Производственное издание
Совалов Соломон Абрамович
Семенов Владимир Александрович
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
Редактор издательства И. И. Лобысева
Художественные редакторы Ю. С Шлепер, Г И. Панфилова
Технический редактор Т Ю. Андреева
Корректор Л. С. Тимохова
ИБ № 1351
Сдано в набор 28 01 88 Подписано в печать 23 05 88 Т-00135 Формат
60 X 88'/i6 Бумага ГИ11 № 1 Гарнитура литературная
Печать офсетная Уел печ л 25,48 Уел кр отт 25,48 Уч-изд л 28,43
Тираж 6000 экз Заказ 2431 Цена 1 р 80 к
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М 114, Шлюзовая наб , 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного
Знамени МПО «Первая Образцовая типография» имени А А Жданова
Союзполиграфпрома при Госкомиздате СССР 113054, Москва, М-54,
Валовая, 28

ния перетоков по связям между ОЭС и некоторым внутренним
связям ОЭС воздействием на системы ЛРЧМ ОЭС Юга, Северо
Запада и Урала, а также на непосредственно управляемые
регулирующие электростанции ОЭС Центра и Средней Волги
В дальнейшем функции координации работы систем АРЧМ
уровня ОЭС будут расширены за счет включения в общую
иерархическую систему создаваемых АРЧМ ОЭС Средней
Волги и Северного Кавказа
В течение рассматриваемого периода проводились работы
по созданию новых систем разных уровней управления и за
мене ряда действующих аналоговых систем на цифровые.
К середине 80 х годов в ЕЭС и изолированно работающей
ОЭС Средней Азии находились в работе ЦКС уровня ЕЭС
шесть систем уровня ОЭС, шесть уровня энергосистем и две
местные системы (электростанций) Из этих систем на базе
ЭВМ выполнены, кроме ЦКС, ЦС АРЧМ Северо Запада, Ура
ла, Юга и Сибири, разрабатываются цифровые ЦС АРЧМ для
ОЭС Северного Кавказа, Закавказья и Средней Азии
Действующие аналоговые и цифровые системы АРЧМ конт
ролируют 5 ВЛ 750 кВ, 30 ВЛ 400—500 кВ и 24 ВЛ 110—330 кВ
К регулированию привлечены 24 ГЭС и несколько ТЭС с энер
гоблоками 150—300 МВт При этом действием систем АРЧМ
охвачены основные транзиты F3C СССР в направлениях
Центр — Северо Запад и Центр Средняя Волга — Урал —
Казахстан — Сибирь, а также наиболее важные транзиты ОЭС
Средней Волги
Важным этапом развития противоаварийного автомати
ческого управления стало создание цифровых ЦС ПА крупных
районов основной сети F3C СССР Первые такие системы имети
центры управления на крупных электростанциях и узловой
подстанции 500 кВ В первой половине 80 х годов были сданы
в эксплуатацию ЦС ПА на базе специализированной ЭВМ
ТА 100 Братско Усть Илимского узла с центром управления
на Братской ГЭС, сети 500 кВ ОЭС Урала с центром управле
иия на подстанции 500 кВ Южная Свердловской энер| осистемы
и узла Костромской ГЭС Создаются системы ПА ОЭС Северо
Запада, Средней Волги, Урала Центра и др В дальнейшем
намечается охват районными цифровыми системами ПА всей
основной сети ЕЭС СССР с возложением на часть из них функ
ций координации действия нескольких систем, взаимосвязанных
но режиму районов противоаварийного управления, или с осу
ществлением координации с помощью ОИУК АСДУ и
организацией взаимодействия систем ПА с другими звеньями АСДУ —
в особенности с системами АРЧМ Прорабатываются вопросы
создания иерархической системы противоаварийного управле
ния крупными районами ОЭС или их частей с использованием
микроЭВМ на низших ступенях иерархии
28
На достигнутом уровне развития ПА децентрализованными
и централизованными комплексами автоматики охвачены вся
основная сеть и межгосударственные связи ЕЭС, к аварийно
му регулированию привлечены более 240 агрегатов 29 ГЭС
и около ЗЬО агрегатов ТЭС и АЭС
Рассматриваемое в настоящей книге противоаварийное
управление относится к двум низшим временным уровням
управления уровню оперативною управления (действия one
ративного персонала по предотвращению, ограничению разви-
1ия и ликвидации аварий) и уровню автоматическою управ
ления (действие систем и устройств ПА)
ГЛАВА ПЕРВАЯ
НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПО НАДЕЖНОСТИ
1.1. Общая характеристика действующих в СССР
нормативных материалов по надежности энергосистем
Нормирование надежности энергосистем имеет конечной
целого реализацию требований к выполнению энергосистемой
своей основной функции — бесперебойного снабжения потреби
телей электроэнергией в заданном объеме при соблюдении
установленных норм качества электроэнергии Двойная —
структурная (территориальная) и временная — иерархия управ
ления развитием и функционированием электроэнергетическою
хозяйства обусловливает необходимость системного подхода
к нормированию надежности электроснабжения (функции
теплоснабжения, имеющие в основном местное значение, здесь
не рассматриваются)
Учет требований надежности необходим при принятии реше
ний, относящихся ко всем основным структурным ступеням
электроэнергетики ЕЭС СССР, территориальным ОЭС, энерго
системам и отдельным энергорайонам, 1енерирующим и
нагрузочным узлам основной электрической сети, участкам
распределительной сети и ее узлам (группам потребителей), отдельным
электроприемникам
Решения по обеспечению надежности должны приниматься
на каждом из временных уровней управления развитием и
функционированием электроэнер1етики. при предпроектной раз
работке основных направлений развития ЕЭС СССР и отрасли
в целом, на всех последовательных этапах проектирования
ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем и энергообъектов, в процессе
эксплуатации электроэнергетического хозяйства, при оператив
29

но диспетчерском управлении — планировании режимов, авто
матизированном и автоматическом управлении нормальными
и аварийными режимами Этим определяется исключительно
широкий Kpyi задач, при решении которых необходим учет
требований надежности
Разработка и совершенствование директивных материалов
по надежности должны быть направлены на создание комплекса
взаимоувязанных нормативов надежности энергосистем, в со
ответствии с которыми решения, принимаемые на различных
этапах проектирования и эксплуатации, обеспечивали бы не
обходимый уровень надежности электроснабжения
Исключительная сложность создания такого комплекса
обусловлена разнообразием задач, решаемых с учетом требо
вании надежности, резкими различиями в заблаговременности
принимаемых решений, в достоверности исходных данных,
степени детализации (конкретизации) намечаемых мероприятий
и т д Трудности создания достаточно полных (охватывающих
задачи всех структурных ступеней и временных уровней) и взаи
мосогласованных (для далеких друг от друга ступеней и уров
ней — по крайней мере непротиворечивых) нормативов надежно
сти, усугубляются необходимостью рассмотрения и учета ряда
единичных свойств надежности (безотказности, долговечности,
ремонтопригодности, режимной управляемости, живучести,
безопасности), каждое из которых может иметь определяющее
значение при решении отдельных проектных и эксплуатацион
ных задач
Повышение уровня надежности приводит к снижению ущерба,
наносимого потребителям нарушениями электроснабжения
(недоотпуском электроэнергии) или недопустимым снижением
качества электроэнергии, но этот эффект достигается за счет
дополнительных затрат в системе электроснабжения Рассмат
ривая надежность как экономическую категорию, можно решать
задачи, связанные с выбором мероприятий по обеспечению па
дежности, как оптимизационные на основе технико экономи
ческих расчетов по критерию минимума приведенных затра!,
включающих ущерб от ненадежности Использование оптимиза
ционного подхода связано с рядом ограничений в ряде случаев
ущерб от нарушения электроснабжения не имеет своего ма
териального (денежного) выражения, а в тех случаях, когда
такая количественная оценка в принципе возможна, она за
труднена необходимостью решения вероятностной задачи
определения математическою ожидания значения недоотпуска
электроэнергии, отсутствием достаточно достоверной
информации как для решения этой задачи, так и для расчета ущерба,
зависящего от ряда факторов — характера нагрузки, особен
ностей технологического процесса, глубины, длительности, сте
пени внезапности нарушения электроснабжения и т д
30
Имеется тенденция расширения использования оптимиза
ционного подхода, и в настоящее время некоторые задачи по
развитию энергосистем и управлению их режимами решаются
на основе оптимизационных принципов с использованием
методики и рекомендуемых экспертных оценок ущерба, содер
жащихся в действующих директивных и методических материалах
Использование оптимизационного подхода не исключает необ
ходимости выполнения директивных указаний, которые уста
навливают ограничения, подлежащие учету при решении
оптимизационных задач
Вместе с тем сложность современных эиергообъединеиий и
процессов их функционирования, недостаточная точность ис
ходной информации, увеличивающаяся с увеличением заблаго
временности формирования решений, необходимость выработки
массовых решений определяют целесообразность преимущест
венного применения нормативного подхода, при котором учет
требований надежности осуществляется в соответствии с нор
мативными указаниями, содержащимися в директивных материа
лах по проектированию и эксплуатации энергосистем
Примером целесообразности применения нормативного
подхода вследствие сложности исследуемого процесса является
используемая при проектировании и в эксплуатации методика
назначения, исходя из требований надежности, предельно
допустимых перетоков активной мощности по контролируемым
линиям электропередачи и сечениям на основании
нормативных запасов устойчивости и расчетов динамической
устойчивости при нормативных (расчетных) возмущениях
Недостаточная точность исходной информации не позволяет
эффективно использовать трудоемкие оптимизационные расчеты
для выбора резервов генерирующей мощности при прогнози
ровании и проектировании развития энергосистем, когда
величина резерва соизмерима с точностью определения
установленной мощности электростанций
Примером целесообразности использования нормативов при
выработке массовых решений является установление нормами
технологического проектирования типовых схем распредели
тельных устройств электростанций и подстанций
Преимущественное применение в настоящее время имеет
нормативный подход, при котором учет требований надежности
осуществляется в соответствии с нормативными указаниями,
содержащимися в директивных материалах по проектированию
и эксплуатации энергосистем
Следует различать два способа нормирования надеж
ности [1]
установление нормативных количественных значений
показателей, характеризующих отдельные свойства надежности,
«опосредованное» нормирование уровней надежности на
31

основе нормативных требовании к энергосистеме (ОЭС, F3C),
отдельным ее элементам, системам управления, средствам обес
печения надежности и i д
Непосредственное нормирование показателей надежности
ограничивается тем, что работы по обоснованию выбора этих
показателей не завершены и апробированный состав таких но
казателей отсутствует На настоящем этапе преимущественное
применение получило «опосредованное» нормирование
На надежность энерюсистем значительное влияние оказы
вает надежность оборудования аппаратуры, средств автома
тизации и управления, коюрая зависит от соответствия их
системным требованиям, от качества их изготоьления и мон
тажа, от условий, в которых они используются, и от уровня
ремонтно-эксплуатационного обслуживания Сохранность и ра
ботоспособность элементов энергосистемы обеспечиваются про
ведением ремонтов в соответствии с директивными указаниями,
устанавливающими периодичность и длительность ремонтов,
а также строгим соблюдением эксплуатационных инструкций
При выработке нормативов надежности энергосистем показа
тели надежности оборудования обычно считаются заданными
(в соответствии с имеющимися в нормативных материалах
рекомендациями или на основе статистических данных по
работе существующего оборудования и про1нозных данных для
вновь создаваемого)
При заданных показателях надежности оборудования на
дежность энергосистем и бесперебойность электроснабжения
потребителей обеспечиваются выбором рациональной
структуры энергосистем (ОЭС, ЕЭС СССР), обеспечением резервов
мощности (а также энергоресурсов) и пропускной способности
электрических сетей, реализацией требований к надежности схем
присоединения электростанций (надежность выпуска мощности),
схем питания узлов нагрузки основной и распределительной
сетей (включая схемы внешнего электроснабжения крупных
потребителей), главных схем электрических соединений, схем
собственных нужд электростанций и понижающих подстанций
Наряду с указанным для обеспечения надежности необходимо
определение, объема оснащения всей системы электроснабже
иия средствами РЗ, линейной и противоаварийной автоматики,
принципов организации эксплуатации электростанций и
электрических сетей, структуры оперативно диспетчерского управ
ления, состава работ по оснащению энергосистем и
энергообъектов средствами оперативного и автоматического управ
лепия, порядка разработки и ведения режимов ЕЭС СССР,
ОЭС и энергосистем, системы обучения эксплуатационного н
оперативного персонала методам предотвращения и ликвида
ции аварийных нарушений и т д
В СССР в ряде действующих отраслевых директивных до
32
кументов содержатся основные нормативные требования и
методические указания по обеспечению надежности при про
ектировании развития энерюсистем ведении эксплуатации и
оперативном управлении Часть этих документов представляет
собой руководящие указания по проектированию энергосистем
и энергообъектов, другие, такие, например, как «Правила
технической эксплуатации электрических станции и сетей» (ШЭ),
посвящены в основном вопросам эксплуатации, но содержат
1акже краткое изложение требований к проектированию (ус
гройству) энергетических установок В то же время имеется ряд
документов таких, например, как «Правила устройства электро
установок» (ПУЭ) и «Руководящие указания по устойчивости
энергосиаем», обязательных как для проектных, так и для
эксплуатационных организаций
Содержащиеся в этих директивных документах норматив
ные и методические указания по надежности формировались
на основе обобщения многолетнею опыта проектирования и
эксплуатации энергосиаем и анализа результатов специальных
технико экономических исследований в рассматриваемой об
тасти
1 2. Правила устройства электроустановок
Основные требования к надежности электроснабжения
потребителей установлены «Правилами устройства электро
установок» (ПУЭ) [2], в которых электроприемиики разделены
по степени их ответственности на три категории и для каждой
из них установлены условия резервирования элек1роснабжения
Эти требования ПУЭ относятся к важнейшим косвенным,
«опосредованным» нормативам, применяемым при решении
проектных и эксплуатационных задач и связанным с определе
нием уровня надежности электроснабжения, реализация всех
других (прямых и косвенных) нормативных требований должна
быть обусловлена обязательным соблюдением требований ПУЭ
К первой категории отнесены электроприемники, пе
рерыв электроснабжения которых может повлечь за собой
опасность для жизни чюдеи, значительный ущерб народному
хозяйству повреждение дороюстоящего основного оборудова
ния, массовый брак продукции расстройство сложного техно
логического процесса нарушение функционирования особо
важных элементов коммунального хозяйства Электроприем
ники первой категории должны обеспечиваться электроэнер
гиеи от двух независимых взаимно резервирующих источников
питания, и перерыв их электроснабжения при потере одного
из источников питания может быть допущен лишь на время
автоматического восс1ановления электроснабжения.
зз
2-2431

Из состава электроприемников первой категории выделяется
особая группа электроприемников, бесперебойная работа
которых необходима для безаварийного останова производства
с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожа
ров и повреждения дорогостоящего основного оборудования
Для электроснабжения электроприемников этой группы должно
предусматриваться дополнительное питание от третьего (взаимно
резервирующего) источника питания
В соответствии с ПУЭ независимым считается источник пи
тания, на котором сохраняется напряжение в пределах,
регламентированных для послеаварийного режима, при исчезновении
напряжения на другом или других источниках питания элект
роприемника К числу независимых источников питания от
носятся две секции или системы шин одной или двух
электростанций и подстанций при одновременном соблюдении
следующих двух условий каждая из секций (систем) шин в свою оче
редь имеет питание от независимого источника питания, секции
(системы) шин не связаны между собой или имеют связь, ав
томатически отключающуюся при нарушении нормальной
работы одной из секций (систем) шин
В качестве второго независимого источника питания для
электроприемников первой категории и третьего для электро
приемников особой группы могут быть использованы также
специальные агрегаты бесперебойною питания, аккумуляторные
батареи и т п
Если невозможно обеспечить непрерывность технологического
процесса резервированием электроснабжения или если такое ре
зервирование экономически нецелесообразно, должно быть
осуществлено технологическое резервирование (установка
взаимно резервирующих технологических агрегатов, применение
специальных устройств безаварийного останова технологи
ческого процесса, действующих при нарушении электроснаб
жения)
При особо сложном технологическом процессе, требующем
длительного времени на восстановление рабочего режима,
к двум независимым взаимно резервирующим источникам
питания электроприемников первой категории могут быть (при на
личии техиико экономических обоснований) предъявлены до
полнительные требования
Ко второй категории отнесены электроприемники, пере
рыв электроснабжения которых приводит к массовому недо-
отпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов
и промышленного транспорта, нарушению нормальной
деятельности значительного количества городских и сельских жи
телей Электроприемники этой категории рекомендуется обес
печивать электроэнергией от двух независимых взаимно резер
вирующих источников питания
34
Для электроприемников второй категории при нарушении
электроснабжения от одного из источников питания допустимы
перерывы электроснабжения на время, необходимое для вклю
чения резервного питания действиями дежурного персонала или
выездной оперативной бриоды
Допускается питание электроприемииков второй категории
по одной воздушной линии, в том числе с кабельной вставкой
(двумя кабелями), если обеспечена возможность проведения
аварийного ремонта этой линии за время не более суток, а
также питание по одной кабельной линии, состоящей не менее
чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему ап
парату
При наличии централизованного резерва трансформаторов
и возможности замены повредившегося трансформатора за вре
мя не более 1 сут допускается питание электроприемников
второй категории от одного трансформатора
Все остальные электроприемники, не подходящие под опре
деления указанных выше категорий, отнесены к третьей
категории Электроснабжение этих электроприемников может
выполняться от одного источника питания при условии, что
перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или
замены поврежденного элемента системы электроснабжения,
не превышают 1 сут
1 3. Нормативные материалы по проектированию
энергосистем и энергообъектов
Действующие «Руководящие указания и нормативы по
проектированию развития энергосистем» [3], разработанные
Энергосетьпроектом и утвержденные Минэнерго СССР в 1981 г,
являются основным директивным документом, требования
которого распространяются на все виды проектных работ по
развитию энергосистем, их объединений и электрических сетей
напряжением 35 кВ и выше При подготовке этого документа
были использованы «Рекомендации по учету надежности при
проектировании развития энергосистем», составленные комис
сией специалистов, обобщившей работы Энергосетьпроекта
(и его отделений), СЭИ, ЭНИН и ВНИИЭ и одобренные Науч
ным советом по комплексным проблемам энергетики АН СССР
«Руководящими указаниями и нормативами по проектированию
развития энергосистем» определен состав других нормативных
и руководящих материалов, которые должны использоваться
при проектировании развития энергосистем
Рассматриваемая комплексная задача проектирования фор
мулируется как «разработка с учетом новейших достижений
науки и техники и технико экономическое обоснование решений,
определяющих формирование энергетических объединений
15

и развитие электрических станций, электрических сетей и
средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечи
вается целесообразная надежность снабжения потребителей
электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и
требуемого качества с наименьшими затратами» [3]
Проектирование энергосистем (ОЭС ЕЭС СССР) включает
в себя проведение 1 раз в 5 лет полного цикла внестадийных
проектных работ по развитию энергосистем (ОЭС ЕЭС СССР)
и средств их эксплуатации и управления на перспективу 15—
20 и 5—10 лет, периодическую корректировку указанных работ
по мере уточнения исходных данных разработку энер1ети
ческих и элсктросетевых разделов в составе внестадийных ра
бот по отдельным вопросам развития энергетики (размещение
ГЭС и ГАЭС, теплоснабжение юродов и др.), а также в составе
проектов электростанций и крупных сетевых объектов разра
ботку схем внешнего электроснабжения объектов народного
хозяйства (магистральных железных доро1 и трубопроводов
промышленных узлов и отдельных крупных предприятий)
энергетических разделов схем районной планировки и генпла
нов городов Обоснование проектных решений по развитию
энергосистем осуществляется путем технико экономического
сопоставления по критерию минимума приведенных затрат
вариантов развития энергосистемы в целом и отдельных ее
частей (элементов)
Учет требований надежности включением в состав прнве
денных затрат ущерба от недостаточной надежности электро
снабжения (недоотпуска электроэнергии) рекомендуется осу
ществлять при выполнении техпико экономических расчетов по
определению резерва мощности и пропускной способности основ
пых электрических сетей по условиям взаиморезервирования
при сравнении эффективности рассматриваемых мероприятий
для обеспечения требуемого уровня надежности, а также при
обосновании специальных мероприятий для повышения надеж
ности сверх обязательных нормативных требований
В «Руководящих указаниях и нормативах по проектированию
развития энерюсистем» содержится ряд важных указаний по
надежности, относящихся к определению баланса мощности
и размера необходимого резерва, пропускной способности
основных электрических сетей схем присоединения к Э1им сетям
крупных электростанций и понижающих подстанций, а также по
резервированию питания узлов нагрузки основной и распредели
тельной сетей Указывается на необходимость на всех стадиях
проектирования развития энергосистем рассматривать (с
соответствующей степенью конкретизации) вопросы ор1анизации
ремонтно эксплуатационного обслуживания, оснащении сред
ствами тиспетчерского и технологического управления обес
печения устойчивости параллельной работы создания автома
36
тизированных систем управления обсегсчения необходимых
средств РЗ и системной автоматики
Уже на первых этапах проектирования на основе анализа
имеющегося опыта должна даваться общая оценка
достаточности и эффективности средств повышения устойчивости ав
томатизированных и автоматических систем управления а на
последующих этапах для расчета нормальных и ремонтных ре
жимов следует оценивать возможные последствия отказов
средств РЗ, ПА и коммутационных аппаратов
Необходимый ввод мощности на электростанциях опре
дсляется условиями покрытия максимума нагрузки и создания
требуемого резерва мощности при этом учитывается необхо
димость демонтажа устаревшего и изношенного (не подле
жащего модернизации) оборудования
Баланс мощности составляется дтя периода прохождения
шмнего годового максимума нагрузки При наличии крупных
сезонных потребителей пибо электростанции с существенными
сезонными изменениями располагаемой мощности производится
проверка баланса для весенне летнего периода
Располагаемая мощность электростанций учитываемая в
приходной части баланса мощности на период годового мак
симума нагрузки, определяется по суммарной установленной
мощности за вычетом имеющихся ограничений В приходную
часть баланса мощности не включается мощность головных
образцов нового оборудования, вводимых в течение расчетного
года, и серийных агрегатов, вводимых в IV квартале того же
года (ограничения из за неполного освоения вновь вводимого
оборудования)
В составе ограничении учитываются снижения располагаемой
мощности из-за ограничении по вы чаче мощности пссоответст
вия между отдельными элементами этектростанций, отсутствия
тепловых нагрузок (для турбин с противодавлением),
увеличенного отбора пара снижения напора ГЭС или снижения
используемой мощности ГЭС по условиям удовлетворения по
требпостен неэнергетических потребителей и т д При состав
лении балансов мощности на перспективу более 5 тет суммарное
снижение мощности по указанным причинам принимается в
среднем по ЕЭС СССР в размере 10% установленной мощности
Снижение мощности ГЭС в условиях расчетного маловод
ного года учитывается в балансе отдельно как «неиспользуемая
мощность».
При расчете баланса мощности энергосистемы работающей
в составе энергообьединения учитываются планируемые потоки
мощности между энергосистемами прием мощности
энергосистемой — в приходной части ее баланса, выдача мощности в
смежную энергосистему — в расходной части Планируемый
обмен мощностью между энергосистемами а также размер
37

расчетного резерва мощности определяются но данным
балансам мощности и условиям обеспечения надежности энерго
объединения При определении расходной части баланса
мощности энергосистемы принимается абсолютный
(«нерегулярный») годовой максимум нагрузки энергосистемы В качестве
расчетно! о максимального графика нагрузки энергосистемы рас
сматривается график среднего рабочего дня на наиболее
загруженную декаду зимнего периода (обычно для декабря),
максимум нагрузки по этому графику представляет собой «регу
лярный» юдовой максимум Нерегулярный максимум может
быть определен прибавлением к регулярному величины ДР„1р
ДА,Ч> = 0 01Я« + 1,24Л/Л;) (1 1)
где Ры — регулярный максимум, МВт
Расчетный резерв мощности определяется с учетом пропуск
ной способности системообразующих сетей и в общем случае
представляет собой сумму
ремонтного резерва, необходимого для возмещения сниже
ний мощности из за плановых ремонтов оборудования,
расчетного оперативного резерва, включающего две
определяемые совместно составляющие — аварийный резерв, воспол
няющий аварийные снижения мощности из за отказов оборудо
вания, и нагрузочный резерв, компенсирующий непредвиденные
отклонения расчетного (нерегулярного) максимума от планируе
мого значения,
народнохозяйственного резерва, предназначаемого для
компенсации нарушений баланса, вызванных опережающим
развитием отдельных отраслей народного хозяйства
Ремонтный резерв определяется отдельно для текущих и ка
питальных (включая средние) ремонтов основного оборудования
Размер резерва для текущих ремонтов, проводимых в период
максимума, принимается в процентах располагаемой мощности
каждого вида оборудования электростанций для имеющих
поперечные связи КЭС и ТЭЦ с агрегатами мощностью менее
100 МВт 2%, с агрегатами 100—135 МВт— 3,5%, для КЭС
и ТЭЦ с энергоблоками 150—200 МВт — 4—4,5%, с энерюбло
ками 250—300 МВт — 5%, для КЭС с энергоблоками от 500 МВт
(24 МПа) до 1600 МВт —5 5—7%, для АЭС с реакторами
210—365 МВт —3%, с реакторами 440 МВт 4%, с
реакторами 1000 МВт — 5,5%, с реакторами 1500 МВт и более — 6%
Для проведения текущих ремонтов агрегатов ГЭС в период
зимнего максимума нагрузок резерв не предусматривается
Капитальные и средние ремонты оборудования проводятся,
как правило, в период сезонного спада нагрузок При недоста
точности сезонною спада необходимый дополнительный резерв
для периода зимнего максимума нагрузок определяется исходя
из установленных значений периодичности и длительности ка-
38
питальных (включая средние) ремонтов на основе анализа
годового графика нагрузки При отсутствии более точных данных
могут быть приняты следующие значения среднегодовой дли
тельности простоя оборудования электростанций в капитальных
и средних ремонтах для агрегатов ГЭС и ГАЭС 4,1% кален
дарного времени, для имеющих поперечные связи КЭС и ТЭЦ с
агрегатами мощностью менее 100 МВт — 2,5%, с агрегатами
100—135 МВт —3,5%, для КЭС и ТЭЦ с энергоблоками 150—
200 МВт —4,5—5%, с энергоблоками 250—300 МВт — 5,5%
для КЭС с энергоблоками от 500 МВт (24 МПа) до 1600 МВт —
6—8%, для АЭС с реакторами 210- 365 МВт— 10%, с
реакторами 440 МВт— 11,5%, с реакторами 1000 МВт— 13—13,5%
(в зависимости от типа реактора), с реакторами 1500 МВт и
более — 14%
Для проведения модернизации исчерпавшего свои ресурс
оборудования, требующей вывода этого оборудования в ремонт
па длительный срок, предусматривается дополнительный ремонт
ный резерв.
Совместное определение расчетного оперативного резерва
(его размера и размещения) и пропускной способности
системообразующих связей осуществляется на основе оптимизациоп
пых расчетов по критерию минимума приведенных затрат, с
учетом математическою ожидания ущерба от ненадежности
электроснабжения. В этих расчетах учитываются структура ге
нерирующей мощности и показатели надежности агрегатов
различных типов, режим электропотребления и наличие случай
ных отклонений на|рузки от планируемых значений.
В «Руководящих указаниях и нормативах по проектированию
развития энергосистем» даны рекомендуемые для использования
показатели надежности агрегатов различных типов —
среднестатистические значения относительной длительности аварийного
простоя. Эти показатели для агрегатов ГЭС — 0,005, для ТЭС
с поперечными связями 0,02, для серийных энергоблоков (при
числе лет после выпуска первых серийных агрегатов более пяти)
мощностью 150—200 МВт — 0,045, для энергоблоков ТЭС 250—
300 МВт и АЭС 400 МВт — 0,055, для энергоблоков 500 МВт,
13 МПа — 0 055, 24 МПа — 0,07, для энергоблоков ТЭС 800 МВт
и АЭС 1000 МВт —0,075, для энергоблоков ТЭС 1200 МВт и
АЭС 1500 МВт и для энергоблоков ТЭС 1600 МВт и АЭС
2000 МВт в зависимости от числа лет после выпуска первых
серийных агрегатов — от 0,13—0,14 (год после выпуска первого
серийного агрегата) до 0,085—0,095 (5 лет и более)
Для учета случайных отклонений нагрузки при оптимизации
расчетного оперативного резерва рекомендуется рассматривать
нагрузку как случайную величину со средним значением, равным
планируемому максимуму, и среднеквадратическим отклонением,
определяемым по выражению
39

о = ЩРя„е? (12)
где Р„ „ер — нерегулярный максимум на1рузки, МВт, k — коэф
фициент зависящий от стр>ктуры и темпов роста электропотреб
ления, при отсутствии более точных данных значение k может
быть принято равным 7,5.
При определении экономически оптимального варианта разме
щения расчетного оперативного резерва и пропускной способ
ностн межсистемных связей с учетом математического ожидания
ущерба от ненадежности электроснабжения значение удельного
ущерба, вызванного недоотпуском электроэнергии при ограниче
нин максимума нагрузки, рекомендуется принимать (впредь
до уточнения характеристик \тельною ущерба) не менее
0,6 руб/(кВт-ч)
С учетом особой ответственности задачи определения резер
ва мощности в ЕЭС СССР и пропускной способности связей
между параллельно работающими ОЭС, отсутствия достаточного
опыта решения этой задачи на основе оптимизационного подхо
да, а также возможности существенных отклонений от
используемых исходных данных «Руководящие указания и нормативы
по проектированию развития энергосистем» сочетают
оптимизационный подход с нормативным и устанавливают полученные
экспертным путем минимальные значения суммарного резерва
мощности в ЕЭС СССР и пропускной способности связей между
ОЭС
Суммарный резерв мощности в ЕЭС СССР, включающий
ремонтный и оперативный резервы, а также
народнохозяйственный резерв, который принимается в размере 1% максимума
нагрузки для перспективы до 10 лет и 2% для более далекой
перспективы, не должен быть ниже 17% совмещенного максиму
ма нагрузки ЕЭС СССР
Баланс мощности считается приемлемым и в том случае,
когда приходная часть немного меньше расходной, но дефицит
не превышает половины мощности наиболее крупного из вводи
мых агрегатов (такие дефициты мощности рассматриваются как
случайные отклонения, тежащие в пределах точности прогноза)
На основании баланса мощности энергосистем (ОЭС, ЕЭС
СССР) составляется баланс электроэнергии с проверкой возмож
ности выработки требуемого количества электроэнер1ИИ, выяв
ления потребности в топливе, определения потоков электроэнер
гии между параллельно работающими энергосистемами (ОЭС)
Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголет
нему значению, производится также проверка балансов элект
роэнергии для условий расчетного маловодного года Баланс
электроэнергии считается удовлетворительным, если число часов
использования среднегодовой располагаемой мощности ТЭС в
среднем по ОЭС не превышает 6500
40
Для надежной реализации планируемого баланса электро
энергии наряду с рациональным использованием гидроресурсов
требуется обеспечение резервов топливных ресурсов, для чего
при проектировании ТЭС в соответвии с [4] предусматривается
создание
для ТЭС, работающих на угле и сланце,— склада топлива
емкостью (без учета госрезерва), как правило, на 30 суточный
расход, а для ТЭС, располагаемых в районе угольных разрезов
или шахт на расстоянии 41 —100 км,— на 15 суточный расход
на расстоянии до 40 км — на 7 суточный расход,
цля ТЭС, работающих на торфе — склада емкостью, как пра
вило, на 15 суточный расход;
для ТЭС, у которых основным топливом является мазут,
доставляемый по железной дороге, мазутохранилища емкостью
(без учета госрезерва) на 15 суточный расход, а при подаче
мазута по трубопроводам — на 3 суточный расход
для ТЭС, работающих на газе при круглосуточной подаче
его от одною источника,— аварийного мазутохозяйства с ем
костью резервуаров на 5 суточный расход, а при сезонной подаче
газа — резервного мазутохозяйства на 10 суточный расход (при
обеспечении круглосуточной подачи газа ог двух независимых
источников мазутохозяйство может при соответствующем обосно
вании не сооружаться)
В соответствии с требованиями, установленными «Руководя
щими указаниями и нормативами по проектированию развития
энергосистем» и учитываемыми при определении пропускной спо
собности межсистемных связей в ЕЭС СССР на перспективу,
суммарный балансовый поток мощности в каждом сечении, де
лящем ЕЭС на две части, должен быть не менее п% максимума
нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС, а суммар
пая пропускная способность электрических связей в этих
сечениях должна составлять не менее /и% максимума нагрузки
меньшей части, где п и т принимаются в следующих размерах
Мощность меньшей in частей ЬЭС СССР
млн. кВт . 10 25 50 100 150 и более
п % .5321510
т.,'% 15 9 6 35 3
Для ОЭС, входящих в ЕЭС СССР, резерв мощности опреде
ляется в результате оптимизации размещения суммарного резер
ва ЕЭС СССР Пропускная способность основных системообра
зующих сетей ОЭС (не являющихся межсистемными связями
ЕЭС СССР) должна выбираться по расчетным максимальным
потокам мощности, которые характеризуются неблагоприятным
размещением оборудования, выведенного в плановый и
аварийный ремонты Составляющими расчетного максимальною потока
41

мощности являются балансовый и расчетный потоки взаимопо
мощи
Расчетный поток взаимопомощи определяется выражением
P»,= l,2/V^0-/VpO> (13)
где /Vpfo — оперативный резерв части ОЭС, определенный для
условий ее изолированной работы, Np 0 - расчетный оператив
ный резерв, размещенный на электростанциях этой части
Схема и параметры основных электрических сетей энерго
систем должны удовлетворять следующим требованиям к про
иускной способности и надежности этих сетей
передача расчетных длительных потоков мощности, опреде
ленных для средних условий нахождения основного оборудо
вания электростанций в плановых и аварийных ремонтах (при
полном покрытии нагрузок всех узлов энергосистемы), должна
обеспечиваться при нормальной схеме сети и, как правило, при
отключении одного из элементов сети (цепи линии электропере
дачи или трансформатора) при нормативных запасах устойчи
вости,
передача расчетных максимальных потоков мощности,
обусловленных неблагоприятным сочетанием плановых и аварийных
ремонтов оборудования электростанций, должна обеспечиваться
при нормальной схеме также при нормативных запасах
устойчивости и допустимых уровнях напряжения
При выборе схемы и параметров основных сетей энергосистем
должны учитываться условия питания отдельных нагрузочных
узлов при наложении аварийного отключения одного из эле
ментов на плановый ремонт другого элемента сети
В процессе реализации проектной схемы основной сети энер
госистемы временно допускается неполное резервирование
отдельных узлов, дефицит мощности в которых, образующийся
во время ремонта любого поврежденного элемента, не превышает
(с учетом использования резервных источников) 25% максимума
нагрузки узла и находится в пределах до 400 МВт при питании
узла на напряжении 750 кВ, до 250 МВт — на 500 кВ, 150 МВт
на 330 кВ и 50 МВт — на 220 кВ (при условии сохранения пи
тания ответственных потребителей)
При выборе схем присоединения электростанций и
понижающих подстанций к основной электрической сети должны учиты
ваться ответственность питаемых потребителей и необходимость
сохранения транзита мощности
Схемы присоединения крупных ГЭС и КЭС на органическом
топливе на всех этапах ввода мощности должны обеспечивать
возможность выдачи в основную сеть полной мощности электро
станции (за вычетом нагрузки собственных нужд и мощности,
отдаваемой в распределительную сеть) в любой период года и
суток при работе всех отходящих ВЛ В часы максимальных
42
нагрузок энергосистемы (ОЭС, ЕЭС) выдача полной мощности
электростанции должна быть обеспечена, как правило, и при
отключенной одной из отходящих ВЛ, в отдельных случаях
допускается ограничение мощности электростанции при указан
ной ремонтной схеме в размерах, не превышающих мощность
наиболее крупного блока [3, 4]
Схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности
должна обеспечивать выдачу полной располагаемой мощности
электростанции в любой период года и суток как при нормальной
схеме основной сети, так и при отключении одной из отходящих
ВЛ [3, 5]
Между двумя узлами основной электрической сети следует
сооружать, как правило, не более двух ВЛ одного напряжения
При необходимости дополнительного усиления сети следует рас
сматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим трассам
или перехода на более высокую ступень напряжения
При проектировании развития энергосистем (ОЭС) и
основных электрических сетей должны быть выполнены расчеты токов
трехфазных и однофазных КЗ для выявления требований к ком
мутационной аппаратуре и другому оборудованию проектируе
мых РУ, а также для проверки соответствия аппаратуры в дейст
вующих РУ расчетным значениям токов КЗ Расчеты токов КЗ
(а при необходимости и скоростей восстановления напряжений)
производятся в соответствии с «Временными указаниями по
учету токов КЗ при разработке схем развития энергосистем»,
расчеты выполняются на перспективу 10 лет, а при разработке
схем развития ОЭС для узловых пунктов основной сети должна
быть произведена оценка токов КЗ на перспективу 15 лет
Уровни токов КЗ (периодической составляющей) на шинах
электростанций и подстанций не должны превышать при
напряжениях 110—150 кВ — 31,5 кА; 220—330 кВ — 40 кА, 500—
750 кВ — 63 кА, превышение этих уровней допускается в отдель
ных случаях лишь при наличии специальных обоснований
В проектах развития энергосистем (ОЭС) и электрических
сетей наряду с определением места размещения и мощности
объектов (электростанций и понижающих подстанций) произво
дится предварительный выбор принципиальных схем электри
ческих соединений и основных параметров объектов с учетом
условий их работы в энергосистеме и в соответствии с требо
ваниями норм технологического проектирования ГЭС, ТЭС, АЭС
и подстанций 35—750 кВ [3—6]
На основе проектных разработок схем развития энергосистем
(ОЭС) и участков, к которым присоединяется электростанция,
предварительно определяются также напряжения, на которых
выдается мощность электростанции в основную электрическую
сеть (как правило, принимается не более двух напряжений),
число и направление ВЛ, отходящих от РУ каждого из повышен-
43

ных напряжении, рекомендуемое распределение aipeiaTOB между
напряжениями, необходимость связи между двумя РУ повышен
ных напряжений и перетоки мощности по этой связи (или мощ
ность автотрансформаторов связи) требования к главным схе
мам, а в некоторых случаях и к электрооборудованию
электростанций связанные с обеспечением устойчивости параллельной
работы и применением ПА (секционирование шин РУ размер
аварийной разгрузки); значения токов КЗ По данным проекта
развития энергосистемы (ОЭС) \сганавливается кроме того
предельно допустимое по условиям аварийного резервирования
(резервы мощности и пропускной способности основных электри
ческих связей) значение мощности, которая может быть потеряна
при повреждении любого выключателя электростанции в том
числе шиносоединителыюго или секционною [3 4 5]
Для выполнения проектов понижающих подстанций при
проектировании развития энергосистем и электрических сетей
(а также при проектировании схем внешнего электроснабжения
крупных потребителей) предварительно определяются' район
размещения подстанции, напряжения РУ, рекомендуемые прин
ципиальные схемы электрических соединении РУ (в проектах раз
вития энергосистем и электрических сетей — РУ 110 кВ и выше)
и требования к секционированию сети; число, мощность и номи
нальные напряжения трансформаторов (автотрансформаторов),
электрические на(рузки подстанций на расчетные периоды
число и напряжение ВЛ 110 кВ и выше (чисто ВЛ 35 кВ и
ниже - на основании проектов сетей этих напряжений), уровни
и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции,
тип и мощность компенсирующих устройств, режим заземления
нейтралей трансформаторов а также требования к системной
автоматике
Уточнение принципиальных схем электрических соединении
объектов (электростанций и подстанций) выполняется при проек
тировании соответствующих объекгов в соответствии с нормами
техноло! ического проектирования [3 4—6]
В нормах технологического проектирования ТЭС и АЭС даны
указания по выбору типов повышающих трансформаторов н
трансформаторов (автотрансформаторов) связи между РУ новы
шенных напряжении и по установке резервной трансформа
торной мощности
В ряде случаев выбор варианта связи двух повышенных
напряжений — использование двух трехобмоточных трансформа
торов или автотрансформаторов связи по схеме блока 1енератор
трансформатор или в виде отдельных трансформаторов,
присоединение и\ через один или два выключателя установка одного
трехобмоточного трансформатора или даже отказ от трансфор
маторов связи — обосновывается технике экономическими расче
тами при проектировании ТЭС
44
На ТЭС (КЭС и ТЭЦ) имеющих РУ генераторного напря
/кепия, суммарная мощность трансформаторов, связывающих это
РУ с РУ повышенного напряжения, должна обеспечить выдачу
в энергосистему всей активной и реактивной мощности электро
станции за вычетом нагрузки собственных нужд и нагрузки
сети генераторного напряжения в период минимума местной на
грузки Должна быть также обеспечена выдача в сеть активной
мощности вырабатываемой электростанцией в нерабочие дни
Мощность указанных трансформаторов должна быть доста
точна для электроснабжения потребителей, получающих питание
от генераторного напряжения в период максимума нагрузок при
выходе из работы наиболее мощного генератора, присоединен
ного к этому РУ При определении необходимой мощности транс
форматоров должны быть учтены также условия пшания потре
бителей в летний период, если при снижении тепловых нагру
зок требуется остановка теплофикационных агрегатов
Каждый генератор ТЭС мощностью 300 МВт и более присое
диняется как правило, через отдельные [рансформаторы на
стороне высокого напряжения В отдельных случаях при наличии
технико экономического обоснования разрешается попарное при
соединение трансформаторов двух блоков на стороне повышен
пого напряжения либо присоединение двух генераторов к одному
трансформатору с расщепленными обмотками Во всех случаях
объединения блоков между генераторами и трансформаторами
должны устанавливаться выключатели Моноблоки АЭС, как
правило, присоединяются через отдельные трансформаторы и
выключатели на стороне повышенного напряжения При уста
ковке с одним реактором мощностью до 500 МВт двух блоков
генератор — трансформатор напряжением 330 кВ и выше допус
кается попарное присоединение этих трансформаторов на стороне
повышенного напряжения
На ТЭС с энерюблоками 300 МВт и более и на АЭС с
энергоблоками 400 МВт и более повреждение или отказ любою
из выключателей кроме секционного и шипосоетинительного
не должен, как правило, приводить к отключению более одного
блока или такого числа ВЛ которое допустимо по условию
устойчивости энер| осистемы. При повреждении или отказе сек
ционного или шиносоединительного выключателей, а также при
совпадении повреждения или отказа одного из выключателей
с ремонтом другого допускается одновременное отключение двух
энергоблоков ТЭС или двух реакторных энергоблоков АЭС и
такого числа ВЛ, которое допустимо по условию >стойчивости
энергосистемы
Повреждение или отказ любого выключателя не должны
как правило, приводить к отключению более одной цепи (двух
ВЛ) транзита напряжением 110 кВ и выше, если транзит состоит
из двух парал тельных цепей Ремонт пюбого т выключателей
45

напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отклго
чения присоединения
Отключение ВЛ, как правило, должно производиться не
более чем двумя выключателями, отключение повышающих
трансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов
собственных нужд — не более чем тремя выключателями РУ
каждого повышенного напряжения
При нескольких вариантах схемы, удовлетворяющих указан
ным требованиям, предпочтение отдается варианту, при котором
режимные переключения, вывод в ремонт отдельных цепей и
отключение поврежденных участков в аварийных режимах
требуют наименьшего количества операций с выключателями и
разъединителями в РУ повышенных напряжений
При соединении генераторов ТЭС в блоки с трехобмоточными
трансформаторами (или автотрансформаторами) между генсра
тором и трансформатором устанавливается выключатель
Для АЭС нормы предусматривают также установку выклю
чателя между генератором и работающим в блоке с ним двух
обмоточным повышающим трансформатором Решения по
установке генераторных выключателей, не соответствующие этим
указаниям, должны иметь специальные обоснования
Нормы технологического проектирования ГЭС предусматри
вают возможность применения следующих типов электрических
блоков одиночного блока генератор трансформатор, укрупнен
ного блока — нескольких гидрогенераторов, подключенных к
одному повышающему трансформатору или к группе однофазных
трансформаторов через выключатели или без них, объединенного
блока — нескольких одиночных или укрупненных блоков, объеди
ненных между собой без выключателей на стороне высшего
напряжения трансформаторов Гип блока выбирается на основе
технико экономического сопоставления с обязательным учетом
указанного выше ограничения по допустимой потере мощности
при повреждении любого выключателя
В нормах технологического проектирования электростанций
[4, 5] даны рекомендации по применению типовых главных
схем электрических соединений в соответствии с указанными
выше требованиями по надежности
Нормы технологического проектирования подстанций с вые
шим напряжением 35 750 кВ [6] предусматривают также
обязательность применения рекомендуемых типовых схем РУ
всех напряжений Применение нетиповых схем допускается
только при наличии технико-экономического обоснования (в
частности, для реконструируемых подстанций)
Этими нормами предусматривается установка на подстан
циях, как правило, двух трансформаторов, установка большего
количества трансформаторов допускается при наличии технико
экономических обоснований, а также в случаях, когда на под
46
станции требуются два средних напряжения Допускается в
первый период эксплуатации установка одного трансформатора
при условии обеспечения резервирования питания потребителей
по сетям среднего и низшею напряжений
Мощность трансформаторов должна быть достаточна для
того, чтобы при отключении наиболее мощного из них остальные
могли обеспечить питание потребителей (на время ремонта или
замены вышедшего из работы трансформатора) с учетом допус
тимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего
напряжений Для двухтрансформаторных подстанций при
отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений
мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки транс
форматора не более 70% максимальной нагрузки подстанции
на расчетный период
Проектирование однотрапсформаторных подстанций допус
кается при условии резервирования питания потребителей в соот
ветствии с требуемым уровнем надежности их электроснабжения
Как правило, на подстанциях с высшим напряжением до
500 кВ устанавливаются трехфазные трансформаторы При
отсутствии трехфазных трансформаторов необходимой мощности
могут применяться спаренные трехфазные или однофазные транс
форматоры. При установке одной группы однофазных трансфер
маторов предусматривается резервная фаза с возможностью
присоединения с помощью перемычек (при снятом напряжении)
При установке двух групп необходимость резервной фазы долж
на быть определена технико экономическими расчетами с учетом
резерва по сетям среднего напряжения
В нормах технологического проектирования энергообъектов
[4—6] значительное внимание уделено требованиям к надеж
ности работы собственных нужд электростанций и подстанций
Особо жесткие требования предъявляются к надежности питания
потребителей собственных нужд АЭС, часть этих потребителей
(первая группа по требованиям к надежности) не допускает по
условиям безопасности перерывов питания более чем на доли
секунды во всех режимах, включая режим полного исчезнове
ния напряжения переменного тока от рабочих и резервных
трансформаторов собственных нужд, и требует обязательною
наличия питания после срабатывания аварийной защиты (A3)
реактора
«Руководящими указаниями и нормативами по проектирова
нию развития энергосистем» установлен ряд требований по на
дежности, подлежащих учету при выборе схем и параметров
распределительных сетей энергосистем
При проектировании этих сетей должны обеспечиваться
надежность электроснабжения потребителей в соответствии с ПУЭ
и качество электроэнергии в соответствии с ГОСТ, возможность
проведения планово-предупредительных ремонтов с учетом на
47

