А.Б. Барзам
Системная
автоматика
iwh^W
4-е издание, переработанное
и дополненное
Москва
Энергоатомиздат
1989

ББК 31.27-05
Б24
УДК 621.311:681.5
Рецензент Е. С. Иглицкий
Барзам А. Б*
Б24 Системная автоматика. — 4-е изд., перераб. и
доп, — М: Энергоатомиздат, 1989. — 446 с: ил.
ISBN 5-283-01024-4
Освещены основные вопросы автоматики энергосистем,
включая вопросы регулирования частоты и мощности,
возбуждения синхронных машин и напряжения в энергоузлах,
автоматической синхронизации, частотной разгрузки и противоава-
рийной автоматики (ПА). Третье издание вышло в 1973 г. как
учебное пособие для техникумов. Четвертое издание
дополнено описанием централизованных устройств ПА.
Для инженерно-технического персонала, занятого в
области режимов работы энергосистем и их автоматизации, может
быть использована студентами вузов и учащимися техникумов.
^ 2202080000-011 л м ____ в< лщ лр
Б 051(01)-89 Ш-89 ББК ЗЬ27-°5
ISBN 5-283-01024-4 © Энергоатомиздат, 1989

ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящее, четвертое издание книги А. Б. Барзама, как и
три предыдущих, отражают большой опыт педагогической
работы автора, накопленный им в процессе преподавательской
деятельности в Московском энергетическом техникуме, а
также опыт его инженерной работы в Центральном диспетчерском
управлении Единой энергосистемы СССР (ЦДУ ЕЭС СССР).
Рукопись книги была сдаиа автором в, издательство незадолго
до смерти. В силу ряда причин издание книги задержалось,
в результате чего потребовалось ее существенное обновление.
Эта работа была проделана канд. техн. иаук JL R Лугинским
при редактировании рукописи. Кроме того, им было заново
написано введение, отражающее современное состояние техники
автоматического управления с учетом использования в ней
элементов вычислительной техники, § 4.8, посвященный
централизованным системам противоаварийнои автоматики и
расширено заключение, В то же время ряд устаревших материалов
был из книги исключен.
Заново переработан список литературы, включивший в
себя самые современные издания по рассматривавшимся в книге
вопросам. Заменен весь графический материал, построенный
теперь иа базе новых международных обозначений. Эта работа
была проведена П. Ф. Барзам, которая является соавтором
книги.
Отличительной особенностью книги является то, что в ней
весьма широко представлены применяемые в настоящее время
технические средства управления работой электрической части
энергосистем. Материал книги превосходит все то, что имеется
в большинстве учебников ие только для техникумов, ио и для
вузов. Это обстоятельство наряду с описанием самых
современных устройств и подходов, к их применению может оказаться
весьма важным для многих читателей.
Издательство, рецензент и редактор считают свою работу
иад этой книгой данью памяти А. Б. Барзама, много
сделавшего для становления автоматики отечественных энергосистем
и подготовки кадров для ее эксплуатации. Все замечания и
пожелания следует направлять по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., Энергоатомиздат.
3

ВВЕДЕНИЕ
В.1. УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ
И ВОПРОСЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Развитие энергетики всех стран мира идет по пути
объединения на параллельную работу все большего числа
электростанций, энергосистем и энергообъедииений. В СССР в
результате длительного процесса, связанного с сооружением
магистральных линий электропередачи и освоением техники
параллельной работы мощных эиергообъедннений, была создана
Единая энергосистема страны (ЕЭС СССР), включающая в
себя 9 энергообъедииений из 11 существующих в стране. В 12-й
пятилетке к ней будет подключено одно из оставшихся энерго-
объединеннй — объединенная энергосистема (ОЭС) Средней
Азии. Распространение ЕЭС СССР в широтном направлении
достигает шести часовых поясов, и так называемый «широтный
эффект» объединения — снижение пика нагрузки всей
энергосистемы за счет разновремеииости пиков в отдельных ее частях
сейчас достигает примерно 10 мл и, кВт.
Другим существенным преимуществом создания Единой
энергосистемы является повышение надежности
энергоснабжения потребителей за счет взаиморезервирования ее частей и
повышение экономичности за счет максимального
использования наиболее экономичных источников электроэнергии. Однако
ЕЭС СССР, как и другим крупнейшим эиергообъединениям
мира, присущ определенный недостаток, заключающийся в
возможности быстрого распространения нарушений нормального
режима, происшедших в той или иной части системы, и
перерастания их в так называемые системные аварии с обесточе-
иием потребителей на больших территориях.
Опыт показал, что наилучшим средством предотвращения
таких аварий является совершенствование управления
энергосистемой, которое подразделяется сейчас обычно на два
класса: оперативно-диспетчерское и автоматическое. К оператив-
н о-д испетчерскому управлению относится управление,
осуществляемое силами специально выделенного (дежурного)
персонала, непрерывно контролирующего режим работы
энергосистемы в целях обеспечения его экономичности и
необходимого качества электроэнергии по частоте и напряжению, а
также предотвращения возможных аварий и ликвидации их
последствий.
4

Система оперативно-диспетчерского управления, как
правило, является иерархической и содержит несколько уровней.
В ЕЭС СССР принята трехуровневая система диспетчерского*
управления, высшим уровнем которой является Центральное
диспетчерское управление Единой энергосистемы (ЦДУ ЕЭС
СССР), затем следуют объединенные диспетчерские
управления (ОДУ), каждое из которых ответственно за свою часть
Единой энергосистемы, называемую объединенной
энергосистемой или энергообъединением, и диспетчерские службы
районных энергоуправлений (РЭУ), управляющие работой районных
энергосистем (РЭС). Помимо этого, в
оперативно-диспетчерском управлении участвует соответствующий персонал
предприятий электрической сети (ПЭС) и районов электрической сети
(РЭС), а также дежурный персонал электростанций,
действующий под руководством диспетчеров ЦДУ, ОДУ и РЭУ.
Перед персоналом диспетчерских управлений всех уровней
стоят ответственные и сложные задачи. В нормальном режиме
работы энергосистем они сводятся к планированию их работы
вплоть до составления суточных графиков нагрузки,
руководству реализацией этих графиков в условиях непрерывно
меняющегося электропотребления, руководству переключениями
в электрических сетях для выполнения ремонтных работ,
ведению статистического учета и отчетности и т. п. Важнейшей
задачей диспетчерского управления является непрерывный
контроль за состоянием энергосистемы, особенно необходимый
в так называемых напряженных режимах, когда условия рабо*
ты отдельных ее элементов приближаются к предельным.
Основной частью всех этих задач являются сбор,
обработка и отображение информации о состоянии днспетчируемой
системы, которые требуют для своего осуществления специ-
ального оборудования. Работа по созданию такого
оборудования велась с самого момента возникновения органов
диспетчерского управления, т. е. с середины 20-х годов, н включала в
себя создание специальной сети связи, к которой впоследствии
были добавлены средства телемеханики и так называемые
диспетчерские щнты различных конструкций. При создании всех
этих средств, объединенных под общим названием «средства
диспетчерско-технологического управления» (СДТУ),
постоянно проявлялось стремление «оживить» диспетчерский щит,
отобразив на изображенной на нем схеме энергосистемы ее
текущее состояние. Для телесигнализации (ТС) сделать это
удалось, и диспетчерские щиты с встроенными в них
элементами сигнализации положения коммутационного оборудования
уже давно составляют неотъемлемую часть диспетчерских
пунктов высших ступеней иерархии. Однако совместить с
изображением какого-либо элемента энергосистемы сведения о
режиме работы этого элемента в данный текущий момент оказа-
5

лось очень трудно. Решение этой задачи стало возможным
в полной мере только после внедрения в технику
диспетчерского управления электронных вычислительных машнн (ЭВМ)
с присущими нм средствами отображения информации в виде
дисплеев с электроино-лучевымн трубками (ЭЛТ).
В настоящее время большинство диспетчерских пунктов и а
трех указанных выше уровнях оперативно-диспетчерского
управления ЕЭС СССР уже оснащено подобного рода
оборудованием, которое вместе со средствами связи и телемеханики
входит в так называемые автоматизированные
системы диспетчерского управления (АСДУ). В состав
АСДУ, как правило, входят так называемые
оперативно-информационные комплексы (ОИК) с ЭВМ н дисплеями,
установленными на рабочих местах диспетчеров и других сотрудников
органов диспетчерского управления. Это существенно
облегчило работу диспетчеров и повысило ее эффективность, однако
коснулось главным образом только нормальных (в том числе
напряженных) н послеаварнйных режимов работы
энергосистем. Аварии же в энергосистемах, как известно, в большинстве
своем настолько быстротечны, что оперативно-диспетчерское
управление с участием человека-оператора часто оказывается
не в состоянии справиться с возникающими при этом
задачами и должно дополняться управлением другого вида —
автоматическим.
Автоматическое управление в энергосистемах также стало
применяться с момента нх возникновения, и в настоящее
время устройства автоматики энергосистем могут
рассматриваться как родоначальники всех устройств электроавтоматики.
Однако первоначально автоматические устройства
применялись в энергетике главным образом для выполнения функций
защиты тех или иных элементов от действия сверхтоков,
возникающих в момент повреждения. Процессы, возникающие при
этом,—это электромагнитные переходные процессы,
а автоматические устройства, предназначенные для защиты
от влияния этих процессов, — это устройства релейной
защиты. Релейная защита энергосистем — это самостоятельная
сложная отрасль знаний со своей теорией и техникой.
Параллельно с развитием релейной защиты энергосистем
в них начала развиваться и другая ветвь автоматики с иными
задачами. Первоначально эти задачи не отличались от задач
автоматики в других областях техники н состояли в помощи
персоналу при выполнении трудоемких и рутиииых работ.
Затем возникли задачи, где, как и в релейной защите,
потребовалась более высокая скорость реакции, недоступная человеку.
В число этих задач входилн, в частности, задачи
автоматического повторного включения (АПВ) лнннй электропередачи н
задачи автоматического ввода резерва (АВР), т. е. то, что те-
6

перь иногда называют линейной или сетевой
автоматикой. Далее число этих задач продолжало расти, что и привело
к- появлению другой самостоятельной дисциплины —
системной автоматики.
Релейная защита и системная автоматика — это два вида
автоматического управления в энергосистемах,
взаимосвязанных и взаимодополняющих друг друга. Во многих случаях для
них применяется и одинаковая аппаратура. Однако между
ними имеются отлнчня. Первое из них состоит в том, что для
системной автоматики, как правило, определяющими являются
ие столько электромагнитные, сколько
электромеханические переходные процессы, т. е. процессы, связанные с
относительным движением роторов синхронных машин во время н
иосле аварии, к которым в настоящее время добавились
процессы так называемой длительной динамики,
происходящие со значительным (в несколько герц) изменением
абсолютного движения (частоты вращения) синхронных
генераторов.
Второе отлнчне системной автоматики состоит в том, что
если действие устройств релейной защиты носнт достаточно
локальный характер, ограниченный одним нлн несколькими
присоединениями, н лишь затяжка в отключении КЗ или
возникновение каскадных возмущений может привести к
дальнейшему развитию аварии, то системной автоматике присущ чаще
всего глобальный характер действия и влияния на
энергосистему с охватом большего числа присоединений и достаточно
большого района энергосистемы. Причем действие этой
автоматики тесно связано с режимом работы энергосистемы илн
ее части н оказывает свое влияние на этот режим.
В настоящее время сложилось вполне отчетливое
представление о составе устройств, объединяемых понятием системной
автоматики. Кроме линейной (сетевой) автоматики, к их
числу относят также устройства автоматики нормального
режима и п р о т н во а в а р и иной автоматики.
Автоматика нормального режима — это обычно (за некоторыми
исключениями) достаточно медленная автоматика, предназначенная
в основном для помощи оперативному персоналу. Ее влияние
на процессы при авариях в энергосистеме ограничено и
сказывается главным образом на послеаварнйном режиме. Проти-
воаварийная автоматика, напротив, должна обладать большим
быстродействием при интенсивном воздействии на процессы при
авариях в энергосистемах н послеаварнйном режиме,
приближаясь в этом смысле к релейной защите.
Характерной для противоаварийной автоматики (ПА)
является ее тесная связь с режимом работ энергосистем,
благодаря чему ее часто называют противоаварийной режимной
автоматикой. Первые устройства ПА были внедрены в энергосйсте-
7

мы еще в 30-х годах; однако наибольший размах работа в этой
области получила начиная с 50-х годов, в период создания и
освоения в СССР магистральных линий связи с ГЭС Волжско-
Камского каскада и других крупнейших электростанций.
Сейчас сложилось уже традиционное представление о следующих
задачах противоаварийной автоматики: автоматическое
предотвращение нарушений устойчивости (АПНУ), называемое
также автоматическим управлением мощностью для
сохранения устойчивости (АУМСУ); автоматическая ликвидация
(прекращение) асинхронного режима (АЛАР); автоматическое
ограничение снижения частоты (АОСЧ); автоматическое
ограничение снижения напряжения (АОСН); автоматическое
ограничение повышения частоты (АОПЧ) и автоматическое
ограничение повышения напряжения (АОПН). Прн этом функция
АОПН обычно носит характер, близкий к функциям релейной
защиты, и соответствующие устройства часто называют
устройствами защиты от повышения напряжения. То же самое
можно сказать и о функции ограничения (предотвращения)
повреждений оборудования.
Наиболее крупные части системной автоматики —
автоматика регулирования частоты и мощности в нормальном
режиме (АРЧМ) и АПНУ ПА — рассматриваются обычно как
самостоятельные подсистемы АСДУ.
В.2. ВЫПОЛНЕНИЕ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ
Системная автоматика (автоматика энергосистем) имеет
ряд специфических особенностей, отличающих ее от так
называемой общепромышленной автоматики. Главная из этих
особенностей состоит в неавтономное™ действия устройств
системной автоматики- Будучи автономными с точки зрения
конструктивного исполнения, все они практически Связаны через
процесс в энергосистеме и оказывают влияние не только на
энергосистему, но и иа работу друг друга. Это обстоятельство
сильно затрудняет применение к системной автоматике
положений общей теории управления, хорошо разработанных
в течение длительного развития этой области техники. Тем не
менее представляется целесообразным дать здесь некоторые
сведения из этой теории, что облегчит понимание дальнейшего
содержания книги.
Одним из основных положений теории автоматического
управления является положение о замкнутых и разомкнутых
системах управления. К замкнутым системам относятся обычно
системы с обратной связью, передающей сигналы с
выхода системы на ее вход. Наличие такой связи позволяет внести
коррекцию в действие устройства и компенсировать возникшие
ошибки в процессе последующего функционирования. Однако
8

i . 5 <*
Рйс. В.1. Обобщенная схема современного типового устройства управления
при этом всегда возникают соображения, связанные с
устойчивостью действия системы, понимаемой как способность ее
возвращаться в исходное положение после ликвидации того
или иного возмущения. Неустойчивые системы, лишенные этой
способности, применяться в обычной практике не могут;
поэтому одна нз основных задач, связанных с созданием замкнутых
систем управления, является задача обеспечения устойчивости,
которая, как правило, приходит в противоречие с задачами
повышения быстродействия н точности.
Разомкнутые системы обратной связи с выхода на вход не
имеют; онн начинают работу по сигналу оператора или
автоматического устройства и продолжают ее независимо от
состояния управляемого объекта, подчиняясь только
временной программе (программно-временные устройства).
Ё связи с отсутствием обратной связи вопрос устойчивости
для них не стоит, однако при этом для получения требуемой
точности управления необходимо обеспечить точность действия
самого устройства при всех возможных устройствах его
функционирования.
Во многих случаях, н в частности в энергетике, прибегают
к комбинации замкнутого и разомкнутого программного
управления, что позволяет получить так называемые грубо-точные
системы, где точность обеспечивается за счет замкнутой части,
а быстродействие — за счет разомкнутой.
Обобщенная схема современного типового устройства
управления показана на рис. В.1. Здесь 1 — элемент, инициирующий
действие устройства за счет подачн на него входного сигнала;
2 — обрабатывающая часть, в функции которой входит та нли
иная обработка поступающей информации; 3 —
исполнительный орган, непосредственно воздействующий на объект
регулирования; 4 и 5 — главная обратная связь системы,
присутствующая там, где она используется. Разделенный на секторы
кружок между элементами / и 2 — это точка суммирования
сигналов, зачернение одного из ее секторов показывает, что
подводимый к нему сигнал находится в противофазе по
отношению к другим сигналам, т. е. обратная связь является
отрицательной. Стрелки внутри схемы свидетельствуют о том, что
'элементы, входящие в эту схему, являются
однонаправленными и влияние выхода на вход у них отсутствует.
9

При описании конкретных устройств управления часто
используются и другие наименования их частей. Так, сигнал
с выхода элемента 1 может рассматриваться как сигнал
уставки нли задания, а сам элемент называют задатчиком. В
задачу цепи главной обратной связи нередко входит измерение
поступающего к нему сигнала и преобразование его в форму»
пригодную для обработки, поэтому такой элемент называют
измерительным. Исполнительный орган обычно
увеличивает уровень мощности на выходе устройства, н его называют
также силовым.
Помимо главной обратной связи между выходом и входом
системы существуют также обратные связи, охватывающие
некоторые ее элементы. Такие обратные связи называют
местными.
Используемые в настоящее время замкнутые системы
управления можно разбить на два типа. Первый тип — это
устройства регулирования. Они включают в себя так
называемые следящие системы, работающие с переменным
сигналом задания, и системы стабилизации, в которых сигналы
задания (уставки) практически неизменны. Характерным для
обеих этих систем является сравнительно малое отклонение
регулируемых величин от сигналов задания, благодаря чему
элементы систем работают обычно в пределах линейной части
своих характеристик. В электроэнергетике системы
регулирования используются для поддержания заданных значений
напряжения, частоты, активной н реактивной мощности и
относятся в соответствии с приведенной выше классификацией к
системам стабилизации.
Второй тип систем специального названия не имеет и
относится к случаям, когда возможны резкие изменения
регулируемых или управляющих сигналов и для выполнения задач,
стоящих перед системой, необходимо воздействие на объект с
предельно возможной интенсивностью, В электроэнергетике такие
случаи чаще всего встречаются в противоаварийной
автоматике. Математический аппарат для их изучения разработан в так
называемой теории оптимального управления, что
и привело к обобщению теорнн регулирования и теории
управления.
Системы автоматического регулирования
(САР) могут работать с двумя видами сигналов: аналоговыми
сигналами и импульсными сигналами, которые подаются с
большой частотой и в результате сглаживания за счет свойств
объекта или регулятора приобретают свойства аналоговых
сигналов. Регулирование может осуществляться как по
отклонению регулируемой величины от заданной, так н по
возмущению. К последнему случаю относится так называемое
компаундирование, используемое в некоторых типах систем возбужде-
Ю

иия синхронных машин, однако оно „,
встречается в электроэнергетике
достаточно редко.
Важнейшей характеристикой
САР является зависимость
регулируемой величины Y от
соответствующего возмущающего воздействия Л
X в^ установившемся режиме. Вид Рис в 2 характеристики си-
этои зависимости определяется спо- стемы регулирования в устано-
собом выработки в САР сигнала вившемся режиме
воздействия. Если для выработки
этого сигнала используется простое усиление отклонения,
называемого также ошибкой регулирования, то такая зависимость
приобретает внд, показанный иа рис. В.2 линией 1. Система
регулирования при этом называется статической или со
статической характеристикой. Если же это воздействие образуется
путем накопления сигнала ошибки (интегрирования его по
времени), то указанная зависимость имеет вид, показанный иа
рис. В.2 линией 2, а система регулирования называется
астатической или с астатической характеристикой.
Наклон статической характеристики, или статизм САР,
определяется отношением прироста ошибки регулирования АУ
к приросту возмущающего воздействия АХ
kc=AY/AX, (B.1)
причем обе этн величины выражаются в относительных
единицах* Для систем стабилизации в качестве базисных при этом
Принимаются номинальные значения регулируемой величины и
величины возмущающего воздействия. Статизм выражают
обычно в процентах, однако известно, что, выразив его в
относительных единицах, легко получить требуемый при этом koj
эффнциент усиления системы, который приблизительно равен
1/йс. Действительно, при статизме, например, 5% Для
получения номинального значения сигнала управления достаточно
усилить сигнал ошибки в 20 раз.
В астатической системе ошибка регулирования в
установившемся процессе теоретически равна нулю, так как накопление
ошибки прекратится, величина после окончания процесса
будет определяться зоной нечувствительности
регулятора, которая также является одной из важнейших его
характеристик.
Накопление (интегрирование) ошибки регулирования в
регуляторах производят элементами типа конденсатора илн
электродвигателя. Из выражения (В.1) следует, что астатическая
система может быть получена и без таких элементов, лишь при
бесконечно большом коэффициенте усиления усилителя.
Однако при этом следует иметь в виду, что чем меньше статизм
И

Рис. В.З. Процессы
регулирования в САР
Ь
^ЧЬ-Н;
*ВХ
■^BblX
Рис. В.4. Электрический изо
дром
системы, тем сложнее обеспечить ее устойчивость при
заданном быстродействии.
Динамические характеристики регулятора
определяются процессом регулирования при ступенчатом изменении
■сигнала задания и могут носить характер, показанный на
рис. В.З. Процесс, показанный на рис. ВДа, называется
апериодическим, а остальные процессы на этом
рисунке—колебательные, причем на рис. В.3,6 показан случай, когда колебания
сходятся и регулирование устойчиво, а на рис. ВДв— когда
колебания расходятся и регулирование неустойчиво.
Наилучшим среди всех этих процессов считается процесс на рис. 3,6,
организованный таким образом, чтобы по истечении заданного
времени регулирования Грег отклонение регулируемой
величины от заданного эначепня не превышало предельно
допустимую величину 6. В этом случае увеличение регулируемой
величины сверх заданного значения (перерегулирование) в первых
диклах регулирования окупается ростом быстродействия САР.
Системы автоматического регулирования с неустойчивым
процессом регулирования (неустойчивые САР) на практике
применяться не могут. Для превращения неустойчивых САР в
устойчивые н обеспечения требуемого характера процесса
регулирования (его динамики) в современных САР используют
так называемые корректирующие звенья, которые
осуществляют преобразование сигналов в САР путем их
интегрирования или дифференцирования. Наиболее часто
применяемым звеном этого типа является ннтегродиффереицирующее
звено (изодром). В зависимости от вида сигналов в САР
12

нзодром может быть выполнен различным образом. В соврем
менных системах чаще всего используются электрические
сигналы и указанное звеио может быть реализовано по схеме,
показанной иа рис. ВА
При описании САР часто используется классификация их по
виду закона регулирования, под которым понимают
зависимость выходной величины ХВых от входного сигнала ХъХ,
Различают системы пропорционального типа (обозначаются
буквой П), интегрального типа (обозначаются буквой И) и
дифференциального тнпа (обозначаются буквой Д). Широко
используются системы комбинироваиного типа (ПИ и ПИД).
К системам ПИД-регулирования относятся, в частности, и
регуляторы с нзодромом.
Спецификой электроэнергетики является применение в иих
регуляторов, названных по предложению М. М. Ботвинника
регуляторами сильного действия (СД). Эти регуляторы
используются в системах регулирования возбуждения мощных
•синхронных генераторов и подробно описаны в § 2.5. По своей
-структуре они представляют собой комбинацию регуляторов по
отклонению и регуляторов по возмущению с использованием в
обоих случаях производных соответствующих сигналов. Это
позволяет резко увеличить быстродействие САР, которые
работают как бы с опережением. Кроме того, в них применяется
местная обратная связь по выходному сигналу (току ротора),
которая в известной мере компенсирует инерционность
объекта регулирования.
■Системы, реализующие идеи оптимального управления,
отличаются от описанных выше тем, что их выходной сигнал всегда имеет
максимально возможное значение, а регулирование осуществляется изменением
полярности этого сигнала или его снятием и подачей в заданные моменты
времени, называемые моментами переключения. Для объекта, в
котором зависимость выходной величины У от воздействия на входе X
выражается как
d*X dX
■ Y^Kl-—+Ka — + K9X9 (B.2)
dtz dt
где коэффициенты Ki, K2 и Кз отражают динамические свойства объекта,
процесс оптимального управления имеет нид, показанный иа рис. В.5. Он имеет
три переключения, первое из которых обеспечивает ускорение указанного
выше инерциального объекта с целью преодолеть инерцию покоя,
осуществить скорейшее его продвижение к заданной точке, второе — торможение
объекта для предотвращения его перехода за заданную точку
(перерегулирования) и третье — для остановки системы (ее отключения).
Время движения объекта от исходной точки до конечной точки (цели
движения) в данном случае будет минимально возможным и зависит только
от мощности выходного элемента (исполнительного органа) системы управ-
13

ления, которая в данном случае всегда
используется полностью. При этом исходя из вида
управляющего сигнала можно заключить» что
независимо от физической природы исполнительного
органа такое управление может быть названо р е-
- л е й н ы м.
Моменты переключений в системах
замкнутого типа определяются так называемыми л и-
ниями переключения в пространстве
координат системы (иногда многомерном), которые
„ rt. „ формируются в устройствах на основании приня-
Рис. В.5. Процесс опти- Y r ^J t ч
мального управления ко- тог° в них 3aKOH* регулирования (управления) и
лебательной системой: измерения текущих значений указанных коорди-
1 — управление; 2 — движе- нат. Однако оптимальное управление может осу-
ние системы ществляться не только в замкнутых системах;
оно применимо и для устройств программного
управления, реализующих временную программу. Такая программа,
определяющая зависимость момента переключения от времени, может
содержать то или иное число переключений (нередко два-три) и выбирается на
основании предварительных исследований и, в частности, по результатам
моделирования работы системы (математического и физического). Этот процесс
часто называют отысканием управлений, а сами воздействия,
получаемые в ходе такого процесса, управлениями.
В электроэнергетике подобный подход наиболее эффективен
для протнвоаварнйной автоматики, где требуются
максимально возможные скорости перемещения координат системы в
заданном направлении. При этом в отличие от
общепромышленной автоматики здесь требуется обеспечить попадание не в
точку, а в область пространства, называемую областью
притяжения состояния устойчивого равновесия.
Чем шире эта область, тем легче решить поставленную
задачу.
Решение о вводе в действие той или иной временной
программы нлн о реализации тех или иных управлений часто
принимается в автоматике на основании так называемых т а б л и ц
решений, содержащих указания об осуществлении тех нлн
иных действий в зависимости от состояния системы. Таблица,
изображенная графически, позволяет отобразить зависимость
указанных действий от сочетания двух факторов; еслтгже этих
факторов больше, то необходимо применение массива
таблиц с переходом при поиске нужного решения от одной
таблицы к другой.
Управление по разомкнутой схеме применяется, в частности,
тогда, когда воздействие должно быть окончено еще до
момента ощутимого проявления его результатов. Это явление
связано с большой инерционностью объектов управления,
которые как бы «запоминают» полученное воздействие н реагн-
14

руют на него с большим опозданием^ Разомкнутые системы,
действующие по факту возникновения возмущения и
реализующие заранее заложенную на этот случай временную
программу, позволяют добиться требуемого результата. Однако они
ие рассчитаны на так называемые каскадные возмущения,
следующие одно за другим с небольшим интервалом,
недостаточным для затухания переходных процессов. Для таких случаев
-более эффективен метод управления с опережающим анализом
(прогнозированием) хода процесса.
Такой анализ может производиться с помощью специальных
устройств, содержащих модель управляемого объекта н его
системы управления, работающие в существенно ускоренном
масштабе времени. Такие устройства называют
предикторами. Они позволяют не только заранее производить
автоматический поиск управлений, но и корректировать его с учетом
сложившихся обстоятельств.
Автоматический поиск управлений, характерный для
современных систем такого типа, может выполняться только в том
случае, если нмеется возможность каким-либо способом
оценить выполнение целей управления. Для этого используется
понятие так называемой целевой функции, приводимой в
процессе поиска к минимуму илн максимуму. Наиболее
распространенной в настоящее время является целевая функция в
виде минимума среднеквадратичной ошибки
т
-LfeW— min, (B.3)
о
где Г — период усреднения.
Это один нз критериев качества регулирования
(управления), широко используемый в общепромышленной автоматике и
пригодный также для анализа автоматики нормального
режима энергосистем. Однако для противоаварнйной автоматики,
основной целью которой является предотвращение нарушений
устойчивости, такой критерий качества практически
неприменим. Здесь следует ориентироваться на анализ характера
процесса (устойчив-неустойчив), оценивая его либо по величине
угла б, либо по значению скольжения s.
В.З. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ТЕХНИКА В УПРАВЛЕНИИ
Современная техника управления немыслима без
применения в ней вычислительной техники в виде как отдельных
устройств и нх элементов, так н целых комплексов, как,
например, управляющих вычислительных комплексов и систем.
Применяются оба вида вычислительной техники — аналоговая
J5

и цифровая, а также смешанные (гибридные) устройства с
элементами всех видов, включая релейные устройства
измерения и управления.
Аналоговая вычислительная техника основана на использовании
непрерывных физических величин, в последнее время почти исключительно
электрических. Основным элементом аналоговой вычислительной техники
является операционный усилитель — электронный усилитель с весьма
большим коэффициентом усиления, приспособленный к работе с
отрицательной обратной связью по току,
Операционные усилители прошли длительный путь развития. Вначале
они были ламповыми, затем — полупроводниковыми; сейчас используются
усилители в интегральном микроэлектроином исполнении. Они представляют
собой большие интегральные схемы (БИС), содержащие в себе все элементы
усилителя, кроме цепей отрицательной обратной связи. Современные
усилители— дифференциальные; помимо основного входа, коэффициент усиления
по которому отрицателен, они имеют второй вход с положительным
коэффициентом усиления.
Каноническая схема операционного усилителя, предусматривающая
использование его при так называемом инвертирующем включении,
показана на рис. В.6. Эта схема содержит собственно усилитель и цепь
обратной связи иа резисторах R1 и R2. Обратная связь организуется с
использованием обоих этих резисторов, однако на лрактике принято именовать
сопротивлением обратной связи только резистор /?2, а резистор R1 называют
входным.
Вход усилителя, помеченный знаком «—», соответствует отрицательному
значению коэффициента усиления Ryt а помеченный знаком «-{-»—
положительному. Значение этого коэффициента в современных усилителях обычно
не ниже 104; это означает, что при максимальном выходном напряжении
(шкале усилителя) 10 В входное напряжение на его зажимах составляет
1 мВ. Соответственно входной ток собственно усилителя весьма мал и
может не учитываться. Поэтому исходя из закона Кирхгофа
/,-|-/2=0 и /!=—/2. (В.4)
Это выражение определяет основное свойство усилителя, согласно
которому ток на входе его всегда равен току обратной связи. Поэтому для
канонической схемы усилителя
и** а
ВХ v ВЫХ
и коэффициент, передачи
*i
*nei^eJb-. (B.s)
^вх *<1
Знак «—» в этих выражениях показывает, что знак выходного
напряжения здесь всегда обратен знаку входного, т. е. усилитель является
инвертором.
16

ых*
Рис. В.6. Каноническая схема
операционного усилителя
Рис. В.7. Практические схемы
операционных усилителей в режимах
Чк°-
с
[>
оЩ
ы*
В)
Возможность пренебречь при выводе этих выражений напряжением н&
входе усилителя (в точке 2) позволяет легко проанализировать и
практические схемы усилителей, изображенные на рис. В.7.
Схема на рис. В.7,а, изображенная для примера с .тремя резисторами н&
входе (нх число, вообще говоря, может быть любым), описывается
выражением
ил
Ri
и2
и.
и
вых
Rs
R
(В.б>
о.с
и представляет собой схему сумматора, выходной сигнал которого
определяется суммой входных сигналов. Соответственно точка 2 называется
суммирующей точкой.
Схема на рис. В.7,6~ описывается выражением
U
вых
RxCi J
Umdt
вх
(В.7>
и осуществляет операцию интегрирования, т.
с коэффициентом передачи
1
Кш
R&
е. является интегратором-
(В.8>
При необходимости на входе интегратора может быть также включена
группа резисторов и он может служить интегратором-сумматором.
Схема на рис. В.7,е представляет собой теоретическую схему
дифференциатора, однако практическое ее использование требует проведения
ряда специальных мероприятий.
Приведенные на рис. В7 схемы являются схемами основных решающих.
элементов аналоговых вычислительных машин. При применении
операционных усилителей в устройствах управления часто используются более
сложные; комбинированные схемы цепей обратной связи, позволяющие с
помощью одного усилителя выполнять сложные преобразования. Основой для
2—6678 17-

tffibixh
U
ъ) щ*
Рис. В.8. Операционный усилитель в
режиме нелинейного звена типа зоны
нечувствительности:
а — схема; б — реализуемая зависимость
4—О
QlK
Рис. В.9, Операционный
усилитель в режиме запоминающего
устройства
составления и анализа таких схем служит выражение (В.4), однако в этом
случае речь идет о сумме токов, притекающих в суммирующую точку (на
рисунке обозначена £) со стороны входа и выхода; схема может быть
образована как рядом параллельно включенных элементов (резисторов и
конденсаторов), так и сложными сочетаниями из них. Кроме того, активно
используются и нелинейные элементы, в частности диоды, что значительно
расширяет возможности выполнения различных операций. Пример, такой схемы и
полученной с ее помощью зависимости приведен на рис. В.8. Принцип ее
действия основан на использовании двух разнополярных напряжений: £/вх и
£/о, причем диод D начинает пропускать ток лишь после того, как
приложенное к нему напряжение станет отрицательным.
Операционные усилители обладают весьма важным с точки зрения уст*
ройств управления свойством: параметры собранных на них схем
практически не зависят от параметров самих усилителей и определяются главным
образом характеристиками элементов цепей входа и обратной связи. Это
свойство, подтверждаемое приведенными выше выражениями, объясняется
применением в этих усилителях принципа глубокой отрицательной обратной
связи и будет проявляться до тех лор, пока Ку не снизится до значений»
близких к требуемому Кп, (что происходит, например, при очень высоких
частотах). Пока Ку^$>Ка, погрешность в выполнении тех или иных операций
определяется точностью изготовления и стабильностью резисторов н
конденсаторов, которые в современных условиях измеряются сотыми долями
процента. При выполнении нелинейных операций к этому добавляется точность
поддержания заданного значения £/0, часто называемого опорным
напряжением и поддерживаемого, например, с помощью опорных диодов.
Область применения операционных усилителей в устройствах
управления чрезвычайно широка; помимо указанных выше операций они нередко
используются также и для осуществления операдии сравнения двух
напряжений, т. е. выполняют функции компараторов- Сравниваемые
напряжения подаются при этом на разнополярные входы дифференциального
усилителя, и при нарушении их равенства происходит изменение знака выходного
18

напряжения, значение которого лри этом остается всегда на максимально
возможном уровне (т. е. усилитель работает в режиме реле).
Другое применение операционных усилителей — использование их в
качестве запоминающих устройств. Схема такого устройства
приведена на рис. В.9. Когда контакт К замкнут, выходное напряжение усилителя
с некоторым запозданием отслеживает входное, при этом конденсатор С
заряжен до уровня £/аых. После размыкания этого контакта усилитель
переходит в режим «замораживания», при котором цепь обратной связи
стремится оставить выходное напряжение неизменным и равным этому напряжению
в момент размыкания контактов. Напряжение поддерживается достаточно
точно и изменяется только в связи с утечкой конденсатора, поэтому такое
запоминающее устройство для аналоговых сигналов может использоваться
для длительных интервалов времени (в несколько часов).
Помимо операционных усилителей в технике управления используются и
другие аналоговые элементы, выпускаемые в виде БИС, и, в частности, БИС
компараторов, ключей и т. п. Они широко применяются в ПА энергосистем
в качестве быстродействующих преобразователей параметров режима [11],
а также в составе устройств для связи управляющих цифровых
вычислительных систем с объектами управления и создания так называемых
гибридных систем, подробно описанных ниже.
Применение цифровой вычислительной техники
в устройствах управления является одним из наиболее
перспективных направлений развития этих устройств. Это
объясняется целым рядом причин, среди которых наибольшую роль
играет возможность использования в качестве аппаратной
основы для таких устройств одних и тех же элементов,
которые путем программирования могут быть настроены иа
выполнение различных функций. Кроме того, большое значение
имеют высокая технологичность таких устройств, простота
совмещения в них вычислительных и логических операций и т. п.
Идеи применения цифровых вычислительных машин для
управления зародились еще в первый период развития таких
машин. Уже тогда было понятно, что двоичный код,
применяемый в этих машинах для обработки число-буквеииой
информации и проведения вычислительных операций, может быть
использован для выполнения функций наборов реле, контакты
которых включены в те или иные цепн и осуществляют
логическое управление ими. Кроме того, аналоговая информация,
циркулирующая в системах управления и защиты, может быть
преобразована в цифровую, обработана в соответствии с
принятым законом управления и вновь превращена в аналоговую.
Причем большое количество разрядов, применяемых при
цифровой обработке, открывало возможность повышения точности
указанных операций. Однако, для того чтобы превратить эту
принципиальную возможность в практическую, необходимо
было иметь технические средства, конкурентоспособные по срав-
2* 19

:нению с аналоговой аппаратурой в отношении стоимости,
надежности и т. п.
Первые поколения цифровых вычислительных машин были
достаточно дороги по сравнению с аналоговыми устройствами
я недостаточно надежны. Поэтому практическое использование
лх для автоматического управления в энергетике
ограничивалось задачами регулирования частоты и мощности,
составляющими часть задач оперативно-диспетчерского управления.
Остальные устройства оставались аналоговыми.
В .то же время велась интенсивная работа по выявлению
особенностей применения цифровой вычислительной техники
jb системах управления, которая позволила в дальнейшем, при
появлении соответствующих технических средств, быстро
перейти к их практическому использованию взамен аналоговых
•систем и систем с так называемой жесткой логикой (к
последним относятся устройства логического управления,
созданные на электронных компонентах низкого уровня интеграции,
соединенных друг с другом обычным проводным монтажом и
не обладающие возможностью программной перестройки),
, Все устройства и системы с применением ЭВМ были
разделены на два класса: автономных и неавтономных.
К автономным относятся средства, работающие вне связи
-с другими, например отдельная ЭВМ или вычислительная
система индивидуального пользования, в том числе и
работающие в составе вычислительного центра (ВЦ). К таким
устройствам не предъявляется никаких специальных требований, и
здесь могут использоваться обычные ЭВМ, часто называемые
универсальными.
Неавтономными считаются устройства, входящие совместно
-с другими в состав достаточно больших систем, в особенности
систем, распределенных по различным объектам, от
функционирования которых зависят большое число пользователей и
работа других устройств. К системам этого класса можно
отнести, например, ВЦ коллективного пользования и управляющие
вычислительные системы.
Здесь также может применяться универсальное
оборудование; поэтому словами «автономный» или «неавтономный»
обозначают ие столько сами устройства, сколько режим их
использования. Причем в данном случае этот режим выдвигает
ряд требований, включая жесткие требования по надежности
:л требования по организации межмашинного обмена.
Надежность различного рода устройств и систем
определяется надежностными характеристиками входящих в них
элементов и числом этих элементов. В цифровой вычислительной
технике оперируют с многоразрядными числами (кодами), все
разряды которых обрабатываются параллельно. Поэтому число
элементов здесь в принципе выше, чем в аналоговых
устройство

вах; однако определяется оно не только числом разрядов, но и
уровнем интеграции элемента, т. е. числом разрядов, которые
могут быть заключены в один корпус (элемент).
Характеристики надежности могут определяться временем наработки
элемента на отказ Тотк, ч. Предположим, что все элементы
устройства имеют одинаковую величину 7\>тк. Тогда время наработки
на отказ всего устройства в целом может быть определено как
где п — число элементов (здесь считается, что число отказов
из-за нарушения контакта в пайках и отказов микросхем
связано с числом элементов и учитывается при определении
* отк)■
Таким образом, очевидно, что чем меньше разрядов в
устройстве и чем выше уровень интеграции входящих в него
элементов, тем больше его надежность.
Существуют два основных способа повышения надежности
описываемых здесь устройств: усовершенствование технологии
изготовления входящих в них элементов с целью повышения их
TQTK и применение так называемых структурных методов
повышения надежности, основанных на применении
избыточности.
Усовершенствование технологии включает в себя помимо чисто
технологических моментов также и введение в технологический процесс операций
стабилизации характеристик выпускаемых элементов методом искусственного
старения. Эти операции имеют своей целью выявить технологический брак
еще до установки устройств в эксплуатацию и могут совершаться путем
термоциклирования обесточенных элементов или их электротермотренировки.
В обоих случаях речь идет о проведении ряда циклов изменения
температуры в широких пределах (желательно от положительного до отрицательного
значений), в течение которых скрытые физические недостатки изделий
станут открытыми, и их можно будет отбраковать. Опыт показывает, что
надежность микросхем, в частности, увеличивается при этом больше, чем на
порядок при повышении затрат на изготовление примерно вдвое.
Структурные методы повышения устойчивости основаны на
применении так называемой избыточности, т. е. включении в состав
устройств элементов, способных резервировать вышедшие из строя.
Избыточность может быть полной или частичной, В первом случае говорят о
дублировании устройств, во втором — о применении в них метода смягчения
последствий отказов.
Выявить отказавшую ЭВМ обычно можно с помощью «сторожевого
X а й м е р а» — выносного устройства, периодически посылающего в ЭВМ
сигнал, отклик на который должен приходить не позднее заданного момента
времени. В других случаях идут па применение специальных тестовых задач,
решаемых совместно с основными и выявляющих достоверность действия
машины по отношению к этим последним.
21

Если по тем или иным причинам применить указанные методы не
удается и ложное действие управляющей ЭВМ может привести к нежелательным
последствиям, то применяют систему с голосованием «два из трех», в
которой непрерывно работают три управляющие ЭВМ, параллельно решающие
одну и т.у же задачу с периодической сверкой результатов- Систему можно
усовершенствовать применением по узловой проверки сигналов с
сопоставлением их между собой. В этом случае ускоряется выявление факта отказа или
сбоя и облегчается поиск неисправного элемента.
Межмашинным обменом в(описываемых системах
называется обмен между входящими в ннх ЭВМ и между ЭВМ
и удаленными терминалами — оконечными
устройствами ЭВМ, через которые осуществляется обмен с оператором
или исполнительным устройством системы. Помимо обычных
терминалов, содержащих только аппаратуру ввод а-вывода и
сопряжения с каналом связи, применяют
интеллектуальные терминалы, которые обладают некоторыми
вычислительными возможностями, используемыми для решения части задач
на месте.
Связь при межмашинном обмене осуществляется с
помощью каналов связи различного рода, выделенным и
коммутируемым. Чаще всего используются телефонные каналы,
передача по которым осуществляется напряжением звуковой
(тональной) частоты. Для этой цели применяется аппаратура
передачи данных (АПД), в состав которой входит
устройство для модуляции указанным напряжением сигналов ЭВМ
на передающем конце и нх демодуляции на приемном
(сокращенное название этого устройства — модем), а также для
повышения достоверности обмена путем защиты от ошибок
(устройством УЗО).
Для передачи сигналов ЭВМ по каналам связи параллельный код,
используемый в ЭВМ, преобразуется в последовательный, пригодный для передачи
по одному калалу. Принцип образования таких кодов показан на рис. В. 10,
где в виде импульсов изображен двоичный код на выходных линиях ЭВМ
(параллельный) и в канале связи (последовательный). Подобное
преобразование, позволяющее существенно сэкономить на средствах связи и передачи
информации, целесообразно и в различного рода внутриобъектовых обменах
в системах управления. Скорость передачи (частота сигналов) при
использовании телефонных каналов стандартизована Международным
координационным комитетом телеграфа и телефона (МККТТ) и должна выбираться из
следующего ряда (значения скорости указаны в битах в секунду или бодах):
50, 200, 600, 1200 и 2400. Дальнейшее повышение скорости требует
применения более широкополосных каналов (например, радиорелейных линий) и
должно осуществляться на значение, кратное 600.
Параллельно с основным каналом используется вспомогательный
(служебный) канал со скоростью передачи 50 Бод, применяемый для целей
«информационной обратной связи» и «переспроса», осуществляемого по инициа-
22

I
S
Л
A-
4
4_J ^ /{\
-*—
4*
0
Рис. В. 10. Двоичные коды:
a — параллельный; б — последовательный
х1 xz Х3 Ц /§ Х$ Х7 хв X
Рис. B.1L Замена непрерывной
кривой ступенчатой при
аналого-цифровом преобразовании
тиве приемного устройства при возникновении сигнала о недостоверности
полученной информации. Этот сигнал вырабатывается с помощью
избыточного кодирования и обеспечивает весьма высокую достоверность
функционирования системы в целом.
Обмен сигналами между устройствами цифровой вычислительной
техники без применения модемов или специальных усилителей разрешается на
расстоянии не более 3 м.
Принадлежа к классу неавтономных систем (систем
«онлайн»), цифровые устройства управления являются частью
разновидности этих систем, известной под названием систем
реального времени. Это очень широкое понятие,
охватывающее большое число различных систем, характеризуемых
одним общим признаком, все онн должны выполнять свои
функции в пределах определённых временных ограничений и
удовлетворять заданному времени реакции.
Многие из систем этого рода и, в частности, большинство
систем регулирования и сбора информации действуют по
циклическому алгоритму при заданном времени цикла, в
течение которого должна быть реализована вся программа,
состоящая из решаемой задачи (задач) и тестовой проверки. По
истечении времени цикла он повторяется вновь в том же
порядке и может быть прерван только по сигналу прерывания,
свидетельствующему о резком изменении ситуации (например,
срабатывании какого-либо устройства). После отработки
прерывания цикл может возобновиться в неизменном или изме-
23

??????? ненном виде либо система переводкт-
Н t f i т I ся в другой режим (например,
остановки) .
Для большинства таких систем
характерно также использование анало-
Рис. ВЛ2. Структура говой входной информации, днскретн-
устройства аналогоцифро- v ^ г * г,
вого преобразования зируемои в момент измерения
(выборки) с помощью аналого-цифровых
преобразователей (АЦП) и рассматриваемой в качестве
постоянной на всем протяжении времени цикла. Такое
преобразование означает кусочно-постоянную (ступенчатую)
аппроксимацию измеряемой величины — замену непрерывной кривой
ломаной, как показано на рнс. B.1L Согласно теореме Кртель-
ннкова такая замена является корректной, если частота
выборок* не менее чем в 2 раза превышает частоту высшей
гармоники соответствующего аналогового сигнала нлн частоту той
его гармоники, которая должна быть учтена. Это положение
составляет основу для выбора максимально возможного
времени цикла; однако на практике стремятся существенно
увеличить число выборок на периоде измеряемой величины с
соответствующим уменьшением времени цикла.
На практике для выполнения операций аналого-цифрового
преобразования применяются чаще всего устройства со струк*
турой, показанной на рнс. В. 12. Здесь АЦП — собственно
аналого-цифровой преобразователь, а К—коммутатор,
позволяющий подключать АЦП к тому или иному входу устройства.
Управление коммутатором ведется сигналами от ЭВМ,
содержащими указания о номерах подключаемых входов. Высокое
быстродействие современных АЦП, лучшие образцы которых
позволяют получить время преобразования примерно 5 мкс,
позволяет обслужить с помощью приведенной схемы достаточно
большое число входных каналов, чаще всего кратное 16 (т. е.
от 16 и выше). Прн этом, определяя полное время
преобразования, следует учесть также время, необходимое для
выполнения операции коммутации (несколько машинных
команд).
Разрядность АЦП определяет собой количество
ступеней квантования аналоговой величины при переводе
ее в дискретную форму. Образование таких ступеней хорошо
видно из рнс. В. 12; для максимального входного сигнала иа
границе шкалы преобразователя число ступеней N может быть
получено как
#=2", (В.9)
где п — число двоичных разрядов кода иа выходе
преобразователя.
24

Для часто применяемых преобразователей с 10 разрядами
максимально возможное число таких ступеней составляет
jVr=210=1024, Это означает, что разрешающая
способность такого преобразователя для однополярной величины
будет примерно равна 0,1%.
Прн применении этого преобразователя для обработки
двухполярных сигналов один разряд потребуется для
кодирования знака и разрешающая способность устройства понизится
вдвое. В то же время при определении методической
погрешности преобразования значения отклонения непрерывной
кривой от ломаной делятся на два (±6) и в данном случае при
10 двоичных разрядах составляют 0,05 %.
Полная погрешность преобразования помимо методической
погрешности содержит еще ряд составляющих и обычно имеет
значение, характерное для достаточно точных измерительных
приборов (0,5—1 %).
Помимо аналого-цифровых преобразователей в системах
управления нередко применяют и преобразователи иного типа,
называемые а н а л ого-р ел ей и ы м и (АРП). Под этим
понимается набор измерительных реле любого типа (например,
реле мощности и т. п.), отстроенных друг от друга на ступень
квантования 26 и соединенных между собой, как показано на
схеме рис, В. 13.
Как следует нз приведенной схемы, среди ее выходных
контактов в каждый момент замкнут только один,
соответствующий ступени, в пределах которой находится измеряемая
величина. Если величина лежит в пределах, обозначенных на
рис. В.11 как Х\ и Х2, то замкнуты контакты, соответствующие
ступени 1, если она находится между Х2 и Х$, то замкнуты
контакты ступени 2 и т, п. Это дает возможность получить на
выходе схемы код в форме, изображенной на рис. В.14,а н
называемый иногда логической шкалой.
Сравнивая логическую шкалу с обычным кодом двоичного
числа, пример которого приведен на рис. В.14,6, можно видеть,
что для изображения логической шкалы обычно требуется
значительно больше разрядов, чем для изображения двоичного
числа. Так, для изображения цифры 5 в двоичном коде
потребуется всего три разряда, тогда как в логической шкале для
этого потребуются все пять разрядов. Однако возможность
использования для преобразования чисел в дискретную форму
хорошо проверенной н широко распространенной аппаратуры
является весьма привлекательной, и в системах управления
достаточно часто применяется этот метод, реализуемый не
только на наборах реле, но н на специальных АРП, что делается,
конечно, прн не слишком большом числе ступеней
квантования.
25

Пер8ая
ступень
Вторая
ступени
Ступени финсщии исходной мощности
Рис. В. 13. Схема аналого-релейного
* 1
D
О
2 J к ь5 6 7
О\0\0\0\1 \
о
Применяя для измерения той или иной величины
предварительное преобразование ее в форму напряжения постоянного
тока и использовав схему, приведенную на рис. В.9, можно
осуществить запоминание измеряемой величины иа интервале»
непосредственно предшествующем
моменту ее изменения, т. е. в так
называемом предшествующем
режиме. Однако еще более
удобно это осуществить с
использованием памяти ЭВМ.
В некоторых случаях на выходе
цифровых систем управления
должна быть получена аналоговая
величина или величены, изменяющиеся
по рассчитанному в системе закону.
1
1
2
3
Рис. В.14. Изображение изме
ренной пеличины:
а — после аналого-релейного пре
образования; б — после аналого
цифрового преобразования
26

"1
РЗ КАШ
Ч°'2 Н1ЪЛ
ииоз
KL1D
R9
ИТЗ
Н1ЪЛ П *12. Л£
XL ЮЛ
KLbS И13'^
KL5a
ПМЗ.3 ИТ3.1
HLZ.if
HLiS
a)
KL1.6
HL1
0
C2Z C±Z
HL2£ XL5.2
c2z d:
KLT2
1
HL2.7
HL3.6
ЙЫ-6 >
Ki>5.7
KL5A
HL4.7
Hi 6.2
Kit?
И ycmpoucmSaM
s. дозироЗки
^ f управляющих,
KL7.1
KL5.3
Заздейстбай
5)
преобразователя
В этих случаях прибегают к использованию цифро-аналоговых
преобразователей (ЦАП), осуществляющих операции, обратные
описанным выше. Кроме того, для приема в систему и выдачи из
нее дискретных сигналов должны быть предусмотрены
соответствующие элементы релейного типа, называемые обычно
дискретными входами и выходами. Операции дискретного
входа могут осуществляться двояко; по инициативе системы или
внешнего по отношению к ией устройства. В первом случае
необходимо лишь обеспечить нужное состояние требуемого
разряда выходного регистра ЭВМ, для чего в программу вводятся
предназначенные для этой цели операции (например, операция
формирования заданного кода с последующей отсылкой его на
выходной регистр). Второй случай несколько сложнее и
требует подачи сигнала иа регистр прерываний с указанием
соответствующего вектора прерываний.
Для обеспечения дискретного выхода в системе
предусматриваются реле, контакты которого выводятся наружу и вклю-
27

чаются в соответствующие цепи. Поскольку напряжение на эти
контакты подается извне, такой выход называется выходом
в виде «сухих» контактов. Кроме того, требуемый сигнал
может быть получен от логических элементов, входящих в состав
ЭВМ (например, в состав выходного регистра). В этом случае
говорят о выходе и а «логическом уровне».
Указанный набор (АЦП, ЦАП, дискретные входы и выходы)
является более или менее стандартным и включается в состав
управляющих ЭВМ в виде устройства связи с
объектом (У С О), однако способы такого включения могут быть
различными. Заказчику может быть предоставлена
возможность выбрать одни из наборов таких устройств,
предусмотренных для данной ЭВМ, либо ему дается право скомпоновать
(специфицировать) этот набор самостоятельно. В последнем
случае поставка ЭВМ называется специфицированной
и требует большего срока.
Такой подход, связанный с выделением типа ЭВМ, ориентированных на
применение в системах управления и названных управляющими, был
характерен главным образом для машин второго поколения. Слово
«ориентированный» было применено здесь потому, что любая ЭВМ в принципе может
решать любые задачи, однако наиболее эффективно это можно было сделать
именно на управляющей ЭВМ, так же как экономические (коммерческие) и
научные задачи наиболее эффективно решались на «коммерческих» и
«научных» машинах.
В системах третьего поколения был устрачен разнобой в разрядности
выпускавшихся ранее ЭВМ—большей для научных машин, меньшей дл?
управляющих. В любой модели системы длина ишользованных двоичных
слов составляла 32 разряда, причем это слово разбивалось на группы по
8 бит, получившие название байт. Арифметическое устройство машины
стало арифметик о-л огическим устройством (АЛУ). В его состав
был введен набор из восьми быстродействующих (сверхоперативных)
регистров, благодаря чему появилась возможность использовать для выполнения
операций по обработке информации чисто логическое устройство,
называемое комбинационным сумматором. В то же время ряд функций по
управлению вычислительным процессом перешел от аппаратуры к программам»
включенным в состав так называемой операционной системы.
Все эти нововведения ие только повысили эффективность
системы, но сделали ее универсальной, одинаково выгодной при
решении всех классов задач. Поэтому предполагалось, что
существовавшее ранее деление машин по классам задач, на
которые они ориентированы, будет упразднено. Однако в конце
60-х годов возник новый класс самих ЭВМ, который опроверг
все прогнозы.
Новые машины, получившие название мини-ЭВМ,
первоначально были ориентированы именно на управление н должны
были представлять собой основу для создания различного рода
28

технических систем. Структура этих машин совпадала с
существовавшими ранее и включала в себя процессор с АЛУ и:
утройством управления (УУ), запоминающее устройство (ЗУ)Г
устройство внешней памяти иа магнитных дисках и
периферийные устройства (ввода, вывода н т. п.). Однако миии-ЭВМ
имеют целый ряд особенностей, приводящих к их удешевлению-
и увеличению надежности.
С этой целью длина обрабатываемого ими машинного
слова (разрядная сетка машины) сокращена до 16 разрядов
(ранее существовавшие управляющие машины имели сетку
длиной в 24 двоичных разряда), а управление рядом сложных
операций, выполнявшееся ранее с помощью специальной
аппаратуры, было переведено на программный способ управления.
Так, например, операция умножения выполнялась как
совокупность сложений и сдвигов и т. п. Все это привело к
существенному сокращению объема используемой аппаратуры и
соответственно затрат иа нее.
При этом, естественно, увеличивается число операций,
необходимых для решения задачи. Однако растет и скорость
выполнения операций, определяющаяся быстродействием
элементов машины. Поэтому время решения задач оставалось
приемлемым, и такие машины получили широкое
распространение.
Повышению эффективности миии-ЭВМ способствовал и
принятый способ их комплектации. В связи с малыми
размерами самой машины в стойке, предназначенной для ее
размещения, возникла возможность установить платы-расшири-
тели, включающие в себя аппаратуру для выполнения
требуемых функций. К числу этих плат принадлежат дополнительные
платы для увеличения объема оперативного запоминающего
устройства (ОЗУ), платы УСО и ряд других. Таким образом,
специфицированная поставка в соответствии с потребностями
пользователя (например, с составом того или иного
устройства управления, создаваемого на основе мини-ЭВМ) стала
одной из основных.
В СССР миии-ЭВМ выпускают в составе системы машин
(СМ), производимой совместно предприятиями стран-членов
СЭВ. Наиболее употребительны машины СМ-2 и СМ-4,
установленные в ряде систем управления в энергетике. Сейчас они
заменяются машинами СМ-2м и СМ-1420 соответственно. Для
этих машин разработана большая номенклатура
плат-расширителей, включенных в состав различных конфигураций
машины и поставляемых в виде специфицированных поставок.
Область применения этих машин расширилась и включает
в себя мини-вычислительные центры. Дальнейшее развитие
применения вычислительной техники в устройствах управления
связано с созданием БИС.
29

Появление БИС — это результат совершенствования
технологии, позволившей резко увеличить число элементов,
устанавливаемых на одной кремниевой подложке интегральной
микросхемы. В настоящее время число элементов (днодов),
устанавливаемых на подложку размером примерно 6X6 мм,
составляет десятки тысяч. Однако процесс подготовки к производству
каждого нового типа микросхем весьма дорог. Выпуск нового
типа микросхем становится рентабельным лишь в двух
случаях: если потребность в данной микросхеме составляет десятки
тысяч штук в год или если микросхема является
программируемой и может применяться в различных устройствах при
достаточно малом объеме выпуска каждого из устройств.
Именно такими программируемыми микросхемами и являются
микросхемы микроЭВМ,
Современные микроЭВМ бывают одноплатными и
однокристальными. В первом случае используется
набор кристаллов микросхем с тем или иным функциональным
назначением (микропроцессорный набор), причем все
кристаллы располагаются на одной плате и соединяются
между собой методами печатного монтажа. Во втором — вся схема
микроЭВМ располагается на одной подложке и выпускается
в одном корпусе.
Структура микроЭВМ в точности совпадает с описанной
выше структурой мини-ЭВМ, и машины имеют практически
одинаковые функциональные возможности; однако микроЭВМ
имеют значительно меньшие размеры, что приводит к
появлению у иих некоторых особенностей. Первой и наиболее
важной является новый подход к созданию их запоминающих
устройств, распространившийся сейчас и на машины других
типов и состоящий во включении в ОЗУ машины
постоянных запоминающих устройств (ПЗУ).
Появление ПЗУ вызвано отказом от применения в
микроЭВМ запоминающих устройств на магнитных сердечниках
с прямоугольной петлей гистерезиса, применявшихся в течение
многих лет в ЭВМ различного типа. Оперативное
запоминающее устройство на магнитных сердечниках (МОЗУ) имеет
размеры, значительно превышающие размеры все остальных
устройств микроЭВМ, и плохо сочетается с ними. Поэтому для
микроЭВМ были разработаны специальные электрические ОЗУ
на микросхемах. Эти ОЗУ вполне пригодны для данного
случая, но имеют свойство, которого не было у МОЗУ. Они теряют
информацию при любой потере питания, даже весьма
кратковременной, т. е. являются энергозависимыми.
Постоянные запоминающие устройства предназначены
только для чтения информации. Оперативная запись в них
невозможна; более того, перезапись вообще возможна только в
одной из разновидностей ПЗУ, называемых перепрограмми-
30

руемыми ЗУ (ППЗУ). Другие типы ПЗУ этой
возможностью не обладают. Однако все они энергонезависимы и
отличаются большой надежностью. Поэтому запись
неизменяемой части информации в ПЗУ позволяет уменьшить требуемый
объем ЗУ с оперативной перезаписью (с произвольным
доступом), уменьшить его энергопотребление и питать его от не*
больших аккумуляторов или гальванических элементов.
В СССР выпускается в настоящее время ряд микроЭВМг
из которых наиболее популярны машины типа «Электрони-
ка-6(Ъ и СМ-1800. Первая из иих—16-разрядная машина,
программно совместимая с ЭВМ СМ-4 и обладающая
быстродействием примерно 250 тыс. операций в секунду (операции типа
сложения, вычитания, логики и сдвигов). Вторая —
8-разрядная с быстродействием около 400 тыс. операций в секунду.
Кроме того, начат выпуск еще ряда типов микроЭВМ с
быстродействием до 1 мли. операций в секунду.
Как и миии-ЭВМ, описываемые машины могут
наращиваться различными платами-расширителями, также построенными
на микросхемах с большим, средним и сверхбольшим
уровнями интеграции. Установка плат-расширнтелей превращает
описанные выше одноплатные машины в мйогоплатные; однако
размеры всей конструкции остаются небольшими. Четыре платы
«Электроники-60» имеют размеры 280X240x70. Еще меньшие
размеры имеют уже используемые на практике
однокристальные ЭВМ.
Расчетная надежность одноплатной микроЭВМ после
периода приработки или ускоренного старения составляет около
25 тыс. ч; однако здесь не учитывается возможность отказа
блока питания. Вопросы питания микроЭВМ в условиях
энергообъектов являются весьма сложными и требуют обычно
специального рассмотрения.
МикроЭВМ в совокупности с платами-расширителями
образует так называемые микропроцессорные средства,
которые могут применяться в системах управления по-разному.
В одном случае они составляют неотъемлемую часть системы,
реализуемую путем встраивания в нее законченных изделий илн
микропроцессорного набора. В других — это отдельно стоящая
микропроцессорная система с ЭВМ и ее
платами-расширителями, выпускаемая заводами как система общего применения
и комплектуемая специально для нее предназначенным блоком
питания. В настоящее время все большее распространение
получают микропроцессорные устройства управления в виде
программируемых контроллеров.
К таким контроллерам нередко относят плату ЭВМ, выпускаемую в
виде законченного устройства, но без периферии. Однако по строгому смыслу
этого термина под ним следует понимать устройства управления особого ти-
31

;па, построенные на базе микропроцессорных средств, но существенно
отличающиеся от свободно программируемых микроЭВМ. Наиболее характерной
чертой этого устройства является наличие в нем ПЗУ, куда еще при
изготовлении заносятся готовые блоки программ для решения задач того или
.иного класса (так называемые алгоритмические блоки или алгоблоки).
Вся настройка программируемого контроллера на конкретную область
применения при этом состоит лищь в том, чтобы, используя специальный язык,
'близкий к языку технолога, соединить алгоблоки между собой и ввести в
них требуемые значения параметров.
Примером подобного рода контроллеров является регулирующий
микропроцессорный контроллер «Ремиконт», промышленный выпуск которого уже
.начат в СССР. Этот контроллер предназначен для создания САР различного
типа и может, в частности, применяться для этой цели в тепловой и
электрической части электростанций, если цикл регулирования составляет, не
менее 0,5—1 с. Кроме того, должны выпускаться логические
микропроцессорные контроллеры «Ломиконт» и дисплейные контроллеры «Димиконт»,
ориентированные на решение логических задач и задач связи систем
управления со средствами отображения информации — дисплеями.
Известны также контроллеры для создания релейно-контактных схем
и т. и. Для всех этих устройств характерны выносные настроечные узлы,
-подключаемые к контроллеру только тогда, когда они необходимы.
В настоящее время для целей управления начато применение
персональных ЭВМ. Эти ЭВМ предназначены в основном для использования
непосредственно на рабочем месте пользователя в производственной или
домашней обстановке. Аппаратура персональных ЭВМ во многом совпадает с
микроЭВМ общего назначения, иногда в этих машинах применяются одни и
те же узлы, В связи с большой серийностью выпуска персональные ЭВМ
дешевле всех остальных машин, что обусловливает целесообразность
расширения области их применения.

ГЛАВА ПЕРВАЯ
СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ И УСТРОЙСТВА
АВТОМАТИЧЕСКОГО ГАШЕНИЯ ПОЛЯ
СИНХРОННЫХ МАШИН
1.1. ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ ВОЗБУЖДЕНИЯ
В данной главе излагаются особенности выполнения систем
возбуждения и устройств автоматического гашения поля
синхронных машин, важные для обеспечения работы комплексов
системной автоматики. Особенности современных систем
возбуждения подробно изложены в [5].
Различают систему возбуждения независимую, когда
питание обмотки возбуждения синхронной машины происходит
от отдельного автономного источника постоянного тока, ЭДС
которого не зависит от работы данной синхронной машины;
таким источником может быть отдельно работающий двигатель-
генератор или выпрямительная установка с питанием
напряжением от автономного источника переменного тока и с
самовозбуждением, если питание обмоткн возбуждения
синхронной машины происходит от источника постоянного тока,
ЭДС которого зависит от частоты вращения этой машины, ее
напряжения или тока.
Если генератор постоянного тока расположен на одном
валу с ротором синхронного генератора, то схема представляет
собой систему самовозбуждения; если генератор постоянного
тока приводится во вращение отдельным двигателем,
питаемым от энергосистемы, то система возбуждения независимая.
На рис- 1.1 приведен распространенный ранее вариант
электромашинного возбуждения, применяемого в сочетании
с устройствами автоматического регулирования и фороировкн
возбуждения.
Для повышения надежности систем возбуждения стремятся
избавиться от коллекторных машин постоянного тока, заменяя
их полупроводниковыми устройствами.
Эффективность работы устройств форсировки возбуждения
и устройств автоматического регулирования возбуждения
(АРВ) в общем комплексе средств автоматики для повышения
устойчивости параллельной работы синхронных машин
определяется скоростью подъема возбуждения и потолком
возбуждения.
Средняя скорость нарастания возбуждения на
зажимах синхронной машины определяется тангенсом угла наклона
прямой аб стороны треугольника абв к оси абсцисс (рис. 1.2).
3—6678 33

ё
г
f
АГП
■ У Л
И1
о
а
■\лЛ^"
нз
ц*па

-управления
Рис. 1.1. Схема устройства
автоматического гашения поля (АГП) с
переключением обмотки ротора на
резистор Ri и включение резистора R3 в
цепь возбуждения возбудителя; R2 —
регулировочный реостат
Рис. 1.2, Определение средней
скорости нарастания возбуждения
Площадь указанного треугольника равна заштрихованной
площади ограниченной действительной кривой нарастания
напряжения за время 0,5 с.
Потолок возбуждения определяется кратностью
тока возбуждения по отношению к номинальному току
возбуждения возбудителя. Для различных типов синхронных
машин заводами-изготовителями регламентируется допустимая
кратность тока возбуждения ротора по отношению к
номинальному в течение определенного времени. Если длительность
форсировки возбуждения превосходит допустимую, устройства
автоматики должны произвести снижение тока возбуждения
(развозбуждение), а если- это не привело к уменьшению тока
ротора до заданного значения, что указывает на неисправность
в системе возбуждения, то следует отключить синхронную
машину н погасить ее поле или переключить на резервный
возбудитель.
В соответствии с ГОСТ системы возбуждения должны
обеспечивать кратность форсировки возбуждения для генераторов
и синхронных компенсаторов не менее 2 оти. (номинальных)
ед, возбуждения, а скорость нарастаиня напряжения
возбуждения должна быть не менее 2 ед. возб./с.
Устройство автоматического гашения поля (АГП) отключает
обмотку ротора от источника постоянного тока илн прекращает
прохождение тока по цепн ротора иным способом (например,
путем запнрання днодов полупроводниковых приборов).
Действие АГП тем эффективнее, чем быстрее ЭДС статора
уменьшается до значения, при котором происходит самопогасание
дуги в случае нарушения изоляции статора. Самопогасанне
34

дуги присходит обычно при напряжении статора 500 В и
менее; при /р=0 остаточное напряжение статора за счет
остаточного намагничивания не превосходит 150—200 В.
Действие АГП является обязательным при внутренних
повреждениях синхронных машии. Работа без возбуждения
допускается на время самосинхронизации, т, е, на время, пока не
достигнется подсинхронная частота и обмотка ротора
переключится с разрядного резистора на полный ток возбуждения.
У включенного в сеть генератора срабатывание АГП при
нормальной работе приводит к возникновению асинхронного
режима по отношению к энергосистеме.
При наличии в энергосистеме резерва мощности генератор,
потерявший возбуждение, отключается автоматически защитой
от асинхронного хода нлн путем подачи отключающего
сигнала от вспомогательных контактов АГП на выходное реле
защиты. При недостатке активной мощности в энергосистеме работа
турбогенераторов без возбуждения может быть допущена в
течение некоторого времени (до 15—30 мни) при условии
снижения активной нагрузки генератора в асинхронном режиме
примерно до 40% номинальной за время до 2 мин (для
предотвращения перегрева лобовых частей обмотки статора
генератора). В типовых схемах защиты и автоматики
турбогенераторов, работающих блоком с силовым трансформатором,
предусматривается возможность прн потере возбуждения
производить или отключение блока от энергосистемы, нлн разгрузку
генератора до установленного заранее значения, воздействуя
иа уменьшение подачи пара в
турбину.
ТГВ-200 и
с ионным
ТВВ-165-2,
работаю-
У турбогенераторов
ТТВ-300, работающих
возбуждением, а также
ТВВ-200-2 и ТВВ-320-2,
щих с возбуждением от
полупроводниковых выпрямителей, при
работе устройства АГП в процессе
гашения дуги могут возникнуть
перенапряжения, опасные для
сохранения изоляции ротора.
Директивные материалы требуют для
защиты изоляции ротора от пробоя
устанавливать разрядники,
срабатывающие при напряжении 2,4 кВ
(действующее значение 1,7 кВ).
Для предотвращения
возникновения опасной перегрузки ротора,
имеющего форсированное
охлаждение обмотки, в устройствах регу-
3*
М +
Ur=f(t)
Рис. 1.3, Характер изменения
напряжения генератора после
действия устройства АГП по
схеме рис. 1.1 (случай
холостого хода); *дгп—собственное
время действия устройства
АГП
35

лировання возбуждения предусматривают блок ограничения
форсировки.
В устройствах АГП, предусматривающих переключение
обмотки ротора на сопротивление резистора R1 (см. рис. 1,1),
запасенная электромагнитная энергия выделяется в виде
тепловой энергии, рассеиваемой этим резистором; чем больше его
сопротивление, тем больше напряжение иа зажимах ротора и
тем быстрее происходит процесс гашения дуги. Допустимое
напряжение иа зажимах ротора определяется уровнем изоляции.
Обычно сопротивление выбирается равным 4—5-кратному
значению сопротивления обмотки ротора в нагретом состоянии.
Сопротивление резистора R2 выбирается равным 10-кратному
значению сопротивления обмотки возбуждения возбудителя в
нагретом состоянии.
На рис. 1.3 приведена зависимость Uv=f(t). Время гашения
поля при работе генератора на холостом ходу составляет 5 —
7 с. Уменьшение тока в роторе и ЭДС происходит по
экспоненте. Дифференциальное уравнение, описывающее процесс
изменения тока в роторе, имеет вид
L-%- + (Ri + r)i = 0, (1.1)
откуда
i = he L , (1-2)
где Г—ток в обмотке ротора; L, г — индуктивность и активное
сопротивление обмотки ротора; Ri—сопротивление резистора
#/, подключаемое устройством АГП к зажимам обмоткн
ротора; 10=ио1г — начальное значение тока в обмотке ротора; Uq —
напряжение на зажимах возбудителя перед работой
устройства АГП.
В устройствах гашения поля при помощи дугогасящей
решетки» в которой расходуется запасенная обмоткой ротора
электромагнитная энергия, время гашения составляет 0,34—
1,4 с. Это время значительно меньше времени, получаемого
в устройствах АГП, в которых запасенная энергия расходуется
в активном сопротивлении.
При установке ионного нли тнристориого возбуждения
быстрого гашения поля можно достигнуть переводом питания
возбудителя в ннверторный режим с одновременной форсировкой
возбуждения до предельно допустимой величины, определяемой
изоляцией ротора. Время гашения прн этом приближается
к теоретически предельно возможному.
36

1.2, ВОЗБУДИТЕЛИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИОННЫХ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
И ТИРИСТОРОВ
Устроство иоииого возбуждения с питанием от
вспомогательного генератора иллюстрируется рис. 1.4. В качестве
вспомогательного генератора применен трехфазный генератор /
помещенный на одном валу с главным. Обмотка возбуждения
этого генератора питается выпрямленным током от
возбудителя J, представляющего собой трехфазный генератор
повышенной частоты с постоянными магнитами. Питание обмотки воз-
суждения основного генератора производится через ионные
выпрямители вспомогательным трансформатором 3, соединенным
по схеме треугольник — шестнфазная звезда.
Для предотвращения повреждения от обратных зажиганий
установлены автоматические выключатели обратного тока SFA
с устройством автоматического обратного включения
однократного действия. Управление цепью выпрямленного тока
производится воздействием на сетки ртутных выпрямителей н
действием контактов катодных автоматов SFK* Последние
выполняют также функцию защиты от КЗ в цепн ротора.
Другой вариант устройства ионного возбуждения с пнтанн-
ет от вспомогательного генератора, находящегося на одном
валу с главным, показан на рнс. 1.5. Группа выпрямителей
низкого напряжения питается от части витков обмотки статора
вспомогательного генератора н предназначена для
регулирования возбуждения при нормальном режиме работы. Группа
выпрямителей высокого напряжения питается от полного
напряжения вспомогательного
генератора и предназначена для форсиров-
кн возбуждения.
Управление ионным
возбуждением производит АРВ. Защита
выпрямителей от обратного
зажигания достигается
автоматическими выключателями обратного тока
с однократным автоматическим
повторным включением.
Вспомогательный генератор имеет устройство
АРВ с компаундированием и
электромагнитным корректором
напряжения.
Устройства быстродействующего
возбуждения с использованием
тиристоров. Такие устройства
применяются взамен устройств с управ- Рис- 14- Принципиальная схе-
ляемымн ртутными выпрямителями ма ионного возбуждения с пи
нм*»я TTfmo™ uiru„ nr^^X. „ ' танием от вспомогательного ге-
нмея перед ними преимущества в нератора
Я.5кб
37

СО
00
Питание шкафа,
управления от соорка
переменного тока
соЕстВенного расхода
Автоматике-
нш регулятор
оозоужЪения
~г~
"in ■ им^1
2-я группа ртутных
выпрямителей
форсированного релита
От
устройства АР8
Вспомогательного
генератора
Рис. 1.6. Структурная схема ионного возбуждения с питанием от вспомогательного генератора, сидящего на одном валу с главным:
SF — контакты анодных автоматических выключателей обратного тока с повторным однократным включением; FV — разрядник для
защиты от перенапряжении» возникновение которых возможно при обрыве дуги в вентилях или при срабатывании обратных
автоматических выключателей; КМ,/ — контакт контактора, включающего токоогравичивающее сопротивление резистора R при иепольэовани»
метода самосинхронизации {обмотка на рисунке ие показана)

3808
В цепь
Рис. 1.6. Структурная схема тиристорной системы возбуждения
отношении удобства обслуживания (отсутствие ртутных
выделений). Схемы возбуждения синхронных машин с
использованием тиристоров могут быть выполнены подобными схемам с
управляемыми ионными приборами. На рис. 1.6 в качестве
иллюстрации показана структурная схема возбуждения
синхронного электродвигателя MS, разработанная Харьковским
турбогенераторным заводом.
Управление тиристором в цепи обмотки возбуждения
двигателя осуществляет блок управления БУ; в нем формируются
управляющие импульсы. Питание тиристоров производится от
понижающего трансформатора. Устройством ZA
отфильтровываются высшие гармоники тока. Измерение тока производится
с использованием шунта Rm блоком защиты от короткого
замыкания БЗК, воздействующим при КЗ в цепи, питающей
тиристор, на блок управления БУ (для закрытия тиристора и
гашения поля), а также на отключение двигателя.
При пуске двигателя тиристорнын преобразователь закрыт.
Обмотка ротора замкнута на пусковой резистор Rn через ти-
рнсторные ключи VD1 н VD2. Прн работе двигателя ток в
роторе (по модулю и фазе) зависит от момента подачн
управляющего сигнала а, вырабатываемого блоком угла регулирования
БУР.
39

В режиме пуска двигатель под воздействием асинхронного
момента разгонаяется до подсинхронной частоты. Измерение
тока в цепи резистора /?п производится блоком защиты
пускового сопротивления БЗП, измеряющим падение напряжения
иа датчике ДН. Блок БЗП воздействует на формирователь
импульсов управления ФИУ.
При достижении подсинхронной частоты блок БЗП
закрывает тиристоры VD1 и VD2, При помощи блока ФИУ
открывается тиристорный преобразователь, тем самым от питающего
трансформатора в обмотку ротора двигателя подается ток
возбуждения.
Если двигатель неисправен и срабатывает его защита, то
подается сигнал иа блок защиты пускового сопротивления БЗП,
и этот блок открывает тиристоры VD1 и VD2 с
одновременным закрытием основного тиристорного преобразователя —
таким образом, осуществляется гашение поля и перевод
двигателя в пусковой режим.
Аналогично при помощи блока БЗП можно перевести
синхронный двигатель в режим со снятым возбуждением и
погашенным полем для последующей самосинхронизации
двигателя после восстановления номинального напряжения на
зажимах статора.
Блок ограничения форсировки подключен к цепи обмотки
ротора через трансформатор постоянного тока 7777\ При
превышении током в цепи обмотки ротора заданного значения
блок ограничения форсировки БОФ воздействует на блок
управления БУ, который изменяет момент времени появления
управляющего сигнала, открывающего тиристорный
преобразователь. Таким образом, ток в цепи обмотки возбуждения
синхронного двигателя доводится до требуемого значения.
Устройство автоматического регулирования возбуждения
ЛРБ поддерживает напряжение в соответствии с уставкой на
задатчике напряжения £/уСт. При отключении выключателя
производится гашение поля. Формирование команды выполняет
устройство СГ, подающее сигнал на блок управления БУ.
Контроль за правильностью пуска и последовательностью
операций производит блок СП, реагирующий иа ток в статоре
и воздействующий на блок управления БУ,
Питание тиристорного преобразователя производится через
понижающий трансформатор, включенный по шестифазной
схеме через выпрямительные мосты. Для охлаждения
предусмотрен вентилятор, включаемый блоком БП через контакты
КМА контактора КМ (обмотка КМ на рис. 1.6 ие показана).
Тиристор VD3, шунтирующий часть сопротивления резистора
/?п, предназначен для снижения опасного напряжения на
пусковом резисторе в случае возникновения перенапряжения в
момент пуска.
40

Рис. 1.7. Взаиморсзервировашюе питание выпрямленным током тиристоров
систем возбуждения синхронных двигателей двухтрансформаторной
подстанции*
Л и Б — питающие источники; SF — быстродействующие максимальные автоматические
выключатели; БУ — блоки управления
Быстрое гашение поля достигается подачей блоком угла
регулирования БУР инвертированной полярности тока в цепь
возбуждения (сигналом аИнв).
В начальный период внедрения тиристориых систем
возбуждения синхронных электродвигателей, установленных у
потребителей, были отмечены многочисленные случаи потерн
возбуждения двигателей, выхода их из синхронизма и
отключения последних при КЗ в сети 380 В. От этой сети питаются
как выпрямительные трансформаторы устройств тиристорных
систем возбуждения синхронных двигателей, так и другие
потребители. На различных объектах с сетью 380 В довольно
часто возникают КЗ, влекущие за собой глубокое снижение
напряжения на питающих шинах этого напряжения. Тиристор-
ные возбудители теряют работоспособность при снижении
питающего напряжения переменного тока ниже 75—80%
номинального, и это приводит к указанным выше авариям.
Для двухтрансформаториых подстанций с взаиморезерви-
рующими питающими направлениями от энергосистемы
удалось в значительной степени устранить выявленный дефект,
организовав взаиморезервирование питания тиристоров по
выпрямленному току (рис. 1,7) [25].
41

Другая возможность состоит в привлечении к резервирова*
нию цепей тиристорного возбудителя аккумуляторной батареи
или источника гарантированного бесперебойного
электропитания.
1.3. БЕСЩЕТОЧНАЯ СИСТЕМА ВОЗБУЖДЕНИЯ
Возможность выполнения бесщеточной системы
возбуждения синхронного генератора поясняется рис. 1.8. На валу
ротора синхронного генератора 1 (рис* 1.8,а) укреплен якорь
вспомогательного синхронного генератора 2, вращающийся вместе
с выпрямителями 3 и обмоткой возбуждения 4 синхронного
двигателя. Обмотка статора 5 синхронного двигателя
подключается к сети трехфазного тока по обычной схеме. Обмотка
возбуждения 6 возбудителя питается постоянным или
выпрямленным переменным током. Изменение тока в обмотке
возбуждения 4 производится путем воздействия на изменение тока
в обмотке возбуждения в возбудителя.
Рисунок 1.8,6 иллюстрирует еще одну возможность
выполнения синхронных генераторов с бесщеточной системой
возбуждения. На валу В синхронной машины GS укреплен ротор
с обмоткой возбуждения wL На этом же валу укреплены
выпрямители VD1, первичная обмотка асинхронного датчика то-
Рис. 1.8. Принципиальные схемы бесщеточной системы возбуждения;
л — структурная; б — трехлинейная
42

ка ротора А В и обмотка ротора синхронного возбудителя GE.
Обмотка возбуждения добавочного синхронного возбудителя
GEA питается от статического преобразователя VD2, на
который может воздействовать блок регулирования.
Бесщеточными возбудителями в настоящее время
комплектуются турбогенераторы блоков мощностью до 1000 МВт и
более.
1.4. ВЫСОКОЧАСТОТНАЯ И ИОННАЯ СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
Для мощных синхронных машин применяют также
высокочастотную ионную систему возбуждения.
Принципиальная схема электромашинного возбудителя
с высокочастотным генератором переменного тока и твердыми
выпрямителями показана на рис. 1.9. Ротор высокочастотного
генератора GF приводится во вращение валом
турбогенератора, на котором находятся также ротор основного генератора и
ротор высокочастотного подвозбудителя GFA.
Ротор высокочастотного генератора GF индукторного типа
не имеет обмоток возбуждения; последние расположены в
пазах статора этого генератора. Здесь размещены также
обмотки переменного тока.
TV
<s
\ТА
OFE2-
GFE5'
-т-
О
•т-
т
Рис. 1.9. Электромашинное возбуждение с высокочастотным генератором
переменного тока и твердыми выпрямителями
43

Отсутствие коллектора существенно повышает надежность
по сравнению с устройствами возбуждения, использующими
генератор постоянного тока.
Обмотка GFE2 используется для осуществления форсиров-
ки возбуждения генератора G от устройства
быстродействующего возбуждення (аппаратура регулирования возбуждения
показана условно в виде панели автоматики ПА и
установочного автотрансформатора Г). Питание обмотки GFE3
производится от автоматического регулятора возбуждения,
установленного на паиели автоматики ПА.
Магнитные усилители VS1> VS2 устройства
автоматического регулирования возбуждения присоединены к зажимам
высокочастотного подвозбудителя GFA. Последний представляет
собой индукторную машину, возбуждение которой
осуществляется постоянными магннтамн ротора. В обмотках статора
генератора GFA возбуждается ЭДС с частотой 400 Гц.
На время пуска генератора G питание обмоток магнитных
усилителей автоматического регулятора возбуждения должно
быть переключено контактором КМ на питание от
высокочастотного подвозбудителя GFA. Этим обеспечивается
последующее самовозбуждение генератора G и высокочастотного генера-
ратора GF с возможностью перевода контактором КМ схемы
возбуждения в положение, соответствующее нормальному
режиму работы.
Последовательное включение обмоткн GFE1 с обмоткой
ротора генератора G обеспечивает дополнительную форснров-
ку тока возбуждения основного генератора за счет
возникновения свободного тока, проходящего по цепи обмоток Ротор —
GFEl\ параллельно каждой из обмоток GFE1, GFE2 и GFE3
включены соответственно резисторы Rly:R2 и R3.
Принципиальная схема ионного возбуждения мощного
энергоблока показана- па рнс. 1.10. Здесь применено смешанное
самовозбужденне.
Управление током ротора производится путем воздействия
на устройство сеточного управления через поворачиваемые
фазорегуляторы. Питание ротора производится рабочей и форси-
ровочной группами выпрямителей. В нормалньом режиме
основное питание (60—70%) осуществляют рабочей группой ВРРУ
дополнительное (40—30%)—форсировочной ВРФ. При КЗ
в цепях статора н внешннх КЗ в сети полностью открывается
форсировочная группа, что обусловливает увеличение тока
в роторе до предельно допустимого значення. Сигналы на
АРВ попадают от трансформаторов напряжения TV и
трансформаторов тока ТА. Форсировочная группа дополнительно
питается от последовательного регулировочного трансформатора
ПРТ.
44

en
Рис, 1,10. Принципиальная схема ионного возбуждения турбогенератора ТГВ-300;
G — генератор (статор); TL — промежуточный трансформатор; ПРТ — последовательный регулировочный трансформатор; ВРР — рабочая
группа выпрямителей; ВРФ— форснровочная группа выпрямителей; СУ.Р, СУ,Ф — устройства сеточного управления рабочей и
форсировочной группами выпрямителей; ПФР,РЛ ПФР.Ф— поворачиваемые фазорегуляторы рабочей н форсвровочной групп выпрямителей;
СФР.Р, СФР.Ф — статические фазорегуляторы рабочей и форсировочной групп выпрямителей; АГП—автомат гашения поля ротора; АРВ—
автоматический регулятор возбуждения; LP — уравнительный реактор

1.5. ГАШЕНИЕ ПОЛЯ АВТОМАТАМИ С ДУГОГАСИТЕЛЬНОЙ РЕШЕТКОЙ И
ПЕРЕВОДОМ ПИТАНИЯ ОБМОТКИ ВОЗБУЖДЕНИЯ
В ИНВЕРТОРНЫЙ РЕЖИМ*
Условия для наиболее быстрого гашения поля. Гашение поля с
максимальной быстротой происходит в том случае, когда в течение всего времени
гашения (т. е. в.течение времени изменения тока в роторе синхронной
машины от начального значения /о до нуля) напряжение на зажимах обмотки
ротора сохраняется постоянным — равным предельно допустимому значению
по условию изоляционной прочности. В этих условиях происходит за данное
время наибольшее поглощение электромагнитной энергии, запасенной
ротором.
Пусть в устройстве АГП (см. рис. 1.1) сопротивление резистора R1
значительно больше сопротивления обмотки ротора г. Дифференциальное
уравнение, описывающее процесс гашения поля такого устройства, имеет вид
L — -\-R±i^0. (1.3)
Минимально возможное время гашения поля в соответствии с
изложенным выше будет тогда, когда соблюдено условие максимальной отдачи
запасенной в обмотке ротора энергии в течение всего времени гашения поля
устройством АГП. В этом случае
£~~" = -*!'= -Umax* (1-4)
at
здесь Umax — напряжение на зажимах обмотки ротора в режиме форсиров-
кн возбуждения.
Из (1,4) видно, что оптимальные условия для гашения поля по схеме
рис. 1.1 могут быть получены при наличии в устройстве АГП резистора с
сопротивлением /?ь изменяющего свое значение обратно пропорционально
проходящему через него току. Тогда выражение (1.5) определяет линейную
зависимость уменьшения тока по времени
U
у max . ,, -ч
1 °——т~ * 5'
Ток достигает Нулевого значения через время
L
tntin — Iq 7/ * (I *6)
v max
которое является минимально возможным.
Гашение поля при помощи дугогасительной решетки. Принципиальная
схема автомата гашения поля с дугогасительной решеткой показана на
* В данном параграфе используются работы О. Б. Брона, опубликован-
ные в книге «Автоматы гашения поля» (М., Госэнергоиздат, 1961),
46

4
pec. 1.11. Возбудитель 1 через главные контакты 3
автомата питает обмотку возбуждения 2. При
действии устройства АГП сначала размыкаются
главные контакты 3, а затем, спустя некоторое
время, дугогасительные контакты 4. Разрыв дуги
происходит в поперечном поле магнитов, и дуга
втягивается в дугогасительную решетку 5.
Последняя расчленяет дугу на отдельные части, горение
которых длится до тех пор, пока ток в цепи
обмотки возбуждения 2 не станет равным нулю.
Если л — число пластин решетки и UK —
напряжение на дуге между пластинами (для
медных пластин 25—30 В), то напряжение дуги
ид=пик. J 1.7)
По опытным данным, это напряжение почти на всем диапазоне
изменения тока сохраняет постоянное значение. Дифференциальное уравнение,
описывающее переходный процесс» имеет вид
L-^r+ri + U^Ui, (1.8)
at
где L% г — индуктивность и активное сопротивление обмотки возбуждения;
£/о — напряжение возбудителя до момента действия автомата гашения поля.
Решение (1.8) определяет характер изменения тока во времени:
Рнс. 1.11. Схема авто:
мата гашения поля с ду-
гогасительной решеткой
ь =.
и„
и,
(1
е L).
(1.9)
Г Г
Так как падение напряжения в дугогасительной решетке значительно
превосходит падение напряжения в активном сопротивлении обмотки ротора,
(1.8) без большой ошибки можно упростить:
. di
dt
+ </д = "о.
(ЫО)
откуда
di
~dt
di
dt
- -и/д-uj;
=r —At/.
(1.11)
Выражение (1.11) имеет такую же структуру, как (1.4), определяющую
условие достижения минимально возможного времени гашения. Поэтому с
применением дугогасительных решеток можно обеспечить гашение поля с
временем, близким к минимально возможному.
Осциллограммы гашения поля устройствами АГП, имеющими
дугогасительную решетку для гидрогенераторов, приведены на рис. 1,12, для
турбогенераторов— па рис. 1.13. Здесь Uv и Ucr — напряжения на зажимах
ротора и статора соответственно; 1Р — ток ротора; /ст — ток статора.
47

Щ/ШШ1№»~
Рис, 1. 12. Характер
процесса гашения поля
гидрогенератора после
действия устройства АГП
по схеме 1.11.
(осциллограмма гашения поля
гидрогенератора 30 МВт):
/ — ток обмоткн
возбуждения: 2 — напряжение на
обмотке возбуждения; 3 —
напряжение на зажимах
статора
1/р=4$5в
При токах ротора более 600 А применяется двухполюсная схема
разрыва цепи обмотки ротора при помощи двух ду го гаси тельных решеток.
Конструкция АГП, выполненного на большие токи, локазана на рис. 1.14.
Магнитное поле, вызывающее втягивание дуги в решетку после разрыва цепи
главными контактами 3, возбуждается катушкой в, включенной
последовательно. Под действием поля дуга, перемещаясь по рогам 6, втягивается в ду-
гогасительную решетку 7. Последняя состоит из изолированных друг от
друга медных пластин.
Электрическая дуга, попав в решетку, приобретает быстрое вращательное
движение под* влиянием радиального поля, возбуждаемого дополнительными
катушками 10; этим предотвращается плавление и отжиг пластин решетки
дугой. Резистор //, шунтируя отдельные секции решетки, исключает
возможность появления перенапряжений в момент погасания дуги,
Принципиальная электрическая схема управления автоматом гашения
поля показана на рис, 1.15.
„ Tillllflll
L{ шиши
lp=№QA
l/p=MO&
Рис. 1.13. Характер
процесса гашения поля
турбогенератора;
/ — мощностью 25 МВт при
КЗ; //— мощностью 200 МВт
при работе в номинальном
режиме; / — ток обмотки
возбуждения; 2 —
напряжение на кольцах ротора; 3 —
ток обмотки статора
48

Рис. 1.14. Автомат
гашения поля с дугогаситель-
ной решеткой на боль
шие токи:
/ — стальная плита: 2 —
зажимы для подвода тока: 3—
подвижные главные
контакты; 4 — подвижные
вспомогательные контакты: 5 —
дугогасительная катушка
поперечного поля; 5 — дуго-
гасительные рога; 7 — ДУго-
гасительная решетка: 8 —
стальной стержень; 9 —
стальной кожух; 10 —
катушка радиального поля;
// — шунтирующий
резистор: 12 — холостые
пластины. Положение контактов
3 и 4 (цепь тока,
проходящая через них, замкнута)
соответствует «складскому»
состоянию автомата
10 7 12 11 S
Схема АГП с дугогасительной решеткой предусматривает возможность
включения параллельно обмотке возбуждения синхронной машины
резистора, требуемого для обеспечения ее пуска методом самосинхронизации
(см. гл. 7).
Устройства АГП с дугогасительной решеткой не могут отключать в
цепи возбуждения машины малые токи. В этих случаях дуга замедляет
вращение в дугогасительной камере и может не разорваться в ней, вызвав
повреждение камеры. Такие аварии происходили в условиях, когда персонал
отключал АГП, предварительно снизив ток возбуждения до 100 А и ниже. В связи
с этим запрещается производить гашение поля автоматом АГП-1,
устанавливаемым для генераторов мощностью 100, 150 МВт и более при токах,
меньших тока холостого хода, и запрещено применять автомата гашения поля
АГП-1 для генераторов, ток холостого хода которых меньше 200 А.
Гашение поля лри ионном и тиристор ном возбуждении. Гашение поля
осуществляется переключением ионного или тиристорного возбудителя в ин-
верторный режим с одновременной форсировкой возбуждения; такой режим
создается до момента снижения тока в обмотке ротора до нуля, после чего
ртутный выпрямитель или тиристорный преобразователь запирается.
Управление производится без разрыва цепи тока.
Дифференциальное уравнение, описывающее процесс гашения поля,
имеет вид
L-^- + lr= -Umax, (I.12)
at
Если падением напряжения в активном сопротивлении ротора по
сравнению с напряжением Umax можно пренебречь, то (1.12) видоизменяется:
_ di
dt
= — Ц
max
(1.13)
4—6678
49

*!_ rf/W
К ycmp&UcmMg
сашсимхрвн&зшции
t
i
i
Рис. 1.15. Принципиальная
схема цепей возбуждения
генератора при наличии
АГП с дугогасительной
решеткой, устройства форси -
ровки возбуждения и
устройства для включения
генератора методом
самосинхронизации:
а, 6 — рабочие контакты
автомата гашения поля в
дугогасительной камере; е. г— его
вспомогательные контакты (контакт
в в цепи обмотки контактора
КМ4 используется для
включении резистора R1 контактом
КМ4.1 при включении методом
самосинхронизации; контакт г
в цепи обмотки контактора
КМ2 включает токоограннчн-
вающнй резистор R3
размыкающим контактом KM2.I вслед
за размыканием рабочих
контактов АГП); /^ —
регулировочный реостат, шунтируемый
контактом КМЗ 1 при действии
контактора КмЗ, включаемого
устройством форсировкн
возбуждения (обмотка КМЗ на
рисунке не показана)
•\s^ks
и становится аналогичным уравнению (1.4)—определяющему условию для
достижения наиболее быстрого гашения поля.
Характерная осциллограмма процесса гашения поля приведена на
рис. 1Л6, обозначения на котором соответствуют принятым на рис. 1.12
ж 1.13.
Поясняющие примеры. 1. Определить время гашения поля у
гидрогенератора с номинальным напряжением 13 000—15 000 В, работающего на
холостом ходу при следующих данных: схема устройства АГП выполнена по
рис. 1.1; напряжение машинного возбудителя £/о = 345 В; испытательное
напряжение изоляции ротора £УИсп = 3500 В; активное сопротивление обмоткн
ротора v—0,168 Ом; индуктивность обмотки ротора в ненасыщенной части
1,5=0,806 Гн; сопротивление, включаемое параллельно обмотке ротора, /? =
— 4г; начальное значение тока возбуждения /О*=2050 А; остаточное
напряжение на зажимах статора после окончания процесса гашения поля UQCt=
=200 В.
Решение. В соответствии с (1.2) уравнение, описывающее процесс
гашения поля, имеет вид
t — /0 е ,
где
50
Ъ =
R + r r(k+\)

Рис. 1Л6.
Характеристика процесса гашения
поля гидрогенератора при « *
ионном возбуждении СТ !g
(мощность
гидрогенератора 105 МВт,
гидрогенератор работал иа
холостом ходу):
UCT — напряжение обмотки
статора; /р— ток обмотки
ротора; Up — напряжение на
зажимах ротора
№
Для рассматриваемого примера
R L 0,806
k = — — 4 и — — т ~
г г 0,168
Время окончания процесса гашения поля
= 4,8 с,
i =
In
*+1 'р
Здесь ток в обмотке ротора ip соответствует остаточному напряжению £/ост,.
при котором происходит самопогасание дуги:
(I
ост
/р у 2 Umax ном
где V2t/maXHoM—амплитудное значение максимального напряжения на
зажимах статора генератора при его работе на холостом ходу.
Таким образом,
'о _]/ЪитахШхя _ J/2-15 000
U
ост
200
105;
4,8 , . 4,8
t = —-In 105 =—г—4,6 = 4,4 с.
4+1 5
2. По данным предыдущего примера вычислить минимально возможное»
время гашения поля, определяемое условием поддержания в процессе
гашения постоянного напряжения на зажимах обмотки ротора, равного
испытательному напряжению Уисй=3500 В.
Решение. В соответствии с {1.6)
*min — ' i
t
mtn
'-'нсп
л л0,80б
2050^^0,5 0.
3. Определить по данным предыдущего примера время гашения поля при*
установке устройства АГП с дугогасительной решеткой, содержащей 75 пла-
4* 51

стин. Напряжение между пластинами принимается равным 30 В.
Решение. Определяем напряжение на дуге VA при ее горении в дуго-
гасительной решетке после действия автомата гашения поля
£/д=30-75:=2250 В.
В соответствии с (1.11)
L~£-= -(V*-Uo)= -(2250-345);
L —1905,
dt
откуда
L 0,806
< = /.—= 2050— ^0,86c.
ГЛАВА ВТОРАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ
СИНХРОННЫХ МАШИН
2.1. НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ АРВ
Автоматизация процесса регулирования возбуждения
синхронных машин производится для решения многих задач,
а именно; для повышения устойчивости параллельной работы
отдельных генераторов электростанций и энергосистем в
целом; поддержания на требуемом уровне (в определенных
пределах) напряжения в узлах энергосистемы и у потребителей;
ускорения восстановления напряжения до нормального
значения после отключения КЗ и при самозапуске нагрузки.
Простейшим устройством для дискретного воздействия па
систему возбуждения синхронной машины с целью увеличения
тока возбуждения до предельного значения, допускаемого не-
регрузкой ротора, является автоматическая форсировка
возбуждения. Это устройство применяется либо самостоятельно,
либо совместно с устройствами регулирования возбуждения
непрерывного действия.
Устройство форсировкн возбуждения срабатывает при
снижении напряжения на измерительной системе до уровня 85%
номинального значения, В большинстве случаев оно
выполняется при помощи простой аппаратуры, состоящей из реле
напряжения и контакторов; в усложненных конструкциях
регуляторов устройство форсировки возбуждения является одним из
элементов регулятора.
Устройства АРВ в зависимости от параметра, иа кото-
Ъ2

рый оии реагируют, и характера этой реакции относятся
либо к регуляторам пропорционального действия,
либо к регуляторам сильного действия. В первую группу
входят АРВ, реагирующие на знак и отклонение тока и
напряжения от установленных значений. Во вторую группу входят
автоматические регуляторы возбуждения, которые реагируют
не только на знак и изменение напряжения и тока, но н на
скорость изменения этих и других связанных с ними
параметров (на их производные по времени).
Регуляторы возбуждения пропорционального действия на
объектах электроэнергетических систем СССР выполняются
в основном в виде устройств компаундирования с
электромагнитным корректором напряжения, разработанных рядом
организаций. Регуляторы сильного действия в основном
разработаны Всесоюзным электротехническим институтом им. В. И.
Ленина.
Устройства компаундирования с электромагнитным
корректором напряжения осуществляют изменение возбуждения в
зависимости от значения тока в цепи статора синхронной
машины и напряжения на зажимах статора нли в заданной точке
сети. Они действуют относительно медленно н имеют
статическую ошибку по напряжению, исправляемую в некоторой
степени работой устройства форсировки возбуждения.
Регуляторы сильного действия прн наличии
быстродействующей системы возбуждения обеспечивают быстрое
регулирование и поддерживают напряжение на зажимах обмотки статора
илн выводах повышающего трансформатора (при работе
генератора или синхронного компенсатора в блоке с
трансформатором) практически постоянным. Они не имеют заметной
статической ошибки; устройства форенровки возбуждения в этих
регуляторах являются резервирующим элементом,
дополнительно убыстряющим процесс регулирования.
Массовое оснащение генераторов и синхронных
компенсаторов устройствами форсировки возбуждения (в первую очередь)
н регулирования возбуждения, как уже отмечалось ранее,
значительно увеличило надежность работы электроэнергетических
систем. Особенно важно применение устройств АРВ для
повышения устойчивости параллельной работы синхронных машин.
Остановимся на этом вопросе более подробно,
Пусть синхронный генератор работает параллельно с
мощной энергетической системой через силовой трансформатор и
линию электропередачи (рнс. 2.1). Обозначим ЭДС
генератора Е^ напряжение шнн подстанции С в системе большой
(бесконечной) мощности U, сопротивление между точкой
приложения ЭДС и шннамн подстанции Х^.
Ток /i2, проходящий по сопротивлению Х\2, и активная
мощность Р, выдаваемая генератором в энергосистему, будут соот-
53

6-К5М
w
+
42
Ed Ug
Jd^
<
_ *™P
-*z
*-
хл
*" Xc
Xl2
—^
Рис. 2.1. Работа синхронного генератора в энергосистеме:
и — схема замещения; б — векторная диаграмма
^и—тн
ветственно равны
Л.1 =
Ed~U
\х
IS
SM
}X
is
(2.1)
и
P=£//l2cos<p. (2.2)
Из рис. 2Луб видно, что в треугольнике MSM угол MSN=y,
а сторона SN=SAf cos ф.
Так как из (2.1)
а из треугольника ONS
SN=Ed sin о,
то
Ed sin 6=/12Я12 cos ф.
Учитывая (2.2), имеем
Р =
—— sin о.
X
(2.3)
13
Максимальная активная мощность Ртах, которую можно
передать, соответствует значению sin 6=1, т, е.
Р —
max
X
IS
И
(2.4)
(2.5)
Р=Ртах Sin 6.
Выражение (2.3) ие учитывает наличия активной
составляющей сопротивления Лг- Такое допущение может быть
принято для качественного анализа вопросов устойчивости
параллельной работы.
Влияние работы устройств АРВ иа повышение предела
статической устойчивости видно hs рис. 2.2. При отсутствии
54

#1ГН.
ед.
V
V
V
. -">
^
Q.
J
'
V
Г*
ftk
T
ir
Л
J.
onL,rt»
v™^#*
vBU**
О
№,/и
t
lV
^L
J J0 W 60 69 WQ 120 МП/Щмц
6)
Рис. 2,2, Влияние работы устройства APS на повышение иредела статической
устойчивости для схемы сети рис. 2Л,я:
я — изменение напряжения ва зажимах генератора при Ел—const к умдичеинв угла *с
€ — изменение ЭДС генератора при поддержании неизменным напряжения на его вы*
водах и увеличении угла б; в — характеристики изменения мощности при увеличении
ЭДС генератора; / — нормальный режим работы без АРВ; а — точка устойчивого
равновесия; с — точка предела статической устойчивости; d — точка неустойчивого
равновесия; 2 — работа в зоне искусственной устойчивости; * — принадлежит результирующей
кривой при наличии АРВ и поддержании L/r=const
автоматического регулятора возбуждения ЭДС генератора Ed
определяется неизменным значением тока возбуждения и
остается постоянной в процессе аварийного режима (i^^const).
Напряжение на зажимах генератора равно вектору £/г, конец
которого разделяет отрезок UEd на части, пропорциональные
синхронному индуктивному сопротивлению генератора Хн и
сопротивлению остальной части сети Хс (см, рис. 2Л).
С возрастанием угла 6, т. е. ори увеличении передаваемой
мощности, вектор ЭДС на диаграмме займет положение Eld,
а вектор напряжения на зажимах генератора определится
вектором и\. При этом
| fid — t/, | \Eld-u\\
Как видно из рис. 2.2, а, по модулю [ Ulr
1«г1-1?51-Д/-
(2.6)
меньше 1 £/г |, т. е.
(2.7)
55

Если воспринимающий орган устройства АРВ реагирует иа
AU и стремится поддерживать А(У— 0 изменением тока
возбуждения генератора, то, как видно из диаграммы на рис. 2.2Д
ЭДС генератора будет больше Ed.
При поддержании f/r=const ординаты характеристики
передаваемой мощности превышают ординаты кривой,
построенной по выражению (2.3) для условия £d=const; работа
генератора становится возможной в области искусственной
устойчивости, т. е. при угле £ между Ed и U больше 90° (рис. 2.2,в).
2.2. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ФОРСИРОВКА ВОЗБУЖДЕНИЯ
В распространенных схемах устройств форсировки
возбуждения синхронных машин используют в качестве
измерительного органа реле минимального напряжения с коэффициентом
возврата не менее 0,85. Для исключения случаев ложных,
ненужных действий часто устанавливают два комплекта реле на
разные фазы^ измерительного трансформатора или
присоединяют такие реле к двум комплектам соответствующих
трансформаторов с соединением выходных контактов по схеме И.
Измерение напряжения производят иа выводах обмотки
статора или в другой, заранее намеченной точке сети.
При снижении напряжения до значения уставкн
срабатывания реле минимального напряжения этим реле включается
контактор форсировки. Производится необходимое воздействие
на систему возбуждения синхронной машины, в результате
увеличивается ток возбуждения до предельно допустимого
значения по условиям работы генератора.
Увеличение тока возбуждения вызывает резкое увеличение
ЭДС синхронной машины. У возбудителей с естественным
охлаждением обмоток предельное значение тока возбуждения
соответствует потолочному двукратному значению по
отношению к номинальному; в специальных устройствах,
предназначенных для достижения повышенного предела устойчивости,
применялось четырехкратное увеличение тока возбуждения.
Для машин с форсированным охлаждением та нлн иная
кратность форсировки допускается только на относительно
непродолжительное время. Например, для турбогенераторов
серии ТВФ кратность форсировки 200% допускается в течение
30 с, 170% —в течение 60 с, 120% — в течение 240 с, а 106% —
в течение 1 ч. Для турбогенераторов типов ТВВ и ТТВ
двукратная форсировка допускается в течение 20 с, а полуторакрат-
ная ограничивается временем 1 мин.
Для машин с естественным охлаждением дежурный
персонал обязан устранить причину, вызвавшую работу устройства
форсировки возбуждения, не позднее чем через 1 мин после
56

Рис. 2.3. Изменение напряжения
при КЗ и после его отключения:
U — момент возникновения КЗ; t2 —
момент срабатывания устройства фор-
сировки возбуждения; U — момент
отключений КЗ; U — момент времени
восстановления напряжения до
значения, при котором реле напряжения
форсировкн возбуждения размыкают
свои контакты; h — момент нремени
снятия форснровки, U— время
восстановления напряжения до
номинального значения
t7t2t3ti^t5
срабатывания устройства. Для этого предусматривается
сигнализация.
Выполнение защиты ротора от перегрузки и ограничение
длительности форсировкн путем развозбуждения машины
регламентированы эксплуатационными инструкциями. После того
как напряжение в точке измерения восстановилось до
значения, при котором размыкаются контакты реле форсировкн,
соответствующие устройства возвращаются в исходное
положение. Возврат может быть осуществлен или мгновенно, или
с некоторой задержкой. В последнем случае действие
форсировкн продлевается на заранее заданное время после
исчезновения причины, вызвавшей ее работу; таким образом, за счет
увеличенного значения ЭДС в послеавариином режиме в ряде
случаев может быть исключено нарушение устойчивости во
втором цикле качаний и облегчен самозапуск потребителей
после восстановления напряжения (рнс. 2.3).
Задержка возврата устройства форсировкн возбуждения
может быть достигнута прн помощи реле с замедлением на
возврат. Желательно» чтобы время возврата зависело от
времени сработавшего состояния реле минимального напряжения
форсировкн, т. е. от длительности КЗ,
Защита от недопустимо большого времени работы
форсировкн возбуждения осуществляется с помощью программного
реле времени.
Реле напряжения, управляющее форсировкой возбуждения,
целесообразно присоединять к измерительному
трансформатору напряжения через фильтр напряжения прямой
последовательности. В этом случае улавливаются толчки напряжения,
возникающие при всех видах КЗ. Часто фильтр напряжений
прямой последовательности выполняют актнвно-емкостным
(рис. 2.4).
Из диаграмм видно, что если сопротивление плеч фильтра
удовлетворяет условию
(2.8)
57

2КН
Ue
Щ if
Фильтр
K?l ,
Фильтр
5
о-
-о-*-
кв*1
I
Iabxcz
Сигнал
"а
"в
о)
а)
п
ьс
66
ЬА б)
^30
/3Q
\г/
А
° W4
G
т
г)
Рис. 2.4. Подключение реле форсировки возбуждения к фильтру напряжения
прямой последовательности:
а — схема форсировки возбуждения; 6 — соединение элементов активно-емкостного Филы*
ра прямой последовательности напряжений; в и в — потенциальные диаграммы при
подведения к фильтру напряжений обратной и прямой последовательностей соответственно;
С — напряжение на реле
то напряжение на его выходе при прямом чередовании фаз
равно 150% номинального междуфазного напряжения.
В устройствах форсировки возбуждения должны быть предусмотрены
переключатели, позволяющие персоналу выводить устройство из работы.
Учитывая простоту выполнения релейной форсировки, ее применение
целесообразно на всех генераторах и синхронных компенсаторах вне зависимости от
того, какими устройствами автоматического регулирования оснащения эти
машины.
2.3. КОМПАУНДИРОВАНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ
С СОГЛАСОВАННЫМ ВКЛЮЧЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО
КОРРЕКТОРА НАПРЯЖЕНИЯ
Компаундирование генератора, т. е. подача тока в обмотку возбуждения
в зависимости от значения тока статора с целью улучшения внешней
характеристики генератора, достигается тем, что ток, пропорциональный току
статора, выпрямляется и, складываясь с током самовозбуждения, поступает в
обмотку возбуждения возбудителя GE (рис, 2.5).
Схема рис. 2,5,а иллюстрирует принцип выполнения компаундирования
полным током, схема рис. 2,5,6 — выполнения фазового компаундирования.
В первом случае токи, пропорциональные току статора и напряжению
генератора, подводимые от измерительных трансформаторов тока и
напряжения, суммируются после выпрямления токов, во втором случае — до Их вы-
58

