия по исключению аварийных положений.
В зависимости от степени охвата оборудования аварии делят на системные, тепло- и электросетевые и внутрлстанционные. Системные аварии охватывают всю энергосистему с полным отключением оборудования входящих в нее электростанций. В большинстве случаев такие аварии вызываются стихийными бедствиями. Тепло- и электросетевые аварии происходят в сетях тепло- и электроснабжения. Внутристанционные аварии происходят как из-за неполадок электрооборудования, так и вследствие отказа котлов и турбин и могут быть с полным сбросом нагрузки, с отключением или без отключения собственных нужд, с остановом энергоблока, котла или турбины.
В котельных цехах аварийные остановы вызываются разрывами труб поверхностей нагрева, а также трубопроводов пара и воды; пожарами, хлопками взрывами в топке, газоходах, системах топливоподачи и пылеприготовления; повреждениями арматуры; разрушением обмуровки и элементов каркаса; шлакованием топочных экранов и поверхностей нагрева; выходом из строя отдельных видов оборудования, вызывающим останов котла или блока.
Кроме того, причиной останова может быть повреждение или неисправность контрольно-измерительных приборов, системы управления, автоматики и защиты. На крупных блочных установках особенно значительна роль систем защиты, автоматики, управления и контрольно-измерительных приборов, определяющих степень серьезности последствий при создании аварийных ситуаций. Поэтому запрещается пуск энергоблока при неисправности любой из технологических защит, воздействующих на останов оборудования, дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматуры, используемой для ликвидации аварийных ситуаций.
Регулирование мощности турбины способом скользящего давления
Поскольку энергетические блоки (котел и турбоустановка) электростанций на органическом топливе не только работают при номинальной мощности, но часто меняют свою нагрузку, то очевидно, что при проектировании и эксплуатации их должны быть обеспечены следующие условия:
изменение нагрузки не должно приводить к снижению надежности блока;
изменение нагрузки должно проходить с возможно меньшим по сравнению с номинальным режимом ухудшением показателей экономичности.
При регулировании мощности агрегата с помощью органов парораспределения турбины, как это было рассмотрено выше в § 8.1—8.4, котел и паропроводы свежего пара постоянно находятся под действием номинального начального давления.
При регулировании мощности котлом, когда нагрузке агрегата соответствует примерно пропорционально изменяющееся начальное давление, длительная работа при пониженном давлении повышает долговечность металла поверхностей нагрева котла и паропроводов, идущих к турбине.
Одновременно повышается надежность работы турбины. Поскольку при этом давление пара перед турбиной меняется (скользит) соответственно нагрузке, а температура пара поддерживается постоянной, то неизменной оказывается температура в большинстве ответственных элементов турбины. Благодаря этому при изменении нагрузки не появляются дополнительные тепловые расширения, нет неравномерного прогрева по окружности, специфического для частичной нагрузки турбин с сопловым парораспределением, уменьшаются напряжения, особенно динамические, в лопатках первой ступени (см. § 8.3), т. е. повышается надежность работы турбины, улучшается ее способность к маневрированию.
Поскольку регулирование скользящим давлением не требует выделенной первой (регулирующей) ступени, парциального подвода и сопловых коробок для отдельных групп сопл, то, с одной стороны, несколько упрощается конструкция турбины, с другой стороны, повышается экономичность турбины при номинальном режиме.
. Такой переход возможен как для действующих установок, имеющих дроссельное или сопловое парораспределение, так и для вновь проектируемых агрегатов.
:
(сплошные линии);
(пунктирные линии).
процесс расширения пара после промежуточного перегрева, а следовательно, и мощность этой части турбины не будут зависеть от способа регулирования свежего пара, т. е. будут одинаковыми как для постоянного, так и для скользящего давления:
При уменьшении пропуска пара давление перед первой ступенью будет определяться расходом пара, причем при
Сравнивая при частичной нагрузке процесс расширения пара в ЧВД турбины, легко обнаружить, что как начальная, так и конечная энтальпии будут больше при регулировании скользящим давлением. Однако поскольку параметры на входе в проточную часть ЧВД при скользящем давлении будут выше, то и немного больше будет располагаемый теплоперепад проточной части, хотя даже при значительном уменьшении
и,
следовательно, внутренняя мощность ЧВД оказываются большими при регулировании скользящим давлением:
Предполагая для простоты, что расход пара после промежуточного перегрева равен расходу свежего пара, запишем выражение для абсолютного внутреннего КПД турбинной установки при частичном пропуске пара:
для постоянного давления
—использованный теплоперепад турбины после промежуточного перегрева с учетом отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды (см. § 1.5).