дежности электроснабжения, реализация требований по осна
щению сетей средствами РЗ и ПА
Питание подстанций распределительной электрической сети
энергосистем следует предусматривать, как правило, по двум
цепям, при этом отключение одной цепи не должно приводить
к ограничению потребителей При наличии ответственных потре
бителей (электроприемники первой категории) допускается при
надлежащем обосновании применение двух одноцепных ВЛ вместо
одной двухцепной В первый период развития сетей допускается
питание по одной тупиковой ВЛ при обеспечении резервирова
ния электроприемников первой и второй категорий по сетям
среднего и низшего напряжений
Присоединение двухтрансформаторной подстанции к одноцеп
ной ВЛ с двухсторонним питанием рекомендуется осуществлять
в рассечку линии по схеме «мостик» с одним выключателем
в перемычке При установке на первом этапе одного трансфер
матора допускается присоединение по схеме ответвления без
выключателя если питание электроприемников первой категории
может быть резервировано по сети среднего или низшего напря
жения Число трансформаторов, присоединяемых по схеме от
ветвления к участку линии, не секционированному выключа
телем, не должно быть больше пяти
Присоединение подстанций к двум цепям с двухсторонним
питанием рекомендуется осуществлять по схеме ответвления без
выключателей или в рассечку цени по схеме «мостик» с выклю
чателем в перемычке, при одностороннем питании двух цепей —
по схеме двух ответвлений без выключателя с присоединением
к одной цепи не более четырех трансформаторов
Схемы внешнею электроснабжения промышленных предприя
тий и узлов электрифицированных участков железных дорог,
юродов и сельскохозяйственных потребителей должны отвечать
требованиям и рекомендациям соответствующих инструкций и
отраслевых норм |3, 7]
В нормативных материалах по проектированию городских и
поселковых электрических сетей [7] приведены перечни электро
приемников и групп элекгроприемников городских потребителей,
отнесенных в соответствии с [2] к различным категориям по
надежности
Схемы городской распределительной сети, служащей для сов
местного питания коммунально бытовых и промышленных
потребителей, выбираются применительно к основной массе электро
приемников рассматриваемою района, при этом должны быть
приняты меры для обеспечения требуемой надежности для от
дельных электроприемников высшей категории [2, 7]
Приняты следующие основные принципы построения город
скои распределительной сети
для электроприемников первой катеюрии двухлучевая
48
схема с двухсторонним питанием и АВР на напряжении 0 4 кВ
двухтрансформаторных подстанции (ТП) 10(6)/0 4 кВ при под
ключении взаимно резервирующих пиний 10(6) кВ к разным
(независимым) источникам питания,
для электроприемников второй категории — петлевая схема
сетей 10(6) и 0,4 кВ, петлевые линии 0 4 кВ могут присоеди
няться к одной или разным ТП 10(6) кВ,
для районов с электроприемниками первой и второй катего
рий — комбинированная петлевая — двухлучевая схема 10(6) кВ
с двухсторонним питанием,
для электроприемников третьей категории — сочетание пег
левой схемы для сети 10(6) кВ и радиальных нерезервируемых
линий 0,1 кВ к потребителям
При пеглевой и радиальной схемах построения
распределительных городских сетей применяются, как правило, однотранс
форматорные ТП 10(6) кВ
Директивные и методические материалы по проектированию
сетей 35(110) кВ в сельской местности предусматривают при
мепение петлевой схемы с двухтрансформаторными подстанция
ми 35(110) кВ с секционирующими выключателями Допускается
присоединение к петлевой сети одногрансформаторных подстан
ций 35(110)/10 кВ на ответвлениях [1]
Сеть 10 кВ для питания сельскохозяйственных потребителей
должна строиться по магистральном\ принципу при выделении
магистрали — части линии от центра питания до АВР — и авто
магическом секционировании магистрали, присоединении к ма
гистрали опорных трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ с
выключателями 10 кВ для секционирования и резервирования
магистрали, сокращении числа нерезервируемых ответвлений и
присоединении их к РУ 10 кВ опорных трансформаторных под
станций
Для питания наиболее ответственных сельскохозяйственных
потребителей предусматривается создание двухлучевой схемы
сети 10 кВ с подключением взаимно резервирующих линий к
независимым источникам питания и двухтрансформаторной ТП
Ю (6)/0,4 либо автоматизированной пеглевой схемы с установкой
секционирующего выключателя между трансформаторами
В соответствии с решением Научно технического совета
Минэнерго СССР при экономическом обосновании решений свя
занных с повышением надежности сельских электрических сетей,
рекомендуется принимать значение приведенных затрат на пре
дотвращение недоотпуска 1 кВт-ч электроэнергии равным 75 коп/
(кВт-ч) [8]
49

1.4. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей
В ПТЭ — основном директивном документе, устанавливаю
щем требования к организации эксплуатации электрических
станций и сетей и обеспечению ее высокого технического уровня
содержится ряд важных положений и указаний по вопросам
надежности [9]
Правила технической эксплуатации являются обязательными
для персонала ГЭС, ТЭС на органическом топливе, электри
ческих и тепловых сетей всех министерств и ведомств, для АЭС
Минатомэнерго СССР, энергоуправлений, а также (независимо
от ведомственной подчиненности) для персонала научно-исследо
вательских, конструкторских, проектных, строительно-монтажных
и наладочных организаций, выполняющих работы применительно
к электростанциям и сетям
Положения ПТЭ являются основой для разработки всех дру
1их директивных материалов Минэнерго СССР по эксплуатации
электростанции и сетей и по оперативному управлению ЕЭС
СССР, ОЭС и энергосистемами (противоаварийных и эксплуата
ционных циркуляров, типовых инструкций по эксплуатации и
ремонту оборудования положении и инструкции по оперативному
управлению и др.)
Формулируя основные обязанности работников электростан
ций, сетей и энергоуправлений ПТЭ в качестве первой из них
называют «обеспечение бесперебойною энергоснабжения потре
бителей падежной работы оборудования, исправного состояния
зданий, сооружений и коммуникаций» Обязывая эксплуата
ционный персонал поддерживать значения частоты и напряже
ния в соответствии с нормами ГОСТ на качество электроэнергии
ПТЭ устанавливают также требования к качеству тепловой
энергии (предельно допустимые отклонения значении давления и
температуры пара, отпускаемою потребителям и др ) а также
ряд требований к качеству используемых топливных ресурсов,
материалов, воды и т д
ПГЭ определяют: правила приемки в экспл\атацию нового
оборудования электрических станций и сетей, требования к ос
нащению основного оборудования средствами РЗ, измерения
автоматического регулирования и управления, периодичность
осмотров, проверок и испытании оборудования и аппаратуры,
пределы допустимых отклонении от нормальных значений пара
метров режима оборудования по условиям сохранности
оборудования и безопасности для персонала, требования, относящиеся
к проведению пуска и останова агрегатов перечень нарушений
в работе обор\дования, при которых необходим вывод его из ра
боты порядок проведения ремонтов оборудования и т д
Важнейшее значение для обеспечения надежности работы
50
энергосистем имеют директивные указания ПТЭ по
поддержанию оборудования в рабочем состоянии, достижению необходи
мого уровня управляемости и использованию перегрузочных
способностей оборудования в целях стабилизации параметров
режима и ограничения их отклонений в аварийных условиях,
быстрейшей ликвидации нарушений нормального режима
В соответствии с указаниями ПТЭ капитальный ремонт тур
боагрегатов мощностью до 100 МВт должен выполняться 1 раз
в 4—5 лет, мощностью свыше 100 МВт— 1 раз в 3—4 года
ПТЭ содержат требовании о нормировании регулировочных
диапазонов энергоблоков при неизменном составе работающею
оборудования, технических минимумов нагрузки энергоблоков
(с изменением состава работающего оборудования и отключе
нием отдельных автоматических регуляторов), предельных ско
ростей изменения нагрузки энергоблоков
К системе регулирования паровых турбин предъявляется тре
бование обеспечивать устойчивую работу турбин на холостом
ходу с номинальной частотой вращения и удерживать частоту
вращения ротора ниже уставки срабатывания автомата безопас
ности при сбросе полной нагрузки
Гидроагрегаты должны быть полностью автоматизированы
и должны работать в режиме автоматического регулирования
Гидрогенераторы, работающие в режиме синхронного компенса
тора, должны быть готовы к немедленному автоматическому
переводу в генераторный режим
Указания ПТЭ предусматривают обязательное наличие на
генераторах и синхронных компенсаторах АРВ и устройств
форсировки возбуждения, настроенных так, чтобы при значн
тельных понижениях напряжения в сети обеспечивались повыше
ние возбуждения до предельного значения — как правило, не
ниже двукратного номинального, а также заданная ГОСТ и
техническими условиями скорость нарастания возбуждения оспа
щение генераторов и СК с непосредственным охлаждением об
мотки ротора устройствами ограничения длительности форсиров
ки до заданного (допустимого) значения
Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)
трансформаторов должны постоянно находиться в работе, и,
как правило, управление ре1улированием должно быть автомати
зировано (с контролем работы с помощью счетчиков числа пе
реключений)
ПТЭ устанавливают допустимость в аварийных условиях
кратковременных перегрузок генераторов и синхронных
компенсаторов по токам статора и ротора. При отсутствии соответст
вующих указаний в технических условиях кратности предельных
значений тока статора составляют 1 1 по отношению к номиналь
ному значению при длительности перегрузки 60 мин и достига
ют 1,5—2 (в зависимости от способа охлаждения статора) при
51

длительности I с, предельные значения токов ротора генератора
и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением опреде
ляются допустимой перегрузкой статора, а для генераторов с
непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора до
пускаются кратности тока ротора по отношению к номинальном\
значению от 1 06 в течение 60 мин до 2 в течение 20—30 с (в за
висимости от типа генератора)
В аварийных режимах допускается кратковременная пере
грузка масляных трансформаторов сверх номинального гока
(при всех системах охлаждения независимо от длительности и
значения предшествующей нагрузки и температуры
охлаждающей среды) в размере от 30% при длительности перегрузки
120 мин до 100% при длительности 10 мин. Допускается также
перегрузка масляных трансформаторов в течение 5 сут до 40%
сверх номинального тока общей продолжительностью не более
6 ч в с\тки (при коэффициенте начальной нагрузки не более
0,93)
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наиболь
шее рабочее напряжение не должно превышать 1 10% номиналь
ною
На трансформаторах допускается повышение напряжения
сверх номинального длительно на 5% и на время до 6 ч в сутки
на 10% при нагрузке не выше номинальной Для трансформа
горов работающих в блоке с генераторами, и автотрансформато
ров без ответвлении в нейтрали и последовательных регулиро
вочных трансформаторов допускается длительное повышение
напряжения сверх номинального на 10% при нагрузке не выше
номинальной для автотрансформаторов с ответвлениями в ней
трали для регулирования напряжения или предназначенных
для работы с последовательными регулировочными трансформа
горами допускаемое повышение напряжения определяется по
данным завода-изготовителя Допускаемые повышении напря
жения трансформаторов в аварийных условиях устанавливаются
типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов
Кратковременные повышения напряжения промышленной ча
стоты на оборудовании сетей 110—750 кВ, допускаемые при
производстве оперативных переключении и в аварийных режи
мах, не должны превышать установленные ПТЭ пределы. Так,
например, для оборудования 750 кВ допускается повышение
напряжения в течение 2 мин до 1,1 номинальною значения
(количество случаев таких повышений не должно превышать 50 в
год, промежуток времени между двумя повышениями напряже
ния - не менее 1 ч), а при длительности 0,1 с— 1,76 для сило
вых трансформаторов и 1,98 для другого оборудования (комму
тационных аппаратов шунтирующих реакторов и др )
При ликвидации аварии разрешается включать на парал
летьную работу способом самосинхронизации турбогенераторы
52
мощностью 200 МВт и ниже и гидрогенераторы мощностью
500 МВт и ниже, генераторы большей мощности разрешается
включагь этим способом при условии, что кратность сверхперс
ходного тока к поминальному не превышает 3 0
Допускается кратковременная (пс более 30 мин) работа гур
богенераторов с косвенным охлаждением обмоток в асинхронном
режиме без возбуждения при нагрузке до 60% номинальной
Допустимая нагрузка и продолжитетьность работы в асинхрон
ном режиме без возбуждения турбогенераторов с непосредствен
ным охлаждением обмоток устанавливаются на основании
специальных испытаний или директивных материалов Работа
гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ро
тора в асинхронном режиме без возбуждения а также работа
в асинхронном режиме с возбуждением отдельного генератора
тюбого типа относитетьно др\гих генераторов электростанции
не допускается
Значительное внимание уделено в ШЭ вопросам
эксплуатации специальною оборудования АЭС и обеспечению ядерной
безопасности
Наряду с основными положениями по организации эксплуа
тации электрических станций и сетей и задачами администра
тивно хозяйственного руководства ПТЭ определяют структур\
оперативно-диспетчерского управления основные требования по
оснащению диспетчерских управлений энергосистем, предприятий
сетей и энергообъектов средствами диспетчерского и технологи
ческою управления формы и содержание оперативной деятель
ности ПТЭ устанавливают категории оперативного подчине
ния — оперативное управление и оперативное ведение - и дают
общие указания о порядке распределения оборудования ВЛ,
автоматических устройств и средств управления по оперативной
подчиненности для различных ступеней иерархии диспетчерского
управления
В целях обеспечения надежной работы энергосистем (ОЭС
ЕЭС СССР) н бесперебойности электроснабжения погребите
лей ПТЭ пред\сматривают включение в состав работ, выполняс
мых
при долгосрочном планировании — составление юдовых
квартальных и месячных балансов электроэнергии, балансов
мощности на часы максимума на1рузки; составление годовых
квартальных и месячных планов ремонтов оборудования электро
станций и электрических сетей РЗ и системной автоматики
разработку схем электрических соединений для нормального
режима, расчеты режимов и устойчивости параллельной работы
определение параметров настройки средств автоматического
управления и ПА расчеты токов КЗ и проверку допустимости
нх тля оборудования и аппаратуры; составление инструкций для
■S3

оперативною персонала но ведению режима энергосистемы и
использованию средств системной автоматики,
при краткосрочном планировании — задание суточных гра
фиков работы энергосистем (ОЭС, ЕЭС СССР), решение
вопросов по заявке о выводе в ремонт или включений в работу обору
дования с проработкой необходимых режимных мероприятий и
мероприятий, связанных с изменением настройки устройств РЗ,
ПА и систем автоматического управления режимами,
определение оперативных (в том числе ремонтных) схем электрических
соединений
ПТЭ устанавливают порядок разработки эксплуатационных
схем и режимов ЕЭС СССР, ОЭС и энергосистем и требования
к этим схемам и режимам, связанные с обеспечением надеж
ности
Оперативные схемы электрических соединений энергообъек
тов, энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР наряду с требованиями по
экономичности режима и качеству электроэнергии должны
обеспечивать надежное электроснабжение потребителей, устой
чивую работу энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР в целом, ограни
чение гоков КЗ пределами, допустимыми для оборудования и
аппаратуры, локализацию аварий с минимальными потерями
генерирующей мощности и минимальными отключениями потре
бителей
Оперативные схемы собственных нужд электростанций и
подстанций должны устанавливаться исходя из требований
секционирования шин, АВР питания каждой из секций шин при
исчезновении на пей напряжения, по любой причине,
обеспечения от резервною источника питания (при действии АВР основ
ных шин собственных нужд) самозапуска всех ответственных
электродвигателей, кратковременно оставшихся без питания,
распределения источников питания собственных нужд по систе
мам и секциям шин с учетом действия устройств АВР и сохра
нения в работе собственных нужд при исчезновении напряжения
на секции, распределения механизмов собственных нужд по
секциям из условия минимального нарушения работы электростан
ции или подстанции в случае выхода из строя любой секции,
надежною питания собственных нужд при несинхронной работе
шин (частей) электростанции, обеспечения полного или частич
ного отделения питания собственных нужд электростанций от
энергосистемы с наименьшей потерей рабочей мощности при
понижении частоты и напряжения до значений, создающих угро
зу нарушения работы механизмов собственных нужд
В ПТЭ содержатся также указания, важные для обеспече
ния необходимого уровня «управляемости» энергосистемы, ста
билизации значения частоты в нормальном режиме и ограниче
нии ее аварийных отклонений При изменении частоты все турбо-
и гидроагрегаты должны автоматически изменять нагрузку в
54
соответствии с параметрами и настройкой системы первичного
регулирования частоты вращения (АРЧВ) Запрещается
постоянная работа arpeiaTa электростанций с ограничителями мощ
ности или автоматическими регуляторами мощности без коррек
ции по частоте, а также работа энергоблоков ТЭС с
включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействую
щими на регулирующие органы турбины (регуляторы «до себя»),
если они не входят в состав систем автоматического
регулирования частоты и мощности (АРЧМ)
Временная работа агрегатов с ограничителями мощности
может быть разрешена (в установленном ПТЭ порядке) только в
исключительных случаях при неисправности оборудования
Эксплуатация котлоагрегатов без устройств автоматического
регулирования производительности запрещается
В ПТЭ даны основные указания по регулированию частоты и
перетоков мощности, использованию систем автоматического ре
гулирования частоты и регулирования (ограничения) перетоков
мощности, применению автоматики разгрузки электростанций
(АРС) и специальной автоматики отключения нагрузки (САОН)
для предотвращения нарушения устойчивости параллельной
работы, автоматики разгрузки потребителей при аварийном сни
жении частоты (АЧР) и включения потребителей при восстано
влении частоты (ЧАПВ), а также автоматики аварийного пуска
и загрузки iидроагрегатов и перевода гидрогенераторов, рабо
тающих в режиме синхронных компенсаторов, в генераторный
режим
ЦДУ ЕЭС СССР должно ежегодно задавать всем ОДУ, а
ОДУ энергосистемам объем и диапазоны уставок АЧР и
ЧАПВ, а также объем на1рузки, подключаемой к САОН В со
ответствии с этими заданиями диспетчерские службы энергоси
стем должны определять объем и уставки АЧР, ЧАПВ и САОН,
размещение этих устройств и размер подключенной к ним
нагрузки, учитывая местные балансы мощности Значение нагрузки,
подключенной к очередям АЧР, должно проверяться
измерениями не реже чем 1 раз в i од (в рабочий и нерабочий дни)
В соответствии с требованиями ПТЭ, относящимися к про
ведению ограничений и отключений потребителей, в каждой
энергосистеме должны быть разработаны и до 1 октября
каждого года утверждены графики аварийных отключений
потребителей при дефиците мощности или энергии, а также графики
местной разгрузки для узлов или районов энергосистемы
Диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР и диспетчер ОДУ изолированно
работающей ОЭС руководят регулированием частоты, обеспечи
вая поддержание ее в установленных (допустимых) пределах и
предотвращая недопустимое снижение частоты мобилизацией
резервов мощности, а при их недостаточности — ограничением
или отключением потребителей в соответствии с диспетчерскими
55

инструкциями При аварийных отклонениях частоты персонал
электростанций для ввода значения частоты в допустимые гра
ницы должен принимать самостоятельные меры предусмотрен
ные местными инструкциями
При аварийной перегрузке межсистемных связей диспетчеры
ОЭС (энергосистем), принимающих мощность должны (после
мобилизации резервов мощности) разгрузить связи путем от
ключения потребителем
Ответственность за поддержание частоты в допустимых пре
делах несут диспетчеры ЦДУ ЕЭС С ССР ОДУ и энергосистем,
начальники смен (дежурные инженеры) этектростанций, а за
своевременную разгрузку потребителей—также руководители
гшергоуправлений энергонадзора диспетчерских служб энерго
систем и предприятий электросетей
ПТЭ устанавливают основные положения по использованию
средств регулирования напряжения для выполнения
требований ГОСТ по качеству электроэнергии поддержания экономии
ного режима электрических сетей и обеспечения необходимых
запасов устойчивости Для предотвращения нарушений стати
ческой устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки устанав
ливаются аварийные пределы снижения напряжения в контро
тируемых диспетчером пунктах сети и на подстанциях с синхрон
ными компенсаторами При снижении напряжения до аварийного
предела диспетчеры энергосистемы ОДУ ЦДУ F3C СССР
должны принять меры к устранению вызывающею такое спи
жение дефицита реактивной мощности а оперативный персонал
электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами
обязан принять самостоятельные меры по поддержанию напря
жения, используя перегрузочную способность генераторов и
синхронных компенсаторов ПТЭ предусматривается
использование автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости
узла нагрузки отключением части потребителей при снижений
напряжения ниже аварийно допустимого уровня
ПТЭ содержат также существенные для обеспечения надеж
ной работы энергосистем (ОЭС, ЕЭС СССР) общие указания о
порядке вывода из работы и резерва в ремонт и для испытаний
основного оборудования, средств системной автоматики диспет
черского и технологического управления ввода оборудования и
указанных средств в эксплуатацию, а также о производстве
оперативных переключений в электроустановках
ПТЭ обязывает строго регламентировать распределение
функции по ликвидации аварий между диспетчерами ЦДУ ЕЭС
СССР, ОДУ энергосистем сетевых предприятий и оперативным
персоналом энергообъектов Инструкции по ликвидации аварий
должны быть на диспетчерских пунктах всех ступеней системы
диспетчерскою управления и на каждой энергоустановке с де
журстпом персонала Этими инструкциями должно быть предус
■56
мотрено предоставление местному персоналу максимально
возможной самостоятельности при тиквидации аварий
В системе мероприятий, направленных на повышение надеж
ности работы энергосистем, существенную роль играют предус
мотренные ПГЭ мероприятия по обучению и повышению квали
фикацин эксплуатационного персонала и в частности система
гическое проведение противоаварийных тренировок
Противоаварийные тренировочные учения дают возможность
проверить способность оперативного персонала успешно ликви
дировать аварии, обучить персонат наиболее эффективным мето
дам предупреждения и ликвидации аварий выявить необходи
мость дополнительных противоаварийных мероприятий Они про
водятся в соответствии с «Единой методикой подготовки и
проведения противоаварийных тренировочных учений персонала
электрических станции и сетей» Этим директивным документом
установлены
виды тренировок — межеистемные и диспетчерские в ОДУ и
гжергоуправлениях, блочные и цеховые на электростанциях,
состав участников тренировочных учений и их руководителей
методы проведения — тренировки по сменам с условными
действиями персонала, с реальными действиями на оборудова
нии, на сетевых полигонах стендах, имитирующих моделях и
тренажерах,
периодичность проведения тренировок, способы их подготовки
и проведения, порядок разбора тренировок с выявлением необ
ходимости проведения мероприятии, способствующих безаварии
ной работе, и оценкой действий участников тренировок
1.5. Руководящие указания по устойчивости энергосистем
Первым директивным документом по нормативам устойчиво
сти были утвержденные в 1964 г «Основные положения и вре
менные руководящие указания по определению устойчивости
электрических систем» Выпуском этого директивного докумен
та, в котором содержались указания, обязательные как для
эксплуатационных, так и для проектных организаций обеспечи
валось согласованное решение вопросов на всех временных уров
нях управления развитием и режимами энергосистем Основные
положения установили общий подход к оценке устойчивости и
методам ее определения, нормативные требования к уровню
устойчивости, а также принципы выбора мероприятий и средств
обеспечения устойчивости В дальнейшем были выпущены «Мето
дические указания по определению устойчивости», в которых
наряду с изложением методов расчета содержался ряд сущест
венных дополнений к Основным положениям
Основные положении сыграли важную роль в упорядочении
деятельности эксплуатационных и проектных организаций по

обеспечению устойчивости Вместе с тем изменения условий ра
боты энергосистем, развитие энергообъединений и формирование
ЕЭС СССР, накопленный опыт эксплуатации и проектирования,
новые результаты научных исследований и натурных испытаний
устойчивости, все расширяющееся применение ПА сделали необ
ходимым пересмотр директивных материалов по определению и
нормированию устойчивости
В 1983 г были утверждены новые «Руководящие указания
по устойчивости энергосистем», обязательные для проектных и
эксплуатационных организаций электроэнергетической отрасли
[10] В 1984 г решением Главтехуправления и Главниипроекта
Минэнерго СССР в связи с вводом в действие «Руководящих
указаний по устойчивости энергосистем» были уточнены некото
рые положения этого директивного документа и определены
условия проведения мероприятии по реализации содержащихся
в нем новых нормативных требовании
«Руководящие указания по устойчивости энергосистем»
предусматривают, что требования к устойчивости могут быть из
менены по сравнению с указанными в этом документе при нали
чии техпико экономического обоснования, утвержденного в
установленном для проектных и эксплуатационных организаций
порядке
Достижения в повышении надежности, обеспеченные широ
ким применением и совершенствованием ПА, дали основания
расширить состав нормативных (расчетных) возмущений, при
которых должны обеспечиваться динамическая устойчивость и
минимально допустимый запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме, включив в этот состав относительно
редкие тяжелые возмущения
Предотвращение развития аварий для большинства этих воз
мущений в электрических сетях, работающих со значительной
загрузкой, практически осуществимо только при применении ПА
Отдельные случаи, когда предотвращение нарушения устой
чивости должно обеспечиваться без применения ПА (или без
учета действия такой автоматики), особо отмечены
Принципиально новым в действующих «Руководящих указа
ниях по устойчивости энергосистем» является дифференциация
нормативных показателей в зависимости от характера исходного
режима Наряду с нормированием требований по устойчивости
для нормальных условий работы энергосистемы (с «нормальны
ми» перетоками) Руководящие указания допускают в
определенных условиях работу энергосистем в более напряженных
режимах с «утяжеленными» и в особо тяжелых режимах с «вы
нужденными» перетоками активной мощности по линиям электро
передачи (сечениям сети) при запасах устойчивости ниже уста
повленных для нормальных условий
При проектировании энергосистем утяжеленным считается
58
переток мощности в режиме, характеризующемся пеблагоприят
ным сочетанием ремонтов основного оборудования электростан
ций и электрических сетей при возможной общей длительности
существования не более 10% времени в год В эксплуатации
работа с утяжеленными перетоками допускается при отсутствии
необходимых резервов мощности или топлива на
электростанциях, при неблагоприятном наложении плановых и аварийных
ремонтов основного оборудования электростанций и электриче
ских сетей, л также в случаях, когда такие перетоки обусловле
мы недостаточной маневренностью ТЭС или АЭС
Нормативные указания в части вынужденных перетоков
относятся только к условиям эксплуатации Такие перетоки до
пускаются только для предотвращения или уменьшении ограни
чений потребителей, устранения потери гидроресурсов, при необ
ходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, а
также в режимах минимума нагрузок при невозможности умень
шепия перетока из-за недостаточной маневренности АЭС.
Нормативные показатели устанавливаются как для нормаль
ных, так и для ремонтных схем, которые отличаются от нормаль
ных тем, что из-за отключенного состояния одного или
нескольких элементов электрической сети (в условиях эксплуатации —
также из-за вывода из работы устройств ПА) существенно
уменьшен предельный по устойчивости переток активной мощно
сти при данном режиме и возможных нослеаварииных режимах
Нормативные расчетные возмущения по степени тяжести раз
деляются на три группы
К 1 группе возмущений относятся
а) отключение любого элемента сети напряжением 500 кВ
(для схемы АЭС с энергосистемой — 750 кВ) и ниже,
б) однофазное КЗ на ВЛ 500 кВ (для схемы связи АЭС с
энергосистемой — 750 кВ) и ниже при работе основной РЗ с
успешным и неуспешным ОАПВ,
в) однофазное КЗ на ВЛ выше 500 кВ (для схемы связи
АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ) при работе основной РЗ
с успешным ОАПВ,
г) отключение одного генератора или блока генераторов
(имеющих общий выключатель на стороне высшего напряже
ния), кроме наиболее мощных, имеющихся в данной ОЭС в не
большом количестве,
д) возникновение аварийного небаланса мощности, не
большего, чем по пг), вызванного другими причинами (отключением
нагрузки, отключением элемента передачи постоянного тока и
т п )
Ко 11 группе возмущении относятся
е) отключение любого элемента сети напряжением выше
500 кВ (для схемы связи АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ),
ж) однофазное КЗ на ВЛ напряжением выше 500 кВ (для
59

схемы связи АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ) при работе
основной РЗ с неуспешным ОАПВ
з| двухфазное КЗ на землю на ВЛ тюбого класса напряже
ния при работе основной РЗ с успешным и неуспешным АПВ
и) отключение генератора или блока генераторов, наиболь
ших по мощности в данной ОЭС отключение дв\х генераторов
АЭС относящихся к одному реакторному блоку,
к) возникновение аварийного небаланса мощности, больше
го чем по п i| но не большею чем по п и) вызванною ару
гнми причинами
К III группе относятся
л) одновременное отк ночение двух цепей или двух ВЛ,
расположенных по одной трассе более чем на половине длины
менее длинной линии
м) возмущения I и [I групп с включением элемента сети
И'Ш генератора (блока генераторов) которые вследствие ремон
та одного из выключателей приводят к отключению второго
элемента сети подключенного к тому же РУ
н) однофазное КЗ на ВЛ или на присоединении шин любою
класса напряжения при отказе одного из выключателей и дей
ствии \стройства резервирования при отказе выключателей
(VPOB)
Для случая котда проверяется устойчивость параллельной
работы по связям между ОЭС, в состав возмущений III группы
входят также
о) отключение части юнераторов электростанции, связанное
с полным отключением одной секции (системы) шин или РУ
оаного напряжения, суммарной мощностью не более 50% мощ
ности электростанции'
п) возникновение аварийного небаланса мощности большего,
чем по п и) но не большего чем по и о), вызванного другими
причинами
Запас статической устойчивости характеризуется коэффици
ентами запаса по активной мощности, передаваемой по сечению
электрической сети энергосистемы и коэффициентами запаса
по напряжению в узлах нагрузки При определении запаса
устойчивости рассматриваются траектории утяжеления режима,
представляющие собой последовательности установившихся
режимов котрые при изменении некоторого параметра или
группы параметров позволяют достичь границы области стати
ческой устойчивости
Коэффициент запаса статической устойчивости по активной
мощности передаваемой по тинии электропередачи (сечению
электрической сети энерюсистемы) рассчитывается по форму те
Р -Р ±Р , ,,
Ля= р , (14)
60
[де Р — значение передаваемой активной мощности (переток);
Pf предел передаваемой мощности по условиям статической
устойчивости; АР учитываемое значение амплитуды нерегуляр
ных колебаний перетока снижающих запас устойчивости
Значение амплитуды нерегулярных колебании активной
мощности устанавливается по данным измерений При отсутст
вин таких данных расчетная амплитута нерегулярных колебаний
МВт, может быть определена выражением
АР=К^Гр11Р,г/(Р«1 + Рч) 15)
где P,t и Р„2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сто
рон рассматриваемого сечения МВт коэффициент /С, МВт А,
принимается равным 0,75 при автоматическом регулировании
частоты и перетоков активной мощности (с периодом остающих
ся колебаний около 10 мин) и 1 5 при отсутствии автоматиче
ского регулирования
Определение предельною значения перетока в сечении ос\
шествляется утяжелением режима (последовательным )величе
пнем перетока) При этом считаются отключенными все устрой
ства автоматического управления, препятствующие достижению
предела (автоматическое ограничение перетока, ПА и т п )
Предельные перетоки определяются с учетом возможности пере
грузок оборудования, допустимых в течение 20 мин Большие
перегрузки разрешается учитывать во всех режимах, кроме
послеаиарийного, если ликвидация таких перегрузок обеспечи
вается за допустимое время действием средств автоматическо
го управления (без снижения запаса устойчивости энергосистемы
в целом)
Для уветичения перетока мощности в рассматриваемом
сечении при расчете рекомендуется загружать генераторы с
одной стороны сечения и разгружать с другой При достижении
ограничений по максимальной или минимальной мощности гене
раторов дальнейшее увеличение перетока рекомендуется ос>
ществлять соответственно уменьшением или увеличением актив
ной и реактивной мощностей нагрузки Если нагрузка снижена
до возможного в реальных условиях минимума, то для дальней
шею увеличения перетока следует осуществлять перегрузку
генераторов сняв соответствующие ограничения (в том числе по
току ротора) При этом допускается рассматривать только
траектории, при которых значение частоты остается практиче
ски неизменным.
Если для конкретных условии характерны иные факторы
вызывающие увеличение перетока, в том числе приводящие к
изменениям частоты то такие способы утяжеления режима
также должны быть рассмотрены
Если при заданном исходном режиме предельный по сытиче
(Кой устойчивости переток активной мощности зависит от того
6]

как при утяжелении режима изменяются перетоки в других се
чениях, то следует рассматривать ряд характерных для данной
энергосистемы траекторий >тяжеления при различных способах
перераспределения мощности между узлами находящимися с
каждой из сторон рассматриваемого сечения Значение Р„р опре
деляется по траектории, которой соответствует наименьшая
предельная передаваемая мощность
Расчеты статической устойчивости допускается выполнять
только с проверкой апериодической устойчивости, кроме того,
может быть проведена проверка колебательной устойчивости
путем натурных экспериментов или специальных расчетов
Значения коэффициентов запаса по напряжению в узлах на
грузки вычисляются по формуле
К, =(U-UK?)/U (lb)
где U значение напряжения в узле нагрузки в исходном
режиме, с/кр — критическое значение напряжения в том же узле,
соответствующее границе, ниже которой происходит нарушение
статической устойчивости электродвигателей, (Укр следует прини
мать не меньшим 70% номинального напряжения и 75% на
пряжения в рассматриваемом узле при нормальном режиме
В необходимых случаях критическое напряжение опреде
ляется расчетом, в котором учитываются распределительная
сеть, питаемая от данною узла, регулирование напряжения по
нижающих трансформаторов, статические характеристики по
напряжению всех основных групп электроустановок Внешняя по
отношению к узлу часть энергосистемы представляется
подключенным к узлу источником ЭДС , не зависящим от нагрузки
Критическое значение напряжения принимается равным мини
мальному значению ЭДС, при котором сохраняется статическая
апериодическая устойчивость нагрузки по не менее значений
(Ар, указанных выше
В табл 1 1 приведены нормативные (минимально допусти
мые) значения показателей устойчивости коэффициентов
запаса статической устойчивости по мощности Кр и по напряже
нию Ки, а также группы расчетных (нормативных) возмущений,
при которых должны обеспечиваться динамическая устойчивость
и минимально допустимый запас статической устойчивости
в послеаварийном режиме при исходной нормальной схеме
(числитель) и при ремонтной схеме (знаменатель) без
применения ПА и с ее применением
В послеаварийном режиме коэффициенты запаса статиче
ской устойчивости по передаваемой активной мощности должны
быть не менее 0,08, коэффициенты запаса по напряжению — не
менее 0,1, устойчивость при расчетных возмущениях может не
обеспечиваться Длительность послеаварийно1 о режима опреде
62
ляется временем, необходимым диспетчеру для изменения режи
ма (как правило, не более 20 мин)
Прочерк в табл 1 I указывает на то, что нарушение устой
чивости возможно при возмущении любой группы Устойчивость
может быть также нарушена при возмущениях более тяжелых,
чем указано в табл 1 I
В нормальной схеме при нормальных значениях перетоков
мощности устойчивость при возмущениях I группы должна обес
печиваться без применения ПА (без учета действия автоматики),
за исключением тех случаев, когда в результате возмущения
предел статической устойчивости в сечении уменьшается более
чем на 30%
Для электрических связей АЭС с энергосистемами (па всех
этапах развития АЭС) устойчивость при возмущениях I группы
должна обеспечиваться без воздействия ПА на разгрузку АЭС
Как следует из табл 1 1, по требованиям к устойчивости
режим с вынужденными перетоками не отличается от послеава
рийного режима
В случае отключения одной из линий высшего для данного
сечения класса напряжения устойчивость может не сохранять
ся, если предел статистической устойчивости в рассматриваемом
сечении уменьшается более чем на 70%, а предел статичес
кой устойчивости по оставшимся в сечении связям не превышает
утроенной расчетной амплитуды нерегулярных колебаний мощ
ности в этом сечении
Работа с вынужденным перетоком не допускается, если
нарушение устойчивости в этом режиме при возмущениях I и II
групп и правильном действии ПА может привести к отключению
потребителей устройствами АЧР и САОН суммарной мощностью,
более чем в 10 раз превышающей величину ограничения
потребителей, которая требуется для обеспечения нормативных пока
зателей нормального перетока
Работа с вынужденным перетоком в сечениях, непосредствен
но примыкающих к АЭС, не допускается Переход к вынужден-
Таблица II
Характеристика
перетока
Нормальный
Утяжеленный
Вын\жденныи **
Минимально допустимые
значения
кР
0 20
0,15*
0 08
К,
0 15
0,15
0 10
Группы возмущений, при ко
торых должна обеспечиваться
устойчивость
без приме
нения ПА
I/
с примене
нием ПА
и ш/1 и
i ii/i
* Для условии эксплуатации при проектировании энергосистем минимально допу
стимое значение КР для утяжеленного режима принимается равным 0,20
** Только Д1Я условий эксплуатации.
63

рованы на реализацию нормативных требовании по >стоичивости В РУНА даиы
рекоментации которым дотжны следовать проектные и эксплуатационные
организации с целью внедрения наиболее совершенных типовых решении по
использованию применяемых и новых \стройств и комплексов автоматики
В приюжении приведены рекомендуемые показатети оценки функционирования
средств противоаварийной автоматики и подход к гехнико-экономическому обо
снованию отдельных технических решении (11|
Основные почожепия по РЗ системной автоматике и ПА изложены в
г л 3
1.7. Нормативные показатели использования оборудования
электростанций
В начале 198b г были установлены следующие нормативные показатели,
об\словившие существенное улучшение использования генерирующей мощно-
г и а следовательно надежность работы энергосистем и электроснабжения
ютрсбителей:
для Главных эксплуатационных и производственных управлении энергетики
н этектрификации п министерств союзных республик, районных энергетических
управлений, 0,1V ПДУ ЕЭС. СССР, других эксплуатационных подразделений
м ин потере i ва — к о э ф ф и ц и е и i э ф ф t к т и в н о о i и использования
\ с г а н о в i с н и о й мощности (КЭИУМ)
для электростанции рабочая мощность
Рабочая мощность рассчитывается по Минэнерго СССР в целом а также
по электростанциям, ОЭ( и ЕЭС СССР на гот с разбивкой по кварта там и на
квартал о разбивкой по месяцам
Среднее значение за период рабочей мощности электростанции при плани
ровании определяется уменьшением среднего значения за период установленной
мощности Я^т на величину среднего за период значения снижения мощности
из-за плановых Р\.^ ..)KV и вынужденных Я[,уМ_|)еч ремонтов оборудования, выво
да оборудования в консервацию Р^П1С и на техническое перевооружение Pcrf!x|ИРр
а также из-за имеющихся на э юктроетанциях обоснованных ограничений мощ
мости Р^гр
рп> pci> _pl'P _pl'P —p'V — р р _рс"'' М7]
граб—rvn "ил, рсч гвын, рс\ ' кон гто\, и |. ' игр V1 ')
( нижите мощности из за капитатьныч, средних и текущих ремонтов энер
1 об токов, ivp6o и 1 идроагрегатов определяется по формуле
и
rl.?*=—т;— (|8)
где /\.ч.т, установленная мощность выводимых в ремонт энергоб токов, т\р
бо и гидрогенераторов- 7\)СН(, Th — продолжительность в днях ремонта по пла
ну и календарная для рассматриваемого периода соответственно
С нпжение мощности из-за ремонта котлов вспомогатстьного оборудования
и общестанинонных устройств опредетяется анаюгично по планируемому спи
жепию мощности этектростаиции из за вывода в ремонт соответствуюшего
оборудования
66
Снижение мощности из-за вынужденных ремонтов оборудования и оощестан
ционных устройств определяется по нормативам в процентах PvtT оставшихся
в работе посте вывода в плановый ремонт агрегатов В частности, дтя энергобло
ков ТЭС на газомазутном (твердом) топливе, эти нормативы составляют
800 МВт - 3(4 4) %, 500—(6) 300- 2(4), 200—1,5 (3 5), 150—1,5 (3) %
Снижение мощности из-за консервации и остановки оборудования для вы
полпенни работ по техническому перевооружению и реконструкции
определяется аналогично (18) по установленной мощности агрегатов выводимых из
работы
Ограничения мощности определяются на основе инженерных расчетов сог
тасованных с территориальными подразделениями Союзтехэнерго с разбивкой
то трем составляющим
ограничения мощности по техническим причинам (непроекшое топливо
или топливо >х>дшенного качества, износ оборудования отработавшего pat
четный ресурс времени недостаток теплопотребтения без перспективы нара
щивания тепловых нагрузок)
сезонные ограничения мощности (недостаток 1енлопогреблення на т>рбинах
( ухудшенным вакуумом в летний период, недостаток гидроресурсов на ГЭС
недостаток охлаждающей воды предусмотренный проектом)-
ограничения мощности временного порядка подлежащие устранению
(строитетыю монтажные нсдо!.етки запирание мощности дефекты оборудования
и т ч.}.
В расчете планового значения рабочей мощности учитываются только те
(граничения мощности которые остаются на электростанции после вывода в
плановый ремонт всех видов оборудования и общестанционных устройств и
выполнения запланированных мероприятий по сокращению ограничений
Среднее за период значение рабочей мощности вновь вводимого оборудо
ванпя рассчитывается исходя из среднего за тот же период значения
установленной мощности этого оборудования с учетом нормативных сроков освоения и нор
мативных коэффициентов готовности энергоблоков и агрегатов
При определении К.ЭИУМ среднее значение рабочей мощности за период
определяется как сумма средней мощности действующего обор\дования и мощ
ноет и новых вводов Средняя установленная мощность по тану и отчету при
этом определяется следующим образом мощность на начало планируемого
(отчетного) периода увеличивается на значение среднего за период ввода новых
и заменяемых мощностей с учетом нормативных уровней освоения проектной
мощности и уменьшается на среднюю величину выбывающей (демонтируемой)
мощности и перемаркировки [Р iep)
pep рчач.рср рср _„ср _р р
'уст ' \ст^гвиод ^(хв ^дем 'пер (14)
1 1е ^оса освоенная мощность вновь введенного оборудования
Среднее значение за рассматриваемый период установленной мощности
вновь вводимой в эксплуатацию или выбывающей из действия расе штывается
при планировании исходя из квартальных сроков ввода (демонтажа) оборудо
нация а по лтчет> — исходя из полных месяцев, начиная с момента подписания
акта о при мке в эксплуатацию оборудования государственной комиссией
67