ъ
УГ
XUJ™
И1+
I *ст\
TV
_^xv^J
УК
--£3
TL
VS
*
0
Ротор
^ I
zb-JdLb
Л7
+ <' <
p
LhTT D! t \АГП
BE
GEA ^~
*Z~ Н**комт\
кор
№7
3MK
'комп
+ 9 J —
a
*)
■^e*
щ^Г Dll J"77
£5
4е~~^в''"^фк<)мп
[Ф комп
Рис. 2.5. Принцип выполнения устройства компаундирования:
а — компаундирование полным током; 6 — фазовое компаундирование
ел

U
прямления, т.е. на стороне переменного то*
ка, что позволяет учесть влияние фазового
угла между током статора и напряжением.
Устройство фазового компаундирования
по сравнению с устройством
компаундирования полным током более точно
поддерживает напряжение на зажимах генератора, а
Jr от устройства корректора напряжения,
Рис. 2.6. Внешние характера предназначенного для поддержания задан-
стики генератора ного уровня напряжения, требуется
значительно меньшая мощность.
Для регулирования возбуждения широкое применение находят
регуляторы с управляемым фазовым компаундированием. Разберем действие этого
устройства. При отсутствии компаундирования и неучете активного
сопротивления обмоток статора напряжение на зажимах генератора в
соответствии с рис. 2.2,а
U =*£ — \Х I (2.9)
_Г —Г ' Г_Г* ч '
Если значение ЭДС неизменно и значение Хг постоянно, внешняя
характеристика генератора определится прямой 1 (рис. 2.6), т. е. с увеличением
тока статора напряжение понижается. Для поддержания постоянства
напряжения (прямая 2) устройство регулирования должно обеспечить
увеличение ЭДС на
AE = jXrI_r. (2Л0)
Добавочная ЭДС должна опережать вектор тока статора на 90°, т. е.
зависеть как от модуля, так и от фазы тока статора (рис. 2.7,а). В
устройствах компаундирования полным током это условие не выполняется, так как
при одинаковых значениях тока статора ЭДС увеличивается одинаково вне
зависимости от фазы тока; в одних случаях происходит превышение
напряжения по сравнению с требуемым значением, в других случаях напряжение
не восстанавливается до необходимой величины (рис. 2.7,6); поддержание
заданного уровня напряжения осуществляет корректор напряжения, который
должен обладать достаточно большой мощностью.
В устройствах фазового компаундирования коррекция напряжения
осуществляется изменением коэффициента суммирующего промежуточного
трансформатора путем подмагничивания его сердечника выпрямленным током
от измерительного трансформатора напряжения. Степень коррекции
напряжения зависит от уровня напряжения на зажимах трансформатора напряже-
жения, и для ее выполнения требуется незначительная мощность. В силу
этого устройство называется устройством управляемого
фазового компаундирования.
Полная схема регулятора показана на рис. 2.8. Основным элементом
устройства (силовым органом) является трансформатор с подмагничиванием,
представляющий собой трансформаторный магнитный усилитель UAV1 с
двумя обмотками питания. Первичная последовательная обмотка А подключена
к трансформаторам тока ТА. Первичная параллельная обмотка V питается
60

Рис. 2.7. Характеристики, компаундированного генератора:
а — зависимость ЭДС генератора Еу от угла нагрузки ф, изменяющегося от 0 до 90 °С
при Ur=cous\; б — внешние характеристики генератора, компаундированного полным
током, при разных значениях cos ф; точка а определяет порог компаундирования
от. трансформатора напряжения TV через повышающий автотрансформатор
Т1 и балластное сопротивление в виде дросселя с воздушным зазором ZL.
На рис, 2,8 трансформаторы тока включены на фазы Л и С, а ток в
последовательной обмотке А равен геометрической разности вторичных токо»
этих фаз. Ток в обмотке А ^трансформатора UAV1 должен быть таким,
чтобы при угле ф=0 между током фазы А генератора и напряжением
одноименной фазы UАо ток в обмотке А опережал ток в обмотке V на угол 90\
Указанное достигается включением автотрансформатора 77 на напряжение
Uвс вторичных обмоток измерительного трансформатора напряжения с
соединением обмоток треугольник — звезда.
Дроссель ZL обеспечивает линейную зависимость тока в обмотке V от
приложенного напряжения и необходим для осуществления регулирования
при холостом ходе и малых нагрузках генератора, когда влияние обмотки А
мало; автотрансформатор 77 повышает напряжение питания цепи дросселя,
что позволяет увеличить сопротивление дросселя для создания
пропорциональности между током в цепи и напряжением. Кроме того, такое
повышение напряжения значительно уменьшает значение емкости С
компенсирующего конденсатора, применяемого для снижения нагрузки на
трансформаторы напряжения.
Для подмагничиваиия трансформатора UAV1 предусмотрена обмотка
управления, которая включена на выход магнитного усилителя UAV2,
питающегося выпрямленным током трансформатора напряжения.
Промежуточный усилитель управляется от трехфазного измерительного органа и
составляет вместе с ним корректор напряжения.
Измерительный трансформатор ТЗ имеет две обмотки: первичную,
используемую как нелинейный элемент, питающую через выпрямители VS2
одну из обмоток магнитного усилителя UAV2 (обмотку И), и вторичную, пи-
61

Рис, 2.8. Схема устройства АРВ с управляемым фа^вым компаундированием
тающую через выпрямители VS1 обмотку Л магнитного усилителя —
линейный элемент. Результирующее воздействие от магнитных потоков,
создаваемых токами Л и /2 в магнитном усилителе, определяется разностью токов
Л.1.Э—/2 и Ли.э—Л (рис. 2.9). При отклонении напряжения от заданного
значения в сторону увеличения из-за намагничивания сердечника
трансформатора ТЗ нелинейность тока }\ резко возрастает и, таким образом,
характеристика магнитного усилителя получает вид, показанный на рис. 2.10.
Соответственно характеристики тока выхода регулятора (рис. 2.11) обеспечивают
форсированное действие в областях, близких к напряжению С/Нои, которое
регулятор должен поддерживать.
Регулировочное сопротивление резистора Rp (рис. 2.8) требуется для
смещения характеристики магнитного усилителя UAV2 в область желаемых
напряжений. Оно включается последовательно с линейной и нелинейной об*
мотками измерительного трансформатора ТЗ. Уставка напряжения,
поддерживаемая регулятором, задается установочным автотрансформатором Т2% пи*
тающим измерительный трансформатор ТЗ. Пределы изменения напряжения

Щ W* °r
Рис, 2.9, Характеристика
измерительного органа устройства АРВ
JmuA
US Ur
Рис. 2.10. Характеристика магнитного»
усилителя устройства управляемого
фазового компаундирования
составляют 10—15% номинального. Изменение уставки производится
вручную или приводом с дистанционным управлением.
Для изменения крутизны характеристики тока выхода корректора
напряжения в магнитном усилителе UAV2 предусмотрены обмотки внешней
обратной связи. Обмотка wi питается током выхода UAV1 (от обмотки О
и выпрямителей VS6), т. е. током в цепи обмотки возбуждения
возбудителя. Обмотка w2 питается выпрямленным током статора, значение которого
регулируется сопротивлением резистора RC1.
Конденсатор С емкостью 20 мкФ, подключенный на выходе
автотрансформатора 77, позволяет уменьшить общую нагрузку трансформатора
напряжения примерно в 2 раза. Фильтровый конденсатор Сф емкостью 80 мкФ
на выходе магнитного усилителя UAV2 служит для улучшения рабочей
характеристики корректора.
Включение устройства АРВ в цепь возбуждения может осуществляться
или присоединением к общей параллельной обмотке так, как показано на
/в
ых
Рис. 2Л1. Характеристика тока выхода
регулятора возбуждения с управляемым
фазовым компаундированием в
зависимости от напряжения генератора:
1 — холостой ход генератора; 2 —> нагрузка
генератора 50 % номинальной ' мри cos ф,
близком к единице; 3 — то же при cos ф, близком
к нулю; 4 — нагрузка генератора 100 %
номинальной при cos <р, близком к единице; 5—
то же при cos q>, близком к нулю
*бых.
Ь5
1,0
0,5
О
г^ -
ном
/5 ч
—-^
V)
/3
Г7]
i
1 ш
kvL
&r. ном
63

рис. 2.8, или к отдельной обмотке возбуждения. При наличии отдельной
обмотки от устройства АРВ требуется минимальная выходная мощность.
Поддерживаемое устройством АРВ напряжение зависит от частоты. При
изменении частоты на 1% напряжение меняется на 1—1,5%. Максимальная
мощность выхода составляет около 650 Вт. Максимальный питающий ток
от трехфазной группы трансформаторов напряжения при С=20 мкФ не
превышает в двух фазах 4 А, а в третьей фазе 1 А. Напряжение на
трансформаторах тока при максимальной мощности устройства АРВ составляет
примерно 200 В; с уменьшением мощности, отдаваемой устройством, это
напряжение снижается. Мощность устройства достаточна, чтобы обеспечить
регулирование напряжения генераторов, мощность возбуждения возбудителей
которых при номинальной нагрузке генераторов не превышает 1000 кВт. При
больших мощностях (например, для гидрогенераторов с мощностью
возбуждения возбудителей от 1000 до 2000 кВт при номинальной нагрузке
генераторов) требуется применение двух комплектов устройств АРВ, однако дра
этом может быть использован один корректор напряжения, который
включается на последовательно соединенные обмотки управления двух
трансформаторов UAVL
2.4. РЕГУЛЯТОР ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ СЕРИИ ТВВ
С ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ СИСТЕМОЙ ВОЗБУЖДЕНИЯ
Генераторы серии ТВВ с высокочастотной системой возбужг
депия оснащаются устройством регулирования возбуждения
типа ЭПА-325Б.
В состав регулятора типа ЭПА-325Б (рис. 2.12) входят:
собственно автоматический регулятор возбуждения АРВ
пропорционального типа, устройство быстродействующей форси-
ровки возбуждения УБФ и блок ограничения форсировкн БОФ.
Обмотка ротора питается выпрямленным током
высокочастотного генератра ВГТ. Последний имеет три обмоткн
возбуждения: wl, включенную последовательно с обмоткой ротора
основного генератора; w2y обеспечивающую форсировку и
питаемую магнитным усилителем UAV1, выходной ток которого прн
нормальном напряжении на зажимах статора основного
генератора ТВВ мал и резко увеличивается при снижении
напряжения; w3, включенную в противофазе с обмотками wl и w2.
Обмотка w3 присоединена к магнитному усилителю UAV2
устройства АРВ. Возбуждение, создаваемое обмоткой ш/,
превышает значение, требуемое для нормальной работы
генератора ВГТ; избыток возбуждения компенсируется воздействием'
тока, проходящего по обмотке w3.
Характеристики тока выхода магнитных усилителей АРВ и
УБФ показаны на рнс. 2.13. При снижении напряжения иа
зажимах генератора ТВВ ток выхода магнитного усилителя
VAV2 уменьшается. Это приводит к уменьшению компеисирую-
64

щего влияния обмотки w3 и увеличению воздействия от тока,
проходящего по обмотке wL
При увеличении напряжения на зажимах генератора
процесс имеет обратный характер. Если снижение напряжения
значительно, ток в обмотке тЗ резко снижается, что приводит
к возрастанию напряжения на зажимах высокочастотного
генератора ВГТ. Ток в обмотке wl резко увеличивается, чем
обусловливается форснровка возбуждения генератора
(увеличивается ток в обмотке возбуждения).
Трансформатор Т2 и насыщающийся трансформатор ТЗ
подключены по схеме компаундирования полным
током. Первичная обмотка трансформатора ТЗ является
насыщающимся дросселем, образующим нелинейный элемент
измерительного органа VS2. Вторичная обмотка трансформатора
ТЗ образует линейный элемент измерительного органа VSL
Выпрямленные токн линейного и нелинейного элементов
поступают в обмотки управления Л и Я магнитных усилителей
UAV1 и UAV2. Характеристики линейного н нелинейного
элементов измерительного органа имеют вид, показанный на
рис. 2.9.
Одна из обмоток магнитного усилителя UAV2
предназначена для обеспечения жесткой обратной связи (ЖОС). Обмотка
питается током, проходящим по цепи обмотки w2 от
устройства форсировки возбуждения УБФ, н включена согласно с
обмоткой Н нелинейного элемента. Наличие жесткой обратной
связи компенсирует влияние подмагиичивания магнитного
усилителя UAV2 током от измерительного органа регулятора при
понижении напряжения на зажимах основного генератора.
Для обеспечения устойчивости регулирования
предусмотрена гибкая обратная связь (ГОС). Обмотка ГОС питается
током возбудителя через трансформатор Т4. Резисторы Rl — R6
являются установочными н используются при настройке
регулятора. Действие устройства происходит следующим образом.
При снижении напряжения на зажимах генератора ТВВ по
сравнению с установленным номинальным значением
воздействие тока обмотки линейного элемента становится больше, чем
воздействие тока обмотки нелинейного элемента. Под
влиянием разности этих воздействий сердечник магнитного усилителя
UAV2 начинает подмагничиваться, и если бы не было жесткой
обратной связи, происходило бы дополнительное снижение
напряжения.
Из-за снижения напряжения токи в обмотках w2 и ЖОС
стремятся увеличиться за счет действия устройства УБФ
(возрастает ток от силовых обмоток СО магнитного усилителя
UAVJ). Увеличение тока в обмотке ЖОС магнитного
усилителя UAV2 приводит к увеличению сопротивления его силовых
5-6678 65

ШЗ—E
N5
2
66

+ кт
HV1.1 Р
SB К™ й/
HL1.2
ВКа* вк*™* \
KL3
HL1.1
5F2
KL2
НШ
Включение розёозВукдения при
увеличении напряжения
8о(1,5*1,7Шнт & течение 20с
Цепи самаудержи8ания
и ручного возврата
Включение КМ при отключении
АГП и выключателя Я генератора
Отключение КМ при
Восстановлении напряжения
Ujsnb электромагнита
включения контактора КМ
Включение цепи 2 при отключении
автоматического Выключателя SF
(в случае потери напряжения)
К цепям 1-4 UAV1u VAV2рис.2J2,a
б)
Рис. 2.12. Продолжение:
6 — вариант автоматического переключения на период пуска
(выходных) обмоток СО и резкому уменьшению тока в обмотке
w37 что н обеспечивает требуемую форсировку.
При увеличении напряжения по сравнению с номинальным
ток выхода UAV1 устройства УБФ не возрастает, поэтому
увеличение тока в обмотке w3 обеспечивает необходимый эффект
регулирования, т. е. снижает напряжение на зажимах
генератора ТВВ.
Силовые обмотки магнитного усилителя UAV1 для
усиления эффекта форсировки питаются от высокочастотного
генератора ВГТ, напряжение которого при форсировке возрастает —
создается. эффект положительной обратной связи, т. е.
дополнительное усиление.
На период пуска цепи силовых обмоток VAV1
переключаются на питание от высокочастотного подвозбудителя ВЧП,
Силовые обмотки магнитного усилителя UAV2 постоянно
получают питание от высокочастотиого подвозбудителя ВЧП через
промежуточный трансформатор ТВ.
Переключение контактора КМ осуществляется персоналом
вручную либо производится автоматически при включении
автомата гашения поля (АГП). На рис, 2.12,6 показан вариант
автоматического переключения. При включении АГП подается
напряжение на одну из обмоток двухпозиционного реле KL3 и
Б» 67

h
*«'L
Рис, 2ЛЗ.
Характеристики АРВ и устройства
быстродействующей форси-
ровки (УБФ)
регулятора ЭПА-825Б
замыкается цепь контактора КМ.
Последний переключает силовые
обмотки UAV1 иа ВЧП, включает обмотку
дополнительного подмагничиваиия Я
(через регулировочный резистор R9)
и размыкает цепь обмоткн Л
устройства форсировки возбуждения. Так
как при этом воздействие от тока в
обмотке w2 начинает превышать
воздействие от тока в обмотке w3,
приходящего от АРВ (от магнитного
усилителя UAV2), то появится ток в
обмотке ротора и обмотке wL После
того как появилось напряжение на
зажимах генератора ТВВ, срабатывает реле напряжения KV2 с
уставкой Ucp=U«oh. Включается вторая обмотка двухпознцнон-
ного реле /ЦД которое возвращается в исходное положение и
размыкает цепь контактора КМ.
Упомянутое размыкание цепи линейного элемента прн
включении генератора требуется для ограничения напряжения
на ВГТ в пусковом режиме до значения 0,5 номинального.
В устройстве регулятора ЭПА-325Б предусмотрены блоки
ограничения форснровкн возбуждения н развозбуждеиня. Блок
ограничения форсировки выполняется на магнитных элементах
с использованием напряжения измерительного трансформатора
TL, подключенного к зажимам генератора ВГТ (рис. 2.14).
Прн достижении напряжением двукратного значения, опасного
К обмоткам ОФ *-1—■-
магнитных
усилителей UAV4
U UAV2ipuc 2.12,0)
К дазЬддителю ВГТ (рис.
гт)
I ТТ 1 1
Рис. 2.14. Блок ограничения форсировки устройства ЭПА-325Б
68

для сохранности выпрямителей
устройства, ток усилителя UAV (рис. *мх^
2.14) резко возрастает. Этот ток по
цепи обмотки ОФ вызывает
уменьшение тока выхода магнитного
усилителя UAV2 (см. рис. 2.12,а), что
приводит к редкому уменьшению тока фор-
снровкн. Степень ограничения, т. е.
изменение крутизны характеристики
(рис. 2 Л 5), достигается обмоткой
Онутренней обратной связи магнитно- РйС 215 Характеристика
го усилителя UAV (рис. 2Л4). блока ограничения форси-
Развозбуждение генератора при ровки устройства ЭПА-325Б
достижении напряжения 1,5—1,7
номинального значения (из-за неисправностей регулятора или
по другим причинам осуществляется прн помощи реле
KV1 и КТ с временем срабатывания 20 с. Реле времени
контактами КТЛ включает реле /(L/. Последнее самоудержнвает-
ся и замыкает цепь обмотки развозбуждення ОР и подмагнн-
чнвания ОП магнитных усилителей VAV1 и UAV2 (см.
рис. 2.12). Ток через эти обмотки регулируется резистором R8,
Возврат устройства производится персоналом воздействием на
кнопку управления SB.
2.5. РЕГУЛЯТОРЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ
Идеи регуляторов возбуждения сильного действия были
предложены доктором техн. наук, проф. М. М. Ботвинником
применительно к поддержанию устойчивости дальних
электропередач переменного тока.
Быстродействие регуляторов рассматриваемого типа и
точность поддержания ими значения регулируемого параметра
достигаются осуществлением процесса регулирования не только
в зависимости от изменения регулируемой величины, но и по
скорости н ускорению при этом изменении (по первой н второй
производным) [6]. Требуемое качество н эффективность
регулирования возможны прн наличии системы возбуждения,
обеспечивающей большую скорость нарастания напряжения на за-
жямах обмотки ротора генератора.
Для повышения устойчивости параллельной работы
генераторов, как следует из (2.3) и рассмотрения рис. 2.2,
целесообразно было бы осуществлять регулирование по углу 6. Однако
измерение угла б между вектором ЭДС генератора и вектором
напряжения шнн приемной системы, удаленной на большое
расстояние, в большинстве случаев требует применения
специальных средств, что усложняет устройство и понижает
надежность его работы.
69

При работе по схеме генератор — трансформатор — линия
электропередачи—приемная энергосистема угол б может быть
определен с помощью так называемой фантомной схемы (см.
гл. 4). Однако такие устройства широкого распространения не
получили.
Наиболее часто применяются регуляторы возбуждения
сильного действия, производящие регулирование по электрическим
параметрам, зависящим от угла б, в частности по напряжению
в контролируемой точке. Для убыстрения процесса
регулирования и его стабилизации в закон регулирования вводится
первая производная указанной величины — отклонение частоты
и производная этого отклонения. Отклонение частоты
пропорционально первой производной отклонения угла 6, а
производная отклонения частоты — второй производной. Кроме того,
вводится отрицательная обратная связь по току ротора.
Математическое выражение, определяющее закон
регулирования, можно записать следующим образом:
Я=А0я + *1 — +К—, (2.11)
0 г dt dt*
где Я — параметр режима, по которому производится регули-
dn d2n ^
рование; я, , ^соответственно абсолютные значения
dt dt2
отклонения параметра регулирования, первая и вторая
производные от этого отклонения; k0i k\> &2— коэффициенты
регулирования.
Область устойчивости процесса регулирования и его
быстрота определяются выбранными коэффициентами &о, k\ и к2,
Введение в закон регулирования первой производной в опреде-
ленных пределах увеличивает устойчивость н скорость
процесса. В сторону увеличения скорости влияет также увеличение
коэффициентов &0 и k2. Однако чрезмерное увеличение
коэффициентов может привести к перерегулированию и
самораскачиванию.
Оптимальные значения коэффициентов зависят от
конфигурации энергосистемы, а также от направления и соотношений
перетоков по линиям электропередачи, соединяющим
электрическую станцию, и а которой осуществляется регулирование
возбуждения генераторов, с другими частями системы.
На рнс. 2.16 показаны характеристики, ограничивающие
область устойчивой работы регулятора, производящего
регулирование по углу б и его первой и второй производным, при
различных значениях коэффициентов k\ и &2- Эти
характеристики определены для генератора, выдающего свою мощность
в приемную энергосистему по длинной линии электропередачи.
Устойчивая зона регулирования меняется в зависимости от на*
70

Рис. 2.16. Определение
коэффициентов k\ и k2 в зависимости от режимов
работы электропередачи (область
устойчивой работы для всех
режимов заштрихована):
fe]cp и &2ср — средние значения координат
точек, расположенных о области устойчи
вой работы регулятора
*0=Ют
чального угла передачи 6о- Коэффициенты регулирования
выбираются так, чтобы устойчивость процесса регулирования
сохранялась прн любых значениях угла б0- При переходе на
регулирование по напряжению и его производным границы
областей устойчивости регулирования изменяются, однако
характер процесса и, следовательно, возможность выбора
оптимальных коэффициентов k\ и k% остаются прежними (рис. 2.17)
Регуляторами сильного действия могут оснащаться как гид-
ро-, так и турбогенераторы. В большинстве случаев регуляторы
применяются в сочетании с ионной (или тиристорпой) системой
возбуждения. Применение АРВ сильного действия на машинах
с ионной системой возбуждения позволяет по сравнению с АРВ
пропорционального типа на машинах с электромашипным
возбуждением повысить пределы статической устойчивости иа
10—30 и пределы динамической устойчивости на б—10%.
В одном из вариантов регулятора сильного действия
предусматривается результирующее воздействие на систему
возбуждения по следующим факторам:
а) по отклонению напряжения AU от заданного значения
с коэффициентом
, р-п ед.возб.
ед. напр.
б) по значению производной напряжения (по скорости
изменения напряжения) с коэффициентом
к'и, = 0
ед.возб.
ед, напр./с
в) по изменению частоты тока статора с коэффициентом
fy0 = 0-s-15
ед.возб.
Гц
71

-WOO км
ЩН~)<£>_ чь
¥ <£ ¥
<$>
')
*)
Рис, 2.17, Примерный характер изменения областей устойчивости
регулирования при различных значениях коэффициентов регулирования kx и k^\
а — схема электропередачи; б — граничные области устойчивого регулирования; 1 —
регулирование по углу Ь; 2 — регулирование по TQjcy; 3 — регулирование по напряжению
г) по значению производной частоты тока статора с
коэффициентом
ед.возб.
Afl = 0
б
Гц/с
д) по значению производной тока ротора (по скорости
изменения тока) с коэффициентом
ед.возб.
k'.
/'рот
-0--2
ед. тока рот./с
За единицы возбуждения тока и напряжения принимаются
их номинальные значения. Оптимальные коэффициенты
усиления по различным каналам определяются для каждого
устройства путем предварительных расчетов н натурных
экспериментов в энергосистеме.
С целью упрощения внешних связей регулятора можно
применять воздействие по частоте и ее производной; однако при
передаче мощности, близкой к пределу по статической
устойчивости, как показали исследования на математических
моделях, возможно самораскачнвание системы. Кроме того, как
показал анализ ряда аварийных ситуаций, прн возникновеннн
в той части энергосистемы, где расположена станция с АРВ,
дефицита активной мощности из-за наличия канала по частоте
происходило нежелательное снижение напряжения иа шинах
станции.
Регулятор сильного действия состоит из блоков напряжения
ВНУ компаундирования ВКТ с промежуточным
трансформатором тока ТА и операционного блока ОБ (рнс. 2.18). В блок
напряжения входят: регулировочный двигатель М, сельсин-при-
емиик CR\ дифференциальный сельенн RD, механический
дифференциал ТДУ выпрямители VS1 н VS2, фильтр KVZ1,
нелинейный мост на стабилитронах VD, реле форсировкн К^ф
72

АРВ
*"!»
нов
if SO Гц НОВ; 450 Ги
1
-38QB
380В
1
50Ш,
UF
1108
ЧБОГи,
К:
лш/
ЖУ1\
о.
см
3
KV22
rtt
нав/tsa
«->■
RV2Z л—| \/?
ОБ
ССУПР
«Latp.1
X
^ ССУ11Ф
*ст
Я5
Рис. 2.18. Структурная схема АРВ сильного действия. Символом UF
обозначено устройство для преобразования переменного напряжения 380 В, 50 Гц в
напряжение 110 В, 450 Гц
с коэффициентом возврата 0,98, три однофазных
трансформатора TVly подпорный трансформатор TV2.
В операционный блок поступают сигналы от блока тока
линий БТЛ-0,5, блока тока ротора БТЛ-5, ограничителя
минимального возбуждения ОМВу питаемого от трансформатора
постоянного тока TLA, блока обратной связи БОСИВ,
воздействие иа который зависит от значения напряжения
возбудителя £/рот-
Выходные цепи операционного блока подключены к
обмоткам суммирующего магнитного усилителя UAV1, создающего
первый каскад усиления. Второй каскад усиления
осуществляется магнитными усилителями UAV2(P) и ЦАУЗ(Ф). Ток
силовой обмоткн усилителя UAV2 воздействует иа
полупроводниковую систему сеточного управления рабочей группы диодов
73

Я5Тн
&5Гн
/УмкФ =Ь
0,17мкФ
#
5мкФ
Рис, 2.19,
фильтра
Схема выходного
ССУП-Р, а ток силовой обмотки
усилителя UAV3 — на
полупроводниковую систему управления фор-
сировочной группы диодов ССУП'Ф.
Воздействие осуществляется через
выходные фильтры KVZ2 и KVZ3,
снижающие переменную
составляющую выходного напряжения до
150 мВ. Схема фильтра приведена
на рис. 2.19.
На структурной схеме
регулятора (рис. 2Л8) ионный возбудитель ИБ содержит две группы
диодов — рабочую и форсировочную. Для ограничения форсн-
ровкн возбуждения предусмотрено включение сеточного
питания форсировочной группы диодов ССУИ-Ф через стабилитрон,
который присоединяется к цепи при срабатывании контакта
KL0$.l реле ограничения форсировки KLQ$ (обмотка на
рис. 2.18 не показана).
Благодаря применению реле форсировки KL$ с высоким
коэффициентом возврата работа реле происходит и при
удаленных коротких замыканиях в сети. Для введения задержки
форснровкн после отключения коротких замыканнй (примерно
на 0,1 с) осуществлена задержка на отпадание якоря реле
КЬф. Достигается это тем, что параллельно обмотке реле KL&
включен конденсатор емкостью 20 мкФ. Сигнал, поступающий
от реле КЬф на управляющую обмотку усилителя UAV1,
превышает сигнал от производных тока н напряжения на развоз-
буждеине, возникающий при отключении коротких замыканнй,
чем нейтрализует нежелательное действие этих сигналов.
ВНИЙЭ и ВЦ Главтехуправлення Минэнерго СССР
разработали программу ЭВМ, позволяющую упростить отыскание
оптимальной настройки автоматических регуляторов сильного
действия. Были проведены испытания контроля этих
регуляторов на ряде электростанций (на Запорожской ГРЭС,
Криворожской ГРЭС-2, Саяно-Шушенской ГЭС и др.).
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
IX НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Поддержание нормального уровня напряжения в питающих
частях энергосистемы и ее потребителей является одной нз
основных задач качественного ведения режима работы
электроэнергетической системы. Государственный стандарт допускает
74

отклонение напряжения у потребителей от номинального не
более чем на 5%. Отклонения напряжения сверх указанного
значения в сторону понижения могут приводить к увеличению
скольжения асинхронных двигателей и как следствие к
перегрузке реактивным током питающих элементов; при наличии
электросветильников в виде ламп накаливания—к
значительному уменьшению их светоотдачи, а для люминесцентных
ламп — к их погасанию.
При увеличении напряжения может возникнуть массовый
выход из строя ламп накаливания н радиоаппаратуры. Кроме
того, чрезмерное увеличение напряжения вызывает старение
изоляции с повышенными токами утечкн, что может привести
к повреждению электрооборудования. Уменьшение напряжения
в узловых пунктах энергетической системы снижает
пропускную способность линий электропередачи и понижает
устойчивость параллельной работы энергосистемы.
Поддержание номинального напряжения иа зажимах
радио- и телевизионной аппаратуры, а также в цепях
электропитания электронных приборов и ЭВМ выполняют устройства
типа стабилизаторов напряжения. Они бывают индивидуальные
или групповые.
В сетях освещения электростанций н подстанций в течение
длительного времени находят применение ферромагнитные
стабилизаторы типа СТС2 [18]. Онн на выходе обеспечивают
стабильное напряжение при изменении напряжения входа от
0,85 до 1,1 номинального. Проходная мощность этих
стабилизаторов 100 илн 63 кВ-А. Однако при снижении напряжения
пнтання до 70—72% номинального на время до 0,02 с
люминесцентные ртутные лампы высокого давления ДРЛ гасли;
повторное зажигание оказывалось возможным после
охлаждения— через 10 мнн.
Поддержание напряжения на должном уровне в
контрольных пунктах энергосистемы достигается рациональным
ведением режима работы дежурным персоналом (полным
использованием реактивной мощности генераторов и синхронных
компенсаторов, недопущением перегрузки питающих элементов
системы, правильным направлением потоков мощности по
отдельным линиям электропередачи, надлежащим выбором
коэффициентов трансформации повышающих и понижающих
трансформаторов), а также совместной работой устройств
автоматического регулирования возбуждения синхронных машин
(генераторов, компенсаторов, двигателей), устройств,
автоматически изменяющих под нагрузкой коэффициенты
трансформации силовых трансформаторов, последовательных
регулировочных трансформаторов и устройств, автоматически
переключающих илн плавно изменяющих емкостную нагрузку стати-
75

ческих компенсаторов. Важно, чтобы заранее (еще на стадии
проекта) были предусмотрены требуемые устройства.
Оптимальные условия для поддержания нужных уровней
напряжения в системе, работающей на уже имеющемся
оборудовании, определяются с помощью ЭВМ по специальным
программам.
При наличии в энергосистеме линий электропередачи
большой длины снижения влияния емкости этих линий на уровни
напряжения в примыкающем районе достигают за счет
установки компенсирующих заземляющих реакторов на фазах.
Автоматические устройства, управляющие включением и
отключением этих реакторов и чувствительные к одностороннему
отключению длинной линии с противоположного конца, входят
в комплект автоматического ограничения повышения
напряжения (АОПН).
Применяемое в некоторых случаях ограничение нагрузки
потребителей для повышения напряжения (в узле
энергосистемы) включается в настоящее время в функции устройств
специального автоматического ограничения нагрузки (САОН),
Эта автоматика бывает ближнего н дальнего действия; в
последнем случае необходимые сигналы передаются по
различным каналам телемеханики.
3.Z. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УСТРОЙСТВ АРВ
Устройства АРВ используются для поддержания
напряжения на заданном уровне (в том ичсле н по соображениям
устойчивости) и для распределения реактивной нагрузки между
источниками питания в период нормальной работы
энергетических систем. При наличии аппаратуры АРВ на генераторах и
синхронных компенсаторах изменение задания, определяющего
требуемый уровень напряжения, производится специальными
автоматами или управляющей ЭВМ или персоналом путем
воздействия на установочное устройство.
Для уменьшения уровня напряжения на зажимах
генератора или компенсатора с помощью установочного
автотрансформатора следует увеличить напряжение, подводимое к
воспринимающему органу АРВ. В этом случае ток выхода
регулятора уменьшается.
Для увеличения уровня напряжения на зажимах
генератора или компенсатора напряжение, подводимое к этому
органу, надо уменьшать. Такое уменьшение может быть
допущено до некоторого предела, определяемого значением
максимального тока выхода, контролируемого показанием прибора
на пульте управления.
Следует иметь в виду, что только наличие устройств АРВ
иа генераторах и синхронных компенсаторах без вмешательст-
76

5
X
■<ЕН
АРВ
■—TgV-Pwen
Рис. 3.1. Параллельная работа
генераторов на шины
генераторного напряжения
ва дежурного персонала полностью
не может решить вопроса регули«
рования напряжения и реактивной
мощности в энергетической
системе. Ниже рассмотрены примеры,
позволяющие уяснить некоторые
принципы использования устройств
АРВ в системах регулирования
напряжения и реактивной мощности
в энергообъединениях и их
объектах.
а) Генераторы работают
параллельно на шинах генераторного
напряжения. Устройства АРВ
установлены на каждом генераторе. Заданный уровень напряжения
должен поддерживаться на шинах (рис, ЗЛ).
Условимся рассматривать процесс регулирования при
наличии регулировочного диапазона. Такой диапазон
соответствует области работы системы возбуждения по достижении ее
током значения, определяющего наибольшую величину
(предел) возбуждения в течение времени, допускаемого
конструкцией агрегата (его электромагнитными и тепловыми
характеристиками).
Регулирование может происходить по астатическим
(независимым) и статическим (зависимым)
характеристикам. При астатическом регулировании уровень напряжения
в некоторой точке системы, по которому производится
регулирование в функции, например, реактивной составляющей тока
статора /г.р (рис. 3.2,а), имеет вид прямой линии, параллельной
оси абсцисс.
Предположим, что на генераторах установлены устройства
АРВ, действие которых определяется только фактом
отклонения напряжения от заданного уровня. При понижении
напряжения первым сработает устройство АРВ с меньшей зоной
нечувствительности. Генератор, снабженный таким
регулятором, начнет загружаться реактивным током. Другие
параллельно работающие машины при этом могут не принимать участия
в процессе восстановления напряжения или начать
участвовать после того, как исчерпаются регулировочные возможности
первого генератора. Таким образом, распределение реактивных
нагрузок между машинами неопределенно.
При статических характеристиках регулирования
(рис. 3.2,6) распределение реактивных нагрузок между
машинами зависит от наклонов характеристик ^r=f(/r.p),
определяемых коэффициентами статизма
Si=tgcxi; s2=tga2-
(3.1)
77

и
£
Рис. 3.2. Характеристики
регулирования
напряжения:
а — астатическая
(независимая); 6 — статическая
(зависимая)
В большей степени реактивным током загрузится та из
машин, характеристика которой больше приближается к
горизонтальной прямой (у которой коэффициент статнзма меньше,
характеристика /).
Обеспечить желательное (стабильное) распределение
реактивных нагрузок между генераторами можно, изменив наклон
характеристик Ur=f(ITtP), осуществив токовую
стабилизацию.
Принцип токовой стабилизации ясен из рис, 3.3,
Пусть генератор оснащен регулятором возбуждения с
астатической характеристикой, обеспечивающим поддержание
постоянного напряжения на зажимах статора, к которым через
измерительный трансформатор напряжения подключен
воспринимающий орган регулятора. Обеспечить в этом случае
статическую характеристику регулирования можно, если подводить
к АРВ напряжение, стабилизированное реактивным током. Так
как регулятор стремится поддержать постоянным напряжение
на входе, то это напряжение должно автоматически изменяться
по закону
£/r=£/x-/r.pS, (3.2)
где s — требуемый коэффициент статизма; С/х — напряжение
на шинах при холостом ходе генератора.
Требуемые фазовые соотношения между напряжениями и
токами, подводимыми к воспринимающим системам АРВ,
можно достигнуть, еслн включить их на напряжения
U
АН
U^^^-^-R,
Lc
pi
Ц* =
t/p.~
к
V
Ъс
к,
ст»
К
V
Ч.СА
В
К
- — =^-Я
и
X,
Ст»
(3.3)
где Ki и Ки—коэффициенты трансформации трансформаторов
тока и напряжения; /?ст—сопротивление стабилизации,
78

ф
ir,
ul
T1K> \Trf T2)p\ \ГЛ
Рис, 3.3. Пояснение принципа то- Рис. 3.4. Схема работы блоков генера-
новой стабилизации тор — трансформатор на общие шины
Наклон характеристик по рис. 3.2,6 определяется величиной
Ки, изменением которой достигается желательное рас-
пределение реактивных нагрузок между генераторами.
В устройствах компаундирования полным током
статический закон регулирования Uv=^f(Ir.p) достигается за счет
внутреннего статизма регулятора. Из рис. 2.7,6 видно, что с
увеличением реактивной слагающей тока статора, что имеет место
при увеличении значения фазового угла <р и неизменном
полном токе статора, уровень напряжения, поддерживаемый
устройством, понижается. При наличии корректора напряжения,
более инерционного, чем устройство компаундирования, с
течением времени происходит некоторое перераспределение
реактивных токов.
Электромагнитный корректор напряжения, включенный по
схеме рис. 2.12,а, обеспечивает закон регулирования по
выражению
U— (Ух— U долн5.
(3.4)
Стабилизация напряжения определяется значением полного
тока, проходящего по обмоткам статора. Для изменения
коэффициента статизма параллельно обмотке разделительного
трансформатора T2t присоединенного к трансформаторам тока
ТА, включено регулируемое сопротивление Яз-
В устройствах управляемого фазового компаундирования
(рис. 2.8) коэффициент статизма регулируется изменением
сопротивления Rct-
79

б) Генераторы работают на общие шины блоками с
силовыми трансформаторами. Устройства АРВ установлены на каждом
генераторе станции. Заданный уровень напряжения должен
поддерживаться на сборных шинах (рис. 3,4). При схеме,
показанной на рис. 3.4, стабильное распределение реактивных
нагрузок между блоками генератор ^трансформатор
обеспечивается даже в том случае, если устройства АРВ, включенные
на напряжение выводов генераторов, поддерживают это
напряжение по астатическому закону, т. е. если
£/г1= t/r2=£/x=const. (3.5)
Пренебрегая активным сопротивлением генераторов и
трансформаторов, а также не учитывая активную
составляющую тока нагрузки, т. е. полагая наличие только реактивного
тока, его значение в фазе, одноименной с фазой напряжения,
можно найти так:
/ар = Ux~Um (3.6)
И
/гзр ~ —^г;—Ш—, (3.7)
где XTPi и ХТР2 — реактивные сопротивления 77 и Т2.
Из приведенных соотношений имеем
^-"п,
У*
^Tpl
-иш
Tpi „ ^тра
■*Тр2 ^Тр!
(3.8)
т. е. при принятых допущениях распределение реактивных
токов обратно пропорционально реактивным сопротивлениям
трансформаторов.
Выражения (3.6) н (3.7) можно представить следующим
образом:
и
иш=их—Xrpi/rip (3.9)
Um— £/*—^трг/г2р- (3.10)
Эти зависимости соответствуют статическим
характеристикам регулирования.
Перераспределения реактивных нагрузок можно достигнуть
путем регулировки коэффициента статизма при установке
устройств АРВ со статическими характеристиками.
в) Использование АРВ для поддержания постоянства
напряжения в удаленной точке энергосистемы. В некоторых случаях
требуется поддерживать неизменным напряжение не на шинах
генератора, а в территориально удаленной точке
энергосистемы, например на шннах высшего напряжения повышающих
трансформаторов или в конце линии электропередачи, работаю-
80

щей блоком с генератором и трансформатором. В этих
случаях к воспринимающему органу АР В должны быть подведены
напряжения точки, где требуется производить регулирование
напряжения. Измерить напряжение удаленного конца можно
с помощью фантомной схемы.
Если обозначить сопротивление цепи от места установки
АР В до места, где требуется производить автоматическое
регулирование напряжения, через Zee™, напряжение на зажимах
измерительного трансформатора напряжения, к которому
присоединен воспринимающий орган АРВ, через UTy а ток в
одноименной фазе через /ст, то напряжение этой фазы на приемной
стороне
иш = ит^1^гс^. (3.11)
Отсюда
^рег = ^г = f/ш + Лл-^сети- (ЗЛ2)
Для осуществления способа компенсации падения
напряжения от тока в эквивалентном сопротивлении (фантомной
схемы) можно использовать элементы устройства АРВ,
применяемые для токовой стабилизации, с изменением полярности
подключения токовых цепей. В ряде случаев компенсируют только
падение напряжения от реактивной составляющей полного
тока в индуктивном сопротивлении цепи генератор — шины
подстанции, напряжение на которых требуется регулировать.
3.3. ГРУППОВОЕ УПРАВЛЕНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЕМ ГЕНЕРАТОРОВ
Централизованное управление работой энергосистемы
предполагает работу отдельных электростанций по определенному
режиму в соответствии с суточным графиком напряжений и
нагрузок (активных и реактивных), задаваемым заранее
диспетчерской службой. Работа персонала по поддержанию уровня
напряжения сводится к воздействию на установочные
устройства АРВ. В устройствах компаундирования с корректором
напряжений персонал меняет для этой цели коэффициент
трансформации установочного автотрансформатора.
В том случае, £слн на электростанции имеется большое
количество параллельно работающих агрегатов, задача
персонала по регулированию возбуждения для поддержания
требуемого уровня напряжения оказывается достаточно трудоемкой.
Становится целесообразной установка устройств, позволяющих
персоналу одной операцией воздействовать па изменение
возбуждения группы машин; при этом загрузка машнн должна
производиться таким образом, чтобы предотвращалась
перегрузка отдельных генераторов и трансформаторов. Если такое
групповое регулирование осуществлено или намечено к осуще-
6—6678 81

I] [] []
о
6ff
0 t/pom i
I
Ux
pum 2
Ut
pom з
^pcm f7
ИБ,
$
ИБ,
1
$
ИБп
Рис. 3.5. Схема, поясняющая принцип
уравнивания реактивных нагрузок синхронных машин
етвлению, то
следующим шагом
автоматизации процесса
регулирования напряжения
является установка
центрального задатчи-
ка напряжения,
исключающего
необходимость вмешательства
персонала в работу
устройств АРВ при
нормальной работе
электростанции по
заданному графику
напряжений; очевидно
что такие устройства могут широко применяться на
автоматизированных многоагрегатных гидростанциях.
К устройствам группового регулирования возбуждения
наряду с общими требованиями простоты и надежности
предъявляются следующие основные требования:
а) распределение реактивных нагрузок между генераторами
должно происходить по заранее установленным соотношениям
и иметь апериодический характер, т. е. не должно возникать
качаний между машинами, подключенными к системе
группового регулирования;
б) должна быть предусмотрена возможность отключения
той нли иной машины от систем группового регулирования и
осуществления ручного регулирования; при автоматическом
отключении генератора от сети он автоматически должен
отключаться и от системы группового регулирования;
в) должна быть предусмотрена возможность воздействия
на центральный задатчик вручную.
Разработано несколько вариантов устройств группового
регулирования.
Схемы устройства для уравнивания реактивных нагрузок.
Один из вариантов такой схемы показан на рнс. 3.5. Схема
содержит двигатели постоянного тока /, воздействующие через
исполнительные блоки И Б на устройства АРВ генераторов.
Количество двигателей и исполнительных блоков соответствует
числу генераторов, между которыми производится уравинванне
реактивных нагрузок. Цепи возбуждения двигателей
присоединены к постороннему источнику постоянного тока; обмотка
якоря каждого из двигателей питается током,
пропорциональным реактивной составляющей тока статора..
В устройстве для уравнивания реактивных нагрузок вместо
реактивной составляющей тока статора используется
пропорциональный этому току ток ротора или напряжение, снимае-
82

IP*
12
TV
БРН
'JTA
43
1
v-x Шины
^vw^_ ирабнидания
БВУ
&
M
.4.
Шины
питания
Шины центрального за датчика напряжения
Рис. 3.6. Групповое регулирование возбуждения с уравниванием реактивных
нагрузок и центральным задатчиком напряжения:
ЦЗ — центральный задатчнк напряжения; БРН — блок распределения нагрузок; БВУ —
блок выходных усилителей; w — основная обмотка возбуждения возбудителя;
М—двигатель регулировочного реостата
мое с обмоткн возбуждения, £/рот- Для исключения
нежелательных электрических соединений между собой цепей
возбуждении различных машин напряжение VpcT может быть
получено от трансформаторов постоянного тока, включенных
на напряжение или ток ротора.
При нарушении равенства реактивных нагрузок различных
генераторов в якорях двигателей появляется ток,
пропорциональный напряжению, равному алгебраической разности
между средним напряжением роторов и напряжением ротора
каждого генератора, В зависимости от направления этого тока
двигатели начинают вращаться в ту или иную сторону н через
исполнительные блоки воздействуют на устройства АРВ до тех
пор, пока напряжения на роторах генераторов станут равны
друг другу.
На рис. 3.6 показана другая схема группового
регулирования возбуждения генераторов. Блок распределения нагрузок
БРН измеряет и сравнивает реактивные нагрузки генераторов.
Питание блока предусмотрено от трансформаторов тока в
цепи статора и трансформаторов напряжения на зажимах
генераторов. Ток выхода распределителя нагрузок усиливается
блоком выходного усилителя БВУ и воздействует на изменение
возбуждения генераторов. Регулирование возбуждения
производится при помощи двигателей, меняющих положение
регулировочных устройств, Такая система регулирования производит
6* ^

Рис. 3,7. Групповое
регулирование
возбуждения с центральным
корректором напряжения:
ЦЗ — центральный задатчик
напряжения (корректор);
UА V - - силовой усилитель;
wl — основная обмотка
возбуждения возбудителя; w2—
добавочная обмотка
возбуждения возбудителя
апериодическое выравнивание реактивных нагрузок через 30—
60 с после возникновения расхождения в распределении
реактивной мощности между машинами ±30% номинальной
мощности генераторов.
Схема группового регулирования с центральным задатки-
ком; равенство реактивных нагрузок параллельно работающих
генераторов достигается применением генераторов с
одинаковыми внешними характеристиками. Схема предусматривает
замену индивидуальных корректоров напряжения общим
{рис. 3.7), Ток выхода корректора центрального задатчика ЦЗ
усиливается магнитными усилителями UAV и питает
добавочную обмотку возбуждения возбудителя w2. Схема проста и не
содержит движущихся частей, однако требует одинаковой
настройки внешних характеристик генераторов, так как в
противном случае расхождения между реактивными нагрузками
генераторов могут быть значительными, что обусловит
перегрузку одних машин при недогрузке других.
Схема группового регулирования с центральным задатчиком
и устройством для распределения реактивных нагрузок по
заранее составленной программе. Принципиальная структурная
схема устройства показана на рис. 3,8.
Требуемый уровень напряжения в дайной точке
энергосистемы задается задатчиком напряжения 2. Задаваемое
напряжение может корректироваться либо автоматически в
зависимости от перетока но линии электропередачи блоком 1, либо
диспетчером при помощи устройства телемеханики. Измери7
тельный орган сравнивает задаваемое напряжение и
напряжение на шинах. Если эти напряжения отличны друг от друга, то
в зависимости от знака и их разности через усилительный
блок 3 подается импульс на распределитель нагрузок 4, По-
84
Т2
TV
ДЗ
HJ wf l) w1
w2
w2 <3
<]
UAV J

1/2 ГЧ } Т
Рис. 3.8. Схема группового регулирования напряжения с нейтральным задат-
чиком и устройством для распределения реактивных нагрузок
следний воздействует па устройства АРВ 5 отдельных
генераторов в зависимости от желательного участия той или иной
машины в покрытии реактивной мощности.
Если на электростанции имеется несколько секций, работа
которых может быть параллельной, то к регулированию
напряжения при таком режиме работы привлекаются все генераторы
станции. С этой целью воздействие на устройство АРВ
каждого генератора передается через устройство 6, суммирующее
выходные воздействия распределителей нагрузок 4У
установленных для отдельных групп генераторов. Электрические цепи
между уравнителем нагрузок 4 и суммирующими
устройствами 6 контролируются контактами 7, замкнутыми при
параллельной работе соответствующих секций.
Для того чтобы не допустить длительную перегрузку
генераторов реактивным током, предусмотрены ограничители S,
разрешающие длительное действие устройства ЛРВ до
определенного предела. Если для поддержания заданного уровня
напряжения требуется изменить коэффициент трансформации
силовых трансформаторов, предусмотрено производить эту
операцию устройством 4 через блок управления 9, изменяющим
коэффициент трансформации силовых трансформаторов иод
нагрузкой. Возможно такое воздействие предусматривать сра-
85

зу, если напряжение на шинах изменилось иа значение, при
котором целесообразно изменить коэффициент трансформации
силовых трансформаторов, или после того, как исчерпаны
регулировочные возможности генераторов.
Принципиальным достоинством рассматриваемого
устройства АРВ является привлечение к регулированию напряжения
всех генераторов станцнн с возможностью распределения
между ними реактивной нагрузки по желательной характеристике
даже и в том случае, если параллельная работа генераторов
осуществляется на секциях разного напряжения. В то же
время выполнение устройства оказывается сложным, что является
существенным недостатком.
3.4. УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ИЗМЕНЕНИЯ
КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Автоматическое изменение коэффициента трансформации
силовых трансформаторов производится для поддержания
определенного уровня наприжения на зажимах потребителей
электроэнергии. Изменение коэффициента трансформации
переключением ответвлений обмоток переключающим
устройством происходит скачкообразно. Плавное изменение коэффипн-
ента трансформации путем изменения магнитного состояния
магнитопровода его подмагничиванием иногда производят для
трансформаторов небольшой мощности, предназначенных для
питания специальной нагрузки.
Скачкообразное изменение коэффициента трансформации
обычных силовых трансформаторов с регулированием под на-
грузкой должно учитываться при выполнении
воспринимающего органа регулятора; последний должен иметь зону
нечувствительности, перекрывающую величину перерегулирования
напряжения после переключении регулировочного устройства на
одну ступень.
Регулирование должно происходить замедленно, чтобы при
кратковременных колебаниях напряжения не работало без
нужды переключающее устройство, частая работа этого
устройства может привести к повреждению механизма. Время
отработки выходной команды обычно составляет 20—30 с.
Воспринимающий орган регулятора может реагировать: на изменение
напряжения в месте установки регулятора; на изменение
геометрической суммы напряжения в месте установки регулятора
с падением напряжении от тока в эквивалентном
сопротивлении, т. е. на изменение напряжения в некоторой точке
электрической системы, электрически приближенной или к узловой
подстанции, или к месту присоединения токоприемников; на
изменение напряжения в месте установки регулятора с
коррекцией тока в питающей линии или реактивной мощности.
86

Автоматическое изменение положения переключающего
устройства трансформаторов с регулированием коэффициента
трансформации под нагрузкой иногда производится также от
программного устройства, установленного на подстанции или
диспетчерском пункте (например, по часовому графику).
Когда трансформатор с автоматическим изменением
коэффициента трансформации установлен иа приемной
потребительской подстанции, регулирование напряжения целесообразно
осуществлять с коррекцией тока в питающей линии или
реактивной мощности. Если такой коррекции иет, то регулятор,
стремясь поддерживать постоянное напряжение у
потребителей в случае уменьшения напряжения из-за увеличения потерь
при росте нагрузки, произведет переключение регулировочного
устройства силового трансформатора в сторону уменьшения
коэффициента трансформации. Это вызовет увеличение тока в
питающей линии и дополнительное увеличение потерь с
дальнейшим уменьшением напряжения на зажимах силового
трансформатора.
Наряду с принципом регулирования напряжения по
критерию отклонения напряжения от предельно допускаемых
значений выдвигается принцип регулирования по критерию
интегрального отклонения квадрата напряжения за данный
промежуток времени от установленного значения. Прн этом исходят
из того, что народнохозяйственный ущерб от изменения
напряжения по отношению к номинальному приблизительно пропор^
ционален отклонению квадрата напряжения за
рассматриваемый отрезок времени. Указанная зависимость справедлива,
однако, только для некоторых типов потребителей н не может
быть безоговорочно распространена для всех случаев,
встречающихся на практике.
Правильность выбранного критерия регулирования может
быть оценена с помощью статистических методов обработки
результатов за относительно продолжительное время
наблюдения. При всех условиях система регулирования не должна
допускать изменения напряжения свыше значения, допускаемого
нагрузкой района энергосистемы.
Принцип действия регулятора напряжения рассмотрим на
примере регулятора конструкции ЦСРЗАИ Белоруссглавэнерго,
отличающегося простотой выполнения (рнс. 3.9).
Командные реле KL1 и KL2 управляют механизмом
переключения ответвлений обмоток силового трансформатора при
помощи промежуточных реле /<ХЗ, KL4 и реле времени КТ.
Обмотки реле подключены на питание переменным
оперативным током от измерительного трансформатора TV. Реле KL1
и KL2 — двухобмоточные поляризованные (обмотки
включены встречио); суммарная МДС якоря при нормальном
состоянии равна нулю, и контакты реле разомкнуты. Одна из обмо-
87

i
ГА
ПА
}{
HL1.1
KL3
Ф1
КТ1
ft Предавать
% Убавить
TS
а
к и
у
h
kliYTT\kizYTJ\
Ji
a)
«J
Рис. 3.9. Регулятор напряжения конструкции ЦСРЗАИ Белоруссглавэнерго:
а — принципиальная схема; 6 — токи в обмотках реле KL1 и К}Л
ток реле KLI и KL2 подключена через выпрямители к
зажимам измерительного трансформатора TV последовательно с
обмоткой быстронасыщающегося трансформатора TS. В
зависимости от напряжения U на зажимах измерительного
трансформатора TV ток 1и проходящий через одну из обмоток реле
KL1 и KL2, имеет резкую нелинейную зависимость (кривая /
на рис. 3.9,6),
Вторые обмотки реле KLJ и KL2 включены в цепь
вторичных обмоток трансформатора напряжения TV и
промежуточного трансформатора TLA (рис. ЗДа). Первичная обмотка
трансформатора TLA включена в цепь вторичной обмотки
трансформатора тока ТА. Зависимость тока h, проходящего
через вторые обмотки реле KL1 и /CL2, определяется кривой 2
на рис. 3.9,6.
88

г
1
I
i
I
I
1Z'
Канал „if"
I
П
1
t
ГТИ
1«У
X *
4,
Сигнализации
£ 7
5
| Убавить
I
TJ
Канал»П' \
^ *
npuSafktmb
ЖСЙ
БУК \ Сигнал
1_.
I
I
WM
Рис. ЗЛО. Структурная схема автоматического регулятора напряжения,
устанавливаемого на трансформаторах
Регулировка уставок производится при помощи изменения
добавочного сопротивления и подбором ответвлений
промежуточных трансформаторов так, чтобы при напряжении, равном
напряжению уставки, токи Л и /2 были равны друг другу;
отклонение напряжения от заданного вызывает работу реле KL1
или KL2.
Автоматический регулятор напряжения трансформаторов
(АРНТ) типа АРТ-1Н осуществляет автоматическое
управление электроприводами переключателя отпаек на обмотках
силового автотрансформатора или трансформатора с РПН (с
регулированием под нагрузкой) импульсным сигналом,
длительность которого определяется временем запуска электропривода
[4]. Структурная схема устройства, приведенная на рис. ЗЛО,
содержит три основных функциональных звена: тракт
регулирования с двумя каналами управления {Убавить — на
понижение напряжения, Прибавить—ъ& повышение напряжения), блок
управления и контроля БУК-, генератор тактовых импульсов
ГТИ с элементом изменения периода следования тактовых
импульсов.
В состав тракта регулирования входят следующие
элементы: сумматор 1, датчик тока 2, элементы формирования и
изменения зон нечувствительности и уставки АРНТ, измерения и
разделения каналов с преобразователями 3, элементы времени
4 н 5, элементы запрета 6 н 7, исполнительные элементы 8 и 9.
Контролируемое напряжение £/к вырабатывается в
сумматоре 1\ входное напряжение UK суммируется с напряжением
^т.к от датчика тока 2 (осуществляется токовая компенсация).
Благодаря токовой компенсации обеспечивается так
называемое встречное регулирование, необходимое для поддержания
89

напряжения на шииах у потребителя. Напряжение на шинах
потребителя £/Потр отличается от напряжения на шинах
низшего напряжения питающей подстанции Un на значение падения
напряжения в линии и будет изменяться при изменении тока
нагрузки /нагр, проходщего по линии:
^штр = У_п {_нагр^л» (о. 1о)
где Zn — сопротивление линии.
Чем больше ток нагрузки, проходящий по линии, тем ниже
окажется напряжение у потребителя. Для того чтобы
поддерживать постоянным напряжение у потребителя, измерительный
орган АРНТ дополняется токовой компенсацией (рис. 3.11).
При включенной токовой компенсации (сопротивления R и
X на рис. ЗЛ1) к измерительному органу АРНТ будет
подаваться напряжение
Урер=^—^^.ю (ЗЛ4)
где Zt.k — сопротивление токовой компенсации; Kit
Ки—коэффициенты трансформации трансформаторов тока и
напряжения соответственно.
Умножим обе части выражения (3.14) на Ки'-
is
£/рег Ки = £/п — /нагр ZTK——> (3.15)
- - - А7
Если с учетом коэффициентов трансформации тока н
напряжения выбрать сопротивление ZTK таким, чтобы
удовлетворялось соотношение
Zji^ZT.K-gy, (3-16)
можно записать
/Урег Ки = Uu ™/нагр ^л- (3 Л 7)
Сравнивая выражения (3.13) и (3.17), можно сделать
вывод, ЧТО UperKu=UnoTp.
Следовательно, на измерительный орган АРНТ будет
подаваться напряжение, пропорциональное напряжению иа шинах
потребителя £/ПОтр, и автоматика будет поддерживать
постоянным напряжение на шинах у потребителя. При этом
напряжение на шинах подстанции будет изменяться в зависимости
от тока нагрузки, как показано на рис. 3.12. Наклон
характеристики £/п—/(/нагр) будет тем больше, чем больше
сопротивление ZTK.
Элемент 3 (см. рис. 3.10) обеспечивает преобразование
сигналов, поступающих от сумматора, формирование зоны иечув-
90

Рис. 3.11. Схема подключения токовой
компенсации к измерительному органу АРНТ
/нпгр
Рис. 3.12. Характеристика АРНТ с токовой
компенсацией
ствительности, изменение уставки АРНТ и выдачу сигналов на
элементы времени 4 и 5. Уставка регулятора по напряжению
регулируется ступенями от 85 до 110% номинального
напряжения (грубо — через 5% и точно — через 1%). Регулятор
имеет зону нечувствительности, необходимую для предотвращения
излишних переключений РПН при небольших колебаниях
напряжения. Уставки по зоне нечувствительности регулируются
ступенями через 0,5% от 0 до 4% номинального напряжения.
С помощью элементов 4 и 5 создается выдержка времени
на срабатывание (пределы регулирования 60—180 с) и
осуществляется задержка сброса накопленного времени для
отстройки от кратковременных бросков контролируемого
напряжения. В цепи каждого из исполнительных элементов 8 и 9,
отрабатывающих команды Убавить и Прибавить^ включены
соответственно элементы запрета 6 я 7. Действие АРНТ
прекращается элементами запрета при достижении приводными
механизмами концевых положении, а также при
неисправностях электроприводов и элементов схемы регулятора.
Управляющие команды на элементы запрета подаются от
БУК, в состав которого входят три элемента: исправности
регулятора 10, исправности электропривода 11 и фиксации
сигнала Переключение электропривода 12. Одновременно с
командами на запрет действия АРНТ БУК дает сигнал о наличии
неисправности. Исправность электроприводов контролируется
по результату выполнения команды управления (Пошел или
Не пошел) и по времени (Закончил илн Застрял).
Блок управления и контроля управляет также
измерительным органом 3 и генератором тактовых импульсов 13. При
переключении электропривода РПН через элемент 3 БУК дает
сигнал проверки и через исправный тракт регулирования
включает исполнительные элементы и одновременно дает команду
на изменение периода следования тактовых импульсов ГТИ.
91

По завершении цикла переключения электроприводами БУК,
получающий сигнал через элемент 12, восстанавливает
исходный период следования импульсов ГТИ и возвращает элемент
3 в исходное положение.
Генератор тактовых импульсов выдает в разные точки
схемы АРНТ импульсы с определенной частотой, обеспечивая
работу отдельных элементов схемы н задавая масштаб времени
для оценки правильности последовательности и длительности
действия разных элементов устройства. При снижении
напряжения ниже границы зоны нечувствительности элемент
времени 5 запускается и с установленной выдержкой времени
срабатывает, выдавая сигнал на исполнительный элемент АРНТ.
Аналогично будет работать АРНТ через элемент времени 4 при
повышении напряжения.
Если переключение электропривода задержится и
произойдет лишь после определенного такта, выдаваемого ГТИ,
фиксируется его неисправность — Застрял. Как уже отмечалось выше,
с запуском электроприводов изменяется частота следования
импульсов. Сохранение прежней частоты свидетельствует о
неисправности в системе регулирования.
Прн использовании однофазных устройств РПН в группе
однофазных трансформаторов и в трехфазных
трансформаторах с регулированием в обмотке среднего напряжения
предусматривается блокировка действия АРНТ при длительном
рассогласовании на одну ступень РПН. В случае параллельной
работы двух и более трансформаторов АРНТ должен
воздействовать одновременно на переключение всех РПН.
Для предотвращения прохождения больших уравнительных
токов в случае различия коэффициентов трансформации
параллельно работающих трансформаторов предусматривается
блокировка, отключающая действие АРНТ прн
рассогласовании РПН па одну ступень (аналогично рассмотренному выше
случаю использования однофазных РПН).
В данное время выпускают несколько вариантов исполнения
устройств по типу БАУРПН,
3.5. УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ИЗМЕНЕНИЯ ЕМКОСТЕЙ
БАТАРЕЙ КОНДЕНСАТОРОВ
При наличии на подстанции н у потребителей
конденсаторных батарей автоматическое регулирование напряжения может
быть достигнуто путем включения или отключения емкости
батарей в зависимости от напряжения на зажимах
воспринимающего органа, либо от значения и знака реактивной мощности,
проходящей по питающей лннин, либо от значения тока по
этой линии. Часто включение и отключение емкости батарей
производят в зависимости от комбинированного воздействия
92

всех или части указанных величин. Управление
конденсаторными батареями может осуществляться также от
программного устройства, в простейшем случае, например, от
электрических контактных часов.
Рижский опытный завод РОЗ (ПО «Союзэнергоавтоматн-
ка») выпускает устройство для переключения батарей
конденсаторов на полупроводниковых элементах, называемое
регулятором реактивной мощности типа Б22-01. Регулятор позволяет
регулировать напряжение с коррекцией по току н углу между
током и напряжением. Имеется командный блок и десять
исполнительных приставок.
Принцип работы устройства Для переключения батарей
конденсаторов постараемся уяснить нз рассмотрения релейной
схемы на рис. 3,13.
1 ,^_^-^ Сигнал
Рис. 3.13. Принципиальная схема управления батареей конденсаторов:
1~5 — вспомогательные контакты выключателя
93

Питание цепей управления и цепей устройства автоматики
осуществляется от трансформатора напряжения,
подключенного к шинам подстанции. Работа устройства может происходить
на переменном оперативном токе или на выпрямленном от
блока питания. На рнс. 3.13 показан вариант с использованием
выпрямленного тока. В качестве воспринимающего органа
применено реле напряжения с одним замыкающим и вторым
размыкающим контактами. При отключенном выключателе резистор
R15 замкнут накоротко вспомогательным контактом 5
выключателя и к обмотке реле KV6 подводится междуфазное
напряжение иаь. Если это напряжение меньше напряжения возврата
реле KV6 (£/реЛе<£/в), контакт KV6.2 замкнут, реле времени
КТ7 включено и через замыкающий контакт KL4.2 спустя
установленное время подает команду на включение
конденсаторной батареи.
После включения батареи напряжение на шинах
подстанции, как правило, возрастает; для того чтобы батарея тотчас
не отключилась, автоматически при включении выключателя
производится изменение уставки срабатывания реле KV6 путем
включения последовательно с его обмоткой резистора R15.
Реле KV6 срабатывает в этом случае, только если
напряжение возрастет выше увеличенной уставки срабатывания.
Отключение батареи происходит после истечения времени
срабатывания реле КТ8.
Время действия реле KJ7 и KJS выбирается 20—30 с для
исключения излишних переключений при кратковременных
колебаниях напряжения.
Резисторы R16 и R17 обеспечивают термическую стойкость
обмоткам реле КТ7 и КТ8; сопротивления включаются
мгновенно контактом реле времени после того, как втянулись
электромагниты исполнительных органов этих реле (в сработав-
щем положении реле остаются при токе меньшем, чем ток
срабатывания, н несколько большем, чем ток возврата).
Количество включений и отключений регистрируется счетчиками РС9
и РС10. Перевод на ручное или автоматическое управление
производится при помощи накладки ХВ12. Ручное управление
осуществляется ключом управления SU.
Релейная защита конденсаторной батареи выполняется от
междуфазных коротких замыканий и перегрузок при помощи
токовых реле КАТ с ограниченно зависимой характеристикой;
при междуфазных коротких замыканиях срабатывает токовая
отсечка, имеющаяся в реле. В цепи конденсаторной батареи
6—-10 кВ, кроме того, обычно устанавливают предохранитель.
Реле КЛ осуществляет защиту батареи от замыкания на
землю.
Сигнализация работы релейной защиты выполняется при
помощи сигнальных реле КНЗ* При работе релейной защиты
94

реле KL4 размыкает включающую
цепь выключателя, предотвращая
возможность автоматического включения
поврежденной батареи контактом
реле КТ7, Реле KL4 включено с
самоудерживанием. Восстановление цепи
производится воздействием на кнопку
SB5t размыкающую цепь
самоудерживания; сработавшее состояние реле
KL4 сигнализируется. Для отключения
цепей автоматики предусмотрены
накладки ХВ13 и ХВ14,
Прн установке конденсаторных
батарей следует предусматривать
возможность их форсировкн, т. е. резко^
го увеличения подключенной к сети
емкости при снижениях напряжения
ниже 85 % номинального.
Необходимость форсировкн обусловлена тем,
что эффект от статических
компенсаторов снижается при снижении
напряжения. Так как
/с=ВДс,
(3.18)
Рис. 3.14. Схема
форсировкн батареи емкостной
компенсации
то при уменьшении напряжения U и неизменном Хс ток /с
пропорционально снизится, что вызовет дополнительное
увеличение реактивных потерь и дополнительное снижение
напряжения, т. е. процесс приобретет лавинообразный характер.
Приостановить такое снижение напряжения можно путем резкого
уменьшения Хс, т. е. путем резкого увеличения тока /с и
уменьшения реактивных потерь.
Увеличение емкостного тока можно достигнуть
подключением дополнительных конденсаторных батарей нли
переключением конденсаторов по схеме на рис. 3.14 с междуфазного
напряжения, когда ток в фазе
/с-
37
Ф
2Х<
= 1.Б
X,
(ЗЛ9)
на фазное напряжение, когда ток в фазе становится равным
U
0.5Х
= 2
U.
Ф
X,
(3.20)
Указанное переключение осуществляется при помощи
выключателя /.
95

3.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ВЫНОСНЫМИ
ТРАНСФОРМАТОРАМИ
Б энергетических системах широкое применение имеют выносные
трансформаторы (бустер-трансформатор»ы), при помощи которых осуществляется
регулирование напряжения. Схемы, поясняющие процесс регулирования,
показаны на рис. 3.15. Вторичная обмотка выносного трансформатора может
включаться в рассечку линии электропередачи (рис. 3.15,а) или
последовательно с обмотками силового трансформатора (у выводов со стороны
нулевой точки силового трансформатора, рис. 3.15,6). Питание первичной
обмотки выносного трансформатора производится от шин 3—10 кВ через
регулировочный вспомогательный трансформатор TL.
| fv"v"^ |
г^>
«ihF^AJl/
*)
Рис. 3.15. Включение выносного трансформатора:
о — последовательно с линией электропередачи; б — то же с обметкой силового
трансформатора: в — пояснение принципа регулирования напряжения
В зависимости от того, совпадает вектор напряжения с направлением
вектора регулируемого напряжения или расположен к нему под углом,
осуществляется продольное или смешанное регулирование (рис. 3.15,е), При
смешанном регулировании кроме изменения уровня напряжения по величине
производится сдвиг регулируемого напряжения по фазе. Этим достигается
так называемое поперечное регулирование, которым можно устранить
лишние потери мощности, возникающие из-за неоднородности параллельных
линий электропередачи. Воздействие на регулировку механизма изменения
коэффициента трансформации вспомогательного трансформатора можно
производить вручную или автоматически.

3.7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ ВОЗБУЖДЕНИЯ
СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ И СИНХРОННЫХ
КОМПЕНСАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ
Рассмотрим синхронный двигатель, работающий на
холостом ходу. Магнитное поле в двигателе создается обмоткой
возбуждения и реактивными токами, протекающими в обмотке
якоря, С ростом тока возбуждения возрастает ЭДС двигателя,
а потребляемая из сети реактивная мощность уменьшается и
у ненагружениого двигатейй (при /W0) станет равной нулю!
В этом случае напряжение на шинах Um уравновешивается
ЭДС двигателя Елв и в обмотке якоря ток двигателя /дв равен
нулю (рис. ЗЛ6,а).
При дальнейшем увеличении тока возбуждения
(перевозбуждение двигателя) вектор Иш не будет уравновешивать £дв
и появится избыточная ЭДС
Рис. 3.16. Диаграммы токов и напряжений синхронного двигателя,
подключенного к шинам бесконечной мощности (активное сопротивление цепи
статора не учитывается)
7—6678
97

которая вызовет появление реактивного тока
_ЛВ } -rrz 1
где Хдв— синхронное сопротивление двигателя; /дв — реактив
ный ток двигателя, отстающий от АЕ и ЭДС ЕАЪ.
Ток _/дв опережает напряжение Vm. В 'этом случае £/ш<
<ЕЛЪ (рнс. 3.16,6), двигатель выдает в сеть реактивную
мощность.
Прн уменьшении тока возбуждения (недовозбуждение
двигателя ^ш>Ядв, реактивный ток /дВ отстает от напряжения
иш (рнс. 3.16,в). Недовозбужденный двигатель потребляет из
сети реактивную мощность.
На рис. ЗЛ6,г, д приведены упрощенные векторные
диаграммы нагруженного двигателя.
В случае перевозбуждения (рис. 3.16,г) увеличивается
устойчивость двигателя, так как угол между Um н ЕАВ
уменьшается (б"<6')» а векторы тока /^ и /^опережают вектор
напряжения Vm, Диаграмма соответствует случаю протекания
емкостного тока — синхронный двигатель становится
источником реактивной мощности.
Недовозбужденный двигатель (рис. 3.16,<Э) обладает
меньшим запасом устойчивости, так как при увеличении тока
возбуждения угол между ищ и ^дв увеличивается (б"> б'), а
векторы тока Г и /дв отстают от вектора напряжения U_m; при
этом двигатель потребляет из сети реактивную мощность.
На рис. 3.16,е приведена зависимость тока якоря двигателя
от тока возбуждения /=f(/f) при неизменном напряжении на
шннах ({/m=const) н постоянной активной мощности Р (так
называемые U-образные характеристики). Таким образом,
регулировкой возбуждения, синхронных двигателей можно не
только влиять иа устойчивость их параллельной работы, но и
в определенных пределах компенсировать индуктивную
составляющую падения напряжения в приемной сети и поддерживать
в ней заданный уровень напряжения. Степень регулирования
возбуждения синхронных двигателей может быть поставлена
в зависимость от напряжения сети и емкостного
(компенсирующего) тока с заданным статиэмом.
На подстанциях энергосистем с целью поддержания
заданного напряжения в узле транзитных линий электропередачи
или на шинах/подстанции, питающейся по длинной линии от
электростанции, иногда устанавливают синхронный двигатель
значительной мощности без нагрузки иа валу. Назначением
такого двигателя является частичная компенсация емкостных
токов в сети, а сам двигатель называется синхронным к о м-
98

Рйс. 3.17. Регулирование напряжения изменением тока синхронного
компенсатора и коэффициента мощности:
а — схема питания; 6—д — векторные диаграммы
пенсатором. Меняя режим его возбуждения н создавая
условия работы с опережающим или отстающим током, можно
в определенных пределах регулировать напряжение на шннах
приемной подстанции.
Допустим, что UK—напряжение на шинах приемной
подстанции (рис. 3.17,а). Ток нагрузки /нагр отстает от этого
напряжения на угол фнагр. При отсутствии компенсатора
напряжение UK иа приемном конце определяется из диаграммы на
рис. 3.17Д Очевидно, что если напряжение на шииах
питающей подстанции (начало) Un постоянно, то с изменением тока
нагрузки будет меняться напряжение иа шинах приемной
подстанции. Прн наличии компенсатора можно скомпенсировать
индуктивную составляющую тока нагрузки и добиться работы
с cos<pHarp=l (рис. 3.17,е), можно также достигнуть переком-
пенсацин и прохождения по питающей линии опережающего
тока (рис. 3.17,г).
В случаях значительного увеличения уровня напряжения
в энергосистеме и иа шинах питающей подстанции напряжение
приемной подстанции можно снизить, переведя компенсатор
в режим с иедовозбуждеиием (рис. ЗЛ7,<5).
Размещение синхронных компенсаторов, оснащенных
регуляторами сильного действия, на транзитных (промежуточных)
7* 99

подстанциях позволяет значительно увеличить пропускную
способность последних.
При соответствующей мощности компенсаторов их
установка иа промежуточных подстанциях ВЛ большой длины
позволяет как бы разделить линию на части с постоянством
напряжения по концам этих частей» тем самым увеличить
устойчивость передачи.
3.8. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
УПРАВЛЯЕМЫХ РЕАКТОРОВ С ДИСКРЕТНЫМ ВКЛЮЧЕНИЕМ
И ИНДУКТИВНЫМИ СОПРОТИВЛЕНИЯМИ, ЗНАЧЕНИЯ КОТОРЫХ
МОЖНО РЕГУЛИРОВАТЬ
Включение управляемых реакторов обусловливает
прохождение по питающей линии индуктивного тока, значение
которого может меняться дискретно при ступенчатом включении
или плавно при использовании устройств для плавного
изменения индуктивного сопротивления реактора. Управляемые
реакторы имеют перспективы широкого применения на
электропередачах 500 кВ и более высокого напряжения, содержащих
длинные линии с большой емкостной проводимостью. Без
таких реакторов в ряде случаев оказывалось невозможным
производить включение линий из-за повышенного напряжения на
оборудовании, особенно при односторонних включениях или
отключениях.
Включение выполняет дискретная автоматика с
контактными реле или с использованием разрядника, искровой
промежуток которого автоматически шунтируется» после того как
включится выключатель реактора.
Использование управляемых реакторов, индуктивное
сопротивление которых меняется путем изменения тока
намагничивания их железных сердечников, дает новую возможность
регулирования напряжения в сетях высокого напряжения.
Сущность способа поясняется рис. 3.18.
Подмагничиваиие производится выпрямленным переменным
током. Если этот ток формируется трансформатором
напряжения, установленным на шинах приемника электрической
энергии, то прн КЗ на шинах напряжение уменьшается до нуля, так
как исчезает подмагничиваиие, сопротивление реактора
автоматически резко увеличивается и, если реактор установлен
в цепн прохождения тока КЗ, ток короткого замыкания
снижается, т. е. реактор выполняет функцию токоограничиваю-
щего устройства (например, для выключателей).
При помощи управляемого реактора можно производить
изменение емкостного тока в линии, обусловленного наличием
у потребителя кондесаторной батареи или наличием емкостной
проводимости линий электропередачи (последнее важно для
100

Рис. 3.18. Структурная
схема автоматического
регулирования
напряжения при
использовании управляемого
реактора:
/ — управляемый реактор
(дроссель с подмагничива-
нием); 2—выпрямительное
устройство; 3 — емкость
конденсаторной батареи: 4 —
дополнительные входы в
регулятор; Т —
трансформатор; АР И—автоматический
регулятор напряжения; TV—
измерительный
трансформатор напряжения
ЮкЗ
-*ч
о
3
От других
входов
TV
АРИ
110/0,4мВ
К нагрузке
линий 500 кВ и более), не только дискретно, но и плавно — в
соответствии с заданным законом регулирования.
Управляемый реактор может применяться для
осуществления поперечного регулирования перетоков по линиям
электропередачи.
Преимуществом использования управляемого реактора
является минимум коммутационной аппаратуры — требуется
только для отключения или включения реактора (например,
в случае отключения при его повреждении и включения после
устранения неисправности). На приемной подстанции
управляемый реактор устанавливается параллельно или
последовательно с конденсаторной батареей. Изменение емкостного тока*
проходящего по линии электропередачи, и, следовательно,
изменение уровня напряжения у потребителя достигается путем
изменения индуктивного сопротивления реактора регулировкой
тока подмагничиваиия. Способ позволяет с очень небольшим
запаздыванием производить при необходимости резкое
увеличение емкостного тока, что эквивалентно форсировке
конденсаторных батарей. Заданный закон регулирования может
отрабатываться автоматическим регулятором напряжения или
задаваться программой ЭВМ.
3.9. СПЕЦИАЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ НАГРУЗКИ
Назначение автоматики — восстанавливать напряжение до
уровня, близкого к номинальному, при начавшемся процессе
снижения напряжения из-за перегрузки питающих линий
током, потребляемым нагрузкой, и невозможности устранить
этот процесс другими имеющимися средствами регулирования
напряжения.
Такое аварийное снижение напряжения может произойти
при самозапуске асинхронных двигателей потребителя после
101

возникновения и отключения КЗ в энергосистеме, особенно
трехфазных КЗ, и медленно действующей защите или при
работе устройств АПВ или АВР. Перегрузка питающих
элементов возникает под действием пусковых токов, превышающих
нормальные, обусловливая недопустимо большое снижение
напряжения иа зажимах потребителей,
Для того чтобы в послеаварийном режиме была обеспечена
работа ответственных потребителей н напряжение было
восстановлено до нормального уровня при посадках напряжения
на зажимах нагрузки, менее ответственных потребителей
автоматически отключают от сети прн снижении напряжения на
зажимах ниже 70—75% номинального. Отключения
производят или мгновенно, или с небольшой задержкой до 0,3—0,5 с
для отстройки от кратковременных КЗ, отключаемых
быстродействующей защитой. Устройствами, производящими
отключение, являются для потребителей до 660 В магнитные
пускатели, для потребителей 1 кВ и выше—реле минимального
напряжения и реле времени. В последнем случае принимают
меры для исключения нежелательных отключений из-за
неисправности цепей напряжения трансформаторов напряжения
(например, в установках собственных нужд электростанций
используют две группы реле напряжения и два трансформатора
напряжения, включенных по схеме И), Указанная аппаратура
образует специальную автоматику ограничения нагрузки
ближнего действия. Обратное включение отключенных
абонентов производится после восстановления нормального,
напряжения и условий для продолжения нормальной работы.
Обратное включение выполняет дежурный персонал вручную
или оно осуществляется автоматически.
Специальная автоматика ограничения нагрузки дальнего
действия производит отключение менее ответственной
нагрузки в узлах энергосистемы в случае снижения напряжения
на шннах подстанций системы, вызываемого аварийной
перегрузкой током или мощностью питающих линий, обусловленной
аварийной ситуацией в энергосистеме (например, отключением
одной из двух питающих линий). Понижение напряжения
у потребителей приводит к еще большему увеличению тока
нагрузки и возникновению лавинообразного снижения
напряжения. Его прекращение требует немедленной разгрузки
передачи и восстановления напряжения в контролируемых пунктах
энергосистемы с мобилизацией всех резервов реактивной
мощности.
Весьма эффективно для разгрузки питающих направлений
производить отключение электрически наиболее удаленных
потребителей от источника генерации. Такие отключения
производят устройства САОН дальнего действия. Они содержат вы-
явительиый орган, устанавливаемый в контролируемом сече-
102

ини, определяющий факт наступления аварийной перегрузки,
требующей немедленного отключения данного объема
потребителей; устройство телемеханики, передающее отключающую
команду от выявительного органа на подстанции
энергосистемы, потребители которых предназначены для реализации
разгрузки. Реализация отключающей команды контролируется по
факту снижения напряжения на приемной подстанции до
заданного уровня.
До недавнего времени устройствами САОН иа подстанции
отключали выключатель отдельного направления и полностью
теряли потребителя. Последнее могло быть допущено для
потребителей III категории надежности. Но и для таких
абонентов нежелательно прекращение вентиляции и освещения —
обесточенне этих установок прн отсутствии источников
независимого, автономного электропитания может вызывать
возникновение необратимой аварии у потребителя и длительное
восстановление нормальной работы.
Еще в большей степени полное обесточение потребителя
после отключения питающего ввода иа подстанций
энергосистемы нежелательно для абонентов I и II категории надежности
(когда таких абонентов приходится привлекать для
обеспечения требуемого действия САОН). Для этих установок надо
предусматривать источники бесперебойного электропитания
ограниченной мощности или при работе САОН
предусматривать частичное сохранение электропитания для устройств
КИП, вентиляции, освещения, защиты, противопожарных
средств.
Так как по ряду причин не везде предусматривают
источники бесперебойного электропитания, в последнее время
стремятся устройствами САОН отключать электроэнергию не всех
абонентов нагрузок, а только,тех, которые потребляют
значительную мощность энергосистемы. Избирательный выбор
производит устройство телемеханики диспетчерского пункта
электроснабжения предприятия или устройства, определяющие
жизнеспособность предприятия и возможность быстрого
восстановления его работы после ликвидации аварийного режима
в энергосистеме, включают на отдельное питающее
направление (на отдельную линию с отдельным выключателем) без
приключения к приемнику САОН.
В отдельных случаях можно организовать после
отключения выключателя подстанции энергосистемы с нагрузкой
потребителя обратное включение этого выключателя. При этом
напряжение на шинах потребителя восстановится спустя
небольшое время; за это время абоненты САОН обесточатся и
больше не включатся до тех пор, пока не будет команды
дежурного персонала, а установки жизнеобеспечения
предприятия получат возможность продолжать требуемую работу.
103

3.10. АВТОМАТИКА, УСТРАНЯЮЩАЯ ПОВЫШЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
НА ОБОРУДОВАНИИ ПРИ ОДНОСТОРОННИХ ОТКЛЮЧЕНИЯХ
ДЛИННЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 500-1150 кВ
Одностороннее отключение таких линий вызывает
значительное увеличение напряжения сверх номинального на
разомкнутом конце и (в меньшей степени) на стороне,
присоединенной к шинам питающей подстанции. При этом уровень
напряжения на зажимах оборудования может превысить
значение, допускаемое его изоляцией.
Для выяснения принципов работы устройств автоматики и
предъявляемых к ней требований рассмотрим причины
возникновения опасного повышения напряжения при одностороннем
отключении длинной линии электропередачи 500—1150 кВ.
Такие линии являются линиями с распределенными
индуктивными сопротивлениями и емкостными проводи мостями; оип
могут быть представлены Т- или П-образнымн схемами
замещения (рис. 3.19), у которых схемы содержат сосредоточенные
сопротивления, что справедливо для линий длиной до 400—
500 км. (Для более длинных линий расчеты напряжений
проводят по выражениям для цепей с распределенными
параметрами.)
Значения сосредоточенных сопротивлений определяются с
помощью удельных индуктивных xL и емкостных хс
сопротивлений на 1 км линии (активным сопротивлением
пренебрегаем). Обозначим напряжение начала линии Un и напряжение
разомкнутого конца UK. Разность напряжений равна ДУ.
Из схемы на рнс. 3.19,а видно, что
AU=IcaxLiI2; (3.21)
из схемы на рис, 3.19,5
NJ = I6cxL L (3.22)
Токи /с
и
/6
соответственно
/S-
1)ж1
и*
2*/
I.
(3.23)
(3.24)
U»
■*■
о
jxLl
I ,2*с *с . 2хс_|_
I I
Рис. 3.19. Схемы замещения длинной линии электропередачи:
а —- Т-образная; б — П-образная
104
**»

UHIU
WO
w
A tin
120
*>
В ЧВО 800Ь,т
Рис. 3-20. Зависимость между направления-
Ми начала и открытого конца линии 500 кВ
от ее длины
л
еист
Лг JXt
tp
JXLl/Z JXLl/Z
т -JXr/l
-Jh/l
шшшшшшт
v.
*>
-л\ in
7W
сист
i/u
Ex
■й.
*;
Рис. 3.21. Расчетная схема (а) и векторная диаграмма (б) для случая
одностороннего отключения длинной линии электропередачи (активное
сопротивление линии и энергосистемы не учитывается)
Для обеих схем замещения
Д£/ = 0,5
*L
PUK.
Таким образом.
UK=UK-AU-t
ч
и* = ик 1 — 0,5—^р
(3.25)
(3.26)
(3.27)
откуда
<х =
U,
U
= 1-0,5
к
Р
(3.28)
На рнс. 3.20 показана зависимость UdUH=f(i) для
значений xcJxl, соответствующих линиям электропередачи 500 кВ
при частоте 50 Гц (Xl=0,297 Ом/км; 1/#с=3,71 -Ю-6 см/км;
д;с=0,27'106 Ом-КМ).
По данным на рис. 3.20 нетрудно определить значение
напряжения разомкнутого конца линии электропередачи по
отношению к напряжению иа шинах питающей подстанции
(началу).
Если шины, к которым подключено начало линии
электропередачи, ие являются шинами системы бесконечной мощности,
то прн отключении приемного конца линии напряжение иа
шинах питающей подстанции также возрастает. В этом случае
105

схема замещения имеет вид, показанный на рис. 3.21,а,
векторная диаграмма — на рис. 3.21,6.
Напряжение на шииах питающей подстанции
СИСТ) (3.29)
V* = Еф + ^г- '*«*: (3.30)
1 = _L . _^/JWr_. (3.31)
£ф = 1 — р/ -^^ f (3,32)
Ун *С
т. е.
и^Еф. (3.33)
При отключении длинных линий, по которым происходит
выдача мощности генераторов, следует считаться с
возможностью увеличения ЭДС генераторов Яф. Это может произойти,
во-первых, из-за разгона машины при сбросе нагрузки (для
гидрогенераторов до 130%) и, во-вторых, за счет эффекта са-'
мовозбуждения генераторов.
При увеличении частоты вращения генератора возрастает
ЭДС возбудителя, находящегося на одном валу с ротором, и
как следствие увеличивается напряжение на выводах обмотки
статора.
Сущность явления самовозбуждения поясним следующим
образом.
При отключении длинной линии электропередачи с
приемного конца и наличии на питающей стороне генератора и
трансформатора, работающих блоком, схема замещения может
быть представлена рис. 3.21.
Если суммарное индуктивное сопротивление цепи станет
равно емкостному сопротивлению линии, т. с. если
Xr+XT+xLll2=xcll, (3.34)
наступит резонанс, сопровождающийся прохождением по
обмотке статора генератора большого тока, вызывающего
перегрузку машины.
Уменьшение возбуждения вручную или автоматическим
регулятором возбуждения эту перегрузку снять не может, так как
ток в цепи статора поддерживается за счет остаточного
намагничивания железа.
Появление самовозбуждения генератора вероятно в
условиях, когда длинная линия электропередачи присоединена к
электростанции небольшой мощности и при одностороннем
отключении линии возникают соотношения, близкие к (3.34).
106

xcfl ~ Ч»„— = 540 Ом;
Пусть в аварийной ситуации линия 505 кВ длиною 500 км отключилась
с приемного конца. Линия подключена через трансформатор мощностью
250 МБ-А к генератору мощностью 225 МВт. При нормальной работе,его
cosq?=0,9 и нормальная частота /0 = 50 Гц.
Индуктивное сопротивление линии xL= 0,297 Ом/км, емкостное
сопротивление хе—0t27-10Q Ом/км. Для генератора A"dr=23%, для трансформа-
хора «к =12%.
Принимаем Т-образную схему замещения электропередачи.
Если вследствие сброса нагрузки частота генератора увеличится и стане?
равной /i вместо номинальной fHOM, то условия резонанса будут при
-Д-) № + Хт + xL //2) - (Jf-)^f- (3-35)
Для рассматриваемого примера при номинальной частоте:
емкостное сопротивление линии
0,2740е
500
индуктивное сопротивление линии
xJ/2=0,297-500/2=75 Ом;
индуктивное сопротивление генератора
*г = -f Xdr = -Ц-0,23 - 235 Ом,
где £/мф = 505 кВ; 5 = 250 MB.А;
индуктивное сопротивление трансформатора
Хт = * нк = —— 0,12= 121 Ом.
5 250
Условию (3.35) соответствует соотношение
-^-) (235 + 121 + 75) = 540.
Отсюда
fuo\ f 431
Таким образом, явление самовозбуждения для рассматриваемого
примера проявится в полной мере при увеличении частоты генератора на 12% по
отношению к номинальной, т. е. при частоте 56 Гц.
Однако увеличение уровня напряжения в результате самовозбуждения
генератора начинает проявляться еще до наступления полного резонанса.
Основным средством для снижения напряжения по тракту
длинных линий электропередачи в условиях ее односторонней
работы (перед замыканием линии или при ее одностороннем
отключении) является установка реакторов, частично
компенсирующих влияние распределенной емкости линии. Наиболее
107
с

Л б С
Лс фаза-фаза ABfBC}CA
^^j j —. j^ □
L^ ■, ,_ TT ■ ,_-
XpAt Xpd \(
iiil/. фаза-земля
:pA (л
| Xcs(<раза-фаза)
X
| ХС£(<раза - земля)
J *)
Рис. 3.22. Отключение одной фазы линии с включенным заземляющим
реактором (а) и приближенная расчетная схема (б)
целесообразно включение реакторов по обоим концам линии;
однако для экономии средств в большинстве случаев реакторы
включаются с одной из сторон^ нли на промежуточных
подстанциях. Реакторы включены постоянно нли их подключают
только в режимах, когда это требуется для понижения напря*
ження с целью предотвращения повреждения силового
оборудования подстанцяй. Управление операциями включения и
отключения реакторов в зависимости от уровня напряжения
возлагается на автоматические устройства.
Наличие шунтирующих реакторов на линиях
электропередачи при пофазном управлении выключателями этих лнннй мо~
жет вызвать возникновение резонансных явлений при неполно-
фазном отключении участка электропередачи. На рнс. 3,22
показана схема, образующаяся при отключении с двух сторон
одной нз фаз линии. Прн определенных соотношениях между
индуктивными и емкостными сопротивлениями, как следует нз
рнс. 3.22,6, могут возникнуть резонансные явления на
основных нли неосновных частотах, вследствие чего могут
возникнуть весьма большие перенапряжения на изоляции
отключенной фазы.
Автоматика от повышения напряжения выполняется с
уставкой (1,15-5-1,3) 'Уной н временем действия 1,5—2 с и более,
отстроенным от периода синхронных качаний и асинхронного
хода н обеспечивающим селективность действия.
Прн возрастании напряжения до 1,4 0ном автоматика от
повышения напряжения действует мгновенно.
Выполнение автоматики от повышения напряжения.
Поскольку возможно одностороннее отключение длинной линии
электропередачи не всеми тремя фазами, реле напряжения
включаются на фазные напряжения трех фаз. Ограничиться
108

Рис. 3.23. Принципиальная
схема устройства для защиты от
иепереключения фаз:
BKAlt BKBl,
ВКС1—вспомогательные контакты выключателей фаз
(замкнуты при отключенной фазе);
8К.А2* ВКВ2* ВКС2—то же
(замкнуты при включенной фазе)
установкой только одного реле напряжения, включенного на
фазное нлн междуфазное напряжение, можно, если
предусмотрена специальная защита от непереключення фаз. Такая
защита при отключении одной нз фаз по любой причине
отключает на одном нз концов лнннн все три фазы, что приводит к
повышению напряжения всех трех фаз на питающем конце
линии электропередачи и отключению питающего конца тремя
фазами, даже если автоматика от повышения напряжения
выполнена с одним реле напряжения. Один нз вариантов защиты
от непереключення фаз показан на рис, 3.23.
Прн наличии нескольких линий, отходящих от шни
подстанции, избирательное отключение лннни, отключившейся с
одной противоположной стороны, достигается установкой на
другой стороне (на стороне шин подстанции) пофазного
контроля перетока реактивной мощности. Действие схемы
поясняется рнс. 3.24. Если в условиях повышения напряжения на
подстанции А переток реактивной мощности направлен от N
к шннам Л, это означает, что линия А—N отключилась со
стороны подстанции N. Если переток реактивной мощности
будет направлен от М к Л, это значит, что линия отключилась
со стороны подстанции М.
Обеспечить отключение лнннн с обеих сторон можно также
прн использовании устройства для передачи отключающего
импульса по каналу телемеханики, однако такой способ более
сложен.
Время действия комплектов автоматики, реагирующей на
повышение напряжении, выбирается по ступенчатому
принципу. Для измерения величины и направления перетока
реактивной мощности используется реле типа РБМ-274.
Характеристика реле отвечает условию
AfBp=££/p/pSin<pt (3.36)
Реле мощности настраивается так, чтобы оно
срабатывало при отключении лннин с противоположного конца, т. е.
Q v^Up-Wi (337)
109
Отключениг
трех (раз

Рис. 3.24. Схема сети (отключеннный
выключатель зачернен)
ГД? Qcp — МОЩНОСТЬ
срабатывания реле
реактивной мощности на
фазу, MB-А; £/ср.ф—
напряжение
срабатывания реле
напряжения (фазное), кВ;£ф—
фазное значение ЭДС,
кВ; *сист—
сопротивление системы, Ом, со
стороны неотключен-
ного конца линнн
электропередачи,
приведенное к шинам
подстанции, на которой
установлена автоматика от повышения напряжения с
рассматриваемым реле реактивной мощности. Значение сопротивления
системы должно соответствовать ее минимальному режиму
работы; Ан — коэффициент надежности (1,5).
В нормальном режиме при передаче чисто активной
мощности реле реактивной мощности должно надежно «клннить».
Тормозной момент на реле в этих условиях создается
небольшим смещением угла максимальной чувствительности реле так,
чтобы вектор тока нагрузки по отношению к вектору
напряжения всегда обеспечивал тормозное действие.
Схема автоматики повышения напряжения с реле
напряжения н реле реактивной мощности приведена на рис. 3.25,
Автоматика для устранения опасного повышения
напряжения прн наличии на линии электропередачи или на подстанции
реакторов должна раньше, чем произвести отключение
защищаемого оборудования, включить указанные реакторы (если
они были отключены до этого) и тем самым понизить
напряжение. Последовательность действия автоматики для
устранения повышения напряжения следующая; выявляется причина
возникновения напряжения, т» е. определяется линия,
отключенная с противоположного конца, и спустя заданное время лнння
отключается со стороны подстанции, где зафиксировано
Повышенное напряжение; если отключение не произошло илн
отключение нежелательно, то включается шунтирующнн реактор
(возможна и другая последовательность действия, т. е.
включение реактора во всех случаях производится раньше, чем
отключается линия, отключение линии осуществляется, если
включение реактора не снизило уровень напряжения до
требуемого значения).
Если действие автоматики не произвело требуемого
эффекта и напряжение ие снизилось (например, из-за неисправности
110

♦ ~mj
%
кхг
Jt
KZJ
KW3.1 KV3.1
Kwz.t ^kvz.1
J<W1.1 . KV1.1
кг
KW1
1 U \Van\
T
A -
в -
с —
м —
KV1
J
KWZ\
h \Uw\
* I
T
\kvz
HWS
i ь m*i
/CKJ
%
Рис. 3.25, Схема автоматика, реагирующей на повышение напряжения и с
контролем перетока реактивной мощности линии электропередачи:
KVP1— KW3—реле мощности, реагирующие на мощность Q = UI sin ф; КVI—К,V3 —
реле напряжения; КТ — реле времени; его контакты действуют: K.T.I — на отключение
линии; КТ,2 — на включение заземляющего реактора; КТ.З — на отключение
трансформатора подстанции (К.Т.1, КТ.2, КТ.З, последовательность действий при необходимости
может быть изменена; t^T 1<^г.2<^лт.з)
выключателя), то отключается защищаемое оборудование (для
этого могут быть использованы цепи устройства УРОВ),
Если реактор был поврежден или отключается действием
релейной защиты, командная цепь на включение должна быть
автоматически разомкнута и персоналу должен быть подан
сигнал. Обратное отключение реактора после восстановления
нормального уровня напряжения и устранения причины,
вызывающей повышение напряжения, обычно производят вручную.
При подключении шунтирующих реакторов к шинам 500 кВ через
понижающие трансформаторные или автотрансформаторные группы 500/110
или 500/37,5 кВ в случае отключения по каким-либо причинам этих групп
напряжение в примыкающем районе сетей ПО или 37,5 кВ из-за наличия
реактора резко снизится. Поэтому предусматривается в устройстве
автоматики немедленное отключение реакторов на стороне 110 или 37,5 кВ при
отключении указанных трансформаторов или автотрансформаторов. Обычно
для этого используют вспомогательные контакты или контакты реле
положения силовых выключателей.
Уставка срабатывания реле максимального напряжения вы-
бирается по выражению
(3.38)
г/ , ^номmax и
исх> 7 кз*
111

KV.1
кт
KL.1
а)
KLZ
KL3
1—ЧГ\а* KV
KL
КГ ~<
КМ ^ [ П
Rf
V
Рис. 3.26. Схема автоматика от повышения напряжения:
а —с добавочный насыщающимся дросселем; б —с добавочным активным сопоотявде*
нием (для изменения тока в обмотке реле после срабатывания)
где t/ном max — максимально возможное номинальное
эксплуатационное напряжение; k3 — коэффициент запаса (1,05); &в—-
коэффициент возврата реле.
Значение Ucv может быть установлено тем меньше, чем
ближе коэффициент возврата реле к единице. Для получения
большего коэффициента возврата требуется специальное
конструктивное исполнение, так как реле напряжения обычных
типов даже при их тщательной регулировке имеют
коэффициент возврата 0,9—0,92.
Повышение коэффициента возврата реле напряжения. На
рис. 3.26 показаны некоторые из способов выполнения реле
максимального напряжения с £в=0,98. На рис. 3.26,а приведена
схема включения обмотки переменного тока последовательно
с насыщающимся дросселем. Нормально работа дросселя
происходит вблизи точки перегиба кривой намагничивания. При
напряжениях меньше уставки срабатывания сопротивление
дросселя резко повышается, ток в обмотке реле уменьшается—-
реле размыкает свои контакты (реле разработано Челябэиер-
го).
На рис. 3.26,6 показан вариант схемного решения для
увеличения &в реле, разработанный лабораторией Эиергосетьпро-
екта. Последовательно с обмоткой реле включается активное
добавочное сопротивление. После того как реле подействовало,
активное сопротивление автоматически увеличивается путем
его расшунтнроваиия размыкающим контактом выходного
промежуточного реле. Для предотвращения вибрации выходного
реле включение последнего контролируется размыкающими
контактами реле напряжения.
Устройство, реагирующее иа изменение напряжения или
другой электрической величины с коэффициентом возврата,
близким к единице (0,955—0,999), можно получить, если бази-
112

ровать конструкцию иа замере разности между напряжением
сети С/сети и опорным напряжением неизменной величины U0^
Усилив эту разность в ky раз, получим, что для срабатывания
устройства напряжение иа исполнительном органе, т. е.
напряжение на выходе усилителя, должно быть равно нлн больше
Vcp = (Ucer»-Uon)kr (3.39)
Устройство возвращается в исходное положение, когда
напряжение в сети станет равным ^сети<^сетн1 а напряжение
на исполнительном органе равно или меньше напряжения
возврата исполнительного органа UB:
UB=--(U'c'er«-U0U)kr (3.40)
Из приведенных выражений нетрудно определить
коэффициент возврата устройства в целом
k —
в.устр
сети
U9 + kJU
у-' оп
и'
и<
сети
ср Т &у-'\
(3.41)
ОП
Из (3.41) видно, что чем больше величина ky, тем больше
значение &в.устр приближается к единице.
Реле напряжения с коэффициентом возврата, близким к
единице, можно выполнить с использованием туннельных
диодов. Так как время действия
автоматики больше одного периода, то при
каждом переходе мгновенного
значения тока (напряжения) через нуль
туннельный диод закрывается, что и
обеспечивает коэффициент возврата
устройства равным единице. Для
выполнения органа повышения
напряжения могут быть также использованы
полупроводники и устройства с
интегральными микросхемами*
В автоматике защиты от
повышения напряжения часто используют
реле напряжения типа РН-58 с kB =
= 0,95. Воспринимающий орган реле
KL (рис. 3.27) выполнен в виде
электромагнитного реле с &в—0,8.
Увеличение &в достигнуто тем, что
последовательно с обмоткой KL включены
стабилитроны VD, формирующие л о о
опорное напряжение. Выпрямитель I i
VS выпрямляет измеряемое
напряжение, снимаемое со вторичной обмотки
8—6678 113
Рис. 3.27. Схема реле напря
жения типа РН-58

лромежуточного трансформатора. Уставки срабатывания
регулируются потенциометром R1, а также переключением обмотки
промежуточного трансформатора. Пределы регулирования 50—
100 В, время срабатывания реле повышения напряжения 0,1—
0,15 с.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННЫХ
РЕЖИМОВ
4.1. ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИКЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Для обеспечения надежной н экономичной работы
современных трехфазных энергосистем переменного тока;
а) должна быть создана возможность полного
использования пропускной способности отдельных звеньев
электропередачи, возможность приема потребителями мощности,
вырабатываемой электростанциями, и возможность генерации последними
электроэнергии в размере, задаваемом диспетчерским
руководством;
б) должны быть предотвращены случаи нарушения
устойчивости параллельной работы синхронных машнн в
энергосистемах н у потребителей, случаи хаотических отключений и
повреждений оборудования;
в) если, несмотря на предпринятые меры (например из-за
неисправности оборудования или ошибки персонала), возник
асинхронный режим в электроэнергетической системе или ее
части, такой режим должен быть быстро прекращен и должны
быть созданы условия для скорейшего восстановления
нормального электроснабжения потребителей.
Выполнение этих требований осуществляет группа устройств
системной автоматики, называемой сейчас устройствами проти-
воаварийной автоматики. Ее применение и учет действия в
настоящее время считается обязательным при проектировании, а
надлежащая эксплуатация обеспечивает повышение надежности
электроэнергетических систем и увеличение экономичности их
работы.
Следует отметить, что надежная параллельная работа
звеньев трехфазной сети переменного тока оказалась возможной
после того, как в энергосистемы СССР был внедрен специальный
орган для устройства релейной защиты, который был назван
«блокировкой от качаний». Он ие давал защите возможности
производить нежелательные отключения при увеличенных
нагрузках защищаемых объектов и возникновении качаний, чем
114

5ыли устранены многочисленные хаотические отключения и
прекращения параллельной работы. Действие на отключение мог-
fio реализовываться только при возникновении КЗ на время,
соответствующее времени действия, заданного для данной ступе-
ни защиты.
Для повышения статической устойчивости энергосистем при
медленном росте нагрузки электропередачи были разработаны
устройства автоматического ограничения перетоков активной,
мощности по транзитам путем воздействия на систему
регулирования турбин; при авариях снижение опасных перегрузок до*
стигается разгрузкой электропередачи путем отключения
устройствами автоматики части генераторов электростанций на
передающем конце линии, загрузкой генераторов в приемной
части энергосистемы и САОН.
К основным средствам, повышающим динамическую
устойчивость в энергосистемах, в первую очередь относится быстрое
отключение КЗ. Применяется также быстрое кратковременное
снижение мощности ускорившихся паровых турбин при сбросах
нагрузки, отключение части генераторов или аварийное их
торможение»
Если меры, предпринятые для предотвращения нарушения
устойчивости, оказываются недостаточными и возникает
асинхронный режим, он прекращается устройствами делительной
автоматики. Разные варианты этих устройств осуществляют
разделение энергосистемы на части с примерно
сбалансированной нагрузкой или отключение от энергосистемы синхронной
машины, выпавшей из синхронизма (например, генератора или
двигателя при потерях возбуждения).
Делительная автоматика действует или через некоторое
время после возникновения асинхронного режима, или
мгновенно.
Восстановление синхронизма достигается ресинхронизацией
параллельно работающих машин устройствами автоматики или
вручную.
Следует подчеркнуть, что аварии в энергосистемах с
нарушением устойчивости принадлежат к числу самых опасных и могут
привести к длительному нарушению электроснабжения
потребителей и возникновению «цепочечных» аварий, затрагивающих
многие объекты; поэтому, несмотря иа наличие автоматических
устройств с разными уровнями резервирования, оперативному
персоналу предписывается выполнять соответствующие
мероприятия для прекращения асинхронного режима путем
разделения энергосистемы иа отдельные части в заранее намеченных
пунктах, если длительность асинхронного режима превосходит
заранее обусловленное значение или если длительный
асинхронный режим вызывает ненормальную работу основного
оборудования с возможностью его повреждения.
8* 115

4.2. ОСНОВНЫЕ СООТНОШЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ РАБОТУ
УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ
Активная электрическая мощность, передаваемая по линии
электропередачи от станции конечной мощности в
энергосистему большой (неограниченной) мощности, в соответствии с
(2.3) равна
P = J^-sm8. (4 Л)
Графически соотношение (4.1) изображается синусоидой,
показанной на рнс, 4.1. Работа электропередачи в нормальном ре*
жиме происходит при угле &о, определяемом абсциссой точки а
(точки пересечения синусоиды 1 — характеристики
электрической мощности с прямой 3 — характеристикой мощности,
развиваемой турбиной в соответствии с нагрузкой приемной части
энергосистемы).
Предел статической устойчивости такой
электропередачи определяется максимальным значением электрической
мощности Ртах при угле 6=90°. В нормальном режиме должен
быть обеспечен запас статической устойчивости по линиям
электропередачи, связывающим электростанцию с энергосистемой,
не менее 20%.
Из (4.1) видно, что нарушение статической устойчивости
может произойти при плавном уменьшении напряжения (ЭДС)
генератора нли напряжения на приемном конце либо при
медленном возрастании передаваемой мощности, когда угол б,
постепенно увеличиваясь, достигает 90° и затем исчезает
равновесие между мощностью турбины и электрической мощностью
генератора.
Прн резком понижении напряжения во время КЗ или
внезапном увеличении взаимного сопротивления между
электростанцией и энергосистемой в процессе изменения
режима (во время КЗ или после отключения части транзитных
связей) нарушение устойчивости может произойти даже н в том
случае, если КЗ быстро отключено. Возможность сохранения
устойчивости зависит как от длительности и величины
начального возмущения, так и от последующего режима работы. Эти
факторы, обусловливающие резкое изменение режима,
определяют динамическую устойчивость энергосистемы.
При внезапном изменении электрической мощности и
переходе с характеристики / на характеристику 2 регулятор
частоты турбины не успевает мгновенно изменить впуск в нее воды
или пара. Возникает несоответствие между механической
мощностью на валу турбины и электрической мощностью,
вырабатываемой генератором. Генератор начинает ускоряться,
вследствие чего угол б увеличивается. В точке с наступает равенство
116

механической и электрической
мощностей. Однако но инерции ротор-
проворачивается дальше;
электрическая мощность становится
больше мощности турбины, и генератор
начинает тормозиться. После
нескольких затухающих качаний угол
б станет равным углу бо'»
соответствующему новому стационарному
состоянию и определяемому
равенством механической и
электрической мощностей.
Иное положение будет, если
угол б станет больше предельного
угла бПр. В этом случае избыточный
момент изменит свой знак и приве-
Рис. 4.1. Характеристика
мощности при работе генератора на
шины энергетической системы
неограниченной (бесконечной)
мощности:
Ро — мощность турбины в исходном
положении
дет к дальнейшему ускорению
ротора. Машина выходит нз синхронизма и переходит в
асинхронный режим.
Синхронизм будет сохранен, если площадь ускорения Sabc
не будет превосходить площадь торможения ScdC'<
Аналогичные рассуждения применимы при анализе
устойчивости синхронных электродвигателей с той разницей, что при
снижении питающего напряжения двигатель начнет
тормозиться за счет воздействия механической нагрузки на валу,
что н влечет увеличение угла б.
Ориентировочно допустимые времена отключения КЗ по
условию сохранения динамической устойчивости могут быть
определены нз следующих соображений. Предположим, что при
КЗ генератор полиостью сбрасывает нагрузку (трехфазное КЗ),
а регуляторы не успевают изменить доступ пара или воды в
турбину. На валу ротора возникает избыточный момент,
определяемый избытком мощности, равный
ЬМ
АР
(С
ном
HFTrf
*°ном
(4.2)
Знак приблизительного равенства определяется тем, что
угловая скорость о>ном принимается неизменной и приравнивается
номинальной, соответствующей частоте 50 Гц.
Ускорение относительного движения ротора
пропорционально приложенному вращающему моменту ДМ и обратно
пропорционально моменту инерцнн / агрегата (генератора и турбины)
а =
d4
12
ДЛ*
di*
(4.3)
117

или
<аг ^»ном'
(4-4)
где <оном — номинальное значение угловой скорости.
Механическая постоянная (или иначе постоянная инерции)
Тш - -^-. (4.5>
"ком
где Ркок — номинальная мощность агрегата.
Выражение (4.4) можно переписать так:
d88!* ftfftrp ttHOM
d^ *ном ^ия
Учитывая, что изменение угловой скорости
(4.6)
Д© = -г- n—- -f—t. (4.7)
I** Гили 1 i
НОМ л ИН
имеем
Aw I ?наГр
y^-t. (4.8)
^НОМ ^ИН *~ НОМ
Изменение относительного угла
8ц = 4--F^-Т^- (4-9)
Постоянная инерции 7ИН агрегатов (генератор — турбина
или двигатель—приводимый механизм) определяется как
сумма постоянных инерции генератора Тны-ен и турбины Тин.турб
или двигателя 7ИИ.ДВ и механизма ГНн.мех-
Если постоянные инерции приводятся к какой-то базисной
мощности, то производится пересчет
Тт.6 = Тш-^. (4.10)
Постоянные инерции различных механизмов определяются
конструктивными параметрами машин и их частотой
вращения, с:
т 2,74GP*/ta-lQ-3 41П
* агр
где GD2 — момент инерции, т-м2; п — частота вращения
агрегата, об/мин; Рагр — номинальная мощность агрегата, МВт.
Относительный угол 612 удобно выражать в градусах. В этом
случае из (4.9) получаем
5?2 = 2«/ -М- —L- -^ t\ (4Л2)
2я 2/ид "ком
118