т. е. при всех режимах частичного пропуска пара экономичность турбинной установки при работе со скользящим давлением пара всегда выше, чем при работе с постоянным давлением, и дроссельным парораспределением.
Для тех же условий, что были приняты при построении рис. 8.20, на рис. 8.21 изображен процесс расширения пара в ЧВД для соплового парораспределения в случае постоянного и скользящего давления. В этом примере используемый теплоперепад регулирующей ступени при номинальном режиме
число клапанов — 4 с одинаковым числом сопл в каждой группе.
с уменьшением расхода
возрастает, а использованный теплоперепад ее меняется согласно примеру, приведенному на рис. 8.10. При этом КПД регулирующей ступени понижается, так как отношение скоростей отклоняется от расчетного (предполагаем, что при номинальном режиме оно принято оптимальным), уменьшается степень парциальности и добавляются потери дросселирования при режимах частичного открытия одного из клапанов. Соответственно изменению состояния пара на выходе из регулирующей ступени (см. рис. 8.11) меняется и конец прогресса расширения пара во всем ЧВД, как это показано на рис. 8.21. Если предположить так называемое идеальное сопловое парораспределение, т. е. отсутствие потерь от дросселирования, то кривая, характеризующая состояние пара в конце ЧВД, будет иной, совпадающей с действительной кривой лишь в точках полностью открытых клапанов.
состояние пара как за первой (регулирующей) ступенью, так и за всем ЧВД будет таким же, как и при дроссельном парораспределении и скользящем давлении: температуры пара за всеми ступенями ЧВД почти не меняются с уменьшением расхода пара. Не меняется также и КПД первой (регулирующей) ступени.
Очевидно, что используемый теплоперепад ЧВД при скользящем давлении может быть как больше, так и меньше использованного теплоперепада при постоянном давлении:
Таким образом, согласно выражениям для абсолютного внутреннего КПД турбинной установки (8.13) и (8.14) экономичность установки для случая соплового парораспределения может быть при скользящем давлении как выше, так и ниже, чем при. постоянном давлении.
На рис. 8.22 показано расчетное сравнение различных видов парораспределения для турбоустановки 500 МВт на
при
составит 0,15% — кривая 2.
При выполнении турбины с дроссельным парораспределением и регулировании скользящим давлением изменение КПД турбоустановки представлено штриховой линией 3.
оказывается целесообразным в довольном широком диапазоне изменения режимов, хотя, подчеркнем, по надежности, по характеристикам маневренности целесообразнее дроссельное и скользящее.
(кривая 4).
и напора насоса, который меньше при скользящем давлении, чему соответствует меньшая мощность насосного агрегата.
Выигрыш в этом случае должен учитываться при сравнении экономических показателей турбоустановок при постоянном и скользящем давлении. Этот выигрыш меняет зависимость КПД от расхода пара и показан на рис. 8.22 кривыми 5 (скользящее давление) и 6 (комбинированное регулирование).
В некоторых странах значительное число энергоблоков проектируется с дроссельным парораспределением и работой при скользящем давлении. Так спроектирована турбина К-1200-23,5 (см. § 10.2), в то же время при проектировании других типоразмеров паровых турбин, а также их модернизации обязательным является требование возможности работы при скользящем давлении. При переводе турбин, имеющих сопловое парораспределение, на режим скользящего давления, в частности турбин СКД, экономическое сравнение двух видов регулирования мощности может оказаться и качественно и количественно иным, чем показано на рис. 8.22.
(рис. 8.23). Во-вторых, при снижении нагрузки температура влажного пара, зависящая только от давления, меняется так же, как и при постоянном давлении перед турбиной, в связи с чем по надежности и маневренности скользящее давление не имеет тех преимуществ, которые характерны для турбин ТЭС. Хотя турбины насыщенного пара, как правило, выполняются с дроссельным парораспределением, заметного выигрыша в экономичности при переходе на скользящее давление нет. Имеющиеся преимущества связаны главным образом с работой СПП, так как после ЦВД перед СПП при скользящем давлении влажность пара будет несколько меньше [48].
Основные достоинства перевода энергоблоков АЭС на скользящее давление определяются изменением режима работы реактора, причем эти изменения сказываются по-разному для одно- и двухконтурных АЭС. Подробно вопросы работы энергоблоков ТЭС и АЭС рассмотрены в [18].