(для вновь вводимой мощности) и момента фактического останова для демон
тажа (для выбывающей мощности)
Средние значения за период рабочих и установленных мощностей энергосис
тем (плановые и отчетные) рассчитываются как сумма этих значений по электро
станциям входящим в энергосистему а по остальным подразделениям Минэнер
го СССР— как сумма этих значений по энергосистемам входящим в подразде
ление
Коэффициент эффективности использования установленной мощности
по электростанциям энергосистемам и другим подразделениям Минэнерго СССР
(плановый и отчетный) определяется отношением среднего значения рабочей
мощности за период к среднему значению установленной мощности того же
подразделения за тот же период
А»Ф = Яр5в//>суРг (1 Ю)
Учет рабочей мощности электростанций осуществ1яется за каждый рабочий
день в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки
Яраб = Янагр + Яр1, (111)
В резерв мощности включаются вращающийся и холодный резервы, кото
рые могут быть использованы диспетчером для покрытия максимума нагрузки
Резерв мощности учитывается по суточной ведомости как среднее значение за
часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки и подтверждается следую
щим более высоким уровнем оперативного управтения (по электростанциям —
энергосистемой, по энергосистемам — ОДУ по ОДУ — ЦДУ ЕЭС СССР)
Резерв мощности по ТЭС учитывается по разрешению диспетчера при частоте
не ниже установленного уровня.
Фактическое значение рабочей мощности электростанции за месяц равно
среднему значению рабочих мощностей за рабочие сутки месяца
Одновременно с вводом в действие новых нормативных показателей было
введено понятие производственной мощности равной установленной
мощности за вычетом мощности находящейся в ремонте (планируемом в
соответствии с нормативами вывода в ремонт оборудования) и выведенной из ра
боты для технического перевооружения реконструкции (модернизации):
Я,ф = Я>ст-Ярем (I 12)
Производственная мощность рассчитывается всеми электростанциями
за отчетный год и на всех стадиях разработки перспективных и готовых пла
нов При поэтапном строительстве электростанции Ягр определяется е учетом
снижения мощности ГЭС из-за недостаточного напора и ТЭС из-за дефицита
котельной мощности Простои оборудования электростанции из за недостатка
топлива, а также по причине других организационных и технических неполадок
при расчете Я,|р не учитываются
Увеличение Ямр электростанций производится за счет внода в действие
новых мощностей, реконструкции и технического перевооружения действующих
электростанций Уменьшение ЯГ|р электростанции может быть обусловлено
выбытием мощности предварительно оформленным в установленном порядке.
Среднегодовое значение вновь вводимой мощности определяется аналогич-
но тому как указано выше при расчете и ,.
68
Среднегодовое значение выбывающей мощности определяется частным от
деления на 12 суммарного значения выбывающей мощности умноженным на
число полных месяцев остающихся до конца года
Среднегодовое значение производственной мощности этектростапции он
ределяется выражением
рср.г рср.г ср., . .,
гпр 'уст 'норм рем С*10'
где Я|юр'м рем —уменьшение среднегодового значения установленной мощности
за счет остановок оборудования на планово предупредительные ремонты тех
ническое перевооружение реконструкцию (модернизацию)
Среднегодовое значение установленной мощности электростанции oupeie
ляется исходя из Яуст на начало года с учетом увеличения мощности на вели
чину среднегодового ввода новых мощностей и уменьшения на величину средне
годового выбытия мощностей.
рср, г рнич, г , рср.г рср,
/уст— 'уст + 'овод ^иыб (114)
Среднегодовое уменьшение мощности из-за планово-предупредительных ре
монтов технического перевооружения реконструкции (М01ернизации) обор уд о
вания определяется по (1.8)
Для оценки эффективности использования мощности этектростанции может
применяться коэффициент использования производственной мощности
ь = /3p«gl"lQ0% (I IS)
1.8. Ограничение потребления и отключение
электроэнергии
При недостатке электроэнергии и мощности в
энергосистемах, ОЭС и ЕЭС СССР вводятся ограничения потребления и
отключения электроэнергии Взаимоотношения энергоснабжа
ющих организаций Минэнерго СССР (энергосистем, ОДУ, ЦДУ
ЕЭС СССР) и потребителей электроэнергии при этом определи
ются специальной инструкцией Минэнерго СССР, составленной
на основании директивных материалов
Данная инструкция является обязательной как для
организаций Минэнерго СССР, связанных с электроснабжением пот
ребителей, так и для блок-станций министерств и ведомств
СССР, потребителей электроэнергии независимо от их
ведомственной принадлежности Требования инструкции обязательны
также для проектных организаций, разрабатывающих схемы
внешнего и внутреннего электроснабжения потребителей
Графики ограничения потребления и отключения
потребителей составляются на случай возникновения недостатка
электроэнергии и мощности в энергосистемах и энергообъединениях
(после использования эксплуатационного резерва на электро
станциях энергосистем и блок станциях) во избежание
недопустимых условий работы оборудования электростанций и элек-
69

тричсских сетей, для сохранения устойчивости параллельной
работы электростанций и энергообъединений, предотвращения
возникновения и развития аварии, ее ликвидации и исключения
неорганизованных отключений потребителей
Энергосистемами составляются графики ограничения
потребляемой мощности и электроэнергии и графики отключения по
требителей
Графики ограничения потребления электроэнергии, кВт-ч
нрн недостатке топлива или гидроресурсов в энергосистеме ити
энергообьединении должны предусматривать сокращение потреб
ления электроэнергии на 25% суточного лимита полезного от
пуска электроэнергии в целом по энергосистеме с разбивкой на
пять равных очередей. Полезный отпуск — отпуск электро
энергии энергосистемой без учета собственных нужд электростан
ций, потерь электроэнергии в электрических сетях и производст
венных нужд энергосистемы, с учетом принятой электроэнергии
от других энергосистем, за вычетом электроэнергии, переданной
в другие энергосистемы, с учетом электроэнергии, выработанной
блок-станциями министерств и ведомств СССР
Графики ограничения потребления электрической мощности,
кВт, при недостатке мощности в энергосистеме или энергообъ
единении должны предусматривать снижение мощности на 20%
заданного предельного потребления электрической мощности в
часы максимальных нагрузок в цепом по энергосистеме с раз
бивкой на 10 равных очередей
Графики отключения потребителей применяются при уфозе
возникновения аварии в результате образовавшегося недостат
ка электрической мощности, а также при снижении частоты ю
ка и напряжения, когда нет времени для введения графика ог
раничения потребления мощности График разрабатывается в
размере 20% заданного предельного потребления электрической
мощности в часы максимальных нагрузок в целом по энерго
системе с разбивкой суммарно отключаемой мощности на 10
равных очередей.
В график отключения электроэнер[ ии не включаются про
изводства с непрерывными технологическими процессами и
спецпотребители (по перечням, ежегодно утверждаемым Гос
планом СССР), производства, отключение электроснабжения
которых может привести к выделению взрывоопасных и ядови
тых продуктов и смесей, здания, 1анимасмые органами госу
дарственной власти и управления и общественными организа
циями, больницы и поликлиники, предприятия связи объекты
водоснабжения и канализации; объекты вентиляции, водоотлива
и основные подъемные устройства угольных и горнорудных
предприятий, объекты, обеспечивающие противопожарную
безопасность, железнодорожный и пульпопроводный транспорт,
электрифицированный транспорт общего пользования и метро
70
политен, объекты систем диспетчерского управления, блокиров
ки, сигнализации и защиты воздушного и водного транспорта,
дошкольные учреждения (ясли, детские сады), молочно товар
ные фермы, животноводческие комплексы, фермы по выращива
нию молодняка, инкубаторно птицеводческие станции и
птицефабрики; хлебозаводы население
Графики местной разгрузки для всех узлов или отдельных
районов энергосистемы составляются на случай возможного
недостатка мощности или при выделении энергосистемы (энер-
юрайона) на раздельную работу
Графики ограничений и отключений составляются совместно
с потребителями и ежегодно корректируются
При определении объемов и очередности ограничения по
гребления и отключения учитываются государственное, хозяй
ственное значение и технологические особенности каждого кон
кретного производства, с тем чтобы ущерб от введения указан
ных графиков был минимальным При этом учитываются также
особенности схем электроснабжения потребителей и возмож
ность оперативного ввода и эффективного контроля за выпол
непием ограничений и отключении
Энергосистемами совместно с потребителями электроэнергии
имеющими максимум электрической нагрузки 150 кВт и более
и включенными в графики ограничения и отключения, определи
ются значения аварийной и технологической брони электро
снабжения
Технологическая бронь электроснабжения
определяется наименьшей потребляемой мощностью и продол
жительностью времени, необходимых потребителю для заверше
ния техноло!ического процесса, цикла производства, после чего
может быть произведено отключение соответствующих электро
приемников
Аварийная бронь электроснабжения определя
ется наименьшей мощностью или расходом электроэнергии,
обеспечивающим при частичной или полной остановке пред
приятия сохранность оборудования, безопасность людей, сохра
пение аварийного и охранного освещения, вентиляции, водоот
айва, канализации, отопления, средств пожарной безопасности
Потребители могут быть ограничены в потреблении электро
энергии до значения аварийной брони электроснабжения
В графики отключения преимущественно включают подстан
ции, имеющие устройства автоматики тетеуправления и тете
сигнализации или постоянный обслуживающий персонал и на
дежную телефонную свя)ь диспетчерских пунктов энергосистем
с приемными подстанциями потребителей В графики отключе
ний не вводятся ВЛ и трансформаторы, если к ним подключены
электроприемники I категории по надежности электроснабже
ния, не терпящие перерыва электроснабжения на время работы
71

ЛВР Линии (трансформаторы) к которым подключены элек
троприемники I категории и аварийной брони электроснабжения
при их суммарной нагрузке менее 50% нагружи питающей ВЛ,
могут вводиться в i рафики отключений при автоматическом пе
реводе указанных электроприемников на остающиеся в рабо
re ВЛ
Энергосистемы извещают потребителей о введении в дей
ствие па следующие сутки графиков ограничения потребления
электроэнергии пе позднее 14 ч текущих суток (по местному
времени) с указанием размера времени начала и окончания
ограничения При необходимости срочною введения в действие
графиков ограничения потребления электроэнергии извещение
об этом передается потребителям не позднее чем за 1 ч до на
чала действия ограничения независимо от времени суток
О введении [рафиков ограничения электроэнергии
энергосистемами потребители извещаются телефонограммным распо
ряжением па имя руководителей предприятий, объединений,
организаций и учреждений с указанием размера 01раничения,
времени его начала и окончания По согласованию с местными
комитетами но телевидению и радиовещательной сети практи
куется передача сообщении о введении заранее согласованных
с предприятиями режимов потребления электроэнергии н мощ
иости
Распоряжения энергосистем о введении в действие графиков
отключения должны выполняться немедленно В ЕЭС СССР
графики отключения электроэнер! ии по энергосистемам и ОЭС
вводятся в действие распоряжением дежурного диспетчера ПДУ
F3C СССР О введении графиков отключения немедленно из
вещается руководство Минэнерго СССР В энергосистемах или
ОЭС, работающих изолированно, графики отключения вводятся
в действие распоряжением тежурпого диспетчера соответств>ю
щей энергосистемы или ОДУ
Ввод графиков отключения осуществляется отключением
питающих ВЛ и трансформаторов потребителей непосредственно
с питающих центров энергосистемы или с приемных подстанций
потребителей.
При низких температурах наружного воздуха когда дли
тельный перерыв в электроснабжении может привести к рас
стройству работы систем центрального отопления, дежурный
персонал энергосистем обязан проверить чередование по потре
бителям отключенных ВЛ и трансформаторов тех же очередей
графика. При полном использовании данной очереди графика
производится подмена отключенных потребителей другими из
следующих очередей графика без уменьшения суммарной наг
рузки, подлежащей отключению по энергосистеме
При введении в действие [рафиков потребления и отключе
ний энергосистемы в течение месяца обеспечивают восполнение
72
недоданного потребителям количества электроэнергии. В случае
перерывов в подаче электроэнергии энергосистемы уплачивают
потребителям двукратную стоимость электроэнергии, недоотпу
щенной из за недостатка топлива, и восьмикратную стоимость
электроэнергии, недоотпущеннои по другим причинам
Длительность отключения потребителей по аварийному гра
фику не должна превышать 2 ч, после чего в случае необходи
мости следует вводить ограничения нагрузки. Оперативные
ограничения нагрузки осуществляются путем изменения техно
логических процессов н состава работающею оборудования у
потребителей
1.9 Эффективность действующих нормативов
Пути их совершенствования
Характеризуя условия применения нормативных указаний
i одержащихся в названных выше директивных материалах не
обходимо прежде всего отметить неполную реализацию преду
сматриваемых при проектировании развития ЕЭС С ССР и
ОЭС мероприятий по созданию резервов генерирующих мощ
ностей и пропускной способности системообразующих этектрн
ческих сетей Реализуемый на практике в соответствии с распо
латаемыми ресурсами размер резервирования ниже проектного,
и расхождение настолько существенно что учет ограничений
но ресурсам в ряде случаев мог бы привести к качественному
изменению проектных решений
В связи с указанным необхо тима корректировка проектов
развития F3C СССР и ОЭС на ближайшее пятилетие в соответ
ствии с выделяемыми для развития этектроэнергетики ресурса
ми При этом должно выпочняться ранжирование новых объек
тов по их сравнительной эффективности с оценкой ущербов для
народного хозяйства вызванных вынужденными отступлениями
от оптимальных проектных решений
Проектирование отдельных энергообъекюв (электростанции
и понижающих подстанций) проводится в полном соответствии
с нормами технологического проектирования и при реализации
проектных схем обеспечивается выполнение предусмотренных
этими нормами требовании надежности Отклонения от этих
требовании имеют место при временных схемах создаваемых
на отдельных этапах строительства энергообъектов
При реализации планов и проектов развития энергосистем
в ряде случаев имеет место отставание в развитии основных
электрических сетей от ввода новых генерирующих мощностей.
С этим связано снижение уровня надежности этих сетей и
возникающие (до создания проектных схем) трудности обеспечения
надежного выпуска новой мощности Необходимо отметить, что
вынужденное (временное) снижение уровня надежности сетей
71

высших уровней против нормативного не может быть основани
ем для отказа от нормативных требовании к распределительным
сетям
Снижение уровня избыточности (по генерируемым мощное
тям и пропускной способности основных электрических сетей)
приводит к увеличению напряженности режимов и
значительному расширению воздействий ПА на отключение генераторов
и нагрузки Недостаточное резервирование создает трудности
в выполнении требований ПТЭ по качеству электроэнергии,
а расширяющееся аварийное управление нагрузкой — трудности
в обеспечении установленных ПУЭ требований к бесперебойности
питания электроприемников различных категорий ответствен
ности
«Руководящие указания по устойчивости энергосистем», с уче
том общей напряженности режимов энергосистем,
устанавливают возможность и условия использования режимов с понижен
иыми запасами устойчивости в проектных разработках и при
оперативном управлении энергосистемами Применение этою
директивного документа характеризуется строгой реализацией
содержащихся в нем требований, случаи невыполнения
нормативов устойчивости при проектировании развития энергосистем
и их эксплуатации практически исключены
Оценивая качество действующих нормативов и задачи их
дальнейшего совершенствования, нужно отметить их неполноту
и недостаточную взаимосогласованность Неполнота нормативов
заключается, с одной стороны, в гом, что для ряда основных
задач, которые должны решаться с учетом требовании падеж
ности, нормативные указания отсутствуют Так, например,
отсутствуют нормативные указания по обеспечению резерва энер
горесурсов, по поддержанию оперативных (в частности вра
щающихся) резервов мощности в условиях эксплуатации, по
допустимым уровням надежности при создании ремонтных схем
электрических сетей и энергообъектов и т д
С другой стороны, неполнота нормативов связана с отсут
ствием апробированного состава нормативных показателей при
мснительно к структурной и временной иерархии управления,
а также с неразработанностью методов количественной оценки
показателей Ряд единичных свойств, составляющих комплекс
ное понятие надежности энергосистемы, не нашел отражения в
существующих нормативных указаниях
Не нормированы значения показателей надежности питания
потребителей, характеризующих степень выполнения энергосис
темой своей основной функции — бесперебойного электроснаб
жения потребителей С нормативами этого основного (итогового)
показателя должны быть по возможности увязаны все «опосре
дованные» нормативы, выполнение которых должно гарантиро
вать обеспечение требуемой надежности электроснабжения
74
Ряд необходимых «опосредованных» нормативов, таких как нор
мативы живучести энергосистем (ОЭС ЕЭС СССР) и их режим
ной управляемости, отсутствуют, а взаимосогласованность
существующих нормативов недостаточна
При дальнейших разработках следует рассмотреть целесооб
разность введения такого интегрального показателя надежности
электроснабжения и работы энергосистемы в целом как услов
ныи недоотпуск электроэнергии потребителям учитывающий
степень внезапности, частоту нарушений электроснабжения раз
личной длительности и глубину нарушений с учетом категорий
ности электроприемников и наличия резервирования по сетям
более низких напряжений []]
С расширением аварийного управтения нагрузкой связана
необходимость более детальной дифференциации элекфоприем
ников но категориям ответственности Разделение на три кате
гории недостаточно и препятствует правильной ранжировке пот
ребителей при использовании кратковременной аварийной
разгрузки с помощью АЧР и САОН
Создание достаточно полной системы взаимосогласованности
нормативов, обеспечивающих в конечном итоге рациональную
степень надежности электроснабжения потребителей, требует
проведения многоплановых исследований, имеющих целью
определение состава показателей надежности, выбор матсмати
ческих моделей и развития методов количественной оценки по
казателей надежности, анализ взаимосвязи показателей, исполь
)уемых на различных ступенях и уровнях структурной и вре
менной иерархии, и их согласование с итоговым показателем
надежности электроснабжения уточнение дифференциации
электроприемников по категориям ответственности и анализ
возможностей соответствующей дифференциации для групп пот
ребителей; разработку методов расчета математического ожи
Дания недоотпуска электроэнергии при учете неполноты информа
ции и вероятностного характера рассматриваемых событий; ре
троснективный анализ аварий в энергосистемах и выявление
влияния изменении структуры и параметров системы на
надежность электроснабжения; обработку данных по аварийности
оборудования и аппаратуры, а также по отказам в системе уп
равления и подготовку соответствующих прогнозных чанных на
перспективу обоснование рекомендаций по оценке ущерба от
недоотпуска электроэнергии, расширение состава задач надеж
ности, решаемых на основе оптимизационною подхода опре
деление мероприятий по совершенствованию организации экс
плуатации и системы обучения персонала и т д
1 10 Нормативы надежности в зарубежных энергосистемах
Нормативы надежности основной сети Великобритания Основные сети
Великобритании спроектированы так чтобы устойчивость парат ]ельнои работы
75

не нарушалась при отключении одновременно двух ВЛ 400 или 275 кВ а эксилу
атационные нормы предусматривают сохранение надежной работы при потере
одной двух цепной В Л Основная сеть должна обеспечить выдачу мощности
наиболее крупных электростанций (1300 МВт и более) при отключении двух
цепей Для менее мощных электростанций выдача полной мощности должна
обеспечиваться при отключении одной цепи Энергосистема должна удовлетво
рять этим требованиям как в нормальном, так и в ремонтном режиме (12|
К схемам электроснабжения узлов нагрузки потребляющих мощность
1500 МВт и более а в отдельных случаях, для особо ответственных потребителей
1000 МВт и более предъявляется требование сохранения надежного питания
нагрузки в случае отключения двухцепной ВЛ одной кабельной линии, секции
шии подстанции Для большинства же узлов связывающих основную сеть
275—400 кВ и распределительные сети 132 кВ и ниже, предусматривается
обеспечение надежного электроснабжения потребителей при отключении лишь
одного элемента основной сети Аналогичные нормативы надежности d именно
учет одиночного повреждения питающих элементов (воздушной или кабельной
ВЛ, трансформатора), применяются для распределительной сети 132 кВ и ниже
т е аварийное отключение двух элементов (включая двухцепные ВЛ на общих
опорах) может привести к нарушению электроснабжения
Канада На электропередачах 750 кВ энергосистемы Hydro Quebec (пять
ВЛ общей протяженностью 5300 км проходящие тремя коридорами), по кото
рым передается мощность более 10 тыс МВт от электростанций Джеймс Беи
должна сохраняться устойчивость в случае однофазного КЗ на любом элемен
ге при работе с полной нагрузкой Потеря генерирующей мощности при этом
не должна превышать 5% суммарной мощности энергосистемы В нормальном
режиме электропередачи должны обеспечивать передачу 110% генерируемой
мощности ГЭС Джеймс Бей.
ФРГ Отключение одного элемента основной сети 380 кВ (ВЛ или
трансформатора) не должно приводить к перегрузке оставшихся в работе ВЛ и тран
сформаторов при максимальной нагрузке электростанций
Франция Электроснабжение потребителей не должно нарушаться в слу
чае потери любых двух генераторов или одного генератора и одною элемента
сети 380 кВ Более тяжелые аварийные нарушения (например одновременное
отключение более чем двух элементов) могут привести к полному погашению
района
Энергообъединение стран северной Европы НОРДЭЛ Намечаемые при
проектировании и реализуемые в условиях эксплуатации режимы работы энер
гообъединения (как при нормальной, так и при ремонтной схеме) должны обес
печивать сохранение устойчивости параллельной работы в случае отключения
самого крупного генерирующего элемента (энергоблока генератор трансформа
тор, реактора АЭС обеспечивающего питание двух энергоблоков двух энерго
блоков генератор трансформатор, подключенных к одной секции шин электро
станции и т д) одной ВЛ или трансформатора (автотрансформатора)- пов
режденной ВЛ (при трехфазном КЗ на ней) с последующим успешным АПВ
поврежденной ВЛ (при однофазном КЗ на ней) с последующим неуспешным
ОАПВ секции шин подстанции или электростанции (при трехфазном КЗ на
ней) без последующего АПВ
76
Рекомендуется также анализировать и более тяжелые ситуации, при которых
в отдечьных случаях может быть нарушена устойчивость какого либо района
сети однако авария не должна приводить к слишком тяжелым последствиям
В качестве подобных ситуаций рассматриваются полная потеря электростан
ции отключение обеих цепен двухцепной ВЛ отключение всех ВЛ иду
щих в одном коридоре- устойчивое трехфазное КЗ на кабельной линии с от
казом РЗ с одного конца, трехфазное КЗ на линии с последующим иеуспеш
ным АПВ
США В США каждой энергокомпанией устанавливались свои нормативы
надежности Развитие объединенных энергосистем потребовало разработки об
ших нормативов надежности. Подобные нормативы, созданные для девяти
региональных советов по надежности имеют целью предотвратить каскадное
развитие аварии и не допустить излишних нарушений электроснабжения
Подход к определению необходимого уровня надежности основной сети и жи
вучести энергосистем характеризуется следующими обобщенными положениями
содержащимися в критериях надежности разных районов
при проектировании, развитии и эксплуатации основной сети необходимо
обеспечить ее устойчивость к каскадному развитию аварии при наиболее тяже
лых но вероятных аварийных ситуациях (восточно центральный район ECAR)
электроснабжение отдельных районов может быть нарушено в результате
маловероятных аварийных ситуаций, но они не должны приводить к полному
погашению энергообъедннения (юго-западное объединение SPP)
могут иметь место маловероятные нарушения при которых не удается из
бежать выделения отдельных районов или потери части нагрузки, каскадное
развитие аварии недопустимо даже при самых тяжелых, ио вероятных наруше
ннях (Западный координационный совет WSCC)
Конкретные нормативы (расчетные возмущения учитываемые при планиро
вании режимов) весьма жестки и в основном аналогичны для всех районов
В качестве расчетных возмущений принимаются потеря полной мощности элек
тростанции, отключение нескольких ВЛ проходящих по одной трассе крупно
го узла нагрузки двух ЛЭН, проходящих по разным трассам, подстанции,
отключение КЗ с увеличенной выдержкой времени по причине отказа основной
РЗ или выключателя В некоторых районах в качестве нормативных приняты
более тяжелые нарушения режима отключение трех генераторов одновремен
ное отключение В Л и трех генераторов и др [13f
Западным координационным советом установлены нормативные требова
ния к ПА в зависимости от характера доаварийного режима и тяжести аварий
ного нарушения Различаются следующие доаварийные режимы нормальный
режим после отключения одного генератора или одной ВЛ, отрегулированный
диспетчером режим с устранением перегрузок возникших в результате указан
ного отключения, то-же до регулировки режима после указанного отключения
(неотрегулированный режим) Тяжесть аварийного нарушения определяется
характером нарушения режима (отключение элемента без повреждения отклю
чение при трехфазном или при однофазном КЗ с отказом выключателя) и от
ключеиными или поврежденными при этом нарушении элементами (узел наг
рузки, трансформатор, ВЛ, генератор секция шин два генератора или две ВЛ
проходящие по одной трассе целая электростанция) В нормативах WSCC ха
77

ракгеризуются уровни \правляклцих воздействии снст(мы ПА которые могут
иметь место в зависимости от тяжести аварийного нарушения режима
Уровень управляющих воздействии (А — D) в зависимости от доаварииного
режима и тяжести аварии показан в габл 1 2
Л — ПА не должна действовать
В ПА предотвращает нарушение устойчивости отктючая ити разгружая
ai регаты в части энергосистемы с избытком мощности, а также отктючая
неответственную нагрузку в части энергосистемы с дефицитом мощности;
С —- го же что В и дополнительно в случае возникновения асинхрон
ного режима осуществияетсн отделение части энергосистемы с действием при
необходимости АЧР
D то же что В и С, и дополнительно предусматриваем я автоматическое
отключение более ответственной нагрузки раздетенис энерюсистемы и выде
ление районов отклонение в послеавариином режиме перетоков мощности
и напряжений в узлах от аварийно допустимых значении
Аналогичные критерии надежности разработанные в Комитете среднеатлап
тического района (МААС) в основном ориентированы на более развитую этек
тричсск\ю сеть определяющими для которой являются устовия термической
стойкости. Этими критериями не учитывающими действие ПА, предусмотрено
1) аварийное отключение одного агрегата В Л трансформатора или шин
н ремонтном режиме не должно сопровождаться перегрузкой тюбого этемента
энергосистемы выше длительно допустимого предела; после аварийного отклю
чения дежурный персонал должен иметь возможность шменить режим так чтобы
загрузка всех элементов не превышала номинлтьных параметров
2) если после нарушения режима, указанного в п I допо шителы-ю выйдет щ
строя еще о чин генератор ити одна В Л на любом цементе оставшемся в
Г а б 1 и ц а 12
Аварийные нарушения отключении
(без повреждения, при трехфазном КЗ
при однофазном КЗ с отказом
вь ключуте тя)
Л авариннь и режим
Норма i ь н ы и
Ремонтный:
отключен один генератор
режим отрегулирован (посте
вмешательства персона та)
режим не отрегулирован
вмешательства персонала)
Отключена одна BJI
режим отрегулирован
режим не отрегулирован
(до
Двух генера
Торов, И.1И
[двух В Л, или
всех ВЛ,
идущих но одной
трассе, под
станции,
электро-
стан! ш
П
D
D
78
работе, не дотжен быть превышен крлковрсменно допустимый аварийный пре
дел; после такого повторного аварийного отключения тежурный персонал должен
иметь возможность изменить режим так, чтобы загрузка всех элементов
не превышать допустимой аварийной перегрузки на период ликвидации
нарушении
Таким образом при указанных выше аварийных нарушениях режима основ
ная сеть должна продолжать функционировать без нарушения устойчивости
каскадного развития аварии или нарушения электроснабжения потребителей
Критерии надежности принятые в одной из энергосистем СШ<\ работаю
щей в составе северо-восточного энергообъединения, утверждают что устойчи
вые и допустимые по термической стойкости послеаварийные режимы должны
быть обеспечены:
д ]я части энергосистемы нар\шепия режима в которой оказывают втиннш
на работу энерюобъединення в целом — при нормальном доавариином режиме
в случае отключения двух элементов (или двухцепнои ВЛ) при однофазном
КЗ на одном из них с последующим отказом выключателя при утяжеленном
доавариином режиме (так характеризуется режим для перехода из которого
в нормальный требуется отключение нагрузки) в случае отключения одного
элемента при трехфазном КЗ на нем
для части энергосистемы нарушения р*жнма в которой не оказывают влия
ния на работу энергообъединения — при нормальном доавариином режиме в
с ту чае отктючения одного элемента при трехфазном КЗ на нем.
В той же энергосистеме определены следующие показатели оперативности
устранения неисправности в распределительной сети и восстановления
электроснабжения потреби гелей (табл I 3)
Таблица 13
Мощность узла
нагрузки, МВт
До 100
101 500
>500
01ктюченне этемен ов
сети
Одного
Двух
Способ восстановления
питания потребителей
(быстрый / медленный)
ОВВ / ремонт
ТУ /ОВБ
ТУ/ОВБ
Способ восстановления характеризуется временем устранения повреждения и вое
становления электроснабжения потребителей; ТУ - телеуправление до 30 мин; ОВБ
оперативно выездная бригада то 2 ч- ремонт — ремонтные работы продотжнтельностью
более 2 ч.
Нормативы оперативных резервов мощности Поскольку в разных странах
(Великобритания Италия Франция, ФРГ) используется разная терминология
в определении составляющих оперативного резерва предложено основывать
ктассификацию лишь на времени требуемом дтн ввода резерва в работу с
выделением при этом четырех очередей:
первая (время ввода 5'—Id с в отдельных стучаях—до 300 с) — реати
чуется автоматически под действием АРЧВ (первичное регулирование) при
отклонении частоты от заданною уровня к этой очереди отнесено также авюма
79

ги (еское изменение режима F АЭС (отключение агрегатов работающих в насос
ном режиме, перевод в юнераторпыи режим агрегатов, работающих в режиме
С К загрузит работающих генераторов);
вторая (время вводт до 3—5 мин) — реализуется вручную и ги авгома
ти гески к лей относятся изменения мощности включенных агрегатов под деист
вием АРЧМ (вторичное регулирование) автоматический п\ск и нагрузка ги i
poaipeiaTOB и газотурбинных установок (ГТУ)
третья (время ввода -■■ от нескольких минут до I —2 ч) — реализуются
вручную или автоматически п\ск ГТУ вручную, ivck агрегатов ГЭС или ГАЭС
централизованное регулирование мощности включенных агрегатов ТЭС с котлами
находящимися в горячем резерве получение мощности от соседних энерюсистем
имеющих резерв мощности
четвертая (время ввода до 24 ч и более) реализуются вручную пуск
агрегатов ТЭС, находящихся в холодном резерве, досрочный ввод в работу
1грегатов находившихся в ремонте изменение планового графика обменной
мощности l соседними энергосистемами, снижение нагрузки путем огртпиченнн
потребителей, с которыми имеются специальные соглашения [13]
Когда с точки зрения мобильности оперативный резерв разделяю! на две
составляющие - включенный (горячий) и невключенпыи (холодный) го первая
составляющая объединяет резерв первой н второй, а вторая — третьей и чет
вертой очередей. При этом певк пененные aiperaTii ГЭС ГАЭС и TTV относятся
к горячему резерву
Ниже рассмотрена практика назначения опера гивиыч резервов автивнои
мощности в разных странах
Великобритания Первзя очередь — вращающийся резерв (1000 МВт в
тневное время и 700 МВт в ночное), реализуемый за время i,o 300 с (значи
тельнзя часть до 15 с) Этот резерв в течение т.ня (1000 МВт) раенреде
1яетсн равномерно на агрегатах ТЭС по всей энергосистеме В ночное время
вращающийся резерв (700 МВт) рззмещается \\<\ наименее экономичных рабо
гающих агрегатах ТЭС, которпе несут нагрузку в среднем не более 80% но ми
пальной. Резерв второй и третьей очередей (500 и 800 МВт) обеспечивается
в течение всех суток и распределяется межд\ районами пропорционально их
мощности Оснону резерве второй очереди реализуемого за время до 5 мин
составляют ГТУ, пускаемые автоматически или с помопию телеуправления е
диспетчерского пункта (ДП). Резерв третьей очереди (время реализации— от
5 мин до 2 ч) обеспе швается за счет неиспользуемых обычно ГТУ и агрега
тов ГЭС находящихся в юрячем резерве Наиболее важным фактором обеспе-
п тваюшим эффективность оперативного резерва, является увеличение доли
агрегатов с быстрым пуском. Поэтому и дополнение к работающей I АЭС
Феетиньог сооружена ГАЭС Динорвик мо пностыо 1800 МВт (GX300 МВт),
агрегаты которой могут набирать полную мощность за 10 с от момента
синхронизации. Четвертая о ic-реть резерва обеспечивается за счет пуект агрегатов
ГЭС находящихся в холодном резерве
Италия. Первая очередь вращаю пийся резерв (2,5% максимума нагрузки),
реализуемый за время от I с до 1 мни К этом^ виду резервз относится резерв
мощности на агрегатах, работающих с неполной нагрузкой в пределах их
регулировочного тиапазон i (например регулировочнь и диапазон турбогенера
80
тора 350 МВт составляет 5%) Вторая очередь резерв реализуемый за не
екотько минут под действием АРЧМ (I 5% максимума нагрузки)
Третья очередь — резерв, реализуемый за время до I i (3% максимума
нагрузки). Резервные мощности первой второй и третьей очередей распреде
тяютсн равномерно между ГЭС и ТЭС (примерно по 50%) с незначительными
колебаниями по сезонам. Суммарный оперативный резерв составтяст около 5 5%
максимхма нагрузки (без учета холодного резерва).
Франция Первая очередь вращающийся резерв (изменяется в зависимости
от уровня нагрузки среднее и\а 1енне 500 МВт), реализуемый за время до 5 с
Вторая очередг — резерв, реализуемый та время до 3 мин под действием
АРЧМ Агрегаты, используемые в качестве резерва второй очереди работают
с. неполной мощностью что обеспечивает соответствующий диапазон регулиро
вания Ширина этого диапазона составтяет обычно около 800— 1000 МВт и
аоля каждого агрегата (из обеспечивающих этот диапазон) составляет около
10% сю мощности Для резерва второй очереди используются обычно найме
iee экономичные агрегаты. Резерв третьей очереди реализуется за время до I ч
в основном за счет ТЭС и только при необходимости привлекаются агрегаты
ГЭС Весной и ictom этот резерв обеспечивается в бочьшой мере за счет
ГЭС водохранилища которых л пол иены
В Великобритании и во Франции ире усматриваете я также резерв гетвертой
очереди (холодный), реализуемый за время до 24 ч
ФРГ В энергосистемах ФРГ в отличие от рассмотренных выше энерго
систем ipex других стран Европы нормируются три очереди оперативного резер
вирования: первая, реализуемая под действием АРЧВ и АРЧМ за время 0 5
10 мин включает вращающийся резерв на ТЭС, а также мощность останов
тенных ГТУ ГАЭС н 1 ЭС вторая — быстрый резерв реатизуемый за время
0 5-— I 0 i мощность его равна 1250 МВт (мощность самого крупного агрегата)
Зна 1енис частоты при этом не должно быть ниже 49 Ги (в стучас изолирован
ной работы ОЭС ФРГ) Каждая энергосистема входящая в ОЭС ФРГ для
обеспечения этого требования аолжна \велпчить генерацию н i своих элсктро
станциях на 2.5% за несколько еекунт В качестве быстрого резерва исполь
зуются ГАЭС. Третья очередь — медленный резерв реализуемый за время
более 10 ч. Мощность его — около 2000 МВт
Энергообъединение UCPTE Для восьми стран западной Гвропы распо
.тожепных на континенте (Австрии, Бельгии, Италии, Люксембурга Нидертандов
ФРГ Франции и Швейцарии) энергосистемы которых входят в энергообъеди
пенис LJCPTE сформулированы общие требования по поддержанию вращаю
пегося резерва значение которого должно быть таким чтобы отключение одно
временно дв\х энергоблоков мощностью по 1250 МВт не приводило к действию
АЧР При этом каждая энергосистема входящая в состав UCPTE должна
иметь вращзющииси резерв не менее 2,5% текущей нагрузки Заметим, что
уставки и объем АЧР в основном определяются самостоятельно каждой
энергосистемой. Однако имеется общее требование при 49 Гц должна
срабатывать первая ступень АЧР, отктючающая не менее 10% нагрузки
Энерс ообъединение стран северной f-вропы НОРДЭЛ. При установленной
мощности электростанций 60 000 МВт и максимуме нагрузки Р,пах = 40 000 МВт
при частоте 50 1 i дотжен иметься оперативный резерв 600 МВт Оперативный
81

резерв распределяется между энергосистемами стран, входящих в НОРДЭЛ,
пропорционально значениям годового потребления электроэнергии Каждая страна
должна иметь резерв достаточный для устранения за 15 мин дефицита мощности.
Резервы активной мощности должны быть достаточны для того, чтобы не
допустить снижения частоты в энергообъединении до 49 5 Гц или нарушения устоичи
вости при аварии с вероятностью возникновения более I раза в 3 года. Аварии с
вероятностью возникновения I раз в 3 года не должна приводить к снижению часто
ты ниже 49 Гц кратковременно и ниже 49 5 Гц в течение 30 с
В нормативах НОРДЭЛ особо оговариваются требования начичия в каждом
регионе резервов реактивной мощности которые должны бым. достаточны для
покрытия дефицита который может возникнуть при самой тяжелой аварии.
Энергосистемы США В энергосистемах и энергообъединениях США исполь
зуются разные критерии для определения значения мощности оперативного
резерва (реализуемого за время до 30 мин) и в том числе вращающегося
(реализуемого за время до 10 мин) Резерв допжен быть:
не менее чем в 1 5 раза больше мощности наиболее крупного агрегата
оперативный, половина этого значения — вращающийся
не менее суммарной мощности двух наиболее крупных агрегатов — оператив
ныи не менее мощности одного агрегата — вращающийся
tie менее 6% максимума нагрузки- оперативный и не менее 3% максимума
нагрузки - вращающийся'
на 100 МВт больше мощности наиболее крупного агрегата — вращающийся
и т д
ГЛАВА ВТОРАЯ
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
2.1. Цели оперативного управления
В процессе оперативного управления диспетчерский персо
нал решает большое число задач, связанных с ведением запла
нированного режима, корректировкой плана при существенных
изменениях нагрузки, схемы контролируемой сети и состава рабо
тающего оборудования, выводом оборудования в ремонт и вво
дом его в работу после ремонта, оперативными переключениями
в послеаварийных режимах, обусловленными необходимостью
восстановления питания потребителей, вывода в ремонт
поврежденного оборудования, изменения схемы сети
Цели управления, характер оперативных решений, необходи
мая скорость их реализации зависят от режима, в котором
находится энергосистема нормального, утяжеленного, аварий
ного
Наибольшую часть времени энергосистема находится в нор
мальном режиме (рис 2 1 ), режиме при котором все значе
82
Рис 2 1 Структурная схема отража
ющая связи между режимами, в кото
рых может находиться энергосистема
Н — нормальный; Я.О — норматьный, он
тимальный; У—утяжеленный; Л — ава
рийный- ПА нослеаварийный
ния параметров режима — частоты, напряжений в узлах пере
токов мощности по ВЛ и трансформаторам — находятся в
пределах, допустимых для длительной работы по критериям ка
чества электроэнергии, исправности отдельных элементов
энергосистемы (термической стойкости ВЛ трансформаторов и др ),
надежности работы отдельных узлов или энергосистемы в целом
(надежность электроснабжения нагрузочных узлов, устойчивость
параллельной работы электростанций, частей энерюсистемы)
Обычно нормальный режим является оптимальным при
этом наряду с соблюдением упомянутых выше требований к ка
честву электроэнергии, исправности элементов энергосистемы,
надежности обеспечиваются требования оптимальности (мини
мум суммарных затрат или расхода условного топлива на
производство и передачу электроэнергии, минимум потерь элект
роэнергии в сети и др )
Основной задачей управления в нормальном режиме является
обеспечение электроснабжения потребителей при минимальных
затратах (или расходе условною топлива) на производство
электроэнергии а также при соблюдении ограничений по качест
ву электроэнергии, надежности электроснабжения, расходу от
дельных видов энергоресурсов
Кратковременно после ликвидации аварийной ситуации,
\странения опасной перегрузки до перераспределения мощности
между работающими электростанциями, изменения режима по
напряжению режим энергосистемы может быть нормальным, но
не оптимальным
Из нормального режима энергосистема может перейти в утя
желенный, в котором один или несколько параметров дости
1ают значений, допустимых лишь в течение ограниченного перио
да времени В утяжеленных режимах допускается работа с
пониженными значениями частоты и напряжений (см ниже) и сне
ретоками мощности, значения которых превышают нормальные
(длительно допустимые)
Основная задача управления энергосистемой в утяжеленном
режиме — не допустить его дальнейшего утяжеления, что может
привести к переходу в аварийный режим, устранить причину,
вызвавшую соответствующие ограничения, восстановить нор
мальный режим Режим называется аварийным, если один
83
| на

резерв распределяется между энергосистемами стран, входящих в НОРДЭЛ
пропорционально значениям i одового потребления электроэнергии Каждая страна
должна иметь резерв достаточный для устранения за 15 мин дефицита мощности
Резервы активной мощности должны быть достаточны для того чтобы не допус
тить снижения частоты в энергообьединенни до 49,5 Гц или нарушения устоичи
вости при аварии с вероятностью возникновения более I раза в 3 года Авария с
вероятностью возникновения I раз в 3 года не должна приводить к снижению часто
ты ниже 49 Гц кратковременно и ниже 49 5 Гц в течение 30 с
В нормативах НОРДЭЛ особо оговариваются требования наличия в каждом
регионе резервов реактивной мощности которые должны бып достаточны для
покрытия дефицита который может возникнуть при самой тяжелой аварии.
Энергосистемы США В энергосистемах и энергообъединениях США исполь
зуются разные критерии для определения значения мощности оперативного
резерва (реализуемого за время до 30 мин) и а том чисте вращающегося
(реализуемого за время до 10 мин) Резерв должен быть
не менее чем в 1о раза больше мощности наиболее крупною агрегата —
оперативный, половина этого значения — вращающийся'
не менее суммарной мощности двух наиболее крупных агрегатов оператив
ныи не менее мощности одного агрегата — вращающийся
не менее Ь% максимума нагрузки — оперативный и не менее 3% максимума
нагрузки — вращающийся
на 100 МВт больше мощности наиботее крупного агрегата — вращающийся
и т д
ГЛ АВ <\. В10РАЯ
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
2.1. Цели оперативного управления
В процессе оперативного управления диспетчерский персо
нал решает большое число задач, связанных с ведением зачла
нированного режима, корректировкой плана при существенных
изменениях нагрузки, схемы контролируемой сети и состава рабо
тающего оборудования, выводом оборудования в ремонт и вво
дом его в работу после ремонта, оперативными переключениями
в послеаварийных режимах, обусловленными необходимостью
восстановления питания потребителей, вывода в ремонт повреж
денного оборудования, изменения схемы сети
Цели управления, характер оперативных решений, необходи
мая скорость их реализации зависят от режима, в котором
находится энергосистема нормального у]яжеленного, аварий
ного
Наибольшую часть времени энергосистема находится в нор
ма льном режиме (рис 2 I ), режиме, при котором все значе
82
Рис. 2 I Структурная схема отража
ющая связи между режимами, в
которых может находиться энергосистема-
Н - нормальный; И .О - нормальный он
тимальный; У — утяжеленный' А - 'ава
рийный; ПА — лостеаварийнын'
ния параметров режима частоты, напряжений в узлах пере
токов мощности по ВЛ и трансформаторам — находятся в
пределах, допустимых аля длительной работы по критериям ка
чества электроэнергии, исправности отдельных элементов эпер
госиаемы (термической стойкости ВЛ трансформаторов и др ),
надежности работы отдельных узлов или энергосистемы в целом
(надежность электроснабжения нагрузочных узлов, устойчивость
параллельной работы электростанций, частей энергосистемы)
Обычно нормальный режим является оптимальным, при
этом наряду с соблюдением упомянутых выше требований к
качеству электроэнергии, исправности элементов энергосистемы,
надежности обеспечиваются требования оптимальности (мини
м>м суммарных затрат или расхода условного топлива на
производство и передачу эпектроэнер! ии, минимум потерь элект
роэнергии в сети и др )
Основной задачей управления в нормальном режиме является
обеспечение электроснабжения потребителей при минимальных
затратах (или расходе условного топлива) на производство
электроэнергии, а также при соблюдении ограничений по качест
ву электроэнергии, надежности электроснабжения расходу от
дельных видов энергорес>рсов
Кратковременно после жквидации аварийной ситуации
устранения опасной перегрузки до перераспределения мощности
межд> работающими электростанциями изменения режима по
напряжению режим энергосистемы можег быть нормальным, но
не оптимальным
Из нормального режима энергосистема может перейти в утя
желейный в котором один или несколько параметров дости-
i ают значении допустимых лишь в течение ограниченного перио
да времени В утяжеленных режимах допускается работа с пони
женными значениями частоты и напряжений (см ниже) и с пе
ретоками мощности, значения которых превышают нормальные
(длительно допустимые)
Основная задача управления энергосистемой в утяжеленном
режиме— не допустить его дальнейшего утяжеления, что может
привести к переходу в аварийный режим, устранить причину,
вызвавшую соответствующие ограничения, восстановить нор
мальный режим Режим называется аварийным, если один
83