При частоте /=50 Гц
Ь°12 = 9000
НЕ
яагр
ном
t\
(4.13)
Для иллюстрации полученного выражения (4.13)
конкретными числами определим время отключения трехфазного КЗ иа
линии, отходящей непосредственно от транзитной связи между
электростанцией и энергосистемой, при котором относительный
угол между векторами ЭДС станции и системы увеличится не
более чем на 60° по сравнению с нормальным, принимаемым
равным 20°.
Расчет производим в предположении, что электростанция
выдает в систему 70% номинальной мощности и при
трехфазном КЗ под влиянием сброса этой мощности роторы
генераторов начинают вращаться равноускоренно. Постоянная инерции
агрегатов генератор — турбина 7ИН=10 с. Мощность
энергосистемы по сравнению с мощностью электростанции
предполагается бесконечно большой.
Допустимое время отключения трехфазного КЗ
определится из выражения
60
9000
10
0Jt\
откуда /=0,31 с.
Изменение угла б от одного значения (начального до) к
другому значению (конечному бк) в условиях, когда сохраняется
синхронизм, происходит после нескольких синхронных качаний
(рис. 4.2,а) или апериодически (рис. 4.2,6).
Если значение угла б в переходном режиме превысит 180°,
возникнет асинхронный ход, при котором угол б периодически
изменяется от 0 до 360°. В асинхронном режиме электрические
параметры (ток, напряжение, мощность по транзитной связи)
попеременно меняют свои значения от минимальных до
максимальных в соответствии с
изменением по времени угла б. При
асинхронном режиме наряду с
знакопеременным синхронным моментом
появляется асинхронный момент,
зависящий от скольжения
синхронной машины, выпавшей из
синхронизма, и от ее конструкции. Прн
небольших скольжеинях (до 1 Гц)
и достаточно жестких связях
(малых сопротивлениях линии и Рис- 4 2- Изменение угла меж-
ч ду векторами ЭДС в зависимо-
системы) между частями энерго- СТУИ 0т времени щж сохранении
системы, а также при скольжении синхронизма
119

0,2—0,5 Гц и слабых связях (относительно больших
сопротивлениях) возможна ресинхронизация этих частей между
собой. Асинхронный режим с последующей ресинхронизацией
допускается, если такой режим кратковремснен (два-трн
асинхронных проворота) или имеется тенденция к втягиванию в
синхронизм, что характеризуется увеличением периода качаний
н прекращением изменения знака проходящей по транзиту
активной мощности; непременным условием является сохранение
оборудованием работоспособности при воздействии токов
асинхронного хода после его прекращения. Другим обстоятельством,
требующим недопущения в энергосистемах длительных
асинхронных режимов, является возможность возникновения
развития аварии из-за выпадения нз синхронизма синхронных
двигателей потребителей и возникновения качаний с еще одной
частотой прн нарушении синхронной работы генераторов других
электростанций энергосистемы.
В сложных объединенных энергосистемах, как правило, на
ресинхронизацию не ориентируются, а прекращение
асинхронного режима возлагают иа делительную автоматику,
производящую разделение энергосистемы на части в намеченных
пунктах, а у потребителей — переводящую синхронные двигатели в
пусковой режим нлн выделяющую нх питание, так же как и
питание потребителей собственных нужд электростанций н других
ответственных абонентов на раздельное от энергосистемы
электроснабжение.
4.3. ИЗМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ
НАГРУЗКИ, СИНХРОННЫХ КАЧАНИЯХ, АСИНХРОННОМ РЕЖИМЕ
И ОТСУТСТВИИ КЗ
Для выяснения основных соотношений рассматривается
элементарная система (рис. 4Да), состоящая из двух
электрических станций М н jV, работающих параллельно через линию
передачи GF. В целях упрощения анализа примем, что |jB"i| =
= |£2| —j£| и полное сопротивление между точками
приложения ЭДС распределено равномерно. Если вектор ЭДС
генераторов N считать постоянным по величине и направлеиню, то
вектор ЭДС генераторов М в зависимости от угла 6 между ЭДС
(рнс. 4.3,6) можно выразить так:
£4 = £ie/s- (4.14)
Разность этих ЭДС по абсолютной величине равна
! Д£ { = ( E2-Et | = 1 ЕЛе*- 1) I = bE^sin-?- = 2£Sin4-,
(4.15)
120

Рис. 4.3. Элементарная система:
о, — схема сети; 6 — токи и напряжения в
энергосистеме при расхождении векторов
ЭДС на угол б:
AQ
BF
а
G
а,е =
£Gsin(pc=*1LG;
LFsinyc = xlFL;
!GFX\LG
IGFxlLF
arcsm
a resin
U,
где AEmax—максимальное значение разности ЭДС (при 6—
= 180°),
Под влиянием разности ЭДС АЕ по транзиту GF проходит
ток
L.QF ~
г
— 1GFmax Slfl — =
2Я
"1MJV 2 ^IMN
максимальное значение тока при
sin
д
(4.16)
где /с,fmax—максимальное значение тока при угле 6=180°;
Z\mn — сопротивление прямой последовательности между
точками М и N.
В пространстве векторы токов в фазах Л, В, С образуют
симметричную звезду. При отсутствии нагрузки на
подстанциях транзита этот ток является уравнительным.
Напряжение в произвольной точке Р транзита
Ur = Eyra*-±+(2
ЛРК
\MN
sin
)•
(4.17)
где ZIPk — сопротивление прямой последовательности между
точкой Р и точкой Ку расположенной в электрическом
центре качаний системы, т. е, такой точкой системы, в
которой напряжение при расхождении векторов ЭДС на угол 6 =
= 180° равно нулю.
Уравнительный ток отличается от тока нагрузки
(перегрузки) углом ф (между векторами тока и напряжения).
При симметричной нагрузке по фазам угол фнагр составляет
30—65°. Угол между уравнительным током и напряжением
одноименной фазы зависит от угла 6 и местоположения пункта,
где производится измерение, по отношению к точке
электрического центра качаний или точкам приложения ЭДС.
Напряжение в электрическом центре качаний системы К
(рис. 4.3,6) при отсутствии нагрузки
UK=Ecos—. (4.18)
121

При равенстве ЭДС генераторов М и N электрический центр
качаний в середине транзита, когда сопротивления по обеим
сторонам от точки К до мест приложения ЭДС в точках М и N
одинаковы.
В системе имеется точка нулевого реактивного
сопротивления, в которой угол между током и напряжением
соответствующей фазы равен нулю (точка L на рис. 4.3,6),
Местоположение этой точки может представить интерес для
анализа действия направленных защит и реле индуктивного
сопротивления. Важно отметить, что в сложной системе
местоположения электрического центра качаний и точки нулевого реактивного
сопротивления могут меняться в зависимости от
конфигурации сети, угла 6 и ЭДС электростанций, вышедших из
синхронизма, что и определяет возможность хаотического
срабатывания защит, не имеющих специального органа,
предотвращающего их действия от токов качаний и при асинхронном режиме.
К таким защитам относятся: дистанционные защиты
(направленные и ненаправленные), направленные высокочастотные
защиты, а также токовые защиты, действие которых ие отстроено
от максимального значения уравнительного тока и
максимальных значений тока нагрузки.
Для уменьшения вылета угла б применяется
быстродействующее отключение КЗ; в то же время быстродействующие
защиты указанных выше типов наиболее чувствительны к
качаниям и должны иметь блокировку. Защиты с временем 2 с и
более при качаниях с периодом меньше 2 с от токов
асинхронного режима отстроены временем действия; однако они могут
производить нежелательные отключения в начальный период
нарушения устойчивости и при втягивании в синхронизм.
Поэтому сейчас устанавливают блокировку от качаний для всех
устройств защиты, работа которой по принципу действия
возможна при нарушении устойчивости системы или
возникновении больших нагрузок на ее звеньях. Этим, как указывалось
ранее, предотвращены хаотические разделения энергосистем при
больших нагрузках транзитов и создана возможность
проведения режимов с малыми запасами их устойчивости.
Признаки, позволяющие отличать токи КЗ в трехфвзных
системах от токов при качаниях и асиихронвом режиме. Такими
признаками, используемыми при создании предложенных в
СССР блокировок при качаниях или, иначе, пусковых органов,,
разрешающих действие различных автоматических устройств
при возникновении КЗ и запрещающих действие при наличии
токов качаний (асинхронного режима), но реагирующих на
возникновение КЗ в звеньях энергосистемы, являются следующие:
а) при режимах качаний и асинхронного хода электрические
величины во времени изменяются плавно, при КЗ (в момент
возникновения) резко — толчком; таким образом, может быть
122

«создан орган, реагирующий на скорость изменения
электрических величвн (на производную по времени этого параметра),
который и произведет необходимое действие. Применялись реле
с контактной системой, действующие на замыкание и
размыкание с одинаковыми и разными чувствительности ми, а также
полупроводниковые устройства. Укажем, что для этих устройств
отмечены случаи сбоя (неправильного действия) из-за того, что
:в практике эксплуатации скорости изменения электрических
величин при асинхронном режиме гидрогенераторов
соизмеримы со скоростями возрастания токов при КЗ в цепях с
индуктивностью;
б) в режимах качаний, асинхронном ходе» при перегрузках
гвекторы токов и напряжений фаз трехфазной энергосистемы
-симметричны, т. е. равны по модулю и сдвинуты относительно
друг друга на 120°, Несимметрия нормально допускается в
очень небольших размерах (ие более 10%); обусловливается
она в основном неравномерностью нагрузки по фазам и
наличием высших гармоник в токе и напряжении от выпрямителей,
преобразующих переменный трехфазный ток в постоянный. При
КЗ всегда несимметрия возникает длительно (на все время
несимметричных КЗ — двухфазных, однофазных, двухфазных на
землю) и кратковременно (на несколько периодов — при
трехфазных КЗ). Появление несимметрии обусловливается рядом
причин: во-первых, тем, что трехфазное повреждение
начинается с перекрытия изоляции двух или одной фазы; во-вторых,
наличием в токе и напряжении постоянных составляющих в
начальный момент КЗ; в-третьих, наличием в цепи измерения
фильтров тока или напряжения обратной последовательности,
содержащих в плечах конденсаторы, дроссели и резисторы,
создающие контуры плеч с разными постоянными времени
затухания. В результате на выходе фильтра обратной
последовательности тока (напряжения) в момент трехфазного КЗ первичной
цепи возникает толчком ток (напряжение). Этот толчок
фиксируется, и его действие удерживается и а 1 некоторое время,
несколько превышающее время отключения КЗ соответствующей
зоной защиты, или до тех пор, пока продолжается повреждение^,
на что указывает срабатывание пусковых органов. Кроме того,
оказывает влияние и неодиовремеиность действия фаз
выключателя при включении иа КЗ. Если во время нормальной работы
имеет место значительная иесимметрия, требующая загрубле-
ния пускового органа обратной последовательности для
отстройки, то орган тока (напряжения) обратной
последовательности выполняют реагирующим на скорость изменения этих
величии или применяют удерживание напряжением прямой
последовательности.
Блокировка при качаниях с фильтром токов (напряжений)
з* реле /2 {U2) была предложена в 1938 г, К настоящему време-
123

M G
н
Im
I
HE
к
tf
Ink
•o—Qii
aj
Щ
—— м^—L 1 ■
0 SO 180 <?lf[t)],rj>ai 0 SO 180W(tftw&
Ю s)
Рис. 4.4, Изменение тока трехфазного КЗ в месте ответвления от транзитной
связи при нарушении синхронизма между станциями М и N:
а — схема сети; 6 — векторная диаграмма токов при трехфазном КЗ в точке Р на
ответвлении КР, отходящем от электрического центра качаний (подстанция К)*т в — изменение
суммарного тока при условиях, аналогичных указанным на рис. 6\ г — изменение тока
в ответвлении для случаев, когда подстанция К расположена в электрической близости
к станции М или JV {^мк^^к^
ни она имеет ряд вариантов исполнения и применяется
повсеместно в устройствах защиты и автоматики.
Изменение токов КЗ в зависимости от изменения угла
между векторами ЭДС параллельно работающих синхронных
машин. Ранее был выяснен характер возникновения
уравнительных токов между векторами ЭДС параллельно работающих
синхронных машин при отсутствии КЗ на транзитной связи. На-
личис такого повреждения существенно меняет картину
прохождения токов. Например, трехфазное КЗ в электрическом
центре качаний системы (рис. 4.4) делит систему на две части,
обтекаемые соответственно токами INK и 1Мк, генерируемыми
ЭДС Еу и Е2.
В месте повреждения ток КЗ равен геометрической сумме
токов Ink и /м/с. Очевидно, что током J_zk=£nk+[mk
обтекается присоединение КР, отходящее от транзитной связи MN.
В начальный момент времени угол 6 между ЭДС Е\ и Е2 мал и
при расчете тока КЗ принимается обычно равным нулю. По
такому току часто выбирают уставки релейной защиты. Если
защита срабатывает с некоторым временем, то учитывают
индивидуальные затухания токов, генерируемых источниками М и N.
Однако имевшие место отказы в отключении места КЗ
максимальной токовой защитой с независимой выдержкой времени
J 24

и выяснение причины таких отказов послужили причиной
разработки еще в 1944 г. упрощенного способа расчета токов КЗ,
учитывающего расхождение векторов ЭДС параллельно
работающих генераторов; тогда же были изысканы способы
выполнения релейной защиты, обеспечивающие возможность ее
селективного действия в указанных выше условиях.
Было установлено, что в течение времени действия
максимальной токовой защиты при КЗ на тупиковой линии,
отходящей от шии подстанции, к которым также присоединен
синхронный компенсатор, из-за его выпадения из синхронизма по
отношению к ЭДС питающей энергосистемы ток, подходящий к
месту повреждения, периодически колеблется. При угле б,
равном 180°, геометрическая сумма токов от энергосистемы и
синхронного компенсатора становилась меньше тока возврата реле
тока максимальной токовой защиты и ее реле времени возврат
щалось в исходное положение. В результате происходило
неселективное отключение КЗ другими защитами.
Графики изменения токов приведены на рис. 4.4,в и г.
Упрощенно ток КЗ, подходящий к месту КЗ при различных
видах коротких замыканий (трех-, двух-, одно- и двухфазных
иа землю), вычисляется так:
а) определяются токи Ink и /мк* проходящие от источников
N и М, для данного периода времени соответственно с
затуханием ЭДС Ei и_Е2;
б) определяется угол б между векторами ЭДС £i и £2,
соответствующий данному времени;
в) производится геометрическое сложение токов INK и £мк
в фазах линии КР под углом б (для каждой из фаз) для
каждого момента времени (рис. 4.4,6).
К способам выполнения релейной защиты от КЗ для линий,
шин и трансформаторов, учитывающих рассмотренное явление,
относятся следующие:
1) установка па тупиковом направлении КР
быстродействующей защиты. Этот способ наиболее совершенен, поскольку он
одновременно предотвращает во многих случаях
возникновение послеаварийного асинхронного режима. Применяется для
защиты нереактированных линий, отходящих от шин
электростанций и транзитных подстанций, а также для защиты шин
этих объектов;
2) воздействие на защиту секционного или шиносоединитель-
иого выключателя, имеющую выдержку времени, отстроенную
от защит питающих КЗ присоединений, ток по которым
проходит в течение всего времени КЗ (например, генераторов,
понижающих трансформаторов);
3) установка на тупиковом присоединении защит, имеющих
независимое время действия, по схеме с мгновенным замером
125

Рис. 4.5. Пояснение метода
эквивалентных ЭДС, с учетом несовпадения фаз
при расчете токов КЗ:
а — схема сети при трехфазном КЗ в точке К;
■б — схема с приложением эквивалентной ЭДС
тока и удерживанием
замера от реле минимального
напряжения;
4) установка защиты,
реагирующей на значение
сопротивления до места КЗ
(защиты минимального
сопротивления).
На подстанциях вторым
источником генерации тока
КЗ по отношению к
энергосистеме являются
синхронные компенсаторы или
синхронные
электродвигатели.
В схемах дифференциальной защиты шин (ДЗШ), имеющей
выдержку времени, вместо реле напряжения и токового воспри-
ннмающего органа иногда осуществляют удерживание от
второго комплекта токовых защит с малой уставкой тока
срабатывания, а иногда применяют в качестве реагирующего органа
защиту минимального сопротивления.
Более точно определение тока КЗ при учете расхождения
векторов ЭДС в местах генерации можно производить,
использовав метод эквивалентных ЭДС. Его сущность заключается в
следующем.
Первоначально рассматривается трехфазное КЗ в точке К
(рис. 4.5). Заменим два источника М ц N о ЭДС Е\ и Еи
одним источником с эквивалентной ЭДС £Эк» подключенной к
точке Р через такое эквивалентное сопротивление 2ЭК, что
результирующий ток_/к остается неизменным.
Значение эквивалентного сопротивления выберем так, чтобы
1 '-+ '
'ЭК
in
(4.19)
Из (4.19) значение
2 =
(4.20)
Эквивалентная ЭДС определится из условия
С учетом (4.20)
'ЭК
эк
= ~ +
II
II
Е —
(4.21)
(4.22)
126

Ток короткого замыкания
"7
~эк£
L«-~ Z9K+ZK ~ 7Э_ • (4-23>
Ток, проходящий по ветвям от источников М и N, найдем из.
соотношений
h =s -' .-'-' (4.24>
и
/„^Jll^Ml, (4.25>
Для вычисления тока, проходящего в месте повреждения при
несимметричном КЗ, значение эквивалентной ЭДС
рассчитывается по выражению (4.22) для определенного угла
расхождения ЭДС и вводится в схему замещения.
Отличие последней от схемы замещения, составленной для
случая совмещения векторов ЭДС по значению и фазе,
состоит в том, что в схему замещения прямой последовательности:
вводится эквивалентное сопротивление. Очевидно, чоо
расхождение векторов ЭДС не влияет на распределение токов
обратной и нулевой последовательности, и поэтому нх схемы
составляются обычным способом.
На рис. 4.6 показана комплексная схема замещения для
определения токов при однофазном КЗ. Распределение
составляющих токов нулевой и обратной последовательности для
поврежденной фазы получается непосредственно из схемы
замещения. Распределение токов по ветвям схемы прямой
последовательности по рис. 4.5 находится из условия
/n - flz~-P1 , (4.26>
/m - -V'"1 . (4.27>
где
^pi = ^ki + /ki2k1; (4.28>
UK] — напряжение прямой последовательности в месте КЗ; hi—
ток прямой последовательности в месте КЗ (проходит по
сопротивлению ZK схемы по рис. 4.5,а).
За счет расхождения векторов ЭДС при отсутствии КЗ, как
указывалось ранее, по транзиту проходит уравнительный ток.
127

Наибольшее значение ои
имеет при расхождении
векторов ЭДС иа 180°.
Значение уравнительного тока
при этом будет
/.„ = gl~g" . (4.29)
УР
5т—п
Рис. 4.6. Комплексная схема замещения
при расчете токов однофазного КЗ с
использованием метода эквивалентной
ЭДС
Здесь Zi-n —
сопротивление между источниками М
и N (рнс. 4.5,а), в которых
сопротивления генераторов
определяются прн
несинхронном включении значением X/', а при статическом
нарушении устойчивости значением X/ или Х&. Расхождение
векторов ЭДС влияет не только иа суммарный ток
прямой последовательности, но и на токи нулевой и обратной
последовательностей при несимметричных КЗ. Например, токи в
месте однофазного КЗ иа ответвлении от точки электрического
центра качаний при £i = £u и расхождении ЭДС на 180° будут
равны нулю.
4.4. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ
Как видно из выражения (4.1), предельная активная
мощность, выдаваемая по линии электропередачи, может быть
увеличена, если увеличивается ЭДС Ed или напряжение на шииах
приемной подстанции U или уменьшается взаимное
сопротивление Х]2.
Как указывалось ранее, воздействие на увеличение значе-
бия Е производят регуляторы возбуждения, которые являются
важным средством повышения статической устойчивости
энергосистем. Другим типом автоматических устройств,
способствующих сохранению статической устойчивости, являются
устройства, ограничивающие нагрузку по транзитной линии
электропередачи, и устройства, производящие разгрузку
электропередачи в случае, когда передаваемая мощность приближается к
предельно допустимому значению.
Ограничение перетока активной мощности достигается
установкой регуляторов и ограничителей перетока. Время
отработки сигнала регулирования и снятия нагрузки с транзитной
линии составляет 30—60 с (рис. 4.7). Устройства ограничения
перетоков воздействуют на изменение доступа энергоносителей
в турбины через устройства регулирования, обычные или
специальные, позволяющие быстро прекратить впуск пара в паровые
турбины.
128

, 16С
р i
1
t-
14.
*
1
Г4
1 Д
J£t
1
ч, ■ ■ ■■ =w
^
x/>
у
У
\
Л г
^
1
/
r-
trT
"" ^
OQ
z
^
0
\
1С
2t
■^—
' Z
7c
О о
0 W 50
36 с
b
V
80 70 80 30
9*tc
■■)
I
L
■»-
i
-n^
(-
CO
I
Рис. 4.7. Характер
процессов при
автоматическом ограничении
перетока мощности:
1 — изменение перетока по
транзитной линии: а —
момент возникновения
рассогласования между
фактическим перетоком и уставкой
ограничителя; б — момент
отработки задания; 2 —
работа ограничителя; в —
начало возникновения
выходного сигнала; г — конец; 3—
изменение мощности первой
регулирующей ГЭС; 4 — то
же второй ГЭС (процесс с
перерегулированием)
KL, ~
Рис. 4.8. Вариант
устройства автоматической раз*
грузки при помощи
токовых реле в фазах Л,
В, С
Широкое распространение получили устройства для быстрой
разгрузки транзитных линий путем автоматического отключения
части генераторов на питающих электростанциях. Наиболее
просто производить отключение гидрогенераторов. Отключение
блоков турбогенератор — трансформатор требует согласованной
работы автоматики разгрузки с устройствами тепловой
автоматики, обеспечивающими продолжение работы собственных
иужд, питаемых от разгруженного генератора.
В качестве вьтявительных органов устройств
автоматической разгрузки могут применяться органы, реагирующие
непосредственно на изменение угла б или электрические параметры,
зависящие от угла 6. Такие выявительные органы применяются
сейчас главным образом при авариях без изменения состава
9-6678 129

J
хв
о—
кал
—-f
^.
КА0Л
1 в
ни
till
А
В
С
КАЛ
Е
КТ.1
j
KWJ
кн
ft
Отключение
КГ
а)
и
а-
N
Ш
КА{
th
zv7
£)
KVZ
KM
—-r
KL
и
KA
dh
От трансформаторов
тока линии,
по которой. Выдается
основная мощность
станции
Рис. 4.9. Автоматика разгрузки с помощью реле активной мощности (вариант
схемы):
а — схема постоянного тока; 6 — схема переменного тока
передачи (т. е. без отключения линий и т. п.), когда увеличение
угла 6 происходит, например, из-за торможения приемной
части энергосистемы прн внезапном уменьшении ее генерирующей
мощности. Наиболее просто использовать реле, реагирующие
на ток, активную мощность и сопротивление.
Автоматика разгрузки из токовых реле содержит реле,
включенные на токи в фазах Л, В и С, с последовательным
соединением контактов (рис. 4.8). Такое включение предотвращает
возможность нежелательной работы при несимметричных КЗ
и позволяет выбрать уставку срабатывания реле, отвечающую
значению допускаемого угла 6 для предельной нагрузки. Авто*
матика может работать ложно при трехфазных КЗ, однако они
весьма редки (менее 0,5% случаев).
Автоматика разгрузки при помощи реле активной мощности.
Реле активной мощности включается или на мощность фазы,
или на мощность прямой последовательности, или на
суммарную трехфазную мощность (рис. 4.9). При выполнении схемы
устройства должны быть приняты меры для предотвращения
возможности неправильного действия из-за наброса активной
мощности во время КЗ (из-за активных потерь в дуге и линиях
электропередачи); часто схему выполняют с блокировкой от ре-
130

(U,P
сз
1 /
V
0
1
/s/5
ж J
30
Q\A
Ч^^лк.
^»
*^s_
^ ^
/
г
/
С
\ !
Ш\ 270 ^град
i
*
'"'Л
з /
Рис. 4.10. Изменение параметров транзитной
связи элементарной системы:
/ — активной мощности; 2 — тока; 3 —
напряжения в электрическом центре; 4 — напряжения в
точке Р сети по рис. 4.3, а при ZXPFjZx MK=Qr$
(принимается активное сопротивление
электропередачи RmN=0)
7 KAAJ KAB.1 AM AW т-,^7
Рис. 4.11. Вариант автоматики разгрузки с направленным реле сопротивления
ле, реагирующего на появление несимметрии, т. е. от реле
обратной и нулевой последовательности тока или напряжения.
Уставки срабатывания реле активной мощности должны
соответствовать углу бср=0,8бтах^70° (см. рис. 4.1). Уставку
срабатывания реле тока в устройстве по схеме рис. 4.8 можно
ориентировать на угол б, несколько больший, чем при
использовании реле мощности, поскольку при превышении значения
угла 6 — 90° активная мощность начинает уменьшаться, что
может вызвать отказ в работе реле мощности, а ток продолжает
увеличиваться до значений угла 6—180° (рис. 4.10).
Недостаток применения разгрузочной автоматики из токовых
реле или реле активной мощности состоит в том, что действие
этих реле зависит не только от угла б, но и от уровня
напряжения. Расчетная уставка срабатывания реле должна
соответствовать углу срабатывания бср при наинизшем уровне
напряжения по концам передачи в нормальном режиме. Если
напряжение и ЭДС поддерживаются большими, то в соответствии с
(4.1) предельное значение мощности (тока) по условию
сохранения статической устойчивости (соответствующее предельному
углу бтаа:=90о) возрастает. Следовательно, автоматика,
настроенная на значение тока или активной мощности при
минимальном уровне напряжения или ЭДС, не позволит в полной мере
использовать нагрузочные возможности транзита. Разгрузочную
автоматику из токовых реле или реле- активной мощности
целесообразно дополнять или заменять автоматикой из реле,
реагирующих на полное сопротивление, или направленным реле
сопротивления.
Вариант автоматики разгрузки с направленным реле
сопротивления. Один из вариантов показан на рис. 4.11. Токовые
реле обеспечивают отстройку действия от несимметричных КЗ и
предотвращают неправильную работу при повреждениях в
цепях напряжения трансформатора напряжения, к которому
присоединено направленное реле сопротивления.
9* 131

1МК I
4
0
Ч
\kJ
so
X
480
з'
//
Km<
\
'и
//
брир,
Рис, 4.13. Характеристика
направленного реле сопротивления косинусного
£*Чипа
Рис. 4.12. Изменение сопротивления на зажимах реле полного сопротивления
в зависимости от угла б и места установки в элементарной сети:
/ — в электрической центре качаний; 2 — в точке приложения ЭДС: 3 — в точке Р между
точками М и К влементарной сети по рис. 4.3, а при ^р^—0.5гшл;; штриховой линией
показаны зависимости г1Р=/(о)-в области о" —180-г360°
В соответствии с (4.16) н (4Л7) сопротивление на зажимах
реле сопротивления, установленного в точке Р транзитной связи,
Zp = ZiM/cctg
d
V
1 + -.
1РК
чмк
tga
2
(4.30)
Из (4.30) следует, что сопротивление, измеряемое реле,
установленным в электрическом центре качаний (Z1Pic=0), при
углах 6=43^-315° почти прямо пропорционально углу б
(рис. 4.12). Сопротивление, измеряемое реле прн его установке
в другой точке транзитной передачи в указанном диапазоне
углов, хотя н не прямо пропорционально углу б, но не зависит от
уровня напряжения (почти прямую пропорциональность углу б
можно достигнуть, подводя к реле сопротивления напряжение,
компенсированное до точки электрического центра качаний).
Обосновать целесообразность использования в выявительном
органе автоматики вместо реле активной мощности
направленного реле сопротивления с соответственно выбранной уставкой
можно еще и таким образом.
Уставка срабатывания реле мощности автоматики
разгрузки выбирается по выражению
ср
0.8Р.
max
0,8
£г.ф^ф
0.8
с/Фа
(4.31)
Активная мощность на зажимах реле мощности (на фазу)
р=(/ф/со8ф. (4-32)
132

Реле срабатывает, если значение активной мощности Р.!>Рср.
С учетом изложенного можно написать равенство
иф/ cos <р = 0,8 -
Utf
X
12
(4.33)
Отсюда
7^- = -Й- - 1.25*,, = const
/cosy 0,8 * 12
(4.34)
нли
Z/cos<p—const. (4.35)
Выражение (4.35) является характеристикой направленного
реле сопротивления с диаметром, совпадающим с осью R.
Диаметр
Z)= 1,25*12. (4.36)
Характеристическая окружность касается оси ординат
(рнс. 4.13). Из выражения (4.36) видно, что уставка
срабатывания направленного реле сопротивления постоянна и не
зависит от изменения уровня эксплуатационного напряжения — реле
самонастраивается на существующее в каждый момент
времени напряжение.
Выигрыш в предельном (до срабатывания реле) значении
передаваемой мощности при использовании выявнтельного
органа из направленного реле сопротивления по сравнению с
применением реле активной мощности составляет 5—10%
предельного значения передаваемой мощности.
Следует отметить, что для выполнения автоматики
разгрузке могут применяться реле сопротивления не только с
характеристикой, удовлетворяющей условию (4.35) (на рнс. 4.14
окружность /), но н с другими характеристиками, например 2, 3 нли
4. Нужно только, чтобы обеспечивалось действие реле в зоне
по оси R при значениях R^D.
Рис. 4.14. Характеристики выявнтельного
органа на базе реле сопротивления:
/ — направленного косинусного типа; 2 —
направленного с внутренним углом, равным углу
полного сопротивления; 3 — реле направления
мощности с реле полного сопротивления (контакты
соединены последовательно); 4 — реле активного
сопротивления
133

При углах 6=180° фазные соотношения между током и
напряжением такие же, как при трехфазном КЗ в электрическом
центре качаний. Поэтому направленные реле сопротивления,
применяемые обычно в дистанционной защите, прн угле б—
= 180° производят замер, соответствующий сопротивлению на
зажимах реле прн трехфазном КЗ в электрическом центре
качаний. Это свойство использовано Энергосетьпроектом для
избирательного определения местоположения электрического
центра качаний в многолучевых сетях, связывающих несколько
генерирующих источников, н автоматического отделения
электростанции, выпавшей из синхронизма.
В настоящее время для реализации рассматриваемой
автоматики выпускается [16] устройство, позволяющее осуществлять
непосредственное измерение угла 6 с получением вектора
напряжения противоположного конца линии с помощью
фантомной схемы либо аппаратуры АНКА (см. ниже).
Автоматическая разгрузка при ослаблении транзитной
связи. Из выражения (4.1) видно, что предел передаваемой
мощности уменьшится в случае отключения одной- или нескольких
транзитных связей. Это происходит из-за увеличения значения
Х^ Для предотвращения нарушения устойчивости применяется
форснровка батарей продольной емкостной компенсации (при
их наличии), что уменьшает значение сопротивления Хи, нли
разгрузка передачи до значения, соответствующего пределу
мощности в послеаварнйном режиме.
Для автоматической разгрузки транзита при увеличении
сопротивления Х\2 (например, из-за отключения одной из двух
параллельных цепей) либо используется местное воздействие
от пусковых органов протнвоаварийной автоматики (например,
от вспомогательных контактов выключателя или от контактов
реле повторителя), либо применяется телепередача импульса
иа отключение или разгрузку генераторов передающей части
энергосистемы. Реализация этой команды обычно выполняется
с контролем перетока мощности в режиме, предшествующем
возникновению нарушения.
В отдельных случаях в качестве индикатора, указывающего
на нарушение нормальной работы транзитной- связи, может
быть использовано появление толчка тока нулевой нлтОрбрат-
ной последовательности (рис. 4.15). Следует, однако, иметь в
виду возможность неселективного действия такого устройства
прн КЗ в зонах, примыкающих к транзитным подстаныиям в
приемной части энергосистемы (например, иа низшем
напряжении), если ток нулевой (обратной) последовательности
превысит ток срабатывания выявительного органа. Применение
способа возможно в условиях наличия вращающегося резерва в
приемной части энергосистемы или прн таком значении ее
мощности, при котором неселективное отключение или разгруз-
134

Отключение,,
KL22 ки кн
s
кш
KL2.1
XB
KL1
ТО
РО
Рис. 4.15. Устройство, реагирующее на появление тока нулевой
последовательности (вариант схемы, использующей быстродействующее поляризованное
реле)
ка генераторов иа электростанции передающей части могут
быть допущены.
Принцип выполнения селективного устройства разгрузочной
автоматики, действующей при отключении участка транзитной
связи, иллюстрируется рис, 4Л6« Возникновения нарушений
фиксируются работой устройств релейной защиты, отключающих
+ KL
ъык
^вых*^
и
Отключение Отключение Телеоткпючемае
линии генераторов удаленных
К контактам КТ2,1 , « ^ объектов
puo,4.1S,6
КИ1 ХВ1
_о—о—о
От
зищиты
/77
- fe'J VklbTX/
К точке т
рисА16,а
От защиты
Рис. 4.16. Устройство автоматической разгрузки;
at 6 — варнангы схем выявнтельных органов; в — устройство запомякання
предшествующего режима
135

поврежденный элемент и одновременно подающвх сигнал на
разгрузку (рис. 4.16,а), При повреждении на участках,
примыкающих к шииам станции, отключение генераторов
производится непосредственно; при повреждениях на отдаленных
участках— через устройство телеотключения.
Значение перетока активной мощности, прн котором
разрешается действие разгрузки, контролирует реле активной
мощности (трехфазное или активной мощности прямой
последовательности). Это реле держит контакты KWPL1 разомкнутыми,
если переток больше уставки срабатывания. Реле KJ2
осуществляет «запоминание» сработавшего состояния реле
активной мощности в режиме, предшествующем возникновению
нарушения. Конденсатор С4 и резистор R5 образуют искрогаси-
тельный контур, предотвращающий подгорание контактов
/(WpA/ и создающий задержку срабатывания реле KJ2 в
случае появления наброса мощности сверх уставки реле мощности
при возникновении на транзитных линиях КЗ через дугу. Эта
задержка на срабатывание перекрывает время действия
защиты и составляет примерно 0,5 с. Сопротивление резистора R3t
включенное последовательно с обмоткой реле КТ2,
предотвращает замыкание цепи оперативного тока «накоротко» в
режимах, когда контакт KWP1J замкнут.
На рнс. 4.16,6 показана схема устройства разгрузки при
отключении транзитной линии, дополненная пуском от реле
положения, контролирующего отключенное положение выключателя
линии (реле /(Хп.в). Назначение реле KL1 — снимать
оперативный ток с выходных цепей устройства прн отключении
выключателя для ремонта, когда в нх цепях могут производиться
работы с перерывами оперативного тока. Реле KJ2 предназначено
для обеспечения кратковременной подачи отключающей
команды (в течение 0,3—0,5 с), что создает однократность команды.
Схема на^рис. 4.16,6 более сложна, чем на рис. 4.16,а, но
отрабатывает выходной сигнал в условиях, когда релейная
защита может не действовать, например при отключении лннни
вручную. /
Устройство быстродействующего телеотключеиия. В
устройствах т^геотключения быстродействие (время срабатывания
устройства менее 0,05 с) и отстройка от помех достигнуты
применением частотного кода. В нормальных условиях передатчик
устройства телеотключеиия (ТО) генерирует непрерывно
высокочастотный сигнал, называемый контрольным, который
улавливается приемником. Исчезновение этого сигнала на время
3—5 с и более указывает на неисправность тракта высокой
частоты или аппаратуры. В этом случае на приемной стороне
автоматически размыкаются выходные цепи и подается сигнал
оповещения оперативного персонала. При работе пускового
органа устройства ТО производится изменение частоты, генери-
136

йртйяяшг
Пришит Г^
о-ЛИК
r-iVi_
J/
o-KUaf
-ПЧ -
- У
Капая
сбят
в
пч
Ф1
Ф2
*п
KL1—0
KLZ
KL
п
Рис. 4.17. Принципиальная схема канала высокочастотного телеотключения
руемой передатчиком. Устройство дает возможность передачи
нескольких команд, каждой нз которых соответствует свое
значение частоты передатчика. При этом в каждый момент
времени может передаваться только одна команда. В случае
одновременного возникновения нескольких команд онн передаются
поочередно в порядке установленного приоритета. Приемник
устройства фиксирует частоту принимаемого сигнала.
Одновременное исчезновение контрольного сигнала и появление сигнала
какой-либо команды приводят к срабатыванию
соответствующего выходного реле приемника.
Упрощенная принципиальная схема устройства ТО показана
на рис. 4.17. Передатчик устройства содержит генератор Г, ча*
стота которого может изменяться при срабатывании пусковых
реле КП1—КПп. Частота сигнала генератора, как правило,
лежит в диапазоне звуковых частот. Преобразователи ПЧ
преобразуют ее в высокую частоту, подлежащую передаче по ВЧ
каналу по линии электропередачи. Сигнал высокой частоты
усиливается усилителем У.
В приемнике сигнал проходит входное устройство В>
содержащее полосовые фильтры, выделяющие полосу частот,
отведенную для данного ВЧ канала. Преобразователями ПЧ
высокая частота сигнала преобразуется в звуковую частоту. Затем
сигнал проходит в одни нз полосовых фильтров Ф. Фильтр ФК
настроен иа частоту контрольного сигнала, фильтры Ф1—Фп —
соответственно на частоты каждой из команд. Выделенный
фильтром сигнал команды (при условии отсутствия
контрольного сигнала) приводит в действие соответствующее выходное
реле /(L, контакты которого выведены на внешние зажимы.
Сигнал контрольной частоты в случае его исчезновения (без
передачи команды) приводит в действие устройство сигнализации С.
С 1969 по 1979 г. промышленность выпускала устройство
телеотключения типа ВЧТО-М, предназначенное для передачи
пяти команд со временем 0,05 с. В настоящее время в
энергосистемах эксплуатируется около 2000 комплектов этой
аппаратуры.
137

Vy/ Энергосистема В
Мощная ГЭС А
Рис. 4.18. Совместная работа энергосистем Б и В через шины мощной ГЭС Л
С 1979 г. выпускается новая аппаратура—комплекс АНКА-
АВПА. Он рассчитан на передачу 14 команд, время передачи
составляет 0,03 с.
Основным аппаратом комплекса является низкочастотная
аппаратура АНКА. Она предназначена для работы по
стандартному телефонному каналу связи с полосой частот 0,3—3,4 кГц и
может передавать сигналы как непосредственно по проводным
линиям связи, так и по уплотненным ВЧ каналам связи.
Для образования ВЧ каналов связи по ВЛ предназначена
специальная аппаратура уплотнения АВПА. Она осуществляет
на передающей стороне перенос звуковых частот передатчика
АНКА в заданный участок диапазона высоких частот 36—
600 кГц, используемого для ВЧ связи по ВЛ. На приемной
стороне производится обратный перенос из высокочастотного в
звуковой спектр частот. Полоса высоких частот, занимаемая
одним каналом АНКА-АВПА, составляет 4 кГц.
Электропитание аппаратуры АНКА-АВПА осуществляется
от оперативной аккумуляторной батареи через инвертор И-6,
который преобразует напряжение постоянного тока 220 В в
напряжение 220 В переменного тока частоты 50 Гц,
Выполнение разгрузки транзитной связи путем разделения
электростанции с последующей работой на два направления.
Способ поясняется рис. 4.18. Электростанция А при нормальных
условиях эксплуатации выдает свою мощность в энергосистемы
Б и В. Транзитные линнн АБ загружены близко к пределу
пропускной способности.
138

Любое нарушение нормального режима, например
непредвиденное отключение генерирующей мощности в энергосистеме Б,
отключение одной нз параллельных.линий на каком-либо
участке транзита А Б выключателями /—#, отключение одной из
линий транзита АВ выключателями 10—13, вызывает перегрузку
работающих линий транзита между электростанцией А и
энергосистемой Б. Предотвратить нарушение устойчивости можно
быстрой разгрузкой этого транзита. Достижение требуемой
разгрузки создается путем разделения электростанции на
секционном выключателе 9 с последующей работой на два направления
АБ и БВ с одновременным отключением части генераторов,
подключенных к той системе шнн электростанции Л, от которой
отходят две параллельные линии.
Отключить секционный выключатель 9 также
целесообразно н для предотвращения нарушения статической устойчивости
передачи АВ7 что может произойти, например, при сбросах
нагрузки в энергосистеме Б или прн разрыве транзита АБ.
Количество генераторов, подлежащих отключению
одновременно с разделением транзитов АБ н ABt зависит от мощности,
передаваемой по транзитным лннням в предаварнйном режиме
и от загрузки каждого из генераторов. Оно определяется
заранее расчетами устойчивости энергосистемы и может
отрабатываться управляющей вычислительной машиной (одна нз первых
установок на Боткинской ГЭС) или устанавливаться вручную
оперативным персоналом нлн автоматически — релейной
схемой.
Один нз вариантов устройства автоматики приведен на
рнс. 4.19. Устройство содержит два реле активной мощности с
разными уставками срабатывания Pi н Р2 (Pi меньше Р2). При
увеличении перетока мощности больше уставки Р\у но меньше
уставки Р2 отключается небольшое число генераторов.
Прн резком увеличении мощности до уставки Р2
одновременно срабатывают контакты KWpl.l н /($^2.7— происходит
отключение большего числа машнн.
Если после замыкания контактов /С№Р/./ мощность
окажется выше уставки Р\> но меньше заданной уставки Р2, т. е.
переток не снизился, контакты /t№p/j останутся замкнутыми; они
могут кратковременно разомкнуться и замкнуться вновь спустя
небольшое время, так чтобы время их разомкнутого состояния
не превысило времени, необходимого для действия контакта
КТ5.2 реле КТ5 (0,5—1 с); в этом случае производится
отключение второй группы генераторов.
Возврат устройства в исходное положение происходит
автоматически после истечения времени срабатывания контакта
КТ5,3. Это время составляет 4—5 с.
В настоящее время для разгрузки передач применяются
почти всегда варианты выполнения автоматики, где количество от-
139

Ш.2
KTS.1
KWBt1
1 отключение 1-й группы
-* машин
KLt.f i Отключение Л-&
—^ * группы машин
КШ KLS.1
KTS.Z
КТ53
и
Ш
т
КТ5
R9
КИ7 пШ
{F4}
KWPZ.1
щ—
KLS.I
Рис. 4.19. Пропорциональная разгрузка
электропередачи при набросах мощности:
а — вариант схемы: б, в — изменение
мощности при плавном увеличении нагрузки на
электропередачу; г — изменение мощности при
резком увеличении нагрузки. Выдержки
времени контактов реле КТ5; КТ5.1 — мгновенный
контакт; КТ5.2 — 0,5—1 с {больше времени
отключения выключателей первой группы
машин): КТ5.3 — 4—5 с (больше времени
максимального периода качаний)
'Ы
г-
i
ч~
I
i
«41
Pz
г)
включаемых генераторов зависит от мощности предшествующего
(предаварийиого) режима, контролируемого комплектом реле
активной мощности с разными уставками срабатывания
(операцию контроля предшествующего режима обычно сокращенно
называют KJ1P).
Уменьшение дефицита активной мощности, возникшего в
приемной части энергосистемы. Описанные способы разгрузки
транзитных связей путем отключения части генерирующей
мощности па питающей электростанции могут приводить при
отсутствии резервов мощности в приемной системе к снижению
частоты. Другой возможностью разгрузки транзита является
быстрое отключение устройством телеотключения части
потребителей в приемной системе с помощью САОН. Этот способ
целесообразно применять, если потребитель по своей технологии
допускает непродолжительные перерывы электропитания
(например, некоторые металлургические производства и т. п.) илн
явно

ляется малоответственным. Возможно использование
циркулярного телеотключения неответственной нагрузки, если последняя
сильно рассредоточена по энергосистеме.
Отработка команды телеотключення в ряде случаев
ставится в зависимость от уровня напряжения у потребителей и
разрешается, если напряжение снижается ниже 90% номинального.
Снижение напряжения является вторым фактором (качеством),
характеризующим возникновение дефицита мощности н
перегрузку питающих транзитных связей.
Следует отметить, что эффективным способом повышения
статической устойчивости является автоматическое
регулирование возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов ие
только в передающей части энергосистемы, ио и в приемной.
4.5. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ
Основным средством для повышения динамической
устойчивости, как указывалось ранее, является быстрое отключение
коротких замыканий. Из выражения (4.13) видно, что
предельное время отключения КЗ, при котором сохраняется
устойчивость, зависит от значения предельного угла бПр, до которого
возможно допустить расхождение векторов ЭДС в переходном
режиме. Чем меньше длительность КЗ, тем менее вероятно, что
угол достигнет бпр.
Из рис. 4.1 видно, что существенное значение имеет
величина Ртах послеаварийиого режима, которая зависит от значения
Xi2 в этом режиме.
Ряд устройств автоматики, рассмотренных в предыдущем
параграфе как средства, повышающие статическую
устойчивость, эффективно повышают динамическую устойчивость при
условии их быстродействия. К ним относятся устройства,
производящие быструю разгрузку транзитных связей при КЗ и
отключении части параллельных цепей, а также устройства,
осуществляющие в этих условиях форсировку емкостных
батарей продольной компенсации (при наличии емкостной
компенсации).
Наличие сильного регулирования возбуждения облегчает
послеаварийный режим и поэтому влияет на повышение
динамической устойчивости (увеличивается Ртах в послеаварийном
режиме). Важное значение для повышения динамической
устойчивости в литературе придается устройствам для экстренного
торможения ускорившихся генераторов. Торможение можно
выполнять различными способами.
Первый, наиболее простой способ состоит в автоматическом
отключении части генераторов на передающей электростанции
или выделении части энергосистемы с ускорившимися геперато-
141

рами на определенную нагрузку. Для этих целей применяются
те же устройства, которые используются для предотвращения
нарушения статической устойчивости, при условии их
быстродействия.
Способ воздействия на энергосистему отключением части
генераторов электростанций (ОГ) в настоящее время является
наиболее распространенным в противоаварнйной автоматике
(ПА).
Более сложен способ электрического торможеиня
генераторов путем кратковременного включения активных
сопротивлений в цепь статора генератора или на шины транзитной
передачи. Включение сопротивлений может производиться
однократно или многократно при возникновении КЗ на транзитной связи
в зависимости от сброса активной мощности или при
достижении углом 6 заранее заданного значения. Имеется предложение
включать тормозные сопротивления при изменении знака
производной электрической мощности, что соответствует углу б=
=90°. Способы электрического торможения в настоящее время
пока широкого применения не получили, хотя работа опытных
установок была опробована. Освоение безынерционных
выключателей, не имеющих движущихся частей (например, тиристор-
ных), возможно, позволит более эффективно использовать этот
способ.
Еще более сложно выполнять механическое торможение
ускорившихся генераторов. Проведенные испытания показали
возможность осуществления такого торможения, однако этот
способ из-за своей громоздкости распространения не получил.
Наряду с отключением генераторов в последнее время
наибольшее применение получил способ быстрой (за доли
секунды) разгрузки паровых турбин, обеспечивающий эффективное
торможение агрегатов без их отключения от сети. При этом
весь процесс разгрузки с последующим восстановлением
мощности турбины занимает 3—5 с.
Эффективность различных способов, повышающих
динамическую устойчивость, поясним на примере аварии с КЗ.
В момент КЗ электрическая мощность генератора меняется
и вместо кривой 1 определяется кривой 2 (рис. 4.20). Мощность
турбины остается прежней, соответствующей мощности,
развиваемой в предаварийном режиме (прямая 3). За время, пока КЗ
ие отключено, вследствие ускорения генератора угол б
изменяет свое значение от dHoM=6i до б2. После отключения КЗ
мощность увеличивается и определяется кривой 4.
Энергия, израсходованная за счет действия избыточного
момента на ускорение генератора, определяется заштрихованной
площадью SQ6ea. Устойчивость сохранится, если эта площадь
ускорения ие превзойдет площади возможного торможения,
равной площади Saed (здесь электрическая мощность больше мощ-
142

p h
7HQH
Рис, 4.20. Характеристика
электропередачи в аваркйном режиме:
1 — электрическая мощность в предаварнй-
ном режиме; 2 — электрическая мощность
so время КЗ; 3 — мощность, развиваемая
турбинами; 4 — электрическая мощность в
послеаварийном режиме; ^абвг — площадь
ускорения; S6ea — площадь торможения;
До — приращение угла Ь за время КЗ
4ш=4 *
Рис. 4.21* Характеркстика
электропередачи с электрическим
торможением генератора:
/ — электрическая мощность в предаварий-
ном режиме; 2 — электрическая мощность
во время КЗ; 3 — мощность, развиваемая
турбинами; 4 — электрическая мощность в
послеаварийном режиме; Задбвг~~ площадь
ускорения; SdeM3U — площадь торможения;
ДЛ — приращение угла о до момента
отключения КЗ
ности турбины и агрегат тормозится). Для обеспечения
динамической устойчивости генератора можно, с одной стороны,
уменьшить площадь ускорения во время КЗ и, с другой —
увеличить площадь возможного торможения после его отключения.
Из рис. 4.20 видно, что это достигается устройствами
автоматического регулирования возбуждения, увеличивающими
ординаты кривой 4 и, следовательно, площадь торможения, и
устройствами быстрого отключения КЗ, уменьшающими площадь
ускорения. Экстренное торможение генераторов путем их
кратковременного включения на активные сопротивления
увеличивает площадь торможения за счет увеличения электрической
нагрузки при неизменной мощности турбин. Характеристики
моментов в этом случае имеют вид, показанный на рис. 4.21.
Способ обеспечения динамической устойчивости путем
отключения части генераторов иллюстрируется рис. 4.22. После
отключения генераторов тормозной момент характеризуется
площадью Эбдеж* значительно превосходящей площадь Seed,
указанную на рис. 4.20.
Прн расчетах следует учитывать, что одновременно с
отключением части генераторов несколько увеличивается
сопротивление Хм, что влечет уменьшение ординат характеристики
мощности в послеаварийном режиме.
Быстрая разгрузка паровых турбин как способ обеспечения
динамической устойчивости генераторов стала возможной после
того, как были сконструированы электрогидравлические
преобразователи (ЭГП), позволяющие подавать в гидравлическую
143

О &ном-Ь Tq
8рщ
обще
станционная часть
обработка им*
пупъснога
сигнала
ДР<
1'
/
\
Управляемый
объект
Рис. 4.23. Структурная схема
разомкнутого импульсного
регулирования паровой турбины;
1 — электропрнстанка к регулятору
частоты вращения турбины; ть —
управляющее воздействие: &Р\ —
значение импульсного сигнала: Р —
мощность, отрабатываемая
турбиной
Рис, 4.22. Характеристика электропередачи
при отключении части генераторов на
передающей электростанции:
/ — электрическая мощность в предаварнйном
режиме; 2 — электрическая мощность во время КЗ:
3 — мощность, развиваемая турбинами до
отключения части генераторов; 3' — то же, но при
отключении части генераторов; 4 — электрическая
мощность в послеаварийном режиме без
отключения части генераторов; 4' — то же, но после
отключения части генераторов; Sa0es — площадь
ускорения; S6d?0iC — площадь торможения; До —
приращение угла б до момента отключения КЗ и
части генераторов
систему регулирования частоты вращения турбины
форсированные импульсы от внешних электрических устройств.
Обычный механизм управления турбиной (МУТ),
используемый в нормальном режиме, для быстрого изменения мощности
турбин в переходном процессе непригоден из-за медленного
действия; поэтому в настоящее время устройства ЭГП
устанавливаются на всех турбинах мощностью 300 МВт и выше,
выпускаемых в СССР (для турбин 200 МВт устройства ЭГП
выполняются по специальному заказу) ./Наличие ЭГП, связанного
через усилители или непосредственно с электрическими входами,
позволяет использовать это устройство для решения не только
задач устойчивости, но и целого ряда других задач управления
и защиты агрегатов.
Амплитуда и длительность импульса, формируемого
внешним устройством для сохранения устойчивости и поступающего
через ЭГП в систему регулирования турбины, должна в
принципе учитывать тяжесть аварии (вид КЗ и его длительность),
предшествующий режим (значения и направления потоков
мощности и т. п.), послеаварийиый режим; таким образом,
«дозировка» разгрузки турбины должна определяться совместным
анализом ряда факторов (это относится и к автоматике
отключения и электрического торможения генераторов). Для решения
этой задачи в полном объеме требуются специальные
логические устройства.
С целью упрощения возможно применение программного
управления, при котором определенным авариям соответствует
144

ZQ НО SO 30 120 №8>т?щ
Рис. 4.24. Характеристика мощности при
импульсном торможении паровой турбины:
А — мощность, развиваемая турбиной; Б —
электрическая мощность, выдаваемая генератором;
/ — площадь ускорения при трехфазном КЗ: 2 —
площадь торможения при быстром импульсном
уменьшении доступа пара в турбину. Стрелкой
указана тенденция восстановления мощности,
вырабатываемой турбиной после снятия
импульсного воздействия на ограничение доступа пара б
турбину
О 0tZ ОЬ 0г6 03 40 ff2ttC
Рис. 4.25. Импульсные
характеристики турбины типа
К-200-130:
1—4 соответствуют различным ин-
тенсивностям сигналов: 1—2 нв„
0,12 с; 2 — 2 нв. 0,23 с; 3 — 4 нв,
0,13 с; 4~ 4 нв, 0,23 с
заранее рассчитанный управляющий енгиал, формируемый
релейным устройством.
Внешний сигнал формируется общестанционным устройством
(рис. 4.23) и через электрогидравлический преобразователь
воздействует на систему регулирования турбины. Управляющий
сигнал, определяющий глубину и продолжительность
разгрузки, отрабатывается в зависимости от тяжести внешнего
возмущения и исходной загрузки электропередачи. Устройство
действует однократно без дальнейшего контроля за прохождением
процесса, осуществляя разомкнутую систему регулирования.
Быстрая разгрузка турбины обеспечивает динамическую
устойчивость генератора за счет резкого увеличения площади
торможения (рис. 4.24). Управление турбиной производится
коротким импульсом прямоугольной формы с экспоненциальным
задним фронтом.
Зависимость изменения мощности турбины от величины и
длительности такого сигнала определяется так называемыми
импульсными характеристиками, показанными на рис. 4.25.
Дозировка сигнала производится в условных единицах — неравио-
мерностях (нв). Сигнал в одну неравномерность регулирования
обусловливает изменение нагрузки турбины на величину,
равную ее номинальной мощности. Для того чтобы обеспечить
движение двигателя приводного механизма, управляющего
регулирующими клапанами турбины, в сторону закрытия с
максимально возможной скоростью, через электрогидравлический
преобразователь подают сигнал в 3—4 нв. Из рис. 4.25 видно, что
10—6678 145

1~Д „,, . I D-
K7-
KZ,.2
*" XS2 *2
да^ЭГП
XB3
о-
КЗ
Xfi4 ^
KS
/?7
Jff_[f^3
Задание
длительности
прямоугольной
части
команды Tyi
Задание A0ja0 |
и X затухания
командного
сигнала
ЦТ
АН2 }
АКЗ
_1
1
<0 *^ У
+ + +
..J
Рис. 4.26. Устройство формирования импульсного сигнала. Оперативный ток к
шинкам (-J-) подается органами, определяющими дозировку времени
форсированного торможения турбины
время запаздывания в изменении мощности турбины после
начала работы устройства ее разгрузки составляет 0,2 с; это
время запаздывания обусловлено в основном наличием
промежуточных объемов пара в тракте его поступления на лопатки
турбины.
На рис. 4.26 показано устройство формирования командного
сигнала, выполненного с использованием промежуточных реле
146

мгновенного действия н с
замедлением отпадания якоря,
разработанного Энергосетьпроектом. В зави-
:имости от тяжести аварии
воспринимающий орган подает плюс
оперативного тока на ту или другую
вспомогательную шиику. К этим
пинкам подключены реле KL, ко*
горые, сработав, подрывают цепь
зеле KTt определяющих требуемую
длительность прямоугольного
сигнала. Амплитуда сигнала
регулируется при помощи сопротивлений
резисторов R2—R7.
Предусмотрен также медленный
вращения возможности нарушения
Рис. 4.27. Форма
управляющего импульса:
/ — прямоугольная часть
импульса; 2 — «хвостовая» часть {задний
фронт) за счет разряда емкости
съем сигнала для предот-
устойчнвости во втором и
следующих циклах качаний из-за чрезмерно быстрого набора
нагрузки турбиной после ее глубокой импульсной
(кратковременной) разгрузки (ИР).
Замедленный съем сигнала достигается включением конден-
:аторов С1—СЗ, разряд которых происходит во времени по
экспоненциальному закону (рис. 4.27). Форма отрабатываемого
амнульсного сигнала характеризуется величинами Л0 и Ти,
определяющими амплитуду и время прямоугольной части сигнала,
ао и т, определяющими начальное значение «хвостовой» части,
обусловленной наличием в контуре емкости, и постоянную
времени затухания.
Если предел передаваемой мощности в послеаварийном
режиме существенно не изменился, то после кратковременной
разгрузки мощность турбины может быть восстановлена до своего
первоначального значения. Если же предел снизился
(например, из-за отключения одной из двух параллельных линий
электропередачи) и первоначальная передаваемая мощность не
может быть передана по оставшемуся в работе транзиту, то
после экстренной разгрузки турбины ее мощность не может
быть восстановлена до предаварнйной и должна быть
ограничена. Эту функцию выполняет устройство автоматического
ограничения мощности турбины (АОМ).
Выявительный орган устройства АОМ должен определить
необходимую степень разгрузки с учетом того, что разгрузка
электростанции в целом может быть достигнута воздействием
на несколько параллельно работающих агрегатов.
Работе АОМ обычно предшествует кратковременная
разгрузка турбины для обеспечения динамической устойчивости,
однако эта система может выполняться и как самостоятельное
устройство для изменения механической мощности агрегата, оп-
Ю* 147

Задатчик
регулятора
частоты
Вращения
Импульсная
линия
Сигнал аварии
•*- К регулятору
частоты
Вращения через
промежуточный
золотник

Электромагнитная
приставка
-*&
Сигнал /<ч
аварийного —*&у-
ограничения \^
т
Сигнал
управления
переходным
процессом-
прелейная
приставка "
Рис. 4.28. Структурная схема электрогидравлической приставки ВТИ
ределяемой послеаварийным значением предела статической
устойчивости.
В качестве исполнительного органа устройства АОМ Энерго-
сетьпроектом используется МУТ с переводом его
электродвигателя на увеличенную частоту вращения. Ограничители
мощности предусматривают воздействие на управляющую систему
регулятора частоты вращения путем изменения потока рабочей
жидкости в импульсной лннни, связывающей задатчик регуля«
торачастоты вращения с промежуточным золотником
регулятора (рис. 4.28).
Сигнал управления переходным процессом формируется
релейной приставкой электрогидравлического преобразователя
Эта приставка отрабатывает импульс прямоугольной формы
заданной длительности и остаточный сигнал, затухающий во
времени. Регулировка производится через клапан /, открывающие
слив рабочей жидкости из импульсной линии, чем резко сннжа-
ется мощность турбины. Время действия релейной приставка
0,06 с.
Приведение в соответствие мощности, вырабатываемой тур
биной, н электрической мощности послеаварннного режима до
стигается регулировкой слива рабочей жидкости из импульсно1
линии во второй параллельной ветви сливного устройства
В этой ветви установлены два регулирующих клапана 2 и S
Клапан 2 является вентилем, открывающимся при получени)
сигнала о возникновении аварийной ситуации. Изменение раз
мера сливного отверстия регулируется также клапаном <?, уп
равляемым электромеханической следящей системой.
На рис. 4.29 показана структурная схема электроприставк!
к системе регулирования турбины К-300-240, иначе называемо
электрической частью системы регулирования (ЭЧСР). Элект
148

Рис 4 29 Структурная схема системы автоматического регулирования
турбины К-300-240. Блоки системы регулирования выделены штриховой линией
рический «вход» в систему регулирования, образуемый этим
устройством, используется для ряда целей, и в том числе для
импульсной разгрузки и ограничения мощности. Блоки, входя-
щне в устройство электропрнставки, очерчены штриховой ли-
На рисунке обозначены буквенными символами: Ч&Д* ЧСД>
ЧНД — части высокого, среднего н низкого давления; К
—котел* Я1 я2 и я3^ значения давления пара в паровых объемах;
ГЯ —питательный турбонасос; Ь и ^ — регулировочные
клапаны ЧВД н ЧСД; Б1 и £5 —клапаны редукционно-охладитель-
ных установок; М — двнгателн приводного механизма
клапанов Ь и Ы G — турбогенератор типа ТВВ-300-2; ЗРС — золот-
инк регулятора частоты вращения; ДДЯ —датчик давления
пара в промежуточном пароперегревателе; ГУ —гидроусилитель;
ЭМП — электромеханический преобразователь; УМС —
усилитель магнитный суммирующий; ДМ — датчик мощности; БЧ —
блок частоты; ДИФ — дифференциатор, включаемый или на
вход датчика регулятора частоты, нли на выход блока частоты.
В электроприставку поступают следующие сигналы:
а) на воспринимающий орган датчика мощности ДМ —ток
и напряжение турбогенератора от измерительных
трансформаторов;
149

б) на вход устройства образования сигнала коррекции
начальной неравномерности — мощность от датчика мощности ДМ
и давление от датчика давления ДДП\ устройство формирует
сигнал начальной коррекции неравномерности НКН
Ак.к,н ~ Ъы— Ьр>
где V2 — относительное значение электрической мощности
генератора; яг — относительное значение давления пара в промпе-
регревателе; 1/6* и 1/6р — коэффициенты регулирования по
мощности и давлению пара в промперегревателе;
в) на вход дифференциатора (датчика ускорения) ДИФ —
напряжение (частота) генератора.
Имеется возможность ввода дополнительных сигналов от
внешних устройств автоматики, предназначенных для быстрой
разгрузки турбины.
В зависимости от тяжести аварийного режима
предусмотрено несколько ступеней разгрузки, отличающихся различными
значением и длительностью импульса, воздействующего на
э л ектр о пр и ст а вку.
Импульсы каждой ступени формируются своими выходными
устройствами (промежуточными реле, реле времени, емкостями
для съема сигнала по экспоненциальному закону и т. п.). При
одновременной работе нескольких ступеней предпочтение
отдается более тяжелой ступени — с большим съемом нагрузки с
турбины. При действии автоматики разгрузки автоматически
снимается воздействие дифференциатора. Для защиты турбины
от чрезмерного повышения частоты вращения
предусматривается ввод полного воздействия.электроприставкн при отключении
выключателя генератора от вспомогательных контактов нли
реле положения, а также при повышении частоты до 52—52,5 Гц.
В последнем случае должно сохраниться воздействие
дифференциатора иа электроприставку. Дифференциатор, как
указывает его название, реагирует на скорость изменения частоты
вращения агрегата. В случае оставления дифференциатора
постоянно включенным его действие приводит к неоправданной
разгрузке турбогенератора в режиме качаний н прн колебаниях
мощности, выдаваемой в энергосистему. Поэтому
дифференциатор вводится в действие только при определенном повышении
частоты.
4.6. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ
ЭНЕРГОСИСТЕМ С ЦЕЛЬЮ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ИЛИ ПРЕКРАЩЕНИЯ
АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
В зависимости от конкретных условий работы энергосистем
и их конфигурации находят применение устройства делительной
автоматики различных типов. В условиях, когда при нарушении
150


Энергосистема
I

Энергосистема
11
I НН <
Ряс. 4.30. Параллельная работа энергосистемы по двум транзитным связям
устойчивости возможность ресинхронизации заведомо
исключена (например, прн отключении мощной связи н работы частей
энергосистемы через транзит малой пропускной способности),
применяются устройства автоматики, обеспечивающие
возможно быстрое действие. В случаях, когда требуется проверка
возможности ресинхронизации, целесообразно применять
делительные устройства, срабатывающие, если в течение определенного
времени асинхронный режим не прекратился.
Рассмотрим принципы выполнения различных типов
делительных устройств.
Делительная автоматика мгиовеииого действия. Ниже
приводится описание нескольких вариантов исполнения.
1, Наиболее простым вариантом является установка токовых
реле в фазах Л, В и С с последовательным соединением
контактов. Малая вероятность трехфазных КЗ, прн которых
автоматика может работать ложно, делает вариант достаточно
надежным, особенно если устройство установлено на маломощной
электрической связи, шунтирующей связь большой пропускной
способности и постоянно перегруженную (рис. 4.30).
Однако приведенный вариант устройства производит
ненужное деление н прн успешном автоматическом повторном
включении мощного транзита, например прн его успешном
быстродействующем АПВ.
Мгновенное деление исключает возможность даже
кратковременного асинхронного режима и предотвращает появление
глубоких понижений напряжения вблизи электрического
центра качаний, которые могли бы иметь место в случае установки
в качестве делительной автоматики устройства,
осуществляющего разрыв связи не мгновенно, а после нескольких циклов
асинхронного хода (такие устройства позволяют использовать
до предела пропускную возможность «слабого» транзита и от-
151

строиться от успешной работы устройства АПВ на линии
«мощного» транзита).
Необходимость предотвращения глубоких понижений
напряжения является определяющим условием прн наличии в районе
электрического центра качаний значительного объема
ответственных потребителей, у которых при снижении напряжения
нарушается технологический процесс производства.
Повышение избирательности рассматриваемой делительной
автоматики мгновенного действия к режиму трехфазных КЗ мо^
жет дать ее согласование с работой устройства АПВ,
выводящего делительную автоматику и осуществляющего обратное
включение выключателя, если со стороны отключившейся
линии отсутствует напряжение, В тех случаях, когда иа
выключателе, подвергнувшемся действию делительной автоматики,
установлено устройство АПВ, в котором не предусмотрена
указанная логика работы (например, АПВ без проверки синхронизма),
при работе делительной автоматики должен быть предусмотрен
запрет АПВ. В противном случае могут происходить
многократные повторные несинхронные включения.
Повышения селективности к трехфазным КЗ на смежных
участках транзитной связи можно также достигнуть установкой
выдержки времени 0,25—0,3 с для отстройки от работы
быстродействующих защит; допустимость этого мероприятия должна
быть для конкретных случаев подтверждена расчетом времени
периода замкнутого состояния контактов токовых реле
делительного устройства прн нарушении устойчивости.
Для рассматриваемого варианта делительной автоматики
ток срабатывания токовых реле должен быть выбран так,
чтобы оп в 1,3—1,5 раза превышал максимальное значение тока
нагрузки и был по крайней мере в 1,5—2 раза меньше
максимального значения уравнительного тока прн минимальном
режиме параллельно работающих энергосистем; по этим
условиям должна быть проверена возможность применения токового
пускового органа автоматики.
Для увеличения чувствительности автоматики и лучшей
отстройки от токов нагрузки схему целесообразно дополнять реле
минимального напряжения (рнс. 4.31).
Наличие реле минимального напряжения с низкой уставко?
срабатывания придает устройству в ряде случаев автоматиче
скую избирательность: действие делительной автоматики мо
жет происходить на участках вблизи электрического центра ка
чаний, часто являющегося границей раздела мощностей (нуле
вого перетока). Глубокое снижение напряжения происходит i
электрическом центре качаний при расхождении векторов ЭДС
более чем на 120°.
2. Принципиально отличным вариантом является использо
ванне для мгновенной делительной автоматики реле активно]
152

W5
НИ Ktl AW J
КДА KA8 KAC
Сигнал
Ш
Отключение
■■■■ ■«■■ ' "»
Kin -
№д8 KAA XA8 KAc
OODD
Рис. 4.31. Устройство для
быстрого отключения при возникновении
асинхронного режима (вариант
схемы)
<$ Отключение
$апрай А№
Рис. 4.32. Устройство делительной
автоматики мгновенного действия:
К/ — чувствительное реле; К2 — грубое реле;
КГ — промежуточное реле с небольшим
замедлением
мощности (трехфазного прямой последовательности, трех
однофазных с последовательным соединением контактов) с
уставкой Рср=0$Ртах. Работа такой автоматики предусматривается
при достижении угла 6~60°. Для лучшей отстройки автоматики
от режима синхронных качаний и режима перегрузки (когда
асинхронного хода не возникает) ее действие часто разрешают
только в том случае, если зафиксировано отключение мощной
связи и если по ней в предаварнииом режиме передавалась
мощность, которая при набросе на слабую связь вызовет
нарушение^'устойчивости. Недостатком является применение
сложных реле н зависимость их действия от уровня напряжения в
месте установки. Предельные значения уставок по
передаваемой мощности должны быть ориентированы на низший уровень
эксплуатационного напряжения,
3. Третий вариант мгновенных делительных устройств
использует в качестве выявительного органа реле сопротивления.
По сравнению с реле тока, напряжения, активной мощности
реле сопротивления позволяет более полно использовать
перегрузочные возможности транзитных связей, так как его действие
более четко фиксирует предельное значение бПр, при котором
требуется разделение транзита н оио «самонастраивается» на
уровень напряжения в предаварнииом режиме.
Вариант простейшей делительной автоматики с
использованием реле сопротивления совпадает со схемой автоматики
разгрузки, показанной на рис. 4.11. Схема такая же, как для
устройства делительной автоматики, рассмотренного ранее.
Наличие токовых реле исключает ложную работу устройства из-за
неисправности в цепях напряжения и при несимметричных
внешних КЗ.
Делительное устройство может быть выполнено просто при
использовании защиты от токов КЗ из реле сопротивления (пол-
153

ЗапретАПВ
Т$3
От dbiXQ§Hoeajiene блокировки,
реагирующей, на UM?) ала
а)
КГ.З
к г. г
Отключение
— Запрет АПВ
+
f
К1.1
К11
У-
KZ.1
НТ
ш^я^^ш
Контакт дыхо&ного
реле блониробни атнанании х
с бозбратом через заданное бремя у
Рис. 4.33. Делительная автоматика мгновенного действия с использованием
блокировки от качаний по толчку С/г (/г) нлн U2(h)+kUo{kIo):
а — действует при срабатывании выходного реле блокировки от качаний; б —
блокировка от качаний с возвратом через заданное время; Ki — пусковое реле (на рисунке не
показано); К.1.1 — его контакт
ного или направленного) в качестве пускового органа и с
соответственно выбранными уставками срабатывания. Наиболее
четко действие устройства при его установке на подстанции
вблизи электрического центра качаний.
4. Рассмотренные выше типы делительных автоматик
могут действовать при КЗ. Как указывалось, должны быть
предприняты специальные меры для уменьшения возможности
ненужного срабатывания устройств и уменьшения последствий от
таких действий. Для полного устранения возможности работы
мгновенных делительных устройств при КЗ (в том числе и
трехфазных) схема может быть выполнена с использованием
принципов осуществления блокировок защит при качаниях.
Могут быть использованы известные принципы с той только
разницей, что блокировка защиты при качаниях осуществляет
ее ввод при КЗ и не дает возможности действия прн
синхронных качаниях и асинхронном режиме, не сопровождающихся
КЗ, а делительные устройства должны автоматически
вводиться при возникновении асинхронного режима и выводиться
прн КЗ.
На рис. 4.32 показана делительная автоматика, действие
которой разрешается прн плавном изменении электрических
величин, соответствующем режиму нарушения устойчивости, и
запрещается прн резком изменении этих величин,
соответствующем режиму возникновения КЗ.
На рис. 4.33 показана схема делительной автоматики, в
которой запрет работы прн КЗ осуществлен применением
устройства, размыкающего ее цепь прн появлении (хотя бы
кратковременном) электрических величин обратной илн нулевой
последовательности. Появление составляющих этих
последовательностей свидетельствует о возникновении КЗ, прн котором действие
делительной автоматики не требуется.
154

M Jpm hn N
Af
Рис. 4.34. Схема сети
N
•2эк
Рис. 4,35. Пояснение действия устройства для
выявления асинхронного режима
Делительные устройства с контролем развития
асинхронного режима. Для того чтобы четко отличить синхронные качания
в энергосистеме от асинхронного режима, С. А. Лебедевым был
предложен выявительныи орган в виде реле, реагирующего на
угол между векторами ЭДС параллельно работающих машин.
Для этой цели используется реле любого типа, вращающий
момент которого
Ar=£/it/acos(«p+a), (4.37)
где U\ и Uг — напряжения, приложенные к обмоткам реле; <р —
угол между векторами U\ и £/а; a — внутренний угол реле.
Если к обмоткам реле подвести напряжение из точек М и N
энергосистемы на рис. 4.34 (из точек приложения ЭДС Е\ и Е2)>
то при внутреннем угле a = 90° момент на реле будет равен
нулю при угле б=|ф=0 и 180°; при внутреннем угле a=0°
момент на реле будет равен нулю при £=ф=90 и 270°. Таким
образом, если установить два реле с разными внутренними
углами, то определенная последовательность замыкания контак-
тов будет соответствовать определенному изменению во
времени угла 6.
Напряжение в точке Р
Up —- Ег —JpmZmp
и
Up— £а — /ядг Zffp,
(4.38)
Следовательно, если к реле подвести напряжение с
подстанции Р таким, чтобы
Ui = Up + Ipm Zmp
(4.39)
U%=-Up-\- IpnZnp,
и
то этн напряжения будут соответствовать значениям Е\ и £2.
Имитация падения напряжения в сопротивлениях Zmp и Znp
производится в эквивалентных сопротивлениях Z!3K—&i£mp и
Z23K=k2ZNP током, пропорциональным току лннни. Падение иа-
155

La-<WVjK-aJ
ЛАЛЛАА/
m<
Рис. 4.36. Принципиальная схема устройства для выявления асинхронного
режима:
КЫ и KL2 — поляризованные реле; 1—4 — выпрямители; 5 и 6 — промежуточные
трансформаторы; 7 — резистор; 5 — конденсатор
пряжения в сопротивлениях Zi3K и Z29k добавляется к
напряжению, подводимому к обмоткам реле от трансформатора
напряжения TV (рис. 4.35). Такие схемы, называемые в релейной
защите схемами компенсации падения напряжения, в
автоматике называют схемами моделирования или фантомными.
Если коэффициенты k\ и k2 равны единице, то имеет место
полная компенсация падения напряжения до точек М и N;
если ki (k2) больше единицы, происходит перекомпеисация за
точки М (ЛО; если ki (А2) меньше единицы — недокомпеисация.
Устройство выявления асинхронного хода должно быть
отстроено от режима КЗ. Выходной импульс в этом случае
формируется при определенном чередовании векторов Е\ и £2 после
прохождения угла ЭДС через зону 0—90—180—270°, т. е. в
случае нарушения синхронизма. Если устройство установлено
на электрической станции, одно из напряжений можно
подводить к нему с зажимов вспомогательной синхронной машины,
находящейся на одном валу с ротором генератора.
Действие описанного устройства обеспечивается только при
определенном значении скольжения. Для этого в выходную
цепь должны быть включены реле времени и счетчик числа
срабатываний. Реле времени разрешает формирование выходного
сигнала при определенном числе импульсов, зафиксированных
счетчиком схемы.
Вариант устройства, реагирующего на изменение угла б, в
исполнении Энергосетьпроекта показан на рис. 4.36. Схема
соединений и поясняющая диаграмма приведены на рис. 4.37. Это
устройство использует два направленных реле двустороннего
действия с внутренними углами, сдвинутыми относительно друг
друга иа 90°. Применено одно реле косинусного, другое —
синусного типа. В качестве направленных реле установлены быстро-
156

tfj-
№0° _,i
Ксчшпщ инпулеоб а
„ .. , устройств)•рестроччзшш
J /SU2
Л-
D
ЛШ
/Г£2
^-Q
лш
HW1 №2
№t'\V* I I № I № I
I
I
£t
ее
if v
30°
К
270°
»
Нотнрыти(С
направляющем
оцщарсш
7S01
<9
*)
Рис. 4.37, Вариант схемы устройства для выявления асинхронного режима:
а — схема соединения; 6 — поясняющая диаграмма
действующие поляризованные реле, включенные через
выпрямители.
В нормальных условиях (рис. 4,37,6) вектор Е\ опережает
иа угол б вектор Е2 (предполагается, что генераторы выдают
мощность в систему). В таком режиме у реле KW1 и KW2
(рис. 4.37,а) замкнуты контакты 2. Области изменения угла б,
при которых замкнуты контакты 1 и 2 реле KW1 и KW2,
заштрихованы. Обмотка промежуточного быстродействующего
реле KL2 обтекается током, так как контакт KL1.1 замкнут.
Реле KL2 размыкает контакт KL2.2 и замыкает контакты
KL2.1 и KL2.3. Контакт KL2.3 подготовляет выходную цепь
устройства, а контакт KL2.1— цепь удерживания реле KL2 (после
того как реле KW2 замкнет контакт KVP2J, а реле KW1
разомкнет контакт KW1.2).
При 6=180° замыкается контакт 1 реле KW2, а контакт 2
реле KW1 размыкается. Как указывалось выше, реле KL2
продолжает находиться во включенном положении. После того как
угол б перейдет значение 180° и станет равным 180—270°,
замкнется контакт / реле KW1, чем подается выходной сигнал. При
дальнейшем увеличении угла б размыкается контакт / реле
KW2 и обесточивает обмотку реле KL2. Схема
подготавливается к новому (повторному) циклу после перехода угла б
через 360°. Если качания не сопровождаются переходом значения
угла через 180°, т. е. асинхронный режим не возник, выходная
цепь не замыкается. Также она не замыкается, если вектор Еу
отстает от вектора Е2.
157

KLU
К счетчику
импульсод
\KU2i
+ КА.1
KL2.2
HW.2
HL2.1
- h -
HL2 ~4
Рис. 4.38. Устройство для
выявления асинхронного режима с
использованием реле активной
мощности
Устройство работает правильно
н в том случае, если напряжение,
подводимое к реле KW1 н KW2t не
точно скомпенсировано падением
напряжения до точек приложения
ЭДС. Так как замыкание выходной
цепи устройства происходит только
после проворота компенсированных
векторов напряжения по
отношению друг к другу иа 180°, то
достаточно обеспечить при различных
эксплуатационных режимах
надежную компенсацию падения
напряжения от места установки
устройства за точку электрического
центра качаний системы в сторону точек приложения ЭДС.
Проворот векторов напряжения по обеим сторонам
электрического центра качаний относительно друг друга на 180°
происходит при асинхронном ходе и не имеет места прн синхронных
качаниях.
Недостатками устройства являются его сложность и
необходимость предусматривать исключение возможности отработки
выходной команды при КЗ (при помощи описанных ранее
блокировок илн применением счетчика числа срабатываний,
последнее исключает быстрый разрыв транзитной связи).
В качестве органа для выявления асинхронного режима во
многих случаях можно применять более простое устройство,
содержащее быстродействующее токовое реле и реле активной
мощности. Нарушение синхронизма н переход угла 6 через 180°
характеризуются изменением знака активной мощности по
линии при расхождении векторов ЭДС на 180°.
Принципиальная схема устройства, работающего на таком
принципе, показана на рис. 4.38. Для устранения возможности
неправильного действия в результате изменения потоков
мощности прн КЗ и после их отключений, а также прн отключениях
во время КЗ тех или иных линий электропередачи командный
импульс от устройства воздействует на счетчик числа
импульсов. На рис. 4.39 приведена схема, содержащая реле мощности
двустороннего действия KW, совместная работа которого с
токовым реле КА обеспечивает отработку выходного сигнала при
прохождении угла 6 через зону 180° (обмотки реле KW и КА на
рисунке не показаны).
Если вектор напряжения Uc опережает вектор ЭДС
генератора £г, то замыкается контакт KW,2 реле направления
активной мощности (область аег). В момент срабатывания реле КА
(область егбд) включается реле KL2, которое самоудержива-
158

•KL1.1 Ш.З
№1
■On
i дт
KLZXs
*;
"NT
{p
4
Рис. 4.39. Выявительный орган возникновения асинхронного режима:
а — вариант схемы; 6 — поясняющая диаграмма
ется через контакт KL2.1 и после того, как реле мощности
разомкнет контакт RW.2. Одновременно размыкается цепь
обмотки промежуточного реле J(L7.
После того как угол б пройдет через область 6=180°, реле
мощности разомкнет контакт KW.2 и замкнет контакт KW.L
Так как контакт KL2.2 замкнут, образуется цепь на выходное
реле KL3. Последнее срабатывает и подает выходной сигнал.
Если устройство установлено на электростанции, выдающей
мощность в энергосистему, и нарушение синхронизма вызвано
тем, что вектор ЭДС генераторов станции Ет опережает вектор
напряжения системы С/с, то вначале замкнется контакт KWJ и
после срабатывания реле тока КА включится обмотка
промежуточного реле K>LL Контакты этого реле подготовят цепь
включения обмотки реле KL3 (оно сработает после перехода
вектора Щт из области адб в область гее), разомкнут цепь обмотки
реле KL2 (контактом KL1.3) и обеспечат цепь
самоудерживания (через контакт RL1.1). После уменьшения уравнительного
тока в области углов 270—360 и 0—90° реле КА размыкает свой
контакт, чем устройство возвращается в исходное положение.
Реле KL3 срабатывает вне зависимости от того, произошло ли
нарушение устойчивости избыточной или дефицитной части
энергосистемы. Если цепь контактов реле KL3 контролировать
контактом реле KL1> замкнутым при сработавшем положении
этого реле, то выходной сигнал будет формироваться при
нарушении устойчивости, вызванном опережением вектора ЕГ9 т. е.
159

при возникновении избытка мощности иа передающей станции.
Сигнал можно использовать для отработки команды «убавить»
или для отключения части генераторов. При этом надо иметь
в виду, что появление сигнала не предотвратит нарушения
устойчивости (устойчивость уже нарушилась — угол 6 превысил
значение 180°), а может лишь быть использовано для
последующей ресинхронизации.
Делительные устройства со счетчиком циклов качаний.
Действие делительной автоматики происходит после определенного
числа срабатываний пускового органа. Этим одновременно
достигается отстройка работы автоматики от КЗ Срабатывание
выходного реле происходит после нескольких пульсаций
электрических величин, вызывающих попеременное замыкание
контактов пускового реле. Число срабатываний и период
колебаний тока (напряжения), при которых отрабатывается выходная
команда, устанавливаются заранее.
В качестве счетчика числа циклов могут быть применены
механические устройства, быстродействующие промежуточные
реле и электронные устройства. Наибольшее распространение
получили счетчики на промежуточных однообмоточных
быстродействующих реле как простые, быстродействующие
(улавливающие колебания с малым периодом — до 0,1 с) и легко
регулируемые в эксплуатации устройства. Из различных схем
счетчиков часто применяется схема, приведенная нд, рис. 4.40.
В качестве пускового органа может быть применено одно
из устройств мгновенной делительной автоматики,
видоизмененное в том отношении, что его действие может не быть отстроено от
КЗ (такую отстройку выполняет счетчик). Пусковые реле тока,
напряжения, сопротивления должны быть так включены, чтобы
пуск счетного устройства происходил н в случаях нарушения
устойчивости при неполнофазном режиме. Этому условию в
наибольшей степени удовлетворяет включение реле на токи фаз Ау
В я С или на ток одной или двух фаз и ток нулевой
последовательности; контакты реле соединяются параллельно. На
рис. 4.40 показан вариант включения пускового органа из
токовых реле в каждую из фаз линии. Для повышения
чувствительности пускового органа к токам асинхронного режима и лучшей
отстройки от токов нагрузки часто пусковой орган выполняется
с реле тока и напряжения и последовательным соединением
контактов этих реле.
Опыт эксплуатации делительных устройств со счетчиком
циклов срабатывания пускового органа показал, что при их
выполнении должны учитываться: многократная работа
разрядников во время интенсивной грозовой деятельности; пульсация
токов и напряжений при КЗ, его отключении н последующем
включении линии устройством АПВ на неустраннвшееся КЗ
и т. д.
160

MA.1 MB.f KAc.1 KLB
-o-
KL9
о-
^.
KL6.2 KL7
'—W
—"***— 1 Нй&яюи&йние
]~x | с запретом Ml8
Рис. 4.40. Схема делительного устройства со счетчиком циклов качаний
Схема предназначена для подачи отключающего импульса
на третьем цикле. Выходное реле KL7 срабатывает, если
произойдет заданное число циклов работы пускового органа и
время разомкнутого состояния контактов пускового органа не
превысит установленное значение; при большем времени
устройство возвращается в исходное положение. Число циклов
определяется селективностью работы делительных автоматов в
энергосистеме и обычно устанавливается от трех до шести. Уставка
реле времени КТ берется 2—2,5 с, что больше времени разомк-
11—6678 161

т
iy\
/ г
J/"\
%.
Пшкяючрниё
s Так
5 /\ 7/срабатывай
Л
^/ S\jTqk возврата
t
*кТ
^АПВ
*К2
*;
Рис. 4.41. Изменение тока в цепи пускового органа делительного устройства,
выполненного по схеме рис. 4.40:
а — при асинхронном режиме; б — при работе устройства АПВ на неустранеяное
трехфазное КЗ
нутого состояния выключателей линии в цикле автоматического
повторного включения.
На рис. 4.41,а показано изменение тока в цепи пускового
органа, пульсирующего при асинхронном ходе с периодом Г.
Время разомкнутого состояния контактов пускового органа
делительной автоматики tn. Точки 7, 2,..., 7 соответствуют моментам
срабатывания реле KLU KL2t.^KL7 (см. рис. 4.40). На рис.
4.41,6 показано изменение тока в цепи пускового органа прн
КЗ, отключаемом с временем fKi, включением лнинн обратно от
устройства АПВ спустя время ?апв и отключением вновь с
временем tK2. Уставка времени действия реле КТ (см. рис. 4.40) U
должна быть больше времени tn, но меньше *апв.
Делительные устройства с контролем асинхронного режима в
течение заданного времени. Разделение энергосистемы на
несинхронно работающие части происходит в том случае, если
асинхронный режим ие прекращается в течение заранее
установленного времени. Применением таких устройств достигается
возможность селективной отстройки по времени действия
различных комплектов, установленных в разных точках
энергосистемы. Кроме того, создается возможность производить деление
только в тех случаях, когда другими способами не удалось
обеспечить ресинхронизацию энергосистемы.
На рис. 4.42 показан вариант выполнения устройства.
Разделение энергосистемы происходит прн длительном
асинхронном ходе, не прекратившемся в течение времени, установленном
на реле КТ2. При работе пускового органа включается реле
KL1 и затем реле KL2. Последнее самоудерживается во
включенном положении до тех пор, пока не сработает реле времени
КТ1, контролирующее период качаний. Реле KL2 включает реле
времени КТ2? которое имеет регулировку времени срабатывания
10—15 с или 0,5—3 мни: Реле КТ2 замкнет контакты лишь в
случае длительного асинхронного хода, так как при
восстановлении нормальной параллельной работы прекратится пульсация
контактов пускового органа, подействует реле /ffi, а реле KL1
и KJ2 вернутся в исходное положение.
162

KLtZ
KT21 i. На отключение
■—}.
последующим АПВ
КТ2 -
KL2.3
KL11
^
KLZ.2
КТ1
KL2.1
KL2
Ь
KTt1
Контакт пускового KL1
органа р-■
Контроль
длительности АХ
Контроль
* длительности
периода качаний
Самоудерживание
и самодоздрат
Пуск
Ряс, 4.42. Схема делительного устройства с контролем длительности периода
качаний в течение заданной продолжительности асинхронного режима
Отключение Выключателя Запрет АПЗ
HL4A пs t |_
*Lys А
KL9.2
KVAD.1 KVao-1 Mcq-1
ч: ч—
KL4.2
Н.Т5
KL5.1
т5
.-*
КТ7.3
КТ6.3
/W4
КШ
KL4-
о
HL4-5KTS.2KH i-iKL3(
Сигнал
R11
KVao.2
KVao-2
KVcn-2
со-
KT6
Ri3
€
KT6J
4J
HT7
0
tffZf
Kf2
понижении
напряжения
на трех, фазах
'
Отключение
при асинхронном
ходе через
арвмя, 'заданное
{/стадной
контакта И.Т5.2
Контроль
длительности
периода асинхрон*
нога хода с
помощью реле
КГБ и ИТ7
Сигнал а
ро5пте шшеика-
„ зонных реле
Рис. 4,43. Вариант схемы делительного устройства при асинхронном режиме
с пусковыми реле напряжения
И» 163

KL3A
КПЗ
KL3.2
HLIA
—sr
KL2.2
KL2 3
KL2A
KL3
KL4A
KTi.4
KL2.1
KT1
KL1 i
KI9.1
KL8.2
KL8.1
KL12
KLZ1
KL5 2
KL61
KL5.2
KL5.1
К/АЗ
Ш2
KT1.2
Н1Ч
Контакт пцскоЬого органа
KL2
D
RL9.2
KL8
и
KL?
KL6
KLS
KT2
отключена:
KMA
KT2
Рис. 4.44. Вариант делительной автоматики с контролем длительности
асинхронного режима
На рис. 4,43 показана схема устройства, выполненного на
описанном принципе, с пусковыми реле напряжения. Для
избежания ненужного пуска прн неисправностях в цепях
напряжения установлены два комплекта реле напряжения. Реле КТ6 и
KJ7 контролируют время как замкнутого, так и разомкнутого
состояния пусковых органов при асинхронном режиме. Общее
время, в течение которого устройство контролирует
асинхронный режим, определяется уставкой реле времени ДТ5.
164

Другой принцип выполнения делительных автоматик,
контролирующих асинхронный режим в течение заданного времени,
поясняется схемой на рис. 4.44. Выявление асинхронного
режима достигается тем, что счетная часть устройства включается
только после того, как сработал пусковой орган и реле времени
КТ1 отсчитало заданное время.
Из рассмотренных вариантов делительных устройств,
действующих при асинхронном режиме с выдержкой времени, эта
схема обладает наибольшим универсализмом, поскольку можно
применить в качестве пускового органа реле тока, напряжения,
сопротивления, мощности и их комбинации.
При расстановке в энергосистеме делительных устройств
должны учитываться возможности их отказа нз-за
неисправности релейной части или выключателей. Резервирование
достигается установкой независимых комплектов либо на
противоположных концах линии с одинаковыми уставками, либо в разных
пунктах сети с их избирательным действием, которое
достигается или разным количеством циклов, или разным временем
контроля длительности асинхронного режима. Кроме того,
деление энергосистемы в заранее намеченных пунктах при
асинхронном режиме возлагается на оперативный персонал.
4.7. ОТДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НЕБОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ
ОТ МОЩНЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ЧАСТОТЫ
ВРАЩЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
Ряд узлов энергосистемы содержит мощные гидростанции, работающие
параллельно с относительно маломощными тепловыми электростанциями.
Основная мощность гидростанции обычно выдается по транзитным линиям
электропередачи в приемную часть энергосистемы. В случае отключения этой
транзитной связи гидростанция может остаться работать параллельно с
тепловой электростанцией. Генераторы начинают ускоряться, и поскольку си*
стема регулирования гидрогенераторов, замедленная из-за опасности гидро-
удара, может не успеть быстро снизить частоту их вращения, последняя
может повыситься до 120—130% нормального значения (нормальная система
регулирования частоты вращения гидрогенераторов допускает увеличение
частоты вращения до указанного значения, которое является для них расчет-
нон и не представляет опасности).
Вследствие увеличения частоты вращения гидрогенераторов работающие
параллельно с ними турбогенераторы также ускоряются (синхронная
работа гидро- и турбогенераторов сохраняется). При этом частота вращения
генераторов тепловой электростанции может достигнуть значения,
недопустимого по условию сохранности их механической прочности (предельная
частота вращения турбогенераторов составляет ПО—112% номинальной).
При превышении предельно допустимой (разгонной) частоты вращения
срабатывают автоматы безопасности. Они закрывают доступ пара в турбину,
но, поскольку генератор не отключен от сети, он перейдет работать в дви-
165

KL - гательный режим и частота вращения
увеличится. В итоге может произойти механическое
повреждение машины.
Возможность описанной аварии
предотвращается установкой на связи между ТЭС и ГЭС
большой мощности делительной автоматики, реа-
^ 1 I— гнрующей на повышение частоты. Автоматика
выполняется мгновенного действия (рис. 4.45). Для
сш д^и«льнойУ™. взаиморезервирования устанавливаются два ком-
матики, действующей при плекта по концам лннни связи, расположение ко-
увеличеннй частоты торых намечено заранее с учетом возможности
питания тепловой станцией выделяемой на нее
вагрузки после срабатывания автоматики. Уставки срабатывания реле
частоты выбираются в диапазоне 52—53*5 Гц.
Схема включения реле частоты предусматривает контроль цепи
оперативного тока контактом реле напряжения, замкнутым при наличии
напряжения и разомкнутым при его снижении. Уставка напряжения срабатывания
составляет 70—80% номинального.
Необходимость применении в схеме реле напряжения возникает при
установке реле частоты определенного типа. При перерывах в подаче
напряжения, например из-за неисправности цепей трансформаторов напряжения,
реле частоты могут замкнуть свои контакты и вызвать неправильную
работу выходного реле.
Для предотвращения разгона тепловых турбин предлагалось в случае
работы автомата безопасности одновременно производить отключение
генератора от энергетической системы. Для этого при работе автомата
безопасности должна замыкаться цель отключения выключателя генератора. Такой
вариант защиты тепловых турбин от разгона по сравнению с установкой
автоматики с реле повышения частоты менее совершенен, так как
предопределяет остановку теплового агрегата, в том числе и при наблюдавшихся в
эксплуатации случаях неправильной работы автоматов безопасности.
Автоматика от повышения частоты устанавливается не только на линиях
электропередачи между тепловыми и гидравлическими электростанциями, но
и на самих гидростанциях. Она действует на отключение гидрогенераторов и
предназначена для предотвращения повышения частоты после отключения
транзитных связей с приемной энергосистемой. Уставки этой автоматики
принимаются в 51—51,5 Гц, т. е. несколько ниже, чем у делительной автоматики
на связях с тепловыми станциями. Таким образом, последняя является в
таких случаях резервной и работает, если автоматика от повышения
частоты, установленная на ГЭС, оказалась неэффективной или отказала.
Схемы выполнения автоматики отключения гидрогенераторов при
повышении частоты аналогичны приведенным.
4.8. ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Развитие ЕЭС СССР и связанное с ним усложнение схемы
основных (магистральных) сетей привели к необходимости
совершенствования средств ПА с образованием так называемых
166

районов противоаварий-
ного управления,
охватывающих части энергосистем с
несколькими мощными
электростанциями н линиями
электропередачи. Эти районы строятся по
следующему принципу: на одном
из энергообъектов района
располагаются средства обработки р„„ л ,ft n
информации Гв послрлшч» та с' 4'46, Сечения в энергосисте-
Гг- «„ П последнее вре- Ме при противоаварийном управ-
мя главным образом мини-ЭВМ), лении
которые соединяются
каналами связи с пусковыми, выявительными, измерительными и
исполнительными органами ПА, находящимися на территории
данного района. Точка, в которой размещены указанные выше
средства, называется центром района протнвоаварнйного
управления; оиа может располагаться иа электростанции подстанции
или в перспективе в ОДУ. '
Задача средств, размещенных в центре района
протнвоаварнйного управления,— контроль за работой части
энергосистемы, входящей в этот район, и выполнение по отношению к нему
/£™v? автоматики предотвращения нарушений устойчивости
(АННУ). При этом контроль в большинстве случаев ведется не
за отдельными линиями электропередачи, а за так
называемыми сечения ми, показанными на рнс. 4.46 дугами. При
отключении одной из входящих в сечение связей происходит наброс
мощности на связь, оставшуюся в работе, и все необходимые
при этом мероприятия определяются значением суммарной
активной мощности, протекавшей по сеченню в режиме,
предшествующем аварии.
Благодаря наличию противоаварнйной автоматики
указанная мощность в сеченнях, работающих с полным составом
входящих в них передач, может выбираться близкой к пределу
статической устойчивости этих сечений. Тогда действие ПА при
аварии с ослаблением сечення (уменьшением его пропускной
способности из-за отключения одного из входящих в сечение
элементов) должно быть направлено на восстановление условий
статической устойчивости в энергосистеме путем разгрузки
сечения—уменьшения генерирующей мощности на передающем
конце связен н нагрузки на приемном конце. Поскольку
описанный выше режим может характеризоваться возникновением
небаланса мощностей на валу агрегатов, когда механическая
мощность, развиваемая турбинами, превышает максимум
угловой характеристики передачи (зависимости электрической
нагрузки от угла 6), то такая разгрузка должна производиться
весьма быстро с использованием способов отключения части
167

генераторов и воздействия на регулирование турбин отправного
конца передачи.
Глубина производимой разгрузки должна соответствовать
возникшему небалансу. Поскольку в установившемся доаварий-
ном режиме электрическая нагрузка агрегатов Рисх.м равна
механической мощности ЯМех, а при аварийном изменении
электрической мощности механическая мощность практически не
меняется, то Рисх.эл должно непрерывно запоминаться и в момент
аварии приниматься за эквивалент Рмех.
Предел статической устойчивости по сечению в послеаварий-
ном режиме определяется конфигурацией сети и составом
оставшихся в работе передач; именно это обстоятельство и
заставляет в сложной схеме сети прибегать к централизованным
системам управления, имеющим всю эту информацию. Предел
статической устойчивости, взятый с некоторым запасом,
вычитают из исходного значения Рисх.эл, определяя тем самым
требуемую глубину разгрузки ДРР.
Запас, принятый прн определении статического предела
передаваемой мощности, при сравнительно легких авариях
обеспечивает возможность гашения избыточной кинетической
энергии и сохранения динамической устойчивости. Однако при
тяжелых авариях, например при КЗ вблизи шнн станции, для этой
цели приходится принимать специальные меры.
Помимо аварий, связанных с КЗ и отключением линий
электропередачи, устройства АПНУ способствуют сохранению
устойчивости при нарушениях нормального режима работы
энергосистем с возникновением дефицита активной мощности в их
приемных частях. Эти аварии также связаны с увеличением
угла 6, однако причиной их в данном случае является не разгон
агрегатов передающей части, а торможение их в приемной
части. Очевидно, что угол б претерпевает прн этом такие же
изменения, как и при ранее рассмотренных видах аварий, и меры
по предотвращению нарушений устойчивости здесь приходится
принимать такне же, как и ранее. Более сложным здесь
оказывается лишь определение требуемой глубины разгрузки,
которая может быть определена, например, по внезапному
изменению нагрузки приемной части и т. п.
Информация о конфигурации сети и нагрузках ее элементов
в предаварнйном режиме приходит к устройствам АПНУ по
каналам телемеханики, которые в отечественных энергосистемах
построены в большинстве своем по кодоимпульсиому принципу.
Он позволяет по одной физической цепи передавать
информацию различного характера из различных точек сети. Для этого
применяются принципы, аналогичные используемым в ЭВМ.
Передача осуществляется последовательным цифровым кодом
и снабжается адресом, указывающим, откуда она получена.
Прн этом используется так называемое разделение времени,
168

т. е, данные передаются друг за другом и запоминаются в
специально для этого предназначенных узлах устройств с
соответствующим адресом.
Для передачи аварийной информации используются
описанные выше устройства повышенной надежности, например тнпа
АНКА. Источником информации об отключениях линий
электропередачи и других элементов энергосистемы являются сигналы
от пусковых органов, связанных с устройствами релейной
защиты и коммутационной аппаратурой и позволяющих
зафиксировать одновременно и факт возникновения аварии, н ее
местоположение, и характер. Источником информации о тяжести
аварий, в том числе и с дефицитом мощности в приемной части
энергосистемы, служат выявительные органы, реагирующие па
сброс мощности, изменение угла б н т. п.
Автоматика с устройствами контроля предшествующего
режима. Прототипом современных централизованных систем про-
тнвоаварийного управления явились устройства автоматики с
контролем предшествующего режима (КПР), многие из
которых еще продолжают эксплуатироваться в энергосистемах.
Основу этих устройств составляют АРП на реле мощности с
различными уставками — ступенями мощности. Схемы их
построены таким образом, что на выход попадает лишь один сигнал,
соответствующий текущей ступени мощности. В момент резкого
изменения (снижения) мощности из-за КЗ нли по другой
причине этот сигнал запоминается и используется для
определения требуемой глубины разгрузки, которая производится
также ступенями.
Для осуществления разгрузки устройство КПР должно быть
связано с исполнительным органом ПА [например, с
устройством отключения части генераторов (ОГ)] таким образом,
чтобы каждой ступени КПР соответствовала требуемая глубина
разгрузки. Для этой цели используются так называемые
шведские или антенные коммутаторы, показанные на рис. 4.47,а
жирными линиями. Коммутатор содержит две группы шип —
вертикальную и горизонтальную. Все шнны изолированы друг
от друга и могут быть соединены только с помощью штырей,
устанавливаемых вручную в специально отведенные гнезда.
В схеме на рис. 4.47,а к горизонтальным шнпам подключены
контакты выходных реле ступеней КПР, а с вертикальных шин
снимаются сигналы на соответствующие ступени разгрузки.
В данной схеме применены два коммутатора и
соответственно две группы выходных контактов реле КПР. Это сделано в
расчете на два возможных вида аварии с различным
ослаблением сечення и, следовательно, различными требованиями по
глубине разгрузки. Определение этих требований производится
в процессе расчета устойчивости энергосистемы и может быть
отражено в форме зависимостей, показанных на рис. 4.47,6, где
169

Рис. 4.47. Автоматика с контролем предшествующего режима:
с — схема; б —пример выбора настройки
каждой кривой соответствует свой внд аварии и срабатывание
своего пускового органа ПО. При этом устройство КПР играет
роль АРП, осуществляющего кусочно-постоянную
(ступенчатую) аппроксимацию приведенных зависимостей (рис. 4.47,6)
при шести — восьми ступенях КПР. (На рис. 4.48 КРП.)
Помимо учета различных видов аварий в автоматике с КПР
часто учитывают также возможность работы энергосистемы по
различным схемам, среди которых выделяют обычно
нормальную (при полном составе работающих электропередач) и
ремонтную (когда те или иные передачи выведены из работы).
Тогда в устройстве ПА приходится использовать так
называемый пирамидальный дешифратор, показанный на рис. 4,48.
Легко видеть, что в этом случае число контактов в логических
цепях автоматики становится чрезвычайно большим и для
практической реализации устройств целесообразно прибегать к
использованию ЭВМ.
Автоматика с ЭВМ строится по структурной схеме,
показанной на рис. 4.49. Основной идеей этой схемы является
разделение всего процесса функционирования автоматики на две части:
до аварии н после аварии. (Слова «до» и «после» без
слова «авария» часто применяются для обозначения типа
автоматики). «До аварии» производится непрерывное определение
воздействий, необходимых для сохранения устойчивости при
всех возможных авариях в данной конкретной схеме и режиме
работы энергосистемы. «После аварии» из этого массива
воздействий выбирается то, которое относится к происшедшей
аварии.
Дискретный характер указанного выбора, производимого на
основании номера сработавшего пускового органа, а также
реализация воздействия в сравнительно небольшом количестве
170

Телеизмерения Телесигнализация
исходной мощности переключений 8 сети
П01
"-—[ П02
'—| КРП1 |—»>
КРП2
i I
ПОЗ . .
*—? Ш4 ,
I -*— КРЛ4
—I
Cm пусиа- Г
органоб V
АДВ
2
К исполни*
тельным
органам'
4.48. Пирамидальный релейно- Рис. 4.49. Структура АПНУ по пред-
тактный дешифратор в устройст- ложен ию Энергосетьпроекта
1А
упных ступеней позволяют запоминать воздействие с по-
щью релейно-контактной схемы, передающей сигнал пусково-
органа к зажимам канала исполнительного органа. Запоми-
ние осуществляется настройкой путем прохождения указан-
[X сигналов, изменяемой при изменении условий в
энергосигме. Такое решение представляется в настоящее время наи-
лее надежным и применяется во всех новых устройствах; его
стоинство состоит в том, что вся настройка происходит зара-
е, а во время аварии устройство лишь пропускает требуемый
гнал.
Схема состоит из двух устройств. Устройство, осуществляю-
se связь между пусковым и исполнительными органами, на-
[вается автоматикой запоминания дозировки
\ЗД). Второе устройство, производящее выбор воздействий,
жучило название автоматики дозировки воздейст-
4 я (АДВ). Это название, введенное в [28], применяется в
[стоящее время ко всем типам устройства ПА с указанным
^икциональным назначением, в том числе и к автоматике
КПР.
Все устройства АДВ с ЭВМ были разделены в [28]/ на два
[асса. Устройства I класса предполагают выполнение всех
[ераций, связанных с дозировкой воздействия, иепосредствеи-
> в ЭВМ этого устройства. В устройствах II класса основной
>ъем этих расчетов производится при анализе устойчивости
[ергосистемы с помощью универсальных ЭВМ, установленных
диспетчерских подразделениях энергосистем и нх объедине-
ш, а иа долю ЭВМ устройств приходятся лишь вспомогатель-
ле вычисления, необходимые для реализации воздействий,
выданных заранее.
В настоящее время опыт эксплуатации имеется только для
;тройств II класса. Это устройства программного действия, и
грвое из таких устройств, установленное на Боткинской ГЭС
171

[3], было реализовано на основе таблиц решений по
ликвидации аварии. Однако в дальнейшем были разработаны методы,
позволяющие решать эту задачу экономнее и точнее. Их
основу составляют математические выражения для аппроксимации
границ области устойчивости энергосистем в пространстве
влияющих на них параметров.
Как уже указывалось выше, основным параметром,
определяющим необходимую глубину разгрузки электропередач при
авариях в энергосистеме, является значение их исходной
нагрузки Рисх.эл, к которой при тяжелых авариях добавляется
значение сброса мощности \Рйъ, В устройствах ПА с КПР
исходная нагрузка контролировалась с помощью АРП. Прн
использовании ЭВМ Рисх.эл измеряется с помощью датчиков мощности
и преобразуется в дискретную форму с помощью АЦП, что
позволяет относиться к ней, как к непрерывной, поскольку число
ступеней квантования при этом значительно выше.
При анализе устойчивости энергосистем на универсальных
ЭВМ производится определение границы области устойчивости
в виде зависимости глубины разгрузки ДЯР от исходной
мощности Рисх..™ при той или иной исходной схеме работы
энергосистемы и различных авариях, характеризуемых сбросом
мощности при КЗ APiia. Затем с помощью известных математических
методов подбирают выражение, наиболее близко подходящее к
полученной зависимости (аппроксимирующее ее). Это
выражение ищут в виде многочлена (полинома), в который входят
квадраты значений Рисх.эл и ДЯав по различным сечениям и их
парные произведения, умноженные на соответствующие
коэффициенты. Полученные результаты вводят в память ЭВМ
устройства АДВ, соотнося их с признаками той или иной схемы и
аварии. Тогда выбор управляющего воздействия является ничем
иным, как выполнением ряда логических операций и
вычислением значения соответствующего полинома.
Такой принцип выполнения устройства АДВ является
простым и наглядным. Он не требует высокого быстродействия
ЭВМ и нашел уже реальное воплощение в нескольких
практических случаях. Однако этому способу присущ и серьезный
недостаток, заключающийся в необходимости большого числа
предварительных расчетов» которые приходится повторять,
когда происходит непредвиденное ранее изменение схемы или
режима работы энергосистемы. Поэтому сейчас ведется
интенсивный поиск способа реализации АДВ I класса, который не
требует предварительных расчетов» поскольку эти расчеты ведутся
для данных условий непосредственно в ЭВМ АДВ.
Этот подход возможен пока только для устройств,
работающих до аварии и предполагающих наличие АЗД. Однако и в
этом случае работа ведется только для условия статической
устойчивости, определяемого как условие существования уста-
172

повившегося режима. Попытка распространить этот же подход
на общий алгоритм, учитывающий условия динамической
устойчивости, наталкивается на очень жесткие требования по
быстродействию ЭВМ, удовлетворить которые пока весьма сложно.
В связи с тем что современные цифровые машины являются
машинами последовательного действия, работа АДВ может
осуществляться лишь в ряде циклов, каждый из которых
связывается со срабатыванием одного из обслуживаемых устройством
ПО. Для этого ПО производится выбор воздействий,
необходимых для сохранения устойчивости, если авария, вызывающая
срабатывание данного ПО, произойдет при текущих условиях
работы энергосистемы. Полученные результаты запоминаются
в АЗД, после чего начинается расчет на случай срабатывания
следующего ПО. После окончания расчетов для последнего ПО
вновь переходят к первому и т. п. Так организуется внешний
цикл, охватывающий описанные внутренние.
Время внешнего цикла пока измеряется минутами, и за это
время обстановка в энергосистеме может значительно
измениться, что, вообще говоря, снижает корректность расчетов.
Однако изменения эти в обычных условиях сравнительно невелики,
а требования к соответствию условий расчета данным текущим
условиям ие очень жестки. Поэтому указанный циклический
алгоритм оказывается пригодным для всех типов АДВ,
работающих до аварии, и получил название базового.
При возникновении аварии работа АДВ прекращается и
происходит выборка информации из АЗД, состоящая, как уже
указывалось, в том, что сигналы от сработавших ПО
пропускаются но ранее заготовленным путям к исполнительным
органам. При таком подходе существенно снижаются опасения за
помехоустойчивость автоматики в неблагоприятной
электромагнитной обстановке, складывающейся на энергообъектах во
время аварии.
При использовании описанного принципа построения АПНУ
следует иметь в виду, что при одной и той же аварии могут
срабатывать несколько ПО; поэтому к исполнению должен
приниматься сигнал наибольшего из всех рассчитанных
воздействий. Срабатывание отдельных ПО может быть сдвинуто по
времени; поэтому устанавливается некоторый интервал
одновременности, в течение которого все срабатывания ПО
считаются принадлежащими к одной аварии.
Практическая реализация централизованных систем.
Практически реализованные в СССР централизованные системы ПА
построены на мнии-ЭВМ конструкции ЦНИИКА ТА-100. Эта
машина предназначена для работы на пункте управления
телеавтоматического комплекса и обладает повышенной
надежностью, что достигается применением мажорирования
(голосования «два из трех»). Для этой цели установка состоит как бы из
173