или несколько параметров достигают значений, недопустимых
даже кратковременно Аварийный режим может развиться из
утяжеленного при отсутствии внезапных возмущений (например,
асинхронный ход в результате нарушения статической устойчи
вости из-за перегрузки электрических связей) либо вследствие
внезапного возмущения (например, КЗ, потери генерирующей
мощности, нарушения схемы сети)
Основная задача управления энергосистемой в аварийном
режиме — выявить и локализовать место нарушения,
предотвратить дальнейшее развитие аварии и ее распространение на
соседние участки энергосистемы, ускорить восстановление нормаль
ного режима Вследствие быстроты протекания аварийных про
цессов управление энергосистемой в аварийном режиме
осуществляется с помощью устройств РЗ и автоматики (средств
противоаварийного автоматического управления) Оперативный
персонал подключается к управлению аварийным режимом лишь
в редких случаях
После устранения причин, вызвавших аварийный режим,
энергосистема переходит в послеаварииныи режим Этот
режим может быть нормальным или утяжеленным Так,
например, нормальный режим наступает после отключения действием
РЗ КЗ на линии с последующим успешным АПВ Задача
управления в утяжеленном послеаварийном режиме — обеспечить
быстрейший переход энергосистемы к нормальному (длительно до
пустимому), а затем и к оптимальному режиму, восстановить
электроснабжение потребителей, питание которых было нарушено
Различают также ремонтный режим, отличающийся от
нормального выводом из работы одного или нескольких
элементов электрической сети и (или) устройств противоаварийного
автоматического управления (релейной защиты и автоматики)
Обычно в ремонтном режиме уменьшаются предельно
допустимые значения перетоков мощности по условию устойчивости
Противоаварийное оперативное управление осуществляется
согласованными действиями диспетчерского персонала разных
ступеней территориальной иерархии управления Распределение
функций по предотвращению, ограничению развития и ликвида
ции аварий определяется типовыми, а также местными
диспетчерскими инструкциями, учитывающими особенности схем и ре
жимов энергосистем и энергообъектов, состав оборудования,
степень оснащенности средствами оперативного управления,
уровень автоматизации и ряд других фаюоров [14]
Правильное распределение этих функций представляет
сложную задачу, на решение которой влияют два противоречивых
фактора стремление предоставить подчиненному оперативному
персоналу возможно большую самостоятельность при
ликвидации быстроразвивающихся и охватывающих большое число
объектов системных аварий, при которых персонал должен дей-
84
ствовать незамедлительно и в большинстве случаев в условиях
практической невозможности получить своевременные указания
вышестоящего оперативного руководителя, и в то же время
необходимость ограничить самостоятельные действия персонала
электростанций и энергосистем, когда такие действия могут
привести к развитию аварии Четкое распределение функций
между персоналом различных ступеней управления на основе
наибольшей допустимой самостоятельности подчиненного персо
нала и строгая диспетчерская дисциплина являются основными
условиями эффективного противоаварийного оперативного управ
ления
Ликвидация аварий в распределительных электрических се
тях, не оказывающих значительного влияния на работу
энергосистемы, осуществляется в зависимости от места возникновения
и характера развития аварии под руководством диспетчера ПЭС
или нижестоящего оперативного персонала (диспетчера РЭС или
дежурного инженера опорной подстанции) Руководство ликви
дацией аварий, нарушающих режим электространции,
осуществляется начальником смены (дежурным инженером), а ру
ководство ликвидацией аварии местного значения — подчиненным
персоналом (например, начальником смены энергоблока) Дис
петчер энергосистемы самостоятельно руководит ликвидацией
аварии, отражающейся на работе только этой энергосистемы и
не требующей вмешательства диспетчера ОДУ Ликвидация ава
рий, охватывающих несколько энергосистем, осуществляется
под руководством диспетчера ОДУ Диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР
руководит ликвидацией аварий общесистемного характера,
вызывающих общее нарушение схемы и режима ЕЭС (аварии на
связях между ОЭС, разделение ЕЭС, снижение частоты в ЕЭС
и т д )
В типовых инструкциях оперативному персоналу
рассматриваются наиболее характерные аварийные ситуации, к которым
относятся значительные снижения частоты и напряжения, резкие
повышения частоты или напряжения, опасная перегрузка
электрических связей; нарушение режима из-за неотключившегося
КЗ, асинхронный режим в энергосистеме, аварийное разделение
ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на несинхронно работающие части
и др
В качестве примера ниже рассмотрены действия оперативного
персонала при некоторых аварийных ситуациях [14]
Внезапное понижение частоты на 0,1—0,2 Гц и более.
Диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР выясняет причины понижения частоты
и дает распоряжения диспетчерам ОДУ, которые в свою очередь
дают распоряжения диспетчерам энергосистем о восстановлении
нормального значения частоты Одновременно диспетчеры всех
высших ступеней управления (ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и энерго
систем) дают команды начальникам смен (дежурным инжепе
85

рам) электростанций непосредственною оперативного
подчинения об использовании вращающегося резерва с учетом топусти
мои загрузки межсистемных линий связи между ОЭС и энер
юсистемами
Оперативный персонал электростанций принимает меры к
повышению мощности электростанций путем использования вра
щающегося резерва, контролируя загрузку линий; на тех элект
ростанциях, для которых это предусмотрено местными диспет
черскими инструкциями, персонал действует самостоятельно,
на других — по распоряжению (с разрешения) диспетчера энер
госистемы
Дальнейшее понижение частоты на 0,5 Гц и ниже Диспет
черы высших ступеней управления дают распоряжения началь
никам смен электростанций непосредственного оперативного
подчинения о полном использовании вращающегося резерва и
пуске резервных гидрогенераторов, а прн недостаточности этих
мер — об увеличении мощности агрегатов до значений, соответ
ствующих допустимым перегрузкам (с учетом за] ручки
контролируемых связей)
Оперативный персонал электростанций повышает их мощ
ность путем полного использования вращающегося резерва, осу
ществляя пуск резервных гидрогенераторов, переводя работаю
щие в режиме синхронных компенсаторов (СК) i идроагрегаты
в генераторный режим, увеличивая электрическую мощность теп
лофикационных агрегатов за счет допустимого изменения пара
метров режима теплосети, используя разрешенные аварийные
перегрузки оборудования (не допуская при этом опасной пере
грузки контролируемых линий)' на тех электростанциях для
которых это предусмотрено местными диспетчерскими инструк
циями, персонал электростанции действует самостоятельно, па
других — по распоряжению (с разрешения) диспетчера энер
госистемы
Резкое понижение частоты: несмотря на работу АЧР частота
остается сниженной на 1 Гц в течение 3—5 мин. Диспетчеры
ЦДУ ЕЭС СССР и ОДУ дают распоряжения об отключении
потребитеаей- в ОЭС и энергосистемах; при отделении ОЭС
диспетчер ОДУ действует самостоятельно Диспетчер
энергосистемы ироизнодит отключение потребителей, учитывая загрузку
контролируемых связей, при отделении энергосистемы он
действует самостоятельно, при сохранении параллельной работы —
самостоятельно или но распоряжению диспетчера ОДУ (в
соответствии с диспетчерскими инструкциями) Оперативный
персонал электростанций и электрических сетей производит по комам
де диспетчера энергосистемы отключения потребителей, при
глубоком снижении частоты (48—45 Гц) на ТЭС, дли которых
это предусмотрено инструкциями, самостоятельно выделяет
собственные нужды на несинхронное питание (при отсутствии
86
или отказе соответствующей автома1ики) в некоторых случаях
в соответствии с местными инструкциями самостоятельно отде
'1яет электростанцию с местной нагрузкой
Оперативный персонал ТЭС должен учитывать, что при
значительных понижениях частоты ее временная стабилизация мо
жет быть вызвана таким увеличением генерируемой мощности
(за счет действия АРЧВ турбин), прн котором может начаться
быстрое снижение значений параметров пара Если несмотря на
принятые меры по форсировке режимов котлов произойдет не
допустимое снижение значений параметров пара, персонал ТЭС
обязан разгрузить турбоагрега: для поддержания этих пара
метров на допустимом уровне
При значительных потерях генерирующей мощности, если
несмотря на работу АЧР частота остается сниженной на 1,5 Гц
н более, все запрещения самостоятельных действий оперативного
персонала по экстренной мобилизации резервов мощности
снимаются а диспетчеры энергосистем по истечении 3 5 мин
(времени, необходимого дли использования оперативным персо
налом электростанции всех резервов мощности для подъема
частоты) самостоятельно производят отключение потребителей
При восстановлении частоты включение вручную потребите
лей, отключенных во время аварийной ситуации, можно произ
водить только с разрешения диспетчера ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР)
После ликвидации аварийной ситуации значение частоты должно
быть поднято на 0,1—0,2 Гц выше верхней уставки частотного
АПВ (ЧАПВ), если это неосуществимо, диспетчер ОДУ (ЦДУ
ЕЭС СССР) должен дать распоряжение о включении вручную
потребителей, не включенных действием ЧАПВ, не допуская при
этом повторного понижения частоты
Глубокие внезапные понижения частоты при достигнутом
уровне развития ЕЭС СССР реально возможны только при раз
делении ЕЭС с возникновением значительного дефицита мощ
ности в отделившейся части При аварийных нарушениях схемы
с разделением ЕЭС действия диспетчеров ЦДУ и ОДУ должны
быть направлены на быстрейшее включение на параллельную
работу разделившихся частей ЕЭС
Устранение опасной перегрузки линий электропередачи.
Диспетчер ЦДУ при перегрузке межсистемных связей между ОЭС
устраняет перегрузку путем увеличения генерируемой мощности
в приемной части и снижения мощности в передающей части
ЕЭС При необходимости (отсутствие резерва мощности в
приемной части, работа ЕЭС со сниженной частотой) он дает распо
ряжения диспетчерам ОДУ приемной (работающей с дефицитом
мощности) части ЕЭС об отключении потребителей
Диспетчеры ОДУ и энергосистем проводят аналогичные меры
1ля разгрузки связей в ОЭС и энергосистеме, используя также
возможность изменения схемы электрической сети, при необхо
87

димости (в соответствии с местными диспетчерскими
инструкциями) производят самостоятельно отключение потребителей
для предотвращения нарушения синхронизма и пи повреждения
оборудования
Оперативный персонал электростанций и электрических сетей
в случаях, предусмотренных местными диспетчерскими инструк
циями принимает самостоятельные меры к предотвращению и
устранению опасной перегрузки контролируемых персоналом ВЛ
Резкое понижение напряжения в контролируемых точках до
установленных аварийных пределов. Диспетчеры ЦДУ ОДУ и
энергосистем принимают все необходимые меры для устранения
причин аварийного понижения напряжения, даюг указания об
использовании резервов реактивной мощности и средств регули
рования напряжения разрешая повышение напряжения на ши
пах электростанций и подстанций до максимально допустимых
уровней, включают резервные источники реактивной мощности,
отключают шунтирующщ реакторы Для устранения перегрузки
генераторов но току диспетчеры перераспределяют активные
мощности между генерирующими источниками, изменяют схемы
секционирования сети, перераспределяют потоки реактивной
мощности с помощью средств регулирования напряжения Если
несмотря иа принятые меры напряжение остается сниженным
до или ниже аварийного предела, а допустимые сроки
аварийной перегрузки 1енераторов и СК исчерпываются, диспетчеры
дают команды на отключение потребителей в частях энергоси
стемы с наиболее низами значениями напряжений
Дежурный персонал электростанции и электрических сетей
самостоятельно использует аварийную перегрузку генераторов и
СК дтя подъема напряжения в контролируемых точках, проводит
по команде диспетчера энергосистемы отключение потребителей
Аварийное нарушение режима из-за наличия неотключивше-
гося КЗ. Диспетчеры ЦДУ ОДУ и энергосистемы, оперативный
персонал электростанций и подстанций определяют на основании
показаний приборов, анализа действия РЗ и опроса оперативного
персонала место КЗ если выключатсть поврежденного элемента
не отключается, осуществляют отключение участка с КЗ с по
мощью смежных выключателей питающих присоединении
Асинхронный режим в энергосистеме. Диспетчеры ЦДУ ОДУ
и энергосистемы определяют примерно положение центра кача
ниц и принимают меры к выравниванию значений частот в
несинхронно работающих ОЭС, энергосистемах, частях энерго
системы, допуская снижение частоты в избыточных частях до
установленных диспетчерскими инструкциями значений (не ниже
верхней уставки АЧР) При отсутствии резерва мощности в
дефицитной части и снижении частоты ниже 48,5 Гц дают кома»
ду на немедленное отк иочение части потребителей Ьсли восста
новитт (н1!хпо"т:зч не ■■ ■"•"■/ - "-ттяют несинхронно работаю
щие части Производят необходимую подготовку и < инхрони
занию раздельно работающих частей, восстанавливают нормаль
ные значения параметров режима
Оперативный персонал электростанции при возникновении
асинхронного хода и отклонении частоты от нормальной само
стоятельно изменяет мощность электростанции для восстановле
ния нормального значения частоты Если при достижении нор
мального значения частоты асинхронный ход не прекращается,
дальнейшее регулирование мощности электростанции произво
тится (при отсутствии специальных указаний в местных инструк
циях) по распоряжению диспетчера, при наличии
соответствующих указаний в местных инструкциях персонал поднимает напря
жение до предельно допустимого качения
Резкое повышение частоты выше 50,5 Гц. Диспетчеры ЦДУ,
ОДУ и энергосистемы выявляют причины повышения частоты,
состояние и режим основной сети (резкое повышение частоты
наиболее вероятно при отделении избыточных по мощности ОЭС,
энергосистем или их частей) принимают меры к снижению
частоты путем разгрузки в первую очередь ГЭС, затем ТЭС, не
допуская перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей
Оперативный персонал электростанций самостоятельно — на
ГЭС и специально выделенных для этой цели ТЭС — уменьшает
генерируемую мощность для снижения частоты до 50,5 Гц Если
значение частоты превысит 51,5 Гц персонал отключает часть
агрегатов (с учетом соблюдения условий, необходимых для со
хранения питания собственных нужд электростанций и последую
щего пуска агрегатов)
Восстановление полностью погашенной энергосистемы
(энергорайона) Ликвидируя последствия наиболее тяжелой аварии —
полною погашения энергосистемы, оперативный персонал вы
полняет комплекс взаимоувязанных операций, обеспечивающих
восстановление в работе генерирующей мощности электростанций
энергосистемы, подстанций ВЛ, трансформаторов (автотраис
форматоров) основной и распределительной сетей для возмож
ности подачи питании к остановленным ТЭС и АЭС, узлам на
грузки, объединение отделившихся районов на параллельную
работу, подключение нагрузки по мере роста генерирующей мощ
ности электростанций и ввода в действие элементов и участков
основной и распределительной сетей восстановление
энергосистемы в целом нормальных параметров режима ее работы но частоте
и напряжению
Восстановление в работе генерирующей моецносш В первую
очередь оперативный персонал должен предотвратить поврежде
ние и выход из строя на длительный период агрегатов ТЭС и
АЭС, оставшихся в работе па холостом ходу ити с небольшой
нагрузкой собственных нужд Особенно важное значение имеет
принятие мер по предотвращению «отравления» ядерных реак
89

торов, сопровождающегося выходом их из строя на длительный
срок
Следующей задачей является восстановление генерирующей
мощности этектростанций Эта задача реализуется на первом
этапе с помощью агрегатов ГЭС и газотурбинных установок
(ГТУ), а на втором — с помощью агрегатов ТЭС, оставшихся
в работе или разворачиваемых при подаче напряжения по ВЛ от
ГЭС и ГТУ, пуск в работу которых может быть обеспечен даже при
полном отсутствии напряжения
Напряжение на шины остановленных ГЭС и АЭС может быть
подано через ВЛ основной сети от оставшихся в работе соседних
энергосистем, которые могут сыграть важную роль в восстанов
лении погашенной энергосистемы
Для обеспечения питания собственных нужд ТЭС и АЭС
в аварийных ситуациях за рубежом широко применяются ГТУ,
мощность которых обычно составляет 3 5% мощности основных
агрегатов электростанции В отдельных случаях ГТУ нормально
работают параллельно с энергосистемон, а при снижении частоты
автоматически отделяются на изолированную работу с уста
новками собственных нужд
Для восстановления питания собственных нужд в аварийных
ситуациях применяются также дизель-геиераторы Такие гене
раторы мощностью 2750 кВт, способные быстро запускаться и
набирать нагрузку, установлены на большинстве ТЭС энерго
объединения Пенсильвания — Нью Джерси — Мериленд (США)
От этих генераторов обеспечивается питание следующих усг
ройств валоповоротной установки, электродвигателя переменного
тока маслонасоса валоповоротной установки, воздушных ком
прессоров, зарядного мотор генератора или статического заряд
ного насоса водоснабжения, лифтов
От установленных па электростанциях аккумуляторных
батарей наряду с цепями РЗ, автоматики и управления
выключателями осуществляется резервное электропитание масляных насосов
подшипников турбины, устройств управления клапанами быст
рого закрытия турбины, аварийного освещения и других ответ
ственных потребителей.
Для ускорения восстановления нормальной работы агрегатов
ТЭС во всех странах с развитой энергетикой предусматривается
отделение части генераторов от сети при опасном длительном
снижении частоты или напряжения в энергосистеме и сохранение
их в работе на собственные н>жды
Восстановление нормальной работы подстанций Для
обеспечения возможности включения воздушных выключателей на
подстанциях принимаются специальные меры для поддержания
достаточного давления воздуха За рубежом на крупных
подстанциях основной сети устанавливают дизель-генераторы для
обеспечения питания собственных нужд при полном погашении
90
энергосистемы В эксплуатации применяются также передвижные
дизельные и газотурбинные установки для восстановления
электроснабжения собственных нужд подстанций, обеспечения
возможности включения выключателей и приема напряжения
на шины подстанции На подстанциях предусматриваются ре
зервуары воздуха или газа для обеспечения операций с выклю
чателями при отсутствии напряжения переменного тока
В США в соответствии с современными нормативами акку
муляторные батареи, установленные на подстанциях, должны
обеспечивать трехчасовую работу без подзаряда На старых под
станциях применялись батареи с возможностью работы без
подзаряда в течение 1 ч
Во время полного погашения энергосистемы в линиях с мае
лонанолненными кабелями должно поддерживаться требуемое
давление масла В США с этой целью в наиболее важных точках
кабельных линий предусматривается резервное автономное пи
тание насосов
При полном погашении энертсистемы выключатели всех или
части потребителей на подстанциях, потерявших питание, от
ключаются На необслуживаемых подстанциях эти операции вы
полняются оперативными выездными бригадами Отключаются
также выключатели на стороне низшего напряжения (6—
13 кВ) трансформаторов питающих подстанций Секционные и
шиносоединительные выключатели остаются включенными Вы
ключатели менее высокого напряжения обычно не отключаются,
если только не последует специальное указание диспетчера
Для ускорения восстановления нормального режима после
погашения энергосистемы применяется секционирование схемы,
так чтобы в каждом отдельном районе ее имелась электростанция
(ГЭС, ГАЭС, ГТУ, ТЭС), обеспечивающая восстановление района
«с нуля» Так, например, в Италии предусматривается разделе
ние основной сети энергосистемы на шесть частей После восста
новления нормального режима в отдельных районах они объеди
няются на параллельную работу
Восстановление нагрузки. По мере восстановления генери
рующеи мощности в энергосистеме нагрузка восстанавливается
частями ограниченной мощности, шаг за шагом При этом one
ративныи персонал обеспечивает поддержание нормальных зна
чений частоты и напряжении в контрольных точках При вое
становлении на!рузки соблюдается определенный приоритет
в первую очередь подается напряжение установкам собственных
нужд ТЭС и АЭС 1годстанции, диспетчерских центров, затем
подключаются больницы, метро, промышленная и бытовая наг
рузка
Воссшновление энергосистем Диспетчеры ЦДУ и ОДУ при
полном отсутствии напряжения в отделившихся частях ЕЭС
(ОЭС), работающей при нормальном (или близком к нему)
91

значении частоты, подают толчком напряжение от основной сети
ЕЭС (ОЭС), обеспечивая в первую очередь восстановление
питания собственных нужд мощных блочных ТЭС По мере восста
новления нормальных значений частоты и напряжения в отдель
ных частях ЕЭС (ОЭС) они подключаются на параллельную
работу
При восстановлении схемы основной сети оперативный персо
нал, учитывая отклонения схемы и режима от нормальных (сни
женное значение подключенной нагрузки, ограниченность вклю
ченной генерирующей мощности, отключенное состояние ряда
ВЛ), должен принимать особые меры предосторожности для пре
дотвращення опасного повышения напряжения или снижения
частоты снижать напряжение перед подачей его на ВЛ или
участок сети, имеющие большую зарядную емкость; подключать
дополнительную нагрузку на промежуточных подстанциях
дальних электропередач, отключать временно отдельные устройства
автоматики — АПВ, АЧР и др Для предотвращения опасного
снижения напряжения в основной сети рекомендуется также
блокировать (запрещать) на время восстановления энергосистемы
операции с устройствами РПН трансформаторов, установленных
на питающих центрах распределительной сети
При включении очередной линии необходимо оценивать чув
ствительность устройств РЗ, так как в режимах, создаваемых в
процессе восстановления энергосистемы, КЗ в удаленных точках
могут сопровождаться протеканием малых токов.
С учетом большого объема работы, который должен быть
выполнен за ограниченное время оперативным персоналом при
восстановлении полностью погашенной энергосистемы, принимают
срочные меры по усилению дежурных смен за счет вызова на
объекты диспетчеров, находившихся дома На наиболее
ответственные объекты (электростанции и подстанции) вызываются
также специалисты по РЗ и автоматике, средствам связи и
телемеханики (если авария произошла в вечернее или ночное время)
Эти специалисты должны обеспечить надежную работу средств
управления во время восстановления энергосистемы
С помощью устройств автоматики, воздействующих на воз
буждение включенных в сеть генераторов н СК, а также на
статические устройства компенсации реактивной мощности (шун
тирующие реакторы и компенсаторы), предотвращается опасное
повышение напряжения в сети
В процессе восстановления энергосистем персонал районных
(РДЦ) и национального (НДЦ) диспетчерских центров поддер
жнвает с помощью телеуправления близкое к нормальному
значение частоты в энергосистеме или в отдельных ее частях,
давая команды на подключение (или запрет подключения)
нагрузки, увеличение или снижение генерирующих мощностей
электростанций, подключенных к сети [13]
92
В энергосистеме Швеции определены основные принципы восстановления
полностью погашенной энергосистемы или района ее основной сети 220—
400 кВ которые реализуются местными устройствами автоматики установ
ленными на каждом выключателе необслуживаемых подстанций основной сети
и ГЭС Устройства автоматики снабжены реле, контролирующими в соответ
ствии с заданной программой наличие и пи отсутствие напряжений в опре
деленных точках сети и синхронизм напряжений. В процессе восстановления
энергосистемы (энергорайона) автоматика дает команды на п>ск и синхро
низацию гидрогенераторов Автоматическое восстановление контролируется
а при необходимости корректируется с помошью телеуправления оперативным
персоналом НДЦ и 10 РДЦ
Основные принципы восстановления основной сети 220 и 400 кВ энергосис
темы Швеции
через 3 с после исчезновения напряжения на шинах подстанции все
выключатети основной сети автоматически отключаются
восстановление энергосистемы начинается с северной части энергосистемы,
где расположены крупные ГЭС по мере поступления напряжения с севера
автоматически и по командам оперативного персонала начинается восстанов
пение схемы сетей южных районов где расположены АЭС и ТЭС а также
основные узлы нагрузки
предусматривается максимально быстрая подача напряжения на шины
АЭС чтобы предотвратить возможное нарушение режима агрегатов и обеспе
чить быстрое восстановление их в работе"
запрещается включение в работу выключателей выведенных в ремонт
или по режиму до аварийною погашения энергосистемы трансформаторов
отключенных действием газовых РЗ- запрещается также многократное вклю
чение на устойчивые повреждения ВЛ
разрешается включение выключателей ВЛ 220 кВ при угле между век
торами напряжений на его разомкнутых контактах не более 90° и разности
амтнтуд напряжений не более 80 кВ
2.2. Оперативные информационно-управляющие комплексы
Функции реального времени оперативного и частично авто
матического управления реализуются с помощью оперативного
информационно управляющего комплекса (ОИУК) [15]
В СССР первые ОИУК АСДУ с мини ЭВМ типа «Видео-
тон ЮЮБ» были введены в эксплуатацию в 1973 г в ОДУ Се-
веро Запада и в ЦДУ ЕЭС СССР К середине 80 х годов при
общем числе систем АСДУ всех ступеней управления, равном
85 (ЕЭС 1, ОЭС-11, энергосистем — 50, ПЭС — 21, РЭС -2),
число диспетчерских пунктов (ДП) высших уровней управления
(ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и энергосистем), оснащенных ОИУК,
достигло 70
Оперативные информационно-управляющие комплексы
АСДУ всех уровней управления базируются на едином комп
лексе ЭВМ общего назначения — серии ЕС ЭВМ (ЕС-1022
93

I 5 ус .
Tj U I средств
f УСО t I
Каллентивнь e
средства
J
Рис. 2.2. Структурная ixeMd оперативною информационно управляюще! о ком
плекса
ЕС 1033, FX 1035 ЕС ШЪ ЕС 1040, ЕС-1045 ЬС 1055), мини
ЭВМ (ЕС 1010 ЕС 1011, М-6000, СМ 1, СМ-4, СМ 1420),
микроЭВМ (РПТ производства ВНР, СМ 1800)
На рис 2 2 приведена структурная схема эксплуатируемых
в энергосистемах СССР ОИУК, в состав которых входят четыре
ЭВМ (две мини и две универсальные) ОИУК состоит из двух
подсистем информационно управляющей (ИУ11) и информа
ционно вычислительной (ИВП) Подсистема ИУП обеспечивает
автоматический сбор и обработку оперативной информации,
управление средствами отображения, выполнение сравнительно
несложных оперативных расчетов, а также автоматическое
управление Она реализуется на базе мини ЭВМ, оснащенных
соответствующими устройствами связи с объектом УСО
Подсистема ИВП обеспечивает выполнение оперативных и
краткосрочных плановых расчетов с использованием информа
ции, передаваемой из первой подсистемы, решение задач
оперативного учета и анализа использования энергоресурсов,
состояния основного оборудования, технико-экономических
показателей и др. Подсистема строится на базе универсальных
ЭВМ средней или большой производительности позволяющих
создавать необходимые архивы данных Между подсистемами
осуществляется обмен массивами информации
Информационно-управляющая подсистема состоит из двух
мини-ЭВМ (/ и //), системы приема и передачи информации
(СП ПИ I) индивидуальных (дисплеи Д) и коллективных
(мнемосхема диспетчерского щита, цифровые приборы, уста
новленные на щите и пультах, и др ) средств отображения
информации Мини ЭВМ оснащены оперативной памятью (в за
висимости от типа ЭВМ от 32 до 1000 Кбайт), внешней памятью
на постоянных и сменных магнитных дисках (НМД) и внеш
ними устройствами ВУ (ввод вывод с перфоленты, алфавитио
цифровые печатающие устройства АЦПУ, УСО адаптеры для
связи с другими ЭВМ)
В ЦДУ ЕЭС СССР и ряде ОДУ в ИУП используются две
дополнительные мини ЭВМ, с помощью которых реализуются
функции АРЧМ и ПА При этом по cvth дела происходит раз
деление ИУП на две информационно связанные подсистемы
информационную и управляющую
СППИ I, предназначенные для автоматического ввода в
ЭВМ телеинформации (в некоторых случаях и алфавитно
цифровой информации) и вывода из ЭВМ управляющих воз
действии или других сигнатов, подключаются к обеим ЭВМ
ИУП
Функции АСДУ обеспечиваются большим объемом опера
тивно технологической (телемеханической) и оперативно произ
водственной информации
Развитие АСДУ усложнение функций диспетчерского
управления потребовало значительного увеличения объема
телемеханической информации число телеизмерений, посту
пающих на диспетчерские пункты (ДП) высших уровней управ
ления (энергосистем, ОДУ, ЦДУ F3C СССР), достигло 500—
1000 Это потребовало модернизации систем телемеханики на
основе адаптивных методов передачи информации и цент
ральных программируемых приемопередающих станций
(ЦППС) выполненных на базе микроЭВМ типа РПТ Анало
гичные ЦППС будут создаваться на базе и других типов мик
роЭВМ
ЦППС на базе микроЭВМ обладают следующими возможно
стями, отличающими их от традиционных приемных УТМ
взаимодействия с устройствами контролируемых пунктов (КП)
и дру! ими ЦППС различных типов (благодаря наличию
перепрограммируемых канальных адаптеров), адаптивной ретраи
сляции информации на аналогичный и другие уровни управления
без применения отдельных ретранслирующих устройств, пере
дачи цифро-буквенпой информации, подключения цифровых
приборов, а также мнемосхемы диспетчерских щитов, простого
сопряжения с ЭВМ ОИУК
95

Число дисплеев подключаемых к ЭВМ может достигать
20—30 Кроме двух жестко подключенных вес дисплеи под
ключаются к обеим ЭВМ через репейный или бесконтактный
коммутатор К, позволяющий произвольно распределить дис
плеи между ЭВМ, а при необходимости по сигналу от ЭВМ
перевести все дисплеи на одну ЭВМ Эти дисплеи размещаются
в различных помещениях ДП и используются диспетчерским
и технологическим персоналом Дисплеи жестко подключенные
к каждой ЭВМ, размещаются в машинном зале и используются
персоналом, обслуживающим ОИУК
Для отображения информации в современных ОИУК, как
правило, испотьзуются псевдографические цветные дисплеи
Несколько ОИУК, введенных в эксплуатацию в последние
годы, оснащены графическими дисплеями, применение которых
способствует более широкому использованию графических форм
представления информации диспетчеру
Средства отображения информации коллективною пользо
вания через устройство сопряжения УС подключаются к обеим
мини ЭВМ ИУП, а также непосредственно к микроЭВМ входя
щим в состав СПИИ I, что обеспечивает управление средствами
отображения информации коллективного пользования даже в
чрезвычайно редком случае одновременного выхода из строя
обеих мини ЭВМ ИУП
Информационно-вычислительная подсистема строится на
базе двух универсальных ЭВМ средней производительности с
объемом оперативной памяти 512—4096 Кбайт, внешней па
мятью на НМД со сменными пакетами емкостью 29, 100 и
200 Мбайт и НМЛ набором стандартных устройств ввода
вывода, дисплейными станциями и СППИ II Кроме того, как
уже указывалось выше, универсальные ЭВМ оснащаются адап
терами для обмена информацией между собой и с мини ЭВМ
Организация работы ИВП должна обеспечивать выполнение
следующих основных требований использование мультипро-
1раммного диалогового режима для решения задач кратко
срочного планирования и оперативного управления, включая
запуск задач, ввод и корректировку исходных данных с
клавиатуры дисплеев, вывод результатов расчетов, различных
сводок и справок на экраны дисплеев, максимальную
автоматизацию ввода исходных данных в ЭВМ, а также вывода и пс
редачи необходимой информации с помощью СППИ II на дру
гие уровни управления, обеспечение высокой надежности
решения задач и хранения информации при оптимальном исполь
зовании вычислительных ресурсов ЭВМ, решение сложных вы
числительных задач оперативного управления в реальном вре
мени на основе данных, поступающих из ЭВМ ИУП
Автоматизация ввода вывода информации в ИВП обеспс
чивается за счет средств межмашинного обмена с мини ЭВМ и
96
с помощью СППИ II Наличие двух систем СППИ в составе
многомашинного комплекса (СППИ I для ИУП и СППИ II
для ИВП) объясняется целесообразностью ввода в каждую
подсистему главным образом только той информации которая
в ней обрабатывается При этом снижается загрузка ЭВМ
каждой подсистемы, минимизируются транзитные пересылки
информации между подсистемами, обеспечивается возможно
большая автономность ИУП и ИВП, повышается живучесть
комплекса
На первых этапах развития СППИ II базируется на
автономных устройствах передачи информации телетайнах (ТТ), an
паратуре передачи данных (АПД) Эти устройства позволяют
осуществлять обмен информацией между ЭВМ различных
уровней управления по каналам связи, но ввод вывод данных
в ЭВМ осуществляется вручную, через промежуточный носитель
информации — перфотенту В настоящее время в качестве
СППИ II широко используются средства телеобработки муль
типлексоры и абонентские пункты
Диалоговые системы (ДС), используемые в ЕС ЭВМ для
решения задачи ИВП, являются централизованными в отличие
от децентрализованных ДС мини ЭВМ, используемых для ре
шения задачи ИУП Наибольший положительный опыт накоплен
в использовании двух ДС: СУРЗ (разработка ВЦ ГТУ Мин
энерго СССР) и PRIMUS Первая из них ориентирована на
диалог с пользователем технологом, вторая более удобна про
граммистам
Рассмотренные выше комплексы технических средств ОИУК,
применяемые на верхних уровнях диспетчерского управления
(ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергосистемы), отличаются
наличием в их составе наряду с мини и микроЭВМ универсальных
машин, образующих ИВП Наряду с этим для нижних уровней
управления в предприятиях и районах электрических сетей
(ПЭС и РЭС) применяются ОИУК, выполненные на базе мини
и микроЭВМ или только микроЭВМ
В Советском Союзе на верхних уровнях диспетчерского
управления (ЦДУ ЕЭС СССР — ОДУ — энергосистемы) связь
осуществляется главным образом с помощью арендованных
телефонных каналов, а также каналов по ВЛ высокого и сверх
высокого напряжения и ведомственным кабельным и радиоре
лейным линиям (РРЛ) Характерная для энергетики ВЧ связь
по ВЛ 35—750 кВ представляет основной вид связи в звене
управления энергосистема — электростанция или ПЭС В энер
госистемах используются также малоканальные РРЛ Основным
видом связи с подвижными объектами в распределительных
сетях является УКВ радиосвязь Передача алфавитно-цифровой
информации осуществляется с помощью телетайпов со скоростью
50 -200 бит/с, а на верхних уровнях диспетчерского управ-
97
4 2431

ления (ЦДУ ЕЭС СССР — ОДУ — энергосистема) — посред
ством аппарагуры передачи данных (АПД) и интеллектуальных
абонентских пунктов ТАП 34 со скоростью ЬОО—1200 бит/с
В энергетике СССР доля различных видов каналов связи
составляет- ВЧ по ВЛ — 64%, кабельных — 18%, воздушных —
8%, радиорелейных — 5% арендованных — 5%
Для функционирующих АСДУ используются единые комп
лексы программ, созданные на базе стандартного системного
программного обеспечения, поставляемого заводами —
изготовителями вычислительной техники
Про1раммное обеспечение функционирующих на базе мини
ЭВМ ИУП построено на стандартных операционных системах
реального времени (ОС РВ) и характеризуется наличием
супервизора пользовательских программ, обеспечивающего
функционирование программ реального времени автоматический
перезапуск и реконфигурацию ИУП при сбоях и отказах, работу
банка данных для хранения, поиска и управления информацией,
обрабатываемой в ИУП, взаимодействие персонала с ОИУК
посредством диалоговой системы, обмен информацией между
мини ЭВМ и другими ЭВМ, входящими в состав ОИУК, а
также между ОИУК Других диспетчерских пунктов (того же
и других уровней управления),
системы диагностики, обеспечивающей обнаружение и ликви
дацию последствий сбоев, автоматическую перезагрузку
системного программного обеспечения, а в двухмашинных ИУП
при аппаратных отказах одной из ЭВМ — переключение средств
отображения на резервную ЭВМ (и при необходимости - пе
регенерацию пользовательского программного обеспечения
резервной ЭВМ) Такая система (часто называемая системой
обеспечения живучести СОЖ) имеется в ИУП ОИУК всех
типов и выполняется с помощью программных либо
программно-аппаратных средств
В качестве системного программного обеспечения ИВП,
функционирующих на основе машин ЕС ЭВМ с объемом one
ра'тивной памяти I Мбайт и более, используется операционная
система ОС ЕС, обеспечивающая работу многомашинных
комплексов, организацию диалогового режима и телеобработки
и обладающая развитой системой диагностики, необходимыми
средствами программирования и т д В середине 80 х годов
в наиболее развитых ОИУК началось использование версии
ОС 6 1 в режимах MVT (мультипрограммная работа с пере
менным числом задач), а затем SVS и SVM (в режимах виртуаль
ных систем и машин)
В 80-е годы начался переход от наиболее простых файловых
систем использования памяти ЭВМ к банкам данных (БД),
трудность внедрения которых объясняется в первую очередь
сложностью БД в освоении и эксплуатации и необходимостью
98
для их реализации значительных вычислительных ресурсов
К концу 80-х годов большая часть задач ИВП АСДУ будет
решаться с использованием БД В середине 80 х годов
определились (енденции в использовании для АСДУ БД трех ос
новных типов специализированного БД АПД-3 (разработка
ИНЭУМ Минприбора СССР), используемого в качестве
транзитного буфера для оперативного накопления данных, посту-
Ретроспентибная
информпиия
1
Анализ
-*=—
—>
Сбор и первичная
обработка
информации
\
Контроль и иден
тификация режима
1
Формирование
модели текущего
режима
\
Оценка
нодежности
режима
1
Формирование
советов
диспетчеру
1
Формирование
дправляюшия
команд
Прогнозирование
перспективных
режимов
*
Формирование
модели
перспективного
режима
I
3 нергооВъекты
Ри( 2 3 Комплекс алгоритмов протиноаварийного оперативного управления
режимом и схемой энергосистемы
пающих в виде макетов в ИВП по каналам связи в режиме
телеобработки, универсальных БД СЕТОР для ЭВМ с обьемом
памяти 512 Кбайт и СПЕКТР для ЭВМ с объемом памяти 1 Мбайт
и более предназначенных для длительного хранения информации
в ИВП АСДУ
С помощью универсальных БД будет решаться большинство
задач ИВП АСДУ Файловая система может быть сохранена
лишь для некоторых оперативных задач, критичных к времени их
решения, поскольку время решения задач с использованием
БД по сравнению с временем, затрачиваемым при использо-
99

вании файловой системы, увеличивается в среднем на 20% в БД
СЕТОР и на 40% в БД СПЕКТР
2 3 Функции противоаварийного оперативного управления,
реализуемые АСДУ
Структура комплекса функций реального времени Структура
комплекса функций противоаварийного оперативного умравле
ния, реализуемых АСДУ в реальном времени, показана на
рис. 2 3 С помощью этого комплекса осуществляется контроль
за схемой и режимом работы энергосистемы формируются
управляющие команды, передаваемые диспетчером на энерго
объекты или оперативному персоналу подчиненных ДП Цель
этих управляющих команд—предотвращение возникновения
аварийных ситуаций, ограничение их распространения, ускоре
ние восстановления нормального режима
Управляющие команды формируются диспетчером на ос
новании информации, предварительно обработанной ЭВМ ОИУК
В рассматриваемом комплексе предусмотрена разная степень
обработки исходных данных о состоянии контролируемой энер
госистемы, перед тем как соответствующая информация будет
представлена диспетчеру
При наиболее простои обработке предусматривается исполь
зование текущих достоверизованных или предварительно
«оцененных» данных в сочетании с сигнализацией о нарушении
значениями тех или иных параметров режима (напряжений,
частоты, перетоков мощности и др ) заранее установленных
пределов Диспетчер при этом, анализируя полученные данные,
принимает решение о реализации соответствующих управляю
щих воздействий.
В результате более детальной обработки информации дис
петчеру наряду с данными о текущем режиме предоставляется
дополнительная информация — оценка текущею или перепек
тивного режима (запас устойчивости в утяжеленном режиме,
перегрузка элементов сети в возможных послеаварийных
режимах и т д )
Наиболее полная обработка информации связана с выдачей
советов диспетчеру — рекомендаций по корректировке текущего
или возможного послеаварийного режима с целью устранения
фактических или предотвращения возможных перегрузок, по
восстановлению нормального уровня напряжений в контроль
ных точках сети и т д
Разнообразные расчеты, связанные с оценкой надежности и
устойчивости, осуществляются для текущего режима на основа
нии сформированной по ТИ и ТС модели текущего режима,
а также для перспективных режимов на основании моделей
этих режимов, сформированных но результатам прогнозиро
[00
вания нагрузок и генерации в узлах сети а также с учетом
изменений ее топологии осуществляемых вручную оперативным
персоналом
Для анализа послеаварийных режимов и последовательности
развития аварийных ситуаций используются массивы ретро
спективной информации, накапливаемой в памяти ЭВМ
Ниже подробно рассмотрены отдельные функции, указанные
на рис 2 3 и осуществляемые в реальном времени
Сбор и первичная обработка текущей информации Исходная
информация для решения задач оперативного управления фор
мируется на основании данных о параметрах режима и состоя
нии основного оборудования, поступающих в ЭВМ ОИУК от
устройств телемеханики (У1М) данных суточной ведомости,
вводимых в ЭВМ каждый час оператором с экрана дисплея или
поступающих автоматически по каналам межмашинного меж
уровневого обмена, данных о выработке электроэнергии, при
ходе, расходе и запасах топлива на электростанциях, плановых
!начений ряда параметров
Телеинформация, поступающая в ОИУК, проходит первичную
обработку: проверяется ее достоверность производится масшта
бирование телеизмерений (ТИ), формируются вторичные пара
метры режима, т е суммарные, усредненные, интегральные
значения
Проверка достоверности поступающей телеинформации
осуществляется различными способами Простейшими (и паи
более распространенными) являются способы отбраковки ГИ
при достижении ими предельных значений (нуль или максимум),
при отсутствии хотя бы небольших колебаний параметра,
при получении сигнала неисправности соответствующего УТМ
Эти способы могут быть дополнены сопоставлениями дублиро
ванных ТИ (например, сравнением значений перетоков мощно
сти по двум концам линии), анализом соответствия ТИ и ТС
(например, присоединение отключено — мощность равна нулю)
и т и Однако все эти способы позволяют однозначно опреде
тнть достоверность телеинформации лишь в отдельных случаях
и дотжны использоваться как первичная, «грубая» проверка
достоверности
В Латвэнерго для выявления недостоверных ТИ применяются
также следующие методы [16] выявление систематической
погрешности 1И активной мощности путем сопоставления в
определенные моменты времени значений ТИ активной мощности
с контрольными замерами, производимыми дежурным
персоналом на энергообъектах либо путем ежесуточного сопоставления
показаний установленного на контролируемом присоединении
№статочно точного счетчика энергии WT и интегральных зна
чений мощности за тот же период 7", определяемых с помощью
ЭВМ
101

WT-\Pcll
AP= J , (2 1)
выявление погрешностей в текущих измерениях перетоков
активной (или реактивной) мощности путем сопоставления значений
небалансов мощности (алгебраической суммы значений мощно
стей в узлах) в двух соседних узлах, общих для оцениваемого
параметра, с нормативными значениями, рассчитанными заранее
с учетом стандартных погрешностей каналов ТИ [16])
В соответствии с [16] погрешности ТИ по отношению к пол
ной шкале измерений для сети 330 кВ Латвглавэнерго не превы
шают с достоверной вероятностью 0,95 напряжений— 1,5%,
активной (реактивной) мощности 3,5%, суммарной активной
нагрузки энергосистемы — 5%
В процессе приема и обработки телеинформации очевидно
недостаточно только «забраковать» то или иное ТИ, необходимо
заменить его значением, близким к истинному В некоторых си
стемах недостоверные параметры заменяются па один-два цикла
обработки экстраполированными значениями или дублирующим
измерением при его наличии
В результате работы комплекса программ сбора и обработки
информации в базе данных формируются массивы текущих и
средних значений ТИ, архив ТИ для ретроспективного анализа,
массив телеси! налов (ТС), характеризующий изменение состоя
ния коммутационного оборудования, массивы фактических
почасовых данных суточной ведомости, плановых значений пара
метров, текущего состояния оборудования и т. п
Повышение точности телеизмерений. Использование ЭВМ в
системах оперативного управления позволило существенно по
высить точность ведения режимов, что в свою очередь опреде
лило необходимость ужесточения требований к точности пред
ставления значений параметров режима Этому способствовало
внедрение кодоимпульсных систем передачи информации и циф
ровой формы ее отображения оперативному персоналу Вместе
с тем неудовлетворительное состояние цепей измерения на
энергообъектах в ряде случаев обусловливает недостаточную
точность представления ТИ на ДП, а также на щитовых приборах
электростанций и подстанций Основными причинами этого явля
ются: низкие классы точности местных щитовых приборов и
используемых для измерения обмоток трансформаторов гока
(ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), перегрузка измери
тельных цепей ТТ и ТН, недопустимо большие падения
напряжения на проводах от зажимов вторичной обмотки ТН до зажи
мов измерительных приборов и преобразователей, применение
для измерений ТТ с завышенными по отношению к нормальным
значениям нагрузки электрооборудования коэффициентами
102
трансформации и неиспользование в связи с этим всего диапа
зона системы передачи ТИ и шкалы щитового прибора, вклю
чение щитовых измерительных приборов и преобразователей ТИ
в разные вторичные обмотки ТТ
Для обеспечения необходимой точности ТИ к выполнению
систем измерения и телеизмерения предъявляются следующие
основные технические требования'
щитовые приборы на электростанциях и подстанциях для
измерения параметров режима (генерируемой мощности, пере
токов мощности, напряжения), значения которых с
помощью систем ТИ передаются на ДП верхних уровней управ
леиия (энергосистем, ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР), должны иметь
класс точности, как правило, не ниже 1,0 При отсутствии на
энергообъектах измерительных щитовых приборов указанного
класса точности необходимо использовать в качестве щитового
переносной измерительный прибор, включаемый в выходную
цепь измерительного преобразователя ТИ Этот прибор должен
иметь класс точности не ниже 1,0 и быть оснащен соответствую
щей шкалой;
щитовые приборы и преобразователи ТИ рекомендуется
подключать к одним и тем же обмоткам измерительных ТТ и ТН
класса не ниже 0,5 (класс 1,0 при применении ТН типа НК.Ф
с первичным напряжением 400—500 кВ) При этом нагрузка
измерительных цепей ТТ и ТН не должна превышать установ
ленной для класса 0,5 (1,0) в нормальных условиях, потеря
напряжения от ТН до щитового прибора и измерительного пре
образователя не должна превосходить 0,5% номинального зиа
чения вторичного напряжения ТН, для чего необходимо при
менять в этих цепях кабели с проводами соответствующего се
чения,
диапазон измерения должен соответствовать диапазону
возможного изменения параметра, рабочее значение параметра
должно соответствовать 60—70% диапазона измерений,
телеизмерения для высших уровней оперативно диспетчерско
го управления должны выполняться с помощью кодоимпульсных
УТМ с погрешностью передачи не более 0,6% при цифровом
воспроизведении информации, ретрансляция ТИ на промежуточ
ных пунктах должна осуществляться в кодовой форме с числом
ретрансляций не более двух
При выполнении этих требований и использовании высокоточ
ных датчиков измеряемой мощности 0,5% (за рубежом в отдель
ных случаях — до 0,1%) обеспечивается точность передачи ин
формации о значениях перетоков активной мощности по ВЛ
основной сети 1 5—2%
Контроль и идентификация режима. Контроль параметров
режима, схемы сети, состояния оборудования Для осуществле
ния автоматического контроля 3d режимом энергосистемы в
юз

ОИУК вводятся допустимые значения (аварийные пределы)
изменения параметров режима по условиям обеспечения надеж
ности работы (пределы передаваемой по отдельным линиям
или сечениям активной мощности, пределы угла, пределы
изменения напряжений в узлах сети, частоты в энергосистеме и др )
Для контроля за режимом магистральных электропередач
диспетчеру задаются два значения перетоков активной
мощности по отдельным ВЛ 330—750 кВ или по сечению (суммар
ное значение перетоков по нескольким параллельно работающим
ВЛ): утяжеленного и вынужденного При нарушении установ
ленных и контролируемых ЭВМ пределов соответствующие сиг
налы выводятся на средства отображения информации ДП
Аналогичным образом контролируются и отображаются переклю
чения в сети Подробная информация о нарушениях пределов
и переключениях в сети накапливается в соответствующих мае
сивах базы данных и может быть вызвана на экраны дисплеев
по запросу Кроме того, эта информация периодически
распечатывается в виде «аварийных списков», а по истечении суток —
в виде обобщенной сводки, предназначенной для анализа нару
шении режима и оценки работы оперативного персонала
Для обеспечения [енерирующей мощности, необходимой для
покрытия нагрузки, в ОИУК энергосистем, ОДУ и ЦДУ ЕЭС
СССР постоянно осуществляется контроль за текущей мощно
стью групп тепловых электростанций (ТЭС), отдельных ГЭС,
ТЭС и АЭС, наиболее крупных энергоблоков ТЭС и АЭС
В ОИУК энергосистем все более широкое распространение
находит контроль за нагрузкой наиболее крупных
промышленных потребителей позволяющий диспетчеру оперативно прини
мать меры к выравниванию графика нагрузки в соответствии с
нормативами, установленными для отдельных предприятий
В ряде энерюсистем (Свердловэнерго, Смоленскэнерго, Челяб
энерго и др ) с помощью подобных систем оперативно контроли
руется до 60% максимума нагрузки
Контроль изменения частоты Текущий контроль за
изменением частоты в ЕЭС СССР обеспечивается программами
«частота» и «скорость». Программа «частота» обеспечивает ввод в
ОИУК текущего значения частоты от цифрового датчика, обра
ботку (формирование мгновенных и средних одноминутных зна
чений, сравнение их с заданными пределами) и вывод на
дисплеи и коллективные средства отображения информации В
составе программы «частота» имеется подпрограмма определения
«брака» по частоте, т е продолжительности нахождения значе
ния частоты ниже заданного предела (49,5 Гц) и допустимой
длительности отрезка времени, в течение которого диспетчер
(в соответствии с действующими инструкциями) должен обес
печить восстановление ее нормального значения
Программа «скорость» вычисляет среднюю за определенный
104
интервал времени скорость изменения частоты (тенденцию) Для
этого формируется скользящий массив средних одиоминутных
значении частоты, рассчитанный на 11 таких значений Затем
вычисляется разность между 11 и N значениями и определяется
средняя за интервал скорость изменения частоты, мГц/мин,
v, = /n~/v (2 2)
где п может задаваться от I до 10
Значения у, ежеминутно пересылаются в массив текущих
значений ТИ для дальнейшей обработки и отображения на дис
плеях и коллективных средствах отображения Анализ динамики
изменения частоты ЕЭС в нормальных и аварийных режимах
позволил выбрать оптимальное значение N = 6 (при этом дис
петчер получает информацию о средней скорости изменения
частоты за последние 5 мин) и аварийных пределов +15 мГц/
мин Контроль Uj дает диспетчеру возможность своевременно
принимать меры по восстановлению нормального режима ра
боты по частоте
Анализ ситуации Для определения района возникновения
дефицита генерируемой мощности при резком снижении частоты
в энергосистеме используется программа «анализ ситуации»
Программа запускается при резком изменении частоты, призна
ком чего является нарушение скоростью изменения частоты
и/ заданного предела При этом анализируются знаки изменения
сальдо перетоков активной мощности во всех узлах контроли
руемой сети и сравниваются со знаком Vj Узел, знак изменения
сальдо перетоков активной мощности в котором совпадает со
знаком V[, является источником возникновения дефицита или
избытка активной мощности [15]
Наряду с основной задачей (определение источника возму
щения) программа «анализ ситуации» при каждом возмущении
автоматически вычисляет по выражению (2.3) и корректирует
значения коэффициентов крутизны результирующей статической
характеристики зависимости мощности от частоты для каждого
узла kj i (кроме узла — источника возмущения):
\р
*».=— (23)
где АРи — изменение сальдо перетоков мощности в рассматри
ваемом узле, Д/ — изменение частоты при рассматриваемом
возмущении
Оценка изменения частоты и мощности Программа по за
просу диспетчера определяет суммарное значение изменения ак
тивной мощности в энергосистеме (отключение потребителей
или увеличение генерации), необходимое для достижения задан
105

ного значения частоты в энергосистеме и определяемое по вы
ражепию
\P=\fkh (2 4)
где kf — коэффициент крутизны результирующей статической ха
рактерис!ики зависимости мощности от частоты для эпергоси
стемы
Прогноз нагрузки Назначением оперативного (впутрисуточ
пого) прогноза является уточнение значений нагрузок, приня
тых при краткосрочном планировании При оперативном про
гнозе определяются суммарные активные нагрузки энергосистем
и энергорайонов, а также активные и реактивные нагрузки
узлов эквивалентной схемы электрической сети Методика one
ративною впутрисуточного прогноза аналогична применяемой
при краткосрочном планировании и основана на статистическом
анализе данных о нагрузках на ряд предыдущих суток и данных
о режиме электропотребления за текущие сутки, накапливаемых
в ОИУК
В ЦДУ ЕЭС СССР используется алгоритм оперативного
npoi позирования активных нагрузок энергосистем, основанный
на использовании метода линейной статистической экстраполяции,
минимизирующей среднеквадратическое значение ошибки Прог
позирование осуществляется по текущему (на момент прогноза)
значению нагрузки на основе вычисляемых по предыстории двух
первых моментов математического ожидания и автокорреляци
онной функции Архив предыстории содержит графики нагрузки
за два последних месяца Точность прогноза, базирующегося
па данных суточной ведомости, при вероятности 0,95 составляет
для ЕЭС СССР 1 2% в рабочие и до 3% в выходные дни
Учет при выполнении прогноза метеорологических факторов
(средних значении температуры и освещенности) позволил не
сколько повысить его точность, особенно для субботы и
воскресенья [15]
Сверхоперативный прогноз осуществляется с дискретностью
15 мин что позволяет диспетчеру точнее оценить момент на
ступления максимума нагрузки и принять решение о необходи
мости отключения потребителей Расчеты производятся с по
мощью мини ЭВМ автоматически по таймеру каждые 15 мин
астрономического времени При каждом расчете определяются
четыре прогнозируемых значения нагрузки с упреждением на
15 30, 45 и 60 мин Общее выражение для определения прогно
зируемого значения нагрузки
P«np = P,+ \/Vp, (2 5)
где Р, — фактическое значение нагрузки в момент I предыдущих
(аналогичных) суток, АРцср - среднеарифметическое значение
разности фактических значении нагрузки текущих и предыдущих
106
(аналогичных) суток за интервал времени А/ предшествующий
моменту расчета
Интервал It принимается равным двум интервалам упрежде
ния (например, при прогнозировании на 15 мин вперед
Д/=30 мин) С учетом заданной дискретности и интервала
упреждения прогнозируемая величина рассчитывается по выра
жению
I IP-P )
где Pi+n — прогнозируемое значение нагрузки на момент вре
мени (/ + и) P'i+п — фактическое значение нагрузки в момент
времени {t-\-n) предыдущих (аналогичных) суток, Р, Р' — фак
тические значения нагрузки текущих и предыдущих суток в
моменты времени i предшествующие расчету, / — момент времени,
в который производится расчет, л = 1 Н-4 — число шагов дис
кретности (интервалов упреждения)
Для вторника, среды, четверга и пятницы в качестве Р'+„
используются данные предыдущих суток, для субботы,
воскресенья и понедельника — данные аналогичных суток предыдущей
недели
Исходными данными для сверхоперативного прогноза явля
ются средние одноминутные значения суммарной нагрузки ре
гиона за текущие сутки и соответствующие статистические дан
ные о нагрузке за предыдущие (аналогичные) сутки Резуль
тэты сверхоперативного прогноза нагрузки используются при
расчетах режима, связанных с оценкой надежности
Формирование модели текущего режима Оценивание
состояния. Задачи оперативного и автоматическою управления реша
ются на основе моделей текущею режима с разной степенью
сложности и подробности отражающих режимы контролируе
мой энергосистемы Формирование модели текущего режима
энергосистемы включает сбор, первичную обработку и достове
ризацию (повышение достоверности) информации При этом
определяются топология сети и параметры режима.
Топология сети определяется на основании данных ТС, фикси
рующих положение основных выключателей схемы сети [17]
Наряду с автоматической фиксацией изменения положения
выключателей предусматривается возможность изменения
сигналов о положении коммутационных аппаратов вручную, что
необходимо как для отображения нетелесигнализируемых эле
ментов сети (например, разъединителей), так и для задания
предстоящих изменений схемы с целью исследования возмож
ных ремонтных или послеаварийных режимов
Параметры текущего режима определяются на основании
показаний ТИ Для схемы, состоящей из п узлов, полная мо
107

дель текущего режима может быть получена на основании
надлежащим образом выбранных 2л— 1 измерений Так, напри
мер, режим будет полностью определен, если известны значе
ния напряжений V во всех л узлах схемы и п—1 значении
относительных углов 6 — так называемых основных переменных
В качестве первичных параметров для расчета основных пара
метров ((у и б) могут быть использованы значения потоков актив
ной и реактивной мощностей во всех ветвях схемы. После
определения основных параметров Moiyi быть рассчитаны
уточненные значения потоков активной и реактивной мощно
стеи [17]
Если быть уверенным, что схема рассматриваемой сети точно
отражается в памяти ЭВМ (все ТС правильно фиксируют положе
ние выключателей, а заранее введенные в память ЭВМ постоянные
параметры всех элементов модели точно отражают характери
стики сети) и все ТИ параметров текущею режима, поступаю
щие в ОИУК (напряжений, мощностей и др ), не имеют сущест
венных погрешностей, то можно принять, что модель текущего
режима контролируемой сети сформирована на основании ТИ
только 2л— 1 параметров режима Дополнительные (избыточ
ные) ТИ при этом имели бы смысл лишь для резервирования
на случаи выхода из строя отдельных телеизмерений На самом
деле, однако, ТИ всегда имеют погрешности Возможны также
погрешности при фиксации схемы контролируемой сети (отказ
или ошибочная работа ТС), а также при задании отдельных
постоянных параметров (сопротивления или емкости ВЛ и т п )
Осуществить правильное моделирование текущего режима сети
в этих условиях можно только при наличии избыточной инфор
мации
Для расчета наиболее достоверного режима сети на осно
вании неточных ТИ, а также определения наличия и источни
ков погрешностей в схеме модели сети используются алгоритмы,
базирующиеся на методах оценивания состояния и идеитифика
ции К этим алгоритмам относятся собственно оценивание
состояния — получение наиболее достоверных параметров
текущего режима сети, детекция — выявление грубых ошибок
в измерениях параметров режима, идентификация - кор
ректировка параметров математической модели сети Для функ
ционирования этих алгоритмов, базирующихся на классических
математических методах (теории оценок, детекции,
вероятностей, фильтрации, математической статистики), необходима
избыточность измерений При этом возможны два подхода к реше
нию указанных задач: статический — использование только
текущих измерений, получаемых к фиксированному моменту
времени, динамический - использование информации о прошлых
значениях параметров режима вместе с текущей информацией.
Эти подходы в)анмно дополняют друг друга
108
Исходной информацией при оценивании состояния служат
измерения любых параметров режима (не только узловых мощ
постей), причем специальными весовыми коэффициентами учи
гывается степень достоверности исходной информации В ре
зультате расчета тоже получаются вероятностные
характеристики оценок параметров режима
Избыточность, необходимая для получения достоверной
модели текущего режима, может быть обеспечена как с по-
пощью ТИ, так и с помощью величин, вводимых вручную
персоналом (так называемые псевдоизмереиия) В качестве псев
доизмерений могут использоваться значения активной мощно
сти (график на данные сутки, нагрузка в узле, постоянная
нагрузка генераторов, работающих в базисном режиме), зна
чения напряжений на шинах электростанций и подстанций,
на которых осуществляется регулирование, графики перетоков
мощности в соседние энергосистемы или энергообьединения
и т п Таким образом, формирование модели текущего режима
основывается на использовании математической модели сети
а также системы ТИ и псевдоизмерений
Функция оценивания состояния, получающая распростра
нение в энергосистемах нашей страны, широко применяется за
рубежом около 65% систем, введенных в эксплуатацию в пер
вой половине 80 х годов, реализуют эту функцию как основной
метод, обеспечивающий получение наиболее достоверной модели
текущего режима
Оценивание состояния в зарубежных АСДУ в текущем ре
жиме выполняется для расчетных схем 120—300 узлов
Оцененные параметры используются для контроля за режи
мои работы энертсистемы (наряду с текущими, неоцененными
параметрами), выявления «плохих» данных, неисправности
устройств телемеханики и ошибок в топологии сети, формирования
дополнительных, нетелеизмеряемых величин (например, фаз на
пряжений в узлах), формирования моделей текущего и перепек
тивного режимов — эти модели необходимы для оперативных
расчетов потокорасиределения, оптимизации режима, анализа
возможных аварийных ситуаций
Программы оценивания состояния запускаются циклически
каждые 5—30 мин Наряду с программами оценивания состоя
ния в формировании моделей текущих режимов принимают
участие программы эквивалентирования внешних (соседних)
энергосистем, запускаемые циклически каждые 15—60 мин
В большинстве случаев оценивание состояния производится
для полного набора параметров режима, в отдельных случаях —
на основании модели, соответствующей расчетной схеме посто
янного тока, только по составляющим активной или реактивной
мощности Осваиваются иерархические (двухуровневые) системы
оценивания состояния Оцененные параметры режима исполь
к»

зуются для оптимизации режима и для анализа возможных
аварийных ситуаций
Модели для оперативных расчетов созданы в СССР как па
мини ЭВМ (ЕС-1010, ЕС-1011, СМ-4), так и на универсальных
ЭВМ (ЕС 1033, FC 1040, ЕС 1055) С использованием телеинфор
мации на базе мини ЭВМ сформированы модели реального
времени для сети с числом узлов 40—65 Так, например, в
Иркутскэнерго эксплуатируется на базе мини-ЭВМ ЕС 1010
модель размерностью 64 узла и 84 связи, используемая для
оперативных расчетов установившихся режимов и допустимых
пределов по статической устойчивости [18]
Упрощенные модели с использованием для формирования
исходного расчетного режима значений перетоков активной
мощности в основной сети 500—750 кВ функционируют в ОДУ
Урала на базе мини ЭВМ ЕС 1010 и в ЦДУ ЕЭС СССР па
базе мини ЭВМ ЕС 1011 В ОДУ Урала с помощью подобной
модели диспетчер производит расчеты текущего и возможного
перспективного режимов, принимая в качестве исходной
информации данные ТИ или суточной ведомости на определенный
момент времени (например, на максимум нагрузки)
В ЦДУ ЕЭС СССР с помощью модели основной сеги (64
узла), сформированной по хранящимся в памяти ЭВМ данным
ТИ на определенный момент времени соответствующих суток
(рабочих, субботы, воскресенья), и дополненной моделью про-
тивоаварийной автоматики (АПНУ, АЛАР, АЧР), исследуются
послеаварийные и ремонтные режимы, которые могут создавать
ся в результате отключения того или иного элемента или изме
нения перетоков мощности в контролируемой сети
В ЭВМ ЕС 1055М ЦДУ ЕЭС СССР на базе ТИ создана
информационная база для оперативных электротехнических
расчетов Глубина информационной базы — 7 сут, периодич
ность поступления ТИ — 15 мин В состав информационной
базы входят значения перетоков активной мощности, активных
мощностей наиболее крупных электростанций, напряжений в кон
тролируемых узлах основной сети Вследствие ограниченности
числа ТИ значения напряжений в большинстве узлов сети 500—
750 кВ принимаются неизменными С помощью программы
КУРС-1000 производятся расчеты установившегося режима
для сети 120 узлов и оценка статической устойчивости методом
утяжеления С помощью программы МУСТАНГ, подключенной
к общей информационной базе, может быть проверена динами
ческая устойчивость контролируемой сети
Для оперативных расчетов фактических режимов основной
сети на каждый час времени (с целью определения техничес
ких потерь, анализа текущего режима и реализации других
функций диспетчерскою управления) в ОДУ Урала и Иркутск
энерго используются сформированные в универсальных ЭВМ
110
модели основной сети 220—500 кВ с числом узлов 300 и вет
вей до 500 [18)
Формирование базового расчетного режима для этих
моделей производится с помощью программ оценивания состояния
(в ОДУ Урала — разработчик ИЭД АН УССР, в Иркутск
энерго — СЭИ) По данным Иркутскэнер! о оценивание
состояния для схемы из 300 узлов и 360 ветвей требует 180 Кбайт
оперативной памяти и 3—4 мин работы ЭВМ ЕС 1033 (время
одной итерации по методу Ньютона — 40 с) Для обеспечения
необходимой избыточности при этом наряду с данными ТИ
используются псевдоизмерения — значения напряжений в узлах,
перетоков активных и реактивных мощностей
Основными параметрами, используемыми в ОДУ Урала в
качестве псевдоизмерений, являются нагрузки предприятий
электрических сетей (ПЭС) Для определения этих нагрузок
в расчете используются данные суточной ведомости —
нагрузки ОЭС и энергосистем, нагрузки расчетных узлов в схеме
контрольных замеров для трех четырех часовых точек характер
ных дней летнего и зимнего сезонов
Расчет (оценивание состояния) почасовых базовых режимов
производится для двух характерных дней месяца (или недели)
Исходная информация — почасовые нагрузки ОЭС и энерго
систем за расчетный день, прогнозные значения нагрузок ПЭС,
ТИ, данные суточных ведомостей для заданных объектов — на
пряжения, перетоки активной и реактивной мощностей id че
тыре характерных часа суток (па 4, 10 16, 20 ч) данные кон
трольных замеров на эти же часы но для характерных дней
сезона, ограничения на напряжения, активные и реактивные
нагрузки в расчетных узлах, специальные, заранее рассчитанные
статистические характеристики графиков нагрузки По результа
там оценивания находятся коэффициенты участия активных
нагрузок узлов расчетной схемы в нагрузке ПЭС и базовые
значения tgtr для определения реактивных нагрузок В расче
те используются 500 ТИ, 250 измерений — данных суточных ве
домостей энергосистем, 600 псевдоизмерений активных и реак
тивных нагрузок в расчетных узлах, 800 ограничений на раз
личные параметры в виде неравенств
В зависимости от того, рассчитывается фактический или
прогнозный режим назначаются и прогнозируются нагрузки
ОЭС, энергосистем и ПЭС, нагрузки ПЭС распределяются по
расчетным узлам схем в соответствии с заранее найденными ко
эффициентами участия
Почасовые расчеты фактических режимов производятся на
основе информации о нагрузках ОЭС и энергосистем, рассчи
тываемых по текущим значениям ТИ, прогнозным данным о на
грузках ПЭС и коэффициентам участия нагрузок расчетных
узлов в нагрузках ПЭС По результатам расчета почасовых
тп

фактических режимов формируются архивы Для прогиозирова
ния восьминедельных почасовых нагрузок ОЭС, энергосистем и
ПЭС и двухнедельных параметров фактических режимов
Ограничения в эти расчеты не вводятся
Модели прогнозных режимов с упреждением от часа до не
скольких суток формируются на основе накопленных архивных
данных Прогнозируются нагрузки ОЭС, энергосистем, ПЭС
Нагрузки ПЭС разносятся по расчетным узлам на основе коэф
фициентов участия для одноименных суток и часов [18)
Оценка надежности режима. Оценка режима по критериям
надежности — условиям баланса мощности, термической
стойкости оборудования (ВЛ, трансформаторов), устойчивости па
раллельной работы, некоторым обобщенным показателям (см
ниже) — может производиться для текущего или ожидаемого
(прогнозируемого) нормального режима, а также для возмож
ного послеаварийного режима, возникающего после внезапного
нарушения схемы и баланса мощности
Баланс активной мощности для каждого региона (ЕЭС ОЭС,
энергосистемы, района энергосистемы) характеризуется тремя
показателями: генерируемой активной мощностью Р,, суммарной
нагрузкой потребителей, включая расход на собственные нужды
электростанций и потери мощности в электрических сетях, Р„;
сальдо (алгебраическая сумма) перетоков мощности с соседними
энергосистемами (ОЭС) Р( Эти показатели связаны выражением
Р„ = Р,±Р, (2 7)
Контролируя текущие значения этих параметров и
сопоставляя их с плановыми или с предельно допустимыми значениями,
указанными в диспетчерских инструкциях, оперативный персо
нал может оценить, сколь напряжен текущий режим, выявить
подчиненные подразделения, которые, не выполняя плановые
задания, нарушают режим работы энергосистемы в целом
Суммарные значения Рт и Рс формируются по данным ТИ
мощностей электростанций и перетоков мощности но межеие
темным ВЛ Суммарная нагрузка потребителей Р„ определяется
по (2 7) Если недостаток ТИ не позволяет точно определить
значения Рг и f\, осуществляется дополнительный ввод инфор
мации вручную оперативным персоналом или автоматически
из массива данных суточной ведомости, что позволяет уточнить
суммарные значения генерируемой мощности энергосистемы и
сальдо внешних перетоков
Функция формирования текущего баланса активной
мощности реализуется в ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и большинства
энергосистем В энергосистемах наряду с общим балансом актив
ной мощности часто формируются балансы мощности для отдель
ных ПЭС, а также для районов электрических сетей, обеспечиваю
щих электроснабжение разных административных областей. Зна-
112
ченис Р„, определенное по (2 7), позволяет строже контролировать
потребление мощности в разных административных областях
и ПЭС
Аналогичная задача может решаться для ожидаемого (на
пример, на час максимума нагрузки) нормального режима при
определенной генерируемой мощности и существующих
ограничениях по пропускной способности электрической сети
В ряде энергосистем как в СССР, так и за рубежом осу
ществляется оперативный контроль за балансами реактивной
мощности в отдельных узлах основной сети Контроль баланса
реактивной мощности, который осуществляется на основании
ТИ перетоков реактивной мощности и напряжений в узлах,
производится при опасном снижении напряжения с целью опре
деления запасов надежности и оценки мероприятий по восстанов
лению уровня напряжения Запуск соответствующей программы
может осуществляться вручную или автоматически при снижении
до определенного уровня напряжений в контролируемых точках
Оперативный расчет установившегося режима Оценка на
дежности по указанным выше критериям производится на
основе результатов оперативного расчета установившегося ре
жима, выполняемого с использованием текущей информации
Оперативный расчет установившегося режима с учетом
ожидаемых (возможных) изменений схемы и баланса мощности
позволяет получить оценку надежности по указанным выше
критериям после вывода в ремонт или аварийного отключения
элементов основной электрической сети либо значительного
изменения генерируемой мощности или нагрузки
Программы, разработанные для оперативных расчетов
установившегося режима, могут использоваться для разных этапов
управления, планирования, подготовки диспетчерского персона
ла текущего времени (при автоматической или оперативной
Рис 2 4 Структурная схема представляющая возможные варианты
использования программы оперативного расчета установившегося режима при различной
информационной базе
113

по запросу диспетчера оценке надежности нормального или
возможного послеаварийного режима), предстоящего (перс
пективного) момента времени (при рассмотрении оперативных
заявок в процессе краткосрочного планирования, при оператив
ном управлении), прошлого (ретроспективного) времени (при
анализе прошлых режимов, реализации функции тренажера)
(рис 2 4)
Основной информационной базой для всех перечисленных
расчетов являются данные ТИ и ТС текущие или ретроспек
тивные массивы, хранящиеся в памяти ОИУК Массивы теку
щих ТИ и ТС используются для оценки надежности текущею
режима, производимой ОИУК автоматически или по запросу
диспетчера, а также в сочетании с программой прогноза
нагрузок для оценки надежности предстоящего режима Ретроспек
тивные массивы ТИ за определенные часы суток используются
при рассмотрении оперативных заявок на аналогичные периоды
времени (по данным предыдущего рабочего дня недели — втор
ника, среды, четверга, пятницы — па последующие рабочие дни
той же или следующей недели по данным понедельника, суб
боты, воскресенья предыдущей недели на аналогичные дни
текущей недели) Ретроспективные массивы ТИ используются для
анализа прошлых режимов а также в качестве исходной ин
формации для проведения тренировок с оперативным персо
налом
Наряду с массивами ТИ при выполнении перспективных и
ретроспективных расчетов могут использоваться также храня
щиеся в памяти ОИУК массивы данных суточной диспетчерской
ведомости и текущего баланса активной мощности Эти данные
могут использоваться как самостоятельно (для упрощенных,
оценочных расчетов), так и в сочетании с массивами ТИ
Для выполнения перспективных расчетов при рассмотрении
оперативных заявок могут использоваться результаты
ежесуточных оптимизационных расчетов, на основании которых опре
деляются мощности электростанций и нагрузки в узлах расчет
ной схемы Результаты оптимизационных расчетов могут также
использоваться как дополнительная информация при выполнении
перспективных расчетов на основе массивов ТИ
Оперативные расчеты установившегося режима проводятся
как по полной схеме (с учетом активных и реактивных потоков
мощности), так и по упрощенной модели, соответствующей
расчетной схеме постоянного тока Последний метод расчета, опре
деляющии потокораспределепие лишь активных мощностей при
условно.заданных постоянных и одинаковых значениях напря
жений в узлах расчетной схемы, часто используется в ОИУК
зарубежных энергосистем при оценке надежности возможных
послеаварийных режимов Применение в этом случае упрощенной
расчетной модели обусловлено, как правило стремлением уско
114
рить вычисления, а в отдельных случаях — отсутствием необ
ходимой исходной информации [19]
Контроль надежности режима по гермической стойкости обо
рудования Широкое распространение в зарубежных ОИУК полу
чила функция оценки надежности по критерию термической
стойкости элементов сети в текущем, перспективном или возможном
послеаварийном режиме. Для оценки текущего или перепек
тивного режима пуск соответствующей программы осуществля
ется оперативным персоналом вручную Оценка допустимости
возможных послеаварийных режимов производится при опреде
ленном, заранее заданном перечне аварийных нарушений
отключении одного двух элементов сети Эту функцию ОИУК осу
ществляет автоматически с определенной периодичностью (15—
30 мин). Диспетчеру при необходимости выдается информация
о значениях максимальных нагрузок, которые могут возникнуть
после отключения ВЛ, трансформаторов, генераторов
С целью предотвращения возможной опасной перегрузки эле
ментов сети диспетчер принимает меры по перераспределению
потоков активной и реактивной мощностей
В сложных кольцевых сетях для устранения или предотвра
щения перегрузки эффективным средством являются коммутации
(отключение или включение) элементов сети Сложность алю
ритма определения элементов сети, подлежащих отключению
(или включению), объясняется большим числом возможных ва
риантов которые должны быть проверены для выбора оптималь
ного решения [20]
В связи с ограниченностью отрезка времени для выполнения
большого числа расчетов в цикле анализа возможных аварийных,
ситуаций принимаются следующие меры'
применяются упрощенные алюритмы расчета,
соответствующие модели постоянного тока, сложные алгоритмы,
соответствующие модели переменного тока, используются лишь для уточне
ния результатов по нескольким (5—10) наиболее тяжелым после
аварийным режимам, предварительно рассчитанным по упрощен
ной модели,
для сокращения общего числа расчетов используются
специальные алгоритмы «селекции», заранее на основании предвари
тельно определенных зависимостей отбирающие из множества
возможных послеаварийных режимов ограниченное число потен
циально наиболее тяжелых, для которых и производятся соответ
ствующие расчеты по моделям постоянного, а при необходимо
сти и переменного тока
В энергосистеме Consolidated Edison (США) с помощью
ЭВМ ОИУК периодически каждые несколько минут, а также
в случае изменения схемы сети или существенного отклонения
параметров режима производится оценка возможных аварийных
ситуаций рассматривается 736 случаев отключения каждого из
115

элементов контролируемой сети и 10 случаев при одновремеи
ном отключении нескольких элементов Последние случаи
выбираются диспетчером из 50 заранее фиксированных наборов ава
рийных нарушений Все эти расчеты производятся по упрощен
ному алгоритму, соответствующему расчетной модели постоянно
го тока При этом производится оценка тяжести каждого из
рассматриваемых послеаварийных режимов на основании обоб
щенного индекса, формируемого по данным о перегрузке эле
ментов сети, нарушении ограничений по напряжению в
контролируемых узлах и по реактивной мощности генерирующих источ
ников Для пяти худших случаев производится полный расчет
потокораспределения по алгоритму, соответствующему расчетной
модели переменного тока Результирующая информация предо
ставляется диспетчеру
Для оказания помощи диспетчеру при анализе опасности
возможных послеаварийных режимов разработаны программы
ранжирования нарушений режима по степени их тяжести В ка
честве критериев при ранжировании возможных послеаварийных
режимов по степени тяжести используются перегрузки ВЛ по
активной мощности, снижение напряжений в контролируемых
узлах, перегрузка генераторов реактивной мощностью
В [20] предложены следующие выражения для определения
тяжести возможных аварийных нарушении
где Pi — переток активной мощности по линии / в расчетном
послеаварийном режиме, Р/уст — предельное значение перетока
активной мощности по линии, wt — весовой коэффициент
6( — значение угла между векторами напряжений по концам
ВЛ /, Xi — реактивное сопротивление ВЛ /
Оперативная оценка достаточности резерва по активной
мощности В ряде зарубежных ОИУК автоматически с периодом
10—15 мин, а также по запросу диспетчера производится оценка
достаточности оперативных резервов мощности в отдельных
районах энергосистемы для предотвращения развития аварии
в случае отключения линий, трансформаторов, генераторов,
для ликвидации возможных перегрузок элементов сети, восста
новления нормальных уровней напряжений в контролируемых
узлах, обеспечения необходимых запасов устойчивости по ВЛ
Оперативная оценка надежности режима по требованиям
устойчивости Для основных сетей ЕЭС СССР и ОЭС предельно
допустимые значения перетоков активной мощности по ВЛ или
в контролируемых сечениях определяются требованиями устой
чивости
В ОИУК ОДУ Урала эксплуатируется комплекс программ,
обеспечивающих оперативную оценку, предельную по стати
116
ческой устойчивости значения передаваемой мощности в контро
лируемом сечении Благодаря этому может быть повышен
предел передаваемой мощности по ВЛ (в контролируемом сечении),
так как значение его определяется в текущем режиме с учетом
действительной схемы сети и загрузки соседних элементов При
предварительном же определении предела устойчивости диспет
черу задается только одно значение допустимого перетока мощ
ности, рассчитанное на худший из вероятных режимов контро
лируемой сети Алгоритм оценки предельно допустимых зна
чений перетоков активной мощности основан на разработках
НИИПТ, используемых в системе противоаварийной автоматики,
выполненной на базе мини ЭВМ ТА 100 (см гл 5)
Области устойчивости строятся для определенного баланса
реактивной мощности в ОЭС, поэтому для каждой цепочки
схемы задается критический уровень напряжения в центральном
узле цепочки, при котором справедливы рассчитанные значе
ния перетоков
По запросу диспетчера на дисплеи выдается форма, харак
теризующая текущий режим, которая содержит значения
текущих и предельно допустимых перетоков мощности по контро
лируемым ВЛ и сечениям, текущие и критические уровни на
пряжений и текущие балансы мощности центральных узлов
цепочечных схем Диспетчер ОЭС при ведении режима не дол
жен допускать превышения предельно допустимых значении
перетоков в контролируемых ВЛ и сечениях
Предельно допустимые значения перетоков, определенные
ОИУК в текущем режиме, справедливы для заданных балан
сов центральных узлов и в пределах напряжений в них не
ниже критических уровней
В цепочечных магистральных электропередачах 500—750 кВ
с помощью ОИУК ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР) осуществляется
оперативная в реальном времени корректировка предельно до
пустимого значения перетока активной мощности в контроля
руемом сечении ft, с учетом загрузки соседних электропередач
и уровней напряжений на промежуточных подстанциях Так,
например, с помощью ОИУК ОДУ Урала оперативно опреде
ляется корректированное значение предельно допустимого пере
тока активной мощности Р„ „ д в сечении ОЭС Средней Волги —
Рис. 2 5 Схема межеистемных связей между ОЭС Центра Средней Вотги и
Урала
117

ОЭС Урала с учетом перетока активной мощности в сечении
ОЭС Центра — ОЭС Средней Волги Яц_1, и напряжения на
подстанции Арзамас (рис 2 5)
Для определения Р,,„л используется следующее выражение
/>„пд = Л,,д.— AP,—\P2 (но не менее 2000 МВт), где \Р,=0
при t/o>470 кВ, АР,=( — Ы1а +2350) при Ua^470 кВ, АР2 =
= (Рц-с~2100) при Рц_с>2100 МВт, АР2 = 0 при РЦ_С<
<2100 МВт, Р„,д — предельно допустимый переток в сечении
ОЭС Средней Волги — ОЭС Урала, вычисленный по условиям
текущего режима ОЭС Урала (не более 2300 МВт)
В ОДУ Северо Запада алгоритм, аналогичный рассмотрен
ному выше, используется для оперативной оценки устойчивости
возможных послеаварийных режимов с учетом и без учета
действия ПА [21] С помощью основанной на этом алгоритме
программы ПРУСТ можно также оценить долевое участие
электростанций в разгрузке перегруженных элементов сети и
выбрать управляющие команды, обеспечивающие сохранение
статической устойчивости с необходимыми коэффициентами
запаса Программа ПРУСТ стыкована с комплексом программ
МУСТАНГ, обеспечивающим формирование исходных данных
и выполнение расчетов установившихся режимов С помощью
комплекса МУСТАНГ могут быть рассчитаны схемы с числом
узлов до 298 и ветвей до 394
Для работы программы ПРУСТ должна быть задана инфор
мация о трех схемах, базовой, соответствующей нормальной
схеме сети при режиме, близком к исследуемому (по этим
данным формируются трехлучевые эквивалентные схемы, исполь
зуемые для оценки устойчивости), текущей, для которой за
дается исходный доаварийный режим (изменения схемы по
отношению к базовой будут выявлены в комплексе ПРУСТ и
учтены приближенным способом, число узлов, в которых
вводятся изменения,— не более 75, число отключаемых ветвей —
не более 20); послеаварийной, отличающейся от текущей (исход
ной) исследуемыми аварийными изменениями (число узлов с
изменениями — не более 5, число отключенных ветвей — не
более 20)
На мини-ЭВМ Иркутскэнерго эксплуатируется комплекс
программ, разработанных в ИПИ, для оценки по данным ТИ
допустимости режимов В состав комплекса входят программы
ускоренного расчета установившихся режимов, уточнения пре
дельных по условиям статической устойчивости значений пара
метров режима, сопоставления текущих значений параметров
режима с хранящимися в памяти ЭВМ фиксированными или
уточненными предельными значениями, диалога персонала с
ЭВМ Данный комплекс может использоваться для оценки как
118
текущих установившихся, так и возможных ремонтных и после-
аварийных режимов [18]
В состав комплекса входят три функциональных раздела
(рис 2 6), включающих Раздел 1 уточнение пределов и
Результаты
оценивания
параметров
режима
Раздел 1. Контроль допустимое
ти текущих режимов
Уточнение пределод па стати
ческой устойчивости
Расчет потокороспределения
Раздел 2 Контроль допустимое
ти Возможнй/х режимаб
Формирование расчетной
модели ЭЗС
Т.
Раздел 3 Организация диалога отображения
и регистрации информации
Рис 2 6 Стр>ктурная схема комплекса про|рамм реального времени
оценку допустимости текущих установившихся режимов,
Раздел 2 — анализ допустимости планируемых ремонтных и
возможных послеаварийных установившихся режимов, Раздел 3 —
организация диалога оперативного персонала с ЭВМ Входной
информацией для Разделов 1 а 2 служат результаты работы
комплекса программ оценивания состояния, которое произво
дится по данным ТИ для схемы, содержащей 64 узла и 80
ветвей Для расчета используется комплекс программ СЭИ дина
мического оценивания состояния энергосистемы [18]
Программы Раздела 1 работают циклически, проверяя до
пустимость текущего режима контролируемой сети по его па
раметрам (токам, напряжениям, активным мощностям). Оценка
достаточности запасов статической устойчивости производится
только при изменении текущего режима, критерием чего служит
увеличение перетока активной мощности по одной или несколь
ким ВЛ, суммарной нагрузки энергосистемы, мощности в одном
или нескольких узлах
119

Про1раммы Раздела 2 могут работать в одном из двух ре
жимов спорадически по запросу оперативного персонала и
циклически в соответствии с заданным списком расчетных ре
жимов
По запросу оперативного персонала производятся анализ
допустимости интересующего диспетчера режима и оценка за
паса статической устойчивости по заданному пути утяжеления
Расчетные модели энергосистемы для циклического расчета
формируются заданием следующих изменений параметров ре
жима и схемы сети отключения одною или нескольких племен
тов схемы, изменения мощности в одном или нескольких узлах,
а также коэффициентов трансформации трансформаторов
Описываемый комплекс программ занимает 45 Кбайт опера
тивной памяти мини-ЭВМ ЕС 1010 и 50 секторов на постоянном
диске (без учета внешней памяти, используемой под архив
базовых режимов) Временные характеристики отдельных прог
рамм комплекса пр,и расчетах схемы сети Иркутской энерго
системы расчет потокораспределения — 7 с, анализ допусти
мости 10 расчетных режимов — 50 с, расчет предельного ре
жима по статической устойчивости с заданным утяжелением —
2,5 мин
Оценка надежности режима по обобщенным показателям
В качестве интегральных показателей надежности, которые мо
гут использоваться для оценки любого из перечисленных выше
режимов, в США предложены обобщенные показатели,
аналогичные (2 8)
В ЦДУ ЕЭС СССР предложено оценивать надежность те
кущего режима энергосистемы по суммарному значению мощ
ности нагрузки, которая будет отключена действием ПА (АЧР
и CAOH) PLyH = Z &P при всех заданных аварийных
нарушениях режима [22] 'Модели для оценки надежности режима внед
рены в ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР на мини ЭВМ ЕС 1011 для
схемы сети с 64 узлами Модели отличаются одна от другой
некоторыми расчетными блоками и сервисными возможностями
Исходной информацией для оценки надежности являются
текущие схема и режим проверяемой сети, сформированные
на основании данных ТИ и ТС, корректируемые в реальном
времени значения коэффициентов стагизма для генерации и па
грузки в узлах расчетной схемы
Блок-схема алгоритма модели оценки надежности показана
на рис 2 7 В состав алгоритма входят следующие блоки
ФАС— формирования аварийных ситуаций — перечень задан
ных нарушений режима (отключений ВЛ, трансформаторов,
генераторов), УВПА— определения управляющих воздействий
ПА (уменьшения генерирующей мощности и нагрузки в узлах,
отключения элементов сети), ОУЧ — оценки уровня частоты,
устанавливающейся в контролируемой сети после изменения
120
ФАС
+
УВПА
♦
ОУЧ
t
АЧР
♦
МУР
♦
ДПА
\
P0H
♦
ОПР
*—
Да
Нет
Рис 2 7 Сгр>ктурная схема алгоритма оценки надежности
генерации и нагрузки, обусловленного аварийным
нарушением режима и действием устройств ПА,
АЧР — автоматической частотной разгрузки
(отключение части нагрузки в узлах) при снижении частоты
ниже 49 Гц, МУР — моделирования установивше
гося режима (выполняется расчет установившегося
режима после завершения действия устройств ПА,
включая АЧР) ДПА — оценки возможности
дополнительного срабатывания в послеаварийном уста
повившемся режиме устройств ПА, вследствие пе
регрузки ВЛ (действие автоматики наброса мощ
ности) или нарушения синхронизма (действие
автоматики ликвидации асинхронного режима —
АЛАР), РОН — расчета суммарного значения на
грузки, отключенной действием ПА при ликвидации
расчетного нарушения режима, ОПР — ото'браже
ния и печати результатов расчета
Таким образом, указанный алгоритм предусматривает
последовательный расчет нескольких установившихся режимов до тех
пор, пока не будет получен режим, в котором не будут действо
вать устройства ПА (АПНУ, АНМ, АЛАР, АЧР) После этого
определяется условный ущерб как суммарное значение нагрузки,
отключенной действием АЧР и САОН в процессе ликвидации
рассматриваемого нарушения режима
Расчет установившегося режима рассматриваемым комплек
сом производится по схеме модели постоянного тока без учета
разных уровней напряжений в узлах сети и перетоков реактив
ной мощности Поскольку режим сети, полученный в результате
расчета, характеризуется лишь значениями перетоков активной
мощности, уставки устройств ПА, учитываемых в модели ПА
и реагирующих на значения других параметров режима (тока,
угла между напряжениями по концам ВЛ), предварительно
пересчитываются на значения перетоков активной мощности по
соответствующей ВЛ
С помощью блока ФАС может быть реализовано два
режима работы расчет единичного нарушения режима, выбранного
диспетчером и заданного вручную с помощью диалоговой систе
мы; автоматический перебор нескольких (до 25) аварийных на
рушений режима, заранее определенных персоналом
Весь расчет завершается определением суммарною объема
нагр\зки, которая может быть откпючена действием АЧР и
САОН при всех заданных случаях аварийных нарушений ре
жима
Ретроспективный анализ аварийных событий. С помощью
накапливаемых в памяти ЭВМ ОИУК данных ТС и ТИ опера-
121

тивный персонал может производить ретроспективный анализ
последовательности возникновения, развития и ликвидации
аварийной ситуации
Для реализации этой функции в ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР на
базе мини ЭВМ ЕС 1011 формируются
скользящие архивы всех телсизмеряемых параметров дли
тельностью 7 сут с дискретностью 5 мин, 1 сут с дискретностью
30 с, полминуты с дискретностью 1 с (до 200 телеизмеряемых
параметров),
архив аварийных ситуаций, в который автоматически (при
резком снижении частоты, отключении межсистемных связей и
т. п.) или по команде диспетчера с клавиатуры дисплея запи
сываются все телеизмеряемые параметры с дискретностью в
несколько секунд Поскольку запуск соответствующей програм
мы, формирующей, массив информации, происходит несколько
позже возникновения аварии (особенно при ручном запуске),
каждый такой щасадв. охватывает интервал времени, соответ
ствующий нескольким минутам доаварийного и нескольким
минутам послеаварийного режимов
В ряде зарубежных энергосистем (ФРГ, Японии и других
стран) получили распространение программы анализа ава
рийных ситуаций, формирующие в послеаварийном режиме
обобщенное сообщение оперативному персоналу, идентифици
рующее происшедшее аварийное нарушение с указанием
поврежденного элемента, правильно и неправильно подейство
вавших и отказавших устройств релейной защиты и автоматики,
а также иыключателеи
Получив соответствующую информацию, персонал можег
принять меры к оперативному устранению выявленных
неисправностей исключить из схемы отказавший выключатель, вывести
в проверку отказавшие или неправильно подействовавшие устрой
ства РЗ и автоматики
В качестве исходной информации для рассматриваемой про
граммы используются ТС, отображающие положение выключа
телей, а также запоминаемые ЭВМ сигналы об отключении и
включении выключателей в процессе ликвидации аварийного
нарушения, о срабатывании пусковых органов РЗ, подаче РЗ
команд на отключение выключателей Сопоставляя эти сигналы
для каждого элемента контролируемой сети, программа оцени
вает правильность действия РЗ и ликвидации повреждения
Типовые случаи идентификации аварийных событий приве
дены в табл 2.1, в которой соответствующие сигналы обозна
чены порядковыми номерами
1 и 2 — факт отключения (включения) выключателей в
течение контролируемого отрезка времени,
3 и 4 положение в конце контролируемого периода остав
шихся отключенными (включенными) выключателей,
122
5, 6, 7 — команды отключения, подававшиеся на выключа
тели РЗ разных типов,
8,9 — срабатывание пусковых органов от междуфазных КЗ
и от КЗ на землю;
10 — запрет действия АПВ
Как следует из табл 2 1, на основании исходной инфор
мации могут быть идентифицированы случаи правильных ера
батываний, отказов и ложных срабатываний (при отсутствии
КЗ) устройств РЗиА и выключателей
Наиболее сложно идентифицируются излишние срабатыва
ния устройств РЗиА (при наличии КЗ в сети) Для этого тре
буется совместный анализ диаграмм аварийных событий, со
ставленных для разных элементов сети Идентификация, излиш
них срабатываний устройств РЗиА, а следовательно,, и всей
картины происшедшего события существенно упрощается, если
в ЭВМ вводится дополнительная информация о месте
повреждения и расстоянии до него от шин соответствующей ггодстан
ции Подобная информация формируется на основании
показаний автоматических локаторов и фиксирующих приборов
После того как определены все случаи правильных и непра
вильных действий РЗиА и выключателей, программа формирует
результирующее сообщение о происшедшем аварийном событии
Определение расстояния до места повреждения линий
электропередачи. Эта функция реализуется в ОИУК
энергосистем и ОДУ с помощью мини-ЭВМ на основании замеров
напряжений и токов нулевой и обратной последовательностей,
фиксируемых в момент КЗ Соответствующие программы
производят расчет места КЗ на основании двух или одного изме
рения значений параметров аварийного режима, поступающих
в ОИУК с каждого конца поврежденной ВЛ
Т Л б I И Ц d 2 1
Событие
Отключение поврежденной ВЛ
с успешным АПВ
Отключение понрежденной ВЛ
с неуспешным АПВ
Отключение поврежденной ВЛ
без АПВ
Самопроизвольное отктючение
выключателя
Отказ выключателя
Отказ АПВ
Отключение выключателя
вследствие ложного срабаты
нанин РЗиА
Отказ РЗ при КЗ
I
4
+
+
+
—
+
+
-
2
+
+
—
—
—
—
—
-
На тичие
3
_
+
+
+
—
+
+
-
4
+
—
—
+
—
+
сигналов в rpvi
■5
+
+
+
+
+
+
—
Ь
+
+
+
+
+
+
—
'
+
+
+
+
+
+
—
пах
8
+
+
+
+
+
—
+
9
+
+
+
+
+
—
+
10
—
—
+
—
—
—
-
123