трех одинаковых машин, выполняющих одну и ту же программу
и осуществляющих взаимопроверку результатов на каждом
шаге вычислений (в каждом узле ЭВМ). При полном совпадении
результатов все они считаются достоверными; если же
обнаруживается отклонение, то за достоверные принимаются те два
результата, которые совпадают, а машина, давшая
отклоняющийся результат, считается неисправной и выводится в
проверку и ремонт.
Примененный в данном случае принцип поузловой проверки
позволяет исключить из установки только одни какой-либо узел,
остальные же остаются в работе и продолжают участвовать в
мажорировании. Это позволяет обеспечить высокую надежность
всей системы и достоверность полученных с ее помощью
результатов.
Информация о схеме и режиме работы энергосистемы при
доаварийном ее состоянии поступает по обычным каналам
телемеханики (в частности, через устройства МКТ и ТМ-512) и
для повышения достоверности подвергается специальной
обработке путем выделения среднего из пяти сигналов. Это
увеличивает помехоустойчивость системы и повышает ее
эксплуатационную эффективность.
Для получения всего массива управлений для данного
текущего режима и схемы энергосистемы поступают следующим
образом: в начале каждого цикла вырабатывается и передается
для исполнения сигнал, имитирующий срабатывание первого
ПО. Приняв этот сигнал, устройство формирует
соответствующее ему управление, которое передается для запоминания.
Затем та же операция выполняется для второго и последующих
сигналов. По завершении этой процедуры цикл расчетов
считается оконченным, и он повторяется вновь начиная с первого
ПО. Если при этом происходит срабатывание реального ПО, то
система блокируется и производится выборка и исполнение
команды управления, заготовленной на случай срабатывания
именно этого ПО.
Устройство автоматического запоминания дозировки
построено на герметизированных реле, способных запоминать
поданную на них команду и сохранять соответствующее положение
(включено-отключеио) до момента поступления следующей
команды. Устройство получает от АДВ информацию в форме
групп из восьми двоичных разрядов (байтов), причем прием их
осуществляется также циклически при управлении с помощью
коммутатора. В начале цикла к АДВ подключается первая
группа из восьми реле, которые устанавливаются в то или иное
состояния в зависимости от поступивших на них нулей и
единиц. Далее номер группыреле увеличивается иа единицу и
коммутатор подключает к АДВ следующую группу и т. д.
Для повышения надежности и достоверности здесь преду-
174

смотрена информационная обратная связь, которая состоит в
гом, что информация о положении реле соответствующей груп-
1ы после выполнения ими команды на установку в нужное
положение передается обратно в АДВ и сравнивается с
хранящимися там данными. Это позволяет обнаруживать и устранять
неисправности в устройстве.
Устройства АЗД, разработанные Энергосетьпроектом и изго-
говляемые опытным производством Армянского отделения этого
института, могут при помощи указанных реле выдавать при
получении сигналов от сработавших ПО информацию на 128
различных линий, наделенных в процессе проектирования
автоматики той или иной функцией (например, управления той или
иной ступенью разгрузки на том или ином объекте, деления
системы отключением того или иноги выключателя и т. п.).
Обычно применяется примерно 60 линий, остальные остаются в
резерве. Число обслуживаемых ПО также 40—60.
Если элемент, на который должна воздействовать своим
сигналом соответствующая линия, находится непосредственно в
месте установки АДВ и АЗД, то указанная линия представляет
собой обычную жилу контрольного кабеля; если же сигналы
требуется передавать на другие объекты, то в состав линии
входят устройства телепередачи и, в частности, аппаратура АНКА.
Описанный выше порядок работы централизованной системы
ПА представляет собой базовый алгоритм, который был
разработан Энергосетьпроектом еще в начале работы над ПА
с ЭВМ и показал свою эффективность в практике эксплуатации.
Поэтому он принят к применению н в других разработках с
иными способами поиска управляющих воздействии.
Исключение составляет лишь принцип размещения АЗД, которые пред*
лагается делать выносными, т. е. располагать непосредственно
на объектах, где имеются исполнительные органы. Такой
подход, помимо прочего, упростит задачу перестройки ПО на этих
объектах. Сигналы, определяющие перестройку, будут
приниматься и храниться в АЗД наряду с сигналами к исполнитель-
иым органам. Это позволит, например, осуществить пусковой
орган по сбросу мощности с характеристикой, зависящей от
исходной мощности передачи, и т. п.
Централизованные системы ПА с ЭВМ ТА-ЮО были
реализованы вначале как системы, построенные на использовании
предварительных расчетов (автоматика типа «II до»). В
настоящее время ведется работа над системами, построенными на
ЭВМ типа ЕС 1011, где оказывается возможным реализовать
те нли иные разновидности алгоритмов с расчетом глубины
разгрузки непосредственно в управляющих ЭВМ. Эти машины
устанавливаются в ОДУ, куда стекается вся информация о
работе энергообъединеинй, в том числе и необходимая для целей ПА.
Для этих систем предусматриваются выиосиые АЗД, где одно-
175

временно будет производиться дополнение централизованно
сформированных команд для восстановления режима
статической и динамической устойчивости при тяжелых авариях.
Единая энергосистема СССР, работающая параллельно с
энергосистемами стран-членов СЭВ «Мир», не позволяют
ограничиться в части организации протнвоаварийного управления
только рамками данного района; необходима межрайонная
координация, которая будет производиться централизованной
координирующей системой ПА (ЦКС ПА).
ГЛАВА ПЯТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
5.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АЧР
Мощность, вырабатываемая генераторами, Рг при
установившемся режиме работы энергосистемы всегда равна
мощности, потребляемой нагрузкой, РНагр:
Рг=Рнагр* (5.1)
При нарушении условия (5Л) и возникновении дефицита
генерируемой мощности (например, из-за отключения части
генераторов) или при ее избытке (например* из-за отключения
части нагрузки) возникает небаланс между вырабатываемой и
потребляемой мощностями:
АР = Л—/W (5-2)
Под воздействием этого небаланса частота вращения всех
агрегатов энергосистемы — генераторов и
двигателей-—начинает уменьшаться (при отрицательном значении АР) или
увеличиваться (при положительном значении АР).
Поддержание номинальной частоты возлагается на
регуляторы частоты и мощности, которые, воздействуя на впуск
энергоносителя (воды или пара) в турбины, обеспечивают
соблюдение условия (5.1) в соответствии с принятым законом
регулирования.
С помощью регуляторов частоты и мощности возникший
дефицит активной мощности может быть устранен. Однако при
этом требуется наличие мобильного «горячего» резерва, когда
в доаварийном режиме турбины генераторов энергосистемы
загружены не полностью и добавочный впуск энергоносителя не
ограничивается ограничителями регуляторов частоты вращения
турбин. Если указанный резерв мощности отсутствует, то под
воздействием образовавшегося дефицита мощности АР
вращающиеся агрегаты энергосистемы начнут интенсивно
тормозиться.
176

При снижении частоты вращения возникший первоначально
дефицит мощности уменьшается, так как при этом
уменьшаются производительность механизмов и потребляемая нмн
,мощность. Например, производительность вентиляторов
пропорциональна квадрату частоты, производительность ряда насосов
пропорциональна кубу частоты. Процесс снижения частоты
приостановится, когда АР станет равно нулю, т. е. когда при новом
установившемся значении частоты (конечном) }к мощность,
вырабатываемая генераторами, Рг?к снова станет равна мощности,
потребляемой нагрузкой, Рнагр.к.
Значение снижения частоты
A/ycT = fH—/к (5.3)
и начальный дефицит мощности АР при отсутствии резерва
мощности связаны зависимостью
AP%=KAfyZT%y (5.4)
где
ДР в/о = Рг~Рнягр 100 (5.5)
* натр
И
AU '/• = JlL~- 100. (5.6)
IB
Коэффициент К называется регулирующим эффектом
нагрузки по частоте и характеризует изменение мощности
потребителей, включая потери в питающих сетях при изменении
частоты в энергосистеме. Значение коэффициента К зависит от
состава и параметров нагрузки и снижения напряжения в узлах
энергосистемы при снижении частоты. Значение коэффициента
К различно в разные часы суток, меняется в праздничные н ра*
бочие дни, зависит от времени года. По данным испытаний,
диапазон изменения коэффициента К лежит в пределах 1—3,5.
Среднее значение /С=2-~2,5.
Используя зависимость (5.4), можно определить, до какого
установившегося значения снизится частота в энергосистеме
при возникновении дефицита мощности ДЯ%, если, например,
/н = 50 Гц и К=2:
Д/уСт Гц = 0,5 -*£*- = 0,25 (АР 7о). (5.7)
Изменение частоты от значения fH до установившегося
значения fK происходит не мгновенно, а с некоторой постоянной
времени, определяемой инерционностью вращающихся масс
энергосистемы (турбин, генераторов, двигателей и механизмов,
приводимых ими во вращение) н регулирующим эффектом
нагрузки К.
12—6678 177

Изменение частоты во времени происходит примерно по
экспоненциальному закону. При уменьшении частоты от fi до /г
/•-/1-А/^т(1-*""Ч (5-8)
при увеличении частоты (до вступления в работу регуляторов
частоты н мощности) от fi до f3
/. = fi + ^0-e""4 (5-9)
Таким образом,
ДЬ=±Д/уог(1-<Г"Ч (5.10)
Постоянная времени Тч приближенно может быть
определена по выражению
Гч ^ Гин ■"? t (5.11)
где Гин.сист — постоянная инерции энергосистемы.
Так как 7,ин.Сист:=10-М6 с, то ориентировочно 7Ч=5^8 с.
Меньшие значения Гин.сист соответствуют районам
энергосистемы с преобладанием блоков мощностью 200—300 МВт и более.
Работа энергетической системы с пониженной частотой,
помимо нарушения качества электроэнергии, регламентированной
стандартом, не допускается по следующим причинам:
а) при работе с пониженной частотой у некоторых типов
паровых турбии наступает повышенная вибрация отдельных
ступеней лопаточного аппарата и возможно появление
усталостных явлений в металле лопаток, что может привести к
механическим повреждениям;
б) прн снижении частоты ниже 49 Гц происходят полное
открытие регулирующих органов турбии и полная загрузка
агрегатов; при дальнейшем понижении частоты существенно
падает производительность механизмов собственных иужд тепловых
электростанций, в особенности питательных иасосов; вследствие
этого при достаточно длительной работе с пониженной частотой
снижается выработка генерирующей мощности, возрастает ее
дефицит и снижение частоты в энергосистеме может принять
лавинообразный характер, что приведет к остановке
электростанций, потере имн собственных нужд и нарушению
электроснабжения потребителей;
в) при снижении частоты в энергосистеме уменьшается
частота вращения возбудителей агрегатов, вследствие этого
уменьшается ЭДС генераторов, снижается напряжение в узлах
энергосистемы и возникает опасность развития «лавины
напряжения», приводящей к массовому отключению потребителей.
Лавинообразное снижение частоты, усугубленное
лавинообразным снижением напряжения, вызывает тяжелую аварию
энергосистемы, сопровождаемую полной остановкой параллель-
178

но работающих электростанций или разделением энергосистемы
на отдельно работающие части с нарушением электропитания
значительной части потребителей.
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР), подробно
описанная в литературе [8], имеет назначение при возникновении
дефицита активной мощности путем отключения части
нагрузки предотвратить в энергосистеме снижение частоты до опасной
величины и тем самым сохранить в работе электростанции н их
собственные нужды. В этом случае энергоснабжение основной
части потребителей ие прерывается, а восстановление
энергоснабжения нх отключенной части может быть осуществлено
достаточно быстро.
Прн отсутствии или недостаточном объеме АЧР
потребители все равно будут обесточены, однако из-за остановки
электростанций и потери имн собственных нужд восстановление
электроснабжения потребителей потребует значительного времени.
Отключение потребителей устройствами АЧР выполняется с
таким расчетом, чтобы ие произошло даже кратковременного
снижения частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц
не превысило 20 с и с частотой 48,5 Гц — 50 с.
Кроме того, АЧР должна выполняться так, чтобы ие
происходило излишнего отключения потребителей (перерегулнре^ва-
ння) и частота после работы устройств АЧР ие првысила
номинальное значение 50 Гц. Допустимо, чтобы после действия
устройств АЧР уровень частоты был несколько ниже
номинального (т. е. находился в диапазоне 49—49,5 Гц) и дальнейшее ее
восстановление произвел диспетчер энергосистемы.
Работа АЧР происходит очередями, каждой из которых
соответствует определенное значение отключаемой мощности.
Если при переходе частоты от /н к fKf вызванном возникшим
дефицитом активной мощности, с уставкой /а действует группа
устройств АЧР и отключает нагрузку первой очереди Pi,
начальный дефицит мощности уменьшится и станет равным
APi=AP—PL. (5.12)
Значению Др£ соответствует новое конечное значение
частоты, Гц,
/ik=/h—AfiycT» (5.13)
где
Д/1уег = 0,5^Гц
(значение начальной частоты fH предполагается равным 50 Гц).
Изменение частоты после точки с (рнс. 5.1) происходит ие
по кривой Д а по кривой 2, уравнение которой можно
приближенно записать как
U-L- ft, - W (1 ~ «*""Ч (5.14)
12* 179

HF4
/и /2н
Если при частоте }б действует
следующая группа устройств АЧР,
дефицит мощности опять
уменьшится. Дальнейший процесс
изменения частоты происходит
аналогично рассмотренному. Если после
действия устройств частотной
разгрузки значение генерирующей
мощности превзойдет мощность нагрузки,
оставшейся в работе, частота в
энергосистеме начнет повышаться;
если такой процесс возникнет»
например, после действия II очереди
АЧР в момент времени, соответствующий точке б, конечное
значение частоты /W станет больше частоты /б, частота в
энергетической системе начнет восстанавливаться (кривая 3),
Приближенное уравнение кривой 3:
Рис. 5.1. Изменение частоты
при возникновении дефицита
мощности и после его
устранения действием устройств АЧР
—iff,
^-/б + (/2к-Ж1~£~г/Ч
(5,15)
Выяснение характера изменения частоты во времени при
действии устройств АЧР можно произвести, используя
приближенное значение выражения (5.10).
Так как в области небольших значений t
—ЦТ
выражение (5.10) может быть представлено в виде
(5.16)
Aft ъ ± (Д/УСГ
(5.17)
(знак минус характеризует уменьшение, а знак плюс —
увеличение частоты).
Следовательно, при построении зависимости f=cp(/) с
определенной погрешностью можно заменить отрезки кривых
прямыми линиями (рис. 5,2). Ошибка будет тем меньше, чем
больше очередей АЧР и чем быстрее будут действовать эти очереди.
На рис. 5,2 буквами а, б и в показаны характерные точки
процесса изменения частоты во времени, полученные
приближенным построением, а буквами а\ б* и вг — более точиым
построением с использованием зависимости (5.10); при этом
учитывается то, что для экспоненты, определяющей закон
изменения частоты по времени, характерно прекращение этого
изменения при ^37\,.
Внедрение АЧР в СССР началось более 40 лет назад, когда
еще многие энергосистемы страны работали изолированно. На
первых этапах внедрения энергосистемы испытывали нехватку
180

VI
(г*
-V
л.
*7*
' ** ,
^
ах
..
Sh2l
\ff
>
\
1
1
-*'-
7-..
•Ls^
\
\ г '1
№. -L J
~'l_
\
с Т" '
^
у
l^t-
ч
- ' N
к
г
. _,
к
X
J
т*
J Т..
v
*<■. „___
^i
-
"<
Г
-т^
— J
L
Й.
-тср.а
d'A-
у'
/
rcp.&
£
Рис. 5.2. График изменения частоты при возникновении дефицита мощности
(приближенное построение)
релейного оборудования, в то же время требовалась возможно
быстрая установка устройств АЧР для предотвращения
тяжелых аварий. Устройства АЧР приходилось устанавливать в
ограниченном количестве и выполнять небольшое число
селективно действующих очередей с подключением к каждой из ннх
большой мощности потребителей.
При таком выполнении частотной разгрузки нередко проис*
ходило отключение излишней мощности потребителей или
недостаточное отключение, прн котором частота зависала на
уровне 47—47,5 Гц. Впоследствии основные очереди частотной
разгрузки были дополнены очередью для предотвращения
зависания частоты, что несколько улучшило результаты
эксплуатации, но полностью не устранило указанные явления.
5.2. СОВРЕМЕННЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ АЧР
Особенностью современных объединенных энергосистем,
крупных по мощности и больших по протяженности, является
многообразие возможных аварийных ситуаций. Дефицит
генерирующей мощности, вызванный отключением от основной
сети, может возникнуть в одном небольшом районе и охватывать
группу энергосистем; возможен также дефицит, охватывающий
все энергосистемы. Он может быть различным по начальному
значению, территории распространения, динамике развития.
Необходимо учитывать разнообразие режимов, определяемое
сезоном, днями недели (рабочие, выходные, праздничные),
временем суток, ремонтными работами. Задача определения макси-
181

мального расчетного дефицита мощности в условиях
объединенной энергосистемы, таким образом, становится в
значительной степени задачей вероятностной.
При разработке принципов выполнения АЧР на современном
этапе были выдвинуты следующие требования:
L АЧР должна ликвидировать любую из большого числа
возможных аварий независимо от дефицита активной
мощности, его территориального распространения, характера
нарастания.
2. Объем отключаемой нагрузки должен всегда примерно
соответствовать возникшему дефициту, т. е. АЧР должна
самонастраиваться на это значение.
Принципы выполнения АЧР сформулированы в директивных
указаниях Минэнерго.
Устанавливаются трн категории разгрузки:
I категория: АЧР I — быстродействующая разгрузка,
имеющая различные уставкн по частоте, предназначенная для
приостановки снижения частоты;
II категория: АЧР II — с общей уставкой по частоте и
различными уставками по времени, предназначенная для подъема
частоты после действия АЧР I, а также для предотвращения
зависания частоты н ее медленного снижения прн аварийном
постепенном снижении генерирующей мощности;
III категория — дополнительная, действующая по
возможности селективно н предназначенная для ускорения разгрузки и
увеличения ее объема прн больших (45% н более) дефицитах
мощности, вызванных отделением района от основных
источников пнтання.
Диапазон уставок очередей АЧР I по частоте установлен от
48,5 до 46,5 Гц. Очереди распределяются в этом диапазоне
приблизительно равномерно, минимальная ступень по частоте
между очередями 0,1 Гц (принята исходя из точности
измерительных приборов и генераторов частоты, используемых при
постройке реле частоты).
Уставкн по времени устройств АЧР I должны быть
возможно малыми; их значения определяются условием
предотвращения неправильного действия во время переходных процессов в
цепях напряжения прн обесточении. Для устройств АЧР I с
реле ИВЧ-011 и ИВЧ-3 время действия выбирается 0,25—0,5, а с
реле РЧ-1 на полупроводниковых элементах 0,1—0,15 с. Для
всех очередей устройств АЧР II устанавливается единая
уставка по частоте срабатывания 48,5 Гц. Уставки по времени
регулируются на разных комплектах от 5 до 40 с, а при наличии в
узлах энергосистемы гидроэлектростанций и возможности
мобилизации нх мощности во время аварии с понижением
частоты— до 90 с. Интервал времени между смежными очередями
устройств АЧР II устанавливается 3—5 с.
182

При большом количестве очередей АЧР I и АЧР II (10—
20 в каждой категории разгрузки) и малых ступенях по
частоте (у комплектов АЧР I) и времени (у комплектов АЧР II)
срабатывания допускается иеселективная работа смежных
очередей за счет разброса уставок реле.
Мощность потребителей, подключенных к устройствам АЧР I
в каждом районе энергосистемы, энергообъединения, должна
быть равна максимальному дефициту мощности АРтах*
выявленному рассмотрением возможных аварийных ситуаций и взятому
с некоторым запасом:
^АЧР1 = К^тах*
Коэффициент запаса ка принимается равным 1,05 из-за
вероятностного характера возникновения дефицита (при
определении АРтах не учитывается вращающийся резерв тепловых
электростанций, что также идет в запас расчета).
К устройствам АЧР II подключаются потребители
суммарной мощностью не менее (0,4-гО,5)ДРачрг •
В обеих категориях разгрузки подключенная мощность
распределяется по очередям каждой категории приблизительно
равномерно, что при большом числе очередей обусловливает
гибкую самонастраивающуюся систему разгрузки без опасений
излишнего отключения потребителей. При распределении
потребителей по очередям АЧР должна учитываться степень
ответственности подключаемой нагрузки. Более ответственные
потребители следует подключать к очередям АЧР I с более
низкими уставками по частоте и АЧР II с большими уставками по
времени.
Дальнейшим этапом развития системы АЧР является
совмещение действия обеих категорий разгрузки — АЧР I н АЧР II
на отключение одних и тех же потребителей; осуществляется
как быстродействующий, так н медленнодействующий пуск
устройства АЧР на отключение одной и той же нагрузки. В этом
случае очереди АЧР I с более низкнмн уставками по частоте
должны совмещаться с более далекими по времени очередями
АЧР II. Такое выполнение АЧР позволяет при аварийных
ситуациях получать более строгую последовательность работы
очередей разгрузки с учетом степени ответственности
подключенных потребителей (которая иногда могла нарушаться при
раздельном выполнении АЧР I и АЧР II), а также несколько
снизить запас в объеме АЧР.
При большем количестве устройств АЧР возникает
необходимость их установки непосредственно у потребителей. Прн
этом затрудняется койтроль за работой автоматики со стороны
энергосистемы. Для резервирования действия рекомендуют
устанавливать дополнительно комплекты устройств АЧР на пн-
183

тающих линиях, отходящих от подстанций энергосистемы к
подстанциям абонентов.
При нарушении устойчивости и снижении в приемной
энергосистеме частоты в условиях непрекращающегося
асинхронного режима отключение здесь части потребителей действием
АЧР может способствовать ресинхронизации дефицитной части
энергообъединения.
При отделении дефицитной энергосистемы от
энергообъединения действие АЧР может облегчить работу устройств АПВ с
улавливанием синхронизма на межсистемиой связи.
Дополнительная разгрузка устанавливается в таких узлах
энергосистемы, в которых возможно возникновение больших
местных дефицитов мощностей с последующим снижением
частоты до 45 Гц и ниже даже после действия АЧР I. При этом,
как правило, происходит и глубокое снижение напряжения (это
обстоятельство должно учитываться при выборе схемы
включения реле частоты и его типа).
В качестве критериев действия дополнительной разгрузки
рекомендуются следующие:
а) факторы, характеризующие возникновение местного
дефицита независимо от изменения частоты: отключение линии или
трансформатора с контролем значения и направления мощности
в предшествующем режиме (илн без контроля), изменение тока
или значения и направления потока мощности по линии через
трансформатор;
б) скорость изменения частоты;
в) снижение напряжения прямой последовательности, если
одновременно с дефицитом активной мощности возникает
значительный дефицит реактивной мощности.
Разгрузка по частоте должна выполняться возможно
быстрее; действие разгрузки по напряжению должно быть отстроенс
от длительности коротких замыканий, отключаемых релейное
защитой.
Важным мероприятием, резервирующим дополнительнук
разгрузку, а иногда и заменяющим ее, является установка дели
тельной автоматики по частоте, отделяющей часть генераторо!
электростанции иа питание собственных нужд, а также выде
ляющей на автономную работу генераторы и отдельные элект
ростанции с примерно сбалансированной нагрузкой.
Делительная автоматика, устанавливаемая в ряде случае1
для сохранения питания собственных нужд тепловых электро
станций, выполняется с двумя пусковыми органами — одним <
частотой срабатывания 45 Гц и временем 0,5 с и вторым — с ча
стотон срабатывания 47 Гц и временем 30—40 с; делительиа*
автоматика для сохранения электропитания особо ответствен
ных потребителей может выполняться с уставкой по частот*
46,5—47,5 Гц и временем действия не более 1 с; при этом^допу
184

скается ее иеселективное действие по отношению к устройствам
АЧР энергосистемы.
Эффективным средством восстановления электроснабжения
потребителей при восстановлении частоты в энергосистеме
является установка устройств автоматического повторного
включения нагрузки по условию роста частоты (устройств ЧАПВ).
Поэтому установку устройств АЧР следует сочетать с
установкой устройств ЧАПВ.
Кроме применения описанных принципов выполнения АЧР
возможно выполнение разгрузки иными путями. Рассмотрим
некоторые возможности.
Выполнение устройств АЧР, реагирующих иа скорость
изменения частоты. Выражение (5.17) при учете (5.4) может быть
преобразовано так:
Apt/oe^pL\/(7V (5.18)
Из (5.18) и рнс. 5.2 видно, что критерием, определяющим
относительное значение возникшего дефицита мощности,
является скорость изменения частоты в начальный период
нарушения; чем эта скорость больше, тем больше возникший дефицит
н тем большую нагрузку надо отключить.
Вместе с тем при одном и том же дефиците мощности (т. е.
при одной и той же скорости изменения частоты) при авариях
в различных по мощности районах, энергосистемах, эиергообъ-
единеииях требуется отключать от АЧР различную по
абсолютному значению нагрузку. В связи с этим выбор уставок такой
системы АЧР оказывается весьма сложным и она не может
быть выполнена самонастраивающейся. Возможно выполнение
АЧР с комбинированным пуском как по абсолютному значению
частоты, так и по скорости ее снижения.
Фактор скорости снижения частоты целесообразно
использовать для дополнительной разгрузки в районах, где скорость
снижения частоты существенно выше, чем при общесистемном
дефиците мощцости. Можно использовать фактор скорости
снижения частоты также для выполнения АЧР в небольших
изолированных энергосистемах.
Выполнение устройств АЧР с выдержкой времени, зависящей
от частоты. Принцип действия такого типа разгрузки
заключается в следующем. Запуск устройства АЧР происходит при
снижении частоты до значения уставки запуска. С этого мЪмен-
та уставки срабатывания реле частоты начинают постепенно
увеличиваться с течением времени, а частота срабатывания этих
реле растет. Таким образом, при глубоких снижениях частоты,
происходящих с большой скоростью и являющихся следствием
возникновения большого дефицита мощности, устройства АЧР
185

с подобными (зависимыми) реле частоты будут работать
быстро, т. е. как АЧР I. По мере уменьшения дефицита мощности
после отключения части нагрузки и уменьшения скорости
снижения частоты время действия устройств АЧР увеличивается
(устройства автоматически подстраиваются к ходу процесса
изменения частоты и работают как АЧР II).
Выполнение АЧР с зависимой характеристикой выдержки
времени позволяет ускорить срабатывание очередей при
увеличении дефицита мощности и подъем частоты до значений,
близких к номинальным. Рассматриваемая возможность
использования зависимых реле частоты для организации АЧР
находится в настоящее время в стадии внедрения. Требуется разработ-.
ка соответствующей аппаратуры, метода выбора уставок такой
разгрузки, оценки возможности ее сочетания с ныие
применяемой АЧР и т. д. Проработки такого типа АЧР ведутся в
Латвийской энергосистеме с привлечением, по возможности,
микропроцессорной техники.
Выполнение устройств АЧР с использованием управляющей
быстродействующей вычислительной машины диспетчерского
пункта. Оснащение диспетчерских пунктов энергосистем
быстродействующими электронно-вычислительными машинами,
возложение иа эти машины функций управления, внедрение в наших
энергообъединениях автоматизированной системы
диспетчерского управления (АСДУ) позволяют ставить вопрос об
использовании ЭВМ для организации автоматической частотной
разгрузки.
Возникший дефицит мощности может быть определен
'машиной по скорости начального изменения частоты либо путем
сравнения вырабатываемой и потребляемой мощностей в данном
узле энергосистемы. В зависимости от размера дефицита
активной мощности, его территориального распространения и учета
ответственности потребителей могут отрабатываться командные
сигналы на отключение тех или иных абонентов, изменение
уставок АЧР и т. д. Такая система АЧР потребует использования
средств телемеханики.
Децентрализованная система АЧР. Резервирование действия
АЧР потребителей. Децентрализованная автоматическая
частотная разгрузка имеет назначение обеспечить разгрузку
питающей энергосистемы при аварийном снижении частоты путем
отключения менее ответственных электроприемников предприятия
или уменьшения потребления мощности производства при
помощи воздействия иа автоматическое управление
технологическим процессом через аппаратуру АСУП. При
децентрализованной АЧР электроснабжение наиболее ответственных электро-
прнемников предприятия сохраняется, чем создается
возможность быстрого восстановления технологического процесса после
ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме.
186

Энергосистема
щ
2 0 +
ХдЩ
-а-
HQ
О-'/
-Ch
f1
//
iJ
«
ж ►—Q—**-!
Я0
Рис. 5.З. Схема электроснабжения района:
/ — резервный комплект АЧР со стороны 9нергосистемы; 2 —комплекты
децентрализованных устройств АЧР. установленные у потребителей; О и .ffО — электроприемники,
отключаемые (О) н неотключаемые (НО) от децентрализованных устройств АЧР
Децентрализованная разгрузка выполняется устройствами
АЧР I и АЧР II, установленными непосредственно на цеховых
подстанциях, например в комплектных распределительных
устройствах (КРУ) [25].
Однако при децентрализованной АЧР со стороны питающей
энергосистемы усложняется контроль за эксплуатацией
аппаратуры АЧР, установленной на заводских подстанциях. Это
обстоятельство является одним из недостатков системы, так как
персонал предприятия иногда, считаясь с местными интересами
и не учитывая важность АЧР для ликвидации общесистемной
аварии, стремится вывести из работы аппаратуру АЧР на
своем производстве и перенести тяжесть ликвидации аварии на
соседние производства, недопонимая, что этим создаются
условия для полного погашения всего объединения.
В силу изложенного целесообразно осуществлять
резервирование децентрализованной системой АЧР потребителей.
Резервирование происходит в следующих случаях:
если предприятие ие реализовало у себя децентрализованную
частотную разгрузку в заданном объеме с заданными
уставками АЧР;
если после действия децентрализованной АЧР потребителя
ие начался подъем частоты в энергосистеме, а активная
мощность или ток, проходящие от энергосистемы к потребителю,
превосходят значения, допущенные заранее;
если при снижении в энергосистеме частоты до заданной
уставки частоты срабатывания децентрализованного АЧР произо-
187

шел отказ аппаратуры частотной разгрузки или аппаратов, на
которые АЧР воздействует для снижения потребляемой
предприятием мощности, из-за чего ие был реализован заданный
данному предприятию объем разгрузки.
Резервная АЧР устанавливается на подстанции
энергосистемы (рис, 5.3). Избирательность по отношению к устройствам
децентрализованной разгрузки, установленным у потребителя,
достигается либо тем, что уставка резервного устройства АЧР
(/ср.резлчр) ниже, чем уставка децентрализованного устройства
АЧР (/ср.дцАЧр),
/ср.рра АЧР^/ср.дц АЧР»
либо тем, что время действия резервного устройства АЧР
Рср,РезАЧр) выбирается больше, чем у децентрализованных
устройств частотной разгрузки (^рдцачрХ
*ср.рез АЧР s* ^ср.ДцАЧР,
либо тем и другнм.
Выбор линии электропередачи, по которой происходит
питание абонента, не реализовавшего заданную разгрузку и
продолжающего потреблять мощность сверх установленного заранее
значения достигается тем, что исполнительная команда
резервного устройства АЧР контролируется реле активной мощности.
Эти реле измеряют мощность, проходящую по линиям
электропередачи к различным потребителям, оборудованным
децентрализованной АЧР, н разрешают отключение выключателя
только той линии, по которой проходит мощность больше
установленного значения.
Уставка реле активной мощности (максимального)
^ср == Рд оп. после АЧР/ ^„1
где £в<1—коэффициент возврата; Рд&[1.послеачр — допущенная
мощность после АЧР.
Для упрощения вместо реле активной мощности может быть
применено токовое реле с уставкой срабатывания,
приблизительно соответствующей допущенному значению потребления
активной мощности.
Работа системы резервирования АЧР поясняется рис. 5.3.
От подстанции энергосистемы отходят несколько радиальных
линий электропередачи, питающих предприятия /—///. На
последних установлена децентрализованная АЧР с заданными
уставками по частоте и времени. Номинальная потребляемая
мощность района равна Ря —Pi+Z^+iV
Прн снижении частоты до частоты срабатывания АЧР
потребление должно быть снижено за заданное время до
величины Рз'^Л+Ь'+Рз'.
188

Разгрузка должна быть произведена на
где ДЛ'=Л—iY; ДА'=Л—JY; ЬРъ'=Р*—Ръ'.
Если, например» предприятие 77 ие выполнило заданный
объем разгрузки, а предприятия / и /// разгрузились требуемым
образом, то частота может не восстановиться. Для
предотвращения развития аварии действует резервный комплект АЧР
энергосистемы и производит отключение того из потребителей*
который не выполнил разгрузку в заданном объеме
(потребитель //).
Рассмотренная система резервирования устройств АЧР по-
требителей позволяет последним организовать автоматическое
внутреннее резервирование работы АЧР индивидуальных элект-
роприемииков, подключенных к децентрализованным
устройствам частотной разгрузки. При выполнении внутреннего
резервирования в случае отказа в отключении одного из электропрн-
емников децентрализованной АЧР прием активной мощности из
энергосистемы ие превзойдет разрешенного значения и
отключения всего потребителя резервным комплектом АЧР не будет.
Внутреннее резервирование можно обеспечить подключением к
децентрализованной АЧР несколько большего количества
электроприемников, чем это нужно для создания требуемой
разгрузки.
Если последняя формируется воздействием различных
комплектов АЧР децентрализованной системы на п
электроприемников С Суммарной МОЩНОСТЬЮ Pn = Pl+P2+p3 + ... +Рп> ТО ДЛЯ
обеспечения внутреннего резервирования надо подключить к
АЧР еще один электроприемник. Мощность последнего должна
соответствовать наиболее мощному (по потреблению активной
мощности) электроприемнику.
В этом случае при отказе АЧР любого из подключенных к
децентрализованной системе приемников по питающей
предприятие электропередаче переток активной мощности не
превысит заданного значения и отключения линии от резервного
комплекта АЧР со стороны подстанции энергосистемы не
произойдет. Резервирование со стороны энергосистемы полностью
сохранится в случае массовой неисправности устройств
децентрализованной системы АЧР предприятия или несоблюдении
последним заданного объема разгрузки.
5.3. КРАТКОВРЕМЕННЫЕ ПОНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
Кратковременное снижение частоты на зажимах
измерительного органа устройств АЧР может возникнуть в следующих
случаях:
а) при понижении частоты на шииах приемных подстанций
при их обесточении (например, в цикле работы устройств АПВ
189

и АВР) вследствие того» что вращающиеся по инерции
синхронные и асинхронные двигатели поддерживают некоторое время
напряжение, частота которого постепенно снижается;
б) при понижении частоты во время асинхронного режима и
синхронных качаний вследствие возникновения биений
напряжения с частотой, отличной от нормальной;
в) при понижении частоты в энергосистеме небольшой
мощности во время КЗ вследствие увеличения активных потерь в
элементах системы;
г) при кратковременном понижении частоты из-за
медленной работы регуляторов частоты вращения гидротурбин при
наличии вращающегося резерва мощности.
Работа устройств АЧР при кратковременных понижениях
частоты, обусловленных указанными причинами, неоправданна,
даже если последующим действием устройств ЧАПВ будет
восстановлено электропитание потребителя (перерыв
электроснабжения может привести к нарушению производственного
процесса). По этой причине целесообразно использовать
возможности, позволяющие исключить неоправданную работу устройств
АЧР. В данной главе рассматриваются некоторые из
таких возможностей.
Изменение частоты напряжения, поддерживаемого
асинхронной нагрузкой после обесточения подстанции. При отключении
питающей линии или силового трансформатора напряжение на
шинах приемной подстанции исчезает не сразу. При наличии
асинхронных двигателей напряжение снижается до (0,1 -г-
0,15) #ном за время 1—1,5 с; наличие параллельно включенных
конденсаторных установок затягивает процесс (возникает
явление самовозбуждения). Синхронные двигатели и компенсаторы
могут поддерживать напряжение с уменьшающейся частотой
более длительное время — в течение нескольких секунд.
Индукционные реле понижения частоты ИВЧ-011 (ИВЧ-3)
перестают действовать при снижении напряжения ниже 20—
25% номинального (рис. 5.4), а полупроводниковое реле
понижения частоты РЧ-1 — ниже 5—10% номинального.
Предотвратить неправильную работу устройств АЧР в
рассматриваемых условиях можно несколькими способами:
1) подключив потребителей подстанции к устройствам
АЧР II, имеющим значительное время действия, превышающее
время затухания напряжения, и не устанавливая на таких объ~
ектах устройств АЧР I;
2) установив на питающих линиях блокировку устройств
АЧР с помощью реле активной мощности или реле тока,
размыкающих оперативную цепь устройства АЧР при отключении
линии и прекращении прохождения по ией тока нагрузки;
установка токового реле допустима, если минимальный ток нагруз-
190

ки по линии превосходит ток КЗ, генерируемый нагрузкой при
КЗ на линии у шии приемной подстанции.
Изменение частоты при асинхронном режиме. При
возникновении в энергосистеме асинхронного хода частота напряжений
в различных частях системы становится различной.
Наименьшая частота имеет место в районах с дефицитом активной
мощности, наибольшая — в избыточных. Действие устройств АЧР в
дефицитных районах, как было указано ранее, способствует
ресинхронизации. Вместе с тем ресинхронизация в ряде случаев
может происходить и без работы устройств АЧР. В этих
условиях отключение потребителей устройствами АЧР может
оказываться нецелесообразным. Также нецелесообразна работа
АЧР в условиях, когда для прекращения асинхронного режима
производится быстрое разделение энергосистемы на части со
сбалансированными мощностями генераторов и нагрузок.
Длительный асинхронный режим, сопровождаемый прохождением
уравнительных токов, может также вызывать дополнительные
потери активной мощности и увеличивать объем отключений*
производимых устройствами АЧР.
Вопросам работы
устройств АЧР в
асинхронных режимах посвящены
специальные
исследования.
Допустим, что
энергосистема М (рнс. 5.5,а),
ЭДС которой
(5.19)
£ы
о^~^»—{гЗ)
V?
СР
48
47
4$
45
1
ГЧ
к .
t ..
Уставки
45 Гц
***
■ 1
45 Гц
Ар- W
|
_—!—
—
О
20 4/7 60 80
"р,8
Рис. 5.4. Зависимость частоты
срабатывания реле ИВЧ-011 от
подведенного напряжения
(опытные данные)
Рис. 5.5. Изменение частоты в
энергосистеме при асинхронном режиме:
а — элементарная система; б — напряжение о
электрическом центре качаний при асинхронном
режиме; /—напряжение заполнения; 2 —
огибающая кривой максимумов мгновенных значений
напряжений
191

работает несинхронно со станцией Nt ЭДС которой
2nf2t. (5.20)
Соотношение частоты системы и станции /г<Ь-
Значение напряжения в произвольной точке Р
Ur^Em — jI^xmp. (5.21)
где /уР — уравнительный ток,
Е.. — Е
/- -» -» . (5.22)
Таким образом,
Up = Ем-(Ем-Е„)-^ = (l—^-)em + -^En. (5.23)
В общем случае определение Up=f(t) сложно. Для
качественного анализа примем \ЕМ| = |£V| = 1; учитывая (5.19) и
(5.20), получаем
£/ ' 1 _ -5lO sin2*y + ^^- sin2*tf. (5.24)
При Xmp=0,5xmn точка Р совпадает с электрическим
центром качаний. Напряжение в электрическом центре качаний
будет равно
UK ^ — sin2nfxt + — sin 2*tf (5.25)
или
Uк = sin 2л f-i±iif C0S 2 « hzzh t. (5.26)
Из (5.26) следует, что реле частоты будет реагировать на ча-
стоту а, называемую частотой заполнения (рис. 5.5,6).
На рис. 5.6 приведены области срабатывания устройства
АЧР с реле частоты типа ИВЧ-011 (ИВЧ-3) и реле времени.
Эти характеристики получены экспериментально.
Местоположение устройства АЧР в простейшей
энергосистеме на рнс. 5.5,а определяет отношение Ut/U2, где
U^eJi-^L.); (5.27)
\. XMN I
U2 = EN-^-. (5.28)
192

Рис. 6.6. Обобщенные области срабатывания устройств АЧР при
асинхронном режиме (данные ВНИИЭ), l/=t/i-ft/2—100 Б:
а—*кт—0; б— fKT=0,5 с; я—*кт^1 с
Генераторы подстанций М и N входят соответственно в Хмр
н xmn переходными сопротивлениями я/.
Из характеристик видно, что увеличение выдержки времени
и снижение уставки по частоте устройств АЧР уменьшает
области возможной работы АЧР при асинхронном режиме.
Изменение частоты при набросе мощности во время
короткого замыкания. Наброс активной мощности при КЗ происходит
13-6678 193

за счет увеличения активных потерь при прохождении тока КЗ,
ощутимого в сетях 35 кВ и ниже.
Значение активных потерь
дрк=3/к2Як. (5.29)
Ток трехфазного КЗ
К V *к2 + Як2 V '
Следовательно,
ДЯВ = ЗУ^И.Ф-—§—-. (5.31)
где £/ном.ф — номинальное фазное напряжение; Хк —
индуктивное сопротивление до места КЗ; RK — активное сопротивление
до места КЗ.
Максимальное значение ДРК определяется из условия
аАРк -0. (5.32)
к
При этом получается
<&?к
Дк=*к (5.33)
н
Ч£У2 1
Д/^х-^Р^-тК (5.34)
Если учесть, что реактивная мощность КЗ, вычисляемая
при выборе аппаратуры,
зг;2
QK = —^* t (5.35)
то наибольший наброс активной мощности, кВт,
max — 0,5QK. (5.36)
При КЗ, связанных с отключением потребителей нлн
сопровождающихся большим понижением напряжения в
неповрежденных частях энергетической системы, результирующий наброс
мощности в системе, очевидно, будет меньшим н будет зависеть
от сброса мощности; более того, в ряде случаев сброс мощности
может превышать наброс. Учитывать набросы мощности при КЗ
следует в изолированно работающих энергосистемах небольшой
мощности (до 500 МВт) при отсутствии быстрого отключения
поврежденных присоединений и наличии линий с большим
активным сопротивлением. В энергосистемах прн КЗ наблюдались
набросы активной мощности до 50—70 МВт. Если КЗ
отключается быстро, то частота не успевает снизиться до значения сра-
194

5атываиия первой очереди автоматической частотной разгрузки.
Поэтому быстрое отключение повреждений рассматривается
как основная мера для предотвращения работы устройств АЧР
из-за увеличения активных потерь при КЗ в энергосистемах
небольшой мощности.
В кабельных реактированных сетях время отключения КЗ
составляет 2—3 с. При таких временах наблюдалось снижение
частоты до 47,5—48 Гц в энергосистеме мощностью 400 МВт и
менее.
Восстановление питания потребителей после отключения КЗ
и подъема частоты в энергосистеме осуществляется, как
указывалось ранее, ЧАПВ.
Изменение частоты вследствие медленного действия
регуляторов частоты вращения гидротурбин. При резком изменении
соотношений между потребляемой и вырабатываемой
мощностями регуляторы частоты вращения гидротурбин не успевают
быстро произвести требуемые изменения расхода воды через
турбину. Вследствие этого может произойти снижение частоты
в энергосистеме, несмотря на наличие резерва мощности не
полностью загруженных гидрогенераторов. Так, по указанной при*
чине наблюдались случаи снижения частоты до 48,5 Гц в
течение 10 с н работа первых очередей АЧР I.
Исправление неправильного действия устройств АЧР I
также производится при помощи ЧАПВ; время действия устройств
АЧР И должно позволять отстроить их работу при снижении
частоты из-за медленного действия регуляторов частоты
вращения гидротурбин.
5.4. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ УСТРОЙСТВ ЧАПВ И РАБОТА
ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА
При возможности восстановления частоты в энергосистемах
за счет мобилизации мощности гидроэлектростанций или
быстром включении отключившихся районов на параллельную
работу с остальной частью энергосистемы (например, с помощью
НАПВ, АПВ с улавливанием синхронизма) целесообразно
устанавливать устройства ЧАПВ на всех объектах, где есть
устройства АЧР. Особенно важно устанавливать устройства ЧАПВ
на наиболее ответственных потребителях, подключенных к
последним очередям АЧР, а также на потребителях, отключаемых
первыми очередями АЧР, действие которых при
кратковременных неглубоких снижениях частоты наиболее вероятно. Кроме
того, установка ЧАПВ целесообразна у потребителей,
питающихся от подстанций без дежурного персонала н не
оснащенных устройствами телеуправления.
Аналогично АЧР выполняются несколько очередей ЧАПВ.
Их уставки по частоте в диапазоне 49,2—50 Гц. Начальная ус-
13*
195

тавка по времени 10—20 с» конечная уставка по времени
принимается различной в зависимости от конкретных условий
энергосистемы. Минимальный интервал по времени смежных
очередей ЧАПВ в пределах энергосистемы или отдельного узла
выбирается около 5 с. Нагрузка, подключаемая к устройствам
ЧАПВ, распределяется по очередям примерно равномерно.
Очередность подключения потребителей устройствами
ЧАПВ — обратная очередности их отключения устройствами
АЧР. При подключении одной очередью ЧАПВ нескольких
выключателей их включение производится поочередно с
интервалами 1 с для облегчения режима работы источников
оперативного тока.
Для предотвращения возможности возникновения
повторяющегося снижения частоты после работы устройств ЧАПВ (что
может вновь привести к срабатыванию АЧР) эти устройства
должны выполняться однократного действия, т. е. если после
работы устройства ЧАПВ частота в энергосистеме начала
снижаться, вторичной работы устройств ЧАПВ после
восстановления частоты не должно происходить.
Оснащение энергосистем устройствами АЧР и ЧАПВ не
снимает с оперативного персонала ответственности за правильное
ведение режима энергосистемы. При возникновении в
энергосистеме аварийной ситуации, приводящей к возможности
опасного снижения частоты (например, в дальнейшем при росте
нагрузки в часы максимума), заранее должны быть приняты
меры по ограничению потребления. Если работа устройств АЧР
оказалась неэффективной, оперативный персонал должен
предпринимать решительные действия для предотвращения
снижения и зависания частоты на низком уровне.
Должна быть исключена возможность переключения
потребителей, отключенных устройствами АЧР, на другой питающий
источник энергосистемы при помощи устройства АВР. Вместе
с тем при восстановлении частоты и ликвидации аварийного
положения, приведшего к снижению частоты в даииом районе
(например, после включения линий электропередачи), обратное
включение потребителей должно быть произведено по
возможности быстро,
На электростанциях при снижении частоты в энергосистеме
внимание персонала должно быть обращено на работу
устройств, позволяющих увеличить выработку активной мощности
для ее выпуска в систему. Это прежде всего сохранение
нормальной работы механизмов собственных иужд. В необходимых
случаях предусматривается автоматическое отделение
питания шин собственного расхода от остальной энергосистемы
при снижении в ней частоты или напряжения на йремя 5 с и
более. Действие этой делительной автоматики имеет место при
затяжной аварии в энергосистеме, вызывающей длительное сни-
196

жение частоты или напряжения (например, зависание КЗ из-за
отказа в отключении выключателя). Дежурный персонал в
соответствующих случаях резервирует или дублирует работу этой
автоматики. На многих электростанциях к шинам собственных
нужд подключены линии 6—10 кВ, питающие особо
ответственные установки ограниченной мощности, обеспечивающие
«живучесть» потребителя и возможность восстановления его нор-
мального функционирования после ликвидации аварийной
ситуации в энергосистеме; поэтому правильное действие
автоматики, выделяющей на раздельное питание собственные
нужды станций при затяжной аварии в энергосистеме,
является важным мероприятием как для электростанции, так и для
близко расположенного ответственного потребителя.
Обычно обратное включение выключателя, отключенного
действием рассмотренной автоматики, персонал производит
вручную и установка ЧАПВ не предусматривается.
5.5. СХЕМЫ УСТРОЙСТВ АЧР И ЧАПВ
Схема устройства АЧР без последующего автоматического
повторного включения показана на рис. 5.7. Реле понижения
частоты воздействует на отключение выключателей через
выходное промежуточное реле и реле времени. Одновременно
подается запрет на устройства АПВ, имеющие пуск от
несоответствия н установленные на присоединениях, не требующих
обратного включения после действия устройства АЧР.
Реле понижения частоты подключается к трансформаторам
напряжения через рубильник, его иожи при включении вначале
замыкают цепи напряжения, а затем цепь оперативного тока.
При отключении рубильника последовательность обратная:
Такое выполнение предотвращает возможность запуска реле вре-
Рис. 5.7. Схема
устройства АЧР с запретом
последующего действия
автоматического
повторного включения,
установленного на
присоединении; рубильником 5
вначале замыкается цепь
оперативного
переменного напряжения, а затем
цепь оперативного
постоянного тока
От TV
Jem.
+
S
I
-о
-о
I г
—v—t
От TV
I !
КГ.1
КГ.1
r<
KF
KT
KH HL
Запрет AflB
ни
На отключение
$ьтючатш
197

Перестройка
цстано8ни
реле частоты +
KL13 KL 2.3
На отключение выключателей
Цепи автоматического
аварийного отключения
при понижении частоты
Автоматическое повтор*
ное включение поспе
восстановления частоты
На бключе~
ние выключателей
Рис. 5.8. Схема устройства АЧР с последующим автоматическим повторным
включением после восстановления частоты; устройство ЧАПВ выполнено на
промежуточных реле:
/CF — реле понижения частоты (на рисунке не показано); KFJ^ его контакт; КГ/
—реле времени: КТ2 — реле с замедлением при отпускании; KLl—KLS — промежуточные
реле; КН1, К,И2 — указательные реле
мени при переводе питания реле частоты с трансформатора
напряжения первой системы шин на вторую и обратно.
Схемы устройств АЧР с последующим ЧАПВ показаны на
рис. 5.8 и 5.9. Схемы выполнены применительно к реле частоты
типа ИВЧ-011 (ИВЧ-3) (см. рис. 5.11).
На рис. 5.8 показана принципиальная схема варианта,
выполненного ЦСРЗАИ Мосэнерго. При замыкании контакта KFJ
реле понижения частоты KF включается реле времени КТ1,
которое контактом КТ1.2 включает промежуточные реле KL1 и
KL3, Реле RL1 производит отключение выключателей. Реле
KL3, замыкая контакт KL3.1, изменяет значение активного
сопротивления, включенного последовательно с одной из обмоток
реле частоты (резистор встроен в кожух реле), чем
перестраивается уставка реле частоты и изменяется частота возврата
реле. Контактом KL3.2 включается цепь реле КТ2У имеющего
замедление возврата при отпадании якоря. Контактом KL3.3
размыкается цепь обмотки реле KL2.
Термическая стойкость при длительном включении реле
времени КТ1 достигается размыканием контакта KT1J, вводящего
токоограничивающее сопротивление. При восстановлении ча-
198

-^-Dt*
KT1.2
KT21 U
КШ
КШ
Перестройка
устабки ре~
м частоты
КШ
кпд
4-
+
На отключение^
выключателей
Руси устроастда АЧР
Отключение от АЧР и
последующее обратное
включение после
восстановления частоты
блокировка 0 цепи пуска АПВ
Рис. 5.9. Устройство лЧР с устройством ЧАПВ на базе реле РПВ'-ЙЗ:
КГ — реле понижения частоты (на рисунке не показано): KF.I — его контакт- Л77 — реле
времени; КТ2 — реле с замедлением при отпускании; KL1—KL3 — промежуточные реле-
КМ — указательное реле
стоты и размыкании контакта реле частоты реле времени
возвращается в исходное положение. Реле KLJ и KL3
обесточиваются. Контакты KL3.1 и KL3.2 размыкаются. Контакт KL3.3
замыкается. Включается реле KL2 на время замкнутого
состояния контакта KJ2.L Реле KL2 срабатывает и производит
обратное включение выключателей. Последовательное соединение
контактов KL3.3 и KJ2J обеспечивает кратковременность и
однократность подачи включающего импульса. Работа устройства
сигнализируется указательными реле КН1 и КН2.
Устройство по рис. 5.8 целесообразно применять в тех
случаях, когда для данного присоединения автоматическое
повторное включение предусматривается только при условии
восстановления частоты до заданного уровня.
На рис. 5.9 показан вариант схемы, разработанный ЦСРЗАИ
Ярэнерго.
При замыкании контакта KF.1 реле понижения частоты KF,
используемого в качестве пускового устройства АЧР,
включается реле времени KJ1. По истечении установленного времени
замыкается контакт КТ1.2 и включаются реле KL1—KL3;
срабатывает указательное реле КН. Реле KL1 замыкает
отключающие цепи выключателей. Цепь реле KL1 контролируется
контактом KT2J, замкнутым при прохождении тока через обмотку
реле КТ2. Контакт KL2A размыкает цепь обмотки реле КТ2,
вследствие чего контакт KT2J через 0,8—I с, в свою очередь,
размыкает цепь обмотки реле KL1 и снимает отключающий
импульс с выключателя.
199

Такое выполнение схемы устройства сделано для
обеспечения возможности ручного включения отключившихся
выключателей прн длительном замыканин контактов реле понижения
частоты (например, в случаях их приваривания нли при
необходимости аварийного ручного включения потребителя во
время снижения частоты в энергосистеме), что является
преимуществом данного варианта.
При включении реле KL2 снимается оперативный ток с реле
времени комплекта АПВ. Этим обеспечивается ожидание
восстановления частоты. Повторное включение произойдет только
после размыкания контактов реле понижения частоты и
возврата реле KL2 в исходное положение.
Применение схемы по рнс. 5.9 целесообразно в тех случаях,
когда устройства АПВ установлены на присоединениях вне
зависимости от того, подключены ли данные присоединения под
ту нлн иную очередь автоматической частотной разгрузки или
не подключены.
Прн большом набросе мощности на выделившуюся
электростанцию одновременно с понижением частоты происходит
понижение напряжения. Частота срабатывания реле частоты с
уменьшением напряжения уменьшается; в этих условиях
возможен отказ в работе устройств АЧР н как следствие этого
посадка «на нуль» выделившейся электростанции. Для пред-
KF
нз
XV
\жХш^а
kf rs *£!
гО-
От TV
{-
r°i Г
TL
От TV
ю
{:
\ KV
Очлл-
TL
8)
и$ых>в
80
SO
0
2
0
*г
0
В
0
8(
V
9
1й
12
W
ь
—г-
3
го t
JSx
,*
г)
Рис, 5.10. Схемы подключения реле частоты к трансформаторам напряжения;
а — через стабилизатор напряжения TS; 6 — через промежуточный трансформатор TL
(автотрансформатор); в — через промежуточный трансформатор TL (автотрансформатор)
и стабилизатор Г5; г — зависимость выходного напряжения стабилизатора ^вЫх от
входного С/вх при разных частотах; 1 — 50 Гц; 2 — 48 Гц; 5 — 46 Гц
200

отвращения возможности отказа устройств АЧР при глубоких
снижениях напряжения, вызванных снижением частоты,
устройства АЧР должны подключаться (рис. 5.10) к
трансформаторам напряжения либо через стабилизатор напряжения, либо
через промежуточный трансформатор (автотрансформатор) с
переключением прн понижениях напряжения вторичных обмоток
для изменения коэффициента трансформации.
Из характеристики выходного напряжения стабилизатора
видно, что на реле частоты, подключенном к выходным
зажимам стабилизатора, будет поддерживаться напряжение,
достаточное для надежного срабатывания реле частоты с заданной
уставкой при снижениях напряжения на входе стабилизатора
не ниже 30% номинального.
Работу реле частоты при более глубоких снижениях
напряжения можно обеспечить при помощи схемы иа рис. 5.10,в.
Уставка реле напряжения, при котором реле переключает
контакты и увеличивает напряжение на входе стабилизатора,
может быть принята равной 30—40 В.
Время действия устройств АЧР, выполненных по схемам на
рис. 5.10,5 и в, должно быть не менее 0,5 с для надежной
отстройки от кратковременных перемыканий контактов реле
частоты, происходящих во время переключения цепей напряжения
контактами реле КУЛ. Включение реле частоты через
стабилизатор напряжения не требует такого переключения и в этом
отношении имеет преимущество по сравнению со схемами на
рис. 5.10,5 н в.
5.6, ИНДУКЦИОННОЕ РЕЛЕ ЧАСТОТЫ ТИПА ИВЧ-011 (ИВЧ-3)
Схема внутренних соединений реле и конструкция воспринимающего
органа показаны на рис. 5.11. На магннтопроводе 1 расположены четыре
последовательно соединенные катушки 2> которые образуют с емкостью
конденсатора С индуктивно-емкостный контур (контур /). При прохождении
тока по этому контуру в полюсах 3, 4 создается поток Фт. На полюсах 5, 6
расположены две катушки 7, которые с активным сопротивлением
резисторов R1 и R2 образуют индуктивно-активный контур (контур //). При
прохождении тока по этому контуру создается поток Фц.
Оба контура питаются напряжением от вторичных обмоток
измерительного трансформатора напряжения (непосредственно или через стабилизатор
напряжения). Вращающий момент определяется выражением
M=k*bii<bisimb, (5.37)
где k — коэффициент пропорциональности; ф— угол между векторами
потоков <Х>! Н Фц.
Емкость конденсатора С н сопротивления резисторов R выбраны так, что
при заданной уставке частоты угол между векторами Фт и Фц равен нулю,
т. е. вращающий момент равен нулю (точнее недостаточен для преодоления
201

П но и тур
Л«1
у
/?2
/?7
С
/Р7
*;
Рис. 5.11. Реле частоты ИВЧ-011
(ИВЧ-3):
а — схема внутренних соединений;
6 — конструкция
момента пружины 17). Контакты реле при этом разомкнуты. При изменении
частоты угол i|]=^0 и ротор реле — алюминиевый стакан Я укрепленный на
оси Ю, стремится повернуться, В случае повышения частоты поток Ф1
отстает от потока Фц и вращающий момент действует в сторону размыкания
контактов; при понижении частоты поток Ф| опережает поток Фц и реле
замыкает контакты.
Уставка срабатывания реле регулируется при помощи сдвоенного реоста*
та R1, встроенного в кожух реле. Шкала реле может быть изменена путем
изменения сопротивления резистора R2.
В реле предусмотрен постоянный магнит /5, воздействующий на
стальной стержень 19, имеющий назначение добавить противодействующий момент
к моменту пружины 17. Такая конструкция создает более четкую работу
реле при небольшом отклонении частоты от частоты срабатывания, когда
момент пружины мал, и улучшает коэффициент возврата реле. Алюминиевый
стакан 9 расположен в воздушном зазоре между полюсами реле и стальным
цилиндрическим сердечником 8, Ось 10 укреплена в стальных полированных
цапфах 11, которые вращаются в верхнем подшипнике 12 и нижнем
подшипнике 13. Контакты реле 15 и 16 перемыкаются серебряным качающимся
мостиком 14 стакана 9 по часовой стрелке (вид сверху).
На рис. 5.12 приведена схема реле с небольшим видоизменением
внутренних соединений для осуществления переключения уставки возврата реле по-
202

еле действия устройства АЧР.
Переключение производится замыканием контакта
реле KL3.1. Возможность изменения уставки
возврата реле после его срабатывания
выясняется из его векторной диаграммы
{рис, 5.13).
Подведем к контурам I и II реле
напряжение £/р. частота которого, Гц, f~
=ы/(2л).
Угол сдвига Ф1 между вектором тока
Л и вектором напряжения t/P определяется
соотношениями сопротивления резисторов
Ri и идуктивного сопротивления Х{
контура /
?i = *i + /*i;
Чь =
R
(5.38)
Угол сдвига фн между вектором тока
/ji и вектором напряжения Up определяется
соотношением активного /?ц и
индуктивного Хц сопротивлений контура //
^¥11="^
п
п
Индуктивное сопротивление
1
Х1 = u>L]
tiiC
J
(5.39)
контура /
(5.40)
Рис. 5.12. Включение реле
понижения частоты с
переключением уставки возврата:
KL3.1—контакт реле,
производящий переключение уставки; 5 —
рубильник (при его включении
вначале замыкается цепь оперативного
переменного напряжения, а затем
Heifb оперативного постоянного
тока; при отключении рубильника
последовательность обратная); HL—
лампа, сигнализирующая наличие
напряжения
При частоте, равной заданной уставке ю = юуСт» индуктивное
сопротивление Х^ имеет определенное значение:
1
I — ^S'CT "— *°уСТ ^1
(5.41)
I ~" П-ст — -уст -! соустС[ '
Так как /?i = consl, то с изменением частоты угол между током /г и
напряжением U? будет меняться.
При уменьшении частоты по сравнению с частотой уставки
срабатывания сопротивление Х\ и угол фт уменьшаются, при увеличении частоты —
увеличиваются.
Индуктивное сопротивление контура //
Xn = toUi (5.42)
при частоте, равной заданной уставке частоты срабатывания, имеет значение
An sss #уСТп=сОуст£»п- (5.43 J
203

Рис. 5,13.
Диаграмма,
поясняющая работу реле
ИВЧ-ОП:
а — векторная
диаграмма тока и
напряжения в контуре
/ реле; б — то же в
контуре // реле
С помощью регулируемого сопротивления резисторов R2 установим
активное сопротивление контура // таким, чтобы
Фп = ф1- (5.44)
В этом случае сопротивление Zu будет иметь определенное значение; при
©=<0уст Zn—£Zi, где | — коэффициент пропорциональности. Направления
токов h и In и потоков Ф1 и Фп в этом случае совпадают друг с другом, и
угол между потоками 11> = 0. Момент на реле равен нулю, и если момент
пружины отсутствует, реле находится в безразличном положении.
Если частота в системе больше, чем частота срабатывания,
сопротивление Xi увеличивается в большей степени, чем сопротивление Ал;
поток Oi начинает отставать от потока Фп — момент реле действует в сторону
размыкания контактов.
Если частота в системе уменьшается по сравнению с частотой уставки
срабатывания, сопротивление Xi уменьшается в большей степени, чем
сопротивление Хц> поток CDi начинает опережать поток Фи— реле замыкает
контакты (имеется в виду действие реле понижения частоты).
После того как контакты реле замкнулись, они вновь разомкнутся, если
направление вектора Фг совпадает с направлением вектора Фп (для
преодоления момента от сил трения вектор Ф1 должен несколько отставать от
вектора Фц и обусловить появление отрицательного момента, так что возврат
реле происходит при несколько большей частоте по сравнению с частотой
срабатывания, что и определяет коэффициент возврата реле). Конструкция
позволяет изменять частоту возврата. Для увеличения значения часто•
ты возврата достаточно при замыкании контактов увеличить угол фп
между током 1ц и напряжением £/р, т. е. сместить направление потока Фц
к горизонтальной оси. Такого увеличения угла фп можно достичь
уменьшением сопротивления Ru,
Как было указано ранее, подобным способом регулируется уставка
частоты возврата реле частоты в устройствах ЧАПВ. Из диаграмм на рис. 5.13
видно, что реле ткпа ИВЧ-ОП (ИВЧ-3) может быть использовано также в
качестве реле повышения частоты. Для этого достаточно, например, кзменить
204
Зона
а)<шусг
Л А
У.Р
аг,2п

полярность присоединений первого контура или изменить местоположение
контактов, установив их так, чтобы они замыкались, когда поток Oi отстает
от потока Фц.
5.7. РЕЛЕ ЧАСТОТЫ РЧ-1 С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ЭЛЕМЕНТОВ
С 1971 г. Чебоксарский электроаппаратиый завод выпускает
реле понижения частоты типа РЧ-1 (рис. 5.14), в которых
использованы полупроводниковые и логические элементы. Реле
не имеет недостатков, которые были присущи реле типа ИВЧ,
а именно: уставка реле РЧ-1 практически не зависит от
напряжения и реле не работает ложно при резких изменениях
напряжения.
Напряжение контролируемой сети С/с через разделительный
трансформатор TV и полосовой фильтр ZF, который устраняет
влияние гармоник на работу реле, подается иа фазосдвигающую
схему. Эта схема состоит из частотно-зависимого
(измерительного) элемента Hi и активного делителя А Угол между
напряжениями U\ и С/2 на выходе фазосдвигающего устройства
определяется частотой сети на входе реле. Эти напряжения
поступают в фазочувствительный элемент. Ои состоит из двух
формирователей импульсов 0i и Фг, дифференцирующего элемента Д
и логического элемента Л. На выходе формирователей
импульсов возникают прямоугольные импульсы С/ф1 и С/ф2,
длительность которых близка к полупериоду входного напряжения.
С помощью дифференцирующего элемента Д из переднего
фронта импульса С/фа формируется короткий (тормозной)
импульс С/д, Взаимное расположение импульсов С/ф1 и С/д зависит
от частоты сети. Оба эти импульса подаются на логический
элемент Л («запрет»), который разрешает дальнейшее
прохождение тормозного импульса только при отсутствии на входе
импульса Уфь
Если частота сети выше частоты срабатывания реле f0>/cp,
на выходе элемента Л в каждый полупериод выдается импульс
С/д7, при /c<fcp он отсутствует. Импульс расширяется во
времени расширителем импульсов РИ, который выполнен так, что
при подаче иа его вход сигнала выходная команда отсутствует,
и наоборот.
Пусковой элемент Я, пускающий РИ только при наличии
переменного напряжения сети па входе реле, предотвращает
ложную работу реле при исчезновении напряжения сети. С РИ
командный сигнал через усилитель У подается на выходной
орган В.
Время-импульсные диаграммы работы реле приведены на
рис. 5.14Д
205

и.
Ф1
UA Ц*
а)
се jc?j£tf
ТТ
Рис. 5.14. Полупроводниковое реле частоты РЧ-1:
а — структурная схема; 6 — Бремя-импульсные диаграммы: в — схема фазосдвигающей
цепочки: г — упрощенная принципиальная схема (штриховой линией показаны цели для
изменения уставки возврата реле частоты)
206

Фазосдвигающая цепочка преобразует изменение частоты
сети в изменение угла <р между векторами Uj. и t/a. При
измерении напряжения между точками а к б (рис. 5.14,а) угол
между векторами (Л и U2 определяется из выражения
©>£, —
Изменение угла ф на 0,4° соответствует изменению частоты
на 0,1 Гц.
Реле включается, как указывалось выше, через
трансформатор TV (рис. 5.14,г). Дроссель ZL3 и конденсатор С1 образуют
полосовой фильтр низких частот. Дроссель ZL1 и конденсаторы
С4 и С5 с резистором, установленным в блоке преобразования
БП, образуют одну фазочувствительную цепочку (управляемую
кнопкой SB, служащей для проверки исправности работы реле).
Дроссель ZL2t конденсаторы С2 и СЗ с резистором,
установленным в блоке преобразования, образуют другую
фазочувствительную цепочку, являющуюся рабочим органом реле. Наличие
фазочувствительных цепочек позволяет использовать одну из
иих иа изменение уставки возврата реле (для ЧАПВ) или иа
обеспечение действия второй очереди.
Частота срабатывания может устанавливаться ступенчато
через 1 Гц переключателем и плавно в пределах 1 Гц
резисторами R1 и R2. Уставка времени реле регулируется изменением
емкости контура конденсаторами С6—С8.
Технические данные реле. Номинальное напряжение
контролируемой сети переменного тока 100, оперативного
постоянного тока ПО, 220 В.
Диапазон уставок срабатывания 45—50, возврата 46—
51 Гц. Минимальная разность между частотой срабатывания и
возврата менее 0,1 Гц. Изменение частоты срабатывания не
более 0,2 Гц при изменении напряжения в контролируемой сети
от 0,2 до 1,3 Uпом- Изменение температуры окружающей среды
от —20 до +40 °С обусловливает изменение частоты
срабатывания не более 0,2 Гц, от —40 до +40 °С — не более 0,3 Гц.
Уставки времени срабатывания: 0,15; 0,3 и 0,5 с.
Потребление цепей переменного тока составляет не более
10 В-А, постоянного тока при напряжении 110 В — ие более 10;
при напряжении 220 В — ие более 20 Вт. Цепи напряжения
переменного и постоянного тока допускают длительную работу
реле при 1,Шном.
Реле выполняется в цоколе и габаритах реле ИВЧ-3.
Постоянный ток выведен на зажимы 1 и 3, напряжение сети
подводится к зажимам 7 и 8. Изменение уставки возврата реле для
207

работы устройства ЧАПВ достигается перемыканием
контактов 5 я 6, Выходные цепи присоединяются к зажимам 2 и 4.
В настоящее время идет разработка устройства АЧР и
ЧАПВ иа однокристальной схеме.
ГЛАВА ШЕСТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ,
АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ПЕРЕТОКОВ ПО ТРАНЗИТАМ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
6.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ЧАСТОТЫ
И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
По существующим правилам при диспетчерском управлении
частота электрического тока в энергосистемах должна
непрерывно поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями не
более ±0,1 Гц. Допускается временная работа энергосистем с
отклонением частоты в пределах ±0,2 Гц. Прн этом
расхождение между астрономическим и синхронным временем
допускается не более ±2 мнн за сутки.
При понижении частоты ниже установленных пределов
диспетчер объединенной (единой) или изолированно работающей
энергосистемы обязан ввести в действие имеющиеся резервы
мощности. Если частота продолжает снижаться, а все
имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчер должен
обеспечить восстановление нормальной работы путем ограничения или
отключения потребителей согласно инструкциям по
регулированию частоты.
Несоблюдение стандартизованного качества электроэнергии
вызывает ее перерасход и влечет уменьшение
производительности труда в промышлнности.
Если на первых этапах развития нашей энергетики, когда
многие энергосистемы работали изолированно, отклонения
частоты могли оказаться достаточно большими, то в современных
крупных энергосистемах, составляющих единую энергосистему
СССР (в ней производится свыше 80% всей электроэнергии,
вырабатываемой в стране), частота меняется мало и
поддерживается достаточно стабильно. Чем мощнее энергосистема, тем
выше стабильность частоты (рис. 6Л).
Из сопоставления записей частотомеров видно, что наличие
автоматического регулирования частоты (вторичного)
уменьшает амплитуду колебаний значений частоты около среднего
уровня.
Таким образом, в объединенных энергосистемах прн
наличии резерва генераторной мощности основной задачей становит-
208

Рис. 6Л Изменение частоты в энергосистеме:
а — раздельная работа частей объединенной энергосистемы; регуляторы частоты на
регулирующих электростанциях отсутствуют; б — параллельная работа объединенной
энергосистемы; регуляторы частоты на регулирующих электростанциях отсутствуют; в —
регуляторы частоты включены {правая часть ускоренной записи частотомера) и
раздельная работа частей энергосистемы (левая часть)
ся обеспечение (в условиях поддержания частоты на
нормированном уровне) наиболее экономичного распределения нагрузок
между параллельно работающими агрегатами.
В условиях объединенных энергосистем полное и
экономичное нспользование генерирующих мощностей электростанций
иногда оказывается невозможным нз-за недостаточной
пропускной способности внутрисистемных и межснстемных связей; в
этих условиях первостепенной задачей устройств
автоматического регулирования является обеспечение возможности
максимальной по условиям статической устойчивости передачи
мощности по этим связям.
Если значение обменной мощности между энергосистемами
оговаривается договорными обязательствами (такие
соглашения практикуются во многих зарубежных объединенных
энергосистемах н при экспорте-импорте электроэнергии) илн задается
диспетчерским графиком, то поддержание заданного перетока
14—6678 209

может также возлагаться на устройства автоматического
регулирования перетока.
Таким образом, на современном этапе на устройства^
автоматического регулирования возлагаются функции:
поддержания частоты в объединении, экономического распределения
нагрузок между параллельно работающими агрегатами и
регулирования (ограничения) перетоков при наличии слабых межсн-
стемных или внутрисистемных связей.
Составные части современных систем, обеспечивающих
регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах
(АРЧМ), перечислены ниже.
Первичные регуляторы частоты вращения предназначены
для поддержания требуемого режима работы агрегата
генератор— турбина при изменении электрической нагрузки
генератора путем изменения в соответствии с этой нагрузкой
количества вводимого в турбину энергоносителя (воды нли пара).
Конструкция первичного регулятора предусматривает
возможность ограничения впуска энергоносителя в турбину по
верхнему пределу — прн превышении электрической нагрузки
установленного заранее значения и по нижнему пределу — при
снижении электрической нагрузки генератора ниже установленного
заранее, значения.
Чем уже диапазон между уставками верхнего н нижнего
пределов ограничителей, тем легче условия работы механизма
регулятора частоты вращения, однако тем меньшую
возможность принимать участие в общем процессе регулирования
имеет агрегат.
Существенно важно, чтобы ограничение по верхнему
пределу не препятствовало использованию всей мощности агрегата
(и даже допускалась некоторая перегрузка) при возникновении
в энергосистеме аварийного дефицита мощности, а ограничение
по нижнему пределу не препятствовало разгрузке менее
экономичных агрегатов прн наличии резерва (избытка) мощности у
более экономичных машии.
Следует отметить, что нижний предел нагрузки и
регулировочный диапазон тепловых агрегатов существенно зависят от
типов котлов, турбин, рода топлива н т. д.
При резких сбросах нагрузки генератором регуляторы
частоты вращения должны своим действием предотвращать
необходимость работы автоматов безопасности, которые
устанавливаются на турбинах как защита от их разгона (опасного
увеличения частоты вращения) и резервируют действие регуляторов
частоты вращения. Как уже указывалось выше, для
быстроходных паровых турбогенераторов разгонная частота вращения,
при которой срабатывают автоматы безопасности, составляет
112% номинальной, для тихоходных гидрогенераторов—130%.
Устройства вторичного регулирования позволяют поддержи-
210

вать при наличии регулировочного диапазона неизменной
частоту в энергосистеме при любой нагрузке. Они воздействуют на
первичный регулятор изменяя его уставку через механизм
управления турбиной (МУТ) при колебаниях частоты в
энергосистеме, загрузке генераторов и т. п. Устройства работают в
сочетании с устройствами группового управления выработкой
активной мощности многоагрегатной электростанцин. Устройства
группового управления позволяют рассматривать
электростанцию, агрегаты которой охвачены таким управлением, как один
объект, на который может воздействовать регулятор -зад атчнк,
определяющий участие всей электростанции как единого целого
в общей системе регулирования частоты и мощности.
Устройства внутристанцнопного группового управления
должны обеспечивать наиболее экономичное распределение
нагрузки между отдельными агрегатами (в частности, в
соответствии с принципом соблюдения равенства относительных
приростов расхода топлива на выработку электроэнергии
отдельными агрегатами группы).
Для обеспечения возможности совместной работы
электростанций с соответствующим управлением агрегатами задатчнки
мощности устройств управления должны либо управляться от
одного общего системного регулятора, обеспечивающего
заданный закон регулирования и долевое участие той нли другой
станции в общем процессе регулирования мощности, либо
работать в соответствии с заданным графиком нагрузки с
обязательной его коррекцией по частоте и перетоку активной
мощности по лннням электропередачи от централизованных устройств.
Устройства системного регулирования воздействуют через
системы управления на генераторы электростанций,
обеспечивая требуемое регулирование частоты, активной мощности и
перетоков мощности в энергосистеме и ее частях.
При централизованной системе АРЧМ выработку команд,
воздействующих на задатчики электростанций, привлеченных к
регулированию, производит центральный регулятор системы.
Необходимая вводимая информация и закон регулирования
устанавливаются заранее, воздействие на задатчикн устройств
группового управления отдельных электростанций
осуществляется средствами телемеханики. На практике такая система
централизованного регулирования была вначале осуществлена
в небольших объединениях, работающих изолированно от
объединенной энергосистемы, нлн использовалась как средство
централизованного управления группой электростанций из
диспетчерского пункта энергосистемы (работу по выполнению
подобной системы регулирования осуществлял Союзтехэнерго —
бывший ОРГРЭС),
В связи с объединением энергосистем устройства группового
управления, установленные на некоторых электростанциях, уда-
14* 211

лось использовать для организации ограничения перетоков по
транзитным линиям электропередачи.
При смешанной системе АРЧМ, выполненной в
объединенных энергосистемах СССР, экономичное распределение
нагрузок между агрегатами достигается путем реализации заранее
запланированного графика, отрабатываемого в каждой
энергосистеме станционными задатчиками группового управления.
Опыт показывает, что внеплановые отклонения от правильно
составленных графиков нагрузки не превосходят 2—3%.
Однако эти отклонения вызывают изменение запланированных
перетоков активной мощности по транзитным линиям
электропередачи и уровня частоты в энергосистеме. Корректировка
указанных параметров возлагается на центральный регулятор,
воздействующий на ограниченное количество электростанций,
привлекаемых к восприятию внеплановых нагрузок. В ряде
случаев покрытие внеплановых нагрузок возлагается на одну
гидроэлектростанцию, обладающую необходимым резервом
мощности. Такая электростанция одновременно является частотно-
регулирующей. Действие центрального регулятора обязательно
должно учитывать значения обменной мощности на связях
между энергосистемами и не допускать опасной перегрузки
транзитов.
Закон, по которому регулирующая электростанцня
производит регулирование частоты и перетоков, определяется
выражением
i t
р = рт + кг J w + * йд/ + сг J ^pIl6?dt+с2дяпер, (6.1)
о о
где Р — мощность, отрабатываемая регулирующей
электростанцией (или электростанциями); .Рпл—плановая мощность
электростанции или электростанций (оптимальная при отсутствии
отклонения нагрузки от прогнозируемой); Д/ — отклонение
частоты от заранее установленного значения (номинального);
Д^пер — отклонение перетока от планового значения; К и С —
коэффициенты регулирования, определяющие долевое участие
регулирующих электростанций в регулировании внепланового
изменения нагрузки; выбор коэффициентов производится из
условия обеспечения должного качества регулирования.
В тех случаях, когда для покрытия внеплановых отклонений
привлекается несколько электростанций, воздействие на
системы их группового управления производится от центрального
регулятора, установленного на диспетчерском пункте.
Соответствующее долевое участие отдельных электростанций задается
диспетчерским персоналом и отрабатывается центральным
регулятором в соответствии с выражением (6.1). Ограничители
перетоков, при помощи которых ограничивается мощность, выра-
212

5атываемая регулирующей или регулирующими электростаи-
щями, воздействуют на систему группового управления данной
электростанции или непосредственно, или через задатчик
долевого участия центрального регулятора (или и тем и другим
;пособом).
Диспетчер должен иметь возможность изменять уставки:
эталона частоты, который определяет частоту энергосистемы;
устройства, отрабатывающего величину долевого участия той
дли другой электростанции в покрытии внеплановых нагрузок,
и устройств ограничителей мощности перетоков по транзитным
:вязям. При отсутствии у диспетчера энергосистемы возможно-
;тей непосредственного изменения уставок соответствующих
аппаратов аналогичные по назначению действия должен
выполнять оперативный персонал электростанций по указанию
диспетчера энергосистемы или самостоятельно с корректировкой
своей работы показаниями измерительных приборов.
Системы АРЧМ объединенных энергосистем помимо
основных функций регулирования частоты, мощности и перетоков в
энергосистеме в целом должны обеспечивать при разделении
энергосистемы на несинхронно работающие части номинальную
частоту в этих частях, чем облегчаются последующая
синхронизация и восстановление нормального режима. Для этого
отдельные энергосистемы, входящие в состав объединенной,
снабжаются устройствами АРЧМ, включаемыми в работу
диспетчерским персоналом при выделении той или другой части
объединенной системы на раздельную работу. Центральные
регуляторы в раздельно работающих частях объединенной
энергосистемы воздействуют на ограниченное количество
электростанций своей энергосистемы.
При организации такой системы смешанного регулирования
принципиально возможно от центрального регулятора
объединенной энергосистемы воздействовать на регулирующие
электростанции не непосредственно, а через регуляторы отдельных
частей энергосистемы.
6.2. РЕГУЛЯТОРЫ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ
Первичный регулятор частоты и активной мощности, или
иначе регулятор частоты вращения, является технологическим
аппаратом, без которого невозможна работа агрегата
турбина— генератор в условиях эксплуатации с изменяющейся
электрической нагрузкой. Если работа агрегата происходит с
заданной частотой вращения при определенной электрической нагрузке,
то этой величине соответствует определенный расход
энергоносителя, поступающего в турбину. При изменении
электрической нагрузки автономно работающего агрегата и неизменном
расходе энергоносителя, поступающего в турбину, произойдет
изменение частоты вращения; если электрическая нагрузка уве-
213

f,n II
rHOM
A 1-~
"HOM
Рис. 6.2. Характеристики процесса
регулирования частоты вращения
первичным регулятором
il hj*i
Рис. 6.3. Распределение нагрузки
между агрегатами при разном ста-
тизме характеристик зависимости
частоты вращения от нагрузки
личнтся, агрегат начнет затормаживаться; если электрическая
нагрузка" уменьшится, агрегат начнет ускоряться.
Для восстановления первоначальной частоты вращения
автоматически должны быть приведены в соответствие
поступление энергоносителя в турбину и электрическая нагрузка
генератора. Такое соответствие обеспечивают первичные регуляторы
частоты вращення. Последние в большинстве случаев
представляют собой гидромеханические регуляторы, которые, как любые
регуляторы, могут обеспечивать процесс регулирования по
астатическим 1 нли статическим 2 характеристикам (рис. 6.2).
В некоторых конструкциях вместо механического
выявителя изменения частоты вращення нли в дополнение к нему
устанавливается электрический выявитель, связанный с
гидромеханической частью регулятора через специальное электрогндрав-
лнческое устройство.
При астатической характеристике регулирования процесс
происходит без остаточного снижения частоты вращення при
увеличении нагрузки генератора. Характеристика rt=q>(P) в
каждый момент времени определяется прямой, параллельной
оси Р.
Во втором случае (при статической характеристике)
снижение частоты вращення агрегата с /НОм (точка а) до /i (точка б)
под действием первичного регулятора частоты вращення
вызовет увеличение впуска энергоносителя, нагрузка агрегата
увеличится с Ряом до Р'ном н наступит новый установившийся режим.
Отрезок бв определяет остающуюся нескомпенсированность
частоты вращення в процессе регулирования, т, е. статическую
ошибку.
Значение коэффициента статнзма s равно отношению
изменения в сторону уменьшения частоты вращення Art к
приращению отдаваемой мощности АР:
s=tga=An/AjF\
(6.2)
214

Статизм характеристик регулирования обеспечивает
возможность параллельной работы агрегатов турбина — генератор
на общую нагрузку* Если имеется ряд параллельно
работающих машин, то изменение (например, увеличение) суммарной
мощности нагрузки на АР воспримется машинами в
соответствии с коэффициентом статизм а первичного регулирования,
В большей степени (в процентах к номинальной мощности)
загрузятся агрегаты, у которых статнзм характеристики
регулирования меньший (сравните характеристики / и 2 на рнс.
6.3), При наличии агрегатов с астатической характеристикой
всю нагрузку возьмут этн машины и загрузятся до значения»
определяемого уставкой ограничителей. Поэтому такой режим
прн параллельной работе нескольких агрегатов не
применяется.
Вторичные регуляторы частоты и активной мощности
позволяют восстановить частоту до первоначального
(номинального) значения после действия первичных регуляторов со ста*
тнческой характеристикой. Устройство автоматического
вторичного регулирования частоты воспринимает уменьшение
частоты в энергосистеме с fHQM до /i (см. рис. 6.2) н будет
воздействовать на первичный регулятор до тех пор, пока частота
вращения агрегата, а следовательно, и частота энергосистемы
не достигнут номинального значения. Этот момент
соответствует точке е. Характеристика регулятора частоты
переместилась параллельно самой себе, заняв положение, определяемое
прямыми 2' (вг на рнс. 6.2) н У; и 2' (в^, в2г на рис. 6.3).
Воздействие вторичного регулятора осуществляется через
механизм управления турбиной. Изменение частоты вращения
агрегата можно поставить в зависимость не только от частоты
системы, но н от других факторов, определяющих работу
вторичных регуляторов, например от перетока мощности по линии
электропередачи или суммарной нагрузки станции.
*,3. УСТРОЙСТВА ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Для того чтобы колебания нагрузки энергосистемы
воспринимались выделенной для этого электростанцией или группой
электростанций, а на них — выделенными для этой цели
агрегатами, существует следующий основной способ.
Генераторы электростанции охвачены системой группового
управления с центральным задатчнком мощности,
определяющим нагрузку по активной мощности всей электростанции.
Этот задатчнк имеет коррекцию по частоте, т. е, заданный
статнзм и ограничение действия прн отклонении частоты свыше
±0,2 Гц от номинального значения. Уставка задатчнка может
меняться персоналом нлн центральным регулятором
энергосистемы.
215

Общая мощность электростанции, задаваемая задатчиком
мощности, распределяется между агрегатами по выбранному
заранее закону. Например, при однотипных агрегатах —
одинаково на каждую машину, при разнотипных — так, чтобы
обеспечивалось одинаковое приращение относительного
прироста расхода условного тбплива иа 1 кВт, вырабатываемый
дополнительно (более точно—одинаковое приращение
трудовых затрат в их стоимостном выражении).
Если к регулированию привлечено несколько
электростанций, то на каждую электростанцию передается задание
мощности в соответствии с характеристикой ее относительного
прироста. По такой системе было вначале осуществлено
централизованное регулирование частоты и активной мощности в
небольшой отдельно работающей энергосистеме. В дальнейшем
централизованное регулирование частоты было
распространено на нескольких электростанциях, что позволило
рассматривать эту часть объединенной системы как одно целое в
отношении участия в общей системе регулирования.
Принципиальная схема централизованного регулирования
частоты и мощности показана на рис. 6.4.
Центральный регулятор частоты и мощности,
устанавливаемый на диспетчерском пункте, состоит из:
1) измерительного элемента J, реагирующего на изменение
частоты;
2) функциональных преобразователей 2, отображающих
зависимость нагрузки каждой из электростанций,
привлеченных к регулированию, от общего для всей энергосистемы
параметра, в функции которого производится распределение
нагрузки отдельных электростанций (например, от стоимости
выработки электроэнергии или относительного прироста расхода
условного топлива); функциональные преобразователи
представляют собой фигурные шаблоны или фигурные реостаты,
изменяющие ток на входе датчика телеуправления;
3) интегрирующего элемента 5, состоящего из реверсивного
электродвигателя, перемещающего системы преобразователей
при отклонении частоты от нормального значения до тех пор,
пока ие восстановится нормальная частота (этим достигается
астатическая система регулирования частоты);
4) аппаратуры телеуправления, передающей командные,
сигналы на электростанции в соответствии с сигналами выхода
функциональных преобразователей центрального регулятора,
т. е. в соответствии с требуемой нагрузкой электростанции.
На электростанциях сигнал, полученный с диспетчерского
пункта, воздействует на местный распределитель. Последний
состоит из задатчика группового регулирования н частотного
корректора. Частотный корректор или действует непрерывно,
создавая статизм и ограничение по частоте, или только преры-
216

На станцию f
Рис. 6.4. Структурная схема центра- Рис. 6.5. Зависимость относительного
лизованного регулирования частоты прироста расхода топлива Ь от на-
и мощности грузки станции Р
вает воздействие от центрального регулятора при заданном
отклонении частоты от установленного заранее значения.
Частотный корректор также уменьшает влияние ложного действия
сигнала от центрального регулятора при повреждении
каналов телемеханики илн при отделении станции с каким-то
районом.
В выполненных установках были предусмотрены
устройства, позволяющие диспетчеру и дежурному по электростанций
изменять уставку задания нагрузки вручную. Устанавливаются
также приборы, указывающие задание, передаваемое
электростанциям.
На рис, 6.5 показана кривая изменения относительного
прироста расхода топлива Ъ от мощности станции Р.
Соответствующая зависимость имеет разрывной характер с разрывами
в местах подключения новых групп клапанов. При
использовании этой зависимости для распределения нагрузки ее обычно
приближенно заменяют непрерывной кривой, показанной на
том же рисунке.
Прн выполнении группового внутристанционного
регулирования мощности использование метода распределения
нагрузки между агрегатами по характеристикам их относительных
приростов топлива рационально, особенно если к
регулированию привлечены агрегаты разных типов н мощностей, что
характерно для некоторых тепловых электростанций.
Примерные характеристики относительных приростов
расхода топлива Ъ на тепловых агрегатах и расхода воды q на
гидроэлектростанциях показаны на рис. 6.6. Под
относительным приростом расхода топлива Ъ понимается увеличение
расхода условного топлива, т/ч, при увеличении мощности и а
217

0,8
0,6
О,*
0,2
О
(мвт-ч
)
/ч
2n
G)
0,2 Qfl QTS OfSpJphim
15
40 Pt MQt
Рис. 6.6. Характеристики относительных приростов:
й —расход топлива электростанций; / — среднего данленип; 2 — высокого давления: б
рас код воды
1 МВт. Под относительным приростом расхода воды q
понимается увеличение расхода воды, м3/с, при увеличении
мощности на 1 МВт. Для гидрогенераторов принимают b=*kq, где
X — переводной козффиднент, позволяющий вести перерасчет
характеристик.
Из характеристик на рис. 6.6 видно, что прн увеличении
впуска пара в тепловую турбину и воды в гидротурбину
расход топлива (воды) увеличивается.
6.4. ГРУППОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ НА ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Автоматизация процесса выработки электроэнергии на электростанциях
с автономными блоками котел — турбина — генератор (в настоящее время
такие агрегаты составляют большую часть мощности ЕЭС) предусматривает,
во-первых, автоматизацию работы каждого из блоков в зависимости от
заданной нагрузки агрегата и, во-вторых, экономическое распределение
нагрузки, заданной для данной электростанции, между отдельными блоками.
Группа устройств, выполняющих автоматическое регулирование впуска
пара в турбину в зависимости от активной нагрузки генератора, использует
механический или электромеханический регулятор турбины, связанный с за-
датчиком системы группового управления, и регуляторы, чаще всего
электронного типа, изменяющие режим работы механизмов котла таким образом,
чтобы на входе в турбину параметры пара (давление и температура)
поддерживались на уровне, соответствующем нагрузке генератора при их
оптимальных значениях.
Для оптимизации режимов работы агрегатов на некоторых
электростанциях используют электронные вычислительные машины.
Регулирование по условию сохранения равенства относительного
расхода топлива или прн однородном оборудовании отдельных блоков — по
условию обеспечения наибольшего КПД станции в целом позволяет относительно
218

Внеплановое задание
от системы устройств АРЧМ
Внеплановое
задание
персонала
РвИ
+ 'I +U —I'
^5нп
РВЗ
1Р
АРЧМ С
iTnUJ^lL
2Р
ггп
№1-4
UL
Внеплановое
задание
а фактическое
ггп ггп
№5-8 №3-11
Внеплановое задание
энергоблокам
Корректирующее задание от АСУТГТ
г
Задание
мощности
длаку
АРЧМ Б
ЗМ6
Запрет
п *
ОТЗ
Уставка частоты
Статизм
- Задание
от ПА
БЧК
_п г
+i
Частота генератора
р*..
Уставка
давления
-'■ +1
Корректировка
по мощности
РА
РМТ
ДМ
о—D
ДА
-" +
1
РНК
Ограничение
мощности
от технологических
защит
и регуляторов
Регулятор нагрузки котла
Рис. 6.7 Упрощенная структурная схема унифицированного комплекса АРЧМ
блочной ТЭС> привлекаемой к регулированию частоты и мощности
энергосистемы
лросто обеспечить экономическое распределение нагрузок между отдельными
агрегатами.
Упрощенная схема комплекса АРЧМ, рекомендованная в
качестве типовой для блочной ТЭС, привлекаемой к системе
регулирования частоты и мощности энергосистемы, показана
на рис. 6.7 [24].
219

Здесь обозначены: АРЧМС—общесистемная часть АРЧМ\
АРЧМБ — блочная часть АРЧМ\ РЗН — ручной датчик
внеплановой нагрузки ТЭС; РВЗ — регулятор внепланового
задания; IP, 2Pt ЗР—распределители внепланового задания; С —
сумматор; 3МБ— задатчик мощности энергоблоку; РМБ —
регулятор мощности энергоблока; ОТЗ — ограничитель темпа
задания; ПА — устройства противоаварийной автоматики;
БЧК—блок частотной коррекции; РМК — регулятор мощности
котлоагрегата; РМТ — регулятор мощности турбоагрегата;
РД — регулятор давления пара перед турбиной; ДД, ДМ —
датчики давления пара перед турбиной и мощности генератора
энергоблока; Рб.нп.з — задание внеплановой мощности
энергоблоку; Рб.нп — фактически отработанное блоком внеплановое
задание; Рб.з — заданная блоку мощность.
Автоматическое регулирование производится с помощью
локальных регуляторов или устройств цифрового управления.
Работа функциональных групп логического управления может
координироваться управляющим вычислительным комплексом
(УВК), который задает уставки контурам регулирования и
изменяет их параметры динамической настройки в соответствии
с заданными алгоритмами.
В 12-й пятилетке намечено оснастить подобными
устройствами ряд блочных ТЭС, и прежде всего газомазутиых.
6.5. ГРУППОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ
НА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
На тепловых электростанциях остановленные агрегаты не
могут быть немедленно вновь привлечены к регулированию
частоты н активной мощности, так как для пуска котла и
турбины из холодного состояния требуется длительное время.
Наиболее мобильными агрегатами, обеспечивающими
регулирование частоты и мощности, являются гидрогенераторы.
Для гидроэлектростанций с однотипными машинами
относительно просто выполнить систему группового управления и
обеспечить автоматическое подключение к пей остановленных
агрегатов.
Правила технической эксплуатации требуют
предусматривать при снижении частоты в энергосистеме автоматическое
включение остановленных гидрогенераторов (частотный пуск)
н перевод в активный режим гидрогенераторов, работающих
синхронными компенсаторами, при этом уставки такой
автоматики должны быть в пределах 48,8—49,7 Гц.
На рис. 6.8 показана схема автоматического включения
гидрогенераторов при понижении частоты в энергосистеме.
Пуск отдельных агрегатов (илн групп генераторов)
предусматривается от программного реле времени. Каждый из гене-
220

Рис. 6,8. Автоматическое
включение гидрогенераторов при
понижении частоты в
энергосистеме (обмотка реле KF на
рисунке не показана)
Пцск
Включение и
останоб MHOZQ-
реме 8рем1ни
1-я быдержт
бремена
2-я дыдержна
бремени
3-я быдерт^а
бремени
4 а дыдерта
бремена
ПШ
раторов при помощи
режимных ключей
подключается к шипам той или
иной очереди. Интервалы
времени между
смежными очередями
выбираются для предотвращения
либо только
одновременности включения
генераторов (несколько секунд),
либо включения
последующей очереди в случае
восстановления частоты
после включения машнн
предыдущей очереди (1 —
2 мин).
Включение устройств
автоматики пуска
производит реле KF,
реагирующее на понижение
частоты. Время подачи
команды и а включение
группы генераторов
первой очереди определяется
уставкой реле ЛГУ.
Выдержка времени реле КТ1
выбирается 0,5 с для
предотвращения действия
устройства при
случайных кратковременных
замыканиях контактов реле
понижения частоты, например при толчках напряжения, и
предотвращения его работы при синхронных качаниях.
Реле времени КТ1 термически стойко: при действии реле
размыкаются его мгновенные контакты КТ1А и
последовательно с обмоткой реле включается добавочное сопротивление.
Контактом КТ1.2 включается промежуточное реле KLn- Оно, в
свою очередь, замыкает цепи многоступенчатого реле времени
КТ2 н контактом KLlt.3 подаст оперативный ток на шинку
первой очереди автоматического пуска. Многоступенчатое реле
времени КТ2 определяет интервалы между включениями по-
хв 1 № 1
XL 21
ХВ2 N4
I
I
с*
I
§
5
ОСЬ

От местного щита От частот- От абта- От устройстВа
у продления нога пуска оператора тепеупрабления
О:-
Зашиты
агрегата
am токов
ИЗ и
технологи-
ческах

повреждений
Запрет Включения
при неготовности
к пуску
Включение
реле
пуска
Устанодка лопасти
радоне го колеса турбины
В рабочее положение
Отключение
реле пуска
I
Включение реле
времени контроля
длительности пуска
Срабатывание
электромагнита пусковою
золотника
I
Перестановка
гидропривода ограничителя Ь
положение холостого хода
т
Открытие
клапана

технологической,
воды и масла
Открытие
направляющего
аппарата
Агрегат
разворачивается
I
Срабатывание реле разнос
ти частот или реле
частоты вращения
♦
Включение
Выключателя
генератора
I

Автоматическая
синхронизация
Подача Возбуждения
устройством АГП
Отключение реле
контроля длительности
пуска
Рис, 6.9. Примерная последовательность операций при автоматическом пуске
гидроагрегата (циклограмма пуска)
следующих групп машин. Интервалы Д* между командными
импульсами регулируются заранее уставкой программного
реле времени в пределах 10—120 с. Различная очередность
подключения той или иной машины достигается при помощи
накладок ХВ5—ХВ8, устанавливаемых в соответствии с
заданным режимом, и промежуточных реле KL1—KL4. Контакты ре-
222

ле замыкают цепи автоматического пуска соответствующих
машин.
Последовательность включения различных устройств,
обеспечивающих присоединение гидрогенератора на параллельную
работу, показана на рис. 6.9.
Пуск гидроагрегата при аварийном понижении частоты
может действовать совместно с автооператором, если последний
установлен на гидростанции.
Автооператор обеспечивает своевременное включение или
отключение агрегатов в процессе регулирования частоты,
активной мощности и перетоков в зависимости от изменения
нагрузки электрической станции (по задаваемому графику
нагрузки) или с учетом наиболее экономичного расхода воды,
определяемого задатчиком нагрузки (в частности, электронно-
вычислительной машиной).
Общие требования кь устройствам-автооператорам
следующие:
1) пуск и останов гидрогенераторов производятся в
зависимости от напора и нагрузки работающих генераторов таким
образом, чтобы была обеспечена наиболее экономичная
работа всей электростанции (с учетом метода равенства
относительных приростов и потерь в линиях электропередачи), а
также обеспечивался необходимый (заданный) вращающийся
резерв мощности;
2) осуществляется автоматический пуск гидрогенераторов,
находящихся в резерве, и перевод гидрогенераторов из режима
синхронного компенсатора в активный режим в случаях
снижения частоты в энергетической системе ниже заданного
уровня;
3) производится пуск очередного резервного агрегата при
аварийном отключении одного и более работающих агрегатов
или в том случае, когда гидроагрегат отключается от системы
группового автоматического регулирования и управления не
по причине действия автоонератора;
4) при понижении частоты в энергосистеме осуществляется
автоматическое воздействие на устройство группового
управления (на задатчик нагрузки) так, чтобы все агрегаты,
управляемые от этого задатчика, взяли максимальную активную
нагрузку, даже если она превышает заданную заранее графиком
нагрузки.
Схемы, поясняющие принцип выполнения группового
регулирования мощности агрегатами гидроэлектростанции,
приведены на рис. 6.10. Электромагниты управления / и 2
электрогидравлических корректоров первичных регуляторов частоты
вращения гидротурбин включены таким образом, что при
равенстве токов, проходящих по обмоткам электромагнитов,
гидравлическая система корректора отключена — окна маслопро-
223

водов перекрыты. Если ток в обмотке 2 больше, чем в обмотке
/, гидравлическая система корректора действует иа
побудительный золотник первичного регулятора частоты вращения в
сторону закрытия направляющего аппарата. Если ток в
обмотке 1 больше, чем ток в обмотке 2, действие обратное. Степень
Рис. 6.10. Принципиальная схема группового регулирования частоты вращения
генераторов при использовании электрогидравлических корректоров:
а — питание корректоров переменным и б — постоянным током
224

открытия направляющего аппарата контролируется
сельсинами, работающими в трансформаторном режиме, если обмотку
ротора такого сельсина питать переменным током, то при
повороте ротора ЭДС на выходе обмотки статора будет
изменяться.
Применение сельсинов позволяет располагать схему
уравнивания на центральном пункте управления и использовать
соединительные кабели небольшого сечения.
В схеме на рис. 6.10,а каждый из сельсинов 4 включается в
схему уравнивания переключателем управления Syn той
машины, которая привлекается к автоматическому групповому
управлению. В нормальном режиме усилия электромагнитов
управления 1 и 2 уравновешены. Если какая-либо из машин
изменит свою нагрузку, изменится положение в пространстве
ротора сельсина и на выходе статора появится дополнительная
ЭДС.
По отношению к вектору напряжения, питающего
устройство уравнивания, дополнительная ЭДС будет иметь разный
фазовый сдвиг в зависимости от положения направляющего
аппарата. Вследствие этого ток в обмотке 2 корректора регулятора
частоты вращения того генератора, который первым воспринял
увеличение нагрузки, будет увеличиваться. Соответственно в
обмотке 1 ток будет уменьшаться. В обмотках 2 корректоров
регуляторов частоты вращения других агрегатов при этом ток
будет уменьшаться, а в обмотках / увеличиваться;
направляющие аппараты будут постепенно открываться.
В процесс регулирования можно внести зависимость от
внешних факторов (суммарной нагрузки станции, перетока
и т. п.). Для этой цели используется промежуточный
трансформатор связи TL, вторичная ЭДС которого вводится в схему
уравнивания через дроссели ZL1 и ZL2.
Для электрогидравлнческнх корректоров регуляторов
частоты вращения с электромагнитами ) и 5, выполненными в виде
электромагнитов постоянного тока (рис. 6.10,6), напряжение
на выходе сельенна 3, зависящее от положения направляющего
аппарата, выпрямляется выпрямителями 4 н через
установочный резистор 5 вводится в схему уравнивания. Действие
устройства аналогично описанному ранее. Обмотки управления
/ и 2 электрогидравлического корректора регулятора частоты
вращения каждой машины, участвующей в групповом
регулировании, подключаются в схему уравнивания промежуточными
реле KL.
Для того чтобы не перестраивать устройства группового
управления при отключении какой-нибудь машины,
предусматривается балластный резистор 6, включаемый промежуточными
реле KL, положение контактов которых отражает рабочее
состояние машины.
15—6678
225

Плановое
задание
Внеплановое
задание
Уставка
частоты
1 Суммарная фактическая
мощность генераторов ГЭС
Число агрегатов,
подключенных к ГРАМ
Частота сета
Статизм
t APr+KfAf
Максимальная
Минимальная
ДМ
Установка
пределов
изменения
агрегата
t
t
\npo\
К сумматору С
И
I I
0
ДМ
Рис. 6,11. Упрощенная структурная схема унифицированного комплекса АРЧМ
гидроэлектростанции, привлекаемой к регулированию частоты и мощности
энергосистемы
Структурная схема унифицированного группового
регулирования активной мощности гидроэлектростанции, привлекаемой
к АРЧМ энергосистемы, показана иа рис. 6.11 [24].
Комплекс технических средств группового регулирования
ГЭС содержит: ЗМС — задатчик мощности электростанции;
С — сумматор; УД — управляемый делитель; БЧК—блок
частотной коррекции; ЦР— центральный регулятор; 1РО,
2PO,...t NPO — регуляторы открытия турбин; ДМ — датчики
активной мощности; ДРС — отклонение суммарной мощности
электростанции от заданной; ДРГ — то же, приведенное к
одному агрегату; АРГ+/С;Д/ — отклонение мощности генератора с
учетом заданного статизма по частоте; Рг.з — мощность,
заданная генератору.
Система АРЧМ должна поддерживать заданную ГЭС
суммарную мощность: плановую — от задатчика пульта
управления ГЭС и внеплановую, отработанную ЭВМ местных систем-
226

ных устройств АРЧМ и устройств противоаварийной
автоматики. Учитывается изменение мощности ГЭС со статизмом по
частоте *,
6.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ
В ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
При создании объединенных энергосистем работа устройств
АРЧМ рассматривается как элемент автоматизации
диспетчерского управления.
Как уже отмечалось ранее, основной технико-экономический
эффект текущего режима работы энергосистемы определяется
правильным прогнозированием и распределением нагрузки,
учетом имеющихся энергетических ресурсов и состоянием
оборудования (в частности, необходимостью обеспечения его
профилактического ремонта), учетом погоды (грозы, ветра,
гололеда, мороза и т. п. для различных районов),
целесообразностью увеличения или уменьшения расхода воды из
водохранилищ гидростанций или экономии топлива (т. е. уменьшением
выработки электростанций, работающих на угле, газе, мазуте),
обеспечением выработки заданной мощности
электростанциями различного типа (теплофикационными, атомными, высокого
давления с агрегатами, работающими устойчиво только прн
неизменяемых параметрах нагрузки, и т. д.) в соответствии с их
специфическими условиями,
Указанные обстоятельства учитываются при составлении
графика нагрузки на следующие сутки для ЕЭС в целом,
объединенных энергосистем районных энергоуправлений,
отдельных электростанций и перетоков активной мощности по
основным транзитным линиям электропередачи, В последние годы
для отработки суточных графиков используются электронно-
вычислительные машины.
При хорошем прогнозировании и выполнении графиков
нагрузки изменения частоты в объединенных энергосистемах
незначительны и регулирование частоты может быть в ряде слу-
J В 1983 г, в ВЭИ были разработаны общестанционное устройство
противоаварийной автоматики и аппаратура управления мощностью турбоагрегатов
с автоматическим регулированием частоты и мощности, использующая микро-
ЭВМ (типа В-7). Устройство производит прием и распределение заданий от
централизованных систем противоаварийной автоматики и АРЧМ и решает
задачу локальных средств противоаварийного управления с определением
управляющих воздействий в зависимости от контролируемых режимных
параметров. Разработаны установки управления: одна — для ТЭС и АЭС, другая —
&ля ГЭС и гидроаккумулирующих станций,
Аппаратура управления мощностью турбоагрегата ЭЧСР-М, сигналы
которого вводятся в систему регулирования турбины, является исполнительным:
устройством АРЧМ и противоаварийной автоматики [24]. Структура
устройства, повторяя в основной своей части схему рас. 4Л9, имеет дополнения для
выполнения указанных выше функций.
15* 227

чаев возможно на ограниченное число или одну крупную
электростанцию.
Задача «дооптимизации» сводится в этом случае к
коррекции внеплановых отклонений нагрузки от графиков.
Неотъемлемой частью системного регулирования в
условиях крупного энергообъедииеиия является периодически
вступающая в работу система ограничения перетоков мощности,
поскольку внеплановые отклонения нагрузки могут приводить, в
первую очередь, к перегрузке межеистемиых и внутрисистемных
связей, В энергообъединениях сложной структуры ограничение
перетоков должно осуществляться централизованно с помощью
вычислительного устройства, перераспределяющего заданную
нагрузку электростанциям таким образом, чтобы предотвратить
нарушение устойчивости по транзитным связям. Для этой цели
необходимо централизованное иерархическое воздействие на
энергосистему для обеспечения требуемого распределения
на
Энергосистемы
Западной. Сибири
Красноярская
энергосистема
_Л_
Иркутская
энергосистема
3[П
Рис. 6.12. Организация ЛРЧМ в объединенной энергосистеме Сибири:
АРЧ — автоматический регулятор частоты; АРП — автоматический регулятор перетока;
1 ОПМ и 2 017М — первый и второй ограничители перетока активной мощности: УР —
устройство разделения внеиланоиой мощности; ЗВМ — задатчик разделения
внеплановой мощности; ЗВП — задатчик внепланового перетока; f^ — фактическая частота;
L г -- заданная частота; Р3 „ — заданная установка регулируемого перетока активной
■ э.р
мощности; Рф — фактический переток активной мощности; P2Q — заданная уставка
ограничиваемого перетока активной мощности; АСТ — устройства и аппаратура связи и
телемеханики. Штриховой линией показаны каналы телеизмерения, штрихпуиктиром —
каналы телерегулирования
228

грузкн в ней. В настоящее время эта задача в стадии
окончательного решения и в частных случаях практически уже
реализуема.
По предложению Эиергосетьпроекта на систему АРЧМ
объединенных энергосистем возлагается задача снятия
внеплановых отклонений от заданного режима активной нагрузки,
которые обычно не превосходят 2—3%. Отработка заданных
графиков производилась местным персоналом вручную либо, что
более рационально, с использованием систем группового
управления. Задатчики этих систем отрабатывают заданный график
нагрузки, а система АРЧМ осуществляет коррекцию по
частоте и перетокам мощности внеплановых отклонений.
На рис. 6,12 показана структурная схема устройств АРЧМ,
осуществленная в объединенной энергосистеме Сибири с
охватом Назаровской ГРЭС (НГРЭС), Новосибирской ГЭС
(ИГЭС), Братской ГЭС (БГЭС), центральных диспетчерских
пунктов Новосибирскэнерго, Красноярскэнерго, Иркутскэнерго
и диспетчерского пункта объединенной энергосистемы Сибири,
осуществленная еще в 1970 г.
Автоматизированы следующие режимы:
1) регулирование частоты по критерию
К \ Ajeft + 2AP^ = 0 (6.3)
ta
при помощи регулятора частоты (АРЧ);
2) регулирование межсистемного перетока активной
мощности по линии электропередачи 500 кВ НГРЭС — Новоанжер-
ская подстанция по критерию
К I ЬР^М +2ДРСт-0 (6.4)
при помощи регулятора перетока (АРП);
3) совместное регулирование частоты и межсистемного
перетока по линии электропередачи НГРЭС — Новоапжерская
подстанция при одновременной работе регулятора частоты
(АРЧ) и регулятора перетока (АРП) по критерию
К J ЦсП + ККй \ РперЛ + 2ДЯСТ = 0; (6.5)
'о t a
4) регулирование частоты с заданным распределением
внеплановой мощности между принимающей и передающей
частями энергосистемы по критерию
К J Ц(И + ККсК^пАРпер + 2ДРСТ = 0 (6.6)
■'с
229