При использовании одного измерения для определения рас
стояния ао места КЗ наряду с аварийными значениями токов
(или напряжений) должны быть известны данные о значении
сопротивлений нулевой или обратной последовательности, при
веденных к шинам подстанций
Показания фиксирующих приборов вводятся в ОИУК
вручную диспетчером на основании сообщений оперативного
персонала подстанций и электростанций и автоматически с помощью
Существуют алгоритмы, которые наряду с решением основ
ной задачи - определением расстояния до места КЗ при нали
чии избыточной информации (например, для ВЛ с двумя кон
цами — трех-четырех показаний фиксирующих приборов и зна
чений сопротивлений нулевой или обратной последовательности,
приведенных к шинам подстанций расположенных по концам
поврежденной ВЛ) — выявляют неисправный прибор, замеры
которого неправильны, исключают их из расчета и формируют
соответствующее сообщение диспетчеру
Формирование советов диспетчеру по обеспечению
надежности в текущем режиме. Программы, реализующие эту функ
цию, формируют советы диспетчеру по восстановлению нормаль
ного значения частоты в энергосистеме или по устранению
перегрузки элементов сети, опасной по критериям термической
стойкости или устойчивости параллельной работы
В Ленинградском филиале ВИПКэнерго разработана
программа советчик диспетчера по коррекции распределения пере
токов активной мощности с целью ликвидации опасной пере
грузки отдельных элементов основной сети 110—330 кВ, по
добная перегрузка может возникнуть после аварийного отклю
чения ВЛ или трансформаторов Основу комплекса представляет
программа расчета потокораспределения при условии
постоянства и равенства напряжений в узлах сети, решающая линейные
уравнения типа уравнений потокораспределения на постоянном
токе Расчет режима выполняется с учетом ряда ограничений
(по термической стойкости, устойчивости параллельной работы
и ДР ) [23]
На первом этапе при этом делается попытка устранить
перегрузку элементов сети воздействием лишь на изменение
мощностей, генерируемых электростанциями Если эта попытка
окажется неудачной, на втором этапе расчета наряду с
изменением мощности электростанций предусматривается отключение
нагрузки
В комплексе предусмотрена система определения приоритетов
изменения мощности электростанций, подключенных к разным
узлам схемы сети При этом учитывается как эффективность
влияния изменения мощности соответствующей электростанции
на уменьшение перегрузки контролируемого элемента сети, так
124
и тип электростанции (ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС) В соответствии
со сказанным приоритет определяется отношением двух показа
телей Кч,/А,, где К*, — коэффициент чувствительности,
определяемый отношением значения снижения перетока мощности в
контролируемом элементе (сечении) к значению изменения
(снижения или увеличения) мощности i й электростанции, А; —
коэффициент, характеризующий маневренность / й
электростанции Значения At задаются вручную диспетчером например
для Лгэс = 1, Лкэс = 5, /4две =10— 15 и т д
Программа выдает диспетчеру рекомендации по изменению
мощности электростанций в очередности, определенной наиболь
шим значением отношения К,/А, Аналогично могут быть опре
аелены коэффициенты приоритетности в зависимости от ответ
ственности нагрузок, подключенных в разных узлах сети
Аналогичная программа советчик реализована в ЦДУ ЕЭС
СССР на мини-ЭВМ ЕС 1011 для схемы сети, содержащей
64 узла Программа выдает диспетчеру советы об управляю
щих воздействиях, которые способствуют вводу параметров ре
жима (перетоков активной мощности, частоты) в допустимую
область Предусмотрены по выбору диспетчера воздействия
двух типов на изменение генерирующей мощности ГЭС и отклю
чепие нагрузки Алгоритм предусматривает ступенчатую раз
грузку определенными, заранее установленными порциями
На каждой ступени задается воздействие на одну ГЭС или
на один узел нагрузки Если на данной ступени имеются вари
анты решения поставленной задачи (например, перегрузка
контролируемой ВЛ может быть устранена воздействием на одну
из двух ГЭС), объект регулирования выбирается с учетом за
ранее установленного приоритета
При наличии в исходном режиме нескольких перегруженных
элементов задача может решаться в двух вариантах: устране
ние одной, указанной диспетчером перегрузки, устранение всех
имеющихся перегрузок (общее облегчение исходного режима)
После реализации очередной ступени, облегчающей исход
ный режим, диспетчер, оценив достигнутый результат, может
приступить к реализации второй ступени или обратиться к ЭВМ
за новым советом
Заранее задаются следующие параметры перечень участ
вующих в регулировании режима узлов нагрузки и ГЭС с
ограничениями по максимальным и минимальным значениям их
мощностей; контролируемые перетоки мощности, ограничения по
сети
Задача может быть решена не полностью в следующих
случаях при исчерпании диапазона регулирования, выполнении
заранее установленного диспетчером числа ступеней регулиро
вания (до семи)
В расчетах используются линейная модель сети и матрица
125

коэффициентов чувствительности, которая пересчитывается при
изменении схемы сети или существенном отклонении значения
коэффициента крутизны результирующей статической характе
ристики зависимости мощности от частоты для энергосистемы
Время расчета «совета» составляет в среднем 20—40 с без
пересчета и 3- 4 мин с пересчетом коэффициентов чувстви
тельности
В Великобритании предложен алгоритм и опробована на
24-узловой схеме сети экспериментальная программа, форми
рующая в утяжеленном режиме советы диспетчеру по составу
и интенсивности управляющих воздействий, необходимых для
предотвращения развития аварии в энергосистеме. С помощью
работающей в реальном времени программы выявляются рай
опы, в которых вследствие аварийных нарушений (отключение
ВЛ, трансформаторов, генераторов) возникает утяжеленный ре
жим, обусловленный нарушением балансов активной и
реактивной мощностей, соответствующих нормальным значениям
частоты и напряжений в отдельных узлах Тяжесть режима
характеризуется показателем «утяжеления», который форми
руется па основании поступающей в реальном времени инфор
мации об относительных значениях и продолжительности перс
грузки отдельных элементов сети, о вышедших за установлен
ные пределы уровнях напряжении в контролируемых узлах,
об увеличенных значениях углов электропередачи, о быстром
(выше установленной скорости) нарастании значений перетоков
активной мощности по контролируемым ВЛ, о неудоалетвори
тельном балансе активной или реактивной мощности (с учетом
имеющихся резервов) в районе
Выявив район, в котором возник утяжеленный режим, и
определив причину его утяжеления, алгоритм, опробованный
на ЭВМ типа CYBER 170, ia I—2 с формирует рекомендации
диспетчеру по необходимой корректировке режима
Состав и интенсивность управляющих команд, определяемых
с помощью рассматриваемого алгоритма, формируются с уче
том допустимой скорости реализации имеющихся резервов
мощности. Если вследствие отсутствия в районе энергосистемы
оперативных резервов мощности, которые можно реализовать
достаточно быстро, нарушение режима не можег быть устранено
за некоторый отрезок времени, принимается решение об отклю
чении части нагрузки Это последнее решение принимается после
сопоставления реального ущерба наносимого отключаемым
потребителям, с возможным ущербом, который может иметь
место в результате развития аварии, если не будут приняты
соответствующие меры (т е не будет отключена часть на
грузки)
С помощью алгоритма, разработанного в США [24], форми
руются рекомендации по перераспределению нагрузки между
126
генерирующими источниками с целью устранения опасной не
регрузки элементов сети в утяжеленном режиме Если с учетом
допустимой длительности перегрузки, которая должна быть
устранена, а также допустимой загрузки других элементов
энергосистемы, скорости набора и снижения мощности гене
раторов исключить опасную нагрузку не удается, предложено
применить многоступенчатый алгоритм Сущность этого алго
ритма состоит п последовательном, многократном (в две — че
тыре очереди) перераспределении нагрузки, в процессе кото
рого допускается кратковременная перегрузка отдельных
элементов энергосистемы (ВЛ и трансформаторов), устраняемая
затем на последующих этапах корректировки режима Приме
нение подобной методики позволяет в ряде случаев устранить
опасную нагрузку ВЛ, не прибегая к ее отключению
В США предложен также алгоритм советчика диспетчера
на случай опасного нарушения режима по напряжению, кото
рый, фиксируя пониженные напряжения в контролируемых
узлах, выявляет район энергосистемы с дефицитом реактивной
мощности, определяет источники, имеющие резервы реактивной
мощности (генераторы, синхронные компенсаторы, отключенные
статические конденсаторы), мобилизация этих резервов вхо
ди1 в первую очередь управляющих воздействии, призванных
обеспечить восстановление нормальных уровней напряжений
В случае недостатка резервов реактивной мощности для вое
становления напряжений в контролируемых узлах даются
рекомендации по снижению напряжения на стороне низшего
напряжения трансформаторов питающих центров — вторая оче
редь управляющих воздействий
Использование ОИУК для помощи диспетчеру при
восстановлении полностью погашенной энергосистемы (энергорайона).
В Японии разработан комплекс программ для ОИУК, призван
иый обеспечить выдачу диспетчеру советов по восстановлению
распределительной сети среднего напряжения, оставшейся без
питания Алгоритм рассматриваемой задачи определяется исходя
из следующих основных положений перед началом восста
новления сети известна ее поврежденная часть, восстанавли
ваемая сеть должна сохранять радиальный характер, не должно
образовываться кольцевых замкнутых схем, объединяющих рай
оны, снабжающиеся от разных питающих центров, не должны
перегружаться отдельные линии и трансформаторы [20, 25].
Задача решается в упрощенной постановке без учета уровней
напряжений в узлах контролируемой схемы, хотя, по мнению
авторов, это может быть сделано достаточно просто Стратегия
восстановления питания потребителей полностью погашенного
энергорайона формируется на основании банков данных услов
но постоянной информации (исходная схема сети, значения
максимально допустимых нагрузок для отдельных элементов
127

сети, приоритетный список источников питания гго их
мощности и др ) и обновляемой в реальном времени переменной
информации (текущая топология сети, данные о срабатывании
РЗ элементов сети, текущие значения параметров режима и др )
в следующей последовательности определяются узлы контроли
руемой схемы, на которые должно быть подано напряжение,
и элементы, питание которых должно быть восстановлено,
выбираются элементы (линии и трансформаторы), от которых
должно быть подано питание к каждому узлу, проверяется, не
возникнет ли перегрузка одного или нескольких элементов
Узлы, на которые должно быть подано напряжение,
определяются исходя из двух следующих соображений напряжение,
имевшееся в узле в нормальном (доаварийном) режиме, отсут
ствует, в узле отсутствует устойчивое повреждение
(определяется по характеру действия устройств РЗ)
В качестве элементов, от которых должно быть подано па
пряжение на рассматриваемый, оставшийся без напряжения
узел, выбирается либо элемент, от которого он питался до воз
никновения аварии, либо резервный элемент, отключенный в
доаварийном режиме Если напряжение на рассматриваемый
узел может быть подано от двух или нескольких питающих
центров, возможные варианты рассматриваются последова
тельно, начиная с наиболее мощного источника питания
Другая программа, также разработанная в Японии и внед
ренная в эксплуатацию в районном ДП Niigata энергокомпании
Tohoku, обеспечивает помощь диспетчеру в полном восстанов
лении части энергосистемы, включая магистральную сеть напря
жением 275 и 154 кВ, основные электростанции, питающую
распределительную сеть
Как уже отмечалось выше, восстановление полностью
погашенной энергосистемы происходит путем поочередного включе
ния ВЛ основной и распределительной сетей, постепенного на
ращивания генерирующей мощности и подключения нагрузки
Для организации этого процесса все элементы энергосистемы,
а также группы потребителей распределены на блоки Как в
пределах каждого блока, так и между ними устанавливаются
приоритетные зависимости, определяющие последовательность
операций по включению в работу элементов энергосистемы и
групп потребителей В программе предусмотрены следующие
группы элементов энергосистемы, записанные в порядке уста
новленного приоритета ВЛ 275 кВ ТЭС, нагрузка, ГЭС, ВЛ
154 кВ
Из приведенного перечня видно, что восстановление
энергосистемы начинается с основной сети 275 кВ, поскольку через
нее может быть получено электроснабжение от соседних не
поврежденных районов энергосистемы, а также от удаленных
электростанций большой мощности
128
Рассматриваемая программа реализует с гедуюшие функции
определение баланса активной мощности с учетом наличия и
роста располагаемой мощности электростанций, а т-кже с уче
том возможности получения мощности от соседних неповреж
ценных районов энергосистемы и намечаемых к включению бло
ков нагрузки формирование отдельных блоков i pyrin оборудо
вания; определение приоритета по производству операций для
восстановления в работе отдельных блоков групп оборудования
выбор выключатетей, которые должны быть включены с учетом
определенных приоритетов и югики восстановления схемы
сети оценку уровней напряжения и перетоков мощности в сети
которые возникнут после ввода в работу намеченного к вклю
чению э 1емента, выработк\ рекомендаций по предотвращению
возникновения перегрузок и недопустимых уровней напряжения
после ввода в работу намеченного к включению элемента
Располагаемая мощность энергосистемы на каждый момент
времени определяется с учетом восстановления схемы сети,
скорости пуска агрегатов ТЭС и набора ими нагрузки возмож
пой поставки мощности от соседних неповрежденных районов
энергосистемы В соответствии с располагаемой мощностью
определяется объем нагрузки питание которой может быть
восстановлено. При этом в расчетах принимаются значения
нагрузки в узлах, которые быпи зафиксированы в доаварийном
режиме.
Восстаповпение нагрузки начинается по мере подачи напря
жения к питающим подстанциям. Нагрузка по приоритетности
также разделяется на несколько ipyitn: бытовая нагрузка и
ответственные общественные н>жды центральных районов боль
ших городов бытовая нагрузка и ответственные общественные
нужды средних городов, бытовая нагрузка и общественные
нужды городских окрестностей промышленная нагрузка
Агрегаты ГЭС являются оперативным быстрореализуемым
резервом диспетчера, который может быть использован в любой
момент восстановления энергосистемы для обеспечения пуска
агрегатов ТЭС, для компенсации дефицита активной мощности
обеспечения необходимого режима по напряжению
Отдельные элементы энергосистемы включаются в работу в
соответствии с присвоенными им приоритетами Если в списке
не восстановленных в работе элементов оказывается несколько
с одинаковым приоритетом выбирается элемент (генератор, ли
ния, группа нагрузки) с большей мощностью или пропускной
способностью При необходимости соединить два узла (например
генерирующий узел — электростанцию и питающий центр — под
станцию) программа выбирает кратчайший путь цепь при
формировании которой необходимо включить меньшее количе
(тво выключателей
Для предотвращения опасной перегрузки, недопустимого по
129
5 2431

вышения или снижения напряжения в сети в процессе восста
новления энертснстемы программа предварительно перед вкчю
чепием каждого выключателя рассчитывает режим который
возникнет после его включения Дтя выполнения соответствующих
расчетов в памяти ЭВМ моделируется мощность включенных
или подлежащих включению генераторов и нагрузки При этом
учитывается скорость набора нагрузки (большая у гидрогенера
торов и малая у турбогемераторов) В расчетах учитывается лишь
бытовая и общегородская нагрузки восстановление которых
происходит быстро Промышленная нагрузка, восстановление
которой происходит медленно, в расчетах не учитывается
Учитываемая в расчетах нагрузка принимается по ее доава
рийном) значению
Если расчеты показывают, что включение соответствующего
выключателя будет сопровождаться перегрузкой элементов сети,
недопустимым снижением или повышением напряжений в конт
ролируемых узлах включение откладывается а про1рамма при
ступает к выработке мероприятий исключающих недопустимые
явления Для предотвращения перегрузки определенного эле
мента сети программа находит параллельные цепи и проверив
допустимость их замыкания (путем сопоставления разницы
амплитуд и фаз напряжений по концам], дает соответствующие
рекомендации диспетчеру. Для исключения опасного повышения
или понижения напряжения программа дает рекомендации
диспетчер\ по изменению генерации или потребления соот
ветствующич источников и in потребителей реактивной мощ
ности
Если опасная перегрузка не может быть устранена или
нарушения режима по напряжению не могут быть предотвра
щены, программа временно приостанавливает операции по под
ключению групп нагрузки низкою приоритета
Комплекс контроля за состоянием средств оперативного и
автоматического управления. Контроль исправности средств
телемеханики и каналов связи Контроль осуществляется ЭВМ
по сигналам, поступающим от УТМ при отказах канала, прием
пика ити передатчика телемеханики, нарушении синхронности
передачи, наличии ошибки в сообщении В ряде АСДУ конт
ролируются не только УТМ, непосредственно подключенные к
ЭВМ по и «низовые» устройства (установленные па низших
уровнях управления), сигналы о неисправности которых пере
даются в составе ТС. Алгоритм задачи обеспечивает формиро
вание сшналов о неисправности УТМ для отображения на
дисплеях и на панели сигнализации т.ля диспетчера и дежурною
по телемеханике запуск блоков программ обработки, осуществ
ляющих маркирование ТИ принадлежащих неисправному
устройству, а при наличии дублирующих ТИ — замену ими
недостоверных формирование массива отказов УТ\\ и каналов
130
дня последующего документирования и статистического анализа
работы средств телемеханики [15]
Контроль за состоянием устройств противоаварийнои авто
матики В ряде ОДУ функционируют созданные па базе мини
ЭВМ ОИУК системы оперативного контроля за состоянием
и настройкой соответствующих региональных АДВ (см гл 5)
Так например, мини ЭВМ ОИУК ОДУ Северо-Запада в соот
ветствии с заложенными в ее память инструктивными указа
ниями в текущем режиме (характеризующемся схемой сети
и основными параметрами режима) для заданных аварийных
нарушений определяет необходимые обьемы разгрузки эпектро
станций и сопоставляет их с действительной нагрузкой рабо
тающих агрегатов, подключенных к ПА В случае недоетаточ
ности предусмотренного объема разгрузки подается сигнал
и соответствующая информация диспетчеру, который должен
принять необходимые меры по устранению выявленного не
соответствия
Другим примером взаимодействия ОИУК АСДУ с систе
мой ПА является межмашинная информационная связь между
мини ЭВМ ЕС 1010 ОИУК ОДУ Урала и мини ЭВМ ТА-100,
установленной на подстанции 500 кВ Южная Свердловэнсрго
Благодаря наличию этой связи диспетчер ОДУ Урала получает
информацию о состоянии ПА, центр АДВ которой находится на
подстанции Южная и может с клавиатуры дисплея изменять
ее настройку
Функции, реализуемые ОИУК в составе АСДУ
распределительных сетей. Функции противоаварийного оперативного управ
тения реализуемые ОИУК, работающими на ДП ПЭС и РЭС
распределительных сетей, аналогичны в основном рассмотрен
ным выше функциям, осуществляемым ОИУК АСДУ энерго
систем ОЭС и ЕЭС СССР сбор обработка отображение и
документирование информации; контроль значений параметров
режима (главным образом токов и напряжений), запомина
ние данных для последующего ретроспективного анализа и т д
Большая программа работ по созданию иерархической АСДУ
распределительных сетей намечена и проводится в Латвглав
энерго [26] В соответавии с этой программой
предусматривается реализация ряда оригинальных функций, часть которых
рассмотрена ниже
Контроль состояния схемы сети В этой задаче формируется
для отображения диспетчеру РЭС или ПЭС схема коптроли
руемой сети с указанием коммутационных аппаратов, управляемых
с помощью устройств телеуправления или автоматики Установ
тепная на ДП микроЭВМ, сопоставляя показания ТС о
положении коммутационных аппаратов, проверяет отсутствие связей
с соседними питающими подстанциями (нормально распредели
тельные сети работают по ратиалыюй схеме)
131

Обработка данных телеизмерении Основные данные ГИ,
поступающие в ОИУК от датчиков, \с1ановленных на питаю
щих подстанциях, представляют значения токов отходящих ли
ний, напряжений на шинах а также перетоков активной и
реактивной мощностей по питающим трансформаторам По
возможности оснащаются датчиками активной или реактивной
составляющей, токов распределительные линии Это необходимо
для решения задачи управления реактивной мощностью
Предварительно до передачи ТИ в ОИУК верхнего уровня
управления производится ее проверка на достоверность. Основ
ным способом при этом явтяется проверка баланса мощностей
или гоков в узтах Одновременно осуществляется контроль за
уровнями токов и напряжений в соответствии с установленными
пределами
Оценка термической стойкости элементов сети (линии и
7 рансфорчаторов) Программа автоматически запускается
когда ток нагрузки контролируемого элемента превышает 1 2—
1 3 номинального значения, и обеспечивает сигнализацию one
ративном) персонал) о начале перегрузки, интегрирование зна
чения перегрева и отображение на экране дисплея допустимой
продолжительности работы перегруженного 1рлнсформатора
П
К1
АПВУ
0 5 1 1,5 2 25 tl
АПВНУ
15 2 2*t,!
К2
0,5
t
1,5 2
У, 5
<■ Г
1<5
2,5 t,
Рис. 2 8 Определение расстояния до местп повреждения и р иветв тенныч рл
пределительных сетях о 10 кВ:
и счем;] сети- п - -цки рамчь ишененнн (на hi ini тска
132
или кабельной линии В отдельных случаях предусматривается
автоматическая разгрузка перегруженного трансформатора сни
жением напряжения на питающих шинах а затем и отключением
части нагрузки
В [26J предлагается также осуществлять проверку оборудо
вания на термическую стойкость при протекании токов КЗ
производя при необходимости (например, в случае изменения
схемы сети или сопротивпения источника питания) их пересчет
F! реальном времени
Оценка чувствительности защит и надежности действия
плавких предохранителей Аналогично прецыдущей задаче по
известным значениям токов КЗ может быть проверена чувстви
тельность защит и надежность действия предохранителей в
случае возникновения повреждений в сети Эта задача может
запускаться после изменения схемы сети или сопротивления
источника питания, а также заранее дежурным персона том, ко
торый намерен изменить схему для предварительной проверки
юпустимости этою изменения
Определение расстояния до места повреждения На линиях
с односторонним питанием в распределительных сетях 6—35 кВ
место повреждения определяется по значению тока КЗ в фазе
или тока обратной последовательности а также по
значениям остаточного напряжения или напряжения обратной
последовательности на шинах питающей подстанции Характери
стики зависимости токов КЗ или напряжений на шинах питаю
щей подстанции от места повреждения рассчитываются заранее
и хранятся у диспетчера или в памяти ЭВМ
Для разветвленных возд>шны\ распределительных сетей
Ь—10 кВ с многими ответвлениями (рис 2 8) на основании
выполненных с помощью ЭВМ расчетов токов КЗ формируются
так называемые эквитоковыс линии т е. характеристики, объеди
няющие точки при повреждении в которых токи имеют одина
ковые значения. Использование экпитоковых характеристик
облегчает оперативном) персоналу поиск места повреждения
в распределительной сети
В Белглавэнерго предложен алтрнгм позволяющий па осно
вании характера изменения тока в питающей линии опреде
лить ответвление, на котором произошло повреждение Так,
на рис 2.8, б показаны эти характеристики для случаев повреж
дений в точках KI и К2 при успешном и неуспешном АПВ вы
ключателей, установленных па ответвлениях Анализируя ха
рактер изменения тока КЗ, ЭВМ определяет ответвление на
котором произошло повреждение, а затем по эквитоковым ха
рактеристикам — место повреждения
Расчеты уравнительных токов При производстве переклю
чений для проведения ремонтных работ без нарушения питания
потребителей необходимо кратковременное замыкание сетей на
133

параллельную работу, а затем размыкание в другом месте
Часто для уменьшения объема нарушения электроснабжения
потребителей на время ремонта сети выгоднее отключить уча
сток сети близко расположенным разъединителем, а не более
далеким выключателем Однако, поскольку возможности отклю
чения тока нагрузки разъединителем ограничены, этой опера
ции должна предшествовать проверка уравнительного тока,
отключаемого разъединителем С этой целью необходимо про
извести расчет потокораспределения в сети с двухсторонним
питанием при заданных параметрах этой сети и промежуточных
нагрузках Исходной информацией при этом должны быть
эквивалентная схема сети, а также значение угла между на
пряжениями в точках питания
Моделирование режима сети Исходной информацией для
этой задачи являются схема контролируемой сети, типовые
iрафики нагрузки в узлах, текущие параметры распределитель
ных трансформаторов 6—20/0,4 кВ а также статические ха
рактеристики активной и реактивной нагрузок по напряжению
и коэффициенты прироста потерь по реактивной и активной
мощностям на тинах центра питания (ЦП) Эта информация
заблаговременно вносится во внешнюю память соответствующей
ЭВМ персоналом ПЭС или поступает из ЭВМ ОИУК энерго
системы и корректируется по мере изменений, происходящих
в сети
Оперативной исходной информацией являются ТИ нагрузки
иа головных участках присоединений и напряжений па шинах
ЦП После балансировки (согласования) нагрузок в узлах
контролируемой сети и на ЦП модель ютова к выполнению рас
чета текущего режима В дальнейшем результаты расчета ре
жима могут использоваться как псевдоизмерения и подвергаться
всем процедурам обработки, предназначенным для отображения
информации, контроля допустимости значений соответствую
1цих параметров режима, статистической обработки и т д На
этой информационной базе могут также решаться задачи копт
роля качества электроэнергии с оценкой количества электро
энергии, отпущенной при качестве, не соответствующем нор
мативам или договорным условиям.
Управление нагрузкой Управление (включение, отключение)
нагрузкой осуществляется в утяжеленных и аварийных режи
мах автоматически при срабатывании АЧР и САОН и оператив
но по команде диспетчера С помощью соответствующих алго
ритмов может быть оптимизирован процесс выбора линии, под
лежащих отключению автоматикой С помощью ЭВМ может
быть также реализовано программное отключение и включение
отдельных потребителей, например при задании ограничений
потребления мощности в энергосистеме При этом в составе
условно постоянной исходной информации толжен быть пред
Р4
ставлен график отключений — распредепсние отходящих линии
по очередям и условиям отключения
Перспективы совершенствования функций противоаварийно-
го оперативного управления в АСДУ На базе новых мини
и микроЭВМ, обладающих большой оперативной и внешней па
мятью, функции противоаварийного оперативного управления в
АСДУ энергосистем и энергообъединений СССР будут совершен
ствоваться в следующих основных направлениях
повышение точности информации, предоставляемой опера
тивному персоналу, за счет применения более точных датчиков,
совершенных адаптивных методов передачи данных, усовершен
ствованных программ оценивания состояния различных спо
собов достоверизации информации
улучшение средств и методов представления информации
фильтрация и сжатие данных, использование новых, нарядных
форм сообщения о происшедших событиях;
создание на базе регистраторов аварийных событий энерго
объектов и ОИУК ДП единой синхронизированной по времени
системы регистрации и анализа аварийных событий для от
дельных районов, энерюсистем основных сетей ОЭС,
совершенствование контроля и диагностирования средств
РЗ и ПА,
углубление взаимодействия АСДУ с устройствами и
системами ПА — осуществление контроля за правильностью настрой
ки в соответствии с текущим режимом устройства АДВ реги
ональных центров ПА, моделирование в ОИУК параметров
настройки АДВ ПА для автоматической и оперативной про
верки надежности энергосистемы при возможных аварийных
ситуациях, моделирование на ЭВМ общего назначения ОИУК
различных, мранее намеченных нарушении режима и
переходных процессов с целью проверки пршнтьности дейст
вия ПА,
совершенствование моделей оперативных расчетов устано
вившихся режимов широкое использование их специалистами
по электрическим режимам при краткосрочном планировании,
а оперативным персоналом — в процессе оперативного управ
ления,
формирование советов диспетчеру по устранению паруйте
ний нормачьного режима мобилизации резервов активной и
реактивной мощностей,
распространение атгоритмов оперативного расчета статиче
ской устойчивости корректировка допустимых прегелов пере
даваемой мощности в реальном времени-
повышение точности определения расстояния до места по
вреждения на ВЛ на основании показаний автоматических ло
каторов и фиксирующих приборов
135

2.4 Диспетчерские тренажеры
Применение тренажеров для обучения и тренировки
диспетчеров. При обучении и проверке знаний оперативного пер
сонала энергосистем все большее применение находят тренаже
ры — вплоть до самых простых Так, например в районах
распределительных сетей применяются тренажеры для обучения
оперативного персонала методам поиска повреждений па ВЛ
6 — 10 кВ, определения расстояния до места повреждения па
ВЛ с помощью так называемых эквитоковых характеристик и
приборов фиксирующих значения токов и напряжений
нулевой и обратной последовательностей в момент КЗ На электро
станциях и диспетчерских пунктах энергосистем применяются
тренажеры, моделирующие процессы синхронизации генераторов
Наряду с этим для тренировки диспетчеров ПЭС энерго
систем и ОЭС применяются более сложные тренажеры,
обеспечивающие освоение оперативным персоналом следующих
функций производство оперативных переключении в РУ элек
тростанций и подстанций; ведение нормального режима энер
госистемы н энергообъединения с поддержанием установленных
значений частоты, напряжений перетоков активной мощности
анализ аварийных ситуаций возникающих в сетях энергосистем
и энергообъединений, принятие решений по предотвращению раз
вития аварийных нарушении и восстановлению нормального
режима.
Наиболее совершенным аппаратным тренажером оператив
ных переключений (ТОП) выполненным на базе релейно тран
зисторной лотки, является разработанный ОЗАП Мосэнерго
тренажер ТЭ 1 предусматривающий более 30 задании по про
изводству сравнительно простых и сложных переключений в
нормальном режиме при различных (типовых) схемах пер
вичных соединений подстанций- около 20 заданий по самостоя
тельным действиям персонала при ликвидации аварийных си
туаций, включающих отключения воздушных и кабельных ЛЭП
с обесточением и без обесточения потребителей
восстановление схемы при повреждениях на сборных шинах, трансфер
маторов собственных нужд и т д
Предусмотрена возможность самостоятельной тренировки
обучающегося с отработкой навыков самоконтроля за выпол
нением переключений
Тренажер представляет собой единую конструкцию, со
стоящую из жестко соединенных щита с мнемосхемой, двух
пультов двух устройств заданий и шкафа с аппаратурой
контроля Предусмотрена свеювая и звуковая chi нализация, а
также цифровая индикация чошротя выполнения задании и
счета ошибочных операций
Обладая определенными достойна вами (относительная про
136
стота изготовления и эксплуатации, небольшая стоимость на
рядность), аппаратные ТОП имеют ряд существенных недо
статков, затрудняющих их массовое применение в учебных цент
pax энергосистем и электросетевых предприятий малое число
схем эпергообъектов и сценариев тренировки трудность пере
настройки ТОП на новые схемы и сценарии, возможность обуче
ния только по «жестким» сценариям отсутствие удобного и на
глядного диалога пользователя с ЮН отсутствие регистрации
хода тренировки и возможности автоматического оценивания
уровня знаний обучающегося и т д
Использование ЭВМ для обучения и тренировки
оперативного персонала. Масштабы использования ЭВМ в частности
в энергосистемах США, при обучении диспетчерского персоналы
характеризуются следующими цифрами из 140-часовои
программы обучения диспетчеров, предложенной фирмой CDC 40 ч
отводятся на лекции и консультации 65 ч — на самоетоятель
ную работу обучаемого с ЭВМ 35 ч на работу с тренажером.
Четырехнедельный курс обучения диспетчерского персонала
энергокомпании General Public Utility общей продолжатель
ностью 120 ч включает лекции и консультации 39 ч, инди
видуальную работ} с ЭВМ - 68 ч, работу с тренажером —
13 ч [27]
Использование ЭВМ для обучения персонала обеспечивает
ряд преимуществ и новых возможностей по сравнению с тради
ционными способами обучения возможность использования
на разных объектах учебно тренировочных комплексов программ
разработанных специалистами высокой квалификации отсут
ствие необходимости привлекать таких специалистов на каждый
объект, возможность обучения персонала на объекте без
вызова его в учебный центр, что обеспечивается доступом к си
стеме обучения посредством удаленного терминала; возможность
использования для эффективного обучения любых отрезков
свободного времени, в том числе например, ночных смен во
время которых персонал меньше загружен, индивидуальность
обучения — обучающийся может задавать любые вопросы темп
обучения может изменяться в зависимости от уровня
подготовки и восприимчивости обучающегося повышение эффектив
ности обучения благодаря активному участию обучающегося
в процессе обучения возможность обновления учебного мате
риала и др
С помощью ЭВМ реализуются разные формы обучения
постановка вопросов и задач обучаемому, изложение корот
ких сведений по изучаемой проблеме с иллюстрацией диаграм
мами графиками схемами; моделирование и пересчет режимов
в процессе обучения Система обучения может реализовать и
справочные функции, отвечать на вопросы обучаемого по ин|е
ресующим ею проблемам
IT7

Возможности машинных систем обучения и тренировки
оперативного персонала существенно расширяются при исполь
зовании удаленных терминалов Персонал при этом обучается
как выполнению функций управления опредепенным обьектом
(подстанцией, энергосистемой), так и использованию средств
управления (работе с клавиатурой дисплея поиску пеобходи
мой информации и т д ) При необходимости в обучении (тре
нировке) принимает участие инструктор для которого
предусматривается специальный пульт Подобная система может
использоваться одновременно дежурными нескольких подстанций,
на которых установлены терминалы
В общем случае тренажеры, используемые в элсктроэнерге
тике, можно разделить на две основные группы
логические тренажеры предназначенные для приобретения
персоналом навыков по управлению коммутационной
аппаратурой в распределительных устройствах электростанций и под
станций — ТОП,
режимные тренажеры (РТ), предназначенные для приобре
тения персоналом навыков по поддержанию режима работы
объекта управления в заданной области
Программируемый ТОП С помощью ТОП персонал трсни
руется в выполнении на модели энергообъекта различных за
даний' вывода в ремонт и ввода в работу после окончания ре
монта как присоединений так и отдельных элементов оборудо
вания, перевода присоединений подстанции с одной системы
шин на другую, восстановления электроснабжения потребителей
после аварийных отключений в сети или на эпергообъекте и т д
Программируемый ТОП можег быть выполнен на базе микро
ЭВМ оснащенной оперативной и внешней памятью (гибкий
магнитный диск или кассетным машитофон) АЦПУ и двумя
псевдографическими дисплеями позволяющими наряду с алфа
витно цифровой информацией отображать на экране упрощен
ные электрические схемы энергообъектов Дисплеи используют
ся как при проведении тренировок (отображение на экране схем
и управление коммутационным оборудованием), так и при под
готовке схем и сценариев тренировок Внешняя память на смен
ных магнитных носителях (кассеты, гибкие диски) позволяет
создать необходимую библиотеку разнообразных схем и сцена
риев АЦПУ обеспечивает автоматическую регистрацию хода
тренировок и оценок знаний обучающеюся
Существует два варианта программируемых ТОП Первый
из них предполагает создание «жесткого» тренажера, второй —
уннверсапьного
При реализации функций «жесткого» ТОП во внешней па
мяти ЭВМ хранится набор схем энергообъектов ((XI—СХя),
тля каждой схемы подготовлен ряд программ-сценариев (СЦ),
определяющих задание (например «вывести присоединение
138
№303 в ремонт» и т п ) и «жеикую» последовательность one
раций (переключений) для реализации соответствующего за
дапия Диалоговая система (ДС) обеспечивает по запросу с
клавиатуры дисплея поиск и вывод на экран необходимой схе
мы, выбор задания и возможность управления символами ком
мутационного оборудования Блок контроля (БК) обеспечи
вает сравнение выполняемых операций со сценарием и через
ДС выводит на экран дисплея сообщения об ошибках
«Жесткий» программируемый ТОП позволяет наращивать
число схем и сценариев, обладает удобным и наглядным
диалогом, средствами регистрации Однако и ему присущи опре
деленные недостатки необходимость для каждой повой (ити
измененной) схемы разрабатывать программы-сценарии, что
требует значительных трудозатрат upoi раммиста и затрат памя
ти ЭВМ, невозможность получить от ЭВМ сообщение о сущ
ности допущенной ошибки, недопустимость отступления от
«жесткого» сценария даже в том случае, если имеется несколь
ко равноценных путей реализации задания; невозможность про
водить тренировку при произвольном задании исходною состоя
ния схемы отсутствие элементов самообучении пользователя
(т е работы без задания но с контролем недопустимых one
раций)
Заметим также что «жесткий» ТОП неудобен для тиражи
рования, так как из всего объема программною обеспечения
лишь ДС и ЬК универсальны, остальные элементы (описания
схем сценариев) должны разрабатываться применительно к
местным условиям
Стремление устранить указанные выше недостатки и обеспе
чить наибольшее удобство для тиражирования послужило при
чиной создания универсального ТОП, который представляет
собой коммутационную модель энергообъекта (подстанции) и
набор конкретных схем Модель содержит комплекс универсаль
ных программ сценариев, не зависящих от конкретных схем
Каждая схема описывается совокупностью стандартных элементов
(коммутаторов, узлов, специальных устройств), связанных
между собой определенным образом (топологически и логиче
ски) Каждый элемент в свою очередь может подразделяться
на несколько типов Например, типы коммутаторов выключатель,
разъединитель, типы узлов (некоммутируемых элементов)
шины, линия, ошиновка, силовые и измерительные
трансформаторы, земля, узел источник, узел-приемник и т д , типы спе
циальных устройств АПВ, АВР, синхронизатор, автоматиче
ский выключатель оперативного тока и т д Группа элементов
образует присоединение, группа присоединений — объект Таким
образом, отдельные схемы отличаются дру1 от друга лишь свя
зями между отдельными элементами
Программа-сценарий представляет собой одно или группу

общих формализованных правил производства оперативных
переключений в РУ высокого напряжения Любая процедура
управпепия тем или иным элементом любой из схем анализи
руется одним или несколькими сценариями на допустимость
или достаточность При соблюдении правил, предусмотренных
соответствующими сценариями процедура выполняется, в про
тивном случае программа-сценарий запрещает процедуру и
подготавливает сообщение о том, какое правито нарушено
Организация взаимодействия между человеком схемами и
сценариями обеспечивается ДС которая позволяет также со
здавать (описывать) схемы и сценарии
Диалоювая система состоит из двух программно реализован
ных процессоров лингвистического и семантического Лингви
стический процессор (ЛП) обеспечивает анализ и преобра
зование вопросов и команд, задаваемых на ограниченном сете
ственном языке, в формальный промежуточный язык семанти
ческих групп. В распоряжении имеются массивы набор 1рамма
тических правил построения языка (ГР) и словарь (СЛ)
Семантический процессор (СП) обеспечивает представление
схемы объекта в виде структурированной семантической сети
[27] Близкие по смыслу понятия описания обьекта объедини
ются в семантические группы а связи меж ту двумя группами
при однородных отношениях образуют проблемную сферу Для
каждого элементарного вопроса СП собирает проблемную сеть
из проблемных сфер соответствующих этом^ вопросу.
Количество СЦ и объем охватываемых ими функций могут
изменяться в 5ависимости от конкретного объекта и задач
которые должны решаться при обучении и тренировке персо
нала Вариант подобного набора СЦ включает СЦ ДИАЛОГ
который обеспечивает взаимодействие человека с ЭВМ решаю
щие (Ц (ЦЕЛЬ, ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ ПИТАНИЕ) которые в
соответствии с технологическими правилами принимают решение
о допустимости производимых на тренажере операции, форми
р\ют сообщения об ошибках анализирующие ( Ц (ЗАДАНИЕ
ШУНТ СЕТЬ), испочьзуемые решающими СЦ для анализа те
кущего состояния схемы объекта
Сценарий ЗАДАНИЕ обеспечивает запоминание вида зада
ния, номера присоединения (вязанного с выполнением задания
номеров узлов приемников погашение которых разрешено
Сценарии ШУНТ определяе1 наличие или отсутствие шунтирую
щей цепи между поносами анализируемого коммутатора. В шунти
рующей цепи не должно быть узлов типа «Трансформатор»
Сценарии СЕТЬ определяет множество узлов, связанных с ана
лизируемым узлом через включенные коммутаторы Сценарий
ПИЛЬ проверяет все ли требования предусмотренные зада
нием, выполнены Сценарий ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ контропирует
допустимость оперативных перек ночепий с учетом ряда общих
140
правил например запрещено коммутировать ток нагрузки
разъединителем; запрещено включать коммутационный аппарат,
если при этом подается напряжение на заземленный элемент
схемы, и т д
Сценарии ПИТАНИЕ проверяет, не произойде] ш в резуль
idle отключения коммутационного аппарата разрыва цепи
между узлом источником и узлом приемником (если это не
разрешено изданием), а также разрыва цепи между двумя узла
ми-источниками (т е несанкционированного отключения потре
бителя или деления сети на несинхронно работающие части)
В процессе работы ТОН сценарии взаимодействуют между
собой через семантический процессор (задают вопросы друг
другу и схемам на ограниченном естественном языке) Универ
сальный ТОП в отличие от «жесткого» может использоваться в
режиме самообучения (игровом режиме) В этом случае конкрет
ного задания не вводится (СЦ ЗАДАНИЕ и ЦЕЛЬ не функцио
нируют), обучаемый производит различные переключения в
выбранной схеме, получая на экране дисплея соответствующие
комментарии при нарушении тех или иных правил нредусмот
ренных СЦ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ и ПИТАНИЕ Такой режим
позволяет обучаемому накопить знания о правилах переклю
чений Подобные тренажеры созданы на ЭВМ типов ЕС 1011,
ЕС 1022 и ар.
Режимные тренажеры. Тренажеры этого типа предназна
чены для приобретения диспетчерским персоналом энергосистем
и ^нергообъединении навыков по поддержанию параметров
режима энергосистемы в заданной области при внеплановых
и аварийных нарушениях баланса активной мощности а также
при изменении схемы сети Основой РТ являются модели энер
госистемы и ее систем автоматического управления (АРЧМ и
ПА) реализуемые программным путем на базе ЭВМ (реже —
с помощью аналоговых вычислительных машин АВМ) Для
контроля управления и регистрации хода и результатов трени
ровки используются один или несколько диеппеев и алфавит
но цифровое печатающее устройство (АЦПУ)
В общем случае РТ можно подразделить па две группы
статические и динамические. Статические РТ обеспечивают
моделирование установившегося режима энергосистемы, полу
пившегося в результате того или иного возмущения
(изменения баланса активной мощности, отключения ВЛ и т п ) ис
ходного режима Процесс перехода от исходного режима к ре
зультируюшему не моделир\ется и не отображается, кроме того
переход к следующему режиму происходит только после того
как вручную будет внесено новое возмущение.
Статические РТ обеспечивают моделирование устано
вившегося режима энергосистемы получившегося в результате
того или иного возмущения (изменения баланса активной мощ
141

ности в узлах моделируемом сети отключения элементов ceiH
или генераторов) исходного режима Процесс перехода от ис
ходного режима к результирующему не моделируется
В состав РТ, эксплуатируемо! о в ЦДУ ЕЭС СССР, входят
две модели: расчета установившегося режима и ПА С помощью
РТ моделируются изменения частоты и потокораспределения
ак1нвной мощности в контролируемой сети, возникающие после
нарушения баланса активной мощности в ее узлах, а также при
изменении топологии сети При этом автоматически контроли
руется нарушение перетоками по ВЛ (или в определенных се
чениях) установленных пределов, а также моделируется дей
ствие устройств ПА В модети ПА представлены только эле
менты, логика срабатывания которых определяется парамет
рами установившегося режима (значения тока, напряжения
переюков активной мощности, ума между фазами напрнже
ний по концам контролируемою элемента) В случае срабаты
вания соответствующих пусковых органов ПА могут быть смо
делированы управляющие команды на отключение элементов
сети (деление сети), уменьшение мощности генерации ипи па
i рузки в узле.
После ввода в исходную схему и режим заданных возму
щений (с учетом действия ПА) система запускается и произ
водит расчет возникшего при этом послеаварийного режима
Затем этот режим анализируется и определяются устройства ПА
которые могут сработать в этом режиме, моделируется и\ дей
ствие и вновь повторяется расчет нового квазиустановившегося
режима Подобная процедура повторяется до тех пор пока не
сформируется устойчивый режим и не прекратится действие
ПА
Исходный режим в раиматривасмом РТ формируется на
основании данных I И, автоматически поступающих в мини-ЭВМ
ЕС-1011 от УТМ При этом в качестве исходного режима могуч
быть использованы данные, хранящиеся в памяти ЭВМ за две
недели с дискретностью 15 мин
Для оценки потокораспределения используется модель по
стоянного тока с количеством узлов 64, учитывающая влияние
частоты на изменение сальдо активной мощности в умах сети
(см выше)
В модели ПА имитируется дейи вие следующих устройств авю
матики АПНУ — предусматривается контроль предшествующе
го режима по активной мощности (КПР), автоматика разгрузки
ВЛ (сечений) при набросе активной мощности АЛАР, АЧР
Динамические РГ, моделирующие изменение парамет
ров режима во времени, в свою очередь подразделяются на две
группы: собственно динамические и и с евд од и нами
ческие В РТ первой группы элементы энергосистемы моде
лируются динамическими уравнениями описывающими электро-
142
механические переходные процессы При этом с заданной дис
кретностью рассчитываются изменения во времени параметров
в процессе перехода or исходного к результирующему режиму
Обычно дискретность расчета и отображения копеблется от
долей секунды до нескольких секунд а расчеты производят
ся либо в реальном времени либо медленнее Псевдодинами
ческие РТ базируются практически на тех же моделях что и
статические, но исходный (текущий) режим дискретно изменя
ется во времени по заранее заданному закону, а возмущения
вносимые персоналом, накладываются на текущий режим
Дискретность в таких тренажерах обычно находится в пре
делах минута — несколько минут, а расчеты и отображение pi
жима производятся в ускоренном масштабе времени
ЦДУ ЕЭС СССР и институтом «Энергосетьпроект» разра
ботан псевдодинамическии тренажер, предназначенный для тре
нировок диспетчерского персонала и анализа режимов ЕЭС
СССР при возникновении небаланса активной мощности в
отдельных регионах, делении Единой энерюсистемы на несин
хронно работающие части и т п [28] Тренажер был реализо
ван на мини ЭВМ «Видеотон ЮЮБ» контроль и управление
модечируемым режимом осуществлялись с помощью дисплеев,
информация для ретроспективного анализа регистрировапась
с помощью АЦПУ
Единая энергосистема представлена в модели 8-узловой
радиальной схемой узлы которой соответствуют обьединенным
энерюсистемам, а ветви — эквивалентным связям между ними
Модель обеспечивает оценку и отображение изменения во вре
мени частоты и перетоков активной мощности между объеди
нениями в зависимости от изменения баланса активной мощно
сти в объединениях с учетом статизма по частоте генерации
и нагрузки Модель работает циклически в \скоренном мастита
бе времени Общая продолжительность работы — ю 12 тевдо
часов (от 0 до 11 ч)
При подготовке модели к работе в режиме тренажера для
каждого узла на последовательные моменты времени (например
на каждый час рассматриваемых суток) задаются плановые
значения генерации и нагрузки Затем в таблицы «возмущений»
вводятся изменения генерации и нагружи отдельныч узлов, на
меченных на определенные часы суток. Возмущения выбираются
так чтобы вызвать недопустимое изменение частоты в ЕЭС или
перетоков мощности между ОЭС, что может повтечь за собой
детение ЕЭС на несинхронно работающие части
Поспе запуска модели тренируемый диспетчер не зная
заранее характера и времени запланированных возмущений
должен обеспечить поддержание значений частоты и межеи
стемных перетоков мощности в заданных или доп\стимы\ гра
ницах воздействуя на генерацию или потребление в узлах
143

Для контроля за режимом и управления им диспетчер ноль
зуется дисплеем с клавиатурой Второй дисплей може1 исполь
коваться руководителем тренировки для корректировки режи
ма в процессе тренировки путем изменения плановых заданий,
формирования неожиданных управляющих воздействий отклю
пения межсистемных связей. Эта модель может использоваться
не только в качестве фенажера, но также для птаннрования и
анализа суточного баланса активной мощности в ЕЭС
Институтом «Энергосетьпроект» при участии ЦДУ ЕЭС
СССР разработан динамический РТ позволяющий моделиро
вать динамику изменения параметров режима энергосистемы
(частоты перетоков активной мощности, уыов по электропе
редаче) при нарушении баланса активной мощности и изме
нении схемы сети Тренажер реализован на мини ЭВМ гина
СМ 4 Он содержит: модель энергообъединения с размер
ностью то 100 узлов (из них до 25 узлов i енерирующих), модели
системы автоматического управления (АРЧМ) и устройств про
тивоаварийной автоматики (АЛАР и АЧР) систему диалога
и документирования
Исходными данными для модегш энергосистемы явпяюгея
шачения частоты модулей напряжения в узлах сети,
реактивных сопротивлений ветвей сети, перетоков активной мощности
по ветвям схемы, регулировочных диапазонов мощности гене
рации и суммарных коэффициентов крутизны статической харак
теристики узлов сети постоянных времени характеризующих
динамические свойства эквивалентных агрегатов ко
тел - турбина в узтах (все эти параметры, кроме последних,
могут вводиться автоматически из базы данных ОИУК)
Каждый из узлов энергообъединения представлен в модели
в виде динамического звена, описывающего инерционность экви
валентного турбо!енератора, а также инерционность котлоагре
гата
Режим тренировки диспетчера на тренажере можег потребо
вать (при анализе аварийных ситуаций) замедленного масштаба
времени В этом случае необходимо либо уменьшить шаг интегри
рования системы дифференциальных уравнений либо уветичить
цикл расчета.
В результате моделирования определяется изменение во вре
мени следующих параметров режима энергообъединения пере
токов мощности по основным ВЛ' сальдо обменной мощности
тля каждого узла частоты и фазы напряжения в каждом из
узлов; рамгости фаз напряжений пар узлов, связанных ветвями,
модулей напряжений в узлах Перечисленные параметры могут
быть отображены на дисплее и «фиксированы с помощью АЦПУ
на бумаге
В цифровой модели АРЧМ реализованы режимы астати
ческого регулирования частоты регулирования частоты со ста
144
тизмом по обменной мощности ограничения перетоков активной
мощности. В тренажере имеется возможность моделирования
одновременно до 10 ограничителей перетоков мощности В тре
нажере моделируются две системы автоматической частотной
разгрузки — АЧР1 и <\ЧРП
Цифровая модель энергообъедипения в тренажере позволяет
задавать в узлах детерминированные случайные и смешанные
возмущения Детерминированные возмущения могут быть либо
скачкообразными либо линейно изменяющимися во времени
При моделировании режима случайных возмущений в каждом из
узлов объединения формируются независимые нормальные слу
чайные колебания с экспоненциальной корреляционной функ
циеи с дисперсией пропорциональной установленной мощности
узла
Начальный установившийся режим задается значениями часто
ты и перетоков активной мощности
Предусматриваются два основных режима тренировки В пер
вом из них одновременно, каждый за своим дисплеем, работают
участвующий в тренировке диспетчер и инструктор Инструктор
«дает изменения режима в том числе и аварийные, а диспетчер,
воздействуя на элементы сети или устройства автоматического
регулирования имеющиеся в модели старается поддержать за
данный или допустимый режим Второй режим — режим само
стоятельной тренировки В этом случае сценарий тренировки
задан заранее и записан в памяти ЭВМ В сценарии определены
моменты времени и виды событии которые произойдут в энерго
объединении в эти моменты Тренируемый диспетчер, которому
неизвестен заранее сценарий тренировки наблюдая за изменением
режимных параметров старается поддерживать заданный режим
Сценарий тренировки может включать внезапные изменения
нагрузки и генерации в узлах, отключения ВЛ и т. д.
11редуемотрен режим моделирования асинхронного хода В слу
чае разделения эиергообъединений на несколько изолированных
частей предусмотрены их раздельное моделирование, возможность
синхронизации и подключения па параллельную работу
Зарубежные тренажеры. Выполненные па базе ЭВМ системы
для обучения и тренировки оперативного персонала, применяемые
или разрабатываемые за рубежом выполняются на базе ЭВМ,
входящих в состав ОИУК ДП разных уровней управления, либо
отдельных ЭВМ (микро , мини или универсальных), специально
предназначенных для этой цели
Доклад о первом диспетчерском тренажере, разработанном
фирмой CDC на базе мини ЭВМ типа Sygma 17, был представлен
в 1977 г на конференции по использованию ЭВМ в энергетике
Этот тренажер обеспечивал моделирование сети до 100 узлов
с 40 генераторами Впоследствии на базе мини ЭВМ CYBER 18 50
быт создан тренажер дтя схемы сети т.о 275 \злов, а затем па базе
145

универсальной ЭВМ типа CYBFRI70— на неско шко тысяч
узлов
Все более широкое применение находят тренажеры, выполнен
ные на базе ЭВМ ОИУК большинство подобных комплексов
заказанных в 80 е годы, предусматривает осуществление этой
функции В состав тренажера входят следующие подсистемы
модели энергосистемы и системы управления, подсистема трени
ровки, комплекс диалога человека с ЭВМ подсистема управления
базой данных
Содержащаяся в тренажере модель энергосистемы обеспечи
вает изменение нагрузки, генерации и схемы сети под воздействием
управляющих команд, поступающих от ОИУК (системы теле
управления, АРЧМ) и программы тренировки отражает действие
АЧР и защит элементов сети от перегрузки В тренажере модели
руется изменение нагрузки и генерации при изменении частоты
в энергосистеме осуществляется анализ схемы сети, при котором
определяются изолированно и параллельно работающие районы
энергосистемы Система обеспечивает одновременную работу до
10 изолированных районов
Значение активной на1ру«и вводится в тренажер в соответ
ствии с реальным графиком Haipy-зки энергосистемы; нагрузки
в узлах схемы определяются как доли обшей активной нагрузки
энергосистемы Реактивные нагрузки в узлах определяются по
заданным соотношениям их с активными нагрузками Предусмот
рена возможность отключения вручную отдечьных блоков нагруз
ки. Вся нагрузка, отключаемая автоматически ипи вручную может
быть восстановлена в работе персоналом
Генератор представляется постоянной ЭДС при заданных
предельных (максимальных и минимальных) значениях реактив
ной мощности
Модель обеспечивает реальное отображение длительных пере
ходных процессов продолжительностью до 10 15 мин При этом
моделируются переходные процессы в котлах ТЭ( Расчет дли
тельного переходного процесса производится со ступенью I с.
Энергосистемы связанные с исследуемой энергосистемой,
моделируются внешними перетоками активной мощности с учетом
закона регулирования, реализуемого системой АРЧМ В трена
жере моделируется система управления включающая АРЧМ
экономическое распределение мощности контроль за резервом
мощности управление обменом мощности с соседними
энергосистемами предусматривается также управление коэффициента
ми трансформации трансформаторов и нагрузкой При необхо
димости предусматривается введение управляющих воздействий
от системы управления энергообьединения
Имеется возможность ускорения и замедления процесса
изменения режима возврата и повторения процесса на отдельных
отрезках времени
146
Таким образом, с помощью модели может быть представлен
не тлько квазиустановившийся режим, но и изменяющийся во
времени режим управляемой энергосистемы.
С помощью интерактивной программы тренировки форми
руегся и изменяется информационная база, задаются схема и
параметры режима, последовательность событии моделируемой
аварийной ситуации В информационной базе должны также
храниться результаты расчетов промежуточных режимов Со
своего пульта инструктор может изменять схему сети, состав
агрегаюв, параметры режима Предусмотрена телефонная связь
инструктора с тренируемым диспетчером
Модель энергосистемы должна содержать быстродействующую
программу расчета установившегося режима В [29] отмечается,
что для полноцепного представления тренируемому диспетчеру
сведений о режиме время расчета режима должно быть меньше
времени обновления телемеханической информации (10—15 с)
Таким образом, изменения схемы и режима сети, предусмотренные
программой тренировки или вводимые инструктором, должны
отрабатываться достаточно быстро На время тренировки пре
дусматривается прогнозирование изменения нагрузки в узлах
моделируемой схемы
События которые происходят слишком быстро и не фикси
руются оперативным персоналом, не моделируются К подобным
событиям относятся КЗ и быстрые переходные процессы Вместе
с тем медленные изменения режима энергосистемы, обусловлен
ные переходными процессами в котлоагрегатах, должны
моделироваться достаточно точно
Созданный на базе супермини ЭВМ типа VAX 11/780 трена
жер характеризуется следующим быстродействием при расчете
установившегося режима 250 узлов — 2 с, 400 узлов — 4 с,
1000 узлов— 8 с
В модели энергосистемы предусмотрены дополнительные
функции, расширяющие возможности ее использования: нагрузка
в узлах задается не постоянной, а зависящей от частоты и напря
жения в схемах замещения трансформаторов учитывается эффект
насыщения Более точно представлена модель котлоагрегата —
учитывается зависимость его производительности от уровней
частоты и напряжения В системе управления дополнительно
моделируется действие РЗ АЛАР, более подробно представлена
система возбуждения генератора
При использовании для обучения и тренировки оперативно
диспетчерского персонала одной из ЭВМ ОИУК в памяти ЭВМ
создается специальная ба^а данных Эта последняя отличается от
базы данных реального времени (системы оперативного и автома
гического управления) тем что она используется кратковременно,
лишь во время тренировки или обучения
Данные базы реального времени располагаются в памяти
147

обеих ЭВМ ОИУК, что необходимо для обеспечения надежности
системы управления. Информация системы обучения может хра
ниться в памяти только одной ЭВМ, предназначенной для тре
нировки и обучения диспетчеров, поскольку исчезновение ее не
представляет особой опасности — утерянная информация может
быть восстановлена спустя некоторое время
В памяти ЭВМ может формироваться несколько баз данных
для системы об\чения, если предполагается ее использование
в разных режимах и для обучения разных специалистов — напри
мер старших диспетчеров, диспетчеров, операторов Отдельные
разделы об частей баз данных систем управления и обучения
совпадают, и поэтому в обоих режимах использ\ются одни и те
же данные
База данных, используемая для тренировки, должна содер
жать, условно постоянную информацию о схеме моделируемой
энергосистемы включая сетевые элементы (ВЛ и фансформато
ры), генерирующие элементы (генераторы котлоагрегаты)
нагрузку, графики на|рузки и генерации на время тренировки
программу тренировки
В ОИУК энергосистемы Trans Alta (Канада) предусмотрена
возможность тренировки оперативного персонала с использова
нием резервной ЭВМ
При тренировке моделируются следующие функции телсуп
равление, 'ХРЧМ экономическое распределение нагрузки,
сигнализация и регистрация событий расчет обмена электроэнергией
с соседними энергосистемами диалог человека с ЭВМ каскадные
отключения линий действие релейной защиты и т д Предусмот
рены три системы тренировки разной сложности, в первой моде
лируются функции диалоговой системы и периодически
работающие программы ОИУК по сбору и обработке информации,
тренируемый при этом может изменять режим работы АРЧМ;
во второй дополнительно функционирует динамическая модель
энергосистемы отображающая реакцию генератора тренируемый
\юкет при этом пабподать реакцию генераторов на изменение
нагрузки обмена с соседними энергосистемами и генерации
в |ретьей объединены возможности первых двух систем и функ
ционир>ет программа расчета потокорасиределения и контроля
за нарушением параметрами режима установленных пределов
В этой последней системе диспетчер имеет модель энергосистемы,
наиболее близко отвечающую реальным условиям
148
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ РЕЖИМНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОТИВОАВАРИЙНОМУ АВТОМАТИЧЕСКОМУ
УПРАВЛЕНИЮ
3.1 Структура системы противоаварийного автоматического
управления
В синему противоаварийною автоматического управления
входят следующие устройства: автоматического регулирования
режима — АРВ синхронных машин АОП, работающие в составе
комплексов АРЧМ релейной защиты (РЗ) и устройства резервп
рования в случае отказа выключателей (УРОВ) нрогивоава
рийной автоматики (ПА)
Тля того чтобы сформу тировать режимные принципы проти
воаварийного автоматического управления и определить затачи
каждой из перечисленных выше групп устройств, рассмотрим
наиболее характерные этапы развития п прекращения аварийных
процессов (рис 3 1)
Устройства автоматического регулирования режима. Неболь
шие возмущения, возникающие в нормальном и ш утяжеленном
режиме устраняются устройствами автоматическою
регулирования (АРВ и АОП) предотвращающими развитие нарушений
возникновение аварийных ситуаций
АРВ сильного действия. Большое значение в повышении
нюйчивости энергосистем сыграло оснащение синхронных машин
АРВ и устройствами быстродействующей форсировки возбужде
нпя, начавшееся в 40 х годах В период освоения первых дальних
электропередач был соадан и освоен в эксплуатации новый
высокоэффективный комплекс регулирования возбуждения енн
хронных машин получивший в отечественной литературе название
системы регулирования возбуждения «сильного действия» В сое
тав этою комплекса, который был впервые применен на гидро
генераторах Волжской ГЭС имени В И Ленина для повышения
устойчивости электропередачи Волжская ГЭС имени В И Лени
на - Москва входят ЛРВ с ботьшим коэффициентом усиления
стабилизированный введением в закон регулирования первых
производных некоторых параметров режима генераюра, и быстро
тействующая система возбуждения с ботыиой форсировочной
способностью
Этот комплекс ослабляет влияние на устойчивость параллель
ной работы электропередачи инерции роторов генераторов Боль
шие коэффициенты усиления доп>стимые для АРВ сильного
действия создают эффект компенсации внутреннего сопротивле
ння генераторов удаленных электростанций и синхронных компен
саторов приемных подстанций энергосистем что обеспечивает
существенное (примерно на 10%) повышение статической устой
149

обеих ЭВМ ОИУК что необходимо для обеспечения надежности
системы управления. Информация системы обучения может хра
ниться в памяти только одной ЭВМ, предназначенной для тре
пировки и обучения диспетчеров поскольку исчезновение ее не
представляет особой опасности — утерянная информация может
быть восстановлена спустя некоторое время
В памяти ЭВМ можег формироваться несколько баз данных
для системы обучения, если предполагается ее использование
в разных режимах и для обучения разных специалистов —
например старших диспетчеров диспетчеров операторов Отдельные
разделы областей баз данных систем управления и обучения
совпадают, и поэтому в обоих режимах используются одни и те
же данные
База данных, использ\емая для тренировки должна содер
жать условно постоянную информацию о схеме моделируемой
энертсистемы, включая сетевые элементы (ВЛ и 1рансформато
ры), генерирующие элементы (генераторы, котлоагрегаты)
нагрузку, графики нагрузки и генерации на время тренировки
программу тренировки
В ОИУК энергосистемы Trans Alta (Канада) предусмотрена
вошожиость тренировки оперативного персонала < использова
нием резервной ЭВМ
При тренировке моделируются следующие функции телеуп
равление АРЧМ, экономическое распределение нагрузки,
сигнализация и регистрация событий расчет обмена электроэнергией
с соседними энергосистемами, диалог человека с ЭВ\^ каскадные
отключения линий, действие релейной защиты и т д
Предусмотрены три системы тренировки разной сложности, в первой моде
лируются функции диалоговой системы и периодически работа
ющие программы ОИУК по сбору и обработке информации,
тренируемый при этом может изменять режим работы АРЧМ;
во второй дополнительно функционирует динамическая модель
энергосистемы отображающая реакцию генератора тренируемый
может при этом наблюдать реакцию генераторов на изменение
нагрузки, обмена с соседними энергосистемами и генерации
в третьей объединены возможности первых двух систем и ф\нк
ционирует программа расчета потокораспределения и контроля
за нарушением параметрами режима установленных пределов
В этой последней системе диспетчер имеет модель энергосистемы,
наиболее близко отвечающую реальным условиям
148
[ Л4ВИ Т Р F Т Ь Я
СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ РЕЖИМНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОТИВОАВАРИЙНОМУ АВТОМАТИЧЕСКОМУ
УПРАВЛЕНИЮ
3 1. Структура системы противоаваринного автоматического
управления
В систему прогивоаварийною автоматического управления
входят следующие устройства: автоматического регулирования
режима — АРВ синхронных машин АОП работающие в составе
комплексов АРЧМ, релейной защиты (РЗ) и устройства резервн
рования в случае отказа выключателей (УРОВ) нротивоава
рнйной автоматики (ПА)
Для того чтобы сформу тировать режимные принципы проти
воаварийного автоматического управления и определит!, задачи
каждой и) перечисленных выше групп устройств, рассмотрим
наиболее характерные этапы развития и прекращения аварийных
процессов (рис 3.1)
Устройства автоматического регулирования режима Пеболь
шие возмущения возникающие в нормальном или утяжеленном
режиме устраняются устройствами автоматическою
регулирования (ЛРВ и АОП), претотвращающнми развитие нарушений
возникновение аварийных ситуаций
АРВ сильного действия. Большое значение в повышении
устойчивости энергосистем сыграло оснащение синхронных машин
АРВ и устройствами быстродействующей форсировки
возбуждения начавшееся в 40 х годах В период освоения первых дальних
электропередач был создан и освоен в эксплуатации новый
высокоэффективный комплекс регулирования возбуждения син
хронпых машин по учивший в отечественной литературе название
системы регулирования возбуждения «сильного действия» В сое
тав этого комплекса, который был впервые применен на гидро
генераторах Волжской ГЭС имени В. И Ленина для повышения
устойчивости электропередачи Волжская ГЭС имени В И Лени
на — Москва, входят АРВ с большим коэффициентом усиления
стабилизированный введением в закон регулирования первых
производных некоторых параметров режима генератора, и быстро
гействующая система возбуждения с большой форсировочпой
способностью
Этот коми гекс ослабляет влияние на устойчивость параллеть
пой работы электропередачи инерции роторов генераторов. Боть
шие коэффициенты усиления допустимые дтя АРВ сильного
действия создают эффект компенсации внутреннего сопротивле
ния 1енераторов удаленных этектростапций и синхронных компен
саторов приемных подстанций энергосистем что обеспечивает
существенное (примерно на 10%) повышение статической устой
149

Ложное деист
Sue РЗ и А
АРВ
АОЧ
Перегрузка
сброс (набрас)
мощнасти
Нарушение
синхронизма
Выделение
района
Нормальный режим
1
Коротмое замыкание
РЗ, УРОВ
\
Отключение обарудодания
1
Нарушение баланса
мощности- АРС САОН.АЗГ
1
Асинхронный ход
АЛАР
i
Выделение района с
параметрами f и U,
недопустимыми для нор
мальнаи радоты: АЧР,
АЧП;АОЧ,АОП,АПН,АЧО
ПослеаЬарииньш режим
—*•
—*-
АПВ,АВР
Восстановление баланса
мощности
Деление энергосистемы
Восстановление
допустимых значении
■Г и U
Рис 3.1. Структурная схема, отражающая характерные этапы развития и прс
крашения аварийных процессов
чивости дальних электропередач В сочетании же с быстродей
ствующей форсировкой возбуждения это приводит также к повы
шению уровня динамической устойчивости
Применение АРВ сильного действия позволяет демпфировать
синхронные колебания, возникающие в определенных режимах
работы энергосистем, и снижает опасность развития аварий при
явлениях электромеханического резонанса
В АРВ сильного действия, применяемых в СССР, использу
ются следующие составляющие закона регулирования отклоне
ние напряжения на выводах статора генератора Д(У, производная
напряжения dU/dt, отклонение А/ и производная частоты
df/dt, производная тока ротора dlpm/dt
За рубежом, где использование АРВ с большими коэффици
ентами усиления началось значительно позднее, чем в СССР
наиболее широко применяются законы регулирования, включа
ющие отклонение частоты вращения агрегатов и интегральное
значение отклонения их электрической мощности
В 80 х годах в СССР и за рубежом развернулись работы по
созданию адаптивных (самонастраивающихся) АРВ сильного
действия к изменяющимся схеме и режимам работы
энергосистемы; большие перспективы здесь открывает применение микро
процессоров
Автоматическое ограничение перетоков активной чощности
Специфической особенностью систем АРЧМ, используемых в
СССР, является широкое использование функции АОП активной
мощности К системам АОП обычно не предъявляется требование
подавления быстрых колебаний межсистемных перетоков
мощности с кажущимися периодами ог нескольких секунд до несколь
ких десятков секунд Амплитуды быстрых колебаний незначи
тельны и не препятствуют режимам работы электропередач с ог
раниченными запасами устойчивости, а подавление этих колебаний
практически неосуществимо, так как связано с нереализуемыми
требованиями к типамическим характеристикам регулирующих
электростанций
Достаточно эффективное ограничение перетоков может быть
обеспечено при поцавлении нерегулярных колебании с периодами
1,5—2 мин и более Скорости регулирования мощности необхо
димые для ограничения перетоков мощности по условиям надеж
ности, оказываются при этом значительно больше скоростей,
требующихся для поддержания средних значений частоты и об
менной мощности Таким образом реализация функции АОП
определяет наиболее жесткие требования к быстродействию
системы АРЧМ
Опыт эксплуатации систем АРЧМ показывает, что реализа
ция функции АОП позволяет снизить недоиспользование
пропускной способности электропередач, обусловленное нерегуляр
ными колебаниями, в 2—3 раза За счет подавления «минутных»
колебании перетоков активной мощности суммарная пропускная
способность основных элекфопередач F3C СССР повышена на
2—3 млн кВт
Ограничение перетоков активной мощности целесообразно
осуществлять путем сбалансированного воздействия на измене
ние мощности электростанций расположенных по обе стороны
контротируемой связи, при этом ограничение выполняется без
существенных нарушений общего баланса мощности и изменения
частоты в энергосистеме (ОЭС) Для ОЭС, через сети которых
проходят транзитные потоки мощности, воздействие лишь в пре
делах одной ОЭС может не дать необходимого эффекта, в этом
стучае ограничение осуществляется воздействием на
электростанции нескольких ОЭС и задача решается на высшем уровне
иерархии автоматического управления
Релейная защита и устройства резервирования при отказе
выключателей в основной сети. Все элементы основной сети ЕЭС
СССР 220—750 кВ (линии, трансформаторы, шины и др ) осна
щепы основными быстродейств\ющими РЗ Время срабатывания
основных РЗ 500—1150 кВ не должно превышать 20—25 мс а
суммарное время отключения КЗ с учетом времени отключения
выключателя (50 мс) 80 мс [30] Аналогичные быстродейству
ющие РЗ в сочетании с быстродействующими выключателями
применяются и в основных сетях мощных энергообьединений
151

др>1их cipaH (Великобриынии, Канады США Франции ФР1
Японии и др.)
Устройства РЗ должны обя!ателыю отключить повреждение
с использованием при необходимости средств резервирования,
поскольк\ работа энергосистемы с неотключенным КЗ невоз
можна.
Для ликвидации КЗ в случае 01каза основной РЗ или выклю
чателя ВЛ (трансформатора) предусматриваются разнообразные
средства и методы резервирования- дальнего — на соседних
подстанциях и б л и ж и е i о па своей подстанции [31, 32]
К средствам дальнего резервирования относятся резервные
многоступенчатые РЗ от междуфазных КЗ (дистанционные) и от
КЗ на землю (направленные токовые нулевой
последовательности) устройства телеотключения (передачи команды на отклю
чение выключателя установленного на противоположном конце
линии) при срабатывании первой ступени дистанционной РЗ
Для целей РЗ используются как высокочастотные каналы
с передачей сигналов по проводам и тросам защищаемой ВЛ так
и радиорелейные каналы. В ряде случаев применяются оба вида
каналов связи. За рубежом для цетей РЗ и автоматики находят
применение радиорелейные тинии с передачей сигналов как в но
лосе телефонного канала так и в полосе до 47 кГц при скоростях
передачи до 40 кБод Наиботыиее распространение
радиорелейные пинии нашли в системах РЗ Канады, ( ША и Японии.
По мере развития энергосистем осуществление дальнего
резервирования с помощью РЗ смежных элементов становится
затруднительным или неэффективным вследствие невозможности
обеспечения необходимой чувствительности, требуемой быстроты
отключения КЗ, а также несетективного отключения большего
чиста присоединении.
К средствам ближнего (местпою) резервирования относятся
устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ)
дублирование — применение на ВЛ двух основных РЗ (обычно
разных типов например дифференциально фазной и
дистанционной с передачей команд тетеотключения) подключенных к разным
трансформаторам тока и напряжения, разным автоматическим
выключателям (предохранителям) постоянного оперативного тока
и воздействующих на ратые катушки отключения выключате
ля специальные токовые или дистанционные шиносоединитель
пых (или секционных) выключателей осуществляющие в случае
наличия на отходящих от шин элементах неотключившегося КЗ
деление систем (или секций) шин благодаря чему повышается
чувствительность и селективность действия резервных РЗ, осу
ществляющих дальнее резервирование; специальные групповые
РЗ с пусковыми органами ПО (дистанционными или токовыми),
которые питаются суммой iokob, подтекающих от основных
источников пшания, и избира1елями (И1 И2 ИЗ) —реле, опреде-
152
ляюшими поврежденный эпемтт на котором отказали РЗ или
выключатель (рис 3 2)
Устройства резервирования при отказе выключателей явля
ющиеся весьма эффекпшным средством повышения надежности
системы РЗ и широко испопьзуемые в энергосистемах СССР и
CILIA с середины 50 х годов в последние годы находят все более
широкое применение на подстанциях 400 и 275 кВ Великобритании
Время отключения повреждений при действии УРОВ составляет
0,3 с (в случае использования электромеханических РЗ и выклю
чатслей с временем срабатывания 0,08 с). Уменьшение времени
действия УРОВ до 0,2—0 25 с позволяет уменьшить объем и из
менить характер управляющих воздействий ПА Такое время
южет быть обеспечено при использовании быстродействующих
выключателей и статических РЗ
Время ликвидации повреждении при действии УРОВ состав
ляег в Великобритании 0 3 с, в США — 0 125 с на подстанциях
750 кВ и 0,23—0 25 с на подстанциях 500 кВ
Автоматические повторное включение и включение резерва.
Все ВЛ и многие шины подстанций основной сети ЕЭС СССР
оснащены \стройсгвами АПВ Наряду с трехфазным АПВ (ТАПВ)
на пиниях сверхвысоких напряжении успешно применяются
однофазные АПВ (ОА11В) Большинство ВЛ 500 и все ВЛ
750 кВ оснащены комбинированными АПВ (КАПВ) действую
шими при отклонении одной фазы (в случае однофазного КЗ) как
ОАПВ, а при отключении трех фаз (в случае междуфазного КЗ
или неправильного срабатывания РЗ) — как ТАПВ
Восстанавливая в работе при неустойчивых повреждениях
ложных или излишних срабатываниях РЗ линии или шины, АПВ
способствуют предотвращению развития аварийных нарушении
восстановлению нормальной схемы сети
Разработаны следующие методы адаптации ТАПВ линий
сверхвысокого напряжения ускорение включения выключатетя
*7
И2
т
из
6 6 6
го
по
— at
иг
из
Ю
Рис. 3.2 Структурная схема, но
ясняющая принцип выполнения
групповых защит с пусковыми и
измерительными органами:
а схема сети- о схема .защиты
153

при отключении ВЛ быстродействующей защитой (ускоренное
ТАПВ), однократное включение на устойчивое КЗ лишь с одного
конца более удаленного от места повреждения (запрещается
подача напряжения Hd поврежденную линию при бтизких КЗ)
Замыкание ВЛ в транзит при этом осуществляется бе; дополни
тельной выдержки времени с контролем наличия напряжения,
отсутствия несимметрии (определяется с помощью реле напряже-i
пия нулевой и обратной последовательностей, подключенных,
к ТН, установленному на ВЛ), контроля синхрошюсти встречных
напряжений В схеме ускоренного ТАПВ предусмотрено также
автоматическое изменение уставки (выбор одной из двух имею
щихся) реле контроля синхронизма в зависимости от схемы и ре
жима работы сети
Предложения о создании адаптивных АПВ Hd иодсынцинх,
оснащенных микроЭВМ, опубликованы также в зар\бежнои лите
ратуре [20] При этом рассматриваются варианты осущесгвле
ния адаптивных ТАПВ при повреждениях на линиях и шинах
высокого и сверхвысокою напряжений: включение выключателя
одной фазы ВЛ при междуфазных (двухфазных и трехфазных)
КЗ на землю с последующим замыканием выключателей двух
оставшихся фаз в стучае успешного включения первой; автомаги
ческое увеличение выдержек времени устройства АПВ при между
фазных КЗ увеличение выдержки времени устройства АПВ или
вывод его из действия в случае частых многократных
повреждений ВЛ обусловленных, например, грозой, гололедом, лесными
пожарами, автоматический выбор выключателя для подачи
напряжения на поврежденные шины подстанции, так чтобы
в месте КЗ протекал наименьший ток или чтобы остаточное
напряжение на шинах удаленной подстанции имело наибольшее
значение, изменение уставок реле контроля синхронизма в ремонт
ных схемах
ТАПВ с контролем синхронизма используются на межсистем
ных ВЛ для подключения отдечившейся в процессе развития
аварийного нарушения режима энергосистемы на параплельную
работ\ с энергообъединением, после того как в энергосистеме
будут восстановлены нормальные параметры режима и созданы
условия необходимые для синхронизации
Большим разнообразием характеризуется применение АПВ на
шниях основной сети за рубежом
В ФРГ ОАПВ оснащено около 90% ВЛ' напряжением 220 и
380 кВ (выдержка времени ОЛИВ 0,6 1 2 с). В США на ВЛ
500 и 765 кВ применяются устройства быстродействующего АПВ
(БАПВ) с выдержками времени 0 35—0 5 с, а также ТАПВ с конт
ролем синхронизма Наряду с этим все более широкое применение
на ВЛ основной сети находят устройства ОАПВ При этом на
ВЛ большой длины используются специальные схемы включения
реакторов дчя компенсации емкостной проводимости, а также
154
шунтирование поврежденной фазы с целью ускорения гашения
туги в месте КЗ
Во Франции на ВЛ 400 кВ применяются как ОАПВ (с вы
держкой времени 1 с), так и ТАПВ (с выдержкой времени 5—8 с)
В Швеции на ВЛ 400 кВ применяются, как правило, БАПВ
устройства ОАПВ установлены только на некоторых радиальных
ВЛ сравнительно небольшой длины Подобные устройства будут
по-видимому, применены и на электропередачах 800 кВ, проекты
которых разрабатываются. В Великобритании на ВЛ 275 и
400 кВ применяются устройства ТАПВ имеющие, как правило
большие выдержки времени (10 —15 с) Подобная практика
целесообразность которой внушает сомнения объясняется опасе
нием за устойчивость параллельной работы энергосистемы при
устойчивых междуфазных КЗ
Специфическими средствами АПВ являются устройства, осу
ществляющие восстановление электроснабжения потребителей,
отключенных действием автоматики в процессе ликвидации
аварийною нарушения режима АПВ после АЧР (ЧАПВ),
включающее на!рузк\ после подъема частоты в энергосистеме
(подобная автоматика применяется и за рубежом), АПВ после действия
специальной автоматики отключения нагрузки (САОН), получаю
щее распространение в энергосистемах СССР
Автоматическое включение резерва (АВР) широко расиро
страненное в распределительных сетях, в основных сетях
220—750 кВ используется очень редко
Противоаварийная автоматика. К ПА относится большое чисто
разнообразных устройств, предотвращающих развитие аварийных
нарушений и их распространение па соседние районы энерго
систем Основные характеристики этих устройств и режимные
требования к ним рассмотрены ниже
3.2. Основные режимные требования к противоаварийной
автоматике
Функции устройств противоаварийной автоматики. По своему
функциональному назначению устройства ПА могут быть разде
лены на четыре основные группы [14]
В первую группу входят устройства, предназначенные для
предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) и действующие
в стедующих случаях при сбросах передаваемой мощности во
время КЗ и в циклах АПВ (ОАПВ, БАПВ ТАПВ), при опасных
перегрузках электрических связей, вызванных аварийными из
мененнями схемы, нарушениями балансов мощности, отклонени
ями частоты и т д Эти устройства производят дозированные
воздействия на разгрузку электропередачи снижением
генерируемой мощности (отключение части генераторов, импульсная
разгрузка турбин и ограничение их мощности в послеаварийном
155

режиме) в избыточной (отравной) части энергосистемы (энерго
объединения), отключением менее ответственной нагрузки и в ряде
случаев быстрой мобилизацией резервов мощности в дефицитной
(приемной) части одновременным воздействием на изменение
балансов мощности обеих частей энергообъединепия, если это
необходимо для ограничения отклонения частоты (ебалапсиро
ванное воздействие автоматики), делением энергосистемы (ДС)
при необходимости в сочетании с изменением баланса мощности
в выделенном на защищаемую связь энерюрайопе К той же
группе относятся устройства автоматики, осуществляющие управ
тсние устройствами продольной и поперечнои компенсации при
аварийном ослаблении их схемы: форсировку установки продоль
ной компенсации и отключение шунтирующих реакторов э 1ектро
передач сверхвысокого напряжения
Реже используются или только намечаклея к использованию
устройства противоаварийного управления, предназначенные для
электрического торможения генераторов, быстрой разгрузки
гидротурбин, форсированной мобилизации вращающихся резервов
мощности конденсационных турбин, увеличения мощности тепло
фикационных турбин временным снижением отборов тепла, авто
матического изменения уставок АРВ генераторов отправнои
электростанции, управления мощностью электропередач и вставок
постоянного тока и некоторые другие.
Ко второй группе относятся устройства, ликвидирующие
асинхронные режимы (АЛАР) При недопустимости даже кратко
временного асинхронного режима эти устройства осуществляют
деление сети но первым признакам нарушения устойчивости
(в некоторых случаях деление может осуществляться по призна
кам аварии неизбежно приводящей к возникновению
асинхронного режима) При оопустимости кратковременного асинхронного
режима устройства этой группы могут использоваться для ос\.
ществления управляющих воздействий, облегчающих рссинхронн
зацию несинхронно работающих частей. В ряде случаев на эти
устройства возлагаются функции предотвращения многочастот
ного асинхронного режима; при допустимости кратковременного
асинхронного режима, но неуспешности ресинхронизации устрой
ства АЛАР должны осуществ шть деление предотвращая затяж
ной асинхронный режим
К третьей группе относятся устройства, предпа шаченные для
автоматического ограничения повышений частоты и напряжения
(АОПЧ и ЛОПН) и ограничения снижений этих параметров
(АОСЧ и АОСН)
Устройства АОПЧ при опасном повышении частоты действуют
на отключение части агрегатов электростанции — в первую оче
редь гидроагрегатов (при необхе>димости используется выде
литсльная автоматика); резервные устройства АОПЧ осуществля
ют отделение ТЭС со сбалансированной нагрузкой
Устройства АОПН при опасном повышении напряжения
действуют на включение отключенных шунтирующих реакторов
и на отключение ВЛ, являющихся источниками избыточной реак
тивной мощности (обычно односторонне включенные пиши), а
также на отключение трансформаторов (автотрансформаторов)
и шунтирующих реакторов, если опасное повышение
напряжения не устранено (резервное действие)
Система АОСЧ предотвращающих развитие аварии Mi за
опасного снижения частоты, включает устройства осуществляю
щие автоматическую частотную разгрузку отключением части
менее ответственных потребителей (АЧР); автоматический частот
ный ввот резерва ГЭС дополнительную разгрузку при больших
местных дефицитах мощности выделение части генераторов (или
электростанций относительно небольшой мощности) со сбаланси
рованной нагрузкой или па питание собственных нужд элсктро
станций К этой группе с ишестной условностью moi ут быть от
несены устройства осуществляющие автоматическое ограниче
нпе перегрузки оборудования (АОПО)
Устройства АОСН предотвращая опасные снижения наиряже
ния создающие угрозу возникновения лавины напряжения и
нарушения рабо1Ы ответственных потребителей, осуществляют
отключение части менее ответственных потребителей, устройства
АОСН действуют также на отключение шунтирующих реакторов
электропередач а в некоторых случаях — па изменение уставок
АРВ генераторов электростанций дефицишого по реактивной
мощности района
В четвертую группу входят устройства иротивоавариинои
автоматики способствующие (наряду с устройствами АПВ раз
ных типов) восстановлению нормальных схемы и режима эти
устройства осуществляют, автоматический ввод резервного источ
ника питания (АВР); пуск резервных гидрогенераторов ГЭС и
перевод их из режима (Ж в активный режим; аварийный набор
мощности агрегатами 1ЭС обратное вктючение потребителей
отключенных устройствами АЧР (ЧАПВ) и САОН, и др
Особенности аварийных режимов дальних электропередач
Разработка режимных требований к ПА началась с вводом в эк
сплуатацию мощных Волжских ГЭС и дальних электропередач
400—500 кВ При вводе и освоении дальних электропередач
и переводе электропередач 400 кВ на напряжение 500 кВ еозда
вались временные схемы как правило, ботее сложные по условиям
эксплуатации чем нормальные проектные На рис 3.3 показано
несколько стилизованных (упрощенных) переходных схем на
примере которых ниже рассмотрены особенности аварийных режи
мов дальних электропередач [33 34]
Одноцепнан дальняя электропередача oi I 3L работающей на
мощное приемное энергообъединение (рис 3 3, а) Наиболее
характерные для этой схемы аварийные нарушения превышение
157

ШкВ
I ОЭС
Промежуточная
энергосистема , ,
I I
Промежуточная
"I энергосистема
Л
ГЭС
f/0-2Z0A -D/THl'
н—н
Н—г-1
i
ОЭС
г)
[58
Рис 1 3
400-50 ОкЪ
С") ГЭС
ГЭС
ГЭС
Рис 3 3

4-нЭч-о+а--
оэс
T-IO-D--D-
«;
500 к д
ГЭС
Рис i 3 Варианты схем давних электропередач 4Г10- -оОО кВ ог Вслиакпч ГЭС
допустимого по условиям статической устойчивости предета пере
даваемой мощности (ошибки персона па при регулировании
режима, медленное снижение частоты в приемной энергосистеме
при отсутствии автоматическою ограничения передаваемой
мощности), сбросы передаваемой мощности при близких КЗ, а
также в цикле ОАПВ нарушения схемы электропередачи приво
дящие к набросай реактивной мощности и опасным повышениям
напряжения на оборудовании электропередачи, ГЭС и приемной
энергосистемы, возникновение самовозбуждения генераторов и
резонансных перенапряжений в неполнофазном режиме.
Присоединение местной энергосистемы (рис 3 3, б). При работе
ГЭС на одноцепную дальнюю электропередачу и местную
энергосистему возникает нозможность дополнительных аварийных нар;,
шений' набросов мощности на электропередачу из-за аварийного
изменения схемы местной энергосистемы, л также из-за реакции
этой энергосистемы на снижение частоты в приемной энергосис
теме, перегрузки сети местной энергосистемы и опасных повыше
ний частоты и напряжения на оборудовании энергосистемы при
разрыве электропередачи, нарушений режима местной энергосис
темы при асинхронном ходе ГЭС относительно приемного энерго
объединения значительного снижения частоты в местной энерго
системе при отделении ее ог ГЭС с большим дефицитом мощности
Присоединение промежуточных энергосистем малой мощности
(рис 3.3, в) В случае присоединения к промежуточной подстан
ции энергосистем малой мощности возникает vгроза наброса
мощности на промежуточную подстанцию перегрузки сети при
соединенных энергосистем и опасного повышения частоты и
напряжения в этих энергосистемах при аварийном отделении
электропередачи от приемного энергообъединения. Значительные
нарушения режима присоединенных энергосистем могут быть
160
вызваны асинхронным режимом электропередачи или их отделе
нием от электропередачи с большим дефицитом мощности
Одноцепная дальняя электропередача, один из участков кото
рой является межсистемной связью приемного энергообъединения
(рис. 3 3, г) Характерным для этой схемы аварийным нарушением
является отключение последнего участка электропередачи, приво
дящее к набросу мощности на промежуточную подстанцию и соз
дающее угрозу нарушения устойчивости электропередачи (первого
участка), или устойчивости связей присоединенной энергосистемы
с энергообъединеиием, или того и другою нарушения с возникно
вением трехчастотпого асинхронного режима
Раздельная (блочная) работа двух цепей дальней электропе
редачи на приемное энергообъединение (рис. 3 3, д) Особенностью
этой схемы является возможность опасною влияния аварийного
нарушения на одном из блоков на режим другого неповрежденного
блока, резкое аварийное снижение частоты в приемном энерго
объединении из за отключения одного из блоков при значительной
его загрузке создает угрозу нарушения динамической устойчи
вости другого блока, колебания параметров режима приемной
энергосистемы, вызванные нарушением синхронизма,
асинхронным режимом и ресинхронизацией генераторов ГЭС работающих
на один из блоков, приводят к возникновению опасных качаний
резонансного характера па другом блоке.
Двухцепная дальняя электропередача с продольной
компенсацией (рис 3 3, е) Характерные нарушения схемы и режима
электропередачи и связанных с нею энерюсистем аварийное
отключение цепи на одном из участков электропередачи вслед
ствие КЗ (при временных схемах с неполным оснащением переклю
чательных пунктов выключателями ■— потеря цепи на двух после
довательных участках), создающее угрозу нарушения устойчи
вости электропередачи, значительные набросы активной и
реактивной мощностей на присоединенные (местные или промежуточ
ные) энергосистемы при аварийном отключении электропередачи
от приемного энергообъединения, вызванном повреждением цепи
при ремонте другой цепи или отключением обеих цепей при
повреждении одной из них (неправильная работа или отказ РЗ
выключателя), повышение напряжения на оборудовании этектро
передачи при одностороннем отключении цепи участка, опасная
перегрузка одного из трех параллельных мостов установки
продольной компенсации (УПК), вызванная аварийным отключе
нием второго моста при выведенном в ремонт третьем или одно
временным отключением двух мостов вследствие развития
аварийного нарушения, снижение частоты в приемном эпергообъедине
пии при потере значительной мощности, передававшейся по
двухцепной электропередаче
Связанная работа на шинах ГЭС двцх дальних электропередач
различных направлений (рис 3 3, ж) Основными причинами раз
i6i
6 2431