обеспечивается одновременной работой регуляторов частоты и
перетока.
Ограничение перетоков мощности осуществляется
ограничителями 10ПМ и 20ПМ при превышении фактических перетоков
мощности по контролируемым линиям Рф заданных предельных
значений, соответствующих уставкам ограничителей Рэ.о> т. е.
ПриРф>Р3.о.
При наличии сигнала на выходе, превышающего заданное
значение перетока, ограничитель перетока мощности работает
как регулятор по критерию
*i
* {АРгер(0)Л+2ДРст=0, (6,7)
и
осуществляя астатическое регулирование заданного
предельного значения перетока мощности по лннпи электропередачи, т. е.
При исчезновении причин, вызвавших перегрузку линий
электропередачи, т. е. при снятии входного сигнала,
ограничители возвращаются в исходное положение, а регулирующие
электростанции автоматически возвращаются к режиму
работы, определяемому плановым заданием мощности. Сигнал,
накопленный интеграторами, снимается.
В выражениях (6.3) — (6.7) Af, ДРпср, АРпср(о)—
отклонения фактических значений частоты и перетоков мощности от
заданных для регулирования и ограничения уставок Щ=
=/ср—/В.Р; ДЛтеР=Рлер—РзУ, АРп*т = Рф—Рз.о)\ 2ДРс? —сум*
марная внеплановая мощность регулирующих электростанций;
К — коэффициент усиления; /Сс —сетевой коэффициент
(крутизна частотной характеристики прилегающей сети
энергосистемы, МВт/Гц); Квм — коэффициент, определяющий
распределение внеплановой мощности между станциями передающей
и принимающей мощность частями объединенной
энергосистемы.
Для предотвращения неправильной работы системы
регулирования в случаях неисправности аппаратуры и при
отключении участков линий электропередачи предусмотрены
необходимые защиты и блокировки с подачей предупреждающего
сигнала персоналу,
С 1982 г. описанная система регулирования частоты и
мощности ОЭС Сибири, выполненная с использованием аналоговых
устройств, заменена цифровой системой регулирования с ми-
ни-ЭВМ, входит в информационно-вычислительный комплекс
(ОИК) ОДУ Сибири. Цифровая система регулирования
потребовала разработки специальной аппаратуры и программного
обеспечения [21].
230

Регулирование выполняется во времени дискре1но с циклом
в 1 с. Операция интегрирования выполняется
последовательным суммированием, которое на каждом шаге выполняет
расчет приращений и накопленных сумм. Внеплановая мощность
распределяется в соответствии с коэффициентами долевого
участия электростанций, привлекаемых к регулированию.
Предусматриваются блокировки регулятора при неисправностях и
сигнализации о них оперативному персоналу. Повышение
надежности работы комплекса достигается применением в нем
двух ЭВМ со взаимным резервированием.
При выполнении устройств ЛРЧМ объединенных
энергосистем можно указать на некоторые обстоятельства, которые
должны быть приняты во внимание в конкретных случаях.
а) Центральная энергосистема Ц связана с
периферийными энергосистемами П транзитами ограниченной пропускной
способности. Отсосы мощности на промежуточных подстанциях
этих транзитов не накладывают существенных ограничений на
предельно допустимый переток активной мощности (рис.
6ЛЗ,а). Условным графическим знаком трансформатора тока
иа соответствующих линиях в таких схемах обозначают
датчики мощности для передачи этой величины иа высшем
уровне.
Внеплановое изменение нагрузок вызывает отклонение
частоты от заданного (номинального) значения. На такое
отклонение реагируют первичные регуляторы частоты вращения всех
параллельно работающих генераторов, частотные корректоры
устройств группового управления электростанций, включаемые
в работу за некоторым порогом чувствительности, и
центральный регулятор частоты объединенной энергосистемы. Под
воздействием этих устройств происходит некоторое
перераспределение нагрузок, а под воздействием центрального регулятора
частоты, обладающего наименьшим статизмом, загружаются
генераторы электростанций, выделенные для покрытия
внеплановых отклонений графика нагрузки, в соответствии с долевым
участием, намеченным заранее.
Увеличение мощности, вырабатываемой периферийными
энергосистемами под воздействием регулятора частоты, может
обусловить опасную перегрузку соответствующих транзитов.
Перегрузка может возникнуть также и в том случае, если в
центральной энергосистеме образовался дефицит мощности из-
за отключения в пей генераторов или одного из питающих
центр периферийных транзитов. Удержание периферийных
транзитов в работе и максимальное использование
генерирующих мощностей объединенной энергосистемы могут быть
достигнуты при своевременной разгрузке перегружаемых
транзитов н недопущении перетока по ним активной мощности
свыше предельно допустимого значения.
231

Убавить
f
Убавить
УбаВить
ZP
У5а6ить^~ и
llj a
О
Прибадать 6Ц}ПуаПч
V
Убавить
Рис. 6.13. Примеры объединения отдельных энергосистем в единую
энергосистему:
а-по радиальным периферийным связям (ХР - скорректирован нь.й »№™ь*ы*»™£
Такое ограничение выполняется ограничителями перетоков,
устанавливаемых на транзитных связях и в необходимых
случаях производящих разгрузку. Прн конфигурации сети по рис.
6 13 а ограничение перетока достигается автоматическим^
снижением мощности электростанций (илн одной выделенной для
этой цели станции), периферийной энергосистемы, питающей
перегружаемый транзит.
Изменение уставки задатчика мощности группового
регулятора производится ограничителем перетока. Командный сигнал
передается при помощи устройств телемеханики или передачи
информации ближнего действия.
б) Центральная энергосистема Ц связана с периферийными
энергосистемами по рис. 6.13,6 (периферийные энергосистемы
включены последовательно друг с другом - «цепочечная»
схема).
232

Ограничение перетоков по транзитам должно быть
возложено на ограничители, установленные на транзитах с
воздействием на разгрузку выделенных для этой цели электростанций (в
зависимости от того, какой из транзитов перегружен).
По транзиту П\—Я2 возможна передача активной
мощности от энергосистемы Пх к Я2 и наоборот.
Снижение перетока активной мощности по транзиту П\ —
Я2 при ее прохождении от Пх к Я2 может быть достигнуто
увеличением мощности, вырабатываемой энергосистемой Яг. Это,
однако, может быть допущено, только если транзит Ц — Я2
был недогружен н не перегрузится после того, как
электростанции системы Я2 поднимут свою нагрузку. Данное условие
обеспечивается вводом запрещающей блокировки от ограничителя
перетока мощности по транзиту Я2— Ц,
Отработка рационального варианта снятия опасного
перетока с транзита П\ — Я2 может быть произведена центральным
устройством регулирования, в которое каналами телемеханики
вводится информация о состоянии загрузки отдельных
участков транзитных связей (например, разгрузки транзита Я2— Ц
можно достичь увеличением нагрузки на электростанциях
энергосистем Я3 и Я4).
Выполнение такого интеллектуального, «думающего»
автомата в центральном регуляторе усложняет конструкцию, а для
сложных конфигураций требует вычислительной машины,
определяющей необходимую загрузку по минимуму потерь. На
первых этапах организации автоматического огранвчения
перетоков должен быть предусмотрен простейший вариант
выполнения ограничений. На последующих этапах этот вариант может
быть оставлен в качестве резервного.
При отсутствии «думающего» автомата в центральном
регуляторе необходимые операции по увеличению загрузки
промежуточных энергосистем для снижения перетоков между ними
и конечными периферийными энергосистемами выполняются по
указанию центрального диспетчера или местным персоналом
самостоятельно с учетом показаний измерительных приборов.
Для исключения возникновения в этих условиях опасных
перегрузок на промежуточных транзитных связях должны
устанавливаться ограничители, контролирующие отдельно сумму как
поступающей, так и отходящей активной мощности.
Ограничители воздействуют на разгрузку станций промежуточной
энергосистемы при перегрузке транзитной связи, по которой
отдается мощность в центральную систему, или на загрузку
станций, если перегружается транзит, по которому активная
мощность поступает (при недогруженном транзите, по которому
активная мощность отдается).
Система ограничений на описанном принципе была
выполнена в объединенной энергосистеме европейской части СССР
233

на транзитах Центр — Волжская ГЭС им. В. И. Ленина — Урал
и Центр —Юг.
После того как выполнены местные системы ограничения
перетоков по межсистемным транзитам, регулирование
частоты может быть возложено на центральный регулятор с
уверенностью, что ие возникнет опасная перегрузка этих транзитов.
При возникновении внеплановых отклонений в ведении режима
по активной мощности центральный регулятор начнет
воздействовать иа агрегаты регулирующих электростанций
(непосредственно или через устройства централизованного управления
отдельных энергосистем, входящих в объединение), а
остальные электростанции смогут продолжать работу по заданному
графику.
Задачей диспетчерского персонала является такое ведение
режима, при котором обеспечивается вращающийся резерв
активной мощности иа регулирующей станции и ие заперт выпуск
этой мощности по линиям электропередачи.
в) Объединенная система организована кольцеванием сетей
отдельных периферийных энергосистем. Центральный
регулятор АРЧМ устанавливается на диспетчерском пункте
объединенной энергосистемы (рис. 6.13,в). Предусматривается
воздействие от него на регулирующие электростанции в каждой из
энергосистем (непосредственное или через устройства АРЧМ,
установленные иа диспетчерских пунктах этих систем).
Долевое участие задается центральным диспетчером с учетом
текущего режима работы объединения и отдельных
электростанций.
Отрабатываемые центральным регулятором задания
корректируются и ограничиваются перетоками активной мощности
по межсистемиым транзитным связям. Учитываются суммарная
подходящая к энергосистеме мощность и суммарная уходящая
активная мощность (ограничение по алгебраической сумме
перетока), а также предельные перетоки активной мощности,
допускаемые по отдельным участкам транзитной связи.
Должна также предусматриваться установка ограничителей
перетока активной мощности для разгрузки внутренних
транзитов в энергосистеме с воздействием на разгрузку отдельных
электростанций данной энергосистемы. Наибольший эффект
дает изменение активной мощности на электростанциях,
находящихся в электрической близости к перегружаемым линиям
электропередачи.
Структурная схема цифровой системы АРЧМ,
разработанной для ЕЭС СССР, показана на рис. 6Л4 [24].
Высшим звеном системы регулирования является
центральная координирующая система ЦКС, находящаяся на
диспетчерском пункте ЕЭС СССР. В ЦКС входят две ЭВМ. Одна —
основная, другая — дублирующая. В обе ЭВМ устройства теле-
234

rnjc^
ДП ЦДУ ЕЗС СССР
T9JP
I
ОЗС
Себеро-
Запаёа
Электростанции
k—4-
Поаем, обработка a доста-
беризаи,ия информации*
Подсистема общения
АРПЧ
АРЧ,АРЯ
АОПЕЗС
защиты ви
олокиродки
f\8moMamu4sc-
кий, доз брат
РКМ
ШВЗС
Распределитель биепланадых
нагрузок и 8ы8од цпраЗля-
П 11 юш,их баздейстдаа.
! THJS
ОЗС
СеЗернага
Казахстана.
THJC
ТУ,ТР
Одьекты
регулирования—
Объекты
регулирования
Электро-
шащаи
ЗлЕктрс,
станции.
ОЗС Юга
03Г Себернога Кабкат. ОЗС Запабназья
ОЗС Cu$(ipU
Рис. 6.14. Структура автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС СССР:
ЦКС АРЧМ — центральная координирующая система АРЧМ ЕЭС СССР; ЦС АРЧм ОЗС — централизованная система АРЧМ уровня
ОЭС; САРЧМ — система АРЧМ электростанции (объекта регулирования)

механики вводят информацию одновременно. Все задачи
управления решаются двумя машинами одновременно. Однако вывод
управляющих воздействий производится только с одной ЭВМ.
Этот вывод может переключаться с одной ЭВМ на другую
вручную или по заранее намеченной программе.
В случае повреждения основной ЭВМ переключение
программы на дублирующую ЭВМ выполняется автоматически.
Исправность ЭВМ контролируется сравнением управляющих
воздействий каждой ЭВМ друг с другом и индивидуальным
контролем проверки текущего воздействия вычислительного
процесса на зацикливание.
При повреждении каналов телерегулироваиня и нарушении
параллельной работы частей ЕЭС СССР производится
автоматический вывод управляющих воздействий, а сигнал остается
иа доаварнйном уровне.
Команды управляющего комплекса центральной
координирующей системы АРЧМ с диспетчерского пункта ЕЭС СССР
передаются устройствами телерегулироваиня ТР н
телеуправления ТУ в системы АРЧМ нижнего уровня иерархии в ОДУ
и на электростанции, предназначенные для снятия внеплановых
отклонений от заранее запланированных режимов по частоте и
мощности. Контроль за этими режимами выполняется
аппаратурой телеизмерения и телесигнализации, которыми создается
обратная связь в работе центральной координирующей системы
ЦДУ ЕЭС СССР.
На электростанции, которые выделены для регулирования
частоты и мощности, воздействуют кроме сигналов от
централизованной системы АРЧМ местные устройства — ограничители
и регуляторы перетоков^ задатчики мощности, устройства про-
тивоаварийпой автоматики, ручные корректоры н другие
устройства, которые при необходимости исправляют или
ограничивают воздействие от устройств АРЧМ более высокого
иерархического уровня.
Для электропередачи, у которой транзит из линий
переменного тока шунтирован транзитом линий постоянного тока,
регулирование перетока по линиям переменного тока можно
выполнять воздействием на загрузку линий постоянного тока,
такое регулирование перетоков может быть быстродействующим.
Ограничение мощности, передаваемой по транзиту
постоянного тока, определяется перегрузочными возможностями
элементов этого транзита. Вставки из линий постоянного тока
(выпрямленного переменного) рассматриваются иногда в виде
«вставок постоянного тока» для объединения иа параллельную
работу разных частей энергосистемы, работающих с разной
частотой. По такой вставке можно осуществлять реверс перетока
мощности из одной части энергосистемы в другую в размере,
допускаемом нагрузкой вставки.
236

6.7. МАГНИТНЫЕ ДАТЧИКИ МОЩНОСТИ
В устройствах АРЧМ важным элементом является датчик
активной мощности. Достаточно удовлетворительную
эксплуатацию и надежность обеспечивает магнитный датчик моишости
без вращающихся частей. Схема такого датчика мощности
показана на рис. 6.15. Благодаря нелинейной характеристике
насыщающихся дросселей ZL1 и ZL27 а также подбору
резисторов R3, R4 н емкостей С1 и С2 на выходе промежуточных
трансформаторов TL3, TL4 фазочувствительной схемы токи,
проходящие через выпрямители VS1 и VS2, оказываются
пропорциональными квадратам напряжений *У4 и U$, т. е. 1\ =
=^иг и /2=у^2.
Из рис, 6.15,6 следует
U, = У'Ф% + Ut cos ?f + (f/3 sin ?)'<
(6.8)
и
U, = V(Ui - U, cos ?T + (U, sin ?)*. (6.9)
Результирующее воздействие от датчика мощности,
поступающее на вход исполнительного блока, определяется резуль-
Огл

трансформатора
напряжения
Рис. 6Л5. Магнитный датчик мощности:
« — схема; TJJ—TL4 — промежуточные трансформаторы; ZL/, ZL2 — насыщающиеся
дроссели; VSlt VS2 — выпрямительные мосты; R1—R5 — резисторы; CJ—C4 — конденсаторы;
6 — поясняющая диаграмма; U1=U2~UAB; и3~1д
237

тирующим током
W=/2-/i. (6.10)
Так как Ix~Ut\ /а~£/52; U~UZ; Uab~(U{= £/2),
TO
/pea^l [(£/2+^3COS9)2+((/3Siri9)2— (C/i — [/3COSq>)2—
-(УззШф)2],
т. е.
/рез=^^^Ав/л COS ф.
Здесь ft — коэффициент пропорциональности, изменение
которого достигается переключением ответвлений на
промежуточных трансформаторах TLly TL2, TLB и TL4.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
БЫСТРОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ МАШИН И ЧАСТЕЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ
7.1. ТРЕБОВАНИЯ К ЧАСТОТЕ, НАПРЯЖЕНИЮ И ФАЗЕ
СИНХРОННЫХ МАШИН, ПОДКЛЮЧАЕМЫХ К СЕТИ
Для предотвращения или ликвидации аварий большое
значение имеют быстрое включение резервных генераторов и
восстановление параллельной работы частей энергосистемы,
разделившейся на несинхронно работающие части. В связи с этим
были проведены специальные работы, имеющие назначение
изыскать способы, позволяющие в условиях работы
энергосистемы в режимах с ненормальными частотой н напряжением
автоматически или вручную быстро включать на параллельную
работу синхронные машины н части энергосистемы.
В нормальных режимах работы электростанции и
энергосистемы включение на параллельную работу синхронных
генераторов и компенсаторов с разгонными электродвигателями
предписывается производить, как правило, способами точной
синхронизации. В особенности это положение относится к
турбогенераторам с косвенным охлаждением обмоток,
работающим на шины генераторного напряжения, генераторам с
непосредственным охлаждением обмоток н синхронным машинам с
наборными зубцами на роторе.
Точная синхронизация осуществляется прн соблюдении
условий:
частота вращения возбужденного генератора регулируется
так, чтобы было достигнуто равенство частот генератора и се-
238

ти (скольжение ротора включаемого генератора должно быть
не более 0,3—0,4%);
возбуждение машины устанавливается таким, чтобы
напряжения подключаемого генератора н сети были равны;
включение генератора в сеть производится в тот момент,
когда совпадают векторы одноименных фаз напряжения и
сети.
При выполнении указанных условий включение генератора
происходит без толчка тока и кратковременного понижения
напряжения, т. е. без появления уравнительных токов и
возникновения глубоких качаний. Однако включение на
параллельную работу генератора методом точной синхронизации требует
значительного времени и внимания со стороны
эксплуатационного персонала. Особенно затруднена работа персонала при
включении частей энергосистемы на параллельную работу в
аварийных условиях (например, при сниженной частоте).
Описанный ниже синхронизатор типа АСТ-4, разработанный в Лен-
энерго, существенно облегчает работу персонала при
включении на параллельную работу генераторов или частей
энергосистем, так как правильная работа синхронизатора
обеспечивается как при нормальном уровне частоты и напряжения, так н
при понижении частоты до 45 Гц и колебании амплитуд
синхронизируемых напряжений в пределах +15% номинального
значения. Большим преимуществом синхронизатора типа АСТ-4
является постоянная готовность к работе.
К способам, позволяющим быстро включать синхронные
машины на параллельную работу вручную или автоматически
не только при нормальной работе энергетической системы, но
и в условиях аварийного режима, относится способ включения
генераторов методом самосинхронизации и способ
несинхронизации включения группы возбужденных генераторов.
В аварийных условиях включение генераторов н синхронных
компенсаторов вне зависимости от их типа, конструкции,
систем охлаждения, мощности н схем соединений может
производиться способом самосинхронизации. Применение
несинхронного включения требует предварительной оценки его.
допустимости и целесообразности.
Что касается включения на параллельную работу
синхронных двигателей, то большое распространение получил так
называемый способ прямого пуска (рис, 7.1), который
заключается в том, что под напряжение включается обмотка статора
непосредственно. Ротор начинает вращаться под действием
асинхронного момента, и при достижении поденнхронной
частоты происходит втягивание двигателя в синхронизм, так как
с увеличением частоты вращения ротора одновременно
происходит увеличение тока в его обмотке и вращающего момента
до входного значения (что имеет место, когда обмотка ротора
239

, i i постоянно приключена к возбуди-
I I т телю),или после резкого узеличе-
r-k r4i г4] |—+1 ния тока в обмотке ротора, осуще-
1^1 qJ 1д1 [\] ствляемого устройствами пусковой
автоматики.
Пуск мощных синхронных
двигателей и компенсаторов, как
правило, происходит через пусковые
Jk Д-v /Лч реакторы, ограничивающие пуско-
\Муа) \W>) б) \^)б) вой ток. По мерс увеличения
частоты вращения двигателя ток
уменьшается. При достижении
двигателем частоты, близкой кподсинхрон-
ной, пусковой автоматикой
включаются коммутирующие аппараты,
шунтирующие пусковой реактор
(выключатель на рис. 7.1,6, разъединитель мощности на рис.
7.1,в). Этим увеличивается напряжение на зажимах
синхронного двигателя до номинального значения и соответственно
возрастает пусковой момент, обеспечивая втягивание в
синхронизм.
В данной главе рассмотрены способы быстрого включения
синхронных генераторов, двигателей и частей энергосистем с
точки зрения вопросов системной автоматики.
Рис. 7.1. Включение
синхронных двигателей под
напряжение:
а — прямой пуск; 6 и в —
реакторный пуск
7.2. ТОЧНАЯ СИНХРОНИЗАЦИЯ С ПОМОЩЬЮ АВТОСИНХРОНИЗАТОРА
ТИПА АСТ-4
Синхронизатор типа ЛСТ-4 подает импульс иа включение в
период времени, когда векторы ЭДС синхронизируемой
машины и напряжения сети сходятся, т. е. когда угол Ь меняется от
270 до 360°. Момент подачи командного сигнала выбирается
так, чтобы было учтено время включения выключателя, т. е.
чтобы замыкание контактов выключателя произошло при угле
6, близком к 360°. В этом случае избыточный момент иа валу
машины мал и генератор втягивается в синхронизм сразу без
качаний и тем более без перехода в асинхронный режим.
Если время включения выключателя от момента подачи
команды на включение постоянно и равно £цкл, то
синхронизатор должен подать командный импульс на /0п = ^вкл раньше,
чем угол 6 достигнет 360°, т. е. командный импульс подается с
опережением.
В современных синхронизаторах время опережения
постоянно, а угол опережения естественно, должен зависеть от
частоты скольжения. В синхронизаторе типа АСТ-4 разброс
времени опережения не превышает 3° в диапазоне разности частот
от f. = 0,25 Гц до fs = 0,04 Гц.
240

АгСг+НОВ
-110B BCCC
Д иффервнцирующий
трансформатор TL
и реле опережения
Реле контроля
разности частот
KF
Реле контроля
разности
напряжении КЧ
Реле
промежуточное KL1
Реле
исполнения KL2
Цепь включения
Реле скольжения
„При5а8ить" KLU
Реле скольжения
УЫить" KLy
»
Реле Времени
кг
К двигателям
изменения частоты
вращения
KL4A KLn#
Рис. 7.2. Схема внутренних соединений автоматического синхронизатора АСТ-4
16—6678 241

Alfi
Рис. 7.3. Диаграмма, поясняющая работу реле опережения:
/ — входное напряжение; 2 — напряжение на вторичной обмотке дифференцирующего
трансформатора
Рис. 7.4.
Диаграмма, поясняющая
образование Л£
Основными элементами синхронизатора
АСТ-4 (рис. 7.2) является:
дифференцирующий трансформатор, реле опережения, реле
контроля разности частот, реле контроля
разности напряжений и устройство для подгонки
частоты. Дифференцирующий трансформатор
и реле опережения являются элементами,
создающими постоянное время опережения
командного сигнала по отношению к моменту
оптимума (т. е. моменту, когда 6 = 360°).
Первичная обмотка трансформатора TL с
магнитопроводом, имеющим воздушный зазор,
~ включена на разность между напряжением
синхронизируемого генератора и сети. Указанное напряжение
при разности частот вращения векторов этих напряжений и
Асо^О имеет характер биений, приведенный на рис. 7.3.
Предварительно напряжение выпрямляется через выпрямитель / и
сглаживается конденсатором 15 (рис. 7.2).
В течение каждого периода биений выпрямленное
напряжение непрерывно меняет свое значение. Вследствие этого во
вторичной обмотке трансформатора индуктируется ЭДС.
Вторичное напряжение меняет знак в момент максимума первичного
напряжения, а при совпадении фаз векторов ЭДС генератора
и сети достигает наибольшего амплитудного значения
(рис. 7Да).
Если ЭДС генератора Ет равна напряжению сети Uc, то в
соответствии с диаграммой на рис. 7.4 напряжение,
приложенное к первичной обмотке дифференцирующего трансформатора,
будет равно
W - 2UC sin — - 2t/csin-^- - Wc sin (-**£-
2 2 I 2
(7.1)
242

где (о5 и fs — угловая частота и частота биений при
скольжении S.
Ток, проходящий по обмотке А поляризованного реле XLon
(рис. 7.2), пропорционален этому напряжению:
11Р0 = кхШ. (7.2)
Обмотка Б реле KLon подключена к вторичной обмотке
дифференцирующего трансформатора и обтекается током
Ьро = — ^2 —"—• (7*3)
at
В выражениях (7.2) и (7.3) ki и k%—коэффициенты
пропорциональности, значения которых изменяют регулировкой
сопротивлений резисторов 20, 21—23 и 28,
В соответствии с (7.1)
/,«, = A1.2I/esfn(^-) (7.4)
И
i2P0 = -A,.2f/C J±- cos (-^). (7.5)
Поляризованное реле KLon включено таким образом, что
при равенстве токов в обмотках А и Б, когда
l\PQ — t2PQ, (7.6)
реле отпускает контакты.
Как видно нз (7.4) и (7.5), условия (7.6) имеют место,
когда
т. е. если
Wet \ ko О)
При малых углах б
tg f^d.\ ъ ^L, (7.8)
следовательно,
(7.9)
16* 243

откуда
t = — -Ь- = — А3 =* const (7.10)
вне зависимости от значения скольжения.
Отпускание контактов реле KLou происходит до того, как
угол достиг 360° (т. е. имеет место при отрицательном угле б).
Из диаграммы на рис. 7.3 видно, что равенство отрезков
а\Ь\ и a\Ci или соответственно а2Ь2 и а2с2 имеет место тогда,
когда величины a\to и a2t0 равны друг другу, т. е. всегда
соблюдается строго установленное время опережения оптимума,
повторяющееся каждый период биений независимо от разности
частот и значений синхронизируемых напряжений.
Возможность определения времени опережения ton из
условия улавливания момента равенства между собой токов iip0==:
=й]/7б и i2PG^k2dU6idt (где Uq—напряжение биений) можно
показать еще и так (В, Л. Фабрикант). Заменим синусоиду биений
U6 — f(t) около нулевого значения прямой линией (рис. 7.3,6):
[приближенность допущения соответствует допущению (7,8)].
Из треугольника ОАБ имеем t=>U6/ig а; откуда f — 2—, что
dUfifdt
и определяет схему включения обмоток реле KLOJl.
Контроль разности частот синхронизируемых напряжений
осуществляется при помощи реле KF, подключенного через
выпрямитель 2 (рис. 7.2) на напряжение биений. Реле
срабатывает, если напряжение на зажимах реле станет равно или
меньше напряжения отпускания. Для каждой уставки
напряжение отпускания определяется выражением
UQta =* 2Е/С sin 2"^Лп , (7.11)
где I)с — значения синхронизируемых напряжений; /вд —
допустимая, задаваемая при расчете разность частот
синхронизируемых напряжений; ton — время опережения оптимума, равное
собственному времени включения выключателя.
Изменение частоты, при которой реле контроля частоты
отпускает свой якорь (регулировка частоты отпускания),
производится изменением сопротивлений резисторов 39 и 24—27
(рис. 7.2).
Емкость конденсатора 16 и сопротивление резистора 40,
включенных параллельно обмотке реле RF, подбираются таким
образом, чтобы уменьшение магнитного потока в магиитопро-
воде реле KF до значения, при котором якорь реле отпадает
под действием пружины, происходило при частоте биений fs^L
<0,2-^-0,3 Гц.
Напряжение отпускания UOTTly определяемое по (7.11),
выбирается из условия совместной работы реле контроля частоты
2-Й

Рис. 7.5, Пояснение совместной ра
боты реле опережения и реле коп
троля частоты;
tоп — время опережения оптимума; т-
момент срабатывания реле контроля ча
с готы
и реле опережения. Если частота скольжения больше заданной
частоты /дД, то, как видно нз рис, 7.5, первым срабатывает на
отпускание реле опережения с временем опережения оптимума
t0Jl; реле контроля частоты с уставкой отпускания, выбранной
по (7.11), срабатывает па отпускание вторым (в точке тх).
Схема включения реле опережения KL0n и контроля частоты
KF (рис. 7.2) выполнена таким образом, что в этом случае
включения выключателя не произойдет. Если частота
скольжения меньше заданной величины f$at первым (в точке т2)
срабатывает иа отпускание реле контроля частоты, вторым — реле
опережения. В этом случае выключатель включается.
Контроль совпадения синхронизируемых напряжений
осуществляется при помощи реле KV (см. рис. 7.2). Напряжение
биений фаз Сс и Сг подается на потенциометр 31. Со средней
точки потенциометра н фазы В, общей для вторичных цепей
измерительных трансформаторов напряжения, установленных
со стороны сети и генератора, напряжение биений через
сопротивления резисторов 29, 30 и 32 подводится к обмотке реле
постоянного тока KV, включенного через выпрямитель 3.
Параллельно обмотке реле KV включены конденсатор 17 и
последовательно резистор 33. Их емкость и сопротивление
подбираются так, чтобы отпускание якоря реле KV происходило при
частоте биений Д9<0,2-^0,3 Гц. Значение тока отпускания якоря
реле может регулироваться переключателем 44.
На рнс. 7.6 показаны диаграммы, поясняющие работу реле
контроля совпадения значений синхронизируемых напряжений.
Если напряжение С/с по значению и фазе равно напряжению
подключаемого генератора Ur, то, как видно из рис. 7Да, к
обмотке реле KV будет подведено напряжение
UpKV^kVWb> (7Л2)
где k — коэффициент пропорциональности; £/ф — фазное
напряжение.
При расхождении векторов Uc и U_v на 180° напряжение,
подведенное к реле KV, равно нулю (рис. 7,6,6).
Реле действует при отпадании якоря, т. е. работа реле
происходит при увеличении угла б до 180°.
Если значения напряжения не равны друг другу (Uc>Ur),
то при совпадении векторов синхронизируемых напряжений в
245

Рис. 7.6. Диаграммы, поясняющие работу реле контроля равенства
синхронизирующих напряжений:
a-Uc=Ue, 6=0; 6-Uc=t(Jg> 6 = 180°; e~Uc>U&, 6=0; e~Ue>Uif 6 = 180°
соответствии с рис. 7.6,6 и г
UpKv = k
13-(С/ф.с-£/ф.г) + КЗУф.г"
или
UpKv = k
l/з
(^ф.с + С/ф.г).
(7.13)
Когда угол б достигнет 180°, к обмотке реле KV будет
подведено напряжение
п - ь №
(^ф.с — ^ф.г)«
(7 Л 4)
Напряжение, подводимое к реле KV, при угле 6 = 180°
определяется разностью синхронизируемых напряжений:
ди=Уф.с—1/ф.р. (7.15)
Реле /СК отпускает якорь каждый период биений в зоне
углов, близких к 180°, Повторное притяжение якоря
происходит прн увеличении AU, т. е. когда угол б начинает прибли*
жаться к 360°. Значение угла б, соответствующее моменту
притяжения якоря, зависит от коэффициента возврата реле.
246

Работа реле в схеме на рис. 7.2 происходит следующим
образом. Если разность между значениями синхронизируемых
напряжений ие превышает заданное значение, то при
расхождении векторов напряжений на угол, близкий к 180°,
замыкаются контакты реле контроля разности напряжений KV
(замыкается контакт КУЛ). В это же время (в течение первой
половины биений) также срабатывает реле опережения ДХ0П и
реле контроля частоты KF,
Контактами KLonJ и KF.2 включается обмотка реле KLL
Реле КЫ срабатывает и самоудерживается через контакты
KL1J и KL1.2, Одновременно реле KL1 подготавливает
контактом KL1.3 цепь для срабатывания выходного реле KL2.
Реле KL2 срабатывает после того, как реле KV подтянет якорь и
замкнет контакты KV.2, а контакты KLQU.l и KF.1 в это время
будут замкнуты.
Командное реле KL2 должно работать только в случаях,
когда реле контроля частоты KF отпускает свой контакт
раньше, чем это сделает реле опережения KLon (см. рис, 7.5).
Такое действие в схеме на рис. 7.2 достигается тем, что
реле КЫ удерживается во включенном положении только лишь
в случае, если контакт KF.1 реле контроля частоты по времени
замкнется раньше, чем разомкнётся контакт реле опережения
KLon.2. Обесточение реле КЫ приводит к разрыву цепи обмотки
KL2 и, следовательно» исключает возможность включения
выключателя.
В схеме предусмотрено шунтирование контакта KLL3
контактом KL2.2. Это сделано для обеспечения самоудерживаиия
реле KL2 через контакт KF.1 после срабатывания реле KL2.
Конденсатор 18 и резистор 34 в цепи обмотки реле KL2
предусмотрены для облегчения работы контактов. Цепь реле KL2
контролируется вспомогательным контактом BKJ
выключателя, замкнутым, когда выключатель разомкнут.
Устройство для подгонки частот состоит из двух реле
скольжения ДХУ и KLn и одного реле времени КТ.
Принцип действия устройства заключается в следующем.
Реле КЬП через выпрямитель 4 и регулируемое сопротивление
резистора 35 включено на напряжение £/д-лп = Uav—Ucz
{иЛт — напряжение фазы А со стороны генератора; Ucz —
напряжение фазы С со стороны сети).
Реле KLy через выпрямитель 5 н регулируемое
сопротивление резистора 36 включено на напряжение О'кг =0сг—Ucz
(Ucv — напряжение фазы С со стороны генератора).
Напряжение к обмоткам реле KLn и КЬУ подводится от
измерительных трансформаторов напряжения сети и генератора.
Вторичные цепи фаз В измерительных трансформаторов
соединены между собой.
247

Нас *|Йг
Аг
Рис. 7.7. Напряжение на обмотках реле KLy и KLn (см. рис. 7.2):
а — при совпадении векторов UAc и UAr: 6 — при опережении вектора иДг на 60q по
отношению к вектору С/Дс; в — то же при опережении на 180°
При совпадении векторов Uat и Uac по фазе напряжение,
приложенное к обмотке реле KLy, равно нулю (рис. 7.7).
Наибольшее значение напряжения получается при расхождении
векторов Uay и UAc на 180°. В зависимости от угла 6
напряжение Д[/ определится кривой 2 на рис. 7.8, уравнение
которой
ДС/ = 2/мф8щ-|-. (7.16)
Напряжение, приложенное к обмотке реле KLn, будет равно
нулю, если вектор 1)Лг опережает вектор UAC на 60°.
В зависимости от угла 6 напряжение Д£/ определится
синусоидой, уравнение которой
5 + 60°
Ш = 2£/мф sin
(7.17)
Зависимости напряжений, подводимых к реле KLU и KLy? от
угла б приведены на рис. 7.8.
Положительное значение угла 6 принято для случая, когда
частота вращения синхронизируемого генератора больше
частоты вращения генераторов энергосистемы.
Уставки срабатывания реле KLy и KLn выбираются
одинаковыми.
Если частота вращения синхронизируемого генератора
меньше частоты вращения генераторов энергетической
системе
-50 О 60 i20 180 240 3008 №&
Рис. 7.8. Напряжение на
обмотках реле ЛХП (кривая 1) и
KLy (кривая 2), включенных по
схеме рис. 7.7, в зависимости от
угла б между векторами
синхронизируемых напряжений
24»

мы, за время каждого периода биений первым
срабатывает реле ДХгь В этом случае контактом KLn.l размыкается
цепь реле KLy, а контактом KLa.4 по цепи KLnA—KLVA
подается командный импульс Прибавить.
Если частота вращения синхронизируемого генератора
больше частоты вращения генераторов энергетической
системы, за время каждого периода биений первым
срабатывает реле KLy, размыкая контакт KLy.l и замыкая контакт
KLy.3> В этом случае реле KLn выводится из действия, а его
контакт KLn.3 остается замкутым. По цепи KLU3—KLy,3
подается командный импульс механизму изменения частоты
вращения Убавить.
Реле времени в схеме на рнс. 7.2 ограничивает длительность
командного импульса некоторым предельным значением. Это
время устанавливается 0,2—0,3 с, чем достигается одинаковая
продолжительность действия практически вне зависимости от
частоты скольжения включаемого генератора по отношению к
генераторам энергосистемы. Ограничение продолжительности
командного импульса достигается тем, что цепь включения
двигателя механизма изменения частоты вращения турбины
заводится через контакты КТЗ.
Обмотка реле КТ включается под напряжение прн
замыкании контактов KLy.2 или KLn.2. Однако в первый момент
включения обмотка КГ шунтируется емкостью конденсатора 19.
После того как конденсатор зарядится, реле КТ срабатывает.
Время заряда емкости определяет время срабатывания
реле КТ.
При действии реле КТ контактом KTJ размыкается цепь
конденсатора 19t а контактом КТ.2 эта емкость включается на
сопротивление резистора 38. Этим обеспечиваются ее разряд и
готовность реле к следующему действию. Реле КТ остается во
включенном положении до тех пор, пока замкнуты контакты
реле KLy.2 или KLn.2t т. е. срабатывание реле КТ происходит
каждый период биений.
Сопротивлением резистора 37 изменяется напряжение на
обмотке реле КТ и емкости конденсатора 19, чем
обеспечивается регулировка выдержки времени реле КТ и
продолжительность командного импульса на двигатель изменения частоты
вращения турбины.
7.3. САМОСИНХРОНИЗАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
Включение генераторов на параллельную работу методом
самосинхронизации осуществляется следующим образом:
невозбужденная машина разворачивается до частоты вращения, близкой
к синхронной;
при скольжениях s~+(2-5-3)% включается иод напряжение обмотка
статора и затем устройством АГП включается возбуждение.
249

Указанное скольжение при аварийкой ситуации может быть несколько
превышено. В практике отмечены случаи, когда методом самосинхронизации
включались на параллельную работу турбогенераторы со скольжением +20%
и гидрогенераторы с демпферными обмотками со скольжением ±15%
(скольжение считается положительным, если частота вращения включаемого
генератора меньше частоты вращения генераторов энергетической системы).
Скольжения, при которых производится включение обмотки статора на
напряжение энергетической системы, обычно ставят в зависимость от
ускорения включаемой машины: чем больше ускорение, тем при большем
положительном значении скольжения можно производить включение. Время
переходных процессов при включении генераторов методом самосинхронизации
обычно не превосходит, 1—2 с.
Схема замещения синхронного генератора с ротором, замкнутым па
гасительное сопротивление, эквивалентна схеме замещения силового
трансформатора, первичная обмотка которого включается под напряжение, а
вторичная обмотка замкнута на активное сопротивление резистора R (рис. 7.9).
В первый момент времени эквивалентное индуктивное сопротивление
машины имеет наименьшее значение и определяется значением сверхпереход-
пого реактивного сопротивления Xdf (сопротивление ветви намагничивания
X мало). С течением времени свободные токи уменьшаются и
уменьшается их размагничивающее действие; значение X схемы замещения
увеличивается. Эквивалентное индуктивное сопротивление генератора
возрастает.
После затухания свободного тока в успокоительной обмотке ротора
эквивалентное индуктивное сопротивление машины оценивается
приблизительно переходным индуктивным сопротивлением по продольной оси Xd'.
Свободный ток обмотки статора, вызванный им апериодический ток в
контурах ротора и свободный ток в демпферной обмотке затухают примерно
через 0,04—0,06 с, так что наибольшее действующее значение
тока статора при включении под напряжение сети Uz н е в о з б у ж-
денного генератора может определяться выражением
где Хс — сопротивление сети.
Допустимость включения генераторов методом самосинхронизации
оценивается величиной /'вкл.ст, рассчитанной по (7.18). Если эта величина не
превосходит 3,5-кратного значения номинального тока генератора, то никаких
ограничений в применении метода самосинхронизации для случаев включения
машин при аварийных ситуациях в энергосистеме не устанавливается.
Учитывается, что при КЗ на выводах возбужденного генератора ток,
проходящий по обмотке статора
h^UJXrt (7 Л 9)
где Xv — расчетное индуктивное сопротивление генератора для данного
момента времени, т, е. /к' всегда больше /%кл,ст, а конструкция генераторов
выполняется таким образом, что они должны выдерживать КЗ на выводах и
во внешней сети,
250

R=f(S)
U=l7t
Ш
Рис. 7.9. Включение нсвозбужденно- Рис. 7.10. Расчетная схема при
самого синхронного генератора: синхронизации генератора
л —схема включения; б —схема
замещения
Включение генераторов методом самосинхронизации всегда
сопровождается понижением напряжения на ззжимах статора и в сети, соединяющей
синхронизируемый генератор с энергосистемой.
Напряжение на зажимах синхронизируемого генератора (напряжение на
шипах иШ) рис. 7Л0) может быть определено выражением
иш = ис—11Хс (7.20)
С другой стороны, для каждого момента времени по аналогии с (7.18)
/г= s—, (7.21)
Xv+Xc'
где Хг — расчетное индуктивное сопротивление генератора.
Из (7.20) и (7.21) следует
ш
(7-22)
Если в первый момент времени Xc = XCt напряжение на шинах понизится
до 50% номинального. По мерс втягивания генератора в синхронизм
напряжение восстанавливается, с одной стороны, из-за возрастания сопротивления
генератора (например, для гидрогенераторов Xd~3Xd') и, с другой
стороны, вследствие работы устройств форсировки и регуляторов возбуждения.
На рис. 7.11 показаны характерные осциллограммы, иллюстрирующие
процесс самосинхронизации — изменение напряжения на зажимах статора
генератора, тока статора и тока ротора по времени. Включение произведено
при скольжении s=l%.
Из приведенной осциллограммы видно, что в момент включения
напряжение резко уменьшилось примерно до 50% номинального. По мере
затухания пускового тока напрнжение восстанавливается, достигая номинального
значения через 0,8 с.
Втягивание генератора в синхронизм после подачи возбуждения
определяется результирующим действием следуюших моментов:
а) избыточного момента Мялв, равного разности между моментом MTf
развиваемым турбиной при данной частоте вращения, и моментом
сопротивления Мс, определяемым нагрузкой генератора; избыточный момент обуслов-
251

щ
аОг5гГГгГП
£
11 I J \ II I J I I I ! I I M I I J I I M f I I | | I | I ГТ
1
3 t,G
i 2
" i i n i м м i i | Ц | ц , i , , ,, [f
Рис. 7,11.
Осциллограммы напряжения и тока
статора, а также тока
ротора при подключении
невозбужденного
синхронного генератора
способом
самосинхронизации к шинам, на которых
работает турбогенератор
равной мощности (при
скольжении s= 1 %)
ливает ускорение агрегата. Под влиянием регуляторов частоты вращения
турбины избыточный момент при частоте вращения, близкой к номинальной,
уменьшается до нуля;
б) синхронного момента Мс, развиваемого генератором в результате
взаимодействия поля ротора, возникшего под воздействием тока возбуждения, и
поля статора; синхронный момент определяется выражением
AL =
£Jvct V
ru
X,
sine,
(7.23)
где Ed уст — ЭДС генератора при установившемся значении тока ротора; б —
угол между вектором Ed уст и вектором напряжения шин С/ш;
в) реактивного момента MPt развиваемою ротором при взаимодействии
вращающегося поля статора с явно выраженными полюсами ротора.
Наибольшее значение реактивного момента определяется предельной нагрузкой»
которую может нести невозбужденный генератор, работая синхронно с
энергосистемой.
Реактивный момент пропорционален квадрату напряжения на зажимах
обмотки статора и меняется во времени с двойной частотой скольжения:
"р-^та?--*-
(7.24)
где Xd и Xq — синхронные индуктивные сопротивления генераторов по
продольной и поперечной осям.
На процесс втягивания генератора в синхронизм при наличии
синхронного момента реактивный момент не оказывает заметного влияния, так как за
период изменения угла 6 от 0 до 180° среднее значение реактивного момента
равно нулю. При отсутствии синхронного момента под действием
реактивного момента генератор может втянуться в синхронизм как при совпадении
векторов напряжений генератора и сети, так и при расхождении их на 180°.
Чтобы избежать втягивания генератора в синхронизм при расхождении
векторов напряжений генераторов и сети па 180°, возбуждение при само-
252

Рис. 7,12. Средние асинхронные моменты
различных типов синхронных машин
(Мноы — номинальный момент,
соответствующий номинальной мощности
генератора) :
/ — для турбогенераторов; 2 — для
гидрогенераторов с демпферными обмотками; 3 — для
гидрогенераторов без демпферных обмоток; 4 - для
гидрогенераторов без демпферных обмоток при
^гас~^рог (Ярот — активное сопротивление
обмотки ротора; /?гас — гасительное сопротивление)
синхронизации подастся до того, как генератор втянулся в синхронизм, т. е.
при некотором положительном скольжении;
г) среднего асинхронного момента Мср.ас, развиваемого генератором при
скольжении ротора, Так же как и момент асинхронного двигателя, средний
асинхронный момент генератора создается взаимодействием вращающегося
магнитного потока статора и токов, наведенных в замкнутых контурах
ротора (в обмотке возбуждения, успокоительной обмотке и в стали ротора).
Средний асинхронный момент генератора пропорционален квадрату на-
пряжения на зажимах обмотки статора и зависит от скольжения; при
скольжении, равном нулю, асинхронный момент также равен нулю; при
увеличении скольжения момент увеличивается, достигая максимального значения при
s = sK (рис. 7.12).
Для гидрогенераторов с демпферными обмотками характеристика
асинхронного момента имеет несколько отличный характер по сравнению с
гидрогенератором без успокоительной обмотки — максимальное значение
асинхронного момента сдвигается в сторону больших значений скольжения.
Действие асинхронного момента всегда направлено в сторону втягивания
генератора в синхронизм.
Процесс втягивания генератора в синхронизм происходит следующим
образом. При вращении генератора с частотой, меньшей синхронной, после
включения обмотки статора под напряжение сети возникает асинхронный
момент, который подтягивает генератор до малых значений скольжений1.
Когда скольжение станет небольшим, включается возбуждение генератора и
возникает синхронный момент, который обеспечивает втягивание генератора
в синхронизм после нескольких качаний. Влияние реактивного момента при
этом сказывается незначительно.
На процесс синхронизации существенное влияние оказывает настройка
регулятора частоты вращения. У гидрогенераторов без демпферных обмоток
[ С остановленного состояния при закрытом направляющем аппарате под
влиянием асинхронного момента к ггодсинхроннпй скорости могут быть
подтянуты гидрогенераторы, имеющие демпферные обмотки. Время разворота
гидрогенератора составляет 8—12 с.
253

наиболее благоприятные условия для самосинхронизации получаются при
постоянно открытом направляющем аппарате. При зтом скольжение в
момент включения в сеть должно иметь положительное значение, а избыточный
момент при подсинхронной частоте вращения ротора должен быть ие больше
чем (0,15-8-0,2) М НОМ'
Наличие устройств форсировки возбуждения и автоматического
регулирования возбуждения уменьшает время восстановления напряжения в
процессе самосинхронизации. Однако если включение обмотки статора
генератора в сеть производится при больших скольжениях и возбуждение подается
немедленно после замыкания вспомогательных контактов выключателя
генератора, наличие устройства форсировки возбуждения может увеличить
размер качаний.
В силу указанных причин обычно устройства регулирования
возбуждения и форсировки возбуждения вводят в начале процесса самосинхронизации,
а подачу возбуждения осуществляют при относительно небольших
скольжениях до ±5%. Если включение генераторов методом самосинхронизации
обеспечивается с подачей возбуждения только при скольжениях менее ±(2-г-3)%,
устройства регулирования возбуждения и форсировки возбуждения могут
быть постоянно подключены к цепям возбуждения генератора.
7.4. УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
ГЕНЕРАТОРОВ МЕТОДОМ САМОСИНХРОНИЗАЦИИ
Устройства автоматического включения генераторов методом
самосинхронизации применяются для гидрогенераторов, ветроагрегатов, агрегатов с
приводом от двигателей внутреннего сгорания как элемент автоматического
пуска. Для турбогенераторов пуск из холодного состояния и включение
агрегата требует значительного времени па прогрев турбины. Однако па
тепловых электростанциях устройства для автоматического включения
генератора методом самосинхронизации могут быть использованы или для
ускорения включения разогретой машины, или в сочетании с устройствами АПВ
генераторов после отключения КЗ на шинах и при работе устройств ЛПВ
шин.
В последнем случае при КЗ на шинах отключаются генераторы и линии.
Устройством АПВ шин включаются со стороны системы. Если включение
успешно и напряжение па шинах восстановилось, сборка нормальной схемы
электростанции произойдет после включении отключившихся генераторов.
Устройством автоматической самосинхронизации можно осуществить
требуемое включение генераторов. Производится их поочередное включение после
того, как частота вращения снизилась до допустимого значения по условию
самосинхронизации.
Следует отмстить, что обратное включение генераторов можно
произвести и методом точной синхронизации, использовав для этой цели автосии*
хронизатор ACT-4, рассмотренный в предыдущем параграфе.
Ниже рассматривается типовая схема устройства для автоматического
включения генераторов методом самосинхронизации. Схема составлена
применительно к гидрогенераторам, пускаемым по средней пусковой характе-
254

ристике, но может быть использована и для
гидрогенераторов, пускаемых по снижен- ' Т _/^К* ^>fH0M
ной характеристике. /7\*7—^ -*
п у « // X СР НАМ
Под пусковой характеристикой
гидрогенератора понимается зависимость
изменения частоты вращення от времени с
момента подачи команды. Эта характеристика
определяется типом турбины, положением
механизма измерения частоты вращения
турбины, начальным открытием
направляющего аппарата и характеристикой устрой-
ства регулятора частоты вращения. Рис' 713- ПУСК0ВЫе характер*
r J rrt 1 стики гидроагрегата
На рис. 7.13 показаны примерные
пусковые характеристики гидроагрегатов для различных положений механизма
регулирования частоты вращения турбины при одном и том же начальном
положении направляющего аппарата. Кривая 1 соответствует среднему
положению механизма регулирования частоты вращения, кривая 2 — сниженному и
кривая 3 — повышенному. Подачу возбуждения лучше всего производить при
пониженных частотах вращения в зоне подхода к синхронной частоте. В этом
случае агрегат, увеличивая свою частоту вращения, иод влиянием
асинхронного и синхронного моментов быстро втягивается в синхронизм.
Пуск гидрогенераторов чаще всего производят по средней или
сниженной характеристике. Пуск по средней пусковой характеристике
целесообразен, если ускорение агрегата не превосходит значения, при котором он
входит в синхронизм после подачи возбуждения без длительных качаний; в
противном случае пуск производят по сниженной пусковой характеристике с
последующим воздействием на механизм изменения частоты вращения с
целью убыстрить загрузку агрегата.
Пусковое положение механизма ограничителя открытия при пуске по
средней характеристике подбирается опытным путем, а при пуске по
сниженной характеристике устанавливается в нормальном пусковом положении.
Механизм регулирования частоты вращения в первом случае
устанавливается так, что разгон машины допускается примерно до 101% номинальной
частоты вращения на холостом ходу при минимально возможном напоре,
во втором случае до 80—90%.
Б качестве индикатора скольжения используются реле разности частот
или реле частоты вращения. В схеме устройства для автоматического
включения генераторов методом самосинхронизации (рис. 7.14) применено реле
разности частот типа ИРЧ-01. Также возможно применение
полупроводниковых реле разности частот (например, реле типа РГР-П [20]).
Для автоматического пуска агрегата режимным ключом SB1 устройство
автоматической самосинхронизации должно быть введено в работу и
замкнуты контакты ключа управления SA1 или контакты пускового реле.
Автоматический пуск произойдет, если реле останова ЯХос-i обесточено и
его коптзкт KLo^.l замкнут; тормозная система агрегата в исправности и
контакт датчика давления KSP.1 замкнут; возбуждение с машины снято;
255

устройство ЛГП отключено и контакт АГП.1 замкнут; отключен главный
выключатель, его вспомогательный контакт ВК.1 замкнут.
После подачи пусковой команды включается реле /CLnycK. Контактом
KLliycK.l реле самоудерживастся, поскольку пусковой импульс может быть
кратковременным. Контактами ЛХпуск.2 и KLIiyCK.3 включаются обмотки реле
разности частот KF. Одновременно контактом 7CLnyCK.4 включается
устройство пуска турбины по цепи технологической автоматики.
Когда машина достигает подсинхронной частоты и скольжение станет
равным установке реле разности частот, оно замкнет свои контакты. Так как
замыкание контактов может происходить импульсно (у реле KF),
предусмотрено реле подхвата импульса KTL Контактом КТ1.1 реле самоудерживастся,
контактом КТ1.2 размыкается цепь одной из обмоток реле разности частот,
подключенной к трансформаторам напряжения генератора; контактом KTL3
включается выключатель. Реле KJ1 имеет задержку на возврат при обесто-
чении обмотки.
|1-
HLotT.1 К SRI
—NT"
HL
If
ПУСК
вк.1 а™ *
Г ~1 .
! \
От пусковых реле
„ w ^ ПУСК
ОБ] V
А
SA23
с в
к устройст
8ам пуска
турЕины
ЛХбых.2
KL
л
Злеюпрс$$и?а голь
регуляторе чпе-
ю гь! вращения
SA3
4
KU1
flf.f
/U,
DB
it
I I
ii
XB
KLozmS
flf.2
KLq
г
/
QK.6
j Злектроддигатель
м штел~
<5>
о г р о nw p - ikLqtkq ограни чителя
KL
BK.7
Д огр.откр 2
Эйкр
ВИ.в
' АГП.2
i f
6
KT2
El
Пуск
Подхдат
пускового
импульса
ПодхЗат
импульса
реле разности
частот и
пуск реле
останода
Включение
злентсодбига-
теля
механизма частоты
Вращения
Включение
злектооддига-
теля
механизма
ограничителя
Включение
программного
реле 8ремени
Рис. 7.14. Схема автоматической самосинхронизации гидрогенератора
256

После включения выключателя замкнутся вспомогательные контакты
ВК*2 и ВКЛ, разомкнутся контакты ВКЛ, ВКЯ и ВК5> Контактом ВКЛ
разомкнётся цепь обмотки реле KLaycK, и последнее вернется в исходное
положение.
Контакт ВК.2 включает устройство ЛП7. Контакт ВКЛ подготавливает
цепь катушки отключения, а контакт ВК5 размыкает отключающую цепь
устройства ЛГ/7. После того как реле KLnycK обесточится, все устройство
вернется в исходное положение. Реле КТ1 разблокируется, после чего спустя
0,2—0,3 с разомкнётся и подготовится цепь включения обмотки / реле
разности частот KF,
Вспомогательным контактом ВК6 после включения выключателя
включится электродвигатель регулировки ограничителя открытия. Механизм ог-
аэт ти,
uim
а в
й 1
I i
I t
Mil
'SB1J SA2.1
YAC
Ой
it
ВК.З
KT1.3
>
^■OCfff * ^м a
5A2.2
OB
6i
KifibfX*^
вк.ч
VAT
+АГП
а в
1 *
i i
i 1
i
J »
с
5B1
ЗА 4.
OB
!♦
.2
*
SK.2
BK5
OB
4!
3K.
"4
SM2
KZ-бых.?
g АГП.З
"i Г
i i
5615
OB
I 4
I *
I i
KL
пчик
Kf
П
I
^ЛУС^'З
,Vrl2
^1 *~j
0/я 7V генератора
Включение
Выключателя
Отключение
Выключателя
Включение АГП
Отключение АГП
Включение
дстроастда форсирод-
ии и регулирооа-
ния дозоутения
17—6678
257

раничнтеля открытия перемещается до тех пор, пока не сработает концевой
выключатель фогр.откр./, установленный в соответствии с нагрузкой, заданной
по условию автоматического набора нагрузки регуляторами мощности.
В случае неисправности агрегата срабатывает реле останова KL0CT. Это реле
срабатывает также при отключении генератора вручную ключом управления
SA2 (при замыкании контакта SA2.S) или при действии контакта KL&HX.2
выходного реле защиты.
Реле KLoct сам о удерживается контактом /CL0Cr.2 до завершения
процесса останова, контролируемого действием реле времени КТ2.
Контактом /(LocrJ размыкается цепь пуска. Контактом K.Loct-3
подготавливается цепь отключения главного выключателя; эта цепь контролируется
контактом направляющего аппарата Кн а так, что -отключающий импульс
будет подан после того, как направляющий аппарат под воздействием
механизма регулирования частоты вращения займет положение, соответствующее
холостому ходу.
Контакт /CLoct-4 размыкает цепь «Прибавить* электродвигателя
регулятора частоты вращения. Контакт /СЛУСТ.5 замыкает цепь «Убавить», Регулятор
частоты вращения начинает закрывать направляющий аппарат до тех пор,
пока не подействует концевой выключатель механизма регулирования
частоты вращения Qf.2.
Размыкание контакта Qf.2 происходит при достижении направляющим
аппаратом положения холостого хода. Замыканием контактов /Сн>а подается
импульс на отключение выключателя. (При отключении выключателя
вручную путем замыкания контакта SA2J2 или при отключении от защиты
контактом /CLbux-/ отключающую цепь выключателя генератора замыкают
немедленно, пока направляющий аппарат не достиг положения холостого
хода).
После отключения выключателя вспомогательный контакт ВК&
размыкает цепь «Открытие» электродвигателя ограничителя открытия и контактом
ВК7 замыкает цепь «Закрытие».
Когда направляющий аппарат турбины достигает пускового положения,
контактом конечного выключателя ф0гр.откр.2 размыкается цепь двигателя
ограничителя открытия. При этом контакт QfA замыкается, благодаря чему
механизм регулирования частоты вращения после возврата реле Z(L0ct й
замыкания контакта /(L0CT.4 отводится до положения, при котором генератор
может достичь номинальной частоты вращения.
Концевой выключатель Qf.l настраивается так, что он размыкает цепь
электродвигателя механизма изменения частоты вращения, когда частота
вращения станет немного больше нормальной. Реле KLQCY возвращается в
исходное положение после окончания процесса останова агрегата, что
контролируется уставкой программного реле времени КТ2. Это реле включается
после того» как отключается выключатель (замкнется контакт ВКМ) и
устройство АГП (замкнется контакт АГП.2).
Контакты реле частоты вращения KLj-1 вводятся в схему, если пуск
производится но сниженной характеристике (обмотка реле /(L/ на рис, 7.14
не показана). В этом случае снимается накладка ХВ. Реле частоты
вращения регулируется на уставку 85—95% номинальной частоты, а концевой вы-
258

ключатель Qf.l регулируется так, что он замыкается в положении,
соответствующем 80—85% номинальной частоты вращения.
На рис. 7.14 штриховыми линиями показаны цепи для включения
устройств АРВ после замыкания контактов ВК.9 и ЛГП.З (т. е. после того как
включаются выключатель и автомат гашения поля). Для управления
устройством ЛГП вручную предусмотрен ключ управления SA4.
7.5. СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ
В схемах для автоматического включения генераторов
методом самосинхронизации контроль разности частот между
включаемым невозбуждеиным генератором и энергосистемой чаще
всего осуществляется при помощи реле разности частот. При
включении генераторов методом самосинхронизации вручную
могут быть использованы двойные частотомеры,
присоединяемые к измеряемому напряжению через стабилизаторы
напряжения. 1
Реле разности частот во многих случаях можно подключать
к трансформаторам напряжения без стабилизаторов, так как
остаточное напряжение со стороны иевозбужденного
генератора оказывается достаточным для надежного действия реле, и
реле разности частот срабатывает, если со стороны сети
напряжение номинальное.
Схема реле ИРЧ-01 показана на рис. 7Л5. Катушки / через
зажимы 5, 6 подключаются к трансформатору напряжения
генератора. Рабочий ток, протекающий по катушкам, составляет
(о5гЫ5) мА, суммарное сопротивление обмоток 0,15 Ом.
Изменение тока в цепн катушек / производится реостатом с
диапазоном регулировки 0—160 Ом. Реостат рассчитан на
прохождение тока 220 мА в течение 15 мин. Если остаточное
напряжение генератора не обеспечивает надежное действие реле
разности частот, катушки / подключаются через стабилизатор
напряжения, F
Катушкн // через зажимы 7, 8 включаются к
трансформации нДпРя*ения со стороны сети. Номинальное напряжение
^^■Потребляемая мсш*ность ПРИ номинальном напряжении
6Ь Б-А. При изменении напряжения на катушках II и тока в
катушках I уставка срабатывания
самопроизвольно меняется в пределах
1,8—0,35 Гц, что является недостатком
конструкции и приводит к
необходимости ее изменения. В настоящее
время ЧЭАЗ осуществил выпуск реле
разности частот типа РГР-11 [20] на
полупроводниковых элементах.
Упрощенная схема реле РГР-11 пт„*Т7^~Т *
nnl7!Jo;ufl „^ ^„л п 1С V. u Рис. 7.1о. Схема соединения
показана на рис. 7Л6. В реле име- обмоток реле ИРЧ-01
17* 259

г
|/!йЗй|2! SQ П §2Sg^12£ sQ
m CO CD
^ ifl ^ * If)
l\j ^ Vo «a ^
+ + + ^ i
M ♦ t i
г
N
^
171
*o
^
Cl
О
о
PQ
О
tsj
Я
ct
О
A
С
С*
С
>>
О
ГО
О)
о
к
CZ
1В
ре
<и
3
о
о.
с
о

ются два независимых друг от друга блока для
преобразования напряжений —базисного (/б и синхронизируемого Uc.
Выходной ток каждого из этих блоков пропорционален
длительности периода измеряемого напряжения и обратно
пропорционален частоте. Сравнение выходных сигналов производит
дифференциальный усилитель. При равенстве частот напряжений
выходной сигнал усилителя равен нулю, а при возникновении
разности частот появляется напряжение на выходе. Его
полярность определяется знаком разности частот /г,—/с.
Срабатывание устройства происходит при заданном знаке полярности
и достижении этой разности заданного значения (уставки).
Каждый блок измерения частоты содержит формирователь
импульсов Al (А2), инвертор Dl.l (D1.2), конденсаторы
памяти С5, С6 (С7, С8), резисторы R2, R3 (1R6, R7)t разрядные
ключи SBlt SB2 (SB3, SB4), дифференцирующие цепочки С1,
R1, С2, R4 (СЗ, R5f C4t R8), создающие импульс на
кратковременное открывание ключей в моменты поступления фронта
сигнала от 0 к 1.
Работа реле РГР-11 уясняется из его описания,
заимствованного из [20].
Входное синусоидальное напряжение Uc> блока измерения
частоты /г, входным формирователем А1 и инвертором DL1
преобразуется в положительные импульсы длительностью в
половину периода и сдвинутые между собой па половину периода
(рис. 7.17). При появлении на выходе инвертора DL1
положительного потенциала зарядный ток емкости конденсатора С1
кратковременно открывает ключ SB1, который мгновенно
разряжает емкость С5, а после запирания ключа SB1 начинается
заряд С5 через сопротивление резиеггора R2 и открытый диод
VD3 (см. рис. 7.16). При этом диод VD1 закрыт в течение всего
полупернода, так как за это время напряжение на С5 не
достигает необходимого для открытия VD1 уровня и соответствует
примерно 0,1 номинального, т. е. примерно 1,5 В.
Во втором полупериоде на выходе Dl.l сигнал 0, диод VD1
открывается, a VD3 закрывается и заряд емкости С5
прекращается. При этом на выходе А1 появляется положительный
потенциал и аналогично происходит заряд емкости
конденсатора С6 в течение второго полупериода. Через диоды VD5>
VD6 на делитель R9, R10 поступает напряжение с того
конденсатора, на котором оно больше. Резисторы R9, R10 должны
обеспечивать незначительный разряд емкости С5 или Св за
время полупериода частоты /о. Следовательно, при
неизменной частоте /б напряжение £//б практически неизменно в
течение всех полупериодов и равно
261

Чищ
Рис. 7.17, Временная диаграмма, поясняющая работу реле РГР-11
где Uc5 = Ucb=UC6 при С5=С6=С7=С8=С, R2 = Rz = RG=
= /?7=/?; т— (/?-{-/?д) С; /?д — прямое сопротивление диодов
зарядной цепи,
Аналогично работает и блок преобразования частоты fCj
напряжение на выходе которого
Ufc = Uc,-UA - 1/п (l - ет™~*)-ил, (7.26)
где Ucc=Uc7=UC8.
Учитывая, что функцию е^* можно разложить в ряд Макло-
рена
(7.27)
е~*^\ \- 1~х) 4- (~х)3 -и (~х)3 л. л- (-*>"
1! "•" 21 + 3! т" •"-г „1
а при л;^0,1 с точностью до 1% можно ограничиться первыми
двумя членами ряда (7.27), выражения (7.25) и (7.26) можно
записать как
U
/б
и« — и
2t/6
д
и £//с =
(/
П
2Tf(
^д.
(7.28)
262

При выборе коэффициентов усиления усилителей A3, А5
равными единице:
&.4S — R le/R 17 = 1 >
напряжения на выходах усилителей A3—А5 будут
UAi=UsehAi=Ui6\ (7.29)
Uas = -UA3 = -Ui6; (7.30)
^4 = f//c-^-(l + ^)-t/>i3-^. (7.31)
При выборе коэффициентов усиления усилителя А4 по обоим
входам равными
kM = X™ (\ + -ЬзЛ - .*»-
с учетом выражений (7.28), (7.29) и (7.31) выражение для ил*
запишется как
При разности частот, равной уставке срабатывания Af, с
делителей напряжения R19 и R22 на входы компараторов А6, А7
поступает напряжение, которое должно во входных
сопротивлениях создавать токи, равные по значению токам,
создаваемым на входах Ав, А7 напряжением VA4, но противоположно
направленные, так как потенциал в суммирующей точке на
входе компараторов A6t A7 па грани срабатывания Д/уст равен
нулю, где
Л/уст=/б—fo (7.33)
Следовательно, условие срабатывания реле можно записать
с учетом (7.25), (7.29), (7.30), приняв, что падение напряжения
на диоде £/д, входящее в VrAz, Uль можно учесть
соответствующей подстройкой делителей R19 и R22, так как С/д меньше UC6-
Условие срабатывания компаратора А6 прн fc больше /б
/я2о = —/язь (7-34)
где
k№ _ BU„ UM kMUn / 1
/^20 = &С6 "75 л:г " и ^21 =
А2о 2т/г, 21 #2l /?«-2t \ fc f6 /
С учетом условия (7.33) после преобразования равенства
(7.34) получим
А/устЛб- ^Чс. (7.35)
RA\
263

Аналогично условие срабатывания компаратора А7,
учитывая, что на его входах включены резисторы, аналогичные
компаратору A6t при /б>/с можем записать как
Л/устА7 = —Z /с»
где B=kmg/R2QttkR22/R2s', £ri9, foua — коэффициенты,
учитывающие долю напряжения 'Uco* снимаемого с
соответствующего делителя, с учетом влияния диодов.
В действительности имеется небольшая зависимость AfyCT
от (б, так как в выражениях для A3, А5 полностью пренебречь
падением напряжения на диоде £/д нельзя.
В принятой схеме задания уставок разности частот в реле
РГР-11, уставка срабатывания реле мало зависит от частоты
базисного напряжения /<> и в основном определяется только
частотой синхронизируемого генератора. При срабатывании
любого из компараторов А6 или А7 через время задержки
элемента DT сигнал поступает на выходной усилитель, выполненный
на транзисторе VT, и промежуточное реле KL1, которое сраба- *
тывает. Реле имеет два замыкающих контакта.
Питание реле осуществляется от встроенного блока питания
UGy где напряжения ±15 В стабилизированы.
Так как измерение частот /б и fz происходит каждый
полупериод, реле правильно работает при сравнительно больших
скоростях изменения частоты /с.
Реле РГР-11 имеет исполнение иа 50 и 60 Гц. Диапазон
изменения синхронизируемого напряжения, в котором
обеспечивается срабатывание реле при номинальном базисном
напряжении, (0,02-1-0,15) Uцок- Длительная термическая стойкость
по обоим входам обеспечивается при 110% номинального
напряжения.
Вместо реле разности частот в схемах автоматической
самосинхронизации может применяться реле частоты вращения.
Иногда такое реле устанавливается дополнительно (например,
при пуске по сниженной характеристике).
В качестве реле частоты вращения проще всего
использовать реле напряжения, питаемое от вспомогательного
синхронного генератора, находящегося на одном валу с ротором
основного генератора. Такой генератор называется тахометрическим.
Он может питать и обмотки реле разности частот.
Вспомогательный тахометричсскии генератор . переменного тока имеет
ротор с постоянными магнитами; ЭДС этого генератора прямо
пропорциональна частоте вращения ротора, и по изменению
ЭДС можно судить о частоте вращения агрегата.
В процессе эксплуатации надо следить за тем, чтобы не
произошло размагничивания постоянных магнитов, и в случае на-
264

Цепь оЕмотна
8оз5уждении
_ ^-
\
Цепь
бозбуждеиия
у^
Цепь
бозоуждения
s /
Гасительный,
резистор
\ | 1 к-Г>Г>Г\
у\-
N
TL
Гасительный
резистор
~ -г
«0
«^iBHif ма^рч
5)
Рис. 7.18, Вариант схемы
включения реле скольжения:
/ — трансформатор тока; 2 —
выпрямитель; 3 — обмотка реле; 4—
конденсатор
Рис. 7.19. Варианты схемы включения реле
скольжения;
а — реле с замедлением на возврат (подключено
к части гасительного резистора); б — реле
подключено к добавочному дросселю
добности корректировать уставку реле или производить под-
магничивание магнитов.
Контроль частоты вращения можно производить также при
помощи центробежных реле или реле, питаемых тахометриче-
ским генератором постоянного тока. В качестве такого
генератора иногда используется возбудитель главного генератора.
Контроль скольжения производится при помощи реле,
реагирующего на переменную составляющую тока ротора.
По мере приближения частоты вращения к синхронной
период пульсации переменного тока в цепи ротора увеличивается.
Поэтому если в цепь обмотки возбуждения включить
промежуточный трансформатор, а вторичную его обмотку присоединить
к реле, имеющему замедленный возврат, то, изменяя уставку и
время возврата, можно обеспечить срабатывание при
требуемом скольжении.
Другая возможность выполнения реле скольжения на
использовании переменной составляющей тока цепи ротора
показана на рис. 7,18. К реле подводится выпрямленный ток.
Действующее значение этого тока тем больше, чем больше
скольжение. Когда частота вращения приблизится к синхронной, ток
уменьшится и реле сработает.
На рис. 7.19 показаны варианты схем контроля скольжения,
применяемые в устройствах пуска синхронных двигателей и
компенсаторов. Реле с замедленным возвратом (рис. 7,19,а)
обтекается пульсирующим током, полученным однополупериод-
иым выпрямлением переменного тока. Для замедления
скорости спадания магнитного потока па магнитопроводе реле
ставится медная гильза, что характерно для кодового реле, или
через емкость дополнительно подпитывается обмотка. В этих
случаях магнитный поток в магнитной системе реле исчезает
ие сразу и возврат реле в конечном счете зависит от значения
скольжения.
265

Реле в схеме на рис. 7Л9,б включено параллельно дросселю,
установленному последовательно с гасительным резистором
обмотки возбуждения.
Напряжение на зажимах дросселя тем больше, чем больше
частота переменного тока, проходящего в цепн обмотки
возбуждения (индуктивное сопротивление дросселя прямо
пропорционально частоте). При значении скольжения, соответствующем
выбранной уставке напряжения возврата реле, якорь отпадает,
а контакты производят требуемое действие.
7.6. НЕСИНХРОННОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ ГЕНЕРАТОРОВ И ЧАСТЕЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ [9]
Если возбужденный генератор, ЭДС которого Ег (см.
рис. 7,4), включается несинхронно на шипы энергосистемы, то
в момент включения возникает уравнительный ток
/„с = —.: (7-36)
^dr + Л с
[сравнить с (7.18) для н е воз бу жд е н по го генератора].
При ET=Ed"=Uc
Д£ = 2Ed" sin — -= 2i/csin —. (7.37)
В выражениях (7.36) и (7.37): Л£ —геометрическая разность
между ЭДС несинхронно включаемого генератора за
сверхпереходным индуктивным сопротивлением по продольной осн £,/'
и напряжением сети I/c; X'd? — сверхпсрсходнос индуктивное
сопротивление генератора по продольной осп; Хс — индуктивное
сопротивление системы.
Ток несинхронного включения имеет максимальное
значение при включении генератора в протнвофазе к ЭДС
эквивалентного генератора системы. При несинхронном включении на
систему бесконечной мощности (Хс = 0) с углом й=180°
Л,Ис-=-^. (7-38)
V
■^dr
При трехфазном КЗ на зажимах генератора ток КЗ
'« = -—• (7.39)
Как видно из (7.38 н (7.39), максимальный ток при
несинхронном включении может быть в 2 раза больше тока при
КЗ на выводах обмотки статора.
266

Под влиянием токов несинхронного включения появляются
значительные усилия, воздействующие на вал и обмотки
статора генератора, синхронного компенсатора, обмотки
трансформаторов. Конструкции синхронных машин рассчитываются
таким образом, чтобы они выдерживали ударные токи
трехфазного КЗ на зажимах статора при номинальной частоте
вращения и напряжении, равном 1,05£/Ном>
Таким образом, критерием допустимости несинхронного
включения по условию обеспечения сохранности генератора
являются механические усилия, воздействующие на генератор;
их значения должны быть меньше, чем при трехфазных КЗ на
выводах генератора. Исследования показывают, что
определяющим при несинхронном включении является значение
возникающего электромагнитного момента. Для удобства
практические расчеты предельно допустимых кратностей моментов
(допустимости несинхронного включения) выполняются через
кратности периодической составляющей тока при
несинхронном включении с наиболее неблагоприятным углом 6=180°
к номинальному току.
Расчет максимального значения периодической
составляющей тока статора при несинхронном включении 1тах нс
производится в предположении, что Е{=Е%= (1,05-=-1,1) £/ном.ф:
г о ('■«■*-i.mw«, щ
1 max не ^ у У- i V •^KJf
где 2— коэффициент, учитывающий расхождение векторов
ЭДС на 180°; £/НОм.ф — поминальное фазное напряжение;
S/Vi-n —взаимное сопротивление расчетной схемы
замещения, в которой генераторы представлены сверхпереходным
сопротивлением Xd"*
Персоналу предписывается производить немедленное
обратное несинхронное включение вручную транзитных линий
электропередачи, если устройство АПВ на этих линиях не работало
или не установлено. Условием целесообразности несинхронного
включения является соблюдение определенной кратности тока
несинхронного включения по отношению к номинальному.
Указанная кратность не должна превышать: А^/Аюм^
< 0,625/^Yrf'—для турбогенераторов и гидрогенераторов с
демпферными контурами; /нс/Аюи^З — для турбогенераторов с
непосредственным охлаждением обмоток и для гидрогенераторов
без демпферных контуров; /Нс//ном^0,84/.Х/' — для синхронных
компенсаторов; -^— < —■—-—для трансформаторов; к —
' V.Q4 ^К'Ь °
расчетный коэффициент, учитывающий повышенное значение
ЭДС в момент несинхронного включения; й = 0,85 для
гидрогенераторов; /е=0,95 для турбогенераторов; k=l для турбо- и
267

гидрогенераторов при превышении ЭДС не более чем на 5%;
Р=1005тр/5к; ык — напряжение КЗ трансформатора, %; 51р—
мощность трансформатора, MB-А.
Значения SK определяются следующим образом:
Uлащ, кВ До 6 10—35 ПО 220 330 Выше 330
SK, MB-A 1000 1500 5000 10 000 15 000 25 000
Следует обратить внимание на то, что несинхронное
включение линий, определенное только соблюдением указанных
условий, может в некоторых случаях вызвать длительный
асинхронный режим, прн котором персонал должен принимать меры
для его прекращения, оговоренные специальными
инструкциями. Если кратности токов прн несинхронном включении,
рассчитанные по приведенным выражениям, окажутся больше
допустимых, должны быть произведены уточняющие расчеты,
учитывающие нагрузку (обычно расчеты допустимости
несинхронных включений ведутся без учета нагрузки).
Из выражения (7.38) нетрудно видеть, что несинхронное
включение одиночного генератора на шины бесконечной
мощности не может быть допущено (например, при Х/'=12%
кратность тока несинхронного включения по отношению к
номинальному составит более 17). Несинхронное включение
генераторов, работающих блоком через трансформатор н линию
электропередачи на электрическую систему конечной мощности,
в ряде случаев может быть допущено.
Если имеется группа параллельно работающих генераторов,
то во многих случаях оказывается допустимым несинхронное
включение одновременно всех машнп станции или части
энергетической системы. Ток несинхронного включения,
определенный по (7.40), должен быть распределен между параллельно
работающими генераторами. При расчетах следует учитывать
наименьшее возможное число работающих машин (т. е.
наиболее тяжелый случай с точки зрения значения тока прн
несинхронном включении).
Несинхронное включение целесообразно применять только
в тех случаях, если после него происходит быстрая
ресинхронизация генераторов илн частей энергосистемы. Ресинхронизация
обеспечивается, если среднее установившееся скольжение
(разность частот) между несинхронно включенными частями
(генераторами) будет меньше некоторого критического скольжения»,
которое определяется специальными соотношениями и зависит
от исходной загрузки связи, постоянных инерции соединяемых
между собой частей энергосистемы и т. д., но приближенно
составляет около 1,5—2 Гц при включении частей, соединенных
«жесткими» связями, н 0,2—0,5 Гц при включении частей,
соединенных «слабыми» связями.
268

Для обеспечения ресинхронизации следует разгружать
агрегаты передающей части системы либо отключать
потребителей в приемной ее части [9].
Если для конкретных случаев эксплуатации применение
несинхронного включения признано допустимым, должны быть
предприняты меры для предотвращения нежелательной работы
различных защит в таких режимах.
В сложных энергосистемах несинхронное включение может
иногда вызвать нежелательное отключение потребителей,
расположенных в районе электрического центра, а в некоторых
случаях — выпадение из синхронизма других параллельно
работающих электростанций. По этим причинам пункты
энергосистемы, в которых следует применять несинхронное
включение, должны намечаться заранее, с предварительным анализом
допустимости несинхронного включения по условиям работы
оборудования, ресинхронизации частей энергосистемы
(генераторов) н работы устройств релейной защиты.
Несинхронное включение, произведенное при малой
разности частот н защитах, органически не работающих при
асинхронном режиме нли отстроенных от него уставкой
срабатывания нли временем действия, в аварийных условиях может
существенно ускорить процесс восстановления нормального
режима работы энергосистемы.
Время восстановления нормальной работы энергосистемы
после несинхронного включения в значительной мере
определяется также тем, как быстро восстановится нормальный ре*
жим потребителей, в состав которых входят асинхронные н
синхронные двигатели. Асинхронная нагрузка после
восстановления напряжения должна самозапуститься.
Вопросы сохранения в работе синхронных двигателей н их
ресинхронизации после выпадения из синхронизма
рассмотрены в следующем параграфе.
7.7. ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ, ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
ИХ ВЫПАДЕНИЯ ИЗ СИНХРОНИЗМА И РЕСИНХРОНИЗАЦИЯ
Рассмотрим качественную сторону процессов при
выполнении так называемого прямого пуска синхронных двигателей,
загруженных на номинальную мощность. Под прямым пуском
понимается включение остановленного агрегата под полное
напряжение выключателем без пускового устройства прн
глухом подключении возбудителя к обмотке ротора синхронного
двигателя. При включении нагруженного синхронного
двигателя под напряжение двигатель начнет вращаться под
воздействием асинхронного момента, обусловленного наведением токов
в стержнях пусковой клетки и железе бочки ротора.
Характеристика пускового момента показана на рис. 7.20 кривой /.
269

Рис. 7.20. Пусковые
характеристики
синхронного двигателя:
а — при включении без
активного сопротивления в
цепь обмотки ротора; 6 —
с включением активного
сопротивления
3=1 ; SHC S^O S=1 S=Q
При увеличении частоты вращения двигателя и
приближении к подсиихронной частоте начинает сказываться
дополнительный асинхронный момент, обусловленный наличием
обмотки ротора, замкнутой на возбудитель или иной источник
постоянного тока. Этот момент на рис. 7.20,а показан кривой 2.
Характеристика суммарного пускового момента имеет вид,
показанный кривой 3. При достижении двигателем подсиихронной
частоты за счет воздействия синхрошюго момента происходит
втягивание двигателя в синхронизм.
Из рис. 7.20,а видно, что достижение подсиихроииой
частоты возможно, если момент сопротивления (кривая 5) меньше
суммарного пускового момента во всей области от s=l до5^0.
Если момент сопротивления имеет значения,
соответствующие кривой 4, то двигатель не сможет достигнуть
подсиихронной частоты вращения и втягивания в синхронизм ие
произойдет. Возникнет длительный асинхронный режим со средним
скольжением, определяемым абсциссой точки пересечения
кривой 4 с кривой 3 (s = ShC). Втягивание двигателя в синхронизм
можно в этом случае обеспечить или уменьшением момента
сопротивления, т. е. разгрузкой двигателя со стороны
приводимого механизма, или увеличением ординат пускового момента.
В схемах с реакторным пуском увеличение ординат
пускового момента синхронного двигателя в областях,
приближающихся к подсиихронной частоте вращения, достигается путем исклкг
чения из цепи, питающей статор, пускового реактора. Такая
операция осуществляется устройствами пусковой автоматики.
Другая возможность повышения суммарного значения
пускового момента состоит в увеличении активного
сопротивления контура ротора синхронного двигателя путем включения на
время пуска активного сопротивления. Благодаря этому
максимум момента, создаваемого замкнутой обмоткой ротора,
перемещается в сторону увеличенных значений скольжения и, как
видно из рис 7.20,6, создаются условия для обеспечения
втягивания двигателя в синхронизм без уменьшения момента
сопротивления.
И
5^ 4
H
T«--i _-^ I. ■■
. ■!■- 4 —— * -^ *.
270

-пгг^
X,-
1~ш
Ху-
Шины питашщей\
подстанции I
-/*w\
XtiL-2
1-Z
*)
A
нам
-^-*
ft
W £0 'Я7 160 P
^ A,
-^—=»-
^ ПРЕД ^
'прея
Рис, 7.21. Схема электропитания (а) и характеристика мощности (б)
Активное сопротивление, включаемое на время пуска
последовательно с обмоткой ротора, составляет (34-5) /?рот (/?рот —
сопротивление обмотки ротора в нагретом состоянии).
Операции по вводу и выводу упомянутого активного
сопротивления могут осуществляться устройствами автоматики пуска
как при питании ротора возбудителем постоянного тока, так и
при тиристориой схеме устройства возбуждения.
Если при пуске синхронного двигателя обмотка ротора
отключена автоматом гашения поля от источника постоянного
тока и замкнута на гасительное сопротивление, то втягивание
двигателя в синхронизм происходит аналогичио тому, как это
происходит с генераторами, включаемыми методом
самосинхронизации, т. е. до подсипхронной частоты вращения двигатель
разгоняется за счет асинхронного момента, и затем устройством
пусковой автоматики обмотки ротора переключается с
гасительного сопротивления на источник постоянного тока.
Двигатель удерживается в синхронизме, если нагрузка на
валу не превзойдет значения синхронного момента при угле
6 = 90°, т. е. если при питании двигателя от шин подстанции
(рис. 7.21,а) через сопротивление связи Х{-х
■ш
нагр
<
х.
(7.41)
1—Ш
Обычно максимальное значение мощности, развиваемой
синхронным двигателем, Ртах примерно вдвое больше
поминальной нагрузки двигателя Рном. В этом случае нормальная
работа синхронного двигателя происходит при угле 6i2hqm=30°
(рис. 7.21,6). При других соотношениях между Рнпгр и Р„ом в
требуемых для практики случаях обычно
(7.42)
Н?Гр
НРГП
ном
IIQM
271

При КЗ в сети внешнего электроснабжения напряжение на
шинах питающей подстанции (энергосистемы) снижается.
Вследствие этого уменьшается синхронный момент. Ротор
двигателя под воздействием механической нагрузки и
электрических потерь начинает тормозиться, и угол б начинает
увеличиваться. Процесс длится до тех пор, пока не отключится КЗ и
не восстановится напряжение.
Если происходит трехфазное КЗ в точке /С, при котором
остаточное напряжение на шинах подстанции равно нулю,
электрическая мощность, потребляемая двигателем, становится
равной нулю.
Поскольку механическая мощность (момент сопротивления)
становится больше электрической, двигатель будет
тормозиться, прн этом, если пренебречь активными потерями в цепи КЗ,
энергия, израсходованная при торможении, пропорциональная
площади торможения STOpM (рис. 7.21,6), определяется
механической загрузкой (с учетом КПД агрегата).
Двигатель не выпадает из синхронизма, если после
отключения КЗ площадь ускорения SycK (здесь синхронный момент
больше момента сопротивления — двигатель ускоряется) будет
равна или больше площади торможеиия STOp«. Для
определения времени отключения КЗ, при котором будет сохраняться
устойчивость и двигатель не выпадет из синхронизма,
воспользуемся выражением
'пред — у д000 »
где Тин — постоянная инерции агрегата, отнесенная к
номинальной мощности двигателя- Значение 6Пред можно вычислить
графоаналитическим путем при условии соблюдения условия
Из рис. 7.21,6 видно, что для рассматриваемого случая 6пРед>
соответствующее условию SyCK=ST0?ti9 равно
Опред==г 79
И
Д6Пред= 79—30=49°.
Если для механизма тин = 4 с, то из (7.43) *пред=0,148 с;
при Тин = 3 с ^преД=0,128 с; при Тин = 2 с /пРед=0Л05 с.
Из этих данных видно, что основным средством удержания
синхронных двигателей в синхронизме является быстрое
отключение КЗ.
Предельное время отключения КЗ будет больше» если при
КЗ напряжение на зажимах синхронных двигателей, питаемых
по неповрежденным участкам электросети, будет отлично от
нуля; при значении остаточного напряжения примерно 0,65 £/Ном
272

предельное время отключения КЗ может составлять 1—1,5 с;
оно определяется допустимой длительностью прохождения
пусковых токов. В этом случае площадь торможения меньше
площади ускорения (рис. 7.22). При С/1Ост=0т6'С/иом и £d = const
площади торможения и ускорения равны друг другу.
Другая возможность, позволяющая увеличить предельное
время отключения КЗ, — неполная загрузка двигателя. Если
Риггр меньше Рном, то, с одной стороны, увеличивается значение
предельного угла бпред (Аб'пред^Абпред), а с другой стороны,
уменьшается возможная площадь торможения.
В этом случае
/ - 1/ А6"р*дТи11 Л/ JW- (7.44)
Чед - у 9ооо V Р11агр
Если время отключения КЗ будет превосходить указанные
выше значения н длительность глубоких понижений
напряжений будет больше £пРед, то синхронные двигатели выпадут из
синхронизма. Нарушение синхронизма может также
происходить при перерывах электропитания в цикле автоматического
повторного включения или в цикле автоматического ввода
резервного питания с временем бестоковой паузы 0,5—2 с.
Обеспечение непрерывности технологического процесса
производства, определяемого работой агрегатов с синхронными
двигателями, требует наряду с мерами, предотвращающими их
выпадение из синхронизма, осуществления быстрой
ресинхронизации двигателей после восстановления электропитания.
Быстрая ресинхронизация достигается следующими
способами.
Несинхронное включение на полное напряжение
возбужденных синхронных двигателей, вращающихся по инерции с
непогашенным полем, после кратковременной потери питания от
энергосистемы. Применение способа допустимо при соблюдении
двух условий: во-первых, возникающие токи несинхронного
включения не должны привести к механическому повреждению
двигателя и, во-вторых, характеристики пусковых моментов и
моментов сопротивления должны быть такими, чтобы двигатель
втянулся в .синхронизм и не произошло зависания его частоты
вращения в подсинхроиной области.
Характер затухания ЭДС синхронного двигателя,
отключенного от источника питания и вращающегося по инерции, виден
из рис. 7.23. После действия форсировки возбуждения
напряжение на зажимах двигателя на некоторое время достигает почти
номинального значения.
По условию механической сохранности синхронного
двигателя он может быть включен под полное напряжение после
18^-6678 273

Рис, 7.22. Характеристика
мощности при резком снижении
напряжения на чяжимах
синхронного двигателя до GO °/o
номинального
5 * 5 tfC
Рис. 7.23. Изменение токов, напряжений и частоты вращения синхронного
двигатели при его отключении от питающего напряжения (двигатель типа
СТМ-3500 2):
/ст и 7рот — токи статора ь роторг; U — напряжение на зажимах статора; п — частота
вращения
гашения поля. В этих условиях остаточное значение ЭДС не
превосходит (0,5-^0,6) С/Ном-
Приняв для запаса допустимую остаточную величину ЭДС
двигателя £д.доп = 074{УНом> получим, что уравнительный ток при
включении в противофазе не должен превосходить величины
\ли
KOM.CJ)
ур max
Хл"
(7.45)
Если это значение тока принять как предельно допустимое
при несинхронном включении, то при сопротивлении питающей
энергосистемы ХСИст в условиях, когда £д=£Лр.Ном, должно
соблюдаться соотношение
1,1* 2t'HoM. ф 1, 4с/ном ф
Xd" Л~ -^сист
Хи"
(7.46)
где 1,1—коэффициент запаса; Ха"—сверхпереходное
сопротивление двигателя.
Из выражения (7.46) следует, что по условию обеспечения
механической сохранности двигателя включение с
непогашенным полем допустимо после кратковременого перерыва элек-
274

тропитания в цикле бестоковой паузы АПВ или АВР во всех
случаях, когда
у _^ *.•>£ 1 ,4 у ff
А- сисг ^' I . ^ d *
1,4
т. е. когда
*с«Ст5*0,57ХЛ (7.47)
При потере питания или нарушении синхронной работы
двигателя по другим причинам производится гашение поля
двигателя; для увеличения пускового момента в цепь обмотки
ротора вводится активное сопротивление. После восстановления
нормального напряжения в питающей сети устройствами
пусковой автоматики включается возбуждение и двигатель
втягивается в синхронизм аналогично тому, как это происходит при
нормальных условиях пуска.
При необходимости для облегчения ресинхронизации
должна производиться кратковременная разгрузка приводимого
в движение механизма.
Индикация потери питания со стороны энергосистемы
может осуществляться различными методами. Наиболее просто
использовать для этой цели реле снижения частоты и реле
направления активной мощности. Последнее при прекращении
питания от энергосистемы меняет положение контактов и
воздействует на устройства пусковой автоматики.
Использование реле направления активной мощности в
комбинации с реле понижения частоты и реле минимального
напряжения с применением небольшой задержки органом выдержки
времени оправдано опытом эксплуатации.
Действие указанных выше реле, так же как и реле
напряжения прямой последовательности, назначение которого
контролировать длительность КЗ в питающей сети, должно
происходить в условиях, когда синхронный двигатель выпадает из
синхронизма, и не должно иметь места в условиях, когда
сохраняется синхронная работа двигателя. Для этого устройства,,
улавливающие прекращение нормального электропитания,
снабжаются выдержкой времени, которая определяется
выражениями (7.43) и (7.44).
Различными организациями применяются многообразные
схемы пусковой автоматики синхронных электродвигателей.
Обязательным условием работы автоматики является
обеспечение продолжения работы двигателя и его ресинхронизации
при кратковременных нарушениях нормального
электроснабжения, вызванных КЗ, работой устройств АПВ и АВР питающей
электросети.
18* 275

7.8. ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИЧЕСКОЙ
ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА (АЛАР)
В энергосистемах применяется большое количество
различных устройств автоматической ликвидации асинхронного
режима, отличающихся способом выявления асинхронного
режима и параметрами, на которые оии реагируют [2, 4, 9].
В соответствии с характерными признаками асинхронного
режима, рассмотренными в начале параграфа, применяются
устройства, реагирующие на изменения тока, активной
мощности в лииии электропередачи, напряжения на шинах
подстанции, сопротивления на зажимах реле сопротивления. Часто
применяются комбинированные устройства, с помощью которых
осуществляется контроль изменения ие одного, а нескольких
режимных параметров. К устройствам, выявляющим
асинхронный режим, предъявляются следующие основные требования:
селективность, чувствительность к асинхронному режиму,
быстрота срабатывания, способность определения знака
скольжения.
Под селективностью понимается свойство устройства
отличать асинхронный режим от режима синхронных качаний, а
также асинхронный режим в данном сечеиии электрической
сети от асинхронного режима в смежных сечениях. Синхронные
качания представляют значительно меньшую опасность, чем
асинхронный режим, так как существуют кратковременно и ха*
рактеризуются менее глубокими колебаниями режимных
параметров.
В зависимости от знака скольжения выбираются
мероприятия, которые необходимо выполнить для достижения
ресинхронизации.
Ниже рассматривается устройство, разработанное
институтом «Энергосетьпроект», которое в основном удовлетворяет
поставленным требованиям [9]. На рис. 7.24,а показана схема
этого устройства. Устройство имеет трехступенчатое
исполнение. Первая ступень выявляет асинхронный режим на первом
его цикле, вторая ступень действует по истечении
двух—четырех циклов асинхронного режима, третья ступень действует
•с дополнительной выдержкой времени ^ после срабатывания
второй ступени. Асинхронный режим выявляется путем
фиксирования изменения сопротивления на зажимах реле
сопротивления, а также знака мощности электропередачи в этом
режиме. Для этой цели в устройстве используется комплект реле
сопротивления типа КРС-2, содержащий три направленных
реле сопротивления KZ1—KZ3. Для фиксирования изменения
знака мощности используется максимальное реле мощности
KW1 с двумя контактами KW1.1 и KW1.2. Применение реле

сопротивления обеспечивает повышенную чувствительность по
сравнению с другими видами пусковых органов и, кроме того,
позволяет определить сечеиис асинхронного режима, в котором
размещается электрический центр качаний (ЭЦК). Реле
сопротивления имеют независимую настройку и могут иметь в
устройстве различное применение в зависимости от вида и
расположения характеристики изменения сопротивления на зажимах реле
Zp в асинхронном режиме. В качестве примера на рис, 7.24,6
показаны характеристики реле сопротивления для одного из
вариантов их использования.
Первая ступень устройства. Необходимость действия
устройства на первом цикле возникает при нарушении устойчивости,
которое сопровождается глубоким снижением напряжения,
грозящим серьезным расстройством работы потребителей илн
дополнительным выходом из синхронизма генераторов в другом
узле энергосистемы. Принцип действия первой ступени
устройства, выявляющей асинхронный режим па первом цикле,
основан иа измерении скорости изменения сопротивления на
зажимах реле сопротивления. Эта скорость фиксируется с помощью
двух реле сопротивления KZ1 и KZ2, имеющих различные
характеристики срабатывания (рис. 7.24,е). При нарушении
синхронизма годограф сопротивления па зажимах реле
сопротивления Zp последовательно входит сначала в зону срабатывания
чувствительного реле сопротивления KZt, а затем грубого реле
KZ2, При срабатывании KZ1 (точка 1 на рис. 7.24,в) пускается
элемент времени /i (см. рис. 7.24,а), имеющий выдержку
времени 0,1—0,2 с. Дальнейшее изменение Zp приводит к
срабатыванию реле KZ2 (точка 2 на рис. 7.24,в) и появлению
логического сигнала на выходе первого элемента И. Чтобы этот
сигнал не исчезал вследствие срабатывания элемента Запрет,
предусмотрено удерживание сигнала с помощью обратной
связи, соединяющей выход элемента И с входом элемента rf.
Поочередное срабатывание двух реле сопротивления означает, что
происходит процесс снижения сопротивления при КЗ или
неисправности в измерительных цепях напряжения. Однако
поочередного срабатывания двух реле сопротивления недостаточно
для селективного определения нарушения синхронизма, это
срабатывание может иметь место при синхронных качаниях.
Второе условие срабатывания первой ступени устройства
определяется прохождением угла б между векторами ЭДС двух
частей энергосистемы через критическое значение. Сигнал о
прохождении угла б через критическое значение поступает от выя-
вителыюго органа второй ступени устройства на входы
элементов И первой ступени, причем этот сигнал существует в одном
из двух видов в зависимости от того, ускоряются или
тормозятся генераторы той части энергосистемы, в которой установлено
устройство. Если имеет место ускорение генераторов, иа выхо-
277

де устройства появляется сигнал /.У, если имеет место
торможение генераторов, сигнал I.T (см. рнс. 7.24,а).
Характеристика срабатывания реле KZ2 выбирается такой,
чтобы обеспечивалось селективное действие устройства при
условии расположения ЭЦК в сечении, кнтролируемом даниым
AKZ
г
i
-I Г
I
I
1 ST
I
j
К21.1
\H23.1 I
i I i J
Ts>Tkp Ш. 1
a) На деление энергосистемы
KW1.1 KL2.3 ^ "
KL1.1
HLZ2
KL2.1 KL1.2
HW1.2
KL3
KLL3
"NT
HL2
К счетчику циклоЬ
асинхронного режима
Ю
Рис. 7.24. Устройство А Л АР:
а — структурная схема; KZ1—KZ3 — реле минимального сопротивления; KWI — реле
максимальной мощности; t\, U — элементы выдержки времени: Запрет — логический
элемент, в котором сквозной сигнал блокируется сигналом со знаком минус;
И—логический элемент; /7Ц — счетчик циклов; TS>TKV — элемент контроля периода асинхронного
режима
чение Т
rs-
срабатывающий тти условии, что значение Т$ превышает критическое зна-
1.У. I.T
кр| ..„, ..., //.У, II,Т, III — выходные цепи трех ступеней устройства с фиксации
ей ускорения (У) или торможения (7) генераторов энергосистемы; б — схема цепей опе-
ратипиого постоянного тока; Рис. 7.24. Продолжение, в — характеристики срабатыиаиия
реле сопротивлений; г — характеристики реле мощности
278

устройством. Исходя из этого сопротивление срабатывания
реле, фиксирующих ЭЦК, выбирается по двум условиям: по
условию отстройки от минимального сопротивления прн
внешних асинхронных режимах и по условию отстройкн от
сопротивления в максимальном рабочем режиме. Характеристика
срабатывания реле KZ1 согласовывается с характеристикой реле
K.Z2 с учетом принятого времени i\.
При КЗ, сопровождающемся срабатыванием реле KZ1 и
/(Z2, элемент времени t{ не успевает сработать, так как реле
KZ2 с помощью элемента Запрет снимает сигнал с его входа,
в результате сигнал на выходе устройства не создается (см.
рис. 7.24,я).
Следует отметить, что первая ступень устройства может
отказать в действии при быстром выпадении генераторов из
синхронизма, когда реле KZ2 срабатывает раньше, чем элемент^.
В этом случае асинхронный режим должен быть прекращен
действием второй ступени устройства.
Первая и вторая ступени устройства могут иметь различное
использование с целью ликвидации асинхропого режима.
Возможны три способа ликвидации асинхронного режима: способ
ресинхронизации, способ деления энергосистемы по сечению
асинхронного хода на несинхронно работающие части и
комбинированный способ, заключающийся в том, что первоначально
производится отключение части электрических связей в
энергосистеме с целью упрощения схемы энергосистемы и облегчения
ресинхронизации, а затем выполняются мероприятия по
ресинхронизации, различные н зависимости от того, ускоряются или
тормозятся выделенные генераторы.
г)
279

Вторая ступень устройства. Во второй ступени устройства
используется комбинированный выявительный орган,
реагирующий на изменение сопротивления на зажимах реле
сопротивления и знака мощности электропередачи. Характеристики
срабатывания реле сопротивления, приведенные в качестве
примера на рис. 7.24,6, показывают, что возможны асинхронные
режимы с ЭЦК, расположенным как в первом квадранте на
линии электропередачи, где включено устройство, так и в третьем
квадранте (за шинами подстанции). Поэтому в таком выяви-
тельном органе должны использоваться два реле
сопротивления— KZI и KZ3, контакты которых включаются параллельно
(на схеме рис. 7.24,а показано применение только одного реле
KZ3). Условия выбора сопротивления срабатывания реле KZ3
такие же, как и для реле KZ2. Дополнительное требование
к реле KZ1 и KZ3 состоит в том, что их характеристики
должны быть согласованы с характеристикой срабатывания реле
мощности KiWL Характеристика срабатывания реле мощности
KW1 должна быть выбрана, такой, чтобы его переориентация
происходила при максимальном значении критического угла б
(примерно 180°), что свидетельствует о нарушении
синхронизма. Для того чтобы отличить переориентацию реле Я^У при
бя^180° от переориентации при б~0°, осуществляется контроль
положения реле сопротивления: при 5^180° реле
сопротивления KZ1 и KZ3 должны находиться в положении срабатывания,
а при 6^0° — в положении возврата. Таким образом,
сочетанием поведения реле мощности и реле сопротивления можно
проконтролировать изменение угла б в цикле асинхронного
режима и переход его за критическое значение.
Требуемая характеристика реле мощности достигается
путем применения реле активной или реактивной мощности и
выбором фазы напряжения измерительного трансформатора
напряжения.
Работу выявительного органа ■второй ступени устройства
можно проследить также по структурной схеме. Принцип
работы выявительного органа основан иа фиксировании
последовательного срабатывания и возврата реле сопротивления и реле
мощности в процессе изменения угла б. На рнс 7.24,г показаны
угловые зоны работы реле. Прн ускорении генераторов
энергосистемы с эквивалентной ЭДС Ех относительно генераторов
энергосистемы с эквивалентной ЭДС Е2 процесс последовательного
срабатывания идет в направлении против часовой стрелки, при
торможении — по часовой стрелке.
В исходном доаварийпом режиме при направлении активной
мощности от шин в линию замкнут замыкающий контакт
KW1.1. Реле сопротивления KZ1 и KZ3, входящие в комплект
AKZ, а следовательно, выявительный орган в целом не работа-
280

ют. При возникновении асинхронного режима, при котором
вектор ЭДС Е\ ускоряется относительно ЭДС Е2, происходит
увеличение угла 5. Прн достижении вектором Ei положения
О—Ь грабатываег реле сопортивления KZI, которое вызывает
срабатывание промежуточного реле КЕ1 (рис, 7.24,6).
Последнее, самоудерживаясь, подготавливает к срабатыванию
выходное реле выявительного органа КЕЗ и блокирует работу
промежуточного реле KL2. На структурной схеме
самоудерживание показано в виде обратной связи иа элементе Я,
управляемом контактом KWLL Когда вектор Е займет положение 0—с,
реле мощности KW1 переориентируется, при этом контакт
KW1.1 размыкается, а через небольшое время, необходимое
для переключения реле мощности, в момент, когда вектор £i
достигнет положения О—d, замкнется контакт KW1.2, прн этом
срабатывает выходное реле KL3, управляющее счетчиком яц
циклов асинхронного режима. Состояние реле KL1 при
переключении мощности не изменяется. При дальнейшем
увеличении угла б до значения, определяемого линией Ое, происходит
возврат реле сопротивления KZ1 и вслед за ним возврат
промежуточных реле KL1 и KL3. Рассматриваемый порядок
работы реле выявительного органа повторяется в каждом цикле
асинхронного режима. Реле KL2 в этом режиме не действует.
Если асинхронный режим возникает с торможением вектора
£i относительно вектора Е2, выявительный орган работает
аналогично, только за время полного поворота вектора Е{
срабатывают реле КЕ2 и KL3; реле KL1 не действует. Таким
образом, промежуточное реле KL1 фиксирует ускорение
генераторов энергосистемы с ЭДС £ь а промежуточное реле KL2 —
торможение этих генераторов.
По истечении двух — четырех циклов асинхронного режима
(число циклов устанавливается предварительно с помощью
перемычек в схеме счетчика) производится контроль положения
ЭЦК- Если ЭЦК располагается в контролируемом сечении
энергосистемы, то срабатывают реле сопротивления, фиксирующие
ЭЦК- В результате с помощью счетчика циклов, реле фиксации
ЭЦК н реле фиксации ускорения или торможения генераторов
формируются выходные сигналы второй ступени устройства
НУ и 1LT. В качестве реле фиксации ЭЦК в рассматриваемом
примере (рис. 7.24,в) следует применять два реле
сопротивления— KZ2 и KZ3 (на рис. 7.24,5 показано использование одного
реле KZ2). По цепям 11.У и II.T производится действие,
направленное на ресинхронизацию или, если ресинхронизация
недопустима, разделение энергосистемы на несинхронно работающие
части. В последнем случае допустимо не фиксировать знак
скольжения.
281

В процессе работы счетчика циклов осуществляется
контроль длительности каждого цикла. Если длительность цикла
превышает некоторое критическое значение, при котором
наступает ресинхронизация, устройство блокируется:
производятся сброс счетчика циклов и отключение выявительиого органа.
Период критического скольжения зависит от параметров
энергосистемы и определяется как показано в [9].
Счетчик циклов использует принцип поочередной фиксации
срабатывания и возврата выходного реле выявительиого
органа KL3. Каждый цикл фиксируется с помощью двух
промежуточных реле.
Третья ступень устройства применяется в том случае, если
первая и вторая ступени действуют на ресинхронизацию.
В этих условиях третья ступень резервирует действие первых
двух. Если в результате управляющих воздействий,
направленных на ресинхронизацию, асипхропый режим не ликвидирован,
третья ступень устройства с выдержкой времени h действует иа
разделение энергосистемы на несинхронно работающие части.
Выдержка времени U должна превышать возможную
продолжительность ресинхронизации и должна быть меньше
допустимой продолжительности асинхронного режима.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ТРЕХФАЗНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
8.1. НАЗНАЧЕНИЕ, КЛАССИФИКАЦИЯ И ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ
ПРИМЕНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АПВ
Устройства трехфазного автоматического повторного
включения (ТАПВ), в дальнейшем именуемые устройствами АПВ,
имеют назначение автоматически включать отключившийся
элемент энергосистемы для восстановления работы
потребителей или схемы их электропитания.
I. Успешность автоматического повторного включения
характеризуется отношением числа случаев обратных включений,
после которых вновь не произошло немедленного отключения
объекта от устройства релейной защиты, к общему числу
случаев повторного включения объекта устройством АПВ-
Успешность АПВ определяется тем, что причина, вызвавшая
отключение, за время обесточения присоединения часто
самоустраняется (например, прекращается схлестывание проводов и
восстанавливается изоляция, погасает дуга, вызванная грозовым
разрядом, устраняется перегрузка, приведшая к срабатыванию
устройства релейной защиты, и т. п.).
282

2. Правильная и неправильная работа устройств АПВ
определяется правильной (безотказной) работой как релейной
части аппаратуры, так и коммутационного аппарата
(выключателя), которым производится обратное включение
электрической цепи, Неправильная работа обусловливается отказом
устройства АПВ как такового (неправильная работа
аппаратуры устройства АПВ) нли выключателя (отказ в повторном
включении выключателя из-за его неисправности).
3. Эффективность применения устройства АПВ
определяется размером возможного народнохозяйственного ущерба,
предотвращенного работой устройства АПВ за год эксплуатации.
Затраты на осуществление и текущее обслуживание устройств
АПВ ничтожны по сравнению с размером предотвращенного
народнохозяйственного ущерба н прн оценке экономического
эффекта могут ие учитываться.
Наибольшую эффективность имеют устройства АПВ,
устанавливаемые на выключателях воздушных линий
электропередачи, по которым осуществляется одностороннее питание
нагрузки и для которых не предусмотрена автоматическая
подача напряжения от резервного источника электроснабжения.
Определяется это тем, что потребители после кратковременно*
го перерыва питания чаще всего могут продолжать свою
работу, в особенности если предусмотрены мероприятия по
обеспечению самозапуска нагрузки.
Весьма эффективна работа устройств АПВ для воздушных
лнннй электропередачи во время грозовой деятельности.
Подавляющее число перекрытий в это время устраняется после от-
ключения линии электропередачи, и после действия устройства
АПВ линия остается в работе.
Опыт эксплуатации показал высокую эффективность АПВ
шни, поскольку КЗ на шинах также бывают неустойчивыми.
В силу указанных причин установка устройств АПВ для
повторной подачи напряжения на линии, шины и трансформаторы
является обязательной. Директивными материалами
предписано также производить немедленно повторное включение
выключателей названных элементов персоналом дистанционно, с
помощью телеуправления или вручную; кроме того, после
отключения линии электропередачи, имеющей питающие источники с
двух сторон, должно осуществляться ее опробование хотя бы с
одной из сторон (если устройства АПВ, учитывающие
двустороннее питание, отсутствуют пли выведены временно из
работы). Устройство АПВ, производящее опробование линии
напряжением с одного конца, должно быть выполнено с проверкой
отсутствия встречного напряжения.
Варианты устройств АПВ могут быть классифицированы
следующим образом:
283

по воздействию: на три фазы выключателя (ТАПВ) или на
одну фазу (ОАПВ);
по виду оборудования, на которое подается напряжение:
воздушные или кабельные линии электропередачи,
трансформаторы, шины, электродвигатели;
по типу коммутационной аппаратуры, на которую
воздействует устройство АПВ: воздушные или масляные выключатели,
контакторы или магнитные пускатели, предохранители;
по характеру электропитания объекта, на выключатели
которого воздействует устройство АПВ: элементы энергосистемы,
имеющие одностороннее или двусторонее питание, входящие в
кольцевую схему или образующие одиночную транзитную связь;
по кратности действия: одно- или многократное АПВ
(например, двух и трехкратное);
по способу выполнения: механические, пневматические и
электрические АПВ;
по времени действия: быстродействующие АПВ (БАПВ),
обеспечивающие возможность создания бестоковой паузы с
временем 0,5 с и менее, и нормальные —с регулируемым временем,
позволяющим обеспечить большее время бестоковой паузы;
по способу контроля напряжения на повторно включаемом
объекте: АПВ с контролем отсутствия или наличия напряжения;
по способу проверки синхронизма при АПВ: с улавливанием
синхронизма (АПВУС), несинхронное (НАПВ), в сочетании с
самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов
(АПВС), с контролем синхронизма и т. п.
Особое место занимают устройства АПВ, срабатывающие
после восстановления частоты и напряжения. Первые (ЧАПВ)
применяются для АПВ выключателей, отключенных
устройствами АЧР, вторые — для АПВ двигателей, отключаемых для
обеспечения самозаиуска ответственной нагрузки.
При выборе типов и схем устройств АПВ должны
учитываться схемы энергетической системы и электроснабжения
потребителей. Поясним это положение примером.
Пусть требуется оснастить устройствами АПВ узел
энергетической системы, показанной на рис. 8.1.
Линии электропередачи /—2—3 являются одиночными с
односторонним питанием. Для восстановления электропитания
потребителей подстанции 2 и 3 могут применяться устройства либо
трехфазного АПВ, либо пофазного АПВ (последние — если
сеть имеет глухозаземленную нулевую точку).
Линия электропередачи 4—5 соединяет две части
энергетической системы, имеющей генерирующие источники. Других
параллельных связей между этими частями системы иет, так как
линия 8—3 нормально отключена. При выполнении устройства
АПВ линии 4—5 следует рассмотреть варианты несинхронного
включения частей энергосистемы, связанных данной линией
281

Рис. 8.1. Участок электрической сети энергосистемы
электропередачи (НАПВ), установки устройств ОАПВ или
устройства АПВ с улавливанием синхронизма либо устройств
АПВ для одностороннего опробования линии напряжением.
При выборе устройств АПВ для линий 4—14 и 5—13 должна
быть рассмотрена возможность применении помимо устройств
АПВ упомянутых типов устройства АПВ иа выделенный район
нагрузки с предварительным отключением генераторов местных
энергетических станций от энергосистемы с частью нагрузки
этих районов. В случае успешного действия со стороны
энергосистемы устройств АПВ па линиях 5—13 и 4—14 целесообразно
предусматривать установку АПВ с улавливанием синхронизма
на выключателе, которым производится синхронизация
выделившегося района с энергосистемой, с тем чтобы автоматически
была восстановлена нормальная конфигурация сетей. В ряде
случаев успешное действие АПВ с улавливанием синхронизма
наступит после работы устройств АЧР в выделившемся районе
и восстановления частоты в нем до значения, близкого к
частоте энергосистемы.
Рассмотрим работу устройства АПВ на линии 7—5. Со
стороны подстанции 7 подстанция 8 может быть поставлена под
285

напряжение после того, как будет снято возбуждение с
синхронного компенсатора (или с синхронных двигателей у
потребителей). После восстановления напряжения на шинах
подстанции 8 возбуждение должно быть автоматически подано
обратно— синхронный компенсатор (синхронные двигатели)
восстановит синхронную работу.
Кольцевая сеть 11—9—10 имеет одну точку питания со
стороны подстанции //, При устройствах АПВ линий такой сети
не возникает вопросов, связанных с возможностью
несинхронного включения.
Участок сети 4—7—11 имеет три точки питания, одну со
стороны подстанции 7, другую со стороны подстанции 11, третью со
стороны подстанции 4, При определенных условиях повторное
включение одной из линий этого участка может быть
несинхронным; допустимость и целесообразность такого включения
должны быть оценены при выборе схем устройств АПВ.
Линии 5—1 параллельны. Наличие второй линии позволяет
относительно просто контролировать сохранение параллельной
работы между частями энергетической системы по току в
другой, оставшийся в работе линии. При выборе схемы устройства
АПВ на линиях 5—1 это обстоятельство должно быть принято
во виимаине.
В конкретных условиях могут применяться различные
устройства АПВ, выбор наиболее рационального варианта
является задачей инженерного проектирования, преимущество
должно быть дано устройствам, обеспечивающим наибольшую
надежность действия, простоту исполнения и эксплуатации.
Работу устройств АПВ следует увязывать с работой устройств
релейной защиты, устанавливаемой на объектах узла, В
частности, при наличии на подстанции дифференциальной защиты шин
следует рассмотреть вопрос о выполнении АПВ шин с
предварительным их опробованием напряжением от одной какой-либо
линии электропередачи с последующим автоматическим
восстановлением конфигурации сети при исправном состоянии шин.
Временем действия устройства АПВ (^апв)
называется время с момента пуска устройства АПВ до момента
подачи импульса иа включение. Это время должно быть
достаточным, чтобы выключатель после отключения КЗ был готов
для повторного включения с последующим отключением КЗ в
случае неуспешного АПВ.
Время действия устройства АПВ не надо смешивать с
временем АПВ, которое складывается из времени действия
устройства АПВ и времени действия выключателя от момента
получения команды на включение до момента касания токоведущих
контактов; время автоматического повторного включения,
естественно, меньше при использовании быстродействующих
выключателей.
286

Временем бестоковой паузы называется время
между моментом погасання дуги в выключателе при
отключении им контролируемой цепи до момента восстановления этой
цепи после срабатывания устройства АПВ и включения
выключателя.
Опытами установлено, что минимальное время бестоковой
паузы, при котором происходит деионизация пространства
электрической дуги воздушных линий напряжением ПО кв (при
полностью снятом напряжении), составляет 0,15—0,2, для
линий 500 кВ 0,35—0,4 с; для линий других напряжений время де
ионизации может быть определено экстраполяцией. При
указанных временах бестоковых пауз успешность действия АПВ можно
ожидать более чем в 50 °/о случаев. С увеличением времени
бестоковой паузы условия для более полной деионизации про*
странства дуги возрастают и увеличивается процент успешной
работы устройства АПВ.
Указанные минимальные времена бестоковой паузы
достигаются только при БАПВ, для которого используются специально
приспособленные для этой цели воздушные выключатели.
Наименьшее время действия устройств АПВ для
выключателей 3 кВ и выше обычных типов, не предназначенных для
выполнения БАПВ, составляет 0,3—0,5 с. Само время включения
выключателей равно 0,5—1,2 с. Таким образом, если линия
электропередачи имеет одностороннее питание и отключена
выключателем, оборудованным устройством АПВ, суммарное
время обесточенного состояния линии значительно превосходит ми-
нимальиое время бестоковой паузы по условию деионизация
пространства дуги.
При внедрении устройств АПВ на линиях с односторонним
питанием были опасения в отношении того, что после
отключения линии с питающего конца дуга в месте повреждения будет
поддерживаться за счет энергии, запасенной вращающимися
по инерции асинхронными и синхронными двигателями на
приемном конце передачи.
Опыт эксплуатации показал, что при временах действия
устройств АПВ 0,3—0,5 с при обычных конструкциях
выключателей влияние асинхронной нагрузки с точки зрения
поддержания горения дуги можно ие учитывать.
На рис. 8.2 показаны изменения напряжения и частоты от
времени на шинах подстанции при ее отключении. В состав
нагрузки, присоединенной к шииам подстанции, входили:
асинхронные двигатели, осветительная нагрузка и конденсаторные
батареи (мощность нагрузки Р=4,7 МВт; /acjlB=440 А; /ОСв =
=60 A; QK=8 Мвар; номинальное напряжение 6,3 кВ).
Из рис. 8.2 видно, что примерно через 0,6 с напряжение на
шинах снизилось до 20 % номинального.
287

%
100
80
ВО
т
го
\
f/f
vtf/
1 "
ном
— —
^ном
X
^
W
*,*
tjC
Рис. 8.2, Зависимость
напряжения U и частоты f
па шинах подстанции о г
времени после
отключения питающей линии
(данные опыта)
Если на приемной подстанции
установлены синхронные компенсаторы
(двигатели), снижение напряжения
происходит более длительно. В этом случае
время действия устройства АПВ на
питающем конце линии должно быть таким,
чтобы до того, как линия будет повторно
включена под напряжением, синхронные
компенсаторы (двигатели) были
отключены или с них снято возбуждение.
В противном сбучае возможно их
несинхронное включение, опасное с точки
зрения возникающих механических усилий.
Кроме того, возможно включение на
непогашенную дугу, горение которой
поддерживалось вращающимися по
инерции возбужденными синхронными
компенсаторами (двигателями).
При оценке целесообразной
кратности действия, осуществляемой
устройствами АПВ, следует учитывать, что наиболее просто выполнять
однократное АПВ в отношении как самого устройства АПВ,
так и готовности к повторному включению выключателей.
Более сложное — двукратное АПВ, еще сложнее
осуществление трехкратного АПВ.
Кроме того, как показывает практика эксплуатации, с
увеличением кратности действий успешность каждого
последующего цикла АПВ резко падает. Так, по статистическим данным, в
СССР успешность АПВ линий в первом цикле составляет 60—
75, во втором— 10—15 и в третьем всего 1,5—3 %.
Условия, определяющие готовность выключателей к работе
с устройством АПВ той или иной кратности, оговариваются в
технических требованиях и ГОСТ.
Операции отключения и включения выключателей
сокращенно записываются символами. Буква О указывает операцию от
ключения, В — включения. Например, если выключатель от*
ключился, затем через время /паузы i включился обратно
устройством АПВ и вновь отключился, т. е. работа устройства АПВ
оказалась неуспешной, то этот процесс символически
записывается так: О — /паузы i— ВО. Символическая запись О — /паузы i—
ВО — /паузы 2 — В обозначает, что выключатель отключился,
затем через время /паузы i устройством АПВ обратно включился,
затем снова отключился, опять включился устройством АПВ
через время /паузы 2 и остался во включенном положении
(произошло успешное двукратное АПВ). Работа выключателя при
трехкратном АПВ записывается аналогично.
288

При выполнении устройств АПВ для воздушных
выключателей должны быть предусмотрены необходимые запасы сжатого
воздуха для обеспечения действия выключателя в соответствии
с установленной кратностью работы устройства АПВ; при этом
должна учитываться возможность включения выключателя на
неустраиившесся КЗ. Время между включениями выключателя
от устройства АПВ двух- и трехкратного действия должно
выбираться таким, чтобы у масляных выключателей
восстанавливалась отключающая способность, а у воздушных — давление
в воздушной магистрали.
Подачу первого импульса на включение выключателя после
его отключения устройства АПВ осуществляют спустя 0,3—2 с,
время для второго включения ПУЭ определено в 10—15 с.
Время третьего автоматического включения для ^тройств АПВ
трехкратного действия составляет 1—5 мин.
Устройства АПВ запускаются либо от релейной защиты,
либо прн возникновении несоответствия между положением
ключа управления и положением выключателя, либо при любом
отключении выключателя. В последнем случае
предусматривается запрет действия устройства АПВ при отключении
выключателя персоналом (дистанционно или при помощи устройств
телемеханики), а также при действии релейной защиты, после
которого не допускается повторное включение (например, после
действия дифференциальной защиты шин илн
трансформаторов).
При пуске устройств АПВ от релейной защиты должно быть
обесточено надежное действие устройства АПВ прн
кратковременной работе защиты н быстром отключении КЗ
выключателем.
В СССР нашли применение схемы электрических устройств
АПВ двух типов.
В схемах первого типа для обеспечения однократности
действия используется проскальзывающий контакт реле времени,
в схемах второго типа используется разряд емкости
конденсатора. Каждый из этих вариантов схем имеет свои
преимущества н недостатки. В устройствах АПВ, содержащих реле времени
с проскальзывающим контактом, более вероятны случаи
неправильной работы из-за застревания контакта; в устройствах
АПВ, содержащих конденсатор, возможны пробои
конденсатора и неправильная работа из-за этого всего устройства АПВ.
Устройства АПВ, содержащие реле времени с
проскальзывающим контактом, могут быть выполнены работниками
энергосистем самостоятельно из отдельных реле заводского
производства.
Устройства АПВ конденсаторного типа поставляются
заводом в виде комплектного реле.
19—6678 289

Устройства приводов выключателей, обеспечивающих
обратное включение выключателя после его действия за счет
запасенной энергии поднятого груза или сжатой (растянутой)
пружины, позволяют выполнять механическое АПВ. Такие
устройства применялись на объектах 3—35 кВ и для своего действия
не требовали релейной аппаратуры и источников оперативного
тока. Основной недостаток механических АПВ — отсутствие
возможности регулировки времени повторного включения, что
определило относительно ннзкнй процент успешного действия
(за счет излишнего быстродействия в первом цикле), другой
недостаток—сложность регулировки взаимодействия
отдельных деталей привода. По этим причинам в данное время
выключатели с грузовыми или пружинными приводами
оборудуются электрическими АПВ, воздействующими на освобождение
соответствующей защелки спускового включающего
устройства.
Работа устройств АПВ всех типов за 5 лет эксплуатации
характеризуется следующими данными: число комплекто-лет
устройств АПВ, учтенных в статистических сведениях, К=
= 192 022; процент успешной работы 58,4; процент неуспешной
работы 41,2; отказы в действии 0,4; периодичность успешной
работы 1,04, неуспешной работы 1,48 года.
Данные работы различных типов устройств АПВ на
различных объектах приведены в табл. 8.1 и 8.2.
Таблица 8.1. Основные показатели устройств АПВ воздушных
линий электропередачи за 5 лет эксплуатации
Тип
устрой-
СТВ:1 ЛПВ

Трехфазное
однократное
Трехфаз-#
ное мно-'
гократ-
ное
Пофазное
Все виды
Наименование
показателей работы
Число комплекто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы:
успешной работы
неуспешной
Число комллекто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы:
успешной работы
неуспешной
Число комплекто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы:
успешной работы
неуспешной
Число комплекто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы:
успешной работы
неуспешной
Показатели работы при напряжении. кВ
2—10
65131
53,5
0,65
0,74
937
56,2
0,25
0,34
—
—
—
—
66 068
53,6
0,63
0,73
20—35
28 623
69,5
1,24
2,86
3085
78,1
0,87
3,1
-—.
—
—
—
31708
70,5
1,19
2,85
■110—154
19 745
75
0,77
2,28
1453
80,5
0,43
1,75
79
73,2
0,43
1,16
21277
75,5
0,72
2,23
220—330
2626
76,5
0,82
2,65
82
77,2
0,34
1,17
344
80,7
1,28
5,6
3052
77
0,82
2,7
400—500
183
67
1,02
2,08
—
—
—
—-
132
59,5
1,32
1,94
315
64,5
1,17
2,13
290

Таблица 8,2. Основные показатели работы устройств АПВ различных
присоединений за 5 лет эксплуатации
Тип

устройства АПВ

Трехфазное
однократное

Трехфазное

гократное
Все виды
Наименование
показателей работы
Число комплекто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы:
успешной работы
неуспешной
Число комплекто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы:
успешной работы
неуспешной
Число комплскто-лет
Успешная работа, %
Периодичность, годы;
успешной работы
неуспешной
Показатели работы
Смешанные
линии
15 288
56,2
1,3
1,69
225
68,3
1.3
2,8
15513
57
1,3
1,71
Кабельные
линии
22 843
45,3
4,13
3.38
471
43
11,8
8,9
23 314
45
4Л8
3.42
Шины
7258
64,8
15,5
28,7
—
—
~^—
—
7258
64,8
15,5
28,5

Трансформаторы
15 823
60
г
6
—
—
—
15 829
60
15,3
22,8
Прочие
объекты
7631
64,4
8,25
23,8
57
—
—
—
7688
69,8
8,2
19
8.2. ОДИНОЧНЫЕ ЛИНИИ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
Для воздушных и кабельных линий электропередачи, по
которым производится питание потребителей с одной стороны,
установка устройств АПВ обязательна.
Целесообразность применения устройств АПВ для
воздушных линий электропередачи очевидна и пояснена ранее. Работа
устройств АПВ на выключателях кабельных линий
характеризуется меньшим процентом успешных действий, однако
целесообразность таких АПВ очевидна.
Успешная работа устройств АПВ, установленных на
выключателях кабельных линий, объясняется тем, что отключение
этих выключателей происходит не только из-за КЗ в кабеле
(которое после обесточения лннии, как правило, не устраняется
или если и устраняется, то из-за пережога жил кабеля), но и
при КЗ на сборках, выводах кабельных воронок или при
повреждении вводов к абонентам из-за перекрытия
предохранителей; в этих случаях после обесточения причина, вызвавшая
отключение кабеля, часто исчезает; отключение кабельных
линий 3—6—10 кВ происходит нередко под воздействием тока
перегрузки, который устраняется за время обесточенного
состояния потребителя.
Ниже рассматривается действие устройств электрических
АПВ, устанавливаемых на линиях, имеющих одностороннее
питание.
Устройство трехфазного АПВ однократного действия с
пуском от релейной защиты. Последовательно с контактом выход-
19* 291

tJ№ZE
~\ Цепи
^сигнала-
Оускот * ч
защиты
Цепи ускорения
действия
защиты
Рис. 8.3. Пример схемы устройства трехфазного АПВ однократного действия
с пуском от релейной защиты
ного реле защиты (рис. 8.3) в цепь катушки отключения
выключателя включена обмотка реле KJ4.
После срабатывания выходного реле защиты обмотка реле
обтекается током и якорь реле притягивается. Замыкающим
контактом KT4J включается цепь самоудерживания до того
момента, пока разомкнутся вспомогательные контакты в цепи
отключающей катушки выключателя после отключения
последнего. Необходимость такого самоудерживання выявлена опытом
эксплуатации, показавшим, что при отсутствии цепн
самоудерживання время отпадания якоря реле KJ4 может оказаться
недостаточным для того, чтобы произошел запуск устройства АПВ
(замкнулся контакт J{LL1> сработало реле KJ3 и замкнулся его
контакт /(ТЗ.У),— такое явление может произойти при быстром
разрыве выключателем цепи тока КЗ и размыкании из-за этого
контакта реле /CLnbix.
Контактом К.Т4.2 включается промежуточное реле ЛХЛ
замыкающее цепь обмотки реле времени KJ3.
Проскальзывающим контактом КТЗ.З обеспечивается заданное время действия
устройства АПВ. Конечный контакт KJ3.2t замыкаясь,
деблокирует схему.
Реле KL1 предотвращает возможность многократного
включения выключателя при застревании проскальзывающего
контакта реле времени или приваривании контакта выходного реле
устройства АПВ. Для этого включающая цепь заведена чере.3
размыкающий контакт реле KLL3. Если включение производит-
292

ся на КЗ и включающий импульс не снимается, после действия
защиты реле KL1 переключает включающую цепь иа свою
обмотку и остается во включенном положении до того момента»
пока не будет снят включающий нмпульс. Включенное
состояние реле сигнализируется.
Реле времени КТЗ самоудерживается мгновенным контактом.
Проскальзывающий контакт КТЗ.З включает цепь параллельной
обмотки реле KL2. Так как время, в течение которого включена
эта цепь, незначительно, предусмотрено самоудерживание реле
KL2 во включенном положении. Это реле выполнено двухобмо-
точным; последовательная обмотка включается контактами
реле на время, пока включится выключатель н разомкнутся его
вспомогательные контакты.
Выдержка времени конечного контакта КТЗ.2 выбирается
так, чтобы она перекрывала время отключения выключателя от
релейной защиты при включении на неустрапившееся КЗ. Если
выдержка времени конечного контакта КТЗ.2 будет меньше,
последует многократное включение выключателя. Время
замыкания контакта КТЗ.2 равно сумме времен: замыкания
проскальзывающего контакта КТЗ.З, включения выключателя,
действия защиты и отключения выключателя с временем запаса.
Когда после работы устройства АПВ предусматривается
ускорение действия защиты на время, необходимое для быстрого
отключения нсустранившегося повреждения, время действия
защиты составляет примерно 0,1 с, время запаса выбирается
0,7—1 с.
Цепь для создания ускорения действия защиты
обеспечивается контактом КТЗА.
Если выключатель включается на КЗ персоналом
(дистанционно или устройством телемеханики), то после отключения
выключателя он повторно не должен включаться, так как
имеется большая вероятность того, что причина, вызвавшая
отключение, не устранена (например, персонал производит включение
после окончания ремонтных работ, когда могут быть оставлены
заземления илн выполнен недостаточно качественный ремонт).
Это требование достигается тем, что включение выключателя
персоналом производится путем подачи командного импульса
на реле КТЗ устройства АПВ.
С помощью рубильника 5 устройство АПВ можно вывести
из действия и перевести цепи включения непосредственно на
включающую катушку выключателя. Можно предусмотреть
автоматический вывод устройства АПВ из действия при
включении выключателя ключом управления или устройством
телемеханики, однако такое решение усложняет схему н не может
считаться оправданным.
Устройство трехфазного АПВ однократного действия с
пуском от несоответствия положения выключателя и положения
293

Цепь реле ускорения
защиты после АПВ
Отключение
Выключателя
и Включение
Блокировки от
„прыгания"
Элементы
цстройстЗа
АПВ
с иеле РПВ-58
Включение
быключателя
Щек
устройства АПВ
>- Сигнал
Рис. 8.4. Устройство однократного трехфазного АПВ с пуском от
несоответствия; цепь 4—5 замкнута пакетом ключа управления при положении «нклю-
чено» и разомкнута при положении «отключено»
ключа управления (устройство ЧЭАЗ). При отключении
выключателя релейной защитой возникает несоответствие между
положениями выключателя и ключа управления SA, которым
замкнута цепь 4—5 (рис. 8.4). По причине этого несоответствия,
после того как сработает реле KL1, включается реле времени
КТ, Это реле контактом КТ.2 вводит токоограничивающес
сопротивление резистора R2 (для обеспечения термической
стойкости обмотки реле КТ), а контактом КТ.1, имеющим заданную
выдержку времени, замыкает цепь разряда конденсатора С на
параллельную обмотку реле KL2^ Реле KL2 срабатывает и
удерживается контактом KL2.1 во включенном положении через
свою последовательную обмотку до того времени, пока
вспомогательные контакты ВК.1 выключателя разомкнут ее цепь
после включения.
Однократность действия устройства АПВ создается
конденсатором С, разряд которого происходит после замыкания цепи
контактом KJJ.
Конденсатор сможет зарядиться вновь только после
включения выключателя, когда реле /(lL/ будет длительно
обесточено и его контакт разомкнут. Время заряда конденсатора
составляет 16—20 с и может регулироваться изменением
сопротивления резистора R3. При отключенном выключателе
конденсатор С зарядиться не может, так как постоянно заряд
294

стекает по цепи С — замкнутый контакт КТ.1— параллельная
обмотка реле KL2$ — отрицательный полюс источника.
После отключения выключателя ключом управления один из
пакетов ключа размыкает цепь 4—5. Этим снимается
оперативный ток с контакта реле KI.2.L Заряд с конденсатора стекает
по указанной выше цепи, так как реле ДТ включено и его
контакт КТ.1 замкнут, а также через обмотку реле КТ па минус
источника оперативного тока.
Таким образом» после включения выключателя ключом
управления или устройством АПВ повторное действие устройства
АПВ может произойти только после того, как зарядится
конденсатор С. Если включение линии электропередачи
произведено на КЗ, релейная защита произведет отключение раньше, чем
устройство АПВ будет готово к действию.
Для предотвращения многократных включений и
отключений выключателя в случае длительной подачи включающей
команды и неустраняющегося КЗ в схеме предусмотрено
реле KL3.
Если по какой-либо причине окажется длительно замкнутой
цепь на включение выключателя (например, из-за
приваривания контакта реле KL2.1) и выключатель включится на КЗ, то
под действием защиты он отключится. Обратного включения не
произойдет, так как в момент отключения последовательная
обмотка реле KL3 будет обтекаться током. Реле KL3 сработает.
При этом контакт KL3.2 разомкнет включающую цепь
электромагнита включения, контактом KL3.1 включится параллельная
обмотка реле KL3 (реле останется во включенном положении
до тех пор, пока не будет разомкнута эта цепь
самоудерживания) и контактом KL3.3 замкнется цепь сигнализации о
неисправном состоянии устройства АПВ или ключа управления.
Применение реле KL3 позволяет отказаться от
использования механических блокировок от многократного срабатывания
(блокировок от «прыгапия»), имеющихся в некоторых
конструкциях приводов выключателей,
Время действия устройства АПВ регулируется уставкой
времени реле КТ,
Предусмотрена возможность осуществлять ускорение
защиты после (или до) работы устройства АПВ. Для этого
возможно использовать замыкающий (илн размыкающий) контакт
KL2.2.
Устройство трехфазного АПВ однократного действия с
запретом действия при дистанционном оперативном отключении
выключателя. Используется устройство АПВ (ЧЭАЗ) (рис. 8.5).
Схема выполнена так, что обратное включение выключателя
производится при любом его отключении.
Для того чтобы не происходило повторного включения после
отключения выключателя ключом управления SA или устрой-
295

R3
Hi 2.1
R1
4L
a
Сигнал
/ft J J f От устройства телеуправления
Rb \Ш, Л
—C=D ftr^-J
/?Z
" /ГШ
m
/ГА/./
5
От устроастба мещпраб-
1 >^
/Г//
— г
/5 t
п I
Сигнал
От
защиты
*-*
лш
/°
/TZ.J
"NT
Y/tf
5/f.f Y4T
/ft /.£
уморения I у
звш,иты\г*—
ЛТ/7
Рис. 8.5, Схема устройства однократного трехфазного АПВ с запретом
действия при отключении выключателя ключом управления или устройством
телемеханики без использования двухпозиционного реле фиксации
ством телеуправления, одновременно или несколько раньше
замыкания отключающей цепи подается импульс па запрет
действия устройства АПВ замыканием отрицательного полюса
батареи на точку а схемы, чем достигается разряд
конденсатора. Резистор R4 служит для ограничения разрядного тока.
Как указывалось ранее, для последующего действия
устройства АПВ требуется время 16—20 с. При отключенном
выключателе заряд емкости постоянно стекает через контакт KJ2.2
и параллельную обмотку промежуточного реле KL2 на
отрицательный полюс батареи. Таким выполнением предотвращается
автоматическое повторное включение линии после включения
на КЗ ключом управления или устройством телемеханики и
отключения выключателя защитой.
296

Вимючеио
Отключено .
Jft"
+
KL22 {Ускорте
* ^, f яащты
I
tf/л уапйойстба теме
1
КТУтн&Я |
Рис, 8.6. Схема устройства однократного трехфазного АПВ с запретом
действия при отключении выключателя ключом управления или устройством
телемеханики с использованием двухо б моточного (двухпозиционного) реле фикса ■
цип:
Положение контактов реле KQ
Замкнуты 3 и 4
J и 2
Разомкнуты I и 2
3 п 4
Путь тока
Через обмотку КР0ТКЛ
Через обмотку К<2ВКЛ
Блокировка от многократных включений н отключений при
любой неисправности, в том числе в случае приваривания
контакта реле KL2y обеспечивается, как и в схеме иа рис. 8.4, реле
KL3.
Другая возможность выполнения устройства АПВ для
телемеханизированных подстанций заключается в использовании
для пуска устройства АПВ двухпозиционного реле но типу
РП-352 (рис. 8.6). Особенностью этого реле является то, что
прн прохождении тока по одной из его обмоток (первой) якорь
реле занимает определенное фиксированное положение, которое
остается неизменным и после прекращения прохождения тока
по ней. Другое фиксированное положение якорь реле займет
только при прохождении тока по второй обмотке. При наличии
такого реле в схеме управления выключателем применяются
297

ключ управления с автоматическим возвратом в нейтральное
положение или кнопки с автоматическим возвратом после
замыкания ими контактов в цепях «включить» и «отключить».
Устройство АПВ действует следующим образом.
При отключенном положении выключателя (исходном):
вспомогательный контакт ВК1 выключателя замкнут,
подготовлена цепь включения выключателя;
реле фиксации положения KQ (типа РП-352) находится в
положении, соответствующем предварительному прохождению
тока по обмотке /С<Зоткл, контакты KQJ и KQ2 замкнуты,
контакты KQS и KQA разомкнуты;
контакт KQ2 подает цепь минуса оперативного тока на
разряд конденсатора С устройства АПВ.
контакт KQ-1 подготавливает цепь обмотки КЯвкл реле KQ-
После включения выключателя вручную или устройством
телеуправления (ТУ) срабатывает реле KQC, так как его цепь
замкнется вспомогательным контактом выключателя ВК.2.
Включается обмотка KQbm реле KQ. Положение якоря реле
KQ меняется — замыкаются контакты KQ3 и KQA; контакты
KQ.i н KQ2 размыкаются.
Размыкается вспомогательный контакт выключателя BKJ и
реле KQT обесточивается. Конденсатор С начинает заряжаться
(как указывалось ранее, время заряда 16—20 с).
При отключении выключателя вручную или устройством
телеуправления (ТУ) одновременно с подачей отключающей
команды на экстренное отключение выключателя У AT включа*
ется цепь обмотки /С(?откл реле KQ (через контакт KQS). Реле
KQ переключается в положение, соответствующее
отключенному состоянию выключателя. Контакт KQ-4 размыкается и
поэтому, после того как сработает реле KQT (после замыкания
вспомогательных контактов выключателя ВК-1), с реле
времени КТ устройства АПВ оперативный ток будет спят и
повторного включения не произойдет.
При отключении выключателя от устройств защиты или
самопроизвольно возникает несоответствие между положением
реле фиксации KQ и состоянием выключателя. Реле KQ
находится в положении, при котором замкнуты его контакты KQ.3
и KQ4. После отключения выключателя и срабатывания реле
KQT по цепи через контакты KQ4 и KQT.1 включится реле
времени КТ устройства АПВ. Последнее сработает после истечения
установленного времени. Конденсатор С разрядится на обмотку
/(Х2р. При этом контакт KL2.1 замкнется и снова включит
выключатель.
Если КЗ иа линии не устранилось, произойдет отключение
линии. Вторичного включения от АПВ не будет происходить,
так как конденсатор С разрядился и заряд стекает через
замкнутый контакт КТА реле КТ и обмотку КХ2Р.
298

Реле KQ вернется в исходное положение после того, как
персонал сквитирует ключ и приведет его в состояние, когда
контакты KQ.1 и KQ.2 будут замкнуты, a KQ3 и KQ4 разомкнуты.
После включения выключателя вручную иа КЗ АПВ не
происходит, так как конденсатор С еще не зарядился, а за время
его заряда КЗ будет отключено и реле KQT снимет
оперативный ток с реле времени устройства АПВ.
Устройства многократного АПВ. В СССР устройства АПВ
двукратного действия начали внедряться с 1955 г. Устройства
трехкратных АПВ пока практического распространения не
получили» так как их использование связано, с одной стороны, с
установкой более сложной аппаратуры по сравнению с
устройствами АПВ одно- и двукратного действия (требуется моторное
многоступенчатое реле времени) и, с другой стороны,
возможно при условии применения выключателей, пригодных для
работы в цикле трехкратного АПВ.
В энергосистемах США трехкратные АПВ применяются с
временем действия в первом цикле до 2, во втором 15 и в
третьем 60 с. Для энергосистем СССР время третьего цикла
устанавливается 5 мин.
Устройства АПВ двукратного действия можно выполнить,
используя два комплекта устройств однократных АПВ с
разными временами действия или применяя специальную схему
(рис. 8.7).
В этом устройстве использованы те же элементы, что и в
схеме однократного АПВ (см, рис. 8.4), Цепь несоответствия,
определяющая возможность повторного включения, образуется
при автоматическом отключении выключателя, когда
срабатывает реле RL1 и остается замкнутой цепь 4—5 ключа
управления SA (т. е. когда положение контактора управления
соответствует включенному состоянию выключателя). Срабатывает
реле времени КТ, Контакт КТ.З размыкается и включает
резистор R1, чем обеспечивает термическую стойкость обмотке реле
КТ. Проскальзывающим контактом КТ,2 спустя небольшое
время, определяющее время первой кратности, создается цепь
разряда конденсатора С1 через обмотку указательного реле KHt
и параллельную обмотку реле KL2? на минус батареи.
Реле KL2P срабатывает, самоудерживается последовательной
обмоткой и через обмотку указательного реле КНЗ, накладку
ХВ} контакт KL3.2 подает команду на включение выключателя.
При успешном АПВ выключатель остается включенным;
реле /(L/ обесточивается, реле КТ возвращается в исходное
положение и конденсатор С1 начинает заряжаться по цепи: плюс
батареи — замкнутые контакты 4-5 — резистор R2—минус
батареи.
Если АПВ неуспешно, выключатель отключится вновь и
опять сработает реле KLL Реле времени КТ снова начнет от-
299

Сигнал
о работе реле
KL3
Включение
реле бремена
устройства АПВ
1-я кратность
АПВ
2-я кратность
АПВ
Запрет АПВ
Блокирабка
от„прыганая
«
I
!§
I
I
Включение
Выключателя
и пуск устройства
АПВ
Отключение
выключателя
Включение реле
для ускорения
действия защиты
Цепь
ускорения защиты
Рис. 8.7. Устройство двукратного трехфазного АПВ; цепь 4—5 замкнута
пакетом ключа управления при положении «включено» и разомкнута при
положении «отключено»
счет времени и замкнет контакт КТ.2; при этом реле KL2 не
сработает, так как конденсатор С1 еще ие успел зарядиться
(время заряда 20 с). Последует замыкание конечного контакта
КТ.1, имеющего уставку 10—15 с, происходит подача вторичной
команды на включение выключателя, так как конденсатор С2
разрядится через обмотку указательного реле КН2 и
параллельную обмотку реле KL2 иа минус батареи; реле KL2
срабатывает и подает команду на включение выключателя.
При неуспешном АПВ после вторичного включения
выключатель опять отключится защитой, снова сработают реле KL1
и KJ> однако команд иа включение больше не последует, так
как конденсаторы С1 и С2 ие заряжены.
При отключенном выключателе и включенном реле /(L/
конденсаторы С1 и С2 зарядиться не могут, так как их заряды по-
стояиио стекают через обмотки реле на отрицательный полюс
батареи.
В устройстве предусматривается цепь для осуществления
запрета АПВ первой и второй кратностей путем подачи минуса
для разряда конденсаторов С1 и С2 по цепям с резисторами R4
и R5.
300

Ускорение защиты осуществляется после каждого
срабатывания устройства АПВ с использованием либо контакта KL2.2,
либо дополнительного контакта на реле /(L7, управляющего
цепью реле КТ.1.
Реле KL3 осуществляет блокировку от многократных
включений выключателя в случае длительной подачи включающей
команды (например, из-за какой-либо неисправности
устройства АПВ) при неустранившемся КЗ иа линии электропередачи.
После действия защиты или при подаче отключающей
команды ключом управления размыкается цепь включения иа
контактах RL3.2; если одновременно подаиа команда на включение,
реле KL3 самоудерживается контактом KL3.1, включающим
параллельную обмотку; одновременно подается сигнал.
Накладка ХВ позволяет отключить устройство АПВ и
перевести его действие на сигнал.
Механические двукратные АПВ из-за невозможности иметь
регулируемое (ие очень малое) время действия первой
кратности оказываются малоэффективными. Поэтому такие АПВ
даже в электросетях сельских районов заменяются на
электрические АПВ, позволяющие иметь желаемое время повторного
включения. Повысить эффективность работы механических АПВ
принципиально можно, применяя механические АПВ
двукратного действия.
В этом случае при пеуспешиости действия АПВ с первой
кратностью (ие имеющей регулируемого времени действия)
автоматически включается электродвигатель, который через ре-
дукторную передачу спустя 6—10 с после второго отключения
выключателя заводит механизм повторного включения
(поднимается груз или затягивается пружина), и происходит
срабатывание спускового устройства. После вторичного включения
выключателя цепь электродвигателя, приводящего в движение
редукториую передачу, автоматически отключается.
Сложность механических АПВ обусловливает
целесообразность их замены электрическими АПВ.
8.3. ОДИНОЧНЫЕ ТРАНЗИТНЫЕ ЛИНИИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ
ИЛИ ПОДСТАНЦИЯМИ С СИНХРОННОЙ НАГРУЗКОЙ
Когда параллельная работа электрических станций или
частей энергосистемы происходит по одиночным транзитным
линиям электропередачи без параллельных связей (рис. 8.8), то при
отключении участка линии нарушается их синхронная работа.
Данное обстоятельство необходимо учитывать при выполнении
устройств АПВ этих линий.
Рассмотрим принципы выполнения устройств АПВ,
применение которых возможно в даииых условиях.
АПВ на выделенный район. В нормальных условиях
нагрузка района распределена иа две части так, что в случае отклю-
301

Система
Нагрузка
О. 1 \Ш j гШШ
А В X
Я
в,
о
*7 z §
СтаИЦЫЯ
Рис. 8.8. Пример схемы сети со связью по одиночным транзитам
чения выключателя 5 (рис. 8.8) одна часть остается на питание
от энергосистемы, а другая часть — от местной электростанции.
Мощность электростанции сбалансирована с мощностью
нагрузки, выделяемой на питание от этой электростанции. Когда
выключатель 5 включен, электростанция работает параллельно с
энергосистемой.
При повреждении участка АБ транзитной связи нагрузка
подстанции Б не может длительно питаться от станции, так как
это вызовет перегрузку генераторов станции и понижение
частоты и напряжения в районе, оставшемся подключенным к
станции. В результате этого, если не будут приняты меры для
разгрузки генераторов, может произойти их отключение и
потеря собственных нужд.
Для предотвращения такого развития аварийной ситуации
на выключателе 5 предусматривается защита, которая
отключает его при КЗ на участках АБ, БВг и шинах Bh В качестве
выключателя 5 в ряде случаев используется шнносоединитсль-
ный выключатель электростанции или подстанции.
Обычно для этой цели применяется направленная защита
активной мощности, действие которой контролируется реле
понижения частоты. При таком выполнении защита обеспечивает
отключение выключателя 5 при понижении частоты и
направлении активной мощности от шин В2 к шинам Bi,
Аналогичные операции по выделению нагрузки
выполняются при отключении участка БВ\ нли возникновении дефицита
мощности в энергосистеме, приводящем к снижению частоты.
Выключатели, отключившиеся устройствами защиты
участков АБ и БВи включаются обратно от устройств АПВ, при этом
устройство АПВ выключателей / и 2 выполняется с выдержкой
времени и ожиданием исчезновения напряжения на линии, т. е.
с ожиданием момента отключения выключателя 5.
Если контроля исчезновения напряжения не предусмотрено,
то для исключения несинхронного включения на выключателе 5
302

1С
о
50
48
Приемная i Питающая
подстанция Y линия
О
4
8
12
16
201
45
ЧЧ
42
40
^
^
\
Я
Ч
vN
\*ч
\\
■1
I
■0,5
п
Р^=0,25
О 0.2 ОЛ 0.6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 t,C
Рис. 8.9. Изменение частоты на зажимах синхронного компенсатора после
отключения питающей линии;
а — схема питания; б ~ зависимость частоты от времени
устанавливается максимальная направленная защита,
действующая без выдержки времени на отключение этого выключателя
при любом КЗ па линиях, отходящих от шин В\ в сторону
энергосистемы, на линиях энергосистемы и линиях, питающих
нагрузку района, закрепленного за энергосистемой. В этом случае
участки АБ н БВ\ рассматриваются как линии с односторонним
питанием, т. с. потребители, питание которых закреплено за
энергосистемой, восстановят свою работу после успешного
АПВ выключателей / и 2t а защиты и устройства АПВ со
стороны выключателей 3 и 4 не устанавливаются (могут не
устанавливаться и выключатели). Выключатели 1 и 2 оснащаются
устройствами АПВ тех же типов, что применяются для линий с
односторонним питанием.
Обратное включение выключателя 5, т. е. восстановление
нормальной схемы, осуществляется вручную или автоматически,
если напряжение па шинах Bi восстановится и будет синхронно
с напряжением шин £^
АПВ питающей линии в сочетании с автоматической, произ-
водищей при прекращении питания подстанции снятие
возбуждения с синхронных компенсаторов (двигателей). Весьма часто
на приемной подстанции, питающейся односторонне по линиям
электропередачи, устанавливают синхронный компенсатор для
поддержания уровня напряжения на шипах этой подстанции.
При отключении линии с питающего конца синхронный
компенсатор (рис. 8.9) илн синхронные двигатели, установленные на
приемной подстанции, продолжают вращаться по инерции.
Вследствие этого процесс гашения дуги может затянуться и
может произойти несинхронное повторное включение
возбужденных синхронных машин. Последнее вызывает возникновение
токов несинхронного включения, которые создают повышенные
механические усилия в обмотках двигателя и на валу. На эти
условия синхронные двигатели обычно не рассчитываются. Ряд
303

конструкций двигателей, например тихоходные синхронные
двигатели, имеют пусковые характеристики, которые не
обеспечивают возможность ресинхронизации без снятия возбуждения.
Таким образом, для успешного АПВ линии время обратного
включения выключателя с питающей стороны должно быть
больше, чем сумма времени отключения синхронной нагрузки
нли снятия возбуждения и времени гашения дуги. Для
увеличения эффективности АПВ надо сочетать его действие с
автоматикой, производящей после успешного АПВ линии обратное
включение синхронной нагрузки (например, обратным
включением возбуждения при достижении подсинхропной скорости).
Для ускорения действия АПВ линии отключение синхронной
нагрузки или снятие с нее возбуждения после отключения
питающей линии должно быть произведено возможно быстрее.
Известно несколько способов выполнения автоматических
устройств, улавливающих отключение питающей липни.
Необходимо отметить, что установка реле минимального
напряжения на приемной подстанции не обеспечивает быстроты
действия, так как напряжение на зажимах синхронных двигателей и
компенсаторов может поддерживаться длительно после
отключения питания за счет вращения возбужденных машин по
инерции и вследствие действия устройств форсировки возбуждения.
Первый способ. Отключение питающей липни улавливается
реле частоты, реагирующим на частоту напряжения,
поддерживаемого синхронными двигателями или компенсаторами.
Уменьшение частоты вращения этих механизмов при
отключении питания определяется выражением
д^, =-Ejja-. (8.1)
где Acoi2 — уменьшение угловой частоты вращения; 612 —
относительный угол между векторами ЭДС компенсатора
(двигателя) и системы.
В диапазоне снижения частоты вращения па 10—20%
движение ротора синхронной машины можно считать равномерно
замедленным, тогда
1 Янагр *>ном
* 'НОМ ^ИН
где Рцагр—суммарная нагрузка, оставшаяся подключенной к
двигателю, включая потери; Рном — номинальная мощность
двигателя (компенсатора); тИн—постоянная инерции агрегата
двигатель— приводимый механизм, приведенная к РНоМ; <аном=
= 2jxfI10M — угловая частота в предаварнйном режиме.
Изменение угловой частоты можно определить из (8.2):
"°12 'негр в^ном
ном тнн

или в процентах по отношению к угловой частоте нормального
предаварийиого режима:
I * пагр
т,
ин г аом
Дсо = -^ -^!liLM00; (8.4)
При Хин «4,1 С
/*™=s. 94 J
£a>^24-$=2-f. (8.5)
II ОМ
Иа рис. 8.9,6 показано изменение частоты вращения при
различных отношениях Рнагр/Люм и ти!1=4,1 с. Из рисунка видно,
что частота на зажимах статора за очень небольшое время с
момента отключения питающей линии уменьшается до значений
ниже уставок последних очередей автоматической частотной
разгрузки (46,5 Гц).
Например, при нагрузке на GS, равной его трехкратной
поминальной мощности, частота уменьшается до 44 Гц через
0,16 с, а прн нагрузке, равной половине мощности MS,— через
0,98 с. Если синхронный двигатель песет номинальную
нагрузку и работает параллельно с асинхронными двигателями,
имеющими такую же загрузку, то снижение частоты до 46 Гц про*
изойдет примерно через 0,15 с.
Таким образом, в качестве индикатора отключения
питающей линии может быть использовано реле частоты с уставкой,
меньшей уставки последней очереди частотной разгрузки.
Второй способ. Отключение питающей линии улавливается
устройством, реагирующим иа скорость изменения частоты.
Используется различие в скорости изменения частоты при возник-
повенин дефицита мощности в энергосистеме и при ожесточении
подстанции, имеющей снихроииый компенсатор (двигатель).
На рис. 8.10 показана примерная характеристика изменения
частоты при отключении 30% генерирующей мощности
(прямая /). Характеристика построена в предположении
равномерно замедленного движения генераторов энергосистемы в
диапазоне уменьшения частоты от 50 до 40 Гц под влиянием
дефицита активной мощности после отключения генерирующих
источников. Постоянная инерция вращающихся масс энергосистемы
принята равной 15 с.
Понижение частоты энергосистемы ориентировочно
определено из (8,4) в предположении РНагр//3ном=1,3:
Д/о/0 = J59. 1,3*^8,7/. (8.6)
15
При меньших сбросах генерирующей мощности скорость
изменения частоты будет еще меньшей. На рис. 8.10 приведена
также характеристика изменения частоты на подстанции прн
отключении питающей линии и сохранении подключенной к GS
нагрузки, равной примерно 50% мощности GS (прямая' 2),
20—6678 30S

50
г4£
О
4
б
12
-46
-44
16-^1
20L4Q
^
ъ-
^_ _
t
t2
1_
^о.
-54,
-/
J 0,2 0,4 0,5 0,8 1,0 %2 44 /,5 *, С
Отключение ила гашение поля
| К£.2 |
КМ
К/-
KF2*
"Ж
KF1.1
КТ
Рис. 8.10. Изменение частоты на при- Рис
смной подстанции при потере 30 %
генерирующей мощности
8.11. Схема устройства,
реагирующего на скорость изменения
частоты
Сравнение наклона прямых 1 и 2 показывает, что прямая 2
спадает круче, чем прямая /.
На рис. 8.11 приведена схема устройства, действие которого
основано на использовании указанной разницы в скоростях
изменения частоты. Реле частоты KF1 и KF2 (на рисунке не
показаны) настроены па частоту срабатывания /i и f2. При
понижении частоты ниже /i (например, ниже 48 Гц) срабатывает
реле частоты KF1 и включает реле времени КТ. Если скорость
снижения частоты мала, реле времени КТ своим контактом
КТ,1 разомкнет цепь промежуточного реле KL раньше, чем
замкнутся контакты реле частоты KF2 (уставка f2 меньше
частоты срабатывания /ь например 47 Гц). Реле KL ие сможет
замкнуть контакты и поэтому не действует иа отключение АГП
или GS.
Если частота снижается быстро, что имеет место при
отключении питающей линии, реле K,F1 замкнет контакт KF1.1
раньше, чем реле КТ успеет сработать и разомкнуть контакт. Реле
KL срабатывает и продолжает самоудержнваться после того,
как реле КТ разомкнет контакт после установленной выдержки
времени. Реле KL производит отключение GS или снятие его
возбуждения.
Третий способ. Отключение питающей линии улавливается
реле активной мощности, включенным на ток питающей линии
и напряжение шин приемной подстанции. В нормальных
условиях активная мощность направлена к шинам приемной
подстанции. При отключении липни электропередачи переток
активной мощности в сторону шин приемной подстанции
прекращается и реле мощности замыкает цепь на отключение
синхронной нагрузки или на гашение поля (непосредственно или
через промежуточное реле). Если мощность синхронной
нагрузки невелика по сравнению со всей нагрузкой, вместо реле
мощности может быть применено реле тока.
306

Под воздействием тока нагрузки в нормальных условиях
контакты токового реле разомкнуты. Они замыкаются при
отключении линии. Ток возврата реле должен быть больше, чем
ток, генерируемый синхронными двигателями при повреждении
на питающей линии.
Реле активной мощности (илн тока) целесообразно
применять в комбинации с реле напряжения частоты. Индикация
отключения питающей линии электропередачи осуществляется
возникновением двух качеств: исчезновением перетока
активной мощности, что устанавливает реле мощности, и
понижением частоты, что выявляет реле частоты. Действие обоих реле
позволяет устанавливать па реле частоты уставку срабатывания
48—48,5 Гц без опасения его ложного действия при понижении
частоты в энергосистеме в результате возникновения дефицита
мощности, что в свою очередь ускоряет перевод синхронной
нагрузки в режим со снятым возбуждением (или отключение
такой нагрузки), т. е. позволяет ускорить действие устройств
АПВ со стороны питающей подстанции.
Варианты схемы устройства, производящего автоматический
съем возбуждения с GS с последующим обратным включением
возбуждения после успешного АПВ питающей линии, показаны
па рис. 8.12 и 8ЛЗ. Включение возбуждения производится или
спустя заданное время после того, как оно было снято, при ус-
4-
i ХБ16
KV!,1
_У!^п
HV'.I
>
XTdJ
КН12
Включение AFf]
KL5.Z
МНЮ
HL5.1
КН13
№р.1
KF.1
У.
Отключение GS
\
КТЗЗ
ХВ1Ч НТЗ
}н>ченаеАП]
КГ3.1
н
КН11
КГ3.21Л
HL5 R9
KVi2 KV'!2
ВИ
КТ6
R8
а *
Ь
1—
с
i—
№
ff
Qm TV*
а Ь с
HVU
КР
От TV"
Рис. 8Л2. Схема устройства АПВ синхронного компенсатора с обратным
включением возбуждения спустя заданное время после его снятия:
Куу i _ контакт р^лс активной мощности в питающей ли ми и (замкнут при отключении
линии п отсутствии перетока активной мощности в сторону приемной подстанции); при
наличии реле KWp цепь, показанная штриховой линией, разомкнута
20* 307

КТ5.1
КИ12
HL6.4
КН13
Отнлтение
6 Отключение
t АГП
HV'.f t(V".1 HL&.3 K18&,
HL7.1
S
KT6.1
>.
Hi 9,1
KT9
KL7
Hi 6.2
Hi 12
^
HI 6.1
ih
Вшчение
KTWr^
KU1
HH11
HWp*1
<$—
J~KR1
HL6 АГП
R1S
KFJ В
Ш
KViZ KV"2
Igf
НТЧ
№1
От гасительного pesuc-.
тора 6 цепи обмотки у
боз&уждемия \,
КТ8
1
а Ь i
0
KV>
ОтТУ"
Рис. 8.13. Схема устройства АПВ синхронного компенсатора с обратным
включением возбуждения после достижения скорости близкой к синхронной:
KW.yt — контакт реле активной мощности в питающей линии (замкнут при отключении
линии и отсутствии пере 1 ока активной мощности в сторону приемной подстанции); при
наличии реле /(Wp цепь, показанная штриховой линией, разомнуj-a
ловии восстановления напряжения на шипах приемной
подстанции (рис. 8.12), или после того, как достигнута скорость,
близкая к синхронной (контролируется контактами реле KT8J
(рис. 8.13)).
Если напряжение за заданное время не восстановилось, т. е.
АПВ питающей линии неуспешно, то предусматривается
отключение GS, Реле KJS реагирует на ток в обмотке ротора и
представляет собой промежуточное реле с замедлением при
отпускании якоря. Частота пульсаций тока в роторе при
отключенном устройстве АГП соответствует частоте скольжения.
Включение устройства АГП производится при значении скольжения,
равном 5%. Реле КТ9 обеспечивает однократность импульса на
включение устройства АГП.
Устройства несинхронного АПВ выполняются по тем же
схемам, что и устройства АПВ для линий электропередачи с
односторонним питанием. Простота и надежность действия таких
308

устройств АПВ определяют целесооб- ^т?
разность их применения для линий, jt-
имеющих питание с двух сторон. ' ^^^ ^епь
Допустимость применения несин-
отнлю-
чени*
HZ
К
хронного АПВ определяется теми же + ^-^ кт -
условиями, что и допустимость
осуществления несинхронного включения
линий электропередачи. Применение
несинхронного АПВ требует
специальных мероприятий в отношении выпол- Рис. 8.14. Схема блоки-
нения релейной защиты. ровки защиты при кача-
Первая возможность выполнения ниях
защиты. В качестве основной
защиты транзитных линий применяется защита, не реагирующая
на токи и напряжения при асинхронном режиме и
синхронных качаниях. Такой защитой может быть диффереициаль-
но-фазная высокочастотная защита. В качестве дополнительной
резервной защиты от несимметричных КЗ устанавливаются
защиты, реагирующие на составляющие нулевой и обратной
последовательностей электрических величин; время действия этих
защит должно быть больше возможной неодновременностн
замыкания фаз выключателей и затухания токов в цепях защиты.
По данным опытов, время действия защиты должно быть не
менее 0,15 с.
Резервные защиты от симметричных КЗ выполняются с
выдержкой времени и реагируют на полные токи и напряжения.
Эти защиты снабжены блокировкой, включающей цепь при
возникновении нссимметрии и запрещающей действие после того,
как пусковой орган хотя бы 1 раз разомкнул контакт; этим
предотвращается возможность неправильной работы при
увеличении периода качаний перед моментом втягивания
энергосистемы в синхронизм.
Схема блокировки приведена на рис. 8.14. Контакт К
пускового органа, реагирующего на толчок величин обратной
последовательности (контакт блокировки при качаниях),
кратковременно замыкает цепь реле времени КТ,
Если толчок возник вследствие КЗ в зоне действия реле
сопротивления, последнее срабатывает и обеспечивает
удерживание реле ДТ и его работу с заданной уставкой. Если толчок
возник при несинхронном включении и одновременно сработало
реле KZ, обмотка реле КТ будет включена до тех пор, пока ие
разомкнутся контакты реле в первом цикле качаний. После
этого обмотка реле КТ включиться не сможет, так как ее цепь
разомкнута контактом блокировки от качаний. Таким образом,
если перед втягиванием в синхронизм период качаний
увеличится, это уже не сможет сказаться на действии защиты.
Для того чтобы защита не сработала непосредственно после
309

несинхронного включения, характеристику реле KZ желательно
иметь по возможности загрубленной по отношению к
уравнительным токам несинхронного режима, а защита должна
действовать с некоторой выдержкой времени (0,7 с и более).
Вторая возможность выполнения защиты. Для ликвидации
междуфазных КЗ на линии установлена дистанционная защита
со ступенчатой выдержкой времени, а для ликвидации
замыканий на землю — ступенчатая защита, реагирующая на ток и
напряжение нулевой последовательности.
Дистанционная защита от междуфазпых КЗ снабжается
блокировкой, замыкающей оперативную цепь только при
возникновении толчка составляющих обратной
последовательности иа время, пока замкнуты контакты пускового органа
защиты. Цепи измерения первой и второй зон дистанционной
защиты размыкаются спустя 0,2—0,3 с после возникновения толчка.
Время готовности блокировки к повторному действию
устанавливается больше суммы времени отключения выключателя
защищаемой линии с момента КЗ и его обратного включения от
устройства АПВ.
Работа защиты и автоматики повторного включения
происходит следующим образом. При КЗ линия отключается с обеих
сторон. С одной стороны линии время действия устройства АПВ
устанавливается меньше, чем с другой (но больше времени
отключения выключателя с противоположной стороны линии).
При включении выключателя с этой стороны линии вводится на
время 0,5 с ускоренная защита. Дистанционная защита от
трехфазных КЗ с обеих сторон линии к этому моменту выведена
блокировкой, реагирующей па толчок величин обратной
последовательности.
Если КЗ не устранилось, линия мгновенно отключается,
если устранилось, линия остается включенной.
С противоположной стороны устройство ожидает появление
напряжения (устройство НАПВ дополняется реле напряжения,
контролирующим восстановление напряжения на линии) или
при отсутствии такого реле напряжения выполняется с
временем, перекрывающим время включения линнн с
противоположной стороны.
К этому моменту цепи ускоренной защиты, реагирующей на
токи качаний, устройствами АПВ выведены. Также выведены
из действия блокировкой от качаний дистанционные защиты от
трехфазных замыканий. Отключения линии под влиянием
уравнительных токов после НАПВ ие происходит.
Так как линия после включения с одной стороны находится
под напряжением, маловероятно, чтобы в момент включения
выключателя с противоположной стороны линии на ней
возникло повреждение; однако ради осторожности целесообразно,
чтобы при работе устройства АПВ вводилась с обеих сторон линии
310

неселективная ускоренная защита от несимметричных КЗ с
временем действия 0,15 с. Это время, как было указано ранее,
отстраивает работу защиты от неодновременного включения
фаз выключателя.
Такое же время должна иметь первая ступень защиты от
замыканий на землю, если ее ток срабатывания не отстроен от
максимального значения тока при несинхронном включении.
Ускоренная иеселсктивная защита от несимметричных КЗ
выводится после того, как обратно будут введены первая и
вторая зоны дистанционной защиты, В случае возникновения
пульсаций тока и напряжения после неселективного включения при
таком выполнении защиты ложного отключения не произойдет,
так как защиты, реагирующие па качания, автоматически
выведены.
Следует отметить, что можно при несинхронном АПВ не
производить каких-либо усложнений в обычных схемах
защиты, допуская, чтобы в некоторых случаях после работы
устройств АПВ защита производила отключения линии при
отсутствии на ней КЗ, уменьшая общий процент успешной работы
устройств АПВ.
Установка устройств НАПВ должна быть указана с типами
делительной автоматики, устанавливаемой в энергосистеме для
прекращения асинхронного режима. При наличии делительной
автоматики мгновенного действия обратное включение от
устройств НАПВ в большинстве случаев будет приводить к
срабатыванию делительной автоматики и разделению
энергосистемы: работой устройства НАПВ будет только обеспечиваться
сборка транзитной связи до намеченной заранее точки раздела
энергосистемы.
При наличии делительной автоматики со счетчиком циклов
качаний или контролирующей продолжительность асинхронного
хода в течение заданного времени деление после работы
устройства НАПВ произойдет только в том случае, если до
момента срабатывания делительной автоматики не произошла
ресинхронизация.
При выполнении устройств НАПВ в большинстве случаев
целесообразно устанавливать делительные автоматики с
выдержками времени 15—30 с, производящие разделение
энергосистемы, если в течение этого времени по каким-либо причинам
не произошла ресинхронизация.
Быстродействующие АПВ (БАПВ) предназначены для
обеспечения повторного включения таким образом, чтобы угол
между векторами ЭДС разделившихся частей еще не успел
достигнуть значения бПр, при котором нарушается их синхронная
работа. При БАПВ включение фактически тоже производится
несинхронно, но в условиях более легких, чем при НАПВ. Таким
образом, БАПВ осуществляет обратное включение без пред-
311

шествующего кратковременного или длительного асинхронного
режима; успешное БАПВ сопровождается только затухающими
синхронными качаниями.
Быстродействующее АПВ ввиду малого времени бестоковой
паузы эффективно только при быстро проходящих
повреждениях (например, при перекрытиях изоляции в сырую погоду,
грозовых перекрытиях и т. п.). Для осуществления БАПВ должны
использоваться быстродействующие выключатели, позволяющие
осуществить малую бестоковую паузу, В энергосистемах СССР
БАПВ применяются только па линиях с воздушными
выключателями.
Время бестоковой паузы при БАПВ, допустимое по условию
сохранения устойчивости параллельной работы, определяется
расчетом устойчивости. Ориентировочно оно находится из
следующих соображений: за время КЗ и отключенного состояния
транзитной связи векторы ЭДС не должны разойтись на угол,
больший угла 6Пр, прн котором возможно повторное включение
без асинхронного хода.
Угол 6Пр принимается равным примерно 60—70°. Если
предположить, что в предаварийаом режиме угол 6Ном=20°, то
приращение угла за время БАПВ будет
в12 = в„Р—6ном = 40-=-50в. (8.7)
Если иа систему бесконечной мощности по транзитной линии
работают генераторы с нагрузкой Янагр» то при разрыве линии,
предполагая равномерно ускоренное движение роторов машин,
в соответствии с (8.2) можно написать, рад,
1 Раагр «ном
Учитывая, что (оНом = 2я/Ном при тин=10 с, получаем
n \ 360 2Л-50 А«гп Ант
S?2 = -тг ^г -пг- -^-1* = 900 -£2- f. (8.9)
Из (8.8) и (8.9) можно ориентировочно вычислить
предельное время бестоковой паузы выключателя, т. е. то время, пока
дугогасительные контакты остаются разомкнутыми.
Если Рнагр/Рном= 1, т. е. если предположить, что генераторы
выдают всю мощность по транзитной линии, и принять 6i2n = 50°,
в соответствии с (8.9) получим
*=0,23 с.
Устройства БАПВ применяются только на линиях,
оснащенных быстродействующей защитой. При времени действия
защиты 0,04 с время бестоковой паузы выключателя должно быть
установлено 0,19 с. Так как время гашения дуги выключателя
составляет 0,06 с, то для деионизации пространства дуги па ли-
312

нии электропередачи остается время 0,13 с. Это время, как
было указано ранее, является минимально допустимым для того,
чтобы после снятия напряжения с линии электропередачи
ПО кВ дуга повторно не зажглась.
Увеличение времени бестоковой паузы в цикле БАПВ
увеличивает вероятность погасания дуги и восстановления изоляции,
но одновременно увеличивается вероятность нарушения
синхронизма между частями энергосистемы.
Как следует из (8.9), увеличение времени бестоковой паузы
может быть допущено для случаев, когда по транзитной линии
передается часть мощности генераторов. Это может быть, когда
часть мощности потребляется местной нагрузкой, генераторы
загружены частично или предусмотрены специальные меры для
автоматического снижения мощности агрегатов (турбин),
ускоряющихся после отключения транзитной связи (экстренным
торможением генераторов и, в частности, включением в цепь
статоров активных сопротивлений или быстрым закрытием
доступа пара в турбины).
При выполнении устройств БАПВ, производящих обратное
включение при значительных углах 6j2, следует предотвращать
возможную неправильную работу защиты от уравнительных
токов аналогично тому, как это производится при установке
устройства несинхронного АПВ.
Отечественной промышленностью выпускаются
быстродействующие воздушные выключатели без внешнего отделителя,
который заменен отделителем внутри бака выключателя.
Гасительные камеры выключателей допускают рабочий ток 4000 А
и обладают номинальным током отключения до 69 кА.
У выключателя 500 кВ типа ВВНР последовательно
включены 10 гасительных камер. Гасительные камеры соединены
последовательно с воздухонаполиенным отделителем.
Отделитель имеет четыре одинаковых разрыва, каждый из которых
состоит из одного неподвижного и одного подвижного контакта.
При включенном выключателе в объемах гасительных камер
и отделителей воздуха, находящегося под давлением, иет. Для
отключения выключателя подается сжатый воздух к
гасительным камерам. Соответствующие клапаны управляются
толкателем, связанным с сердечником электромагнита отключения.
Гашение дуги производится струей сжатого воздуха прн
разомкнутых контактах гасительных камер.
Одновременно сжатый воздух через обратные клапаны
подается к поршням отделителей, благодаря чему их контакты
раздвигаются по отношению друг к другу на необходимое
расстояние по условию сохранения электрической прочности про*
межутка и удерживаются сжатым воздухом в таком
положении. После того как отделители разведены на требуемое
расстояние, происходит соединение контактов гасительной камеры.
313

При подаче сжатого воздуха в цикле отключения
выключателя подвижные контакты отделителя перемещаются, слей мая
возвратные пружины, поэтому для включения выключателя
достаточно открыть выхлопной клапан. Воздействие на этот
клапан осуществляет сердечник электромагнита включения.
Выполнение БАПВ для описываемых выключателей
достигается путем подачи устройством АПВ обычного типа
включающей команды с временем, перекрывающим сумму времени
гашения дуги в гасительной камере и времени деионизации
пространства электрической дуги в месте повреждения (0,2 с для
линий 110—220 кВ и 0,35—0,4 с для линий 330—500 кВ).
Спустя это время замыкаются контакты гасительной камеры — то-
коведущая цепь восстанавливается. При неуспешном АПВ,
когда причина, вызвавшая повреждение, не устранилась,
происходит повторное действие защиты и полное отключение
выключателя.
При выполнении медленнодействующего АПВ выключателей
с внутренними отделителями включающая команда должна
подаваться устройством АПВ уже тогда, когда отделители
полностью разошлись, поэтому бестоковая пауза при таком АПВ
складывается из времени, в течение которого размыкаются
контакты отделителей, раздвигаясь на расстояние, определяемое
электрической прочностью промежутка (0,14—0,16 с), и
времени включения выключателя (0,8—1,0 с).
Быстродействующее АПВ может применяться в сочетании с
другими видами АПВ (например, на одиночных линиях —
с О АПВ, на параллельных линиях —с ТАПВ, причем в
последнем случае при наличии параллельных связей, когда
отключение одной из'них не приводит к нарушению синхронизма,
применяется ТАПВ, а при выводе параллельной связи в ремонт на
оставшейся одиночной линии применяется БАПВ).
АПВ с улавливанием синхронизма (АПВУС) применяются
на одиночных транзитных линиях, а также на транзитных
линиях, имеющих шунтирующие связи недостаточной пропускной
способности, если применение НАПВ или БАПВ невозможно.
Устройство АПВУС улавливает схождение частот несинхронно
работающих частей или фиксирует, что разность частот не
превзошла допускаемое значение. Устройство посылает командный
импульс на повторное включение выключателя, во-первых, при
достижении определенного диапазона разности частот и,
во-вторых, так, чтобы включение происходило при малых углах
между напряжениями (50—70°). Устройство АПВУС допускает в
принципе возможность осуществления повторного включения
при разности частот до 3—4% (1,5—2 Гц); конкретные
значения этих параметров зависят от условий работы энергосистем.
Поскольку включение происходит при небольших углах, АПВУС
не сопровождается сколько-нибудь значительными толчками то-
314

ш
t/ui I Un
Запрет АПВ
KV1A
*;
Рис. 8.15, Устройство АПВ с улавливанием синхронизма;
а и б — структурные схемы цепей; переменного тска {а) и цепи запрета АПВ (б)
ка и асинхронным режимом. Иногда уменьшение скольжения
между несинхронно работающими частями для осуществления
АПВУС возможно только после мобилизации резервов
мощности или разгрузки дефицитной части системы (вручную или
при помощи устройств АЧР). Повторное включение транзитной
линии после ее отключения н нарушения синхронизма между
генерирующими источниками производится с одной стороны
линии электропередачи при отсутствии на ней напряжения, а с
другой стороны линии — при наличии (появлении) напряжения,
синхронного по отношению к напряжению шип.
Схема устройства АПВ аналогична схеме, приведенной на
рис. 8.4, но с дополнением реле, контролирующих отсутствие
напряжения на линии или шинах или синхронность напряжения
на шинах и линии (рис. 8.15).
Ожидание отсутствия напряжения достигается тем, что
минус постоянного тока к обмотке реле КТ (см. рис. 8.4)
подводится через контакты реле контроля напряжения ил,
присоединенного на напряжение линии. Выдержка времени реле КТ
выбирается больше времени отключения КЗ с противоположной
стороны линии (принимается, что при КЗ на линии со стороны,
где установлено рассматриваемое устройство АПВ, линия
отключается быстро, например первой ступенью дистанционной
защиты, а с другой стороны медленно, например второй или
третьей ступенью защиты).
Улавливание синхронизма с другой стороны линии в
устройстве АПВ осуществляется тем, что минус постоянного тока к
реле времени КТ будет подан только тогда, когда угол между
векторами напряжения на линии и шинах не превосходит угла,
при котором реле контроля синхронизма замкнет свои
контакты. Если напряжение на линии и шинах синхронно, реле
контроля синхронизма будет держать контакты замкнутыми и реле
КТ сработает, обусловив обратное включение. Если частоты
вращения векторов напряжения линии и шин отличны, т. е.
имеются биения (рис. 8.16), то работа устройства происходит
315

Рис, 8.16. Пояснение работы устройства АПВ с улавливанием синхронизма:
а — изменение угла между векторами ЭДС при несинхронном режиме; б—область
работы реле времени устройства АПВ (область ограничена углом 6|2)
следующим образом: реле КТ работает в зоне между точками
1 и 2У так как реле контроля синхронизма в этой области
держит контакты замкнутыми (точка 1 соответствует моменту
возврата реле и замыканию его размыкающих контактов,
точка 2— моменту срабатывания реле и размыканию этих
контактов).
Команда на включение будет подана, если время замкнутого
состояния контактов будет больше или равно уставке реле
времени £^г. Точка 3 определяется уставкой срабатывания tcp реле
контроля синхронизма и параметрами выключателя. Эта
уставка должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы при подаче
включающего импульса в момент, соответствующий точке 2,
включение выключателя произошло в точке 3 при предельном
угле, не большем 6rJp=70—75°.
Обычно угол срабатывания 6СР выбирается 40—55°, При
коэффициенте возврата 0,8 угол возврата 6В = 32-М6°. Таким
образом, работа реле времени происходит в диапазоне углов 612:
б12= бср(1+£в), (8-10)
где kB — коэффициент возврата реле контроля синхронизма.
Если разиость частот, т. е, частота биения
то за 1 с угол между векторами ЭДС изменится па
б — 360fs.
Углу поворота на 6is будет соответствовать время
(8.11)
(8.12)
t =
'IS
360f<
(8.13)
Если на реле времени установлено время срабатывания tcPj
то частота биений при срабатывании будет равна
и
'12
~ср
АсрО + *в)
360*.
ср
360*
ср
(8.14)
316

Рис. 8Л 7. Реле
контроля синхронизма:
а — диаграмма, поясняющая
принцип действия: б —
структурная схема,
поясняющая подключение осле
контроля синхронизма к
трансформаторам
напряжения
При йв=0Д 6Ср=40°, *ср=2 с
f =-*°-(1+0,8) =^Ь^-~ 0,1 Гц.
Is 360-2 360-2
При £в=0,85, 6ср=55°, (ст>=2 с
/s=0,14 Гц.
В качестве реле контроля угла бер в устройстве по рис. 8.17
применено реле, реагирующее на геометрическую разность
напряжений. Таким реле может являться реле напряжения, в
котором обмотки включены встречно. К одной катушке реле
подведено напряжение шин, к другой — напряжение линии от
трансформатора напряжения нли устройства емкостного отбора
напряжений, подключенного к линнн (рнс. 8.18).
Реле срабатывает, если результирующий поток в сердечнике
реле станет больше потока, соответствующего напряжению
срабатывания.
В соответствии с рис. 8Л7,а
|Уер| = I Ш\ - |C/i-C/aI . (8-15)
Напряжению срабатывания С/Ср соответствует угол бср. Если
принять lt/^^1^2 1, то
AC/ = 2£/sin-^k (8 Л 6)
2
Задаваясь требуемой уставкой по углу бср, напряжение на
реле можно определить так:
*/ер = 2У sin-^-. (8Л7)
При ограниченной шкале реле расширить диапазон угла
между векторами напряжений бсР, при котором реле
срабатывает, можно, если включить одну обмотку реле на напряжение
Uao, а другую на напряжение —Uco, в этом случае
дополнительный сдвнг между векторами напряжений составит 60°. Если
одна обмотка реле^включена на напряжение Uao, а другая на
напряжение ОасЦЗ, то дополнительный сдвиг будет 30°. Таким
образом, для реле, имеющего регулировку уставки срабатыва-
317

•—>
\
Hh
о-
«ч-
К ВЧ-заш,ите
или связи
.1
С1
С2
-л
Я L
Фаза/!
KV
i—г
п
'"в
Ш
-/1
4—С
«И Л^ш
й,
$
Гис. 8.18. Принципиальная схема подключения реле контроля синхронизма
к конденсатору связи на линии и трансформаторам напряжения на шинах;
а — схема включения; б — векторная диаграмма
KT2J
flttf KSPi HL3.2
—-r^T
KL&t\x-1
KLC2.1 КТЗА КТ2А j
г—>—Я* 1 КГЗ
I . Р
HLC2.2 I iKTC.f K7Z5" |
i
гага
KL3
КТ£* 6K.2
Ула8ли8аиие
синхронизма
при разности
частот до 0,7Щ
Реле для
Включения
Выключателя
УлоВлида^ие
синхронизма
при разности
иостот от
0,7 до 1,3 Гц
УлаВлидание
синхронизма
при разности
частотен
0,7 до ^9Гц
Реме для
создания
однократности
дейстдия и доздрй-
та В исходное
положение
Рис. 8.19. Схема устройства АПВ с улавливанием синхронизма:
KSPJ—контакт реле давления (при установке воздушного выключателя); KLC1 и
К^С'2 — реле контроля синхронизма (обмотки этих реле на рисунке не показаны)
318

ння до 40°, шкалу уставок срабатывания можно расширить до
70 или 100°. Для учета возможности изменения знака угла
между векторами напряжений линии и шин, характеризующего,
какая часть энергосистемы в предаварийном режиме принимала
или отдавала активную мощность, ставится второе реле.
Например, если одно реле действует при угле срабатывании
с регулировкой от +70 до —10°, то второе реле имеет уставку
от —70 до +10° (имеется диапазон изменения уставок до
±70э).
На первых порах внедрения ЛПВУС повторное включение
осуществлялось при разности частот 0,5—1 Гц. Для увеличения
эффективности работы АПВ с улавливанием синхронизма была
разработана схема, обеспечивающая включение на
параллельную работу с разностью частот от 0 до 1,9 Гц с максимальной
ошибкой по углу +45°. Действие устройства происходит
следующим образом (рис. 8,19 и 8.20).
Устанавливаются два реле контроля синхронизма с
уставкой по углу срабатывания 45° (регулируется непосредственно
уставкой па реле или присоединением на напряжение шин и
линии, сдвинутые по фазе). Реле KLC1 включается так, чтобы
при совпадении фаз результирующая намагничивающая сила
(НС) была равна нулю и контакты KLCL2 под действием
пружины были замкнуты. Реле КХС2 включается так, чтобы при
Переключение Рвзулогт/рующпя НС Результирующая НС
контпнтпВ для реле KLC1 для реле HLC2 Переключение
пеле HLC1[\ \ ^- 7%^-^Л .контактов
^х**>? \реле KLC1
315° ^5°у^змерение бремени контактом К12.3М50 Ц-51>
Пуск ИТ2
СраЬатыВание НТ1
Команда на Включение
а) Выключи теля
Выключатель
Включен
Переключение контоктоЗ реле HLC2
Команда на Включение Выключателя
Выключатель
- Включен
45°
Uuc¥ KT2
^0кл рас-' —
проскальзывающего
контакта
КТ2Ч
-0-^с
it)
Время
проект г.ьзыВающего
кентакта
НТ2 5
Я
~?Ьня расч
= Q№ a
Команда.
на включение
Выключите л?
8)
Рис. 8.20. График работы схемы устройства АПВ (см. рис. 8,19) в
зависимости от разности частот синхронизируемых напряжений:
а— пключекие при разности частот до 0,7 Гц; б — то же при разности частот 0,7—КЗ Гц;
в — то же при разности частот 1,3—1,9 Гц; Гвкл .>асч — расчетное время включении с
момента подачи команды на включение до замыкания контактов выключателя (при н я то
ОД с)
319

совпадении фаз результирующая НС имела максимальное
значение, вследствие чего были бы замкнуты замыкающие
контакты KLC2.L
При угле между векторами синхронизируемых напряжений
менее 45° реле KLC1 через размыкающие контакты KLC12
подает питание иа обмотку реле KJL Последнее имеет задержку
на отпадание якоря 0,15 с.
Размыкание размыкающих контактов и замыкание замыкаю-
щих контактов реле KLC1 происходят в момент времени, когда
угол между напряжениями станет больше 45°. При этом
включается реле времени КТ2, а обмотка реле КТ1 обесточивается.
После того как контакт КТ1.1 разомкнётся, реле времени KJ2
продолжает оставаться включенным по цепи самоудерживания
через мгновенный контакт KJ2.L
Если разность частот невелика (менее 0,7 Гц), реле времени
сработает до того момента, когда угол увеличится сверх 360—
—45=315° и через контакт КТ2Я обеспечит самоудерживание
после того, как контакты KLC1J разомкнутся. При этом
замкнутся контакты KLCL2 и, поскольку контакт КТ2.2 продолжает
оставаться замкнутым, сработает реле Х1вых и включит
выключатель.
Если размыкание контактов KLC1J произойдет до того, как
замкнется контакт КТ2.3, т. е. если разность частот будет более
0,7 Гц, обмотка реле времени обесточится и цепь АХвых
разомкнётся контактом КТ2.2 раньше, чем замкнутся контакты
KLC1X
При разности частот синхронизируемых напряжений в
пределах 0,7—1,3 Гц успевает сработать проскальзывающий
контакт КТ2.4 в момент времени, когда замкнется контакт KLC2.1
и разомкнётся контакт KLC2.2, при этом подействует реле
Для включения выключателя при разности частот от 1,3 до
1,9 Гц добавляется часть схемы (показана штриховой линией
иа рис. 8.19), а к реле КТ2 пристраивается контакт КТ2.5.
Однократность действия и возврат схемы в исходное
положение обеспечивают реле КТ5 и KL3.
На линии с двусторонним питанием всегда возможно
одностороннее отключение (например, из-за погасания дуги после
отключения с одного конца раньше чем с другого и резкого
снижения тока в канале дуги или при неправильном действии
устройства защиты в момент КЗ иа смежных присоединениях).
Если отключение произойдет там, где контролируется
отсутствие напряжения па линии, но оно осталось от источника
генерации с противоположного конца, то АПВ не произойдет.
Поэтому во многих случаях устанавливают как реле контроля
отсутствия напряжения (с целью обеспечения опробования линии),
320

так и реле улавливания синхронизма (для замыкания на
параллельную работу). Время АПВ устанавливается так, чтобы
не могло произойти одновременного включения выключателей
с обоих концов линии в условиях, когда линия отключена с
двух сторон.
В тех случаях, когда при отключении линии с обоих концов
шипы подстаицви, присоединенной к одному из концов, могут
остаться без напряжения (например, из-за отключения
генерирующей станции), устройство АПВ с улавливанием
синхронизма действовать не сможет. В этом случае параллельно
контактам реле, коитролирующего синхронизм напряжений» включают
контакты реле, коитролирующего отсутствие напряжения па
шинах (при отсутствии напряжения иа шинах разрешается
действие АПВ выключателя линии).
Таким образом, схема устройства АПВ должна содержать
реле напряжения, разрешающее повторное включение
выключателя при отсутствии напряжения иа шинах, реле
синхронизма, ожидающее синхронизм напряжения линии и шин, и реле
напряжения, контролирующее отсутствие напряжения иа
линии.
При отсутствии напряжения на линии и шииах работают
все три эти реле; при отсутствии напряжения иа линии или иа
шииах работают соответствующие реле напряжения,
проверяющие отсутствие напряжения; при наличии напряжения иа
линии и шипах работают реле, улавливающие синхронизм этих
напряжений (см. рис. 8.15).
Устройство АПВ с улавливанием синхронизма ожидает
наступления условий, при которых допустимо произвести
включение частей энергосистемы на параллельную работу. Поэтому
такие АПВ можно рассматривать как устройства простейшей
автоматической синхронизации, облегчающей работу
персоналу по осуществлению синхронизации (например, если по
указанию диспетчера производится выравнивание частоты в
разделившихся частях энергосистемы для последующего
включения этих частей иа параллельную работу или если условия,
приводящие к действию АПВ, наступают после работы
устройств АЧР в той части отделившейся энергосистемы, где
возник дефицит активной мощности) .
Для органа контроля синхронизма АПВ линий
электропередачи ПО—750 кВ проводились работы создания автомата с
использованием полупроводниковых элементов. Во ВНИИЭ
изготовлен и прошел испытания на электродинамической
модели и на одной из подстанций транзита 750 кВ Днепр —
Винница макет АПВС, в котором основные элементы выполнены
на интегральных микросхемах. Диапазоны углов срабатывания
органа контроля (улавливания) синхронизма б = ±90°, сколь-
21—6678 321

жений 5=±8% [19], В отличие от других устройств новые
устройства ВНИИЭ обеспечивают зависимость угла включения от
скольжения.
8.4. ТРАНЗИТНЫЕ ЛИНИИ ПРИ НАЛИЧИИ ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ СВЯЗЕЙ
При осуществлении АПВ линий, работающих в кольцевой
сети, необходимо учитывать следующие особенности.
1. Отключение одной из линий не вызывает перерыва
электроснабжения потребителей нли нарушения электрической связи
между подстанциями, поэтому время действия устройств АПВ
может быть выбрано несколько большим, чем для линий с
односторонним питанием; однако слишком увеличивать время
действия устройств АПВ не следует, так как быстрое обратное
включение может предотвратить разрыв электрической связи
между подстанциями из-за наложения друг на друга
отключения других линий (например, во время частых грозовых
перекрытий, особенно если не имеется грозозащитного троса).
Кроме того, обратное включение линий предотвращает
перегрузку линий других участков кольцевой сети.
Автоматическое повторное включение особенно важно в тех
случаях, когда на подстанциях, от которых отходят линии, нет
дежурного персонала и выключатели линий нетелеуправляемы.
При отсутствии устройств АПВ обратное включение будет
связано с большим временем и, следовательно, с длительным
перерывом в нормальной работе сети.
2. АПВ может быть успешным, если обратное включение
выключателей с обеих сторон линии произойдет после того, как
линия предварительно будет отключена с обоих концов, в
противном случае дуга в месте повреждения может не погаснуть
и линия отключится вновь.
3. Кольцевая сеть может иметь одну, две и более точек
питания. Подстанции кольцевых сетей с одной точкой
питания в случае отключения одной из линий (например, для
ремонта) могут оказаться в режиме одностороннего питания;
в таком режиме каждое успешное действие устройств АПВ
предотвращает длительное обесточенне потребителей.
Для линий кольцевой сети с одной точкой питания
применяются устройства АПВ тех же типов, что и для линий с
односторонним питанием. Устройства АПВ устанавливаются по
концам линии и действуют на обратное включение выключателя
после его отключения.
Иногда для упрощения релейной защиты кольцевую сеть с
одной точкой питания размыкают. В таких случаях при КЗ на
линии режим электроснабжения двух частей сети
осуществляется так, как будто подстанции питаются односторонне;
перевод питания потребителей одной части сети на другую произ-
322

водится вручную или автоматически лишь в случае неуспешной
работы устройства АПВ.
При наличии двух параллельных связей устройства АПВ без
проверки синхронизма устанавливаются, если при отключении
одной связи допускается несинхронное включение другой после
ее отключения. Если несинхронное включение не допускается,
на линиях кольцевой сети устанавливаются устройства АПВ с
улавливанием синхронизма.
При наличии трех и более параллельных связей между
электростанциями кольцевой сети с несколькими
точками питания одновременное отключение всех связей
считается маловероятным, поэтому нет оснований для
усложнения устройств АПВ. На линиях устанавливаются устройства
АПВ без проверки синхронизма аналогично тому, как это
делается для кольцевой сети с одной точкой питания. Учитывая
возможность наложения аварий в ремонтных режимах,
применяют иногда устройства АПВ с контролем синхронизма. Такие
устройства АПВ обеспечивают повторное включение
отключившейся линии только при сохранении синхронной работы
источников питания, например при сохранении в работе шунтирующих
связей. Устройства АПВ содержат органы, контролирующие
синхронность напряжения по обеим сторонам включаемого
выключателя; АПВ запрещается, если эти напряжения
становятся несинхронными, что имеет место при отключении всех
шунтирующих связей.
Устройство АПВ с улавливанием синхронизма и контролем
синхронизма отличаются друг от друга тем, что первое
осуществляет АПВ при сохранении синхронизма или нарушении
синхронной работы, «улавливая» в последнем случае наиболее
благоприятный момент посылки импульса на включение
выключателя в условиях достаточно большого скольжения, а второе—
осуществляет АПВ по истечении заданного времени, если
синхронизм за это время пе нарушился либо создались условия,
когда возникшее вследствие возмущения скольжение
уменьшилось до допустимого значения.
Для параллельных линий устройства АПВ
выполняются на тех же принципах, что и для линий кольцевой сети.
Применяются- описанные ранее устройства АПВ, в частности
устройства АПВ с улавливанием синхронизма, а при
допустимости несинхронного включения — устройства НАПВ.
Особенность конфигурации сети позволяет проверять сохранение син-
хроиизхма между частями энергетической системы после
отключения одной из параллельных линий без реле,
контролирующего синхронность напряжений, с помощью реле тока,
включенного на ток другой, оставшейся в работе линии.
Принцип построения схемы виден из рис. 8.21.
Автоматическое повторное включение линии / разрешается при действии
21* 323

I
1
АПВ\ f
ПА . НА.1
г
токового реле, подключенного к
одному нз трансформаторов тока
линии 2, и наоборот. Если
устройство АПВ выполнено по схеме на
рнс. 8.4, то контроль наличия тока
может осуществляться тем, что
цепь обмоткн реле времени КТ
комплекта устройства АПВ одной
нз параллельных линий заведена
через контакты токового реле,
обмотка которого обтекается током
другой линии.
Для того чтобы токовое реле
надежно размыкало контакт при отключении лнннн с другого
конца, уставка возврата реле должна быть больше емкостного
тока лнннн.
8,5. УСТРОЙСТВА ТАПВ НА ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ
Рис. 8.21, Структурная схема
устройства АПВ с проверкой
синхронизма протеканием тока
по второй параллельной линии
Включение воздушного выключателя от устройства АПВ
допускается только при условии, если перед первым отключением
выключателя давление в баках сжатого воздуха обеспечивает
завершение цикла первого отключения, повторного включения
от устройства АПВ н нового отключения, если КЗ не
устранилось.
Так как при отключении выключателя происходит сброс
давления [примерно 0,3 МПа (3 кгс/см2) в цикле срабатывания
одной фазы выключателя н прн нормальном давлении в
магистрали сжатого воздуха], то, учитывая возможность включения
на неустраненное КЗ, давление после первого отключения и
перед вторым включением от устройства АПВ должно быть
больше минимального давления, при котором выключатель может
отключить КЗ, па указанное выше значение.
Таким образом, давление сжатого воздуха, при котором
допускается работа устройства АПВ, составляет: для
выключателей ВВН-35 —не менее 1,8 МПа, выключателей ВВН-220/7000
н ВВНР-500 — не менее 1,9 МПа, выключателей других типов—
не менее 2,1 МПа. При этом учитывается, что расход воздуха
на включение выключателя в цикле О—В—О (отключить —
включить—отключить) пополняется из объемов магистральных
воздуховодов.
Некоторые схемы управления воздушными выключателями
предусматривают контроль давления и контроль цспн пуска
АПВ контактным манометром по рнс. 8.22. Устройство АПВ
может начать действовать только в том случае, если после
отключения выключателя, когда замкнутся контакты электромаг-
324

KL
Ви,епьпуска АП8
Рис. 8.22. Схема контроля цепей
пуска устройства ЛПВ воздушных
выключателей контактом KSP.1
реле давления KSP
нита отключения ВКтлт,
давление контролируемое
контактами KSP.1 манометра превышает
уставку срабатывания. В этом
случае действует реле ДХ,
которое контактом KL.1
самоудерживается, а контактом KL.2
замыкает цепь пуска устройства
АПВ. Реле КХ будет
находиться во включенном положении до
момента разрыва цепи само-
удержнвапия на контакте
электромагнита включения
выключателя BKyac- Уменьшение давления, которое может быть в
процессе цикла О—В, не прекращает действие устройства АПВ,
Чтобы обеспечить независимость работы устройства
управления выключателем от возможных понижений давления
воздуха в процессе действия выключателя, предусматривается
шунтирование контактов KL3.1 реле повторителя,
контролирующего давление воздушной магистрали (реле KL3 на рис. 8.23).
Шунтирование производится вспомогательными контактами
электромагнитов включения ВКЗуасг н отключения BK3yatC}
устанавливаемых дополнительно в цепи отключения,
контролируемой контактами выключателя в фазах Л, В н С — ВК^ва*
ВК^въ и ВК1вс> замкнутыми при включенных выключателях
одноименных фаз.
Надежность отключения достигается выполнением подхвата
отключающего импульса при помощи реле с последовательной
+ SA
В№
Кзаш,
Klt\
поел•'
YAT0
S/fJ.
УАТв
"NT
г
BKfR„ Y47&
'8а
КТ.1 KT.Z Ш
Гм—
ВЮШо
4—sr
кш
KSP.1
KLJ
С R2
I ■ I I I
Рис. 8.23. Схема цепей управления воздушным выключателем
325

РДв 5^
8кпк!чени
Откпшчено
КГУа>(л2
ВКЛ'<
>^игнал
От устроистба
тедеупрабленая
KBS1
XBS,
KBSZ
^
ЩЛ
/?4
А—h
KQT
п
VAC KLZ2
R5
r-iKdC
KBS. 3
jXBSv YAT
W 1
ОГКЛ
*rW*
От устройства
телеуправления
v-cdy От защиты
j^b'fr^
1^0гкл
~"-T
гШ
KQ2
+
I I
с-
ЕС
■о
«и
1
м
1
4j
.§
Is
4J is
?J «^ t*
Рис. 8.24. Принципиальная схема управления воздушным выключателем
с устройством ЛПВ, ожидающим восстановления давления
удерживающей обмоткой (реле КЬ2Посл)- Последующая дебло-
кировка производится после отключения выключателя (после
того» как замкнется контакт ВК4умь и разомкнётся контакт
ВКЗуать цепи отключения). Время деблокировки около 5 с, она
осуществляется реле КТ, имеющим задержку времени
отпускания якоря при ожесточении обмотки.
Для облегчения работы контактов реле КТ используют три
последовательно соединенных контакта KTJ, KT.2, КТ.З, как
показано на рис. 8.23. Конденсатор С и резисторы Rl, R2
предназначены для улучшения искрогашення.
Еще один вариант схемы управления воздушным
выключателем с установкой устройства трехфазного АПВ показан на
326

рис. 8.24 (разработан институтом «Теплоэлектропроект»).
Особенностью варианта является осуществление АПВ с ожиданием
восстановления давления до заданной величины 1,6 МПа в
случае его понижения в процессе реализации предварительной
команды отключения КЗ.
В схеме применено двухпозиционное реле KQ. При
возникновении несоответствия между положением этого реле н
выключателя в случае его отключения от устройства защиты
контакт реле KQ замыкает цепь реле типа РПВ-58 устройства АПВ
(см. рис. 8.4). Используется ключ управления SA с
автоматическим возвратом в нейтральное положение. При включении
выключателя ключом управления или устройством
телеуправления подается запрет на устройство АПВ путем разряда
конденсатора С через сопротивление R3. Этим предотвращается
возможность АПВ выключателя при его включении персоналом
на КЗ.
Контроль давления осуществляется контактом KSP.1
контактного манометра. При понижении давления ниже
допустимого контакт манометра размыкается и разрывает цепь
обмотки реле KL2 (обмотка KL2i). В этом случае размыкаются
контакты KL2.2 и KL2.3 (снимается оперативный ток с
включающих и отключающих электромагнитов выключателя, так как
работа выключателя при давлении ниже разрешенного не
допускается).
Если давление восстановилось, контакт KSPJ замыкается,
срабатывает реле KL2 благодаря оживлению током обмотки
KL2i\ цепь включения и отключения выключателя
восстанавливается, также восстанавливается цепь устройства АПВ
контактом KL2.1 (при обесточенни обмотки KL2\ контакт KL2J
разомкнут, благодаря чему при давлении ниже предельно
допустимого устройство АПВ автоматически выводится).
Последовательно с каждым из контактов KL2.2 и KL2.3
включены удерживающие катушки KL22 и KL23
соответственно. Сделано это для того, чтобы была завершена операция
включения или отключения в том случае, если в процессе
выполнения операций давление воздушной системы станет менее
уставки реле KSP, что может иногда скачкообразно произойти
па небольшое время.
Контакты KL2.2 и KL2.3 со своими удерживающими
катушками KL22 и ДХ23 включены параллельно для увеличения
надежности оперативной цепн. Резистор R6 (500 Ом)
обеспечивает работу реле положения KQT и KQC и в том случае, если
давление воздуха станет менее 1,6 МПа.

ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ПОФАЗНОЕ АПВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
9.1. КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ И ОТКЛЮЧЕНИЕ ОДНОЙ ИЗ ФАЗ
В электрических сетях, где предусмотрено заземление
нулевых точек трансформаторов и автотрансформаторов, при
отключении одной из фаз по поврежденному участку может
передаваться мощность. Так как электрическое сопротивление
участка с отключенной одной фазой возрастает, значение
передаваемой мощности должно быть снижено (ориентировочно до 2/3
полной пропускной мощности участка). Это обстоятельство
дает возможность при устойчивых однофазных КЗ на линиях с
односторонним питанием, одиночных линиях с двусторонним
питанием, а также на линиях с отпайками переводить
поврежденный участок на длительную работу по схеме две фазы —
земля.
Выявление повреждения на фазе, отключение, обратное
включение и последующее отключение этой фазы или всего
поврежденного участка выполняют устройства пофазного АПВ
(ОАПВ). Так как переход на длительную работу по схеме две
фазы — земля требует ряда ручных операций со стороны
персонала (отключение разъединителей на поврежденной фазе,
изменение уставок релейной защиты, разземление части
нейтралей для уменьшения влияния на провода связи), на устройство
ОАПВ при неуспешном повторном включении поврежденного
участка в большинстве случаев возлагается отключение участ*
ка тремя фазами. Такое выполнение упрощает устройство
ОАПВ.
Пофазпос АПВ наиболее эффективно для одноцеппых
сильно нагруженных транзитных линий. Время перерыва питания
по условиям сохранения устойчивости может быть увеличено
по сравнению с трехфазным в десятки раз (рис. 9Л).
Применение пофазного автоматического повторного
включения имеет следующие отрицательные стороны:
появление значительных токов нулевой последовательности,
проходящих по земле в режиме две фазы —земля, что
требует принятия специальных мер для уменьшения влияния на
провода связи;
необходимость выполнения пофазных выключателей и
пофазного управления ими, что усложняет вторичные цепи,
увеличивает длину и количество жил контрольного кабеля;
необходимость увеличения капитальных затрат для
установки выключателей с приемного конца на одиночных линиях с
односторонним питанием;
сложность устройств для выбора поврежденной фазы и
усложнение релейной защиты, работающей совместно с этими
устройствами.
328

ABC „ А В С
&<$f
^8НЭ
м jt^ л/ j_
Рис, 9.2. Токи в месте КЗ на
землю одной фазы в сети с
большим током замыкания на
землю
*&П 50 100 150 200250 300 350 400*50 /.;км
Рис, 9.1. Зависимость допускаемого времени отключения линии
электропередачи тремя и одной фазой с последующим повторным включением от
устройства трехфазного или пофазного АПВ по условию сохранения устойчивости
передачи, по которой станция выдает мощность в энергосистему; /0ткл —
время отключения повреждения
При коротких замыканиях на землю одной из фаз сети с
глухозазе млечной нулевой точкой напряжение поврежденной
фазы (например, фазы А на рис. 9.2) в месте КЗ равно нулю.
Ток в месте КЗ
gA-0
1ж~ z
Е
Z
где Z — эквивалентное сопротивление петли КЗ; £л—£жша —
номинальное значение ЭДС фазы А.
Пользуясь методом симметричных составляющих, этот ток
можно представить как геометрическую сумму токов прямой,
обратной и нулевой последовательностей (табл. 9.1):
LAX ~ La\K ^~ LA2K ^~ L0K- ^я1)
Токи КЗ в неповрежденных фазах 1вк=0 и /с*=0;
следовательно,
L&IK ~* -В2К "Г" _<Ж
и
О = / А- I A- I
-С\к * LC2K i Lok-
Эти условия и условие (9.1) удовлетворяются, если
LA\K LA2K lOAT»
/ — Ч/
LAK " -QK*
(9.2)
(9,3)
329

со Таблица 9,1. Токи в месте КЗ при замыкании фазы А на землю
Токи в фазах в месте КЗ
В
Симметричные составляющие токоо
последовательностей
прямой
обратной
нулевой
1а~1ак
La^La\+1a2 +
+ Л
JU
/0-о
£в =£в! +1в2 +
+ Л>
^Я£
/^-=0
^С =Zci + LC2 +
+ Л
^ся
_/Л1^" 3 & +
+ д/в + д»/с)
Xi*
J
>ff ifif
i^ = 3 & ^
+ eVa+o/c)
Л г
А> = т('д +
_° 3 *-•
+Ze+ic)
ш
Примечание. Б формулах а— оператор поворота соответствующего вектора на 120° против часовой стрелки.

Появление токов 1А\к, 1аък и {о к сопровождается
возникновением в системе напряжений соответствующих
последовательностей.
В месте КЗ для фазы А
Ч.А = Ч.АЖ + UA2K + ЧвК = 0- <9-4>
По мере удаления от места КЗ напряжения UA2 и Uaq
уменьшаются, а напряжение Va\ увеличивается.
Напряжение той нли иной последовательности на
подстанции М равно геометрической сумме напряжений данной
последовательности в месте повреждения и падения напряжения
соответствующей последовательности в сопротивлении этой же
последовательности:
"±AiM Z-AIK г 1Л1 "WK >
Ч_А2М „А2К * 1А2 £'2МК)
*t_A№ = „аок *т~ Lao ^omk*
(9.5)
В (9.5) индексом МК обозначен участок сети между
подстанцией М и точкой короткого замыкания /О
Учитывая (9.5), определяем напряжение поврежденной
фазы в месте установки реле па подстанции М:
\[ам~ !_А\ ^lMKJrlA2 ^2МК^'±А0 %0МК' ^ ' '
Напряжение обратной и нулевой последовательностей у
источника питания равно нулю, так как векторы ЭДС образуют
симметричную трехфазную систему. Для этой точки (9.5)
можно представить следующим образом:
0 = Чмк + Ык 22.: <9-76)
0 = и_ок + Lok Sz«. <9-7в)
где Еномл—номинальное значение ЭДС фазы A; SZb 2Z2 и
2Zt> — сопротивления прямой, обратной и нулевой
последовательностей системы, приведенные к месту КЗ.
Схема замещения для расчетов КЗ определяется из анализа
(97).
Учитывая, что при однофазном КЗ в месте КЗ соблюдаются
условия (9.2) и (9.4), имеем
§«>* = Lok (2*1 + *Z* + SZo). (9-8)
Следовательно, схема замещения должна представить
последовательное соединение приведенных к месту КЗ сопротивле-
331

Iqk~Iik~Izk
EZim ££■
IfM llM
5)
Iqk^Iih^Izh
Рис. 9.З. Схемы замещения для расчета токов при однофазном КЗ в сети
с глухозаземленной нулевой точкой:
а — общий случай; б — для линии с односторонним питанием и заземлением нулевых
точек трансформаторов на питающем и приемном концах
ний SZi, 2Z2 и 2Z0, к которым приложено поминальное фазиое
значение ЭДС (рис. 9.3).
Ток в месте КЗ
1а к
^£номЛ
Ток в любой точке сети определится как сумма токов,
проходящих по рассматриваемому сечению системы, в соответствии
с токораспределеписм в схемах прямой, обратной и пулевой
последовательностей. Если питание линии одностороннее
(например, со стороны M)t то сопротивления Z1N—Z2N —оо, а схема
замещения имеет вид, показанный иа рис. 9.3Д
При обрыве одной фазы,
например А (рис. 9.4,а), ток,
проходящий по этой фазе, равен
нулю, а напряжение между
точками обрыва т и п равно Da-
Это напряжение может быть
представлено как возникновение
в месте
эде
обрыва
Д^озр
U
5)
ь
la
продольной
(9.10)
симметрич-
Рис. 9.4. Схемы замещения
обрыве одной фазы:
а — схема сети; б — схема
общий случай; в — схема
при одностороннем питании
332
при
замещения,
замещения
накладываемой на
ную систему напряжений преда-
варийного режима.
Из изложенного следует, что
во время цикла ОАПВ (под
временем цикла линии до
момента ее обратного включения),
так же как и при режиме две
фазы — земля, в системе
возникает иесимметрия токов и на-

пряжений и в земле проходит ток. Этот ток примерно равен
току нагрузки оборванной фазы в предаварийном режиме.
Более точно расчет токов производится исходя из следующих
соображений. Так как ток /а=0> то согласно основным
соотношениям метода симметричных составляющих
[л = 1м + и + 1о = °- <9-П)
Составляющие прямой, обратной и нулевой
последовательностей продольной ЭДС в месте обрыва равны;
Эти составляющие продольной ЭДС приложены между
точками обрыва m и л в схемах замещения прямой, обратной и
нулевой последовательностей.
В соответствии с (9.12) точки ти т2 и т0 с одной стороны
обрыва имеют одинаковые потенциалы и могут быть
соединены; также эквипотенциальны точки пи п2 и л0 с другой
стороны обрыва.
Расчетная схема соответствует показанной на рис. 9.4,5. Для
случая одностороннего питания схема замещения примет вид,
изображенный на рис. 9Л,в.
Расчетные выражения, определяющие правомерность схемы
замещения, могут быть получены аналитическим путем. Так как
система уравнений (9.7) является общей для любых
несимметричных режимов, то, принимая EiM = EiN=EnoK.(b и вычитая
из (9.7а) вначале выражение (9.76), а затем (9.7в), получаем
^oM^-/AlSZ1-/A!SZa (9 Л За)
£Hom4>=/^i~/02Z0. (9.136)
В соответствии с (9.11)
Следовательно, (9,13а) можно представить так:
Е^ф => /Л1 ZZX + (/Л1 + /0) 2Z2 - /^ (2Za + 2Z2) + /0ZZr (9.15)
При решении (9.136) и (9.15) и исключении /р получаем
(2Z2+220) =/ai[221222+22i220+
+222220] =Ui [22, (222+220) +222220]
и
или
в^-!м[гг,+-;3£-]. (9.1S)
333

Рис. 9.5. Одностороннее отключение поврежденной фазы в цикле ОАПВ при
однофазном КЗ фазы А:
а — схема сети (индексы 1, 2, 0 соответствуют прямой» обратной н нулевой
последовательностям); б — схема замещения; в—д — схемы замещения прямой, обратной и
нулевой последовательностей. Зачернен отключенный выключатель поврежденной фазы
Таким образом, эквивалентное сопротивление схемы
замещения состоит из приведенного к месту разрыва сопротивления
прямой последовательности, соединенного последовательно с
включенными параллельно сопротивлениями обратной н
нулевой последовательностей.
Для анализа работы устройств релейной защиты и
избирательных органов ОАПВ важно знать изменение токов и
напряжений при каскадном отключении фазы, замкнутой на землю.
Ниже рассматривается каскадное одностороннее отключение
поврежденной фазы с питающего конца линни
электропередачи (рис. 9.5). Фаза Л отключена со стороны подстанции М; со
стороны подстанции N все три фазы остаются включенными.
Представим исследуемый режим в виде трехфазной системы,
в которой помимо ЭДС £ф действуют еще ЭДС _£/убР,
включенная в сечение тп обрыва, и напряжение в месте КЗ UK,
Совместное действие ЭДС и напряжений такое, что соблюдаются
условия токораспределення по фазам трехфазной сети,
характеризующие рассматриваемый вид повреждения. Эти условия
следующие (А. Б. Чернин):
1) по поврежденной фазе в месте обрыва ток не проходит:
2) в ответвлении КЗ токи в неповрежденных фазах
отсутствуют: 1вк—1ск=0, а в поврежденной фазе |4*=/2к;
3) так как со стороны подстанции F пет генерирующей
мощности, а нейтраль трансформатора подстанции F заземлена, то
по участку FK к месту КЗ проходит по всем фазам один и тот
334

же ток, равный току нулевой последовательности: J^AFI<=IBFI<=
= IcFK; hF«=j2FI<=0;
4) напряжение поврежденной фазы в месте однофазного КЗ
равно нулю: UAK=0,
Из расчетных схем отдельных последовательностей токов,
напряжений и сопротивлений (рис, 9.5,6—д) видно, что
{?/ = $'-'& (9-17>
/OK e/обр + /WC; (9.19)
1_к = 1ок + /яс. (9.20)
В замкнутых электрических контурах сумма ЭДС и падений
напряжений равна пулю, поэтому:
из рис. 9.5,в
eiA-Vfiv-"& = !&%** (9.21)
из рис. 9.5,г
из рис. 9.5,5
— Щбр — иЛ = Йбр ZoK- (9-23)
Так как по условию, характеризующему рассматриваемую
несимметрию, /лобр=0, то
/$р + 5др + !лр = °-
т. е.
/обр _ _ (/обР + /обР) = о. (9.24)
Из условия 1вк=1ск= 0 следует, что
&=&-#■= 4"- (9-25)
t Так как _/*, = /°«р (рис. 9.5, в) и /*, = /°^р (рИс. 9.5, г), то при
учете^,(9.25) выражение (9.24) можно преобразовать так:
/обр в _ 2/^. (9.26)
Из рис. 9.5,5 видно, что
-Uf^ljKZ**. (9.27)
С учетом (9.20) получаем
-£/*=(/K-/g«)Z£K (9.28)
335

При подстановке значения U0K из (9.28) в выражение (9.23)
имеем -''v V^l
^цовр = /обр Zqk _ (/j _ /о*) z«# (9,29)
Так как /£ = /& = /?#\
а
/вк = /обр = _ 2/х « _ 2/обР> (9>30)
то
- Ufp - - 2Ijf Z°k- (/оГф + 2/j J) Z«;
— ГУобр = _ 2/oepZ^f— 3/;«p^. (9.31)
Сложим правые и левые части выражений (9.21), (9.22), (9.23);
учтем при этом, что t/* = 0, т.е. UfA + ЩА + £/J = 0, а в месте
обрыва £/°6р = Г/£ф = 0и U°J> = С/°вр = £/g6P. Получаем
^м—3^оср = ^mpZ? * + 1°ыЩк + Lo6pZoK-
С учетом (9,30)
ёи - Щ?Р = If? 2°К+ Iff Чк - 2ZuP Ч^
ElA ~ 3t/*>P = /$> (Zf * + zok) ~ 2/J«p Z«*. (9.32)
Подставляя в это выражение значение J70o6p из (9,31), имеем
откуда
ёи = ёл=* {& (Z1K + Цк + ЬЦК + 92£*)
или
/обр ^ /х == __ -А _ . (9.33)
Ток нулевой последовательности, подтекающий со стороны
подстанции М t 1™к = /£* — /^бр = — 2/$\ и в соответствии
с (9.33)
Ток нулевой последовательности, подтекающий со стороны
подстанции F>
TFK — IK __ /обр.
1о — 1о _о '
336

с учетом (9.33) и (9.34)
3£^
Zf* + Z$K+ 4Zg^+ 9Z£*
(9.35)
Из приведенных выражений видно, что токи нулевой
последовательности, проходящие по линии MN со стороны
подстанций М и N в режиме каскадного отключения замкнутой иа
землю фазы, значительно отличаются по значению от токов,
подтекающих к месту КЗ на линии MN в режиме, когда
поврежденная фаза линии включена со стороны как подстанции М, так и
подстанции N.
9.2. ТИПЫ ИЗБИРАТЕЛЬНЫХ ОРГАНОВ УСТРОЙСТВ ОАПВ
Выполнение устройств пофазиого АПВ возможно при
наличии специальных органов, которые определяют, какая из фаз
повреждена, и переводят действие защиты иа ее отключение.
Во время цикла ОАПВ мгновенные защиты, реагирующие на
токи и напряжения нулевой или обратной последовательности,
могут действовать неправильно. Такие защиты должны быть
загрублены или должны выводиться из действия па период
цикла ОАПВ. В последнем случае быстрое отключение
повреждения иа линии возлагается на избирательные органы ОАПВ.
Наиболее просто избирательные органы могут быть
выполнены для линий с односторонним питанием.
С питающей стороны выбор поврежденной фазы
производится токовыми реле, включенными на фазные токн линии.
Могут применяться реле минимального напряжения, включенные
на фазные напряжения.
С приемной стороны
избирательные органы в виде токовых реле в
фазах не могут быть применены, так
как при замыкании на землю по всем
фазам проходят одинаковые токи
пулевой последовательности. Выбор
поврежденной фазы можно
производить с использованием реле
напряжения, подключенных к
трансформаторам напряжения шин высокого
напряжения приемной подстанции
(рис. 9.6). При однофазном КЗ на
линии напряжение поврежденной
фазы понижается и реле напряжения,
включенное иа эту фазу, замыкает
контакт, разрешая защите произвести
отключение выключателя повреждеи-
22—6638 337
А В О N
От защиты
HV1 Г~
о-
{И
Рис. 9.6. Схема избирателей
поврежденных фаз с реле
понижения напряжения:
а — цепи переменного
напряжения; б — цепи постоянного тока

й'1
3/n
/fW£ AWJ
От защиты к\л/??
KWI1 nWL^
лШ2
Ж21
KW3.Z
KWJ.1
Ф
Рис. 9.7. Схема избирателя поврежденной фазы с использованием реле
мощности:
а — цепи переменного тока; 6 — цепи постоянного тока; a — векторная диаграмма
ной фазы. При одновременном действии двух или трех реле
напряжения, что может быть при замыкании двух фаз на
землю, или при трехфазном КЗ, должна предусматриваться
блокировка выходных реле устройства, обеспечивающая
отключение всех трех фаз выключателя.
Для выбора поврежденной фазы могут быть использованы
также реле мощности косинусного типа, включенные по схеме
на рнс. 9.7. Токовые обмотки реле включены на ток 3 /о, обмот-
ки напряжения — на напряжения фаз Л, В, С. Контакты реле
соединены так, что цепь защиты на отключение выключателя
фазы Л создается через размыкающий контакт реле,
включенного па напряжение 0_См, и замыкающий контакт реле»
включенного иа напряжение UAN.
Цепь иа отключение выключателя фазы В создается через
замыкающие контакты реле, включенного иа напряжение Ubn>
и размыкающие контакты реле, включенного на напряжение
У an* Цепь на отключение выключателя фазы С создается через
замыкающие контакты реле, включенного на напряжение Ucn,
и размыкающие контакты реле, включеииого иа напряжение
Ubn- Соответственно собирается схема и иа других
присоединениях.
На векторной диаграмме (рис. 9.7,з) видно, что при
однофазном КЗ фазы А ток З/о направлен так, что первое реле
срабатывает, а третье надежно тормозится, следовательно, схе*
338

От защиты
-*-«■
•"l
KW11
KW12 KW11
•**- б
-^tfc-'
"NT-
№3.2
В
S)
Рис. 9.8. Схема избирателя фаз с использованием реле мощности косинусного
типа и питания обмоток напряжения со стороны треугольника силового
трансформатора с соединением обмоток звезда с заземлением нулевой точки —
треугольник:
с —цепи переменного тока; б —цепи постоянного тока; в—векторные диаграммы
ма четко выбирает поврежденную фазу. Нетрудно видеть, что
при однофазных КЗ других фаз избирательный орган работает
так же четко.
На приемных подстанциях, как правило, трансформаторы
напряжения устанавливаются на стороне низшего напряжения
силовых трансформаторов. Избирательные органы,
выполненные с использованием реле мощности, позволяют осуществлять
их питание от трансформаторов напряжения, установленных на
стороне треугольника силового трансформатора, соединенного
по схеме звезда с заземленной нулевой точкой — треугольник.
При этом учитывается, что определенному фазному
напряжению стороны звезды соответствует определенное междуфазное
напряжение стороны треугольника, Например, фазным
напряжениям t/ло, С/во и С/со стороны звезды на рис, 9Дв
соответствуют междуфазные напряжения — С/см,, ~^л'в' и ~^W' сто"
роны треугольника силового трансформатора, Включение реле
(рис. 9.7,а) можно выполнить в этом случае по схеме на
рис. 9.8,а, обеспечив одинаковую избирательность.
На рис. 9.9 показана схема токового избирателя для
устройства ОАПВ, устанавливаемого с питающего конца линии.
Токовые реле КАА, КАВ н КАС являются токовыми отсечками,
включенными на токи поврежденных фаз, с зоной действия,
охватывающей всю линию электропередачи. Если произошло од-
22* 339

+
КАА
hla
КАВ
ПАС
МШ
тс
KLB
^<
HLB.2
KLB.1 KLC.2
KLC.1 KLA.Z
KLjcp
KLA3 ВК.А
VAT. A
ftLw1
KL&3 8KB
щ^—
ЧАТ. В
KL$(p.2
HLC3 ВН.С
шс
KLjtp.J
LH
KLAA
Включение
пусковых
реле
Включение реле КЦф
на отключение трех
дзав при. ддух-и
трехфазныхИЗ
Отключение
одной ими трех (раз
бымючателя
Пуск устройства АПВ
Рис. 9.9. Схема устройства ОАПВ с токовыми избирательными органами (реле
КАа, КАв, КАс) для питающего конца липни с односторонним питанием
Та —
h —
Jio —
Ш
nzz
HZ3
нофазное КЗ, то действует одно токовое реле и включает одно
из промежуточных реле KLAt KLB или KLC> которое отключает
поврежденную фазу и пускает устройство АПВ. Последнее
производит обратное включение
выключателя. В случае
неуспешного включения происходят
повторное отключение
поврежденной фазы и переход на режим
питания потребителя по схеме
две фазы—земля. При двух- или
трехфазном КЗ схема на рис. 9.9
предусматривает отключение
трех фаз с их последующим
АПВ. Отключение осуществляет
реле /CZ-зф* которое включается
при действии двух любых реле
тал, кьв нли та с.
Для линий с двусторонним
/ —
и
■Л
I'
и
I
и
А
:в
-с
Рис. 9Л0, Схема включения
избирательного органа
устройства ОАПВ с использованием
реле сопротивления
340

питанием в качестве избирателя поврежденных фаз применяют
реле полного сопротивления, включенные на фазные ток и
напряжение, нли иаправлениые реле сопротивления, включенные
на ток /р=/ф+/г/0 и напряжение поврежденной фазы.
Схема избирателя, выполненного при помощи реле полного
сопротивления, показана на рнс. 9.10. При КЗ на землю
избиратель, включенный на ток и напряжение поврежденной фазы,
измеряет сопротивление
I zp I = -тгт- • <9-36>
v \ мс I
При замыкании на землю одной фазы (см. рис. 9.5,а)
сопротивление и а зажимах реле поврежденной фазы
jMK %МК t jMK £MK 1 /М/С £МК
р тмк
Прибавив и отняв в числителе I^KZ^K и учитывая, что для
линий электропередачи ZfK = Z^Ky имеем
1Ф
2МК jMK , jMKi /%МК ZMK)
l"K
(9.37)
Таким образом,
Zp = Z»k + ^—. (Zf* - ZfA") (9.38)
1Ф
не является постоянной величиной н зависит от отношения
токов £омк/1фмк. Реле, включенные на напряжения
неповрежденных фаз, измеряют большие сопротивления. Если уставка
срабатывания реле выбрана меньше минимального значения
рабочего сопротивления и учитывает его изменение прн качаниях
в цикле ОАПВ, требуемое избирательное действие будет
обеспечено.
Избирательные органы из реле полного сопротивления не
обладают необходимой чувствительностью для длинных и сильно
нагруженных линий электропередачи. В этих условиях более
удовлетворительное решение дают избирательные органы из
направленных реле сопротивления, включенных па фазные
напряжения и ток /ф+ft/o (рис. 9.11).
341

'I
A S
fl
AHZ1
1ф
zr
"T
kk
*>
^
AHZ2
[f$
i&
*
ЫЛ
Акгз
Ш
Mo
l/ф
Mo
l/ф
A
В
С
Рис. 9.11. Схема включения избирательного
органа устройства ОЛПВ из направленных реле
сопротивления, присоединенных на напряжение
ир^=иф и ток_/р=^/ф+А/0:
а — схема; б — характеристика реле поврежденной фазы
и линии электропередачи в осях R, jX-t Z& —
сопротивление линии; AKZ — комплект реле сопротивпления
В соответствии с рис. 9.11 и 9.5,а такое реле измеряет сопро
тивление
7МК jMK\ jMKiyMK^ 7МК\
7 _ 1 1Ф ■ -0 * о i } = 2МК
1Ф ~^io
ZMK
L
j_mk + kIm
При
£ =
^мк __ %мк
7мк
л1
(9.39)
Zp=ZiMKt т. е. сопротивление на зажимах реле
пропорционально сопротивлению прямой послсдовательностн от места
установки реле до места КЗ. Реле действует, если это
сопротивление
*pl-
[ф + ££б
Zcpcos(9— a),
(9,40)
342

где Zcp — уставка срабатывания реле, равная диаметру
характеристической окружности в осях R, jX (рис. 9.11,6); ф — угол
между током /ф-f-fe/o и напряжением £/ф, подводимым к реле;
а — внутренний угол в реле, определяющий область
максимальной чувствительности; угол а обычно выбирается равным углу
защищаемой линии фл—'604-80°.
То, что геометрическое место точек, определяющих
местоположение конца вектора Zp в осях координат Rt jX, является
окружностью с диаметром Zcp, нетрудно видеть из рнс. 9.11,6 и
выражения (9,40).
В треугольнике 0ZpZcp угол 0ZvZQP прямой, опирающийся на
сторону Zcp; следовательно, конец вектора Zp скользит по
некоторой кривой таким образом, что при любых значениях
соэ(ф—а) треугольник прямоугольный; это возможно, только
если геометрическое место точек, описываемое концом вектора
Zp, является окружностью с диаметром Zcp.
Для обеспечения избирательности действия реле при КЗ
через дугу вблизи места установки устройства ОАПВ иногда
характеристику направленного реле сопротивления н его тип
выбирают таким образом, чтобы зона действия охватывала шины
подстанции с запасом 10—15% длины линии (характеристика
реле смещена на это значение).
Схемы устройства ОАПВ с избирательными органами из
реле сопротивления получаются сложными и содержат большое
количество контактов. Усложнение схем получается еще и
потому, что устройство ОАПВ не только выбирает, отключает и
включает обратно поврежденную фазу, но должно также:
обеспечивать отключение трех фаз при междуфазных КЗ,
неустранившихся однофазных замыканиях на землю и отказе
избирательных органов;
выводить из действия защиты, которые могут ложно
работать в цикле ОАПВ;
осуществлять защиту линнн от замыкания на землю, если
такое повреждение возникнет в цикле ОАПВ;
защищать линии (хотя бы неселективно) при их переводе
на длительный режим работы две фазы — земля.
Сложность схем устройств ОАПВ является основным
препятствием к широкому внедрению таких устройств в
энергетических системах. Упрощение защиты и автоматики часто
предусматривает замену устройств пофазпых АПВ трехфазными в
случае допустимости этого по условию режима работы системы.
9.3. СХЕМА УСТРОЙСТВА ОАПВ ВНИИЭ
На рис. 9.12 показана схема устройства ОАПВ-3,
разработанная ВНИИЭ для линий 220 кВ, Действие устройства
происходит следующим образом.
543

КГ2.1 #,
От защитt
отстроенных
от неполно-
фазных
:J Lk^^j ^ /с дыходному реле
; V Л> '—*КН защит, действующих
KTZ.2^
g „ *г«
"режимов I У. /Г/,и.^
Um защит,
не отстроенных
от неполнадуаэных
режимов
без АПЗ
(и реле КЬЪЫх)
От токодых реле
/ дуазной отсечки.
Рис. 9.12. Устройство ОАПВ-3 ВНИИЭ:
а — схема включения вспомогательных реле,
344

+
Hh
KLb-3
flic J
KL
От бы/одного рш
защит> действиящих
без АПВ/от^вых)
гЗ XL SB
HLSC
ВК1
>_г
ВК1 В
ф-
Sr( 1С
У.
,УАТА
YA7
Г"
9
ш
ф
KL61 KL71
ь-О-О-
i
KL6_P_
KL72
НИ
Ж6.3 KL73
\ У '
кн
ВК2.А
N
ВК2В
—N—
№ ВК2С
—ч—
П
уаса
YACq
Шг
б)
Рис. 9.12. Продолжение.
б —схема цепей пофазного отключения выключателей; в — схеиа цепей пофизного
включения выключателей
При однофазном КЗ срабатывает реле KV0 и от действия
защиты включается реле K.L1. Это реле самоудерживастся
контактом KL1.1 до момента замыкания конечного контакта реле
времени Ю1.3, осуществляющего автоматический возврат
устройства. Контакт KL1.4 размыкает цепь реле KJ4\ контактами
KL1.2, KLL3 и KL1.5 подготавливаются цепи обмоток реле КТ2,
KL6, KL7 и ЮЛ Избирательные органы KUAt KUM и Ю„.С
выбирают поврежденную фазу и включают соответствующую
параллельную обмотку реле KLpA, KLVB, 7(LpC. Реле KLA, KLB
и %LC срабатывают. Эти реле самоудерживаются
соответствующими контактами /<ХлД KLb-3, KU-3 через последовательные
(удерживающие) обмотки и отключают поврежденные фазы
(рис. 9.12,6). *
Контактами KLAA, KLBA, KLCA включается реле KJ1, а
контактами KLaJ, KLbA, KLc.l реле дополнительно
самоудерживаются через параллельную обмотку (рис. 9.12,а). Цепь самоудер-
жнвания разрывается после срабатывания реле KL3 и
размыкания его контакта KL3A. Таким образом обеспечивается
отключение трех фаз в случае перехода повреждения на другие
фазы до момента срабатывания проскальзывающего контакта
KTL2 реле времени КТ1.
Реле КТ5 запускается от контакта KJ4.2 реле КТ4. Эти реле
имеют задержку па возврат. Контакт КТ4.3 реле KJ4
осуществляет подхват реле KJ1 по цепи KT4.3 — R4. Суммарное время
замедления реле КТ5 и КТ4 (около 0,5 с) должно обеспечить
возврат защит, отстроенных от пеполпофазных режимов при
каскадном отключении поврежденной фазы линии. Цепь этих
345

защит контролируется контактом КТ5.2, который разделяет
цепи защит, отстроенных и не отстроенных от аеполнофазных
режимов, а также создает возможность защитам, отстроенным от
цикла ОАПВ, производить отключение помимо контактов
избирателей.
Реле KL3 срабатывает после того, как замыкается
проскальзывающий контакт КГ 1,2 реле KTL Контактом KL3.5 реле са-
моудерживается до размыкания цепи контактами KL1.5, т. е.
до момента возврата схемы. Реле KL3 включает реле КТ2 через
контакт KL1.2 и контактом KL3.1 размыкает цепь самоудержи-
ваиия отключающих реле, чем достигается возможность
последующего включения выключателя от автоматики. Реле KJ2
контактами КТ2Л, RT2.2 и КТ2.3 переводит действие схемы на
отключение трех фаз и контактом KJ2A восстанавливает цепь са-
моудерживаиия реле KLa, KLb и 7(Lc.
Отключение трех фаз может производиться также через
реле /(Хвых после того, как подействовало реле КТ5 (эта цепь
резервирует отказ KLa, KLb и KLc).
Реле K.L6 и KL7 производят включение линии с временем,,
определяемым уставкой проскальзывающего контакта KJL2
реле времени КТ1. Включающая цепь заведена через два
последовательно соединенных контакта реле KL6 и ДХ7 с целью
устранить возможность неправильной работы устройства ОАПВ в
случае приваривания одного из контактов (рис. 9Л2,е).
При возникновении повреждения на других фазах выходные
реле блокируются — дается запрет АПВ попарно
соединенными контактами KLAt KLB и K,LC шунтированием обмоток KL6 к
KL7 (рис. 9.12,а).
При двух- и трехфазных КЗ происходит немедленное
отключение всех трех фаз без повторного включения, так как реле
КТ2 включается защитами через размыкающийся контакт реле
KVo, а реле KL6 и KL7 блокируются, чем обеспечиваются
блокировка пофазного АПВ и отключение трех фаз.
ВНИИЭ также разработал комбинированное устройство
однофазного и трехфазного АПВ (АПВ-503), выполняемого
комплектно, которое осуществляет пофазное АПВ при отключении
одной фазы линии электропередачи и трехфазное —при
отключении трех фаз.
9.4. ЗАМЕНА ОАПВ НА ЛИНИЯХ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
УСТРОЙСТВОМ ТАПВ ДВУКРАТНОГО ДЕЙСТВИЯ И ПОФАЗНЫМИ
РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ
На линиях с односторонним питанием устройство ОАПВ требует
установки выключателя на приемной стороне линий. В целях экономии
аппаратуры и упрощения вторичных цепей па линиях с односторонним питанием
вместо устройства ОАПВ можно применять устройства ТАПВ двукратного
346

действия и устанавливать пофазные разъединители, управляемые вручную
или телемеханически. На приемной стороне при этом выключатель не
устанавливается, а для ускорения перевода на режим две фазы — земля при
неуспешном двукратном АПВ и устойчивом повреждении одной фазы
устанавливается сигнализация 'повредившейся фазы.
При такой схеме электроснабжения перевод на режим две фазы —
земля производится с перерывом питания» что допустимо, так как, с одной
стороны, такие случаи весьма редки, а с другой — наличие одностороннего
питания потребителей предполагает возможность перерыва питания на
некоторое время.
Установка устройства трехфазного АПВ обеспечивает также АПВ шин,
что не имеет места при установке на линии устройства ОАПВ. В случае не-
устранившегося однофазного КЗ на линии подстанция обесточивается. Это
обстоятельство должно учитываться при выборе схемы управления
разъединителями и схемы питания устройств телемеханики (если подстанция теле-
механизирована). Проще всего иметь на приемной подстанции буферную
батарею постоянного тока или источник оперативного тока, автоматически
переводящийся на питание от небольшого двигателя (например, внутреннего
сгорания), включаемого при обесточении подстанции.
Для действующих линий, где установлен и не демонтируется
выключатель на приемной стороне, пофазное АПВ может выполняться с
автоматическим переходом на работу двумя фазами при неуспешном действии ОАПВ.
С целью ускорения подачи напряжения потребителю при устойчивом
повреждении па одной из фаз линии необходимо провести ряд предварительных
работ.
1. Выяснить (с учетом ответственности электропередачи, вероятности
устойчивых замыканий из-за гололеда, дефектной древесины, дефектных изо^
ляторов и др.) целесообразность подготовки к работе двумя фазами линий,
которые оказываются в режиме одностороннего питания при ремонте других
линий. Для этой цели необходимо произвести испытание линии.
2. Провести расчеты и испытания для определения предельной мощности,
которую можно передавать по двум фазам линии по условиям влияния на
линии связи, асимметрии в генераторах и др.
Если опытная проверка покажет, что работа двумя фазами вызывает
недопустимые помехи в работе связи, рассмотреть условия допустимости
перерыва в работе связи на время неполнофазного режима и
целесообразность применения мероприятий по ограничению мощности, передаваемой по
vihhhh в неполнофазном режиме; разземлению части нейтралей
трансформаторов для ограничения токов нулевой последовательности в неполнофазном
режиме; установки на линиях связи дренажных катушек или иных устройств
для уменьшения помех,
3. Разработать для дежурного персонала инструктивные указания по
переводу линии на работу двумя фазами в аварийных условиях.
4. Разработать и выполнить на линиях и других элементах сети
мероприятия по релейной защите и автоматике, позволяющие осуществлять
перевод указанной линии на работу двумя фазами без задержки на
подготовку устройств к работе.
347

9.5. ВОЗМОЖНОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ
АВТОМАТИКИ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ ЭФФЕКТА ГАШЕНИЯ ДУГИ
ОДНОФАЗНОГО КЗГ АНАЛОГИЧНОГО ЭФФЕКТУ ПРИ РАБОТЕ ОАПВ
Сохранение электропитания на время гашения дуги при однофазном КЗ
но неповрежденным фазам и земле является достоинством ОАПВ, Для
упрощения этой автоматики и повышения надежности ее работы предложено
несколько способов.
Групповое ОАПВ. Принцип действия группового ОАПВ иллюстрирует
рис. 9.13. Замыкание на землю любой линии электропередачи, отходящей от
шин питающей подстанции, вызывает включение одноименной фазы
выключателя Q. При этом поврежденная фаза соединяется с землей — дуга
однофазного КЗ линии шунтируется, а линия не отключается. Из-за резкого
уменьшения тока в канале дуги она в большинстве случаев гаснет, и после
отключения выключателя восстанавливается нормальная схема
электроснабжения. Время отключения выключателя Q 0,2—0,3 с.
Если однофазное КЗ на линии устойчивое, то после отключения
выключателя Q ток по поврежденной фазе линии продолжает протекать и
вызовет действие защиты этой линии на ее отключение тремя фазами.
Выключатель Q теперь повторно не включается в течение некоторого времени.
Некоторые зарубежные фирмы предлагали вместо выключателя Q
осуществлять шунтирование однофазного КЗ проводящей струей жидкости,
выбрасываемой гидропушкой. Принципиальный недостаток способа состоит в
том, что время отключения устойчивого повреждения затягивается, а место
КЗ переносится на шины подстанции.
Эти обстоятельства затрудняют выполнение на таком принципе
группового ЛПВ при междуфазных повреждениях. В СССР этот способ не нашел
применения.
Выполнение трехфазной сети с малым током замыкания на землю (с
изолированной или заземленной через компенсирующую индуктивную катушку
нейтралью). В сетях такого выполнения при замыкании одной из фаз на
землю однофазного КЗ не возникает. Передача электроэнергии происходит по
трем фазам, а место повреждения выясняется персоналом по показанию
приборов. Дуга на землю из-за малого тока, проходящего через канал, пре-
Рис. 9.13 Групповое ОАПВ путем
шунтирования однофазного КЗ выключателем
поврежденной фазы на шинах подстанции
348

рывастся — периодически гаснет и возникает вновь. Вследствие этого на
неповрежденных фазах возникают повышенные напряжения, доходящие до 5—
5,5-кратных ох поминального фазного. Из-за этого происходят перекрытия
на землю неповрежденных фаз} т. е, междуфазиые КЗ, часто в разных
пунктах сети, и срабатывание на отключение разных линий электропередачи.
Выполнить избирательное отключение при таких повреждениях
достаточно сложно, поэтому длительная работа сети с однофазным замыканием
на землю считается недопустимой (для воздушных сетей 35 кВ при
остаточном емкостном токе замыкания на землю более 7 А).
Однако в СССР компенсированные сети с дугогасящими катушками
нашли значительное распространение, вплоть до напряжения 35 кВ. Для
подстройки катушки к емкости сети при изменениях конфигурации сети
применяются устройства автоматики, изменяющие индуктивность катушки в
зависимости от емкости сети. Воспринимающий орган автоматики реагирует
на минимум некомпенсированного остаточного емкостного тока замыкания
на землю при нормальной работе защищаемой сети.
Недостатки рассматриваемых сетей, ограничивающие их применение:
необходимость выполнения изоляции нулевых выводов силовых
трансформаторов повышенной, из-за того что при замыкании на землю одной фазы на
линии электропередачи напряжение «нуля» может стать больше между
фазного (из-за комулятивного возрастания напряжений при перемещающейся
дуге) и по этой же причине могут возникнуть многократные перекрытия фаз
на землю в разных пунктах сети. Как следствие — трудности с
выполнением селективного отключения повреждений и селективной сигнализации места
замыкания с замкнувшейся на землю фазой*
Автоматический перевод сети ^трехфазного тока при замыканиях на
землю из режима с большим током замыкания ]на [землю в режим |с малым
током замыкания на землю и обратно. Способ описан в [29], К упомянутым
электросетям в СССР относят сети до 35 кВ включительно. В некоторых
сетях ПО кВ изоляция позволяет работать как с глухозаземлениой нейтралью,
так и с нейтралью, заземленной через компенсирующую катушку.
Вариант технического выполнения предложенного способа поясняет
рис. 9.14.
Сеть нормально работает в режиме с большим током замыкания на
землю. Для этого нейтрали трансформаторов соответствующего напряжения
заземляют наглухо выключателем Q в одном или нескольких пунктах сети.
Таким пунктом может быть, например, питающая подстанция узла сетей
данного напряжения.
Параллельно выключателю Q между нулевыми точками обмоток
соединенных в звезду силовых трансформаторов и землей устанавливается
индуктивная компенсирующая катушка КК, настроенная приблизительно в
резонанс с емкостью узла сети при его работе в режиме с малым током
замыкания на землю. Включение катушки производится по обычной схеме, т. е.
параллельно с разрядником, снижающим перенапряжения в случае их
возникновения. Если допускается работа сети с изолированной нейтралью без
се глухого заземления и без заземления через компенсирующую катушку, то
последняя не устанавливается.
349

Сеть 35к8
s- л *
м-i jmJ!
©ЭД©
Рис. 9.14. Вариант автоматического перевода сети с большим током
замыкания на землю в режим с малым током замыкания на землю и обратно
В цепи заземляющего выключателя нейтрали включен трансформатор
тока ТА, его вторичная обмотка питает реле тока нулевой
последовательности мгновенного действия КАо, контакты которого через промежуточное
реле KL воздействуют, на цепь электромагнита отключения выключателя.
Электромагнит включения выключателя включен в цепь устройства АПВ.
Вся аппаратура собрана в комплекте АК.
Нормально заземляющий выключатель Q включен, и нейтраль глухо
заземлена. При возникновении однофазного КЗ на каком-либо участке сети
узла данного напряжения реле КАо срабатывает и отключает выключатель
нейтрали. Сеть переходит в режим с малым током замыкания на землю.
За время прохождения через место повреждения большого тока
замыкания и существования однофазного КЗ (в режиме работы и с глухим
заземлением нейтрали) причина, обусловившая возникновение повреждения,
часто самоустраняется (наброшенный на линию провод сгорает, грозовое
повреждение исчезает и т, п.). Дуга, появляющаяся вследствие перекрытия
фазы на землю, в большинстве случаев гаснет лри переходе сети в режим с
малым током замыкания на землю после того, как разомкнётся выключатель
в цепи глухого заземления нейтрали (или нескольких нейтралей).
Денонизадия пространства дуги происходит за время бестоковой паузы
обратного включения указанных выключателей. Это время следует
устанавливать заранее, учитывая особенности сети (ее напряжение, конфигурацию,
места расположения подстанций, наличие нейтралей трансформаторов, кото-
350

р<ые заземлены, значения остающегося тока подпитки КЗ за счет неском-
пенсированного емкостного тока и т. п.).
Успешности гашения дуги способствует и то, что при нахождении
заземляющего выключателя нейтрали в отключенном положении емкостный
ток через канал дуги компенсируется индуктивной катушкой, являющейся
дугогасящей.
Через заданное время, определенное по условию погасания дуги в
данной сети, от устройства АПВ выключатель Q включается снова,
восстанавливая глухое заземление нейтрали.
Устойчивое замыкание на землю в большинстве случаев будет не
дуговым, а металлическим (например, из-за обрыва провода), при котором не
возникает опасных перенапряжений.
В этом случае можно допустить многократное изменение (двух- или
трехкратное) режима сети с большим током при замыкании на землю в
режим с малым током замыкания на землю и обратно. Эффект таких
операций аналогичен эффекту работы устройств одно- и многократных ОАПВ
в сетях с большим током при замыканиях па землю, но выполненных более
простым способом.
Для правильной реализации рассматриваемого способа гашения дуги
важно, чтобы при возникновении однофазного КЗ на каком-либо участке
сети защита этого участка не сработала раньше, чем отключится
выключатель заземления нейтрали. Наиболее просто предусмотреть блокировку
защиты этого участка от реле тока нулевой последовательности этого же
участка. Однако такое решение может вызвать отказ в отключении защиты
при двойных замыканиях на землю разных фаз различных линий. Лучшей
блокировкой будет использование реле минимального напряжения АВ, ВС,
С А с уставкой срабатывания менее 0,7 £/ыф.
Защиты, реагирующие на ток нулевой последовательности с временем
действия 0,25 с и более, отстроены от времени отключения заземляющего
выключателя и поэтому дополнительными блокировками не оборудуются.
Последние не нужны и быстродействующим защитам от междуфазных КЗ,
отстроенных параметрами срабатывания от тока при однофазном КЗ.
Конечное положение заземляющего выключателя Q (включенное или
отключенное) после исчерпания установленного количества обратных
включений при неустранении причины, вызывающей замыкание фазы в сети на
землю, определяется тем, в каком режиме предусмотрена дальнейшая
работа узла сети.
Первый случай — дальнейшая работа предусматривается в режиме с
большим током замыкания на землю и автоматическим селективным
отключением поврежденного участка релейной защитой.
Второй случай — дальнейшая работа предусматривается в режиме с
малым током замыкания на землю с работой избирательной сигнализации
поврежденного участка и его последующего отключения персоналом.
В первом случае после истечения заданной кратности повторного
включения выключателя нейтрали он остается включенным, а его защита тока
•нулевой последовательности автоматически выводится па заданное время
(5—10 с). Это время должно превышать время отключения однофазного КЗ
351

поврежденного участка сети. Должно быть учтено время работы резервной
защиты от однофазных КЗ.
Вывод из действия цепи отключения защиты тока нулевой
последовательности заземляющего выключателя может быть осуществлен устройством
по схеме, аналогичной применяемой обычно в аппаратуре ЛПВ в цепи
«вывод защиты после ЛПВ».
На участках сети кроме защит тока нулевой последовательности с
временем 0,25 с и большим желательно автоматически вводить
быстродействующую защиту, которую надо было ранее отстроить от тока,
возникающего в моменты включения заземляющего выключателя в циклах его
включения.
Ввод быстродействующей защиты производится на заданное заранее
время в случае неуспешной последней кратности повторного включения
заземляющего выключателя. Такой ввод на участках сети может быть
осуществлен устройством, фиксирующим кратность появления тока /0)
соответствующую кратности включений заземления и переводящую сеть в режим с
большим током замыкания на землю, или, что более просто, фиксирующую
время, заданное для этого.
Во втором случае при устойчивом замыкании на землю в сети
выключатель в цепи заземления нейтрали после истечения заданного количества
включений остается отключенным. Его включающая цепь автоматически
выводится из действия. Обратное включение и перевод сети в режим с
большим током замыкания на землю осуществляет персонал после того, как
будет устранено замыкание на землю на участке сети или будет отключен
поврежденный участок.
Для убыстрения выяснения поврежденных участков последние
оборудуются устройствами избирательной сигнализации. Ею может быть
мгновенная максимальная неправлен и а я защита нулевой последовательности,
действующая на сигнал и установленная по концам линий сети.
Указанная защита при замыкании на землю за время нахождения сети
в режиме с большим током замыкания на землю, т. е. за время, пока еще
не отключился заземляющий выключатель (примерно 0,1 с), срабатывает
четко, подавая сигнал с помощью реле КН. По анализу мест выпавших
сигналов, персонал без труда сможет установить участок с замкнутой на
землю фазой и начать принимать меры для устранения повреждения. Это же
можно сделать с помощью установленных в сети фиксирующих приборов.
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ТРЕХФАЗНОЕ АПВ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ШИН
10.1. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ АПВ ШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Успешное АПВ возможно не только после отключений КЗ
на линиях электропередачи, но и после отключений КЗ на
шинах подстанций и выводах силовых трансформаторов. Кроме
того, ЛПВ этих присоединений в ряде случаев исправляет не-
352

правильную работу устройств релейной защиты и ошибочные
операций персонала.
Наиболее целесообразно применять АПВ шии и
трансформаторов на подстанциях в районах с сильным загрязнением
атмосферы уносами химических и металлургических
предприятий (что приводит, как правило, к неустойчивым перекрытиям
изоляции), а также на иетелемеханизироваиных подстанциях
без постоянного дежурного персонала.
В среднем успешными являются 64,8% АПВ шин и 60%
АПВ силовых трансформаторов (см. табл. 8.2).
Под АПВ шин ниже будет пониматься АПВ одного или
нескольких выключателей, отключенных действием выходного
реле специальной защиты шин (дифференциальной или
устройства резервирования отказа выключателей). Под АПВ
трансформаторов ниже будет пониматься АПВ одного или
нескольких выключателей трансформатора, отключаемых действием
одной или нескольких защит, установленных в цепи данного
трансформатора. Таким образом, если КЗ произошло на шинах
и оно было отключено от действия дифференциальной защиты
шин выключателем, установленным в цепи повышающего
трансформатора, то обратное включение этого выключателя с
подачей напряжения па эти шины рассматривается как АПВ
шин. Если это же КЗ отключено тем же выключателем, по под
действием защиты, установленной в цепи трансформатора
(например, резервной максимальной токовой защитой), обратное
АПВ выключателя рассматривается как АПВ трансформатора.
На устройства АПВ шин возлагаются различные функции.
Наиболее просто производится автоматическое опробование
исправности изоляции шин после того, как шины были
обесточены. Несколько сложнее достигаются опробование шин и
подача напряжения потребителям, обесточенным одновременно с
отключением шин. Еще сложнее выполнение автоматического
восстановления нормальной схемы подстанции после того, как
установлена исправность шин.
Наиболее сложно автоматическое восстановление нормаль-
нон схемы первичных соединений электростанции.
Устройства АПВ силовых трансформаторов особенно
эффективны для случая одностороннего питания потребителей от этих
трансформаторов. Так как резервная защита трансформаторов
приходит в действие при КЗ на шинах низших напряжений
(для защиты этих шин часто дифференциальная защита не
устанавливается), а также в случае отказа в отключении КЗ
на отходящих линиях, то успешная работа АПВ
восстанавливает электропитание всего района.
Существенное значение имеет установка устройств АПВ на
трансформаторах распределительной сети (например, иа
подстанциях, питающих буровые установки). Нередко токовая за-
23—6678 353

щита с чувствительностью, обеспечивающей ее действие в
случаях КЗ в конце линии, отходящей к потребителю, оказывается
ие отстроенной от пусковых токов асинхронных двигателей,
приводящих в действие буровые механизмы при нх
одновременном пуске. Обратное АПВ трансформатора,
отключившегося от перегрузки, дает возможность потребителям
восстановить технологический процесс с соблюдением намеченной
заранее очередности пуска.
Применение АПВ шин и трансформаторов рассматривается
как обязательное мероприятие, отказ от которого должен быть
каждый раз обоснован особо. При отказе в действии устройств
АПВ шин и трансформаторов или при выводе их из работы
(например, для ремонта) персонал должен производить
немедленно повторные включения соответствующих выключателей
днетаиционпо с помощью телеуправления или (только для
масляных выключателей) вручную иа месте. Исключение
составляют случаи, когда может быть подано несинхронное
напряжение с недопустимым для машин толчком тока.
Для трансформаторов, отключенных одной из защит от
внутренних повреждений, при отсутствии видимых признаков
повреждений разрешается производить 1 раз повторное
включение, если отключение трансформатора ведет к прекращению
электроснабжения потребителя.
Развитие электросетей в сельских районах с
присоединениями их через предохранители, а также замена
предохранителями устройств релейной защиты и выключателей в сетях
высокого напряжения ставят вопрос о создании устройств для
автоматической замены с заданным временем перегоревшего
предохранителя новым исправным.
Устройства АПВ с успехом применяются па линиях
контактной сети электрифицированного железнодорожного
транспорта и могут найти широкое использование в установках
110—220—380 В, так как повседневный опыт указывает на
частые случаи самоустранения причин, вызывающих КЗ, после
обесточения присоединения. На электростанциях и
подстанциях в ряде случаев исправное состояние цепей оперативного
тока 48—220 В и цепей трансформаторов напряжения
контролируется защитными автоматическими выключателями.
Целесообразно разработать такую конструкцию защитного
автоматического выключателя, которая позволяла бы производить
АПВ.
При КЗ в сети высокого напряжения нередко перегорают
предохранители в цепях связи и телемеханики из-за действия
наведенных токов. Устройства АПВ, включающие исправный
предохранитель взамен сгоревшего, со временем, большим
времени отключения и цикла АПВ линий высокого папряже-
354

иия, позволяют быстро восстановить каиал и обеспечить
работу устройств связи и телемеханики.
Ниже приводится описание принципов выполнения, АПВ шин
подстанций и трансформаторов, применяющихся рядом
энергосистем,
10.2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОПРОБОВАНИЕ ИСПРАВНОСТИ ИЗОЛЯЦИИ ШИН
При срабатывании дифференциальной защиты шии
одновременно с подачей отключающей команды на выключатели
присоединений подается запрет действия на все устройства
АО В этих присоединений, за исключением того присоединения,
которым производится опробование. Выключатель производит
однократно обратное включение с временем, определяемым
устройством АПВ* Так как устройства АПВ иа других
выключателях не работают, нет опасения несинхронного включения.
При успешном АПВ шии восстановление нормальной схемы
подстанции производит персонал дистанционно или при
помощи устройств телемеханики.
Выбор выключателя, которым намечено производить
опробование, производится с учетом того, что если обратное
включение произойдет на неустранившееся КЗ, влияние снижения
напряжения иа работающие элементы энергосистемы должно
быть по возможности меньшим.
После работы дифференциальной защиты шин и действия
устройства АПВ па включение выключателя присоединения,
которым производится опробование, должна вводиться
чувствительная мгновенная защита. Необходимость в такой защите
обусловлена тем, что ток КЗ по линии, которой производится
опробование шип, как правило, значительно меньше полного
тока КЗ при КЗ па шипах в режиме, когда включены все
присоединения по нормальной схеме.
Указанная защита неселсктивна, однако ее вывод из
действия может быть произведен персоналом только после того,
как будут восстановлены схема подстанции и нормальная
чувствительность защиты шип.
При этом следует учитывать, что неселективпая
чувствительная защита может сработать от токов нагрузки во время
операции по восстановлению схемы подстанции. Поэтому
защита должна быть отстроена от таких токов (например,
снабжена блокировкой по напряжению илн должна реагировать на
составляющие обратной н нулевой последовательностей с
отстройкой от неодновременного включения фаз выключателей).
Значительное упрощение дает выбор присоединения,
которым производится опробование так, чтобы при КЗ па шинах
обеспечивалось действие дифференциальной защиты шин илн
действие защиты с противоположной стороны липни. В этих
23* 355

случаях надобность в установке неселективной чувствительной
защиты отпадает.
Если питание подстанции производится по двум или более
линиям, опробование возможно производить от двух линий.
Для этой цели иа устройства АПВ выключателей этих линий
запрет при работе дифференциальной защиты шин не
подается. Для облегчения работы аккумуляторной батареи на
устройствах АПВ должны быть установлены разные времена
действия. Такое выполнение предусматривает при неустранившем-
ся КЗ двукратное повторное включение шин. При этом должна
быть предотвращена возможность несинхронного включения
или проверена его допустимость.
10.3. ПОДЛЧЛ НАПРЯЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯМ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ ШИН
И АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
Если отключение шин при КЗ на них вызывает
прекращение подачн электроэнергии потребителям» то успешное АПВ
шин должно обеспечить восстановление напряжения у
потребителя. Для достижения этого при КЗ на шннах
дифференциальная защита шин должна отключить только питающие
присоединения; присоединения, по которым происходит питание
потребителей от данных шин, не должны отключаться.
Чувствительная защита, которая вводится при опробовании, должна
быть отстроена от токов нагрузки, а время действия
устройства АПВ на выключателе, которым производится опробование,
должно быть достаточным, чтобы синхронная нагрузка
потребителей (при ее наличии) к моменту подачн напряжения на
шины была переведена в режим без возбуждения или
отключена.
Восстановление нормальной схемы подстанции после
работы дифференциальной защиты шин производится с помощью
устройств АПВ, установленных на выключателях линий и
трансформаторов.
При первом срабатывании дифференциальной защиты шин
запрет на срабатывание устройств АПВ присоединений не
подается. Первым включается присоединение, на устройстве ЛПВ
которого установлено меньшее время.
Если действие АПВ успешно, запрет иа остальные
присоединения ие подается, если неуспешно — повторно срабатывает
дифференциальная защита шин, осуществляя запрет АПВ всех
присоединений, и отключает включившийся выключатель.
Чувствительность дифференциальной защиты должна быть при
этом такова, чтобы произошло ее надежное срабатывание в
случае включения иа неустранившееся КЗ от первого
присоединения.
356

+
НТ12
Kill
ни г
нш
XT 1.3
Цепь
запрете
[KLtlj
ЩНЛ
Н121
R
■CZb
XL 2
От дадзза
щиты ш им
HL1
Рис. 10.1. Избирательный
запрет АПВ присоединений в
случае повторных срабатываний
дифференциальной защиты шин
Принцип схемы выполнения
запрета действий устройств АПВ
поясней рис. 10.1 и 10.2. При
первом срабатывании
дифференциальной защиты шин срабатывает реле
KL1 (рис. 10.1). Контакт KL1.1
подготавливает цепь на включение
реле KL2; эта цепь разомкнута
контактом К.Т2Л реле КТ2, имеющим
время на возврат около 0,5 с.
Контакт KLL2, замыкаясь, включает
реле KJL Последнее срабатывает,
и своим мгновенным контактом
КТ1,2 размыкает цепь реле КТ2,
а контактом КГ 1,1
самоудерживается во включенном положении до
того, как замкнется контакт КТ1.3.
После срабатывания
дифференциальной защиты шин последние обесточиваются и реле КЫ
возвращается в исходное положение до того, как замкнется
контакт реле КТ2. Реле KL2f контакты которого осуществляют
запрет АПВ, на других присоединениях не действует.
Выключатель, на котором время АПВ установлено меньшим,
включается обратно.
Если КЗ на шинах самоустранилось, поочередно начнут
действовать устройства АПВ на других присоединениях и
восстановят первоначальную схему коммутации подстанции. Если
КЗ на шинах не устранилось, повторно сработает
дифференциальная защита шин, контакт /(L/.У замкнется и, так как к
этому времени будет замкнут контакт реле KJ2 (это реле
обесточено после первого срабатывания дифзащиты шни), сработает
реле KL2. Контакты реле KL2 включают цепь запрета АПВ
всех присоединений. Возврат устройства в исходное положение
произойдет после того, как замкнется контакт KJ1.3. Время
действия этого контакта должно быть больше времени
включения от устройства АПВ первого присоединения, т. е. должно
быть равно сумме времени действия устройства АПВ,
времени включения выключателя, времени действия
дифференциальной защиты шин, времени отключения повреждения
выключателем и времени запаса.
Если чувствительность основного комплекта
дифференциальной защиты шип оказывается при опробовании
недостаточной, реле времени КТ1 (или дополнительное реле) должно
вводить чувствительную защиту, обеспечивающую отключение
шин в случае неустранившегося КЗ, и замыкать ее цепь на
реле KL2 через контакт реле KJ2.L
357

I
\
!
i
j
От АПва?
j»
АПд
АПВ
r
7
i
1
Я5
AK(L-I)
АПд
I
52
*;
™» к-ч «J
+1 Включено
SK2
Wfl« _
af
a? - f
Цель запрета
АПВ Q1 ИТ1.1 KL^1
ВИ1,
ai
Dm АПВ в2.
+ 2 Включено
52 \
BK2
az
YACa2 -2
Lienp запрета
АПд Q2 K12A KL¥
«5
YAL
Q2
YACS3 _3
0
УЛТвз
HL2
Цепа
управления
Ёыкпючатемем
Q1
Tome HZ
+D От дифзащиты
» >
к и
-о
То т аз
общие цш
Рис. 10.2. Децентрализованный запрет АПВ при повторном срабатывании
дифференциальной защиты шин:
а — поясняющая схема; б — схема цепей автоматики
Схема по рис. ЮЛ создает централизованный запрет АПВ
присоединений при срабатывании дифференциальной защиты
шин.
На рис. 10.2 показан вариант схемы децентрализованного
запрета АПВ (предложение инж. В. Р. Мустафииа, Челябэиер-
го). При действии дифференциальной защиты шип
включаются реле KL1 и KL2. Реле KL2 отключает питающие
присоединения. Реле KL1 подает «запрет» действию АПВ- Цепь запрета
358

на устройство АПВ выключателя Q3 может отсутствовать, так
как работа АПВ на выключателе Q3 производится в первую
очередь1. Цепи запрета па выключатели Q1 и Q2, которыми
намечено выполнить сборку схемы, могут включиться только
после неуспешного опробования при повторном срабатывании
дифференциальной защиты (в случае неуспешного АПВ
выключателем Q3 будут замкнуты цепи запрета АПВ
выключателей Q1 и Q2 контактами реле KL1\ времена АПВ на этих
выключателях больше, чем время АПВ на выключателе Q3).
Если при сборке схемы подстанции возможно несинхронное
включение линий или трансформаторов, устройства АПВ на
выключателях присоединений целесообразно выполнять по
схеме с улавливанием синхронизма, а на выключателе,
включаемом первым для опробования исправности шин, применять
устройство АПВ с контролем отсутствия напряжения. НАПВ
следует устанавливать при соблюдении условий, допускающих
применение несинхронного включения.
10.4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В литературе описаны схемы АПВ шин с восстановлением
первичной схемы доаварийного режима, выполненные на
нескольких электростанциях и подстанциях Днепроэнерго. На
электростанциях схемы выполнены таким образом, чтобы
предотвратить недопустимые несинхронные (в том числе и неполно-
фазные) включения генераторов.
Предусматривается централизованный узел запрета АПВ
шин, который предотвращает действие АПВ шин при:
сохранении напряжения на шинах через заданное время
после их отключения;
сохранении на шинах КЗ вследствие отказа выключателя
одного из присоединений иа поврежденных фазах;
неуспешном действии АПВ первого присоединения;
действии устройства резервирования отказа выключателя
после отказа выключателя автотрансформатора
(трансформатора, блока генератор — трансформатор) и его повреждения.
Для увеличения чувствительности дифференциальной
защиты шин предусматривается использование в случае
необходимости дополнительного органа защиты с током срабатывания,
не отстроенным от токов небаланса при внешних
повреждениях и качаниях, вводимого па время, большее времени полного
цикла АПВ.
1 Цепь запрета АПВ выключателя присоединения Q3 может быть сделана
так же, как для выключателей Q1 и Q2. Запрет АПВ выключателя не
произойдет, поскольку он включается от устройства АПВ Q3 первым (его время
действия меньше, чем у АПВ Q1 и АПВ Q2); при этом шины обесточены и,
следовательно, контакты реле KL1 разомкнуты.
359

Схема защиты и АПВ получается относительно сложной;
поэтому, учитывая наличие па станциях дежурного
оперативного персонала, вопрос об автоматическом восстановлении
нормальной схемы электростанции после работы
дифференциальной защиты шин следует решать с учетом местных условий
и нежелательности существенного усложнения такого
ответственного устройства, каким является защита шин. В частности,
можно ограничиться в ряде случаев только автоматической
сборкой присоединений отходящих линий электропередачи,
возложив последующее включение генераторов и блоков
генератор— трансформатор на оперативный псрсоиал.
10.5. ТРЕХФАЗНОЕ АПВ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Устройства АПВ трансформаторов предназначены для
восстановления электроснабжения потребителей после аварийного
отключения питающего трансформатора, не связанного с
возникновением в нем внутренних повреждений. Для выполнения
АПВ применяются устройства тех же типов, которые
устанавливаются па выключателях линий электропередачи. При
выборе схемы устройства АПВ должен быть учтен режим работы
трансформатора (автотрансформатора). Если трансформатор
имеет питание с одной из сторон, или синхронное питание с
двух сторон (например, у трехобмоточного трансформатора со
стороны 110 и 35 кВ), или допустимо применение НАПВ, то
используются такие же типы устройств АПВ, как и для липни
с односторонним питанием. При необходимости сохранения
синхронизма между частями энергосистемы, включаемыми на
параллельную работу выключателем в цепи трансформатора,
применяются такие же схемы устройств АПВ, как для линий в
кольцевых сетях с несколькими точками питания или для
одиночных линий, связывающих две части энергосистемы (см.
гл.8).
Устройства АПВ трансформаторов отличаются главным
образом способами выполнения их пуска и блокирования.
Пуск устройства АПВ при действии любой из защит,
установленных на трансформаторе, обеспечивает его повторное
включение при любом повреждении (в том числе и при
внутреннем) в случае действия основных и резервных защит.
Недостатком способа является возможность повторного
включения поврежденного трансформатора и увеличение в связи с
этим размеров повреждения. Этот способ может применяться
при использовании быстродействующих защит или выполнении
ускорения действия резервных защит после работы устройств
АПВ.
Запрет АПВ при действии сигнального элемента газовой
защиты применяется для предотвращения действия АПВ при
360

внутренних повреждениях трансформаторов. Сигнальный
элемент газовой защиты работает при наличии газа в реле или
при утечке масла. Ложные действия сигнального элемента при
внешних КЗ бывают значительно реже, чем отключающего
элемента. Поэтому запрет АПВ сигнальным контактом
газового реле можно использовать для обеспечения работы устройств
АПВ после отключения выключателя трансформатора по
любой причине, за исключением внутренних повреждений. Время
действия устройств АПВ должно быть несколько большим
времени срабатывания сигнального элемента газовой защиты (3—
5 с).
Пуск устройства АПВ от резервных защит трансформатора
(или, что то же, запрет АПВ при внутренних повреждениях —
при действии дифференциальной или газовой защит)
применяется наиболее часто. Такой пуск, однако, не обеспечивает АПВ
при отключении трансформатора из-за КЗ на его выводах при
работе дифференциальной защиты, а также из-за ложной
работы дифференциальной или газовой защиты (например, при
внешних КЗ, устранившихся после обеспечения места
повреждения) .
Вместе с тем возможно повторное включение в случае
внутреннего КЗ, если имел место отказ дифференциальной и
газовой защит. Отказ основных защит маловероятен, и с ним можно
не считаться. Для обеспечения быстрого отключения
трансформатора в случае повторного включения на КЗ следует
предусматривать ускорение резервной защиты, установленной на
выключателе, после его включения устройством АПВ.
При наличии на подстанции одного трансформатора с
односторонним питанием установка на нем устройства АПВ
является обязательной. Для трехобмоточных трнсформаторов
устройства АПВ устанавливаются на каждом из выключателей
с таким расчетом, чтобы после отключения одной из обмоток
трансформатора резервной защитой выключатель включался
обратно.
При наличии па подстанции с односторонним питанием двух
и более трансформаторов, работающих параллельно,
установку АПВ следует считать обязательной, по крайней мере для
одного трансформатора. Если отключение одного из
трансформаторов может вызвать перегрузку другого и необходимость
отключения части потребителей, целесообразно оборудовать
устройством АПВ и другой трансформатор.
Устройство АПВ целесообразно выполнять с пуском от
резервных защит (например, максимальных токовых с
выдержкой времени), установленных в цепи каждого из напряжений
у трехобмоточных трансформаторов и с питающей стороны —
у двухобмоточиых трансформаторов.
361

При установке устройств АПВ на параллельно работающих
понижающих трансформаторах следует предусматривать
поочередное включение выключателей как для облегчения
работы аккумуляторной батареи, так и для осуществления второй
попытки подачи напряжения потребителю при неуспешном
первом АПВ.
При раздельной работе трансформаторов можно
предусматривать действие АПВ при работе защиты, реагирующей па
внешние КЗ, и действие АВР при работе защиты, реагирующей
иа внутренние КЗ. Такое выполнение устраняет возможность
включения неповрежденной секции подстанции на иеустранеп-
ное КЗ в сети резервируемого трансформатора.
При присоединении источников питания к шинам разного
напряжения вопрос о целесообразном типе устройства АПВ
следует решать, исходя из конкретных условий работы транс-
форматора иа подстанции и с учетом условий обеспечения
синхронного включения соответствующих напряжений или
допустимости несинхронного включения.
В случае питания от трансформатора снихронных
двигателей или компенсаторов действие устройств АПВ должно быть
увязано с временем перевода синхронной нагрузки в
асинхронный режим при ее обесточении или с временем, требуемым для
отключения такой нагрузки, так же как это производится при
АПВ линий. При установке на подстанции
автотрансформаторов все сказанное выше в отношении применения устройств
АПВ для трансформаторов остается в силе.
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ
И ОБОРУДОВАНИЯ (АВР)
11.1. НАЗНАЧЕНИЕ АВР
Для повышения надежности питания ответственных
потребителей осуществляется их двустороннее электроснабжение.
В этом случае при повреждении одного из питающих элементов
и его отключении работа потребителей будет продолжаться по
исправным звеньям энергосистемы. Вместе с тем при
двустороннем (а в ряде случаев и многостороннем) электропитании,
выполненном путем кольцевания электрических сетей и
параллельной работы силовых трансформаторов, релейная защита
становится более сложной, осложняются условия работы
аппаратуры из-за увеличения токов КЗ, утяжеляется эксплуатация
параллельно работающих звеньев энергосистемы.
362

Секционированная схема питания значительно упрощает
релейную защиту, повышает четкость ее работы, увеличивает
остаточные напряжения на шинах питающих подстанций при
КЗ в распределительной сети и уменьшает токи КЗ, позволяет
во многих случаях создать необходимые режимы по условию
напряжения и перетоков мощности. Основной недостаток
секционированной схемы заключается в перерыве электропитания
при повреждении питающих элементов. Этот недостаток в
значительной степени устраняется автоматическим включением
резервирующих элементов при отключении основных
элементов, по которым происходит питание потребителей в
нормальных условиях.
Резервирующие элементы нормально могут быть
отключены или находиться под напряжением, не неся нагрузки.
В других случаях резервирующие элементы могут быть
нормально частично загружены, т. е. вся нагрузка потребителя
распределена между двумя (или более) питающими
источниками и эти источники резервируют один другого.
Осуществление ввода резерва при помощи ручных
переключений, производимых персоналом, приводит к длительному
перерыву электропитания и, как правило, сопряжено с
нарушением технологического процесса производства. Прекращение
электропитания собственных нужд электростанций на 20—30 с
вызывает необходимость остановки котельных агрегатов и в
конечном итоге приводит к полному сбросу мощности станции.
Последующий пуск агрегатов и выход станции на нормальные
параметры занимают несколько часов. Перерыв
электроснабжения некоторых химических производств более чем на 3 с
вызывает нарушение их технологического процесса. Для
выхода на нормальные параметры после такого нарушения
необходимо около суток или более.
При радиальной схеме электропитания существенное
повышение надежности работы потребителей дает применение
устройств АВР, ограничивающих время перерыва
электропитания менее чем 1—2 с.
Одна из первых установок АВР в энергетических системах
СССР была предложена автором в 1930 г. для организации
электроснабжения агрегатов собственных нужд Горьковской
электростанции. Возможность и допустимость самозапуска
асинхронных двигателей (с фазным и короткозамкнутым
ротором) были подтверждены опытом эксплуатации устройств АВР
и соответствующим теоретическим анализом. Вначале для
установок собственных нужд электростанций устройства АВР
выполнялись таким образом, что они действовали только при
внутренних повреждениях силовых трансформаторов или
генераторов собственных нужд. Впоследствии действие устройств
АВР было распростраиеио и для случая повреждения на ши-
363

нах, так как КЗ на ннх после обесточения часто
самоустранялись (это обстоятельство, как указывалось ранее, определяет
успешность АПВ шин) [.
Если резервнрующнй элемент энергоснабжения питает свою
нагрузку, то в случае его включения на устойчивое КЗ прн
повреждении шин резервируемого источника повреждение
распространится на потребителей резервирующего источника. Для
уменьшения такого влияния предусматривается после
срабатывания устройства АВР автоматический ввод ускоренной
защиты, обеспечивающей быстрое отключение резервирующего
источника с его потребителями от шин резервируемой сети.
Другое решение, исключающее возможность
распространения иеустраннвшегося КЗ на шннах при включении их под
напряжение на потребителей резервирующего источника,
заключается в организации совместного действия устройств АВР
н АПВ. Прн повреждении элементов питающей сети и
прекращении по ним подачи электроэнергии потребителю последний
отключается от источника основного питания н устройством
АВР переключается на резервное питание. Таким образом,
действие АВР происходит только после отключения
поврежденного элемента как со стороны источника основного
питания, так и с приемных шнн потребителя. Если КЗ возникло на
шинах потребителя, действия устройства АВР не происходит
(действие АВР запрещается защитой, реагирующей на
повреждения на шинах, нли устройство АВР не запускается).
Действует устройство АПВ на питающих присоединениях.
Прн устранившемся КЗ на шинах (нли на линиях,
отходящих от шин к потребителю, если произошел отказ в
отключении поврежденной лннни) восстанавливается электропитание;
при неустранившемся КЗ происходит отключение
выключателя, включившегося устройством АПВ. Например, если
действует дифференциальная или газовая защита трансформатора
основного питания, то включается устройство АВР, если
максимальная токовая защита — работает устройство АПВ.
Автоматическое включение резервных линий позволяет
удешевить и упростить схемы электропитания. Применение
устройств АВР для воздушных линий электропередачи не
исключает установку на ннх устройств АПВ и рассматривается
как резервирующее мероприятие — отключившаяся лнння
включается обратно от устройства АПВ, а если работа
устройства АПВ оказалась неуспешной, эта линия автоматически
отключается с приемной стороны н потребители устройствами
1 Для установок 3—10 кВ успешность действия устройств АВР и АПВ
при КЗ на шинах иногда оправдывалась тем, что при КЗ на разъединителях
сгорала их ошиновка, а за время цикла АВР или АПВ при снятом с шин
напряжении дуга гасла.
364

АВР переключаются на питание от другой резервирующей
линии, к которой подключена также «своя» нагрузка.
Метод автоматического включения резервного оборудования
применяется не только для резервирования электропитания
потребителей, но и для обеспечения надежности работы
ответственных механизмов собственных нужд электрических станций и
промышленных предприятий взамен постоянной дублированной
работы этих механизмов. Часто предусматривают
автоматическое включение резервных питательных насосов, дымососов,
механизмов углеподачн, вентиляторов и др.
Автоматическое переключение на резервный источник
питания, как правило, производится для обеспечения аварийного
освещения и работы устройств связи и телемехаинки в случае
исчезновения па электростанции нли подстанции переменного
тока, которым этн установки нормально питаются.
Упрощение релейной защиты, достигаемое за счет
применения устройств АВР, позволило в ряде городских сетей
обеспечить приемлемую для потребителей надежность
электропитания без больших капитальных затрат на реконструкцию этих
сетей. Было разработано устройство так называемого
автоматического избирательного резервирования (АИР), Это
устройство обеспечивает избирательное включение трансформаторных
подстанций к резервирующей магистрали после отключения
поврежденного участка магистрали основного питания; для
осуществления избирательного отключения используются реле
простейших типов (тока, напряжения, времени н
промежуточные).
Данные по работе устройств АВР за 5 лет, составленные по
сведениям Минэнерго СССР, приведены в табл. 11.1.
Таблица ILL Основные показатели работы устройств АВР
за 5 лет эксплуатации
Место установки устройства
Трансформаторы подстанций (явный
резерв)
Линии электропередачи
Трансформаторы собственных нужд
(явный резерв)
Двигатели собственных нужд
Межсекционные выключатели
собственных нужд (неявный резерв)
Межсекционные выключатели
подстанций (неявный резерв)
Прочие объекты
Все установки
Показатели работы
Число комп-
лекто-лет
5945
16 895
11046
39 785
3753
8316
26 889
112 629
Успешность
работы, %
94
94,9
91,1
99,54
97
89,2
98,2
96,06
Период
успешной работы,
годы
3,3
4,7
4,7
2,7
1,7
4,4
4,7
3,5
365

Как показывает анализ, АВР является важным средством
повышения надежности работы энергосистем. Успешность
действия устройств АВР составляет 90—95%. Эффективность
работы устройств АВР, так же как и устройств АПВ,
определяется тем, как быстро после подачи напряжения будут
достигнуты нормальные параметры производственного процесса. Это
в свою очередь зависит от времени перерыва электропитания и
от того, произойдет ли после такого перерыва самозапуск
электродвигателей и как быстро они достигнут доаварийиой
производительности. Очевидно, что работа устройств АВР не может
считаться эффективной, если не произойдет самозапуска
двигателей потребителей или если за время самозапуска
технологические параметры достигнут критических значений и будет
остановлено производство.
Данное обстоятельство требует комплексного решения
вопросов в части выбора: схемы электропитания
(многостороннего без устройств АВР или радиального с устройствами АВР),
устанавливаемых устройств релейной защиты, применяемых
типов электродвигателей, характеристик двигателей н
нагрузки, типов коммутационной аппаратуры, схем управления ею и
устройств технологических блокировок.
11.2. СХЕМЫ УСТРОЙСТВ АВР
АВР силовых трансформаторов, питающихся от общих шин.
На рис. 11 Л,а показана схема понижающей подстанции с
двумя понижающими трансформаторами. Нагрузка, питаемая от
шин подстанции (освещение, электропечи и асинхронные
двигатели), не накладывает ограничений на время действия
устройства АВР, допуская повторную подачу напряжения
через 1,5—2,5 с после возникновения нарушения. С питающей
стороны трансформаторы подключены к общей системе шин, с
приемной стороны — к двум секциям.
Возможные режимы работы подстанции:
1) включены два трансформатора на разные секции,
выключатель Q5 отключен;
2) включен один из трансформаторов (например,
трансформатор Т1) на обе секции, выключатель Q5 включен, Т2
отключен.
Устройство АВР обеспечивает:
взаимное резервирование трансформаторов при их работе
на разные секции;
АВР трансформатора при работе только одного из
трансформаторов и его аварийном отключении;
' автоматическую повторную подачу напряжения после КЗ па
шинах секции в режиме параллельной работы
трансформаторов с замкнутым секционным выключателем (такой режим мо-
366

жет быть целесообразен для более равномерной загрузки
трансформаторов и уменьшения потерь)*
Не обеспечивается повторная подача напряжения на
секцию // после КЗ в режиме, когда трансформатор Т2 отключен,
а выключатель Q5 включен. Также не обеспечивается
повторная подача напряжения на секцию 7, когда трансформатор Т1
отключен, а выключатель Q5 включен. В этих режимах
повторное включение может осуществляться устройством AnBj
включаемым при действии резервной защиты трансформатора,
имеющей выдержку времени и установленной с питающей
стороны (на рис. 11.1 эта защита и устройство АПВ
трансформатора не показаны). При работе резервной защиты запрещается
работа устройства АВР (например, снимается оперативный ток
с обмоток реле KL3 и KL4, г прн работе дифференциальной
и газовой защит запрещается работа устройства АПВ и
действует устройство АВР. На рис. 11.1,6 показан выключатель со
схемой включения цепей электромагнитов и вспомогательными
контактами.
Устройство АВР действует следующим образом (см, рис.
Ш,в).
При отключении по любой причине выключателя Q2 или Q4
~{в том числе и при КЗ на шинах) переключаются
вспомогательные контакты выключателей и размыкают цепи обмоток
реле КТ1 или KJ2 (реле с замедленным отпаданием якоря).
После обесточения обмоток контакты реле размыкаются с
временем 1,5—2 с.
Таким образом, вслед за отключением выключателя Q2 или
Q4 на 1,5—2 с включаются реле KL3 или KL47 которые в свою
очередь включают секционный выключатель и выключатели
силового трансформатора (если последний был отключен).
Включающие цепи выключателей Q2 и Q4 заведены через
вспомогательные контакты выключателей Q1 и Q3 (контакты
замыкаются после того, как выключатели Q1 и Q3
включаются). Такое соединение предусмотрено для устранения
одновременного включения трех выключателей, что может вызвать
перегрузку аккумуляторной батареи. Через 1,5—2 с после
отключения работающего трансформатора размыкаются цепи
обмоток реле KL3 и KL49 тем самым обеспечивается
однократность включения секционного выключателя и выключателя
резервного трансформатора (однократность АВР при КЗ на
шинах резервируемой секции достигается наличием в схеме
управления выключателей блокировки от многократных
включений).
Релейную защиту секционного выключателя и силовых
трансформаторов при временах действия более 0,5 с
целесообразно выполнять с ускорением действия после работы
устройства АВР.
367

На рис. 11.1,е в качестве примера показана возможная
схема для создания ускорения действия максимальной токовой
защиты секционного выключателя. При отключенном положении
выключателя Q5 обмотка реле КТ5 обтекается током и
контакт реле замкнут. После включения выключателя вручную
или устройством АВР на КЗ действуют токовые реле и
включают реле времени 7(77; последнее со временем 0,1—0,2 с
замыкает цепь ускоренного действия. Если после включения вы-
ключателя Q5 реле защиты этого выключателя и реле KJ7 не
действуют, цепь ускорения действия защиты через некоторое
время размыкается контактом реле КТ5 и остается только
селективная защита.
Применение описанной схемы ускорения работы
максимальной токовой защиты секционного выключателя допустимо, если
токовые реле не действуют от токов самозапуска после
включения секционного выключателя. Отстройка от этих токов
может иногда привести к недопустимому загрублению защиты;
в этих случаях либо па ускоренной защите устанавливают
время около 0,5 с, либо устанавливают дополнительно токовую
отсечку, отстроенную от пусковых токов, но работающую от
токов КЗ при повреждении на шинах; отключающая цепь этой
отсечки нормально выведена и вводится автоматически па
некоторое время после включения секционного выключателя
вручную дистанционно или устройством АВР (т. е. эта цепь
контролируется контактом реле КТ5).
Если на трансформаторах не установлены отдельные
устройства АПВ и трансформаторы работают параллельно, то при
КЗ на одной из секций повторная подача напряжения будет
осуществляться устройством АВР. Для этого на секционном
выключателе надо иметь защиту, которая будет отключать этот
t
Q1
Т1
4Z
Q5
аз
тг
я*
Секция! г—у секция И Т
ч)
I
ВК1
вкг
YAC
D
I
^
вкч
УАТ
Ю
Рис. 11.1. Вариант схемы устройства АВР трансформаторов, питающихся от
оощих шин подстанции:
а — схема подстанции; б — выключатели Q со схемами включения цепей электромагни*
тов отключения YAT, включения YAC и вспомогательными контактами ВК1 — ВК4<, ВК1,
ВКЗ замкнуты, когда выключатель пключен; ВК2, ВК4 замкнуты, когда выключатель
отключен; # —элементы автоматики; 1 — отключающая цепь от защиты и ключа
управления соответствующего выключателя
368

+1
К1ЧЛ
№
У УЩ1
-f
п *в
BKZq-f
V П
YACaY
*2
БКЧ
аг
п *\ \ JQZ YATv г
5/TJ
*J
4}
9
яг
5A7«J WreJ "J
/5
■<н>
BKZqz
n Ш^
Й ^0]^^_wri "*
rfl4
wc
£4
-D
KH
KL3.3 n X£ 5/ffe5 W%
•хв
ЦвКЧ-
-5
OH
От тоновых
реле защиты
Выключателя Q3 »■ ^,■,
as
МКГ7
%*™У
{Иг
управления OS *н
Q5
KT7.1\iКГ5, Г U \BKUl U
От ключа *—' ХВ
щ*
Отключение
и Включение
выключателя Ц1
То же QZ
Та же Q3
То же Цч-
Отключение
и Включение
выключателя QS
+0
ВКВ
аг
ВК4
аг
вкд,
№
вкчаь
>.
КГЦ
КТ1
-о
о
KL3 LJ
КГ2}&
У.
KTZ1 пш
Создание
Однократности.
действия
устройства АВР
Рис, 11.1. Продолжение
24—6678

выключатель раньше, чем подействует резервная защита
трансформатора (или резервная защита трансформатора должна
иметь две выдержки времени — с меньшей отключать
секционный выключатель, а с большей — трансформатор). После того
как секции будут разобщены и отключится трансформатор,
питающий КЗ на поврежденной секции, сработает устройство
АВР и выключатель Q5 вторично подаст напряжение на
обесточенную секцию от секции, оставшейся в работе.
При отключении выключателей Ql—Q4 вручную в случаях,
когда такое отключение вызывает ожесточение одной из секций
и произведено ошибочно (т. е. устройство АВР не выведено
преднамеренно из работы), устройством АВР будет обеспечена
подача напряжения от другой секции.
Для вывода устройства АВР предусмотрены накладки ХВ;
такой вывод может также осуществляться ключом управления,
снимающим оперативный ток с устройства АВР. В схеме
имеются указательные реле КН, сигнализирующие о работе
устройства АВР и прохождении включающего импульса на
выключатели Q2 и Q4t после того как включились выключатели
Q1 и Q3.
АВР силовых трансформаторов, питающихся от разных
источников (рис. 11.2). Трансформаторы Т1 и Т2—рабочие,
трансформатор ТЗ— резервный. Питаются трансформаторы от
разных источников (например, от различных секций
генераторного напряжения). Отличне схемы устройства АВР по рис. 11.2
от предыдущей состоит в том, что предусматривается действие
устройства АВР не только при отключении трансформатора, но
и в случае исчезновения напряжения на секции по любой
причине, в частности при отключении или повреждении источников
питания. Реле напряжения через реле времени н промежуточное
реле действует на отключение выключателей того нз
трансформаторов, па секции которого напряжение исчезло.
Уставка срабатывания реле напряжения K.V1—KV4,
контролирующих напряжения секций 1 и 2 выбирается по
возможности малой: 0,25—0,3 номинального для ограничения зоны
действия при посадках напряжения во время КЗ на отходящих
линиях, а также для отстройки от понижения напряжения при
последующих самозапусках электродвигателей. Уставка реле
времени КТ2\ и KJ2% выбирается больше, чем время действия
защиты от КЗ, происходящих в зоне остаточного напряжения,
которое меньше (0,25-^0,3) £/НОм. Реле напряжения KV1 и КУ2
секции / подключены к разным фазам. Контакты реле
соединены последовательно. Аналогично подключены реле КУЗ н
KV4 секции 2. Такое включение предотвращает возможность
ложной работы прн перегорании одного из предохранителей.
Применение схемы АВР по рнс. 11.2 может быть допущено
при наличии асинхронной, осветительной или нагревательной
370

Источники питания
+$ KL7Z.Z KH ВК1аз УА(аз~3+7 KL41tZ
-сн
+D
KL72.1
KTZ01
KH
\kl^z.z
BKZQ7
YAC,
Q7 -7
УАСПЙ -s
KH
bf~U—t ^^"^гЗГ^ U т
защиты TZ ^ _n+o K\ -Q
I—\KL7g m L__s*
-* -ЧГ-
I—'-0-
4)
/(74 KLG.Z
ВК1а1 УАТаГ1
+Z
Lr^l вк1п2 Щг ~2 -а вкгаг Н
;_П—- Ь-^Л-4 -ч
rp1 LJ ^7/77 защита/ Т1 и '
>-d-0
£**£* AT/
J am;7 BKZa5 YACas ~5
° 1
-^,
OH
/ft 7,
_ц-^
AY Г. 7 /Ci/Z./
H
/TKF.f
KTZ1 KLS.1
KL6
-a-
8K^dZ J£ — —'
/TAfiJ
1 I
■Цепь сигнала.
9)
—*~j о наличии напряжения
на шинах
источника П
Рис. 11.2. Вариант схемы устройства АВР трансформаторов, питающихся
разных источников:
а—схема подстанции; б— элементы автоматики
24*

ML f? _
нагрузки. При наличии синхронной
нагрузки устройство АВР должно
быть дополнено аппаратурой,
исключающей возможность
несинхронной подачи напряжения от
резервирующего источника на шины,
где напряжение поддерживается
вращающимися по инерции
синхронными двигателями с
непогашенным полем.
В схеме предусмотрена
установка реле для контроля наличия
напряжения на резервирующем
источнике; используется одно реле
KV5, так как маловероятно, чтобы
произошло нарушение исправности
его цепей в момент действия АВР.
Цепи ускорения защиты не
показаны, выполняются они для
защиты, установленной на секционных
выключателях аналогично тому,
как это показано на рнс. 11.1,0.
При наличии отдельного
резервного трансформатора (в
целях упрощения) устройства АПВ
па выключателях рабочих
трансформаторов обычно не предусматривают. Устройство АПВ
устанавливается на резервном трансформаторе, если один
из рабочих трансформаторов длительно отключен для ремонта.
В таком режиме желательно изменить схему устройства АВР
аналогично рис. 11.1 таким образом, чтобы осуществлялось
взаимное резервирование.
При обесточепии секции асинхронные двигатели,
продолжающие вращаться по инерции, некоторое непродолжительное
время за счет запасенной энергии поддерживают напряжение,
поэтому действие защиты от понижения напряжения может
несколько замедлиться. Для ускорения работы устройства АВР
при отключении питающего трансформатора по любой
причине (например, при ошибочном отключении персоналом
выключателя со стороны питания) в схеме предусмотрено отключение
выключателя секции вспомогательными контактами
выключателя питающей стороны рабочего трансформатора.
Отключение рабочего трансформатора при исчезновении
напряжения на секции может быть достигнуто схемой включения
реле напряжения по рис. 11.3, позволяющей увеличить уставку
срабатывания реле напряжения до £/ср=0,65 £/Ном-
Реле времени К,Т включается при исчезновении напряжения
372
Рис. 11.3. Включение реле на
пряжения с контролем
исчезновения тока в питающем
присоединении

на шинах секции и токов в цепи питающего трансформатора.
Такое включение предохраняет от неправильного отключения
работающего трансформатора при ошибочных операциях в
цепях измерительного трансформатора напряжения и
перегорании предохранителей. Схема применима, если минимальный
рабочий ток по цепи основного питания обеспечивает надежное
действие токового реле. Реле тока должно быть подобрано так,
чтобы оно держало контакты разомкнутыми при минимальной
нагрузке, а обмотка его должна быть термически стойка при
максимально возможных рабочих токах.
В тех случаях, когда питание рабочих трансформаторов
осуществляется по линиям электропередачи, на которых
установлены устройства АПВ, время действия пускового органа
устройства АВР с реле напряжения и реле времени выбирается
больше суммы времени отключения КЗ на питающей линии,
времени обратного включения выключателя устройством АПВ
и времени повторного отключения.
Таким образом, переключение на резервный источник
питания производится только в случае неуспешного действия
устройства АПВ. Если на линии, питающей трансформатор,
установлено устройство двукратного АПВ, время действия
защиты минимального напряжения обычно отстраивается от
времени действия устройства АПВ в первом цикле.
Схема устройства АВР линии электропередачи (рис. 11.4)
аналогична схеме устройства АВР трансформаторов. При
исчезновении напряжения на шинах реле напряжения KV1 и KV2
замыкают контакты, включая реле времени ДТ/. Напряжение
срабатывания реле напряжения устанавливается (0,25-:-
0,3) U ном-
Уставка реле времени KJ1 выбирается больше, чем сумма
времени отключения КЗ питающей линии и времени обратного
ее включения устройством АПВ со стороны подстанции А.
Уставка реле ДТ/ должна быть также больше времени
отключения КЗ на других линиях передачи и линиях, отходящих от
подстанции А в зоне остаточного напряжения, равного
напряжению срабатывания реле KV1 и KV2*. Со стороны
подстанции В резервная линия должна быть под напряжением.
Контроль наличия напряжения осуществляет реле KV3,
подключенное к трансформатору напряжения резервной линии.
Вместо трансформатора напряжения может применяться любое
устройство отбора напряжения (например, отбор от
конденсаторных втулок выключателя или гирлянды изоляторов). Реле с
замедленным возвратом KJ2 обеспечивает однократность
действия устройства АВР.
* При отключении по каким-либо причинам устройства АВР защиту
минимального напряжения следует отключать.
373

1 А
0 0 0
KV1 HV2
МУЗ
:_J
й
4i
о
с
Q1
ч$>
0.2
>J
+
ХТ1.1 ИИ
УД 7/
В
W« _
SK2, ' г-1
-az
ач
ВКЗпЛ
ktzihh9xb
KV1.1 KV2.1
кп
ВК4м
I
>.
Н
КТ2
-н
К1Ш
КУ3.2
7/а сигнал
Рис. П.4. Вариант схемы устройства АВР линий электропередачи:
Л — источник основного питании; Б— источник резервного питания; В — типы приемной
подстанции
Если на питающей линии со стороны подстанции А
установлено устройство АПВ двукратного действия и после вторичного
действия устройства АПВ линия осталась под напряжением,
обратное переключение подстанции иа источник основного
питания проще и целесообразнее всего производить вручную (на
месте нли прн помощи устройства телемеханики).
При наличии на приемной подстанции грузовых или
пружинных приводов и отсутствии источника оперативного
постоянного тока устройство АВР может быть выполнено по рис.
11.5,а. Включение выключателя резервной линии происходит
прн обесточении шин приемной подстанции и наличии
напряжения на вводе резервного источника; в этих условиях реле
напряжения замкнут контакты, сработает реле времени КТ н
отключит выключатель QL Вспомогательные контакты BK4q\
выключателя Q1 включат катушку включения YACq2
выключателя Q2 ввода резервного питания. Реле времени КТ
работает на переменном оперативном токе. Этим же током
обеспечивается действие катушки включения выключателя Q2,
Источником переменного оперативного тока является трансфор-
374

а1
Ы
ftVf KV2 Шины подстанции
YJ2 Резервный,
* _ источник
01
■^Э-
■^Э-
Оснойюй
источник
W1
Qf
гк/
а2
>
х TV1 ,^н
/ i—i /
TV2
♦—сзхС
а2
32
\V-
КТ.1 ПИ
хв
i вта1
-Г
I
I ВК1В1
-ч—
BK2m Я
YAC& ~Ь2
Wfly
KVf.1
"NT
KV2.1
КТ
aJ
1
Нагрузка
КН YACQ2
KTJ ГЛХд ВЩ2
B№Q1
i —>ГЬ
Сигнал]
+ Q1 ^ '
-Q2
nf
XB Bfi1qi
Щ1
-fl/
-o-o
Сигнал ?
адч
Рис, 11.5. Варианты схемы устройства АВР с использованием грузовых
приводов (а) и реле на выпрямленном переменном токе (б)

матор напряжения, подключенный к линии электропередачи от
резервного источника питания.
На рис. 11.5,6 показана схема устройства АВР,
разработанная для выключателей с грузовыми или пружинными
приводами, обеспечивающими однократность действия. В устройстве
АВР воспринимающий и исполнительные органы совмещены в
одном реле КТ с замедлением при отпускании якоря (па 1 —
5 с). Напряжение к обмотке реле КТ подводится от
трехфазного выпрямительного моста, подключенного к трансформатору
напряжения.
Для улучшения коэффициента возврата устройства АВР
цепь обмотки реле КТ контролируется контактом реле KV
(напряжение возврата реле КТ, рассчитанного на номинальное
напряжение ПО В, составляет примерно 10 В, поэтому при
отсутствии реле KV и обесточении шни реле КТ может продолжать
находиться в сработавшем положении нз-за наведенных
напряжений). В качестве реле KV может быть использовано реле
напряжения любого типа с &в=0,5 и более. Прн исчезновении
напряжения на шинах приемной подстанции реле KV
размыкает свои контакты и .обесточивает обмотку реле КТ, которое
спустя заданное время замыкает свои контакты. Выключатель
ввода основного питающего источника отключается. Его
вспомогательные контакты замыкают цепь включения выключателя
источника резервного питания, предварительно подготовленную
контактом реле ДТ.
Для ускорения работы устройств АВР требуется убыстрить
отключение выключателя ввода источника основного питания.
Для этой цели на схемах рис. 11.1 и 11.2 предусмотрены цели,
производящие такое отключение при отключении выключателя
с питающей стороны трансформатора основного питания;
сложнее обстоит дело с организацией ускорения действия устройств
АВР на подстанциях, питающихся от основных источников по
относительно длинным линиям электропередачи.
Для этой цели имеются следующие возможности:
а) устанавливать для защиты питающих линий продольную
дифференциальную защиту типа ДЗЛ, отключающую линию с
двух сторон при КЗ иа ней;
б) использовать устройства для быстрой передачи
отключающегося сигнала при отключении выключателя с питающей
стороны линии, применяя при этом иа линии
быстродействующую защиту (например, токовую отсечку);
в) устанавливать на линии защиту, производящую быстрое
отключение линии с обеих сторон при КЗ на ней, выполненную
на принципе защиты с блокировкой при внешних КЗ;
г) устанавливать устройства для быстрой индикации
прекращения подтекания по лнпии активной мощности (например,
реле активной мощности с контролем или без контроля сра-
376

батывання при помощи частоты; реле частоты, улавливающее
снижение частоты и скорость этого снижения, и т. д.).
Наиболее эффективным средством является установка бы-
стродействующнх защит как на линиях, питающих подстанцию,
так и на других линиях, питающих параллельно работающих
потребителей; при этом создается возможность устанавливать
в устройстве АВР на реле времени, включаемом при помощи
пускового органа того или другого типа, выдержку времени
0,5 с.
11.3. УСТРОЙСТВА АВР НА ПОДСТАНЦИЯХ,
ПИТАЮЩИХ СИНХРОННУЮ НАГРУЗКУ
Типовой схемой электроснабжения многих промышленных
производств является питание распределительных заводских
подстанций (РП) от главных понижающих подстанций (ГПП)
по двум магистралям; к каждой из магистралей присоединены
секции шин РП, между которыми установлен секционный
выключатель. Нормально этот выключатель отключен и
включается от устройства АВР в случае прекращения питания секции
после отключения ввода от питающей магистрали. Наличие
двух магистралей обеспечивает взаимное резервирование, при
котором, однако, каждый из участков должен иметь
пропускную способность, рассчитанную на питание нагрузки обеих
секций. Такая схема электроснабжения промышленных
предприятий создает возможность установки простых типов защиты и
устройств АВР, высокая эффективность которых подтверждена
многолетней работой на установках собственных нужд
электростанций.
За время цикла АВР синхронные двигатели, подключенные
к секции, потерявшей питание, выпадают из синхронизма по
отношению к резервирующему источнику. Работа АВР может
быть разрешена в двух случаях: или после отключения
синхронной нагрузки, или после снятия с нес возбуждения и перс-
вода в пусковой режим. Оба режима могут быть
проконтролированы фактом снижения напряжения на шинах резервируемой
секции до значения по крайней мере ниже 65 % номинального
напряжения. Таким образом, после отключения выключателя
ввода основного питання (например, после работы релейной
защиты) устройство АВР должно ожидать снижения
напряжения до заданного значения.
Несинхронное включение от устройства АВР возбужденной
синхронной нагрузки не мол-сет быть рекомендовано по
следующим причинам:
а) из-за большой кратности тока несинхронного включения
по отношению к номинальному току синхронного двигателя, на
которую не рассчитан двигатель; такое включение может
вызвать механическое повреждение двигателя;
377

б) из-за возможности возникновения асинхронного режима,
при котором могут выпасть из синхронизма синхронные
двигатели, питающиеся от второй (неповрежденной) магистрали, —
отключение потребителей двух технологических ниток
производства, питание которых обеспечивается этими двумя
магистралями, часто приводит к полному нарушению
производственного процесса и требует немедленной остановки
технологического цикла;
в) из-за невозможности для некоторых типов синхронных
двигателей произвести ресинхронизацию после несинхронного
включения без принятия дополнительных мер (например,
временного снятия возбуждения с последующей его подачей после
восстановления напряжения, кратковременной разгрузки
двигателя); такими особенностями обладают, например, тихоходные
синхронные двигатели поршневых компрессоров.
Для ускорения работы устройств АВР при наличии
синхронной нагрузки в схеме устройства АВР предусматриваются
органы, выявляющие прекращение питания от основного
источника и производящие одновременно с отключением ввода от этого
источника временное снятие возбуждения с синхронных
двигателей, присоединенных к данной секции распределительной
подстанции (при необходимости от указанного органа должна
производиться кратковременно разгрузка синхронного
двигателя со стороны приводимого им в движение механизма).
Полное отключение синхронных двигателей с их
последующим включением вручную не может рассматриваться как
удовлетворительное решение, так как длительная остановка
ответственных механизмов с синхронным приводом, как правило,
вызывает нарушение технологического процесса. Такое решение
может приниматься только в том случае, если отключаемый
механизм резервируется другим механизмом (например, если
механизм с синхронным приводом, подключенным к одной из
секций распределительной подстанции, работает па общую
магистраль с механизмом, синхронный привод которого подключен
к другой секции распределительной подстанции и остановка
одного из механизмов не влечет нарушения технологического
процесса).
Органами, улавливающими прекращение электропитания
той или другой секции распределительных подстанций, как
указывалось ранее, могут быть реле активной мощности,
контролируемые работой реле снижения частоты или реле
скорости изменения частоты, или реле, реагирующие на разность
частот между двумя секциями распределительной подстанции.
Следует отметить, что реле напряжения, ожидающие
снижения напряжения на секции, потерявшей питание, могут при
иеотключенных синхронных двигателях с непогашенным полем
длительно не срабатывать, так как напряжение будет поддер-
378

живаться вращающимися по инерции синхронными
двигателями (несколько секунд).
Для ускорения работы устройств АВР с пуском от реле
напряжения следует предусматривать снятие возбуждения с
синхронных двигателей (или их отключение) после действия
устройства защиты на питающей линии или трансформаторе и
при одновременном отключенном состоянии выключателей
вводов основного и резервного питания.
При осуществлении АВР двухсекционной подстанции,
секции шин которой питают синхронные двигатели ответственных
механизмов, следует иметь в виду, что в момент включения
секционного выключателя на обеих секциях устанавливается
одинаковое напряжение. При этом иа секции, потерявшей
основное питание (обесточенной), синхронные двигатели уже будут
переведены в пусковой асинхронный режим со снятым
возбуждением, а все двигатели (асинхронные и синхронные)
резервирующей секции начнут питаться пониженным напряжением.
Если уровень напряжения окажется меньше 70% номинального
и пуск двигателей резервирующей секции будет затяжным,
синхронные двигатели резервирующей секции могут выпасть из
синхронизма.
Для улучшения условий работы АВР следует обеспечить
возможно большее напряжение на шинах секций в момент
включения секционного выключателя. Для этого может быть
применен метод опережающей форсировки
возбуждения синхронных двигателей резервирующей секции, т. е. вы<
полнение форсировки на некоторое время (на несколько
секунд) от пусковых органов устройства АВР одновременно с
подачей включающего импульса на электромагнит секционного
выключателя.
При тиристорной системе возбуждения синхронных
двигателей резервирующей секции следует учитывать, что при
снижении напряжения, питающего тиристоры, ниже 80—85%
номинального (в зависимости от типа тиристора) последние
перестают функционировать н двигатель теряет возбуждение,
выпадая из синхронизма по отношению к напряжению питающей
энергосистемы. По этой причине для расчета нагрузки,
оставляемой под самозапуск на резервируемой секции, должно быть
принято такое значение нагрузки, при котором напряжение па
шинах секций после включения от устройства АВР секционного
выключателя не станет меньше 80—85% номинального.
Наличие синхронных возбужденных двигателей иа
резервирующей секцнн несколько облегчает условия самозапуска
асинхронных и синхронных электродвигателей резервируемой
секции за счет питания реактивной мощностью от возбужденных
машин,
379

11.4. УСТРОЙСТВА АВР СО СТАНЦИЯМИ УПРАВЛЕНИЯ
НОРМАЛИЗОВАННОЙ СЕРИИ
Станции управления нормализованной серии предназначены
для переключения на резервное питание осветительной
нагрузки и силового электрооборудования при исчезновении
напряжения питания. Станции предназначены для работы в сетях
постоянного и переменного тока с фазным напряжением до 220 В.
Предусмотрены возможности переключения двух или трех
полюсов (т. е. переключение цепей фаза —нуль, две фазы, три
фазы с нулевым проводом). Устройство АВР может быть
выполнено без выдержки времени и с выдержкой времени.
Принцип работы устройства АВР на включение ввода
резервного питания при обесточении линии основного питания
уясняется из рис. 1L6.
Нормально питание шин происходит от ввода W1,
резервное— от ввода W2>
Ключом управления SA1 включается катушка контактора
KMw/» Цепь включения образуется через замкнутый контакт
BK2W2 (контактор ввода W2 отключен), включенную накладку
ХВ1, замкнутый контакт КТ2.1 (реле КТ2 обесточено, так как
ключ управления ввода W2 не включен).
После того как контактор KMWI будет включен, замкнутся
его вспомогательные контакты BKlwi- Через накладку ХВ2
будет образована цепь на включение реле КТ1} которое
контактом KTL1 разомкнет цепь катушки KMws контактора ре^
зервного ввода. Для подготовки цепей автоматического резерв
вирования персонал должен включить ключ управления SA2
ввода W2.
В случае обесточеиия рабочего ввода (ввода W1) контактор
KMWJ отпускает якорь. Его вспомогательные контакты BKlwi
размыкают цепь реле КТ1. Вспомогательным контактом BK2wi
подготавливается цепь включения контактора KMW2 в цепи
ввода W2 (ввода резервного питания). После истечения
времени возврата якоря реле КТ1 контактом КТ1Л замыкает цепь
включения контактора KMW2 ввода W2.
При включении контактора KMws его вспомогательный
контакт BKlw2 замыкается и включает реле КТ2. Это реле
размыкает цепь катушкн включения контактора KMw!t Теперь
ввод W2 стал вводом основного питания, а ввод W1 — вводом
резервного питания.
Время включения резервного источника при помощи реле
KTI или КТ2 устанавливается 0,5 с для предотвращения воз-
можности подачи напряжения источника резервного питания па
вращающиеся по инерции возбужденные синхронные и
асинхронные двигатели. Если ие требуется иметь задержку време-
380

BBoBjiuHunWi
л
ABO
\
Wr'.r
\
0 В
t r
J +
1 i
В/Г,
Wf
в
\
i * »
Ц
1 Z
\
Из схемы дВода Z
О
TX S
$ду № схемы Qoooa £ ]
BKZWZ\ ХЫ КТ2.1 п7
ВК1
—о—о р{
КТ1
R1
\у
Вбодлинии WZ
^ - л „
ABC
SAZ
\
\
вк,
0 в
1 I
| i
WZ
\
1 г
л
•t^—**p*^»i.—™i
Из схемы ВВоШ 1
\ 1HMW7
BKZW1 t X8Z КГЦ , п
11 -4- (>"° Trf *■— Г"
0
I
'Hi
BK1WZ
ЛГ2
RZ-
*
0
Рис. 11.6. Схема ЛВР с применением станций управления

S3
w
HM1
Основное
латание
\
у
4^4
YY
S2
питание
КМ 2
\°
81
(S^wi
—л
44
показана
Нормаль-
коптактор
основного
Резервное ни срабатывания АВР,
то должны быть сняты
накладки ХВ2 и ХВ4.
Схема упрощенного
выполнения АВР на
контакторах
на рис. 11.7.
но включен
КМ! ввода
питания. При обесто-
ченин ввода контактор
отпускает якорь и
замыкает свой
вспомогательный контакт
BKkmi- Последний
замыкает цепь
контактора КМ2, включающего
ввод резервного
питания. Действие АВР
(мгновенное)
определяется собственным временем отключения контактора КМ1 и
включением контактора КМ2. Вывод устройства АВР
производится включением рубильника S/.
Рис. 1L7. Вариант схемы устройства АВР на
контакторах
11.5. САМОЗАПУСК АСИНХРОННОЙ И СИНХРОННОЙ НАГРУЗОК
ПРИ АВР ПИТАЮЩИХ НАПРАВЛЕНИЙ
Многолетнее применение устройств АПВ и АВР для
различных объектов электроэнергетических систем показало
исключительно большое значение этих устройств автоматики для
обеспечения быстрой подачи напряжения обесточившемуся
потребителю. При отключениях оборудования и его обратном
включении от устройств АПВ или АВР такие случаи в
энергосистемах не приводили к авариям, так как потребители практически
не теряли электропитания и могли восстанавливать
нормальную работу. Даже такой потребитель с непрерывной
технологией, как собственные нужды электрических станций, при
действии устройств АВР на трансформаторах собственных нужд
не испытывал аварийных последствий, и агрегаты
электростанций продолжали функционировать. Правда, для этого
необходимо было обеспечить самозапуск ответственных механизмов
после восстановления напряжения вслед за работой устройств
АВР.
Проблеме успешного самозапуска асинхронных короткоза-
мкнутых электродвигателей, которыми оснащаются
ответственные механизмы собственных нужд тепловых электростанций на
органическом и атомном топливе, а также гидроэлектрических
382

станций, посвящено много исследований и испытаний. На осно-
вании этих работ выпускались противоаварийные и
эксплуатационные циркуляры.
Прн выполнении устройств АПВ и АВР для промышленных
подстанций ранее многие организации применяли наиболее
простой подход. Считалось допустимым, чтобы в циклах АПВ
н АВР механизмы полностью прекращали свою работу, а
указанные устройства только восстанавливали напряжение на
шинах подстанции. Это оправдывалось также тем, что многие
пускатели ответственных механизмов выполнялись с мгновенным
отключением при перерыве электропитания, вследствие чего
обесточенне механизмов происходило даже из-за
кратковременных понижений напряжения при КЗ. Дополнительные
усложнения создавало только наличие у потребителей на
ответственных механизмах синхронных электродвигателей.
Такая работа устройств АПВ н АВР стала неприемлемой
для подстанций, питающих предприятия с непрерывным
технологическим процессом. Потребовалась разработка комплекса
мероприятий, который обеспечивал продолжение
технологического процесса прн кратковременных перерывах нормального
электропитания из-за КЗ и в циклах АПВ и АВР.
Обеспечению успешности самозапуска должна
предшествовать совместная работа электротехнических н технологических
подразделений для определения тех потребителей, которые
должны быть оставлены под немедленный самозапуск; тех,
которые могут быть отключены с последующим включением
вручную персоналом, и тех, которые могут быть обратно включены
автоматически, поочередно, после восстановления напряжения
в процессе самозапуска.
В циклах АПВ н АВР для автоматического пуска или
самозапуска синхронных электродвигателей последние
устройствами автоматики должны быть переведены в пусковой режим со
снятым возбуждением. Синхронный двигатель в таком случае
становится асинхронной нагрузкой и разгоняется до подсин-
хронной частоты [примерно до (0,03-^-0,025) лс], после чего
автоматически подается возбуждение н двигатель втягивается в
синхронизм. Только при быстродействующих АПВ (БАПВ) и
АВР (БАВР) допустимо повторное включение синхронных
двигателей с непогашенным полем, да и то при нх малой
нагрузке на валу, когда не ожидаются длительные качания, в
этих условиях допустимо также повторное включение синхрон-
ных двигателей за сосредоточенной реактивностью,
уменьшающей ток несинхронного включения до неопасного значения по
условию их механической сохранности. Ниже предполагается,
что в процессе самозапуска в циклах АПВ и АВР синхронные
двигатели приемных подстанций нли отключены, или
переведены в пусковой асинхронный режим.
383

Рис. 11.8. Схема замещения
асинхронного двигателя
Рис. 11.9. Упрощенная схема
замещения асинхронного двигателя
Электромеханические процессы при самозапуске» Для
выяснения процессов при самозапуске следует учитывать измене-
ния токов и напряжений в системах электропитания,
соответствующих этому режиму работы. После восстановления
напряжения по питающим линиям проходит ток, превосходящий
нормальный. Это явление оценивается коэффициентом пуска Ки,
который зависит от состава и значения нагрузки, оставляемой
под самозапуск. Значение Ки для приемных подстанций
колеблется от 1,5 до 3 и ориентировочно может быть определено на
основании следующих соображений.
В схемах замещения асинхронного двигателя (рис. 11.8 и
11.9) Хст и i?CT—индуктивное и активное сопротивления
обмотки статора; Хр и i?P—индуктивное и активное сопротивления
обмотки ротора, приведенные к обмотке статора; Х^ —
сопротивление намагничивания; s — скольжение (при остановленном
двигателе $=1), при нормальной работе s=sITC„~0,02-M))04
(2-4%).
В первый момент включения двигателя возникает большой
бросок тока намагничивания—апериодической составляющей
пускового тока. Этому моменту соответствует минимальное
сопротивление Хц, которое затем быстро увеличивается.
Изменение пускового тока по времени имеет апериодический
характер. Начальный бросок пускового тока затухает в течение 1—2
периодов (рис. 11.10) и иа защиты с временем действия более
0,06—0,1 с не оказывает влияния.
bit
Рис. 11.10. Осциллограмма тока при пуске асинхронного двигателя:
/н — начальное значение н^екгшиго тока, содержащего наряду с периодической
апериодическую составляющую; 1Г — периодическая составляющая пускового тока; /пом—
номинальный ток, соответствующий скольжению х--=яном
384

Так как сопротивление Х^ очень быстро увеличивается и,
кроме того, активное сопротивление обмотки статора по
сравнению с индуктивным мало, для качественного анализа схему
замещения можно упростить (рис, 11.9). Ток в цепи этой схемы
определяется выражением
/= Ф (11.1)
V *-+(4)"
Для оценки значения периодической составляющей
пускового тока пользуются понятием критического скольжения sKp-
Приближенно критическое скольжение определяется так:
SliIJ^3- (11.2)
(справедливо при Х^оо и Rct<^Xab).
При подстановке (11.2) в (11.1)
/ - ф (11.3)
Периодическая составляющая пускового тока (при s=l)
/п= %=• (И.4)
Для асинхронных двигателей sKp=0,1-5-0,2, следовательно,
/ ^-^*-. (П.5)
Этот ток по значению равен току при КЗ за
сосредоточенным индуктивным сопротивлением Хдв,
При нормальной работе ток определяется из (11.3): если
S—^Siiom» ТО
1тм = Ф ■ (И.6)
5i
*» V 1 + (тЧ
» \ Лном /
Следовательно, кратность пускового тока асинхронного
двигателя, включаемого под полное номинальное напряжение, по
отношению к номинальному току
К = /ц — ! ' ^НоМ ' (117)
/ком К 1 + 4р
25—6678 385

или
К
IUO.B
/'+(•
>кр
>ном
(11,8)
При 5кР=0Д и snoM—0,03 Хп.дв^ЗД; прн 5КР=0,2 и 5НОм=0,04
Лп.Дв^Ь.
Как следует из (11.3) и (11.5),
п
Y
(11.9)
1 +
>Кр
С уменьшением скольжения кратность тока по отношению
к пусковому уменьшается (рис. 11.11), при s=sKP ток
составляет 0,7 /п. Если двигатель включается не при номинальном
напряжении, а при пониженном, ток уменьшается прямо
пропорционально напряжению. Например, если включение
двигателя в сеть производится при напряжении, равном 0,7 [/ном,
кратность пускового тока составит 70 % по отношению к
кратности при включении двигателя при номинальном напряжении.
При восстановлении напряжения после успешного
повторного включения или после работы устройств АВР часть
двигателей отключается (двигатели менее ответственных
потребителей), кроме того, на подстанциях потребителей нагрузка
состоит не только из асинхронных двигателей, поэтому по отношению
к номинальному току линии кратность тока в ней в момент
автоматического повторного включения или при работе устройств
АВР меньше кратности пускового тока отдельно включаемого
двигателя.
Кроме того, значение Кп уменьшается еще и потому, что
после автоматической повторной подачи напряжения (через 1—
2 с после его исчезновения)
асинхронные двигатели
большинства механизмов не
останавливаются, а только
притормаживаются. Следовательно, если
известно, скольжение двигателя в
момент появления напряжения иа
питающем вводе, можно более
гочио определить пусковой ток,
воспользовавшись
(11.3).
В зарубежной
ласть применения устройств АГГВ
. н АВР ограничивалась из-за
опасения несинхронных включений
1/1
Ofi
Of
0,4
¥
Jl
|\
1 А
1 \
1fl
¥
V
Oh
V
выражением
практике об
Рис. ll.ll. Изменение тока в
обмотках статора в
зависимости от скольжения
386

незаторможенных асинхронных двигателей. Опыт эксплуатации
этих устройств показал, что при времени бестоковой паузы 1 с
и более, т. е. при использовании выключателей обычных типов
и отсутствии быстродействующих АПВ и АВР, нет нужды
усложнять схемы устройств дополнительными блокировками,
даже если параллельно асинхронным двигателям включены
конденсаторные батареи (при их наличии длительность затухания
ЭДС асинхронных двигателей, вращающихся по инерции,
несколько увеличивается, но не превосходит 0,5 с).
Длительность процесса самозапуска зависит от значения
напряжения, возникающего на зажимах двигателя после
успешного действия устройств АПВ и АВР, момента сопротивления
приводимого механизма и значения скольжения, до которого
затормозился двигатель ко времени повторной подачи
напряжения. Для выяснения основных условий, определяющих
успешность самозапуска, рассмотрим особенности работы
асинхронных двигателей в нормальном и аварийном режимах (при
нормальном и пониженном напряжениях).
Момент, развиваемый двигателем, определяется мощностью,
теряемой в сопротивлении Rp/s схемы замещения (см. рис. 11.9):
МдВ = £/'4-> (11.10)
где £ — некоторый коэффициент пропорциональности,
учитывающий КПД агрегата двигатель—механизм.
С учетом (11.3)
Мдв = 5 ДттйЛ (НЛ1)
2 L , _!*Ф_
X2 1 4»
Принимая во внимание (11.2), получаем
ЛГд. = 5
МДВ=И —^ -. (П.12)
Момент, развиваемый двигателем при номинальном
напряжении на зажимах t/яом^, имеет наибольшее значение при s=
= SKp"
М„тах = 1%^, (И.13)
25* 387

следовательно,
{ и*
2
1У1пз— 1YlRY\max • V*1**^/
~г —
SKp
Обычно значение момента относится к моменту,
развиваемому двигателем при номинальной нагрузке,
тдв=Мдв/Мком. (11.15)
В относительных единицах выражение момента
асинхронного двигателя будет
(11.16)
Щ.В
^дв шах
j и* у
S + 5Кр
5Кр 5
Чаще всего тдв max ~2тДв.ном.
Начальный момент, развиваемый двигателем прн s=l, в
соответствии с (11,16)
иф
а
SKp
Ч-s
Кр
При SKp = 0,2 И ^/ф=6Гном.ф
0,4/Пдв
Если двигатель остановлен, то после включения в сеть он
сможет развернуться и достичь нормального скольжения в том
случае, если момент, развиваемый двигателем, будет больше
момента сопротивления тс приводимого механизма. Моменты
сопротивления могут быть постоянными, не зависящими от
частоты вращения механизма (например, момент сопротивления
мельниц, металлообрабатывающих станков, прокатных станов
н т. п.) и зависящими (например, моменты сопротивления
дымососов, насосов, вентиляторов и т. п.). Различные типы
характеристик моментов асинхронных двигателей н моментов
сопротивления показаны на рис. 11.12.
Для того чтобы асинхронный двигатель смог развернуться,
приводя в действие механизм с постоянным моментом
сопротивления, двигатель выполняется с короткозамкнутым ротором
(с глубоким пазом, двойной обмоткой ротора) и
характеристикой, прн которой тд&>тс прн любых скольжениях (кривая 4
388

т
^нои О
Рис. 11.12. Примерные характеристики
моментов асинхронного двигателя и
нагрузки:
У—постоянный момент сопротивления; 2 —
вентиляторный момент сопротивления; 3 —
вращающий момент асинхронного днш ателя с
фазным ротором; 4 — вращающий момент
асинхронного диигателя с короткозамкиутьтм
ротором
папв
*вн
I
г
\
6 6 6
■V"
а)
Хдв
0
схема для
состоящей
Рис. 11.13. Расчетная
определения нагрузки
из асинхронных двигателей,
оставляемых под самозапуск после
АПВ питающей линии:
а — схема; б— эпюра напряжений
на рис. 11.12). Если двигатель выполнен с фазным ротором и
момент сопротивления имеет характеристику, зависящую от
скольжения (кривая 2), то двигатель, как правило, сможет
развернуться» так как прн пуске напряжение на зажимах
двигателя будет достаточным для того, чтобы развиваемый им момент
превысил момент сопротивления.
Как видно из (11.16), момент, развиваемый двигателем,
прямо пропорционален квадрату напряжения на зажимах статора.
Для выяснения возможности самозапуска двигателей после их
обратного включения под напряжение существенно важно знать
значение этого напряжения на зажимах двигателей.
После перерыва питания в первую очередь необходимо
обеспечить самозапуск двигателей наиболее ответственных
механизмов.
Мощность нагрузки, оставляемой под самозапуск при явном
и неявном резервировании, определяется с учетом схемы
подстанции. Вначале рассмотрим случай явного резервирования.
Включение резервирующего направления от устройства АВР
подобно включению этого источника от устройства АПВ. За
время бестоковой паузы в циклах АПВ или АВР возбуждение* у
синхронных электродвигателей должно быть снято, поле пога-
шено и двигатели переведены в пусковой асинхронный режим
(нли отключены). Также следует отключить менее
ответственную нагрузку. Таким образом, под самозапуск оставляется
нагрузка: нагревательная (в том числе осветительная) и
ответственная с асинхронным пусковым моментом.
Для обеспечения самозапуска двигателя необходимо, чтобы
его вращающий момент с присоединенной к валу нагрузкой мог
389

превысить момент сопротивления. Для выяснения следует:
а) зная характеристику выбега агрегата и время перерыва
электропитания на питающем направлении до момента
повторной подачи напряжения устройствами АПВ—АВР, определить
скольжение, которое достигнут агрегаты к этому времени. Если
выяснение скольжения не представляется возможным или
затруднено, принимается, что за время бестоковой паузы цикла
АПВ—АВР агрегаты полностью остановились. Этот случай для
расчета является наиболее тяжелым;
б) по характеристикам вращающих моментов
электродвигателей определить, какому уровню напряжения на зажимах
двигателя соответствует область скольжений, в которой агрегат
развернется до номинальной частоты вращения (до sII0M) для
асинхронных двигателей и до подсипхронной частоты (snc) для
синхронных.
Этот уровень напряжений Ummin определяет мощность
двигателей, которую можно оставить под самозапуск.
Характеристика вращающего момента на всем диапазоне скольжений от
конечного, до которого двигатель затормозился (при
остановленном агрегате оно равно 1), до критического для
асинхронных двигателей и подсинхронного для синхронных, работающих
с погашенным полем, должна превышать момент
сопротивления по крайней мере в 1,15 раза.
Если определение Ummin указанным образом затруднено
(например, если характеристики моментов точно неизвестны)
принимается уровень напряжения Ummin=20JUH(iM;
в) составить расчетную схему (рис. 11.13), в которой
принимается ЭДС системы £,1:ист=1,05£Лшм,ф; хвн —
последовательно включенное сопротивление питающей линии и
трансформатора; Хдв — суммарное сопротивление параллельно сложенных
сопротивлений асинхронных двигателей или синхронных
двигателей в режиме со снятым возбуждением, оставляемых для
самозапуска.
Под Хдв здесь и далее понимается индуктивное
сопротивление электродвигателя, соответствующее моменту его включения
под номинальное напряжение при текущем значении s. Если
двигатель остановлен, s=\, сверхпереходное сопротивление X",
переходное X'; при нормальной работе сопротивление
двигателя соответствует скольжению s—sKom прн критической частоте
вращения s=sKP; при выбеге s=sB\ при подсинхроииой скорости
для синхронных иевозбужденных электродвигателей $=$ш>
Облегчение и убыстрение самозапуска достигается
автоматической разгрузкой двигателей со стороны приводимого в
движение механизма (если такая разгрузка допускается
технологией производства и выполнима конструкциями аппаратуры).
390

Из данных расчетной схемы:
Л вк ~Т Л ДВ
где /с.дв — ток самозапускающихся двигателей;
д) зная скольжение, которого достигли затормозившиеся
двигатели к моменту появления питающего напряжения £/ш.ном>
определить кратность пускового тока, соответствующую этому
скольжению, после чего вычислить значение нормального
рабочего тока двигателей, оставляемых под самозапуск;
е) по значению этого тока найти предельно допустимую
мощность асинхронных электродвигателей, которые могут быть
оставлены в режиме самозапуска.
Если принять, что в цикле АПВ—АВР двигатели полностью
остановились, а напряжение при подаче электропитания
принято Uuimin=OJUHOhu то условие успешного самозапуска
определяется соотношением
х ==l>05(f7U—Г (11.19)
Отсюда
*в„ = 0,5ХДв. (11.20)
Или для успешного самозапуска в указанных выше
условиях индуктивное сопротивление остановленных асинхронных
двигателей должно быть не меньше двойного индуктивного
сопротивления питающей сети от шнп приемной подстанции до
точки приложения ЭДС системы, т. е.
Хдв>2Хв«. (11.21)
Мощность асинхронных двигателей, которую допустимо
оставить под самозапуск, легко вычислить при учете следующих
соотношений: при нормальном напряжении периодическая
составляющая пускового тока
^ноМ^ (П22)
где Хдв^Х'дв — сопротивление двигателя в пусковом режиме;
Лт=ЯУном, где К—кратность пускового тока по отношению к
номинальному.
Самозапуск полностью остановленных загруженных
электродвигателей является наиболее тяжелым расчетным случаем;
в реальных условиях эксплуатации целесообразно успешность
самозапуска проверять натурными испытаниями при наладке.
При таких испытаниях выясняется также время восстановления
нормальной работы механизмов и соответствие этого времени
условиям сохранения технологического процесса. Для ряда
механизмов необходимо предусмотреть поочередное автоматиче-
391

ское обратное включение из остановленного состояния с
разбивкой по времени или по достижении восстановившегося
напряжения до заданного уровня.
Важно также добиваться уменьшения времени цикла АПВ и
АВР, т. е. условий, когда обесточенные двигатели остановились
ие полностью н будут подхвачены напряжением на «выбеге».
Надо иметь в виду, что самозапуск возможен и при
остаточных напряжениях, меньших 70% номинального, но время
достижения рабочей частоты вращения затягивается и может
стать неприемлемым для технологии производства; отмечены
случаи длительности процесса самозапуска 32 с после перерыва
питания 3,9 с при понижении напряжения до 54% номинального
в момент его подачи. Когда время перерыва питания было
снижено до 0,44 с, время разворота уменьшилось до 1,2 с, а
напряжение на зажимах самозапускающихся двигателей было равно
68% номинального.
Важное значение имеет характеристика моментов,
развиваемых данным типом двигателя; например, испытания, проведегь
ные ВНИИЭ па электростанциях высокого давления, показали»
что при перерыве питания более 0,5 с для обеспечения
самозапуска ответственных двигателей собственных нужд необходимо,
чтобы напряжение на шипах включаемой секции после
действия устройств АВР было не ниже 75—80% номинального.
Облегчающим условием режима еамозануска является
групповой самозапуск, при котором вначале разворачиваются
механизмы, обладающие меньшей инерцией и меньшим моментом
сопротивления. За счет более быстрого уменьшения их
пускового тока возрастает напряжение на шинах подстанции, чем и
облегчается процесс разворота других механизмов.
С целью уменьшения времени перерыва питания при АПВ
и АВР желательно производить включение органов индикации
исчезновения питающего напряжения от быстродействующей
защиты на этом напряжении; кроме того, орган индикации потери
питания, как указывалось ранее, должен содержать реле
частоты с уставкой 49—48,5 Гц, контролируемое работой реле
направления активной мощности на питающем направлении, н
реле времени с уставкой 0,3—0,5 с. Указанными реле производятся
предусмотренные на подстанции автоматические
переключения для повторного приема напряжения (например,
отключение менее ответственной нагрузки, снятие возбуждения с
синхронных электродвигателей, оставляемых под самозапуск,
отключение батарей емкостной компенсации).
Неявновыраженное резервирование имеет место в двухтрапс-
форматорных подстанциях, где каждый нз питающих
трансформаторов работает па отдельную секцию шии низшего
напряжения со своей нагрузкой. Прн отключении одного из
трансформаторов питаемая им нагрузка переводится через межсекцион-
392

£(жт"7|05^ном.ф
Лсещия
хдзп
Рис. 11.14. Расчетная схема
при включении от АВР
асинхронных: двигателей II секции
аын включатель па трансформатор
С нагрузкой другой секции. Таким
образом, мощность каждого из
питающих трансформаторов должна
быть достаточной для питания па-
грузки всей подстанции. Этот
режим является расчетным для
обеспечения самозапуска в цикле АПВ,
когда одно из питающих
направлений отключено (например, из-за
неисправности), а
электроснабжение всей нагрузки подстанции
нормально производится по второму
питающему направлению.
Очевидно, для такого режима условия
успешности самозапуска являются такими, как для
рассмотренного ранее случая явного резервирования.
Облегчающие условия неявного резервирования
сказываются в случае нормального питания нагрузки каждой из секций
от своего трансформатора и переключения этой нагрузки через
секционный выключатель на нагруженный трансформатор
резервирующей секции (после отключения своего поврежденного
трансформатора).
Условием, определяющим эффективность АВР двухтранефор-
маторной подстанции, является такое включение секционного
выключателя, при котором безусловно сохраняются нормальная
работа всех (во всяком случае—всех ответственных)
потребителей неповрежденной резервирующей секции шин и
самозапуск ответственных потребителей резервированной секции,
Условие обосновывает целесообразность реализации блочного
принципа электроснабжения, прн котором повреждение звена
одного блока не вызывает нарушение работы всего
предприятия и остановку всего производства.
В момент включения секционного выключателя после
отключения поврежденного питающего источника одной секции
гга шинах обеих секций установится одинаковое напряжение
(рнс. 11.14).
Если ответственными потребителями обеих секций шин
являются короткозамкнутые асинхронные электродвигатели, то
напряжение па шинах после действия АВР из условия
обеспечения самозапуска механизмов, питающихся от резервируемой
секции шин, можем допустить £/ш=0,7£/НОм,ф (обоснования
приведены ранее).
Это напряжение будет и па резервирующей секции. Под
влиянием сниженного напряжения момент вращения
асинхронных двигателей потребителей резервирующей секции уменынит-
393

ся по квадратичному закону. Если процесс самозапуска будет
относительно продолжительным, скольжение двигателей
резервирующей секции может достигнуть критического значения sKp-
При таком скольжении двигатели этой секции начнут
потреблять ток, равный 0,7 пускового (см. рис. 11.14), а это значит,
что их сопротивление станет равным XABifQJ=lt43XAzi, где
^дш — сопротивление двигателей при включении механизмов
под номинальное напряжение.
Из рисунка следует, что для успешного самозапуска
суммарное (при параллельном сложении) сопротивление двигателей
обеих секций, участвующих в процессе самозапуска, должно
выполняться следующее условие:
Хъ дв.сз ^ ^YBH, (11.23)
у — Ь43^дв1Хдв сз11
Из этих соотношений, зная сопротивления Хвв и Хлъи можно
определить сопротивление Ядв.сзп, которое позволяет вычислить
мощность двигателей резервируемой секцнн, оставляемых под
самозапуск. Наличие большей мощности асинхронных
двигателей иа двух секциях вызовет более глубокое снижение
напряжения в процессе самозапуска н утяжелит его.
Если ответственные потребители обеих секций шнн
содержат наряду с асинхронными также и синхронные
электродвигатели, то, как отмечалось ранее, на двигателях, питаемых от
обесточившейся секции до включения от АВР секционного
выключателя, следует снять возбуждение и перевести в пусковой
асинхронный режим; что касается синхронных
электродвигателей резервирующей секции, то они в процессе самозапуска
должны оставаться в синхронизме с питающей энергосистемой.
В этом случае их наличие уменьшает Хвн и способствует
облегчению самозапуска. Важно, чтобы из-за пониженного
напряжения они не нарушили синхронную работу.
Анализ работы АВР произведем в предположении, что
синхронные двигатели снабжены тиристорной системой
возбуждения. Для того чтобы после включения устройством АВР
секционного выключателя и снижения напряжения
резервирующей секции тиристорная система возбуждения не потеряла свою
работоспособность, надо, чтобы напряжение на секции даже
кратковременно не стало ниже 0,8£/ном. Поэтому этот уровень
напряжения может быть принят в качестве расчетного.
Если синхронные двигатели имеют независимую систему
возбуждения и могут продолжать работу, не выпадая из
синхронизма при меньших напряжениях па зажимах статора (иапри-
394

мер, при 60% номинального), то определяющим является
уровень напряжения, при котором обеспечивается замозапуск
асинхронных двигателей, т. е. 0,7£/НОм.
Для поддержания устойчивости параллельной работы
синхронных двигателей, как отмечалось ранее, имеет важное
значение оснащение их системами быстродействующего
автоматического регулирования возбуждения (АРВ), включающими фор-
енровку возбуждения до потолочного уровня при снижении
питающего напряжения до 85—90% номинального.
Действие форсировкн наступает тогда, когда снижение
напряжения уже произошло и проявляется спустя некоторое
время, зависящее от инерционности систем возбуждения и его
регулирования. Поэтому в цикле АВР оказывается
целесообразным мероприятием так называемая опережающая
форси р о в к а, обеспечивающая подъем напряжения
резервирующей секции шип до момента объединения ее секционным
выключателем с резервируемой секцией, т. е. до того, как
напряжение начнет снижаться в начальном периоде самозалуска.
Прекращение импульса опережающей форсировкн
производится автоматически через несколько секунд после того, как
устройством АВР включится секционный выключатель, а ее
действие распространяется только иа синхронные двигатели
резервирующей секции. Пуск опережающей форенровки
производится органом индикации потери питания резервируемой секции
одновременно с отключением менее ответственных потребителей
этой секции и переводом синхронных двигателей данной секции
в асинхронный пусковой режим. Схема автоматики должна
быть выполнена так, чтобы опережающая форсировка ие
ограничивала работу обычной форсировкн.
При КЗ па шинах одной из секций предпочтение следует
отдавать работе АПВ трансформатора, питающего КЗ. Действие
АВР и включение секционного выключателя должны прн этом
запрещаться.
Иногда для упрощения схемы не устанавливают устройств
АПВ на трансформаторах двухсекционной подстанции,
ограничиваясь установкой устройства АВР. В этом случае па
секционном выключателе для отключения КЗ на шинах должна быть
установлена мгновенная токовая отсечка, отстроенная током
срабатывания от пускового тока самозапуска. Токовая защита
с временем 0,5—0,7 с может отказать в отключении КЗ
вследствие велнкновепия пульсации тока, вызванного нарушением
устойчивости синхронных двигателей неповрежденной секции
по отношению питающей энергосистеме.

11.6. ОТКЛЮЧЕНИЕ МЕНЕЕ ОТВЕТСТВЕННОЙ НАГРУЗКИ ДЛЯ СОХРАНЕНИЯ
ОТВЕТСТВЕННОЙ НАГРУЗКИ
Для достижения эффективной работы устройств АПВ и
АВР в ряде случаев требуется производить разгрузку питающих
направлений путем отключения менее ответственных
потребителей. Такие же отключения осуществляют для разгрузки
энергосистемы от пусковых токов, возникающих из-за торможения
асинхронных электродвигателей неповрежденных частей после
отключения затяжного КЗ на каком-либо элементе н снижения
напряжения па питающих направлениях. Разгрузка содержит
воспринимающий орган минимального напряжения с уставкой
70—80% номинального и орган выдержки времени с уставкой
0,3—0,5 с. Эти органы образуют так называемую защиту
минимального напряжения и осуществляют разгрузку ближнего
действия.
Для уменьшения такой разгрузки важными средствами
являются: оснащение синхронных машин энергосистем и
потребителей быстродействующими автоматическими системами
возбуждения (в том числе быстродействующей форсировкой);
наличие устройств для быстрого отключения КЗ, особенно
междуфазовых.
Разгрузка энергосистемы дальнего действия путем
отключения менее ответственных потребителей на подстанциях,
удаленных от генерирующих источников, в условиях перегрузки
питающих линий током и снижения уровня напряжения,
угрожающих возникновением лавины напряжения, выполняется устрой-
ствамн САОН, Основное назначение САОН — поддержание
устойчивости слабых межеистемных и внутрисистемных связей.
Автоматика содержит орган, выявляющий возникновение
опасной перегрузки по току или активной мощности в
контролируемом сечении транзитной связи, н орган минимального
напряжения на подстанциях, где производится отключение нагрузки.
Работа этих органов производится по схеме И. Для
организации такой схемы обычно используется аппаратура
телемеханики.
Разгрузка дальнего действия часто сочетается с
однократным АПВ отключенных присоединений, производящим их
обратное включение, после того как перегрузка устранилась, чем
достигается восстановление питания потребителей после
кратковременного толчка нагрузки.
Разгрузка ближнего действия. Небольшое запаздывание в
действии органа минимального напряжения разгрузки
предотвращает его срабатывание и отключение потребителей при КЗ
с кратковременным снижением напряжения, отключаемых
быстродействующей защитой. Нежелательное действие разгрузки
при повреждении цепей измерительных трансформаторов на-
396

пряжения можно достигнуть разными способами. Например,
для разгрузки на собственных нуждах электрических станций
применяют установку двух комплектов реле минимального
напряжения с последовательным соединением контактов и
присоединением каждого комплекта к отдельной группе
трансформаторов напряжения; также находит применение схема с
последовательным соединением трех реле, включенных каждое на
свое междуфазнос напряжение (такое включение позволит
сработать автоматике только при понижении напряжения в трех
фазах), и схема с установкой специальной блокировки от
повреждения цепей трансформаторов напряжения.
В качестве коммутационной аппаратуры потребителей 1 кВ
и более высокого напряжения используют силовые
выключатели, на которые и действует автоматика отключения. Для
потребителей менее 1 кВ при коммутации используются автоматы с
защелкой или магнитные пускатели. Схемы воздействия
автоматики на управление автоматов с защелкой подобны схемам
управления силовых выключателей. Применение магнитных
пускателей накладывает необходимость особого выполнения,
сочетаемого с требоианием рационального их отключения в
условиях кратковременного снижения напряжения при КЗ и в
циклах АПВ—АВР. Обычная схема управления пускателя —
контактора без механических защелок, удерживаемого во
включенном положении так называемыми нулевыми катушками
напряжения, показана на рис. 11.15.
Контактор включается нажатием кнопки Включено на на*
пряжение питания данного механизма (например,
электродвигателя 110—660 В).
Контакт ВКкм замыкает цепь удерживания, которая не
прерывается и после того, как отпущена кнопка Включено.
Для установки механизма достаточно нажать кнопку
Отключено или разомкнуть цепь удерживания контактом защиты
от КЗ или контактом защиты от технологических
неисправностей AKJ.
Устройство по рис. 11.15 просто, дешево и достаточно
надежно. Оно обеспечивает отключение механизма и разгрузку
питающего направления при прекращении электропитания или
снижении питающего напряжения ниже уровня возврата
катушки КМ (примерно ниже 70—80% номинального напряжения).
Таким устройством предотвращается повторное
самопроизвольное включение при восстановлении нормального
питающего напряжения, что в ряде случаев требуется техникой
безопасности и допустимо для потребителей с постоянным дежурством
персонала.
Однако применение такой схемы управления для
автоматизированных систем и ответственных механизмов, определяющих
непрерывность технологического процесса, недопустимо, по-
397

вклнтю
Отключено г^ КМ
J ВККМ
а)
Л-,
в
с
о
Включено
Ч-1 Отключено
4?
Рис. 11.15. Схема управления контактором
с мгновенным срабатыванием при перерыве
электропитания;
а — принципиальная схема; б — срабатывание
контактора происходит также в случае перегорания
предохранителей
Рис. 11.16. Вариант принципиальной схемы
пускателя с задержкой
скольку приводит к массовым случаям неоправданных
отключений и авариям с большим ущербом при кратковременных
нарушениях (понижениях) номинального напряжения из-за КЗ
в питающих сетях и при работе устройств АПВ и АВР.
Для предотвращения таких отключений требовалось найти
способы, исключающие нежелательную работу
рассматриваемой схемы управления при кратковременных перерывах
питающего напряжения. Установка контакторов с защелкой оказалась
возможной для механизмов собственных нужд электростанций
и систем возбуждения синхронных двигателей.
В настоящее время разработаны два способа устранения
описанных недостатков в управлении пускателей.
Первый способ предусматривает работу электромагнитного
контактора с замедлением при отпускании якоря на заданное
время (обычно регулируемое от 0,5 до 3 с) в случае
исчезновения или понижения питающего напряжения и мгновенное
срабатывание при отключении вручную или от устройств защиты.
Второй способ осуществляет автоматически обратное
включение пускателя при условии, что питающее напряжение за
установленное время восстановилось, а к моменту обратного
включения напряжение на отключенном механизме затухло и
стало ниже 25—30% поминального, т. е. понизилось до уровня»
не опасного для механизма и коммутационной аппаратуры.
398

Варианты схем пускателей по первому способу
иллюстрируют рис. 11.16 и 11.17. Действие устройства по рис. 11.16
происходит так. Удерживающая система пускателя имеет две
катушки — основную и дополнительную, помещенные па стержне
магнитопровода. При включении пускателя кнопкой Включено
подастся питание выпрямленного диодом VD1 переменного
тока на основную катушку.
После включения пускателя его контакт ВКкм включает
понижающий автотрансформатор Г и по цепи через диоды VD2 и
VD4 обеспечивает самоудерживание пускателя после того, как
кнопка Включено вернется в исходное положение.
Одновременно начинает заряжаться конденсатор С через диод VD3,
шунтирующий дополнительную обмотку пускателя. Защиту
конденсатора от повышенного напряжения при включении кнопки
Включено осуществляет диод VD4.
Отключение пускателя производится нажатием кнопки
Отключено или разрывом ее цепи контактами защиты,
обесточивающими основную обмотку. Отключение происходит
немедленно.
В случае исчезновения питающего напряжения
переменного тока конденсатор С начинает разряжаться. По
отношению к разрядному току основная и дополнительная обмотки
оказываются включенными последовательно и согласованно.
При этом увеличивается постоянная времени разряда и
создаются дополнительные усилия, удерживающие якорь в
подтянутом положении па требуемое время. Это время регулируется
сопротивлением резистора R, влияющего на изменение
постоянной времени разряда конденсатора С.
Другой вариант схемы пускателя с замедлением на заданное
время при отпускании якоря в случае перерыва питающего
напряжения приведен на рис. 11.17.
Последовательно с обмоткой пускателя включен
выпрямитель VD. Питание удерживающей обмотки переведено на
выпрямленный ток. Этим резко снижен коэффициент возврата,
т. е. его ток возврата стал намного меньше тока, требуемого
для срабатывания якоря. При включении кнопки Включено по
Рис. 11.17, Вариант
выполнения задержки на
отключение магнитного
пускателя
*т отключено *•—i
—^—•—iTc i_i—L
R2
о
VB
399

А В С
От устройства АПВ
Л.
Отключено \
I Включено !
D
*+
л.
Рис. 11.18. Схема магнитного
пускателя с обратным
включением от устройства АПВ
цепи обмотки катушки пускателя
начинает проходить ток,
ограниченный сопротивлением
резистора R2 и сопротивлением обмотки;
якорь пускателя подтягивается.
Одновременно расшунтируется
конденсатор С, и он начинает
заряжаться.
После отпускания кнопки
Включено по обмотке катушки пуска-
теля продолжает протекать ток по
цепи RJ— замкнутые контакты
кнопки Отключено —R2, Хотя
значение тока в этой цепи
уменьшилось, но пускатель остается во
включенном положении, так как
значение тока через катушку больше тока возврата.
Если исчезнет питающее напряжение переменного тока, ток
по цепн обмоткн пускателя за счет разряда конденсатора С
будет снижаться по экспоненте. Некоторое время якорь
останется в подтянутом состоянии, и потребитель отключится
спустя заданное время, т. е, с задержкой. Это время может
регулироваться подбором емкости конденсатора С и сопротивлений
резисторов RJ и R2,
При отключении пускателя вручную или от устройств
защиты цепь тока, проходящего через обмотку катушки пускателя,
размыкается полностью — якорь отпадает мгновенно. Его
вспомогательным контактом ВКкм замыкают цепь разряда
конденсатора С через резистор R3. Этим надежно предотвращается
нежелательное обратное включение пускателя при
кратковременном нажатии кнопки Отключено. Цепь разряда можно
также создать дополнительными замыкающими контактами на
кнопке Отключено или не предусматривать совсем, учитывая,
что ток будет ограничен сопротивлением резистора R1.
Варианты схем пускателей, выполняемых по второму
способу, т. е. с обратным включением через заданное время при
восстановлении питающего напряжения, иллюстрируют рис. 11-18
н 11.19.
На рис. 11.18 показана схема пускателя с обратным
включением от устройства АПВ. На последнем могут быть
организованы задержка на требуемое время и контроль напряжения
на зажимах включаемой нагрузки (в случае необходимости).
На рис. 11.19 показана схема управления магнитным
пускателем, создающая возможность производить автоматически его
обратное включение после отключения, вызванного
кратковременным прекращением питающего напряжения (блок
управления БУ-124).
400

ABC
K$TA.1
HSTC.1
Рис. 11.19. Схема устройства пускателя с автоматическим обратным
включением питающего напряжения после его кратковременного перерыва (на время
менее установленного значения)
Допущенный перерыв электропитания (например, за время
отключения внешнего КЗ) регулируется уставкой времени реле
КТ, Работа устройства происходит следующим образом.
U Пуск двигателя. Ключ управления SA ставится в
положение 1 (предварительно включено). Катушка контактора КМ
обтекается током и своим вспомогательным контактом ВКкм са^
моудерживастся. Одновременно возбуждается реле времени AT
н мгновенно замыкает свой контакт KTJ. Реле КТ имеет
задержку времени на возврат при обесточении обмоткн; это
время может регулироваться.
Двигатель начинает разворачиваться. Ключ управления SA
вручную переводится в положение В (Включено); перевод
происходит без разрыва цепи управления. Двигатель работает.
2. Останов двигателя происходит после его отключения
контактором, вслед за переводом ключа управления в положение О
(Отключено), При этом цепи управления контактором
обесточиваются, а аппаратура управления занимает положение,
соответствующее этому состоянию.
3. При кратковременном исчезновении напряжения питания
двигателя в периоде его нормальной работы (па время
меньшее, чем время размыкания конктата /СТ./) при отпускании
реле KJ в обмотке контактора КМ тока нет, якорь контактора
отпадает и отключает двигатель. Последний начинает
затормаживаться.
При восстановлении напряжения питания за время, меньшее,
чем время размыкания контакта KTJ, контактор включается
обратно по цепи: фаза А — положение В ключа SA — контакт
26—6678 401

КТ.1 (не успевший разомкнуться)—обмотка КМ— контакты
защиты KSTcl н KSTA.l— фаза С.
При этом замыкается контакт ВКкм, шунтируя цепь
контактов KTJ, облегчая их работу. Реле времени КТ остается под
напряжением.
Двигатель самозапускается и продолжает работу. При
правильно выбранной уставке времени действия контактов КТ.1
реле времени ие происходит перегрузки двигателя токами
самозапуска и реле KSTa, KSTc не срабатывают — их контакты
остаются замкнутыми; в противном случае контакты этих реле
размыкают цепь контактора КМ и реле КТ, что приводит к
отключению двигателя от питающего напряжения.
4. При длительном исчезновении напряжения питания (боль-
лгем, чем время размыкания контакта КТ.1) двигатель
отключается, схема приходит в исходное положение, соответствующее
обесточенному состоянию. Повторное появление питания не
может вызвать самопроизвольный пуск двигателя, так как цепь
контактора КМ разомкнута и реле КТ обесточено.
Для повторного запуска двигателя необходимо ключ SA
вручную поставить в положение /, а затем перевести в
положение В.
Схема рнс. 11.20 предусматривает те же операции, что и
схема рис. 11.19, но предотвращает возможность обратного
включения питающего напряжения при кратковременном его
перерыве.
Для осуществления этой задачи последовательно с
контактом КТ.1 включен размыкающий контакт реле минимального
напряжения KVT.1. При снижении напряжения на зажимах
двигателя н остаточном напряжении менее 30% номинального
контакт KVT.1 замкнется. В момент восстановления питания
при замкнутом состоянии контакта КТ.1 обтекается током как
цепь катушки контактора, так и цепь ее самоудерживания.
Одновременно шунтируется цепь контактов КТ.1—KVTJ
вспомогательным контактом ВКкм> что исключает разрыв цепи
питания обмоткн реле КТ при последующем восстановлении
напряжения на зажимах двигателя и размыкания контакта
KVT.L Прн нормальной работе контакт KVT.1 разомкнут.
Применение более сложной схемы рис, 11.20 по сравнению
€0 схемой рис. 11.19 обусловлено характером затухания
остающегося напряжения на зажимах статора асинхронного
двигателя после его обесточения и допустимостью подачи питающего
напряжения поминального значения (что определяется
конструктивными особенностями двигателя).
В тех случаях, когда применяются два агрегата — рабочий
и резервный, имеет место поагрегатное взаиморезервирование,
предусматривается нормальная работа одного из двигателей
агрегатной цепи (рабочий двигатель на рис. 11.21).
402

KSTAJ HSTC.1
Рис. 11.20. То же, что на рис. 11.19, но с контролем значения незатухшего
напряжения включаемого двигателя к моменту восстановления питания
При его отключении по любой причине» и в частности при
исчезновении или глубоком понижении напряжения источника
рабочего напряжения основного питания, производится
включение резервного двигателя. Его питание происходит от
источника резервного питания. Этим восстанавливается работа поагре-
гатной технологической цепи. Схема предусматривает
однократность включения резервного двигателя при отключении
рабочего двигателя. Для вывода автоматики персоналом вручную
может быть использована накладка ХВ.
При подключении к источнику напряжения потребителей с
помощью выключателей или контакторов с защелкой
разгрузку ближнего действия, т. е. отключение части такой
нагрузки при местном нарушении системы электропитания,
например при отключении одного из двух питающих
шины'подстанции силовых трансформаторов, можно выполнять от
выходных реле защиты трансформаторов. Такое выполнение
уменьшает время перегрузки оставшегося в работе
резервирующего оборудования, в рассматриваемом случае—второго
параллельно работающего трансформатора.
Использование аппаратуры разгрузки дальнего действия
требует учета следующих обстоятельств. Воздействие органа, вы-
2б* 403

Отнтчеййе по
любой, причине
Рабочим Резервный
оиигатеяь дбигшпель
+ KL
~~ч—
От защите/
S
KL.2
KU
Ш ПН
X
KT
ХВ ВК2.
32
YACa2
Рабочий ддигатель
и цепи АВР
Включение
резервного Шигателя
Рис, 11.21. Вариант схемы устройства АВР двигателя:
« — структурная схема; б — включение резервного двигателя
являющего опасную перегрузку питающих элементов
энергосистемы, на отключение части потребителей приемных подстанций
осуществляется устройством телемеханики соответствующих
подстанций, питающих потребителей, намеченных для
отключения.
Для последних такое отключение явится тяжелой аварией,
так как при полном обесточении н отсутствии местных
источников гарантированного электропитания прекратятся вентиляция,
освещение, а также работа контрольно-измерительных
приборов и сигнализации.
Желательно, чтобы наиболее ответственные электроприем-
никн могли продолжать свою работу при одновременном
уменьшении до нужного размера приема мощности от энергосистемы.
Такая работа достигается выполнением
децентрализованной САОН. Для этого передачу отключающей команды от
приемника САОГ1 конкретному абоненту потребителя,
предназначенному для подключения к CAOII, производит аппаратура
местного устройства телемеханики диспетчерского пункта
предприятия.
404

В ряде случаев можно присоединять часть абонентов,
отключаемых САОН, к отдельной линии, присоединенной к
подстанции энергосистемы, а особо ответственных потребителей
вывести на самостоятельное питание от энергосистемы, не
подключая их к САОН.
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
СОВМЕСТНАЯ РАБОТА УСТРОЙСТВ АПВ, АВР, A4Pf
УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, ФОРСИРОВКИ
ВОЗБУЖДЕНИЯ СИНХРОННЫХ МАШИНГ
ОГРАНИЧЕНИЯ НАГРУЗКИ
12.1. УСКОРЕНИЕ ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТЫ ДО АПВ
Ускорение защиты до АПВ позволяет сократить врсмн отключения КЗ
и тем самым повысить надежность работы потребителей. Ускорение
действия устройства релейной защиты до работы устройства АПВ
осуществляется неселективпой быстродействующей защитой, устанавливаемой на
защищаемой линии вместе с основной селективной защитой. После работы уст-
ройства АПВ неселективная быстродействующая защита автоматически
выводится на время большее, чем время отключения линии селективной
защитой, например токовой защитой со ступенчатой характеристикой времени
действия (рис. 12.1).
Применение ускорения действия защиты до АПВ позволяет установить
устройство АПВ только на головном участке, обеспечивая повторное
включение всех участков цепочки отходящих линий. Такой способ целесообразен
при коротких линиях или если выключатели приемных подстанций не
приспособлены для автоматического повторного включения. Характеристика
защиты, действие которой ускорено до АПВ, показана штриховой линией.
При повреждении на любом участке линии электропередачи отключается
и включается вновь выключатель головного участка. Этим обеспечивается
быстрое отключение повреждений в 60—70% случаев, так как после АПВ
изоляция в большинстве случаев восстанавливается. При отключении же
КЗ с выдержкой времени (без ускорения защиты) значительно снижается
успешность действия АПВ.
В случае включения на неустра-
нившееся КЗ повторное
отключение происходит избирательно,
так как нсселективная защита
автоматически выведена.
Ускорение действия защиты
до АПВ в схеме устройства АПВ
по рис. 8.3 можно выполнить,
если использовать
размыкающийся контакт реле времени KJ.
Участок Участок
III 11
Учофп
ш
Рис. 12.1. Характеристики защиты при
ускорении ее действия до АПВ
405

12.2. УСКОРЕНИЕ ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТЫ ПОСЛЕ АПВ, АВР
И ДИСТАНЦИОННОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Ускорение действия защиты после включения выключателя от устройств
АПВ, АВР или вручную — дистанционно и при помощи устройств
телемеханики позволяет произвести немедленное отключение поврежденного
элемента, если включение произведено на КЗ, несмотря на то что защита
элемента имеет выдержку времени. Метод позволяет свести до минимума влияние
включения КЗ на работу потребителей; также уменьшаются размеры по*
вреждения и повышается устойчивость параллельной работы генераторов
энергосистемы.
Ускорение действия защиты целесообразно применять во всех случаях,
когда быстродействующая защита элемента вообще отсутствует или
защищает только часть линии.
Ускорение действия защиты после АПВ в схеме устройства ЛПВ по
рис. 8.3 можно выполнить, если использовать контакт реле ЛТ, время
действия которого составляет 0,1—0,15 с. Время, в течение которого ускоренная
защита оказывается введенной при помощи мгновенного контакта реле КТ,
определяется временем конечного контакта, замыкание которого приводит к
самовозврату устройства.
Для осуществления в схеме на рис. 8.3 ускорения действия защиты не
только после АПВ, по и после включения выключателя вручную
целесообразно оперативные включения выключателя производить, воздействуя на
реле Д7\ В схемах на рис, 8.5 ускорение действия защиты после любого
дистанционного включения выключателя выполняется реле КТ2\ реле имеет
замедление «а отпадание якоря после обесточения обмотки. Это реле при
отключенном положении выключателя обтекается током и замыкает
замыкающий контакт. Цепь для создания ускоренного действия защиты при этом
подготовлена. После включения выключателя реле КТ2 обесточивается и
через некоторое время (1—1,5 с) размыкает цепь ускоренной защиты.
Размыкание должно произойти позже, чем выключатель включится и сработает
ускоренная защита.
Метод ускорения защиты после АПВ и АВР применяется во всех
случаях, когда объект защищен небыстродействующей защитой, т. е. когда
установлена защита со ступенчатыми характеристиками выдержек времени.
В частности, при установке ступенчатой дистанционной защиты ускоряться
после АПВ может или вторая зона, или при помощи реле ускорения
удлиняться первая зона (т. е. реле КТ на рис. 8.5 после включения выключателя
на 0Т3—0,5 с производит изменение уставки срабатывания первой зоны
дистанционной защиты, удлиняя зону действия до 120% длины линии; до
этого зона действия охватывала 80—85% длины линии).
Для отстройки от влияния броска пусковых токов асинхронных
двигателей токовая защита от между фазных КЗ, реагирующая на полные токи,
ускоряется до 0,15—0,5 с. Последняя цифра относится к случаям ускорения
защиты после работы устройства АВР на выключателях резервирующих
трансформаторов собственных нужд станций. Защиту, реагирующую на токи
пулевой последовательности, ускоряют до 0,1—0,15 с для отстройки от то-
406

ков, появляющихся из-за неодновременного .ьключения фаз выключателей;
такую защиту целесообразно подключать к трансформаторам тока через
быстр он асыщаютцийся трансформатор тока для уменьшения влияния
апериодической составляющей в токе нулевой последовательности.
Метод применяется также для осуществления быстродействующей
защиты длинных линий 500 кВ и более при помощи установки так .называемых
устройств опробования, которые вводят неселективную быстродействующую
защиту на некоторое время при включении линии с одной стороны в
условиях, когда основная быстродействующая защита данной линии (дифферен-
циалыю-фазная защита ДФЗ-500) может, не работать.
12.3. БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩЕЕ ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
Совместная работа устройств релейной защиты и ЛПВ позволяет
осуществить избирательное отключение с использованием неселективных защит.
В СССР разработаны два метода.
Увеличение кратности действия устройств ЛПВ по мере приближения
участка к головному. Время действия основной защиты выбрано по
ступенчатому принципу. Дополнительно устанавливается мгновеннодействующая
защита, охватывающая защищаемый участок и часть следующего. Б
качестве дополнительной защиты используется неселективная токовая отсечка или
неселективная дистанционная защита (рис. 12.2).
При .повреждении в зоне действия мгновенных защит двух смежных
участков (например, участков // и III в точке Ki) отключаются оба
участка и включаются обратно от устройств АПВ,
При успешном действии устройств АПВ питание восстанавливается; если
КЗ не устранилось, оба участка вторично отключаются. После этого
вследствие работы устройства АПБ двукратного действия во втором цикле снова
будет включен участок III, а участок // включен не будет, так как на кем
предусмотрено устройство АПВ однократного действия. На рис. 12.2
кратности действия устройств АПВ указаны цифрами около условного символа
обозначения устройства АПВ.
На участке / (силовой трансформатор), защищаемом токовой отсечкой
или дифференциальной защитой, устройство АПВ при действии этих защит
не работает, поэтому при устойчивом повреждении <в их зоне и отключении
участка // неселективное отключение исправляется устройством АПВ,
установленным на участке II (на выключателе 2).
Способ позволяет достигнуть быстрого избирательного отключения без
применения дорогих и сложных защит, ограничиваясь установкой простых
доковых отсечек или одноступенчатых дистанционных защит. Недостатком
способа являются возможность одновременной работы защиты на двух
смежных участках и обесточ.ение потребителей, питающихся по
неповрежденной линии на время действия устройства АПВ и включения
выключателей. При отказе в работе устройств АПВ или какого-либо выключателя
произойдет развитие аварии.
Способ находит; применение при установке устройств АПВ одно- и
двукратного действия. Использование для исправления неселективности работы
407

///
¥>
Ш\
ЩЩ± \АПВ\ ±
ГГТ*
*АПВ2 '"" 1г,АПВЗ
*5
XL
*z
Рис. 12.2. Исправление неселективно- Рис. 12.3. Характеристики релейной
го действия защиты при помощи ЛПВ защиты при поочередном АПВ
защиты АПВ трехкратного действия нецелесообразно, так как получаются
длительные перерывы электроснабжения потребителей, определяемые
временем работы устройств трехкратных АПВ.
Поочередное АПВ участков линии электропередачи. Дополнительно к
защите, обеспечивающей избирательное отключение поврежденного участка, па
каждом участке установлена мгновеннодействующая защита. Зона действия
этой защиты охватывает защищаемый участок и часть следующего
(рис. 12.3). Так же как и р способе, описанном ранее, в качестве такой
защиты используется то ков у я отсечка или одноступенчатая дистанционная
защита.
Рассмотрим действие защиты и АПВ при повреждениях в зоне работы
мгновенных 1защит двух смежных участкон (например, участков // и /// в
точке К\). В случае КЗ в точке К\ оба участка отключаются одновременно*
С меньшим временем устройством АПВ снова включается участок III, более
близкий к источнику питания. При этом неселективная защита со стороны
питающей подстанции остается еще некоторое время включенной. Если за
время обесточенного состояния линии изоляция участка /// восстановилась,
линия остается включенной. Работает устройство АПВ тга участке II. Время,
с которым оно включает выключатель, больше, чем сумма времени
включения выключателя устройства АПВ на участке /// и времени последующего
отключения выключателя при его включении на КЗ.
К моменту включения выключателя устройством АПВ более удаленного
участка П 'нееелектнвная защита более близкого участка III автоматически
выводится. Таким образом, если КЗ произошло на более удаленном участке
и повреждение за время отключенного состояния участка не
самоустранилось, этот участок (будет избирательно отключен (участок /// не
отключится, так как его неселективная защита к моменту включения участка II уже
выведена).
Неселективпая защита участка II автоматически выводится из действия
устройством ЛПВ спустя некоторое время после включения выключателя
участка II. Обратный ввод нсселективной защиты участка /// происходит с
временем, превышающим сумму времени включения участка // устройством
АПВ и последующего отключения участка при включении на неустранивше-
сся КЗ. Действия устройств защиты и АПВ при повреждениях на участке /
аналогичны.
408

KL.2
KL.1
> Цепь неселектабной.
) защиты
На бключение Выключателя
от АПВ
Рис. 12.4. Вариант схемы вывода из
действия неселективной защиты при
поочередном АПВ
Вариант схемы включения
неселективной защиты приведен на
рис. 12.4. Одновременно с подачей
включающего импульса устройство
ЛПВ включает цепь реле времени
ЛТ. Это реле самоудерживается
мгновенным контактом.
Проскальзывающим контактом спустя время,
несколько большее, чем время
включения выключателя, замыкается цепь
промежуточного реле KL. Реле KL
размыкает цепь неселективной
защиты до того момента, пока не
замкнется конечный контакт реле КТ.
Выбор выдержек времени устройств
поочередного АПВ уясняется из
рассмотрения следующего примера.
Пусть в сети (см. рис. 12.3) установлено поочередное АПВ. Выберем:
a J время, с которым должно происходить включение выключателей от
устройств АПВ;
б) время, с которым должно производиться выведение неселективной
защиты;
в) время самовоз врата эле мента устройства, производящего вывод
неселективной защиты, например, для участка III.
Задаемся временем действия устройства АПВ на участке III, равным
1 с. Вывод из работы неселективной защиты участка /// производится после
замыкания проскальзывающего контакта КТ.З реле КТ (рис, 12.4),
Это время равно
0,8+0,1+0,15+0,3=1,35 с,
где 0,8 с — время включения выключателя; ОД с — время действия
неселективной защиты; 0,15 с—время отключения выключателя; 0,3 с — запас,
учитывающий некоторый разброс в срабатывании отдельных устройств.
Время действия устройства АПВ на участке // выбирается так, чтобы
включение выключателя 2 произошло после того, как веселективная защита
па участке /// выведена:
'апв2^ 1+ 1,35 + 0,3-2,65 с,
где 1 с — время действия устройства АПВ участка ///; 1,35 с — время
замыкания проскальзывающего контакта КТ.З реле КТ схемы па рис. 12.4;
0,3 с — запас (дополнительное время получается за счет того, что после
действия устройства АПВ участка // замыкание контактов выключателя
произойдет через 0,6—0,8 с).
Время конечного контакта реле КТ, установленного на участке III,
определяется тем» что обратный ввод неселективной защиты на участке III
может последовать только после включения устройством АПВ участка // и
его повторного отключения неселективной .защитой в случае
неухранившегося повреждения.
409

Время замыкания конечного контакта реле КТ участка III равно
2,65—1+0,8+0,1+0,15+0,5 = 3,2 с.
где 2,65 с — время действия устройства АПВ участка //; 1 с —время
действия устройства АПВ участка III; 0,8 с — время включения выключателя
участка //; ОД с—время действия неселективной защиты участка Я; 0,15 с—
время отключения выключателя участка II; 0,5 с — запас.
По сравнению со способом исправления неселективного действия
защиты при помощи устройств АПВ с увеличивающейся кратностью способ
поочередного АПВ имеет то преимущество, что не требует устройств АПВ
двукратного действия. Кроме того, выключатели не отключают КЗ более 2 раз
подряд. Недостатком поочередного АПВ является то, что при включении
последующего участка от устройства АПВ с большей выдержкой времени на
предыдущем участке быстродействующая меселективная защита должна быть
выведена. Если в это время произойдет повреждение на этом участке, оно
будет отключено медленнодействующей избирательной защитой.
12.4. ПОДСТАНЦИИ БЕЗ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ
ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
Удешевления строительства приемных подстанций можно достигнуть
путем установки на стороне высшего напряжения отделителей и короткозамы-
кателей вместо выключателей (,рис. 12.5). При йо&реждении силового
трансформатора действием его защиты отключается выключатель со стороны
низшего напряжения и включается короткозамыкатель 2 на стороне высшего
напряжения.
В сетях с большим током замыкания на землю применяют однофазный
короткозамыкатель, а в сетях с малым током замыкания на землю —
двухфазный. Включение короткозамыкателей вызывает КЗ в сети высшего
напряжения и действие защиты со стороны питающей подстанции
(срабатывание этой защиты может также произойти ранее, если ее чувствительность
была достаточна для работы при повреждении в трансформаторе).
Происходит отключение выключателя со
стороны подстанции А. Обязательным
условием является отключение выключателя со
стороны подстанции А после того, как
включится короткозамыкатель, что
приводит к необходимости замедления защиты
нли к возможности последующего
включения выключателя на устойчивое КЗ,
вызванное несрабатыванием отделителя во
время бестоковой паузы.
После включения короткозамыкателя
через него начинает проходить ток
КЗ (рис. 12.6,а). Отключение
выключателя с питающей подстанции
обусловливает прекращение прохождения тока
по цепи короткозамыкателя и пер-
А АПВ
Ь
v
Рис. 12.5. Схема питания
подстанции без выключателей на
стороне высшего напряжения:
1 — отделитель; 2 —
короткозамыкатель
410

вичиой обмотке трансформаторов тока ТА, За время прохождения через ко-
роткозамыкатель тока КЗ срабатывает катушка электромагнита КМ. После
прекращения прохождения тока КЗ эта катушка обесточивается и боек 2
под действием сжатой пружины выбивает защелку L Отделитель QR
отключается. Аналогичное действие вызывает срабатывание реле КТ '(рис. I2.6,tf),
которое может произойти после того, как вспомогательными контактами
BKqn.2 проконтролировано включенное положение короткозамыкателя. Раз-
ШШ
а)
От трансформатора
напряжения SBQQ/lWb
I
КАо
SLR\-\BHaR
D>-
1 ВК^цЛ
SiSv-
BKaNJ 52
Я
Отключение

отделителя
От защитbf
то а псфиимаптра
Включение

короткозамыкателя
Рис. 12.6. Схемы автоматики и защиты для подстанций» не имеющих
выключателей на стороне высшего напряжения:
а —на переменном оперативном токе: QN — короткозамыкатель; КМ — катушка
электромагнита; QR — отделитель; KLJ, RL.2 ~ контакты промежуточного реле KL; KSQJ и
KSQ.2 — контакты газового реле KSQ: С — конденсатор; RI, R2 — резисторы; VS —
выпрямительный мост; VD — стабилитрон; ТА — трансформатор тока; TL — промежуточный
трансформатор; Т — силовой трансформатор; 1 — защелка отделителя; 2 — боек; 3 — пру-
жияа; б и в—на постоянном оперативном токе (первичные цели — о; вторичные цепи—
в); SJt S2 — тумблеры; КН — указательное реле; КТ— реле времени; КАа~реле тока
411

мыканием контакта КА^Л реле К А прекращено прохождение тока через
короткозамыкатсль, происходит отключение отделителя QR и отключается
выключатель со стороны питающей подстанции. Спустя заданное время,
обеспечивающее надежное размыкание цепи поврежденного трансформатора
отделителем, от устройства АПВ включается выключатель со стороны
подстанции А (см. рис. 12.5) и восстанавливает электроснабжение потребителей,
питающихся от неповрежденного трансформатора.
Для того чтобы не увеличивать времени действия защиты со сторон-ы
подстанции А> иногда допускают действие защиты при повреждениях в
силовом трансформаторе до того, как включится короткозамыкатель. В этом
случае возможно неуспешное действие устройства ЛПВ, так как
автоматика между корошозамъжателем и отделителем не сработает, а ток через ко-
роткозамьжатель начнет проходить после работы устройства АПВ на
подстанции А. Произойдет отключение выключателя. Восстановление питания
неповрежденного трансформатора приемной подстанции может быть
достигнуто установкой па подстанции А устройства АПВ двукратного действия.
Установка реле времени КТ в схеме на рис. 12.6,е требуется для того,
чтобы предотвратить действие отделителя в условиях, когда к месту
повреждения еще некоторое время могут подтекать токи не только от источника
Питания со стороны подстанции А, но и от синхронной или асинхронной
нагрузки, подключенной к параллельно работающему неповрежденному
трансформатору.
Отключение выключателя от защиты со стороны подстанции А приводит
к резкому снижению тока, проходящего через короткозамыкатсль. Это
может вызвать действие его автоматики и отключение отделителя, несмотря на
то что к месту КЗ в поврежденном трансформаторе продолжают подтекать
токи от синхронных и асинхронных двигателей исправного трансформатора»
продолжающих вращаться по инерции с непогашенным полем. Как
указывалось ранее, для гашения поля синхронных двигателей требуется установка
автоматических устройств, улавливающих отключение питающей линии и
переводящих синхронный двигатель в режим со снятым возбуждением для
последующей ресинхронизации, а время снижения ЭДС асинхронной
нагрузки составляет 0,5 с. Неучет этих обстоятельств приводит к тому, что
отделитель размыкает дугу, которая может обусловить устойчивое КЗ и
неуспешное АПВ.
Значительное повышение надежности дает схема приемной подстанции,
в которой вместо отделителей и короткозамыкателей установлены силовые
выключатели. При подключении к линия электропередачи только одного
трансформатора в ряде случаев идут на то, что ввод трансформатора
подключается к питающей линии наглухо — без отделителя и короткозамыкателя и
даже без разъединителя (в установках в химически загрязненной среде).
В этих условиях для отключения выключателя с питающей стороны линии
используется устройство телеотключения по проводам высокого напряжения
или по проводам кабеля связи.
Для подстанций без выключателей с высокой стороны применение
устройств телеотключепия исключает надобность в установке
короткозамыкателей и позволяет рассматривать их применение как резервирующее меро-
412

ftepe-
датчии
KL2
Защита и
автоматика для Т2
татя же^ак
для 77
АВР
Рис. i 2.7. Вариант структурной схемы использования устройств телемеханики
для организации защиты подстанций без выключателей на стороне высшего
напряжения силовых трансформаторов
приятие. Принципиальная схема, поясняющая действие устройства
телеотключения в сочетании с работой устройств АПВ и АВР, показана на
рис. 12.7. Передача команды избирательного отключения поврежденному
трансформатору после отключения выключателя с питающей подстанции
замедляется при помощи контакта КТ3.1 с целью исключения возможности
разрыва дуги отделителем цепи поврежденного трансформатора,
поддерживаемой ЭДС продолжающей вращаться по инерции нагрузки, на что
указывалось ранее.
413

12.5. УПРОЩЕНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ СЛОЖНОЙ СЕТИ
Для осуществления в кольцевой сети быстрого отключения КЗ без
применения сложных высокочастотных или многоступенчатых дистанционных
защит или при выводе таких защит для проверки может быть преднамеренно
допущена неселективность действия устройств релейной защиты простых
типов (например, токовых отсечек, одноступенчатых дистанционных защит)
в сочетании с работой устройств АПВ.
Исправление неселективности достигается или созданием на устройствах
ЛПВ линий кольцевой сети разных выдержек времени, или установкой на
линиях кольцевой сети устройств АПВ с различной кратностью действия,
В частности, на участке сети, повреждение на котором вызывает песелектив-
ное отключение другого участка, имеющего устройство ЛПВ, автомат
повторного включения может не устанавливаться,
Поясним сказанное примерами.
На участке ЛБ (рис. 12.8) установлена защита 2, неселективпая по
отношению к защитам 1 участка БВ и 5 участка БГ (например, селективная
защита 2 выведена для проверки и временно установлена защита, не
обладающая избирательностью действия).
Исправления не селективности можно достигнуть несколькими
способами:
1) выводятся из работы устройства АПВ на выключателях / и 5. На
всех других выключателях линий, в том числе па выключателе 2, устройства
АПВ остаются включенными. При повреждении на участках БВ или Б Г
одновременно с поврежденным участком отключается выключатель 2;
неселективное отключение иецравляется действием АПВ, повторно включается
выключатель 2;
2) времена работы устройств АПВ, производящих обратное включение
выключателей 1 и 2, устанавливаются различными. В,ремя действия
устройства АПВ выключателя 1 (ti) меньше на 0,5—1 с времени действия
устройства АПВ выключателя 2 \t2).
Если на линиях БВ и БГ нет быстродействующих защит, зоны которых
охватывают всю линию, устройствами АПВ -в-ыключателей 1 и 5
осуществляется ускорение действия защиты после АПВ. При повреждении на участке
БВ одновременно отключается этот
участок и выключатель 2. Устройством
АПВ участок БВ включается обратно.
Выключатель 1 включается со
временем U. Если повреждение не
устранилось, выключатель немедленно
отключается. Включение выключателя 2 про*
исходит с временем Гг уже после того,
как КЗ будет отключено.
Работа защиты и автоматики в
случае повреждения на участке БГ
аналогична.
Рис.
414
12.8. Схема кольцевой сети

Если защита 3 по отношению к защитам 1 и 4 также неселсктивна, для
исправления действия защиты вторым способом времена устройств АПВ на
выключателях 2 а 3 должны быть различными, например на выключателе 2
больше, чем на выключателе 3. В этом случае при повреждении на участке
БВ отключаются выключатели /, 2 и 3. От устройства АПВ первым
включается выключатель /, вторым или одновременно с первым — выключатель 3
и третьем — выключатель 2.
После включения выключателя 3 при неустранившемся КЗ
одновременно отключатся участки БВ и ГБ. Таким образом, выключатель -2 включится
уже после того, как КЗ отключится. Включение выключателя 2 восстановит
питание подстанции Б\
3) устройство АПВ, производящее обратное включение выключателя 2,
устанавливается двукратного действия, устройства АПВ на выключателях /
и 5 — однократного действия. Исправление возможной неселективпости
отключений достигается темт что при неустраненном КЗ -на линии БВ или БГ
после однократной работы устройств АПВ поврежденные линии
отключаются и больше не включаются, Выключатель 2} отключенный песелективно,
включается обратно от устройства АПВ двукратного действия;
4) при автоматическом повторном включении выключателя 2
устройством АПВ выводится из действия ускоренная неселективная защита
(защита имела ускорение действия до АПВ).
Устройство АПВ выключателя 1 обеспечивает ускорение действия
защиты после АПВ. При устойчивом КЗ на линии Б В устройство АПВ включает
обратно эту линию одновременно с вводом неселективной 'защиты, так что
выключатель / быстро отключается.
Выключатель 1 второй раз отключается селективно, так как
неселективная защита на выключателе 2 выведена устройством АПВ;
5) после неселективпого отключения выключателей 1 и 2 при КЗ па
линии БВ устройством АПВ первым с мен иней выдержкой времени
включается выключатель 2, Спусти некоторое время после включения выключателя 2
этим же устройством АПВ выводится из действия быстродействующая несс-
лективная защита, установленная на линии АБ со сторон*ы подстанции Л.
Устройством АПВ с большей выдержкой времени включается выключатель /
после того, как неселективная защита выключателя 2 выведена. Таким
образом, неустрзнившееся КЗ на линии БВ вторично отключится селективно.
Описанные возможности выполнения защиты и устройств АПВ в
кольцевых сетях позволяют во многих случаях не применять сложных резервных
защит и не дублировать сложные быстродействующие защиты при выводе
их для проверки. Очевидно, что выбор того или иного способа выполнения
защиты и устройства АПВ должен решаться в зависимости от конкретных
условий, возможности установки разных выдержек времени на устройствах
АПВ, возможности вывода из действия устройств АПВ, а также с учетом
конфигурации сети,

12.6. УПРОЩЕНИЕ СХЕМ ПЕРВИЧНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
И РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Применение устройств АВР позволяет обеспечить двустороннее питание
нагрузки» самозапуск которой происходит после работы ЛВР без
нарушения технологического процесса производства, в режиме разомкнутой
кольцевом сети с упрощением релейной защиты.
Рассмотрим несколько примеров.
1. Подстанция питается от одного источника по двум параллельным
линиям (рис. 12.9,а). Для таких линий обычно 'применяют максимальные
токовые направленные защиты или поперечные дифферепциалыш-токсв-ые
направленные защиты; предполагается, что нормально включены выключатели
по концам лилий.
Устройство защиты от КЗ может быть упрощено, если выключатель 3
(или 2) держать отключенным. В этом случае со стороны подстанции Л
может быть установлена мгновенная защита, неселективное действие которой в
случае надобности исправляется устройством АПВ выключателя 1 (или 4).
При неуспешном АПВ на подстанции А срабатывает устройство АВР на
подстанции £, отключая выключатель 2 и включая выключатель 3 (или
наоборот).
Для уменьшения потерь в сетях желательно иметь включенными обе
линии, тогда на выключателе 2 подстанции Б может быть установлена защита
Dajcbetoofooj*
Рис. 12.9. Варианты схем электроснабжения участков сети:
а — присоединение подстанции к параллельным ликиым; б—то же по схеме Т; в — то
же по схеме II; г--пример кольцевой сети; д — установка устройства АВР на
одинарных магистральных линиях электропередачи
416

«слабой» связи. Эта защита при КЗ на участках сети, отходящих от
подстанции £ к потребителям, и на линии 3—4 после отключения выключателя 4
производит мгновенное отключение выключателя 2,
На подстанции Б установлено устройство АПВ, которое с заданным
временем снова включает выключатель 2 и пускает устройство АВР. Последнее
при длительном исчезновении напряжения на подстанции Б (свыше
времени включения выключателя 2 устройством АПВ) отключает выключатель 3
и включает выключатель 2, Одновременно выводится защита «слабой» связи.
2. Питание подстанции выполняется двумя параллельными линиями;
трансформаторы подстанции подключены к линиям по схеме Т или Н.
Подстанции подключены к линиям ответвлениями (такие схемы часто
применяют для питания подстанций электротяги).
Выполнить защиту линий избир а тельной, когда включены выключатели
1 и 2 (рис. 12.9,6) или 1 и 3 (рис, 12.9,s), сложно. Релейная защита может
быть упрощена, если питание приемных подстанций постоянно осуществлять
через один выключатель и иметь устройство АВР для включения второго.
В этом случае защита линий выполняется простыми способами; ее
действие отстраивается от КЗ на вторичной стороне силовых трансформаторов,
подключенных к магистральной линии.
Исправление рабоъы быстродействующей защиты линии при КЗ в
силовых трансформаторах достигается устройством АПВ на выключателях со
стороны подстанций М и N. Если для трансформаторов приемных
подстанций предусмотрены устройства АПВ, то их пуск осуществляет только
максимальная (резервная) защита трансформаторов. Время действия
устройства АВР на выключателях устанавливается больше суммы времени
отключения линии при КЗ на ней и времени ее обратного включения устройствами
АПВ со стороны подстанций М и N,
3. Подстанция А (рис. 12.9,г) питается от станции М или N. Если вы-
ключатели 1 и 2 нормально включены, защита линий МА и AN, выполненная
обычными способами, требует установки относительно сложного
оборудования.
Защита участков МА и АIV может быть упрощена, если, например, на
выключателе 2 иметь «слабую» связь или держать его нормально
отключение му предусмотрев на подстанции А устройство АВР (для уменьшения
потерь целесообразно выключатель 2 держать включенным). В этих случаях
линии МА и AN можно рассматривать как линии с односторонним
питанием.
4. Линии М—1 — 2 — 3 — 4 — N большой протяженности (рис. 12.9,д)
соединяют энергосистемы М и N. Граница между
энергосистемами—подстанция 3. Если осуществляется параллельная работа между энергосистемами М
и N по линии, защита ее участков должна учитывать возможность
возникновения асинхронного режима. В противном случае выключатель V надо
держать нормально отключенным и включать его от устройства АВР только
тогда, когда исчезает питание со стороны подстанции М или N (например,
исчезает напряжение на линии 2—3 или шинах подстанции 3), Вся сеть MN
при этом будет переведена на одностороннее питание со стороны
энергосистемы М или N.
27—6678
417

Время автоматического включения выключателей устройством АВР с
пуском от реле напряжения должно быть больше суммы времени отключения
линии со стороны М и N и времени обратного повторного включения от
устройства АПВ. Защиты линий ММ должны быть направленными.
5. От электростанций М и N осуществлен «глубокий ввод» для питания
приемных подстанций /, 2, 3... (рис. 12.10,а). Понижающие трансформаторы
присоединены к транзитным линиям через выключатели или предохранители
высокого напряжения. С низкой стороны трансформаторов установлены
устройства АВР; при исчезновении напряжения на соответствующих секциях
приемных подстанций или прекращении подтекания к ним мощности и
снижении частоты устройства АВР отключают выключатель / или 3
трансформатора, потерявшего питание от энергосистемы, включают выключатель 2 и
подают напряжение на обе сточившуюся секцию.
Если магистральные линии воздушные, на них устанавливают
устройства АПВ, если кабельные, то устройства АПВ целесообразно использовать,
когда имеется большое количество подстанций, присоединенных к линии
отпайками через предохранители, и в том случае, если затяжка действия
предохранителей может вызвать отключение головного участка данного
направления со стороны подстанций М или, Л/.
Если напряжения низкой стороны трансформаторов 110—380 В, то
вместо обычных выключателей устанавливают автоматические выключатели
переменного тока; схема устройства АВР выполняется аналогично схоме на
рис. 11.7.
На рис. 12.10,6 показана схема глубокого ввода с использованием
отделителей и короткозамыкателей на высшем напряжении трансформаторов
понижающих подстанций. Избирательное отключение поврежденного
трансформатора обеспечивается совместной работой короткозамыкателя, отделителя,
защиты линии, защиты трансформатора, устройства АПВ линии, устройства
АВР подстанции.
Питание потребителей подстанции обеспечивает устройство АВР
включением секционного выключателя. Работа АВР должна происходить возможно
быстрее вне зависимости от работы устройств АПВ на питающих линиях
высшего напряжения.
Применение схемы не обеспечивает надежного электропитания, если к
шинам секций подстанций подключены синхронные электродвигатели и
батареи емкостной компенсации, а также если у потребителей установлены
местные электростанции (нацримср, работающие на утилизационных ресурсах
производства),
В этих случаях при КЗ на питающей линии к месту КЗ после
отключения линии от энергосистемы будут продолжать подтекать токи КЗ от
подстанций, на которых включены потребители, что может обусловить
неуспешную работу АПВ из-за непогашения дуги КЗ или произойдет несинхронное
включение синхронных машин.
Действие устройств АПВ и АВР силовых трансформаторов из-за
наличия синхронных машин (двигателей), подключенных к шинам секций
подстанции, должно сочетаться с действием автоматики выявления потери
питания; при прекращении электропитания от энергосистемы на приемных под-
418

•*"
-О
АПВ 2
2 АПВ
АПВ 2
2 АПВ
i
\i \abp\ \i N
Т
& \
Рис. 12.10. Примеры схем глубокого ввода. На стороне высшего напряжения
трансформаторов приемных подстанций установлены:
а — предохранителя или выключатели; б — отделители (/) и короткозамыкателм (2),
Нормально отключенный выключатель зачернен
станциях синхронная нагрузка, приключенная к секциям, потерявшим
питание, должна отключаться или переводиться в пусковой режим со снятым
возбуждением.
Для этой цели применяют индикаторы исчезновения питания» состоящие
из реле снижения частоты и реле активной мощности, такие же» как
используются в устройстве АВР двухсекционных подстанций или при выполнении
АПВ па подстанциях с синхронными двигателями {компенсатор а ми). Однако
наличие отпаечных подстанций, приключенных к разным пунктам линии
глубокого ввода, утяжеляет работу упомянутых индикаторов и может
обусловливать их каскадное действие на разных подстанциях. Дело в том, что после
27* 419

отключения выключателя
магистральной линии со стороны энергосистемы
синхронные двигатели разных отпаеч-
пых подстанций остаются включенными
параллельно друг другу через
магистральную линию электропередачи.
В этих условиях, хотя их
электропитание от энергосистемы исчезнет,
в первое время направление активной
_ _ „ „ мощности для синхронных возбужден-
s* f ных двигателей, тормозящихся более
\Х7 VJ!7 быстро, чем остальные, останется
прежним, Активная мощность будет
выдаваться до тех пор, пока подействует
индикатор исчезновения питания от
энергосистемы и снимет возбуждение,
переведя в асинхронный пусковой
режим; только после этого подтекание
активной мощности к синхронным
двигателям прекратится на всех отпаечных подстанциях, т. е. надо считаться
с возможностью каскадного действия органов индикации потери питания и
в последующей работе автоматики передачи.
Схемы устройств АПВ на линиях высшего напряжения и схемы
устройств АВР секций низшего напряжения должны быть выполнены с
ожиданием снижения напряжения на обесточенных со стороны энергосистемы
присоединениях до 25—30% номинального. На связях с местными
электростанциями должны быть предусмотрены делительные автоматы, производя-
Рис. 12,11. Схемы питания
приемных подстанций:
а — при параллельной работе силовых
трансформаторов на приемные шины;
6 — при раздельной работе силовых
трансформаторов на секции приемных
гаин
Рис. J 2.12. Варианты (а и б) выполнения схем питания собственных нужд
электростанций:
77 — резервный трансформатор; Т2—Т4 — рабочие трансформаторы
420

щие выделение генераторов этих станций со своей нагрузкой на раздельную
работу.
Таким образом, для питания ответственных потребителей применение
схемы по рис. 12.10,6 не всегда целесообразно,
6. На подстанции установлены два трансформатора (рис. 12.11). При их.
параллельной работе мощность КЗ такая, что требуется установка реакторов
для обеспечения работы выключателей или нужно устанавливать более
мощные и дорогие выключатели. При раздельной работе трансформаторов токи
КЗ, проходящие через выключатель в цепи КЗ, уменьшаются и отпадает
надобность в установке реакторов и усилении выключателей.
Раздельная работа трансформаторов ic их взаимным резервированием и
обеспечением надежности электропитания для потребителей достигается
установкой устройств АВР на выключателях 1—3 (рис. 12.11,6). Устройство
АВР включает выключатель 2 в случае отключения выключателя 1 или 5.
При этом, как указано ранее, учитывается характер нагрузок секций.
7, На рис. 12.12 показаны схемы главных соединений электростанций,
в которых применено секционированное питание шин собственных нужд.
Резервный трансформатор может подключаться на шины нысокого напряжения
либо па генераторное напряжение.
При отключении рабочего трансформатора устройство АВР включает
резервный трансформатор и переключает на пего питание обесточившихся
секций.
12.7. ПОНИЖАЮЩИЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ НА ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННЫХ
ПОДСТАНЦИЯХ
Если подстанция имеет два трансформатора, работающих на разные
секции, то включение секционного выключателя от устройства АВР после
отключения одного из трансформаторов допускается в условиях, когда
такое включение не вызовет недопустимой перегрузки второго работающего
трансформатора.
Схема выполняется так, что при отключении трансформатора от
максимальной защиты действует устройство АПВ и запрещается работа
устройства АВР, а при работе защит от внутренних повреждений в
трансформаторе действует устройство АВР, запрещается работа устройства ЛПВ и про-
изводится отключение менее ответственных потребителей подстанции с целью
предотвращения опасной перегрузки оставшегося в работе трансформатора.
При загрузке каждого из трансформаторов в нормальных условиях
более чем на 70% номинальной мощности целесообразно устройство АВР
автоматически или телемеханически выводить, а после автоматического
отключения трансформатора предусматривать его обратное включение от
устройства АПВ,
Для предотвращения возможности включения устройством АВР
резервирующего трансформатора при его неисправности предусматривается вывод
из действия устройства АВР при работе защит, реагирующих на внутренние
повреждения резервирующего трансформатора. Этот запрет снимается пер-
421

соналом после прибытия на подстанцию и устранения неисправности на
резервирующем трансформаторе или после отключения устройства ABR
Аналогичный запрет распространяется также на цепи включения резервного
трансформатора от устройства телемеханики.
При перегрузке работающего трансформатора и наличии резервного
трансформатора, который может быть подключен параллельно
работающему, целесообразно производить такое подключение автоматически. После
исчезновения перегрузки резервный трансформатор автоматически
отключается.
Операция по включению и отключению резервного трансформатора
может осуществляться автооператором, если возрастание нагрузки
учитывается заранее в графике нагрузки подстанции. Включение трансформаторов
можно производить также в зависимости от суммарной нагрузки подстанции.
Если, например, нагрузка подстанции возрастает до 110% номинальной
мощности одного трансформатора, автоматически включается другой. Если
суммарная мощность становится меньше 90% номинальной мощности
одного трансформатора, второй трансформатор автоматически отключается.
12.8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ
Автоматическое избирательное резервирование (АИР) применяется для
автоматизации городоких электросетей, потребители которых допускают
относительно длительный перерыв питания (несколько секунд). Абоненты
городской электросети питаются по радиальном линиям через
трансформаторные пункты. Организуется несколько взаиморезервируюших магистралей.
Схема электропитания одной из магистралей приведена на рис. 12.13.
Трансформаторные пункты В—Д питаются односторонне от шин
подстанции А. Имеется возможность переключать каждый из
трансформаторных пунктов на питание от другой магистрали электросети с использованием
имеющихся поперечных связей. Б нормальном режиме эти связи отключены
на подстанциях В—Д.
На головном выключателе / установлена защита, реагирующая с
необходимой чувствительностью на КЗ, возникающие на любом из участков АБ,
БВ, ВГ и Г Д. Время действия этой защиты устанавливается 0,5 с
(отстроена от времени работы 1гредохранителей па вводах абонентов).
Выключатели 2—8 представляют собой выключатели нагрузки, не
рассчитанные на отключение токов КЗ. Устройством АИР отключение этих
выключателей нагрузки производится после того, как отключится
выключатель 1 и магистраль АД обесточится.
Времена действия устройства АИР на отключение выключателей
нагрузки определяются заранее в соответствии с графиком рис. 12.13,6; время
отключения четных номеров
время отключения выключателей нечетных номеров
422

ОсноЬное А
питание
-^*
26 3
В
6Г 7
1 2 ~ 3 4 ~ 5" 5-' ? S
СЬЕ>-ПО HJ-CbCHIH
ч.
*} *J *] *1
у
t.L
Резервное пи та ние от 2-й магистрали
12
П 1
*1*
ч2
а
*.с ^
Ьг
Ь
и
г
t6
д
tB
t7-0,5c
э*.
ч ?
£2
^2
Оснодное
питание
5)
КА4-
HZ ИА5-
К1
kmi
D|CK>[
г
«
А
Общие цепи
абтоматики
ilenu отключения
Выключателей с
четными номерами С№^)
И,епи отключения
Выключателей с
нечетными номерами (№5)
Цепи Включения
резервного 88ода
Рис. 12.13. Автоматическое избирательное резервирование:
а — схема сети (нормально отключенный выключатель со стороны резервного питания
зачернен); б — времена действия устройств токовой защиты: в — поясняющая схема;
г —принципиальная схема устройства АИР (для подстанции на рис. 12.13,я)
423

Действие устройства АИР происходит следующим образом. При КЗ на
линии (например, в точке Д7), до того как отключится выключатель / на
подстанции Л, по участкам сети проходят токи, показанные иа рис, 12.13,в
сплошными стрелками. Устройства ЛИР, установленные на каждом из
вводов трансформаторных пунктов, фиксируют прохождение тока КЗ с помощью
реле KL1 (рис. 12.13,2). Это реле срабатывает, если одновременно с
понижением напряжения, возникающим при КЗ, действует реле тока (т. е. если
замыкаются контакты KV.1 и КА5.1). Реле RL1 самоудерживастся до того
времени, пока появится напряжение и разомкнутся контакты КV-1.
Реле RLI при срабатывании размыкает контакт KL1>3\ этим
размыкаются цепи отключения выключателей с четными номерами. При КЗ в точке
К1, таким образом, оказываются выведенными цепи отключения с
временами U и /*.
Так как по участку 5—6 ток КЗ протекал только до точки Л7, реле ДХ/
на устройстве АИР выключателя в не действовало, следовательно,
выключатель в отключится с временем, определяемым характеристикой tt
(рис. 12.13,6). Выключатель 5 отключится с временем t$ устройством АИР,
установленным на выключателе 5, от реле времени КТ (контактом КТ.2, цепь
которого не контролируется контактами реле KL1).
Включение выключателя резервного ввода устройство АИР производит
в условиях, когда: отключен один из вводов магистрали основного питания
(четный или нечетный, рис. 12.13,г), отключен ввод резервного питания
(контролируется вопомогательнгьш контактом ВК выключателя резервного
ввода) и замкнут контакт KL2.2 или K.LL2.
Контакт %Ы,2 замыкается на устройствах АИР выключателей,
находящихся в цепи прохождения тока КЗ; контакт KL2.2 замкнут на устройствах
АИР, установленных на участках магистрали основного питания, не
обтекаемых током КЗ (реле ДХ2 срабатывает и размыкает контакт KL2.2, если
замкнуты контакты реле напряжения KV-3 и реле тока ftA4J; после
прекращения прохождения тока контактом KL2.1 реле ДХ2 еамоудерживается
во включенном положении до того, пока не восстановится напряжение).
Таким образом, устройство АИР производит избирательное отключение
поврежденного участка при помощи выключателей нагрузки (не
рассчитанных на отключение токов КЗ) с последующим переключением нагрузки на
питание от резервирующей магистрали.
При КЗ на шинах трансформаторной подстанции (например, в точке
К2) прохождение токов КЗ до момента отключения выключателя /
определяется штриховыми стрелками (рис. 12.13,<з). Отличие от случая КЗ в
точке К,1, рассмотренного ранее, состоит в том, что по участку 5—6 ток КЗ не
проходит. Поэтому в устройстве АИР выключателя 5 не действует реле КА5
и, следовательно, не срабатывает реле КЫ\ контакт K.L1.2 разомкнут. Так
как реле К,А4 при КЗ в точке К2 сработало, контакт RL2.2 к моменту
отключения выключателя 5 с временем ts будет разомкнут. Выключатель
нагрузки резервного ввода подстанции В включиться не сможет. Отключение
поврежденных шин произведет выключатель 3 с временем £3. Обесточенные
подстанции Б, Г, Д будут автоматически переведены на питание от
резервирующей магистрали.
424

Автоматическое избирательное резервирование сопряжено с
необходимостью допуска больших времен перерывов электропитания, что является
существенным недостатком такого метода отключения и резервирования
участков при их большом количестве.
12.9. ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА В СИСТЕМАХ
ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Во многих случаях система внутреннего электроснабжения промпред-
приятии выполняется по схеме, аналогичной рис, 12.J4. Питание сетей 6—
10 кВ происходит от двух секций шин главной понижающей подстанции
(ГПП), которые в спою очередь получают электроэнергию от двух
источников энергосистемы. От шин ГПП отходят линии электропередачи к секциям
гпин распределит ель них подстанций (РП), а от них к нагрузке. В некоторых
случаях шины РП являются промежуточным звеном в цени
электроснабжения последующей промежуточной подстанции (зависит от конкретных
территориальных расположений и нагрузок последних).
3-я секция
1-я сещи.%
Рис. 12.14. Схема сети внутреннего электроснабжения:
А и Б — источники внешнего электропитания; Я — потребители соответствующей секцвнэ
нормально отключенный выключатель зачернен
425

Все электропитание взаиморезервировано. Секционные выключатели ГПП
и РП оборудованы устройствами АВР, Ответственные потребители в своем
составе содержат как асинхронные» так и синхронные электродвигатели.
Линии б—10 кВ кабельные, как правило, не реактированы. Должна быть
предусмотрена установка АЧР в объеме, согласованном с энергосистемой.
Линии электропередачи, отходящие от ши<н подстанции энергосистемы и
питающие ГПП, оборудованы быстродействующей защитой и устройством
АПВ. Линии 6—10 кВ сети внутреннего электроснабжения — небольшой
протяженности (не более 10-—15 км). Нередко использование
быстродействующей защиты с применениехМ вспомогательных проводов (типа РДЛ или с
передачей блокирующего сигнала) не предусмотрено (из-за дефицита
контрольных проводов и трудности их прокладки по территории), также не
предусмотрено использование дополнительных жил в кабелях связи и
телемеханики. Времена действия защит, выбранных но ступенчатому принципу,
составляют на ГПП 1,5—2 с, что вызывает при КЗ на каком-либо
присоединении глубокую посадку напряжения у части потребителей,
присоединенных параллельно с этим тфисосдинением по сети 6-—10 кВт и их останов, что
недопустимо. При включенном секционном выключателе па ГПП понижение
напряжения при КЗ одного из участков сети внутреннего электроснабжения
распространяется на всю сеть.
Определение допустимого времени отключения трехфазного КЗ, при
котором двигатели потребителей сохраняют работу. Рассматривается
трехфазное КЗ как наиболее тяжелое; кроме того, в кабельной сети, как правило,
междуфазное КЗ переходит в трехфазное. Предполагается, что при аварии
в сети остаточное напряжение на зажимах двигателя становится равным
нулю, и он затормаживается аналогично случаю, когда с зажимов статора
полностью снято напряжение и двигатель с приводимым механизмом работает
в режиме выбега.
Снижение частоты вращения, которое может быть допущено из условия,
чтобы при подаче поминального напряжения двигатель смог восстановить
нормальный режим работы, принимаем sKP = 20% для механизмов с
асинхронными двигателями й snc = 2,5% для механизмов с синхронными
двигателями. Постоянную инерцию агрегата примем тШ1=Ю с.
Начальная частота вращения асинхронного двигателя определяется его
номинальным скольжением ю„—1 — slr0M, а синхронного — частотой
питающего напряжения. При частоте /нои=50 Гц <йнОИ = 2я7ном>а)н.
На рис. 12.15 сплошной линией показана начальная часть
характеристики выбега агрегата при прекращении электропитания. Из рисунка видно,
что
Д<оКо ^н — wKo _ /пр
<0Н О),, Т1Ш
или
1 Shom Ът
426

Рис. 12.15. Начальная часть характеристики
выбега агрегата после отключения от
источника электропитания
А3.1
НИ
KU
КЦ YAT -
Рис. 12.16. Вариант схемы цепи отключения с самоудерживанием до момента
размыкания вспомогательных контактов выключателя:
A3— комплект быстродействующей защиты (на рисунке не показан); Л3.1— его контакт
в цепи отключения; KLS — быстродействующее промежуточное реле с последовательной
токовой обмоткой; КН — указа гельное реле; ВКУАТ — вспомогательные контакты
выключателя, замкнутые при включенном выключателе и размыкающиеся при его отключении;
УЛТ — катушка электромагнита отключении
Так как skP>s>tOM, a sHOM<l, то с достаточной точностью можно
принять
При Тип=10 с и 5Кр—0,2 допустимый перерыв в подаче энергии /1ф=2 с.
Синхронный двигатель удержится в синхронизме, если время отключения
трехфазного КЗТ вызвавшего снижение напряжения на зажимах двигателя
до нуля, не превысит предельного значения, определяемого выражением
(7.32),
При принятых исходных данных Дбпр=5пр—6110м=49п. Здесь бном —
значение угла между векторами ЭДС двигателя и напряжения питающих
шин системы бесконечно большой мощности (по сравнению с мощностью
двигателя) в номинальном режиме работы; йПр — предельное значение угла,
определяющего сохранение синхронной работы после полного
восстановления напряжения па зажимах двигателя в- момент отключения КЗ.
Из расчетного выражения следует, что при Тцн=10 с предельное время
U=G\23 с.
Более просто предельное время можно определить по выражению
'up ==SjtcThji*
При Тнн=Ю с и snc=0,025 предельное время fnp = 0,25 с.
Значения предельных времен отключения КЗ для синхронных
электродвигателей оказываются на порядок меньше предельных времен,
определяемых для приводов с асинхронными двигателями.
Ниже из возможных способов удержания асинхронных и синхронных
двигателей в работе при JC3 в сетях внутреннего электроснабжения (отклю-
427

чение и автоматический повторный пуск, перевод асинхронного двигателя в
режим со снятым возбуждением, автоматическая разгрузка двигателей,
ресинхронизация возбужденных синхронных двигателей, ре актирование
питающих сетей внутреннего электроснабжения) рассматривается способ
выполнения быстродействующего отключения КЗ простыми устройствами релейной
защиъы, т, е. сочетанием не селективной защиты с работой устройств АПВ
и АВР.
Быстродействующее отключение в сетях внутреннего электроснабжения
совместным действием АПВ и АВР присоединений. Защита своей зоной
действия охватывает свой участок сети и участки, отходящие от шин приемной
подстанции. Повреждения на последних могут вызвать неселективное
отключение выключателя питающей линии со стороны питающей подстанции.
Устройством АПВ этот выключатель включится вновь, а поврежденная линия
уже будет отключена своей защитой (ом. рис. 12.3). В схеме \ правления
должно быть предусмотрено обязательное отключение выключателя
присоединения приемной подстанции при КЗ на этом присоединении, даже если
на выключателе питающей подстанции неселективная защита (отсечка)
подействует с небольшим опережением; обязательно должно произойти доот-
ключение выключателя поврежденного элемента. Вариант схемы показан на
рис. 12.16.
Восстановление электроснабжения обесточенных потребителей из-за нс-
селективной работы защиты питающей линии может производиться работой
устройства АВР от резервирующего направления.
При этом исключается возможность включения на неустраненное КЗ
питающей линии> что может иметь место при работе АПВ. Перерыв питания
составляет 0,8—1,3 с.
В случаях не селективного отключения той или иной части подстанций
распределительной сети для самозапуска ответственных потребителей
приходится отключить в циклах АПВ и АВР менее ответственную нагрузку. Эти
потребители вновь включаются поочередно или вручную после
восстановления напряжения на шинах подстанции.
Согласование действия различных устройств противоаварийной
автоматики на подстанциях системы внутреннего электроснабжения» Если на
понижающих трансформаторах подстанции предусмотрена установка устройств
АПВ и АВР, действие АВР желательно запрещать (автоматически) при
повреждении* на приемных шинах, а АПВ- при внутренних повреждениях
трансформаторов.
Присоединения, отключаемые устройствами АЧР или САОН, не должны
переключаться устройством АВР на резервное питание от энергосистемы.
Признаком потери внешнего электропитания янляется снижение у
абонента частоты. Для убыстрения действия органа индикации потери питания
в его состав входит реле понижения частоты с уставкой 48,5—48 Гц; его
действие должно контролироваться реле направления активной мощности,
при прекращении внешнего электроснабжения активная мощность от
внешнего источника не протекает. При этом должна учитываться возможность
каскадного действия реле активной мощности на присоединениях с
параллельно работающими электродвигателями, выдающими некоторое время ак-
428

тивную мощность к шинам (в основном синхронные двигатели или мощные
тихоходные асинхронные двигатели). В схеме органа индикации потери
питания это время учитывают наличием реле времени с уставкой
примерно 0,5 с.
Устройства АЧР должны работать при понижениях частоты в условиях
потребления нагрузкой активной мощности энергосистем-ы и не должны
действовать в режимах понижения частоты, обусловленных торможением
синхронных возбужденных двигателей. Действие АЧР в этих условиях также
контролируется работой реле направления активной мощности.
Допустимый уровень остающегося напряжения, при котором можно
безопасно для оборудования произвести подачу напряжения от энергосистемы
на шины подстанции через устройства АПВ и АВР, контролируется реле
напряжения (уставка 25—30% номинального); автоматика должна ожидать
такое снижение на включаемых шинах или предусматривать необходимую
задержку включения.
Как отмечалось ранее, несинхронное включение возбужденных
синхронных двигателей не рекомендуется, за исключенном специального выполнения
БАПВ и БАВР. Снятие возбуждения с синхронных двигателей,
предназначаемых к включению в режимах АПВ или АВР, производится индикатором
потери питания и автоматикой пуска синхронного двигателя.
В режимах, когда обе секции подстанции объединены включенным
секционным выключателем, автоматически выводится устройство АВР;
остается в работе устройство АПВ на трансформаторе питающего' направления.
Соответственно переключается действие органа индикации потери питания
оставленного в работе понижающего трансформатора на потребителей как
одной, так и другой секций (разгрузку и снятие возбуждения с синхронных
цвнгателей).
Успешность действия устройств ЛВР или АПВ определяется
восстановлением напряжения на шинах секций. При достижении нормального уровня
автоматически производятся обратное включение и пуск ранее отключенной
нагрузки (для самозануска наиболее ответственных потребителей). При
необходимости предусматривается поочередный пуск через заранее
установленное время или по мере восстановления уровня напряжения на
включенной секции шин. Расчет самозапуска производится с учетом требований
процесса технологии производства; в ряде случаев для этого привлекаются
ЭВМ и составляются программы для них.
Действие устройств автоматики должно обеспечивать желательную
работу как при нормальной схеме коммутации подстанции, так и при так
называемой косой схеме, т. е. когда обе секции шин объединены секционным
выключателем, например при неисправности одного из питающих
направлений. В этом режиме, в частности, должна быть соблюдена избирательность
отключений КЗ па секциях и в случаях отказа выключателя присоединения,
отходящего от данной секции, при повреждении на присоединении.
Если предусмотрена опережающая форенровка синхронных двигателей
резервирующей секции, то она должна автоматически быть выведенной при
включенном положении секционного выключателя (при косой схеме).
Предусматривается ускорение действия резервных защит и защит с врс-
429

менем действия при включении выключателя вручную, от устройств АВР
и АПВ.
Действие этих устройств предусматривается однократным, а сами
устройства выполняются с автоматическим возвратом. После успешного
восстановления режима потребителя (после работы устройства АВР
секционного выключателя) и устранения причины, вызвавшей действие АВР,
обратное восстановление нормальной схемы коммутации подстанции
производится вручную.
Времена срабатывания устройств АВР и АПВ должны быть возможно
малыми, определяемыми временем затухания напряжения на обесточенной
секции шин; поэтому если к шинам секции приключены батареи емкостной
компенсации, то их целесообразно отключать от органа индикации потери
питания; время снижения напряжения должно учитывать наличие
тихоходных асинхронных электродвигателей и допустимость подачи им напряжения
от энергосистем при незатухшем до 25—30 % номинального напряжения;
если допускает технология потребителя, иногда более целесообразно
производить отключение таких двигателей от органа индикации потери питания
с последующим обратным автоматическим включением и убыстрить время
АВР или АПВ для подачи напряжения на обесточенные птицы, чем
замедлить время срабатывания устройств АВР и АПВ.
Технические решения по выполнению автоматики понижающих
подстанций в системе внутреннего электроснабжения потребителей с непрерывной
технологией должны учитывать требования конкретных производств;
желательна проверка действия автоматики натурными испытаниями.
Гарантированное бесперебойное электропитание
ответственной нагрузки ограниченной мощности. Аварии с полным
прекращением электропитания потребителю от энергосистемы могут
возникать во время нарушения нормального режима работы с
обесточением частей районов электропотреблеиия, а также при
повреждении двух взанморезервирующих направлений,
требуемых ПУЭ для потребителей первой категории; кроме того,
нельзя исключить случаи, хотя и редкие, неправильных
действий устройств защиты и автоматики. При таких авариях на
предприятиях должен быть произведен ряд автоматических и
ручных операций для недопущения тяжелых последствий от
нарушения технологии и подготовки производства к
возможности восстановления нормального процесса в кратчайшее время
после подачи электропитания энергосистемой. Для того чтобы
устройства автоматики систем внутреннего электроснабжения
и в цехах потребителей могли выполнять свои функции,
должно быть обеспечено электропитание аппаратуры
автоматического управления, а для работы эксплуатационного персонала
обеспечено аварийное освещение, вентиляция и работа
указывающих контрольно-измерительных приборов (КИП).
Требования к установкам такого бесперебойного
электропитания ограниченной мощности такие же, как для установок по-
430

добного назначения, применяемых на атомных
электростанциях, или в устройствах слежения, или на удаленных объектах
радиосвязи.
Наиболее просто для указанных целей использовать
автономный источник в виде аккумуляторной батареи. Однако это
не всегда экономически оправдано н технически осуществимо
(большая стоимость, необходимость специальных помещений и
специального ухода), хотя такое решение, как правило,
выполняется на электростанциях н крупных подстанциях
энергосистем.
Для того чтобы работу устройств релейной защиты и
автоматики сделать независимой от работы аккумуляторных
батарей и по возможности уменьшить на них нагрузку, нашлн
применение блоки питания от оперативного переменного тока.
В случае обесточения объекта и исчезновения на нем
напряжения используется емкость заряженных конденсаторов, чем
создается возможность осуществить необходимое действие. Однако
такие схемы оказываются неработоспособными в условиях
длительного отсутствия питающего напряжения переменного тока
и не могут при необходимости выполнять многоразовые
операции, смещенные во времени.
В связи с этим были разработаны шкафы управления
оперативным током ШУОТ. Они содержали выпрямитель,
преобразующий переменный ток в постоянный с включением на
стороне постоянного тока аккумуляторной батареи небольшой
мощности. Эта батарея воспринимала на себя нагрузку
оперативного тока в случаях прекращения подачи переменного
напряжения питающей сети. Аккумуляторная батарея работала
в режиме подзаряда.
Ряд устройств автоматики и аппаратуры КИП работает на
переменном токе 50 Гц. Для таких установок требовалось
применять блоки бесперебойного питания (ББП), Принципиальная
схема блока показана на рис. 12Л7. К шинам выпрямленного
постоянного тока присоединен инвертор UG, преобразующий
постоянный ток в переменный ток частотой 50 Гц.
При длительном отсутствии питающего напряжения от
энергосистемы напряжение на шинах бесперебойного питания 2
поддерживается аккумуляторной батареей GB небольшой
мощности блока. За время ее работы автоматически1 или вручную
включается бензоагрегат, например генератор судового типа,
который и обеспечивает работу достаточно мощных
потребителей предприятия (например, валоповоротные устройства).
Блоки бесперебойного питания могут быть выполнены и
иначе. На рис. 12Л8,а показан блок, состоящий из двигателя,
питающегося от сети электроснабжения переменного тока (шн-
пы 1), и генератора, работающего на сеть гарантированного
питания шины 2, Двигатель и генератор сидят на общем валу.
431

iVu.
i
r\^
T
w
Рис. 12.17. Принципиальная схема блока
бесперебойного электролитания с выпрямителем»
аккумуляторной батареей и преобразователем:
1 — шины постоянного тока; 2 —шины переменного тока
На вал насажен маховик Мах. При
прекращении электропитания от сети
двигатель автоматически от нее отключается, но
генератор за счет инерции маховика
продолжает вращаться (за 10 с частота
вращения уменьшается на 2%)- За время,
меньшее 10 с, включается
дизель-генератор, которым обеспечивается
электропитание потребителям особой группы.
Рисунок 12.18,6 иллюстрирует другую
возможность исполнения. В нормально^
режиме генератор G с маховиком Мах
укреплены на общей оси и с помощью
электромагнитной муфты ЭМ\ соединены с
осью электродвигателя М. Последний
питается от сети электроснабжения. При исчезновении питания
двигатель отключается от сети, но генератор за счет инерции
маховика продолжает вращаться и вырабатывать электроэнергию,
поступающую на шины гарантированного питания 2. Используя
напряжение этих шин, устройства автоматики запускают
дизель-агрегат ДА и расцепляют электромагнитную муфту ЭМ\У
а после того как агрегат ДА достигнет заданной частоты
вращения, производят включение электромагнитной муфты ЭМ2.
Возможная длительность такой работы определяется
запасом горючего дизеля.
Для питания вычислительных комплексов, содержащих ЭВМ
и некоторых устройств радиоэлектроники важно, чтобы
постоянно поддерживалась стабильная частота 50 Гц — требование
является определяющим для ББП, предназначаемых таким по-
л
*ч/
требителям.
л/
«-ч/
Мах
ЗМг.
Рис. 12.18. Варианты электромеханического выполнения блоков бесперебойного
электропитания:
а —первый вариант; б —второй вариант; / — шины внешнего электропитания: 2 —
шины бесперебойного электропитания
432

Для установок, допускающих перерыв электропитания до
1—1,5 с, и при наличии близко расположенной электростанции
(ТЭЦ) приемлемым решением может быть использование
напряжения шин собственных нужд этой станции в качестве
дополнительного резервного источника для питания ответственной
нагрузки потребителя.
В этом случае включение третьего резервного источника на
выделенную нагрузку потребителя производится автоматически
при отключении двух основных взаиморезервироваппых па-
правлений. Если допустимы перерывы электропитания в
несколько минут, то возможно предусматривать ручные
переключения.
Промышленность выпускает электромашинные агрегаты для
блоков бесперебойного электропитания мощностью 1—20 и 24—
100 кВт на напряжение 400—220 В с временем замещения сети
агрегатом от 300—500 мс до 2—3 с, с пределами изменения
частоты в первые 20—30 с после включения 48—52 Гц.
Безмашинные устройства ББП с выпрямителем и инвертором
выпускаются па мощность 50—250 кВт. Устройства ББП допускают
использование с применением различных вариантов
взаиморезервирования.
28—6678

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ПРИМЕНЯЕМЫЕ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ
Блок питания; преобразователь электрических величин н
электрические (например, тиристорный преобразователь) UG
Блок испытательный ХА
Выключатель;
сильного тока (воздушный или масляный) Q
слабого тока (тумблер, рубильник, переключатель) . . . S
автоматический SF
Кнопка управления SB
Ключ управления SA
Короткозамыкатель QJV
Отделитель QR
Накладка (перемычка) SX
съемная ХВ
Генератор G
Генератор синхронный GS
Двигатель М
Синхронный компенсатор MS
Машина, которая может работать как двигатель и как генератор . . MG
Диод, тиристор, стабилитрон, фото- и светодиоды VD
Выпрямительный мост VS
Электронно-вакуумный прибор, газоразрядный (ионный) прибор . . VL
Фототранзистор, транзистор VT
Комплектное устройство (панель, пульт, блок и т. и,) А
Комплектное устройство блокировки Af(B
Комплектное устройство защиты и автоматики (например, реле
сопротивления и им подобные) , Л/С
Комплект дифференциальной токовой защиты Аа~п
Индикатор полупроводниковый, ионный HV
Лампа:
осветительная , EL
сигнальная HL
Прибор индикации и сигнализации % И
Плавкий предохранитель F
Разрядные устройства защиты от перенапряжений, разрядник . . FV
Амперметр РА
Ваттметр PW
Осциллограф PG
Секундомер, часы РТ
Вольтметр PV
Счетчик импульсов PC
Частотомер РР
Магнитный усилитель UA V
Преобразователь частоты UF
Обмотка реле;
последовательная * 5
параллельная . Р
Контактор, пускатель КМ
Реле ■ К
времени КГ
газовое KSQ
Давления KSP
команды:
«включить» КСС
«отключить» ш КСТ
434

мощности {KWp — активной; KWQ — реактивной) KW
напряжения " KV
положения выключателя;
«включено» KQC
«отключено» . KQT
промежуточное KL
сопротивления KZ
тока КА
указательное Л'Я
фиксации положения выключателя KQ
частоты (разности частот) KF
Реле блокировки от многократных включений KBS
Дроссель с воздушным зазором ZL
Индуктивность L
Емкость .... С
Сопротивление активное (резистор) R
Стабилизатор электромагнитный TS
Трансформатор, автотрансформатор Т
Трансформатор:
напряжения: TV
промежуточный TL
тока ТА
Траисреактор TAV
Фильтр:
тока ZA
напряжения , ZV
частотный ZF
Электромагнит YA
включения YAC
отключения У AT
Вспомогательный контакт ВК
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
СОКРАЩЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ТЕКСТЕ
Автомат гашения ноля АГП
Автоматическое включение резерва АВР
Автоматическое повторное включение АПВ
Автоматическое регулирование:
мощности . АРМ
напряжения . АРН
частоты АРЧ
частоты и мощности АРЧМ.
Автоматическая частотная разгрузка АЧР
Быстродействующая форсировка возбуждения . . . . . БФ
Высокочастотная блокировка ВЧ
Высокочастотная защита В43
Однофазное (пофазное) автоматическое повторное включение . . ОАПВ
Релейная защита РЗ
Релейная защита и автоматика . РЗА
Телеизмерение ТИ
Телеуправление ТУ
Телевключение ТВ
Телеотключснис ТО
Трехфазное АПВ ТАПВ
Частотное АПВ {АПВ после восстановления частоты) , . . . ЧАПВ
Центральный пункт управления ЦПУ
28* 435

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Развитие вопросов системной автоматики в СССР
обусловило ряд решений по автоматическому управлению
объединенными энергосистемами. Некоторые из этих решений были
оригинальными, оправдавшими себя хмноголетней эксплуатацией.
Особенно важно было предотвратить хаотические отключения в
режимах увеличенной нагрузки, возникающей на отдельных
участках нз-за повреждения элементов электроэнергетической
системы и прн нарушениях устойчивости. Это особенно хорошо
видно при анализе системных аварий за последние годы в
зарубежных странах (США, Канада, Франция, страны
Скандинавского полуострова н др.). Недостатки в работе устройств
протнвоаварийной автоматики и защиты по одной только
системной аварии 1977 г. в США привели к ущербу более
310 млн. долл. (по опубликованным данным [3]), Системные
аварии последнего десятилетия в зарубежных энергосистемах
с хаотическим отключением и погашением потребителей имели
место, несмотря на применение устройств высокого
технического совершенства, но недостаточного учета явлений,
сопутствующих возникшему аномальному режиму, и неприспособленности
к этому режиму используемых средств автоматики и
защиты [3].
Практика работы наших энергосистем указывает на
необходимость предварительного тщательного учета особенностей до-
аварийного режима, вероятности возникновения аварийных
ситуаций в поелсаварийных режимах и приспособления к ним
автоматических устройств, выполняющих заранее заданные
операции. Эксплуатационный персонал при авариях не должен
вмешиваться в работу автоматики, она должна возможно в
большей степени самонастраиваться па возникший режим.
Материал книги освещает достижения энергосистем СССР в
развитии средств протнвоаварийной автоматики за длительное
время. Дальнейшее совершенствование комплекса системной
автоматики продолжается и сейчас [2]. Оно будет направлено
на внедрение в эту автоматику микропроцессорных средств,
позволяющих значительно повысить ее техническое совершенство.
В настоящей книге описана массовая автоматика,
установленная в отечественных энергосистемах на весьма большом
числе объектов. Наличие в составе ЕЭС СССР нескольких
436

тысяч электростанций и подстанций, сооружавшихся в течение
многих лет, предопределяет не только большой
количественный, ио и разнообразный качественный состав применяемых
при этом устройств, каждое нз которых соответствует периоду,
когда тот или иной объект создавался. Многочисленные
мероприятия по модернизации существующих и созданию новых
устройств, осуществлявшиеся главным образом силами
эксплуатации прн активном участии научно-исследовательских
организаций и специально созданных в составе почти всех
энергосистем специализированных предприятии различного рода, также
способствовали увеличению разнообразия используемых
средств. В результате на действующих объектах можно
встретить самые различные устройства, применяемые часто для
одной и той же целн, но отличающиеся как схемными и
аппаратными решениями, так и применяемой элементной базой.
В описываемых в книге устройствах этот процесс
прослежен до определенного этапа, относящегося к большинству
эксплуатируемых ныне устройств — этапа, когда автоматика
строилась в основном на релейпо-коитактной базе, магнитных
усилителях и полупроводниковых элементах. Такая
автоматика отвечает нуждам энергетики, достаточно надежна и
полностью выполняет свои функции. Однако дальнейшее развитие
данной отрасли промышленности не может уже базироваться
только на этой основе.
Здесь прежде всего нужно упомянуть о противоаварийной
автоматике, состав, структура и принципы построения которой
сильно зависят от степени развития обслуживаемых ею
энергосистем, их объединений и самой ЕЭС СССР, Число входящих
в них крупных электростанций, а также дальних линий
электропередачи сверхвысокого и ультравысокого напряжения
непрерывно увеличивается. Ряд линий уже выходит за пределы
страны, причем в дальнейшем в них предполагается включать
и линии или вставки постоянного тока (первая такая вставка
СССР — Финляндия уже успешно эксплуатируется).
Естественно, что при этом приходится пересматривать и многие решения
по противоаварийной автоматике, сугцественно изменяя н
дополняя их. Описанная в книге автоматика этого типа должна
со временем превратиться в многоуровневую систему, каждый
уровень которой по имеющемуся замыслу должен
координировать действие систем нижестоящего уровня, обеспечивая учет
состояния и режима работы близлежащих систем.
При этом на нижнем уровне предполагается создать до 100
(и более) районов противоаварийного управления,
охватывающих достаточно большие регионы с соответствующим числом
входящих в них объектов, а координирующие системы более
высокого уровня должны объединять их с помощью
разнообразных каналов связи, чтобы действие автоматики во время
437

аварии оказывалось адекватным с точки зрения всей системы
в целом.
Примером такого объединения может служить связь между
линиями, соединяющими Урал и Казахстан, с одной стороны,
и эиергобъедииеиием Юга СССР и энергосистемами
социалистических стран Восточной Европы, с другой. Однако при
эксплуатации выяснилось, что при авариях иа западной
границе ЕЭС необходимо учитывать в действии противоаварийиой
автоматики режим работы линий далеко за Уралом. Требуемый
для этого капал передачи информации и соответствующие вы-
явительные и исполнительные органы были созданы несколько
лет назад. Канал проходит через Москву (ЦДУ ЕЭС СССР),
работает достаточно надежно и может служить примером для
образования в дальнейшем целой сети связей такого рода; для
се создания требуется совершенное электронное оборудование,
включая ЭВМ (иа нынешнем этапе — микроэлектроииое
оборудование и микроЭВМ).
Однако переход на электронную элементную базу
необходим ие только для описанной сложной системы. Существуют
по крайней мере еще две причины, его обусловливающие.
Первая — это решение задач, которые не могут быть в принципе
решены без электронной техники; вторая — необходимость
резкого увеличения технологичности требуемых для энергетики
устройств.
Для иллюстрации первой из этих задач обратимся к так
называемым комплексам аварийной регистрации событий (КАРС),
серийный выпуск которых начался в СССР с 1989 г. Такой
комплекс, предназначенный для подстанций напряжением
ПО кВ и выше, а также электростанций, построен иа основе
отечественной микроЭВМ «Электроника-бОМ» и позволяет
регистрировать факт срабатывания различных контактов
устройств релейной защиты и автоматики (включая
вспомогательные контакты коммутационной аппаратуры) с немедленной
распечаткой соответствующей информации на так называемом
«естественном» языке, т. е. в виде специальных текстовых
сообщений, сокращенных согласно принятой в энергетике
практике.
Сообщения выдаются для конкретного момента
астрономического времени при разрешающей способности в Юме. Каждое
устройство за один цикл своей работы охватывает до 480
контактов. Практика опытной эксплуатации нескольких
экспериментальных устройств КАРС показала, что их использование
позволяет не только резко ускорить ориентировку персонала,
ио и сократить необходимое число периодических проверок
устройств защиты и автоматики, поскольку каждое
возмущение в энергосистеме, даже достаточно далекое от
определенного объекта, представляет для него так называемый «пассив-
438

иый» эксперимент. Анализ срабатываний различных контактов
позволяет установить правильность или неправильность
функционирования отдельных элементов контролируемых устройств,
делая ненужными их частые периодические проверки.
Вторая причина перехода на микроэлектронную базу
заключается в том, что автоматика старого типа требует
больших трудозатрат и расширения производственных мощностей
для ее выпуска по мере увеличения объема энергетического
строительства, что практически оказывается неосуществимым,
так как приводит к возникновению большого дефицита иа
аппаратуру защиты и автоматики, который может быть
ликвидирован только с переходом на новую технологию.
Технология, основанная на использовании микроэлектрон-
иой элементной базы, позволяет резко увеличить количество
функций, выполняемых одним узлом, а следовательно, и
количество самих узлов. Применение печатного монтажа и
сокращение размеров устройств позволяет при тех же затратах труда
и использовании специального оборудования резко ускорить
процесс изготовления требуемой техники и обеспечить ее
поставку на энергообъекты в необходимом количестве без
существенного расширения производственных мощностей.
Первым этапом перехода иа эту новую технологию явилось
создание устройств с аналоговыми микроэлектрониыми
компонентами. Однако отечественный и мировой опыт показал, что
этот этап является по существу переходным к использованию
дискретных элементов и элементов вычислительной техники.
Эта техника имеет ряд важных достоинств, среди которых
главным является возможность унификации основных узлов
при разнообразии функций различных устройств, их принципов
действия и алгоритмов. Приведем характерный пример.
В 1989 г. началась конструктивная проработка
микропроцессорного устройства АЧР—АЧР-М, Устройство будет иметь
возможность работать по трем различным алгоритмам* два из
которых, отличающиеся от описанных в книге, пока не могли
быть реализованы, поскольку для этого пришлось бы
создавать два новых устройства.
Применение в данном случае элементов вычислительной
техники позволило отказаться от этого. Взамен создается одно
устройство, алгоритм действия которого может изменяться
простой заменой кристаллов ПЗУ, содержащих необходимые
программы. Аналогичный прием (иногда с заменой отдельных
узлов при неизменной базе) предполагается применять в
отношении ряда других весьма необходимых устройств.
Вторым важным преимуществом применения цифровой
техники в устройствах защиты и автоматики в энергетике
является возможность автоматической самодиагностики этих
устройств, осуществляемой путем включения в реализуемые
439

в них программы специальных тестов, практически нсмедлеиио
выявляющих любую появившуюся неисправность и
реагирующих на нее соответствующим сигналом или выводом устройства
из работы также с подачей сигнала. Возможна даже
автоматическая замена отказавшего устройства резервным.
Таким образом, существует целый ряд причин,
обусловливающих радикальное изменение техники системной автоматики,
описанной в настоящей книге. Однако оно предполагает не
кардинальное изменение изложенных здесь разнообразных
принципов ее действия, а лишь дальнейшее усовершенствование н
развитие. Освоение читателями дополнительно к материалу
книги основ современной вычислительной техники позволит им
успешно работать в этом направлении.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация управления энергообъсдипениями/ В. В. Гоичуков,
B, М. Горнтлтейн, Л. А. Кумм и др.; Под ред. С. А. Сов а лона. М.: Энергия,
1979.
2. Электрические системы. Автоматизированные системы управления
режимами энергосистем/ В. А. Богданов, В. А, Веников, Я- Н. Лугинский и Др.;
Под ред. В. А. Всиикова. М: Высшая школа» 1979.
3. Управление большими энергообъединениями/ Н. И. Воропай, Я- Н.
Лугинский, Л. Г. Мамиконянц и др.; Под ред. С. А. Совалова. М.: Энергоатомиз-
дат, 1984.
4. Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автоматика
энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1985.
5. Глебов И. А. Системы возбуждения мощных синхронных машин. Л.:
Наука, 1972.
6. Сильное регулирование возбуждения синхронных машин/ В. А. Веников,
Г. Р. Герцеиберг, С. А. Совалов, Н. И. Соколов. М.—Л.: Госэнергоиздат. 1963.
7. Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.:
Энергия, 1980.
8. Лугинский Я. Н., Семенов В. А. Информационно-вычислительные
системы в диспетчерском управлении. М: Энергия, 1975.
9. Хачатуров А. А. Несинхронные включения и ресинхронизация в
энергосистемах. М.: Энергия, 1969,
10. Иофьев Б. И. Автоматическое аварийное управление мощностью
энергосистем. Л.: Энергия, 1974.
11. Розенблюм Ф. М. Измерительные органы противоаварийной
автоматики энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.
12. Быстродействующие преобразователи параметров режима
электрических сетей/ В. Г. Киракосов, % Н. Лугинский, А. Н. Новаковский, В. К. Стрюц-
ков. М: Энергоатомиздат, 1986.
13. Совалов С. А. Режимы единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат,
1983.
14. Беркович М. А., Комаров А. Н., Семенов В, А. Основы автоматики
энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.
15. Стернинсон Л. Д. Переходные процессы при регулировании частоты и
мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975.
16. Скитальцев В. С. Аппаратура низкочастотных каналов автоматики
типа АНКА-АВПА// Электрические станции. 1984. № 2. С. 63—67.
17. Гутников В. С. Интегральная электроника в измерительных
устройствах. Л.: Энергия, 1980.
18. Крикунчик А. Б. По поводу статьи А. И. Баженова «Питание
потребителей 0,4/0,25 кВ системы собственных нужд электростанции// Электрические
станции. 1984. № 6. С. 52—55.
19. Фокин Г. Г. Быстродействующий орган контроля синхронизма для
устройств АПВ ВЛ 110— 750 кВ// Электрические станции. 1983. № 1. С. 52—55.
20. Реле разности частот РГР-П/ Ф. М. Розенблюм, Л. К- Иванова,
Б. И. Панфилов, А. М. Саландаева// Электрические станции. 1983. № 2.
C. 65-68.
21. Цифровая система автоматического регулирования частоты и активной
мощности в энергообъединении Сибири/ Ю. С. Веневцев, Б. Н. Гвоздев,
В. Л. Нестеренко, Т. С. Яковлева// Электрические станции. 1984. № 1. С. 49—51.
441

22. Применение ЭВМ для автоматизации технологических процессов
в энергетике/ М. А. Беркович, У. К. Курбангалиев, Г. А. Дорошенко и др.;
Под ред. В. А. Семенова. М,: Энергоатомиздат, 1983.
23. Иерархическая система регулирования частоты и перетоков мощности
и ЕЭС СССР/ А. II, Комаров, А, И, Максимов, С. А. Совалов и др,//
Электрические станции. 1983. № 1. С. 45—52.
24. Аппаратура автоматического управления мощностью крупных паровых
турбин/ Ю. Л. Горячева, В. С. Мельников, В. В. Нуждин и др. М.; Энергия,
1980 (Тр. ВЭИ; Вып. 29).
25. Барзам А. Б. О децентрализованных системах АЧР и
специализированном ограничении нагрузки потребителей// Промышленная энергетика. 1984.
№ 10. С. 48—50.
26. Башнин О. И., Буевич В. В., Каштелян В. В. Микропроцессоры в
энергетике. Л.: Наука, 1982.
27. Пелисье Р. Энергетические системы: Пер. с франц./ Под ред. В. А.
Веников а. М.: Высшая школа, 1982.
28. Иофьев Б. И. Способы автоматической дозировки воздействий,
подаваемых прогивоаварийной автоматикой: Доклады на III Всесоюзном
совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР. Л.: Энергия, 1973.
С. 178—186.
29. А. с. 1081725 (СССР). МКИЗ Н 02Н 3/16, Способ гашения дуги одно^
фазного короткого замыканиях в сетях с глухозаземленной нейтралью,
допускающих работу как с изолированной, так и с заземленной через
компенсирующую катушку нейтралью/ А. Б. Барзам// Открытия. Изобретения. 1984.
№ 11.
30. Барзам А. Б. О схемах электропитания синхронных двигателей
ответственных механизмов// Промышленная энергетика. 1978. № 12.

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие 3
Введение . . . 4
B.I. Управление энергосистемами и вопросы автоматизации . . 4
8.2. Выполнение устройств автоматики ....... 8
8.3. Вычислительная техника в управлении 15
Глава первая. Системы возбуждения и устройства
автоматического гашения поля синхронных машин
1.1. Особенности систем возбуждения 33
1.2. Возбудители с использованием ионных выпрямителей и
тиристоров . .... 37
1.3. Бесщеточная система возбуждения 42
1.4. Высокочастотная и ионная системы возбуждения .... 43
1.5. Гашение ноля автоматами с дугогасительной решеткой и
переводом питания обмотки возбуждения в инверториый режим 46
Глава вторая. Автоматическое регулирование возбуждения
синхронных машин
2.1. Назначение устройств АРВ . 52
2.2 Автоматическая форсировка возбуждения 56
2.3. Компаундирование возбуждения с согласованным включением
электромагнитного корректора напряжения ...... 58
2.4. Регулятор возбуждения генераторов серии ТВВ с
высокочастотной системой возбуждения 64
2.5. Регуляторы возбуждения сильного действия 69
Глава третья. Автоматическое регулирование напряжения
3.1. Назначение устройств регулирования напряжения .... 74
3.2. Использование устройств АРВ 76
3.3 Групповое управление возбуждением генераторов .... 81
3.4. Устройства для автоматического изменения коэффициентов
трансформации трансформаторов 86
3.5. Устройства для автоматического изменения емкостей батарей
конденсаторов 92
3.6. Регулирование напряжения выносными трансформаторами . . 96
3.7. Регулирование напряжения изменением возбуждения
синхронных двигателей и синхронных компенсаторов на подстанциях 97
3.8. Регулирование напряжения при использовании управляемых
реакторов с дискретным включением и индуктивными
сопротивлениями, значения которых можно регулировать . . . 100
3.9 Специальная автоматика ограничения нагрузки .... 101
3.10. Автоматика, устраняющая повышение напряжения на
оборудовании при односторонних отключениях длинных линий
электропередачи 500—1150 кВ 104
Глава четвертая. Устройства автоматики для предотвращения
возникновения н ликвидации асинхронных режимов
4.1. Требования к автоматике управления режимами энергосистем 114
4.2. Основные соотношения, определяющие работу устройств
автоматики 116
443

4.3. Изменение электрических величин при увеличении нагрузки,
синхронных качаниях, асинхронном режиме и отсутствии КЗ 120
4.4. Устройства автоматики для повышения статической
устойчивости 128
4.5. Устройства автоматики для повышения динамической
устойчивости 141
4.6. Устройства автоматики для разделения энергосистем с целью
предотвращения или прекращения асинхронного режима . . 150
4.7. Отделение тепловых электростанций небольшой мощности от
мощных гидроэлектростанций при увеличении частоты
вращения гидрогенераторов 165
4.8. Централизованные системы противоаварийного управления 166
Глава пятая. Автоматическая частотная разгрузка
5.1. Назначение и особенности выполнения устройств АЧР . . 176
5.2. Современные принципы выполнения АЧР 181
5.3. Кратковременные понижения частоты ....... 189
5.4. Выбор параметров устройств ЧАПВ и работа оперативного
персонала 195
5.5. Схемы устройств АЧВ и ЧАПВ 197
5.6 Индукционное реле частоты типа ИВЧ-ОИ (ИВЧ-3) . . 201
5.7. Реле частоты РЧ-I с использованием полупроводниковых
элементов 205
Глава шестая. Автоматическое регулирование частоты, активной
мощности и перетоков по транзитам в энергосистемах
6.1. Общие вопросы по регулированию частоты и активной
мощности в энергосистемах 208
6.2. Регуляторы частоты и мощности 213
6.3. Устройства для регулирования мощности электростанции . . 215
6.4. Групповое регулирование мощности на тепловых электростан~
циях 218
6.5. Групповое регулирование мощности на гидроэлектростанциях 220
6.6. Регулирование частоты и мощности в объединенных
энергосистемах 227
6.7. Магнитные датчики мощности 237
Глава седьмая. Быстрое включение синхронных машин и частей
энергосистемы на параллельную работу
7.1. Требования к частоте, напряжению и фазе синхронных машин,
подключаемых к сети 238
7.2. Точная синхронизация с помощью автосинхронизатора типа
АСТ-4 240
7.3. Самосинхронизация генераторов 249
7.4. Устройства для автоматического включения генераторов
методом самосинхронизации 254
7.5. Способы контроля частоты вращения 259
7.6 Несинхронное включение генераторов и частей энергосистемы 266
7.7. Включение синхронных двигателей, предотвращение их
выпадения из синхронизма и ресинхронизация 269
7.8. Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации
асинхронного режима (АЛАР) 276
Глава восьмая. Трехфазное автоматическое повторное включение
8.1. Назначение, классификация и основные условия применения
устройств АПВ 282
8.2. Одиночные линии с односторонним питанием 291
8.3. Одиночные транзитные линии между электростанциями или
подстанциями с синхронной нагрузкой 301
444

8.4. Транзитные линии при наличии параллельных связей . . . 322
8.5. Устройства ТАПВ на воздушных выключателях .... 324-
Глава девятая. Пофазное АПВ линий электропередачи
9.1. Короткие замыкания на землю и отключение одной из фаз 328
9.2. Типы избирательных органов устройств ОАПВ .... ЗЗТ
9.3. Схема устройства ОАПВ ВИИИЭ 343
9.4. Замена ОАПВ на линиях с односторонним питанием
устройством ТАПВ двукратного действия и пофазными
разъединителями 346
9.5. Возможности выполнения централизованной автоматики для
достижения эффекта гашения дуги однофазного КЗ,
аналогичного эффекту при работе ОАПВ 348
Глава десятая. Трехфазное АПВ трансформаторов и шин
10.1. Особенности работы АПВ шин и трансформаторов . . 352
10.2. Автоматическое опробование исправности изоляции шин . . 355
10.3. Подача напряжения потребителям после отключения шин и
автоматическое восстановление схемы подстанции . . 356
10.4. Автоматическое восстановление схемы электростанции . . 359
10.5. Трехфазное АПВ трансформаторов 360
Глава одиннадцатая. Автоматическое включение резервного
питания и оборудования (АВР)
11.1. Назначение АВР . ■ . 362
11.2. Схемы устройств АВР 366
11.3. Устройства АВР на подстанциях, питающих синхронную
нагрузку 377
11.4. Устройства АВР со станциями управления нормализованной
серии . , 380-
11.5. Самозапуск асинхронной и синхронной нагрузок при АВР
питающих направлений 382
11.6. Отключение менее ответственной нагрузки для сохранения
ответственной нагрузки 396-
Глава двенадцатая. Совместная работа устройств АПВ, АВР,
АЧР, устройств релейной защиты, форсировки возбуждения
синхронных машин, ограничения нагрузки
12.1. Ускорение действия защиты до АПВ 405
12.2. Ускорение действия защиты после АПВ, ЛВР и
дистанционного включения 406
12.3. Быстродействующее избирательное отключение . . . . 40?
12.4. Подстанции без выключателей па стороне высшего
напряжения 4101
12.5. Упрощение релейной защиты линий сложной сети .. . . 414
12.6. Упрощение схем первичных соединений и релейной защиты 416
12.7. Понижающие трансформаторы на телемеханизированных
подстанциях 421
12.8. Автоматическое избирательное резервирование . . . . 422
12.9. Протнвоаварийная автоматика в системах внутреннего
электроснабжения потребителей 425'
Приложение 1. Буквенные обозначения, применяемые в
электрических схемах 434
Приложение 2. Сокращения, применяемые в тексте .... 435
Заключение 436-
Список литературы 441

Производственное издание
Барзам Анатолий Бенционович
СИСТЕМНАЯ АВТОМАТИКА
Редактор Я. И, Лугинский
Редактор издательства Л, Л. Жданова
Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак,
Ю. В, Созанская
Технический редактор Г. С. Соловьева
Корректор М. Л Г длина
ИБ № 1742
Сдано в набор 21.02.89, Подписано в печать 18.05,89. T-I0929
•Формат 60X88'/i6 Бумага типографская N° 2 Гарнитура литературная
Печать высокая Усл. печ. л. 27,44 Усл. кр.-отт. 27,44 Уч.-изд. л.29,93
Тираж 19 000 экз, Заказ 6078 Цена 1р. 90 к.
Энергоатомнздат. 113114 Москва, M-1I4, Шлюзовая наб., 10
^ Шт— — .... . — ■■ — ,_,
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудово! о Красного Знамени
МПО «Первья Образцовая типография» Союэполмграфпрома при
Госкомиздате СССР. 113054, Москва, Валом», 28.

ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ!
Энергоатомиздат готовит к изданию в 1989 году книги по
релейной защите и автоматике в энергосистемах:
Гуревич Ю. E.f Либова Л. Е.г Окин А. А. Расчеты
устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах.—24 л.:
1 р. 50 к.
Засыпкин А. С. Релейная защита трансформаторов,—16,5л.:
1 р. 20 к.
Овчаренко Н. И. Диалоговые и цифровые элементы авто*
матических устройств энергосистем. — 18,5 п.; 1 р. 30 к.
В серии «Библиотека электромонтера»:
Айзенфельд А. И., Аронсон В. Н.г Гловвцкий В. Г.
Фиксирующие индикаторы тока и напряжения ЛИФП-А, ЛИФП-В,
ФПТ и ФПН, — 6,5 л.: 35 к.
Байтер И. И., Богданова Н. А. Релейная защита и автоматика
питающих элементов собственных нужд тепловых
электростанций.— 3-е изд., перераб. и доп. — 7,5 л.: 35 к.
Будаев М. И, Высокочастотные защиты пиний 110—220 кВ.—
6,5 л.: 35 к.
Голанцов Е. Б.г Молчанов В. В. Дифференциальные защиты
трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). — 6,5 п.: 35 к,
Кузнецов А. П. Определение мест повреждения на
воздушных линиях электропередачи. — 7 п.: 35 к.
Овчинников В. В. Репе РНТ в схемах дифференциальных
защит- — 3-е изд., перераб. и доп. — 6 л.: 30 к. t
Рыжавский Г. Я. Измерения при наладке ВЧ каналов связи-
по пиниям высокого напряжения. — 7,5 л.: 35 к.
Шабад М. А. Защита трансформаторов 10 кВ.—7,5 л.: 35 к.
С аннотациями на эти книги Вы можете ознакомиться в
Тематическом плане выпуска литературы Энергоатомиздата на?
1989 год, который имеется во всех книжных магазинах,
распространяющих научно-техническую литературу, а также в
технических библиотеках.

ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ!
Научно-техническое издательство «Энер-
гоатомиздат» предоставляет страницы
своих книг и журналов «Теплоэнергетика»,
«Энергетик», «Промышленная энергетика»,
«Электрические станции»,
«Электротехника», «Электричество», «Светотехника»,
«Гидротехническое строительство», «Атомная
энергия» организациям, предприятиям,
ВУЗам, НИИ, КБ для публикации
рекламных материалов.
Возможно заключение долгосрочных
договоров.
Оплата по соглашению.
Наш адрес: 113114 Москва, Шлюзовая
набережная, 10.
Телефон для справок: 924-22*28.