вития аварийных нарушений в рассматриваемой схеме, в которой
дальние электропередачи играют роль основных связей между
двумя энергообъсдинепиями, являются иабросы мощности на одну
из электропередач из-за аварии на другой электропередаче при
исходном режиме выпуска мощности ГЭС по обоим направле
пиям и опасная перегрузка электропередач при потере значитель
ной [енерирующей мощности в одном из энергообъединений
из за реакции ГЭС и другого энергообъединения на снижение
частоты
Наличие слабой связи местной энергосистемы с энергообъ
единением (рис 3 3, з) Специфическими для данной схемы нару
тениями являются перегрузка Дальней электропередачи при
снижении частоты из-за возникновения дефицита мощности в при
емном энергообъедипении и пабросе мощности на слабую связь
в сторону местной энергосистемы, нарушение устойчивости слабой
связи и опасное влияние асинхронного хода по этой связи на
режимы местной энергосистемы и дальней электропередачи при
предельной ее загрузке
Связанная работа двухцепной дальней передачи переменного
тока и передачи постоянного тока (рис 3.3, и) В этой схеме наря
ду с рассмотренными ранее причинами нарушений режима дальней
электропередачи (с присоединенными энергосистемами) опасная
перегрузка электропередачи переменного тока может быть
вызвана авариями на передаче постоянного тока, например аварией
на одной из ее полуцепей при работе в выпрямительном режиме
(выпуск мощности с шин ГЭС)
Как видно из приведенных примеров, при освоении дальних
электропередач приходилось считаться с возможностью различ
ных нарушений схемы и режима, в том числе нарушений, не
встречающихся до ввода в эксплуатацию дальних передач Основ
ные требования к ПА обусловливались необходимостью обеспе
чения высокого уровня надежности при предельном использовании
пропускной способности дальних электропередач Внедрение ПА
позволило (совместно с использованием сильного регулирования
возбуждения генераторов отправных ГЭС и СК. приемных
подстанций) повысить передаваемую мощность сверх проектных значений,
была обеспечена возможность работы дальних электропередач
со сниженными запасами статической устойчивости в целях
предотвращения потери избыточных гидроресурсов ГЭС
С внедрением ПА на дальних электропередачах потребовалась
разработка взаимно согласованных режимных требований к комп
лексу устройств, обеспечивающих контроль передаваемой
мощности и предотвращение нарушения устойчивости электропере
дачи при опасных набросах мощности или аварийном изменении
схемы; облегчение ресинхронизации при допустимости кратковре
менного асинхронного режима и ликвидацию недопустимых или
затяжных асинхронных режимов, устранение опасных повышений
162
частоты и напряжения при набросах активной и реактивной
мощностей па присоединение (местные и промежуточные энерго
системы) из за разрыва электропередачи При анализе общих
требований, проведенном в ОДУ ЕЭС европейской части СССР,
были разработаны (на основе исследования процессов в простей
ших схемах) методы определения объема разгрузки для обеспе
чения нормативного запаса статической устойчивости в после
аварийном режиме и устойчивости простого и сложного переходов
к этому режиму Были выявлены условия достижения «равнопроч
ности» электропередачи по условиям статической и динамической
устойчивости, рассмотрены особенности использования ПА при
работе АПВ, исследовано влияние аварийного изменения
параметров режима приемной энергосистемы и г д [33]
В связи с вводом передачи постоянного тока в ИЭМ, НИИПТ и
ВЭИ исследовались возможности безынерционного регулирования
передачи постоянного тока для повышения устойчивости электро
передачи переменного тока при совместной их работе [35]
Ввод в эксплуатацию дальних электропередач сыграл опре
деляющую роль в объединении энергосистем и создании ЕЭС
европейской части страны Противоаварийная автоматика дальних
электропередач уже на первых этапах ее внедрения имела систем
ное значение, с образованием сети 500 кВ участки дальних электро
передач стали основными межсистемными связями формирующей
ся ЕЭС европейской части СССР, а ПА этих связей развивалась
как основная системная автоматика ЕЭС
В связи в этим в ОДУ ЕЭС европейской части СССР значитель
ное внимание уделялось исследованию особенностей режима
межсистемных связей и разработке режимных требований к ПА
этих связей На основе обобщения полученного опыта и
проведенного анализа процессов в простейших схемах (с использова
нием понятий потенциальной и кинетической энергий системы)
получены качественные оценки и некоторые количественные пока
затели, необходимые для выбора вида и интенсивности управля
ющих воздействий Была показана зависимость эффективности
противоаварийного управления перетоками мощности по межеие
темным связям от соотношений мощностей и коэффициентов
крутизны зависимости мощности от частоты соединяемых частей
энергообъединения, было исследовано влияние этих соотношений
па режимы межсистемных связей в процессе установления режима
после аварийных возмущений и реализации управляющих воз
действий ПА, была выявлена опасность нарушения режима слабых
или относительно мощных, ио сильно загруженных связей даже
при небольших аварийных отклонениях частоты; было показано
преимущество аварийной разгрузки связей между соизмеримыми
по мощности частями сложного энергообъединения совместным
воздействием на снижение генерирующей мощности в отправной
части и отключение менее ответственной нагрузки в приемной
163

части, были даны методы оценки обьема аварийной разгрузки
(снижение генерирующей мощности) при набросс мощности на
связь или ослаблении схемы связи, было отмечено влияние задерж
ки разгрузки, были сопоставлены требования к разгрузке по
условиям обеспечения нормативного запаса статической устой
чивости, простого и сложного динамических переходов, рассмот
рены условия эффективного использования выделительной автома
тики, особенности применения устройств автоматики, действу
ющих при асинхронном ходе, ограничивающих аварийные откло
неиия частоты и напряжения, и т д [33 36 37]
Типовые (упрощенные) структуры энергообъединении. В даль
пейшем анализ характерных аварийных нарушений и общих требо
ваний к ПА проводился в ЦДУ ЕЭС СССР, ЭСП ВНИИЭ и
НИИПТ применительно к простым (стилизованным) схемам
подобным представленным на рис 3 4 [14 38—41] При рассмот
рении условий эффективного противоаварииного управления
в энергообъединепиях различной структуры часто можно выде
лить исследуемые звенья, рассматривая процессы в них с исполь
зованием одной из приведенных стилизованных схем (структур)
Структура сложного энергообъединения или крупной его части
(района противоаварииного \ правления) может быть комбина
цией простейших структур, и в этом случае требования к проти
воаварийному управлению в первом приближении определяются
на основе сочетания требований, обусловленных особенностями
рассматриваемых схем Однако сведение сложной структуры к
комбинации более простых не всегда возможно даже при выяв
лении общих принципов противоаварииного управления, и, как
правило, проектирование комплексов ПА и определение условий
их использования в эксплуатации требуют детатьного анализа
0 I ^ I©
\ 11
© I Г I 0
I ш I
Рис 3 4 Простейшие структ\рные схемы энергообъединенип
164
0нЬо^0-^Э
нормальных и аварийных режимов с использованием эквивалент
ных схем отображающих все существенные особенности схем
и режимов рассматриваемого объекта (района) противоаварий
ного управления и позволяющих получить не только качественную
оценку исследуемых процессов, но и достоверную количественную
характеристику всех параметров, знание которых необходимо для
выбора и настройки ПА, а также для проверки эффективности
ее действии
Ниже даны краткое описание характерных нарушений режима
и общие требования к ПА межсистемных связей в энергообъеди
ненинх, представленных показанными на рис 3 4 простейшими
двухузловыми (двухмашинными) и более сложными многоузло
выми (многомашинными) схемами.
К простейшим структурам (схемам) елносятсн. / избыточ
ная по мощности часть энергообъединения, связанная со значи
тельно более крупной (основной) частью энергообъединения
// — дефицитная часть энергообъединения, связанная со зна
чительно более крупной избыточной по мощности частью; /// —
две соизмеримые по мощности части энергообъединения, сое
диненные относительно сильной связью IV — две части энерго
объединения, соединенные слабой свя!ью При рассмотрении
эгих простых структур предполагается, что аварийные нару
шения схемы и режима рассматриваемых связей, а также управ
тяющие воздействия ПА не создают опасных нарушений режима
внутренних связей соединяемых частей энергообъединения
К основным аварийным нарушениям для схем (структур)
/—IV относятся перегрузки неповрежденной связи, вызванные
неправильным ведением ее режима, аварийными нарушениями
баланса мощности — отключением нагрузки в отправной части
энергообъединения схемы /, отключением части генерирующей
мощности в приемной части энергообъединения схемы //, тем
или другим нарушением баланса в энергообъединениях схем ///
и IV (для схемы IV даже незначительным нарушением),
аварийными изменениями частоты в энергообъединении — сни
жением частоты в схеме / и повышением в схеме // из-за на
рушения баланса мощности в основной части энергообъедине
ния (для схемы IV опасны таже незначительные отклонения
частоты) Общими для всех рассматриваемых схем опасными
нарушениями являются близкие тжелые КЗ, аварийные изме
пения схемы связи, сбросы передаваемой мощности в цикле
успешного АПВ Асинхронный режим связи может быть кратко
временно допустимым, при наличии промежуточных электро
станций и узлов нагрузки близких к центру качаний, может
привести к нарушению их работы, а при задержке в ликиида
ции — вызвать повреждение линий и оборудования и дальней
шее развитие аварии в энергообъединении
Разрывы связей приводят к отклонению частоты в разде
165

лившихся частях, зависящему от относительного значения ава
рийного небаланса мощности и крутизны характеристик зави
симости мощности от частоты этих частей энергообъединения
Повышение частоты (в отправных частях энергообъединения)
может быть значительным в схеме / (особенно при большом
сбросе мощности ГЭС), ограниченным допустимыми пределами
в схеме /// и несущественным в схеме IV Снижение частоты
(в приемных частях) может в схеме // достигать опасных
значений, при которых действует АЧР Снижение частоты до уровня
уставок АЧР не исключается в схеме /// и даже в схеме IV, в
особенности если разрыв был вызван нарушением устойчивости
из за потери генерируемой мощности в приемной части
Общие требования к ПА в энергообъединениях простой
структуры заключаются в предотвращении нарушения устойчи
вости снижением генерируемой мощности в отправной части
или выделением части мощности на приемную часть
энергообъединения в схемах / и /// и отключением наименее ответ
ственной нагрузки приемной части в схеме // Использование
автоматики для сохранения устойчивости слабой связи в схе
ме IV во многих случаях (в особенности для весьма слабых
связей) нецелесообразно При допустимости кратковременного
асинхронного режима может использоваться автоматика, облег
чающая ресинхронизацию, при неуспешное™ которой должно
осуществляться автоматическое разделение несинхронно рабо
тающих частей При недопустимости даже кратковременного
асинхронного режима автоматика деления должна действовать
по первым признакам нарушения устойчивости, при наличии
промежуточных нагрузок целесообразно осуществлять автома
тическое деление с переводом всей или большей части этих
нагрузок на передающую часть эиергообъединения К противо
аварийной автоматике предъявляются также требования огра
иичения опасных повышений частоты в избыточной части (схе
ма /) и понижений частоты в дефицитных частях энергообъеди
нений (схема //, в некоторых случаях — схемы ///, IV) при
разрывах связей
К более сложным структурам (схемам) относятся энерго
объединения V—с цепочечной схемой связей, VI—с радиаль
ной схемой связей, VII — с кольцевой схемой связей
Характерной особенностью многомашинных (многоузловых)
структур является возможность опасного влияния аварийных
нарушений работы одной из связей на режимы других связей.
В общем случае сложной схемы связей направление мощности,
передаваемой по некоторым связям, может изменяться с
разными временными циклами (иногда в пределах суток), отдель
ные части (узлы) эиергообъединения могут работать то с избыт
ком, то с дефицитом мощности, соответственно изменяется и
состав типичных аварийных нарушений, и взаимодействие
166
связей в аварийном процессе В многомашинных структурах
управляющие воздействия ПА, имеющие целью предотвращение
нарушения одной из связей, могут вызвать отклонение частоты
или увеличение отклонения частоты, вызванного аварийным
возмущением, при которых создается угроза развития аварий
из за опасной перегрузки других связей
Асинхронный режим одной из связей наряду с особенностями,
указанными выше для простейших двухузловых схем, может
привести к развитию аварий с нарушением работы другой связи
вследствие возникновений резонансных колебаний С усложне
нием структуры энергообъединения расширяется спектр частот
собственных колебаний системы и увеличивается вероятность
развития аварийных процессов из-за резонансных колебаний
Указанные выше особенности многомашинных структур про
являются, например, в трехузловой схеме, представляющей
собой частный случай цепочечной схемы V В этом случае раз
рыв одной из связей приводит к переходу на двухузловую схему
подобную рассмотренным ранее, с нарушением баланса мощ
ности в одном из узлов Аварийное нарушение баланса мощности
в одном из трех узлов приводит к изменению перетоков мощ
ности по обеим связям, во многих случаях воздействие на ба
лансы мощности двух узлов может устранить опасную пере
грузку связей, в ряде случаев необходимо согласованное воздей
ствие на балансы мощности всех трех узлов или деление
системы При ослаблении одной из связей для предотвращения
нарушения ее устойчивости целесообразно сочетать снижение
генерируемой мощности в отправном узле с отключением части
нагрузки в приемном таким образом, чтобы отклонение частоты
в энергообъединении не превышало значения, при котором
может произойти нарушение работы другой связи Если такое
воздействие автоматики «балансирующего действия» связано
с необходимостью отключения нагрузки в большом объеме,
более эффективным можег быть воздействие на деление сие
темы Еще более сложными оказываются требования к ПА для
цепочечной схемы с числом узлов более трех В тех случаях,
когда применение автоматики балансирующего действия
может оказаться недостаточно эффективным, целесообразно при
менеиие координации действия децентрализованных устройств
автоматики некоторых связей, а при особо ответственных свя
зях — создание централизованной системы противоаварийного
управления
В энергообъединениях структуры VI с радиальной схемой
связей центральная часть обычно является более мощной, чем
концевые части Аварийные нарушения схемы и режима радиаль
ной связи мощной центральной части со значительно меньшей
по мощности концевой частью сходны с рассмотренными для
структур I н II (соответственно для избыточной и дефицитной
167

концевых частей) При радиальной связи с относительно
мощной концевой энергосистемой аварийные нарушения сходны
с рассмотренными для структур /// и IV (соответственно для
сильной и слабой связей). Значительное изменение перетока
мощности по сильной связи или разрыв этой связи может
приводить к существенному изменению избытка или дефицита
мощности в центральной части с отклонением, превышающим
значение, допустимое по условиям сохранения устойчивости
других связей Относительное уменьшение мощности центральной
части энергообьединения приводит к увеличению взаимного
влияния радиальных связей и увеличивает опасность каскад
ного развития аварий В некоторых случаях развитие аварии
может быть предотвращено автоматикой балансирующего дей-
С1вия одной из связей, в других аварийное нарушение на одной
из связей будет приводить к действию автоматики на нескольких
связях
Для энергообъединений структуры VII с кольцевой схемой
связей особое значение приобретает многообразие режимов,
связанное с гем, что мощности, передаваемые по отдельным
звеньям кольца, во многих случаях изменяются не только по
величине и направлению Разрыв кольца приводит к переходу
на схему V с аварийными процессами, вызванными мгновенным
нарушением баланса мощности в концевых узлах
образовавшейся цепочечной схемы
Общий режим кольца определяет его «опасные сечения»,
характеризуемые тем что разрыв кольца на одном из участ
ков входящих в это сечение приводит к опасному набросу
мощности на другой участок
Другая основная особенность рассматриваемой структуры
эиергообъединения состоит в том, что нарушение синхронизма
при замкнутом кольце происходит не менее чем по двум участ
кам кольца Сильно проявляющееся в этой схеме взаимное влия
ние электропередач создает yipo3y каскадного развития аварий,
в частности с возникновением асинхронного режима с несколь
кими частотами
Для эффективного противоаварийного управления
кольцевой схемой ответственных связей необходим непрерывный
контроль схемы и режима основных звеньев кольца, и такое управ
ление може1 быть обеспечено созданием централизованной
системы ПА
Из изложенного выше следует, что характерным общим тре
бованием к ПА предотвращающей нарушение устойчивости
в районах управления со сложной схемой связей, является
широкое применение автоматики балансирующего действия с
использованием при необходимости координации действия основ
ных децентрализованных устройств а для наиболее ответствен
ных районов управления — переход к централизованной систе
168
ме ПА Как правило, для рассматриваемых сложных структур
возникновение асинхронного режима на одной из связей создает
угрозу развития аварии, чем обусловливается требование лик
видации такого режима на начальной его стадии
Ниже рассмотрены режимные требования и принципы выпол
нения различных видов автоматики с анализом условий их
использования и оценкой эффективности действия
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
РЕЖИМНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ
АВТОМАТИКИ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩЕЙ НАРУШЕНИЕ
УСТОЙЧИВОСТИ
4 1. Предотвращение нарушений статической и динамической
устойчивости в простейших системах
Предотвращение нарушения устойчивости в аиергообъеди-
нении структуры / (см рис. 3.4). Аварийное изменение схемы
электрической связи Статическая устойчивость послеаварийного
режима Режимные требования к ПА предотвращающей
нарушение устойчивости связи отправной (избыточной по мощности)
части энергообъедипения со значительно более мощной (основ
ной) частью энергообъединения, могут быть выявлены на осно
ве анализа процессов в простейшей схеме работы генератора
на шины бесконечной мощности Этот анализ позволяет полу
чить ряд важных соотношений и зависимостей и наметить
общий подход к выбору противоаварийной автоматики (в част
ности, к оценке необходимого размера аварийной разгрузки)
для рассмотренных выше схем дальних электропередач от ГЭС
и для случая межсистемной связи энергообъединения простей
шей структуры / [33, 36]
Выявляя требования к автоматике разгрузки при аварийном
изменении схемы электрической связи, целесообразно начать
с рассмотрения условий обеспечения минимально допустимого
(нормативного) запаса статической устойчивости в кратковре
мениом послеаварийном режиме
Обозначим пределы статической устойчивости в нормальном
и послеаварийных режимах соответственно P"af и Р«Р, а мот
ность эквивалентного агрегата в исходном нормальном режи
ме Pd и в послеаварийном режиме после действия автоматики
аварийной разгрузки — Р' Введем параметр р, характеризую
щий уменьшение предела статической устойчивости при пере
ходе к схеме послеаварийнош режима
169

концевых частей) При радиальной связи с относительно мощ
пой концевой энергосистемой аварийные нарушения сходны
с рассмотренными для структур /// и IV (соответственно для
сильной и слабой связей) Значительное изменение перетока
мощности по сильной связи или разрыв этой связи может при
водить к существенному изменению избытка или дефицита
мощности в центральной части с отклонением, превышающим
значение, допустимое по условиям сохранения устойчивости
других связей Относительное \меньшение мощности центральной
части энергообъединения приводит к увеличению взаимного
втияния радиальных связей и увеличивает опасность каскад
ного развития аварий В некоторых случаях развитие аварии
может быть предотвращено автоматикой балансирующего
действия одной из связей, в других аварийное нарушение на одной
из связей будет приводить к действию автоматики на нескольких
связях
Для энергообъединений структуры VII с кольцевой схемой
связей особое значение приобретает многообразие режимов,
связанное с тем, что мощности, передаваемые по отдельным
звеньям копьца, во многих случаях изменяются не только по
величине и направлению Разрыв кольца приводит к переходу
на схему V с аварийными процессами, вызванными мгновенным
нарушением баланса мощности в концевых узлах образовав
шейся цепочечной схемы.
Общий режим кольца определяет его «опасные сечения»,
характеризуемые тем, что разрыв кольца на одном из участ
ков, входящих в это сечение, приводит к опасному набросу
мощности на др\юй участок
Другая основная особенность рассматриваемой структуры
энергообъединения состоит в том, что нарушение синхронизма
при замкнутом кольце происходит не менее чем по двум
участкам кольца Сильно проявляющееся в этой схеме взаимное влия
ние электропередач создает угрозу каскадного развития аварий,
в частности с возникновением асинхронного режима с несколь
кими частотами
Для эффективного противоаварийного управления
кольцевой схемой ответственных связей необходим непрерывный конт
роль схемы и режима основных звеньев кольца, и такое
управление может быть обеспечено созданием централизованной
системы ПА
Из изложенного выше следует что характерным общим тре
бованием к ПА, предотвращающей нарушение устойчивости
в районах управления со сложной схемой связей, является
широкое применение автоматики балансирующего действия с ис
пользованием при необхотимости координации действия основ
ных децентрализованных устройств, а для наиболее ответствен
ных районов управления — переход к централизованной систе
168
ме ПА Как правило, для рассматриваемых сложных структур
возникновение асинхронного режима на одной из связей создает
угрозу развития аварии, чем обусловливается требование лик
видации такого режима на начальной его стадии
Ниже рассмотрены режимные требования и принципы
выполнения различных видов автоматики с анализом условий их
использования и оценкой эффективности действия
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
РЕЖИМНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ
АВТОМАТИКИ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩЕЙ НАРУШЕНИЕ
УСТОЙЧИВОСТИ
4.1. Предотвращение нарушений статической и динамической
устойчивости в простейших системах
Предотвращение нарушения устойчивости в
энергообъединении структуры / (см рис. 3.4). Аварийное тменение схемы
электрической связи Статическая устойчивость послеаварийного
режима Режимные требования к ПА, предотвращающей
нарушение устойчивости связи отправной (избыточной по мощности)
части энергообъединения со значительно более мощной (основ
ной) частью энергообъединения, могут быть выявлены на осно
ве анализа процессов в простейшей схеме работы генератора
на шины бесконечной мощности Этот анализ позволяет полу
чить ряд важных соотношений и зависимостей и наметить
общий подход к выбору противоаварийной автоматики (в част
ности, к оценке необходимою размера аварийной разгрузки)
для рассмотренных выше схем дальних электропередач от ГЭС
и для случая межсистемной связи энергообьединения простей
шей структуры / [33 36]
Выявляя требования к автоматике ра^1рузки при аварийном
изменении схемы электрической связи, целесообразно начать
с рассмотрения условий обеспечения минимально допустимою
(нормативного) запаса статической устойчивости в кратковре
менном послеаварийном режиме
Обозначим пределы статической устойчивости в нормальном
и поелсаварийных режимах соответственно Р?,р и Л?ф а мош
ность эквивалентного агрегата в исходном нормальном режи
ме Pd и в послеаварийном режиме после действия автоматики
аварийной разгрузки — Р1 Введем параметр р характеризую
щий уменьшение предела статической устойчивости при пере
ходе к схеме послеаварийного режима
169

Для того чтобы при аварийном изменении схемы запас ста
тической устойчивости в послеаварийном режиме был не менее
нормативного значения /г,, электрическая связь (электропере
дача) должна в исходном нормальном режиме работать с
запасом статической устойчивости
Отсюда следует, что электропередача при отсутствии аварий
ной разгрузки может работать с нормативным запасом устой
чивости fea=0,2 (при /гс = 0,08) только в том случае, если Р^0,1
Однако, как правило, относительное снижение предела стати
ческой устойчивости при аварийном нарушении схемы дальней
электропередачи значительно больше 0,1 Для двухцепных
электропередач при проектных схемах значение р было близким
к 0,2 при временных схемах этих электропередач (а также
для одноцепных электропередач с промежуточными
присоединениями) оно достигало 0,4—0,5, а в ряде случаев превышало
эти значения Для обеспечения нормативного запаса £с=0,08
при Р>0,1 при отсутствии аварийной разгрузки необходимо,
чтобы электропередача работала в исходном режиме с запасом
статической устойчивости, превышающим нормативное
значение £а=0 2 Степень недоиспользования пропускной способности
электропередачи может быть при этом весьма значительной
Так, при значениях р, равных 0,2 и 05 минимальные значения
ka составляют соответственно 0 35 и 1,16 и, следовательно, не
обходимо снижение передаваемой мощности по сравнению с
допустимой при нормативном запасе статической устойчивости
в нормальном режиме (/га = 0,2) соответственно на 11 и 44%
Применение аварийной разгрузки электропередачи при нару
шении ее схемы дает возможность работать в нормальном ре
жиме с минимально допустимым для этого режима запасом
статической устойчивости и вместе с тем обеспечить сохранение
необходимого запаса в послеаварийном режиме, т е. выполнить
требование «равнопрочности» электропередачи но условиям ста
тической устойчивости
Обозначим через а значение разгрузки, отнесенное к пределу
статической устойчивости в нормальном режиме РЦР
Р" — р
*=^~ (4 3)
Необходимые значения разгрузки в зависимости oi ka и kc
определяются выражением
8(1 + к,) - к, Ь fer
а— (4 4)
(I + fe.Hl + к ) v '
Увеличение допустимою значения передаваемой мощности
в исходном нормальном режиме, которое может быть достш
170
пуго применением аварийной разгрузки, определяется (при
р =0,2 и fec —0,08) выражением ^F^-1- При значениях Р, равных
0 2, 0,3, 0,4 и 0,5, передаваемая мощность может быть повышена
(по сравнению с допустимой при отсутствии разгрузки) соот
ветственно на 12,5, 28,6; 50 и 80% Необходимые для этого
размеры разгрузки а составляют соответственно 0,093, 0,185,
0,278 и 0,37
В начальный период эксплуатации дальних электропередач
для более полного использования мощности и энергии ГЭС до
пускалась работа дальних электропередач с несколько снижен
ными запасами статической устойчивости в нормальном режиме
при обеспечении нормативного запаса в послеаварийном режиме
за счет увеличения размера аварийной разгрузки По действую
щим в настоящее время «Руководящим указаниям по устойчи
вости энергосистем)» [10] допускается в определенных условиях
работа электропередач (электрических связей) со значениями
fca —0,15 (утяжеленный режим) и £а = 0,08 (вынужденный ре
жим) Размеры разгрузки а при работе в утяжеленном режиме
должны быть увеличены по сравнению с указанными выше для
/!?а = 0,2 и р — 0,2 — 0,5 на 0,03—0,04 При работе в вынужден
ном режиме условие /га = £с = 0,08 обеспечивается в идеаль
ном случае разгрузки в момент изменения схемы при а = 0,93р
(практически даже при небольшой задержке значение а. должно
превышать р, и при больших значениях Р разгрузка может
быть неэффективной)
Необходимый размер раз1рузки и ее эффективность оцени
вались выше в предположении, что разгрузка не оказывает
существенного влияния на предел статической устойчивости в
послеаварийном режиме Такое предположение оправдано в
обычном для дальних электропередач случае, когда генерато
ры отправной электростанции оснащены АРВ сильного действия,
регулирующими астатически или с малым статизмом напряже
ние в начале линии При работе генераторов отправной электро
станции с регуляторами пропорционального действия предел
статической устойчивости зависит от числа включенных генера
торов и разгрузка приводит к увеличению р, что требует вне
сения соответствующих поправок [33]
Подобно указанному выше автоматика аварийной разгрузки
является необходимым условием обеспечения параллельной ра
боты по нескольким связям при рациональном использовании
их пропускной способности Рассмотрим в качестве примера
параллельную работу энергосистемы мощностью Р„ом по одной
двум межсистемным связям с мощным энергообъединением
Примем, что амплитуда нерегулярных колебаний обменной
мощности ДР практически не зависит от количества связей,
отключение одной из двух связей не изменяет предела статической
171

устойчивости оставшейся в работе второй связи и эгот предел
практически не изменяется при разгрузке энергосистемы
Нормативный запас статической устойчивоаи в нормальном
режиме
k'=^~k„ ~ = 02 (4 5)
где Рдс, — дощстимое значение передаваемой мощности при
fc, = 0 2 Отсюда
лГ=п1тг-^ (45d)
При наличии одной связи с аР= 0]Я„„„ и ЛЯ = 0 02 (что
соответствует Р„о„х5000 МВт) допустимое значение передавае
мой мощности Рдоп = 0 ОбЬЯнои, т. е. 66% Я5Р
Определим теперь допустимое значение обменной мощности
при вводе в работу второй такой же связи, исходя из требо
вания сохранить параллельную работу при аварийном отклю
чении одной из связей
По аналогии с предыдущим при выполнении этого требо
вания
Р'1оП = jig (0,1 - 0,02) Я, „ = 0 074Я„„„,
что составляет только 37% предета статической устойчивости
двух связей
Применение аварийной раз[рузки при отключении одной Hi
связей позволяет увеличить передаваемую мощность до 0 15Я„0Ч,
необходимый размер разгрузки составляет 0,076ЯН<Ш> что сеют
ветствует а = 0 38
Достшаемая применением разгрузки «равиопрочность» меж
системных связей по условиям статической устойчивости в нор
мальном и послеаварийном режимах обеспечивает
максимальное использование пропускной способности этих связей, для
которых требования динамической устойчивости как правило
являются менее существенными
В сложных энергообъединениях использование пропускной
способности межеистемныч связей с нормативными запасами
устойчивости в нормальном режиме при отсутствии ПА создает
опасность значительного развития аварии
На рис 4 1 показана схема, в упрощенном виде отражающая
сложившуюся в первой почовине 60 х годов структуру одного
из территориальных эпергообъединений (не входящего в сое
тав ЕЭС) В эти годы межеистечные связи 220—330 кВ
энергообъединения не были еще оснащены устройствами ПА и
отключение одной из связей приводило в ряде случаев к каскадному
развитию аварии [36 37]
172
В рассматриваемом энерго
объединении (рис 4 1) Л В и
С— основные его части, из кото е
рыл А и В избыточные энерю
системы а С — дефицитная К
промежуточной точке т связи
АВ примыкает энергоузел D, не
большие энергосистемы Е G и
Н присоединены соответственно
к промежуточной точке п связи
АС и к энергосистемам В и С
Пусть наиболее мощные связи АС
и ВС загружены только на 50—
60% предела статической
устойчивости, а менее сильная связь
АВ (пропускной способностью в п , , ,
v ^ J „ч Рис 4.1. Струкгурная cxevid энерю
2 раза меньшей, чем связь АС) объединения
работает с малой загрузкой Тог
та даже при таких значительных запасах статической устойчи
вости отключение головного участка связи АС приведет к нару
тению устойчивости связей АВ и ВС с возникновением трех
частотного асинхронного хода, повышением частоты в энерго
системах Л и В и снижением частоты в энергосистеме С
Дальнейшее развитие аварии может быть вызвано значительными
снижениями напряжения в энергоузле D или резонансными
колебаниями электростанций этого узла из за асинхронного ре
жима связи АВ ослаблением схемы присоединения энерюсисте
мы Е и набросами мощности на связях СН и BG из за аварийного
отклонения частоты в избыточной и дефицитной частях энерго
объединения
Предотвратить столь опасное развитие аварии можно с по
мощью быстродействующей автоматики, предотвращающей на
рушение устойчивости связи АВ (снижением генерируемой мощ
ности энергосистемы А или выделением на эту связь части мощ
ности энергосистемы) при аварийном разрыве связи АС а также
автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости свя
зи ВС (снижением 1енерируемой мощности в энергосистеме В
и отключением части неответственной нагрузки в энергосис
теме С) При отказе или неэффективности действия автоматики
предотвращения нарушения устойчивости дальнейшее развитие
аварийных процессов должно предупреждаться действием авто
матики ликвидации асинхронного режима
Внедрение указанных (и некоторых др>чих) устройств ПА
устранило опасность каскадного развития аварии в рассматри
ваемом энергообъединении
Устойчивость «простого» динамического tiepexoda Требова
ния к автоматике аварийной разгрузки электропередачи при
173

аварийном нарушении ее схемы определяются не только необ
ходимостью обеспечить допустимый запас статической
устойчивости в послеаварийном режиме, но и условиями устойчи
вости динамическою перехода к этому режиму Динамический
переход иногда может быть вызван изменением схемы без КЗ,
но в большинстве случаев ои происходит вследствие КЗ и от
ключения поврежденною элемента По терминологии [42J —
это «простой» и «сложный» динамические переходы
Исследование электромеханических переходных процессов
в простейшей схеме может быть выполнено с использованием
понятий потенциальной и кинетической энергий относительного
движения ротора эквивалентного генератора, работающего с
неизменной по модулю ЭДС (£) через реактивное сопротивление
(X) на шины неизменного напряжения (с/с) мощной приемной
энергосистемы, и выраженным аналитическим правилом пло
щадей [33, 43]
Приведенное к безразмерному виду уравнение относитель
ного движения ротора генератора для рассматриваемой про
стейшей схемы имеет виц
-ii*- = r —sm6, (4 6)
dtr,r„
где Т =—^, Ртах =— • t„fm = -у_ 1
6 - угол между векторами Е и U_, рад, t — время, с, Ртах — мак
симальное значение электрической мощности, МВт т,гфяв — нос
тоянная механической инерции эквивалентною 1енератора, при
веденная к мощности первичного двигателя в исследуемом ре
жиме Рг,
т - 111- _L
т, — постоянная механической инерции, с, отнесенная к номи
нальной мощности эквивалентного генератора Я,Юм, /гзагР =
"=Ят/Яцом — загрузка генератора в долях Р„0м
Потенциальная (П) и кинетическая (К) энергии системы
в безразмерных единицах
П = — ТЬ — cos б, (4 7)
/C = |(d6/d/„p„B)2 (4 8)
Уравнение (4 6), как известно, может быть использовано и
при учете активных сопротивлений схемы, и в более общем слу
чае работы генератора через четырехполюсник (к схеме четырех
полюсника может быть приведена схема работы генератора
через сеть любой конфигурации с нагрузками, замещаемыми
постоянными сопротивлениями) При исследовании относитель
174
ного движения к рассматриваемой схеме работы эквивалент
ного генератора на шины бесконечной мощности может быть
также приведена двухмашинная система с неизменными ЭДС
эквивалентных генераторов
При этом в уравнении относительною движения ^^ Ь)
6 = 6и —^ где v|=arctgl
{^tB«,) .49,
\Tj|+T,., /
+ т
—М'
Z / т;] + т/2 \ Zii
(4 10)
E'i ч
-sin a И (4 11)
/-it I r~,
/>.„„,= л/т; +iy2 + 2i,.T,/cos2a 'Л Л 2)
2\. t, т,2
Здесь ol2 — уюл между векторами ЭДС эквивалентных генераторов Е, Е_ —
модули этих ЭДС' т7 т12 — постоянные механической ннернии агрегатов; Р, ,
Р г — мощности их первичных двигателей; Zn In, 7-v - собственные и
взаимные сопротивления an а2г, a i — соответствующие дополнительные углы этих
сопротивлений
Использование уравнения (4 Ь) предполагает приближенный учет влияния
АРВ сводящийся к выбору эквивалентною реактивного сопротивления от
правной системы (симметричного в о«ях d и q) ЭДС за которым можно счп
тать неизменной в рассматриваемом переходном процессе
При приближенном анализе влияние АРВ сильного действия учитывается
поддержанием постоянства ЭДС за небольшим реактивным сопротивлением до
шип высшего напряжения (с расчетным запасом — постоянства генераторного на
пряжения) Влияние АРВ пропорционального действия обычно учитывается
поддержанием постоянства ЭДС за переходным реактивным сопротивлением
генераторов
В процессе простого динамического перехода относительное
движение описывается уравнением (4 6) при начальном значении
угла 6о, нулевой начальной скорости и начальном ускорении,
равном
(-Р-) =rc-sm60, (4 13)
где Тс и /прив соответствуют схеме послеаварийиого режима
Предельное условие сохранения динамической устойчивости
при простом переходе
//о — П max,
где П0 и П,„ах — потенциальные энергии системы в начальный
момент движения (6 = 6п) и в точке неустойчивого равновесия
(6 = Л — буст)
/7o=-rc60-cos6o, (4 14)
/7mo,= — Гс(л — 6vcr) + cos6>CT (4 15)
174

Для зоны относительно больших значений 60 предельное
(максимальное) значение 7С по условию устойчивости простого
динамического перехода 7"J;i'p может быть ирибчиженно опреде
пено по формуле
7"^,nnp^0 74 + 0 2bsin 60 (4 16)
(ошибка при определении Тспр при 6о^ЗО° не превышает
0 001)
Минимальное значение запжа статической устойчивости в
послеаварийном режиме в зависимости от начального угла дви
жения 60
Rcmn- -2i846 + sinS„ (*и)
Если начальный угол равен углу в исходном режиме и ха
рактеристики зависимости электрической мощности ог yuia в
статическом режиме и переходном процессе совпадают то
sin бп =
При этом //о П,„ах, 7"?;пр, kcmin могут быть записаны как
функции k„ и kc
/7„= T^_arcsin-f^---rii--Vft,(ft. + 2), (4 18)
Я
/пах '
fA_- [n- arcsin -jlj- - л/ЦЬ + 2)] , (4 19)
/?Л=1±^, (4 20)
при эгом
0 2Ь fe„
к-°=т+шт <420а>
Максимально допустимое значение р по условиям
устойчивости простого динамического перехода при отсутствии аварий
ной разгрузки
„л, п _ 0,74*а /4 911
Р"""— 1+074*: ( '
При £, = 0 2 имеем fccn™„ = 0,045, /T;„'it = 0,955 р;',;Л = 0 129
На рис 4 2 значения fcc как функции kd для различных значе
ний р сопоставлены с значениями /г?;„"„
Как видно из рис 4 2,при £а = 0,4 и /гс—0 08 чему соответст
вует р = 0,229 требования обеспечения устойчивости простого
динамического перехода и сохранения в послеаварийном режиме
нормативного запаса устойчивости равносильны При меньших
176
Рис 4.3. Зависимое™ размера аварийная разгрузки ее от k2 и р по условиям
обеспечения ^,. = 0,08 (сплошные линии) и по условиям простого динамического
перехода (пунктирные линии)
значениях p(fcd<0,4, fec=0,08) определяющими являются требо
вания по запасу статической устойчивости в послеаварийном
режиме, при больших значениях р (ks^> 0 4, к =0,08) норматив
ный запас статической устойчивости в послеаварийном режиме
недостаточен для устойчивости простого перехода.
Если разгрузка обеспечивающая устойчивость простого
динамического перехода, осуществляется одновременно с изменением
схемы (или с малым запаздыванием относительно момента
нарушения схемы), т е при углах, практически равных 6о то
минимально необходимые значения аварийной загрузки а (при
значениях к3 в пределах 0 2- 1)
На рис 4 3 зависимости необходимого размера разгрузки,
осуществляемой в момент изменения схемы a" n(ka, P), сопостав
тены с зависимостями a(fen P), определенными по условию обеспе
чения нормативною запаса устойчивости в послеаварийном
режиме (к, =0 08)
При использовании автоматики разгрузки, действующей не
по признакам изменения схемы, а по признаку увеличения мощ
ности или угла в послеаварийном режиме, разгрузка осуществля
ется при достижении угла ft,, существенно превышающего
начальный укл 6о и соответствующею значению k,<cks, при
этом размер разгрузки, необходимой для обеспечения устойчи
вости простого перехода, должен быть увеличен тем в большей
мере чем больше б, и к, отличаются от 6п и кг [33 36]
177

На рис 4 4 сопоставлены зависимости размера разфузки по
условиям устойчивости простого перехода а" " ф) при разгрузке
в момент изменения схемы (k, = kj) и при задержке разгрузки до
моментов, соответствующих значениям k, 0,1 и 0 (для £а=0,2)
и k, 0,2, 0,1 и 0 (для fca=0,4)
К рассмотренному выше случаю простого динамического
перехода может быть также сведена авария с мгновенным
набросом мощности на связь из-за отключения
нагрузки или аварийного изменения схемы в отправной части
[33, 36]
Предельно допустимое значение наброса мощности опреде
ляется двумя условиями запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме не должен быть ниже нормативного
значения, простой динамический переход к новому режиму с
увеличенной передаваемой мощностью должен быть устойчивым
Какое из этих условии является определяющим, зависит от
запаса статической устойчивости в исходном нормальном режи-
',А
1,0
0,Ь
п
\
.?
3
У^.
'
90 70-50-30-10 0 20 40 всЧ0°
Рис. 4.5. Зависимости максимаЛ1но до
пустимого наброса мощности ц",ах
(кривая /> соответствующего мини
малыюго запаса статической устойчи
вости k"min (кривая 2) и синуса угла
передачи в послеаварийном режиме
sin6KT (кривая 3) от >гла передачи в
исходном режиме 6
Рис. 4 4 Сопоставление зависимостей а(р) для /га = 0,2 и fea=0 4 при разгр>зке
в момент изменения схемы (k.=ktt) и при задержке разгрузки {k,<.k )
ме. Максимально допустимое
долях ЯпР по первому условию
ст кл — k
значение наброса мощности в
(4 23)
(l + ft.)([+Aw 1,08(1—*.)
Нормативному значению fca = 0,2 соответствует п"м = 0,093,
т е при работе связи (электропередачи) с нормативным запасом
устойчивости в нормальном режиме наброс мощности по условию
сохранения *с = 0 08 не должен превышать 9,3% P"f
Максимально допустимое значение наброса мощности (в
долях Р?р) по второму условию для простейшей схемы может
быть определено с использованием (4 6)
На рис 4 5 показано, как в зависимости от исходного угла
электропередачи бо изменяются предельно допустимое значение
наброса мощности г|£„" а также параметры пос«аварийного
режима k" " и sin 6VC,
Область положительных значений угла 6ц соответствует
случаю, когда набрасываемая мощность совпадает по направ
лению с мощностью нормального режима (на рис 4 о,а — отклю
чение местной энергосистемы или связи с энергообъединеиием
В), область отрицательных значений случаю, когда набрасы
васмая мощность вызывает изменение направления передаваемой
мощности (на рис 4 о,б — отключение связи с энергообъедине
нием В, по которой передавалась мощность, значение которой
превышало значение мощности передававшейся в исходном
режиме по оставшейся в работе связи)
Простой динамический переход при изменении направления
передаваемой мощности может быть устойчив только при выходе
Vma«> ^Мх.отнеЗ
пь
0,5
0,2
V
г?ст
углах /
л"" //лЭС
t max / /Л/У
'/ш/\ 1 1 1
\-о^.
' 77 "|Л
' гпая
1 l i
/0,05
J/.0,08
/yO,W
i
Рис. 4,6. Схема связи мошной электро
станции с энергообъединениями А и
В и местной энергосистемой МЭ
0,1 0,20 5 0,Ь 0,5 0,6 0,7 0,8 0 9 %0 *а
Рис 4 7 Сопоставление зависимостей максимально допустимых набросов актив
ной мощности по >словиям статической устойчивости в послеаварийном режиме
*\max ffea, kt-) и но условиям >стойчивости простого перехода fi";"* (ka)
179

на послсаварийный режим с весьма значительным запасом
статической устойчивости в послеаварийном режиме (при
6„=—40° Щ„ = 1,05, sin6ycT«0,5)
Для сл\чая si[i6n5550,5 (т е ka^]) на основе изложенною
ранее
при этом
I +0 lAk,
ап, п °26*' М24а1
Подобно том>, как это показано для случая аварийного измене
нин схемы, первое и второе условия равносильны если т\"ах=-
— tlm»"i, что имеет место при
ь — - 0 4
Kd~ 0,26-0 74fe U4
и соответствует Я"1 = 0,714 Pf?,, Таким образом, при Р* <.0,714Р%
максимально допустимое значение наброса мощности определи
ется требованиями обеспечения нормативного запаса сташческой
устойчивости в послеаварийном режиме (йс = 0,08), а при
Р"> 0,714Я?Р — условиями устойчивости простого динамического
перехода.
На рис 4 7 сопоставлены зависимости т)^„, от кл и kc, a
также чавжимости г]™", от kd Необходимый объем аварийной
разгрузки при набросе мощности определяется соответственно
при fcd<0,4 а. = т] — T)™„'i; (4.25)
при /га>0,1 a = T| —T]mt, (4 25а)
Требования быстродействия особенно важны во втором
случае, разгрузка в размере а = ц — t|,',;a'i достаточна для иредотвра
щения нарушения динамической устойчивости только в том слу
чае если она осуществляется одновременно с возникновением
наброса мощности, т е при тачении угла передачи, равном
исходному Действие автоматики при Ь,> б0 требует увеличения
размера разгрузки (как и в случае аварийною изменения
схемы]
Резкое снижение частоты в приемной энергосистеме. К рас
смотренным выше переходным процессам вызванным внезапным
набросом мощности на неповрежденную электропередачу могут
быть сведены процессы в электропередаче (их начальная ста
дия) возникающие при резком аварийном снижении частоты в
мощной приемной энергосистеме (эпергообъединении) из за по
тери значительной генерирующей мощности. В течение примерно
1 с частота в приемной (концентрированной) энергосистеме при
такой аварии снижается со средней скоростью, близкой к на
чальмои скорости, определяемой относительной величиной ава
180
рииного небаланса мощности и эквивалентной по(Тоянной меха
пической инерции этой энерюсистемы
Как было показано в [33], закон кинетической энергии и
изтоженные выше методы анализа относительно движения при
менимы не только в случае равномерного переносного движения
(неизменная частота приемной энергосистемы), но также в слу
чае, когда переносное движение происходит с постоянным
ускорением угла энергосистемы (неизменная скорость измене
ния частоты) При этом линейное изменение частоты в приемной
энергосистеме в силу принципа относительности оказывается
эквивалентным мгновенному увеличению мощности на валу
агрегата замещающего отправную энергосистему, МВт
\Pr„=-TJP„„^f, (4 26)
1де Ту — постоянная механической инерции отпранной системы,
с, отнесенная к суммарной номинальной мощности ее агрегатов,
МВт, / — частота, оти ед , / — время, с
Отсюда может быть найдена максимально допустимая ско
рость снижения частоты, превышение которой приводит к на
рушению динамической устойчивости
Здесь Ту „риз — постоянная механической инерции отправной
системы приведенная к Я,
Для представляющей наибольший HHiepec области режимов
относительно больших загрузок электропередачи 6o^30° (fed< I),
используя формулу (4 25), можно получить выражение для при
бтиженной оценки предельно допустимою значения скорости
снижения частоты
14-1 = °J4" (4 28)
Так, например, для электропередачи связывающей удален
ную электростанцию с мощной приемной энергосистемой (энер
гообъединснием) при £d=0,2 и т/пркв = 15 с предельная скорость
снижения частоты составляет 0,099 отп ед/с или 0,5 I ц/с Уве
личение инерции отправной энергосистемы (снижение коэффи
циента загрузки работающих на электропередачу генераторов,
связь с местной энергосистемой), как видно из приведенного
выше, ухудшает условия динамической устойчивости
Значению df/dt I ma\ соответствует относительная величина
потери мощности в приемной энергосистеме
ЛЯ,.„,„ = тл | ^/-1 = -Ll_0,74 k„ (4 29)
"' П U( Т I ip,ID
181

где т/с — эквивалентная постоянная механической инерции при
ем ной энергосистемы
Указанному выше случаю предельной скорости снижения
частоты 0,5 Гц/с при т;с = 15 с соответствует аварийное наруше
ние баланса мощности потеря генерирующей мощности в
приемной энергосистеме в размере примерно 15% ее суммарной
мощности
Авария рассматриваемого типа имела место в период, ко1да
двухцспная электропередача Куйбышев — Москва работала по
временной схеме при раздельной работе цепей и отключение
одной из цепей привело к нарушению устойчивости другой цепи
Приведенные выше результаты проведенного анализа позволили
выявить характер процессов, приведших к этой необычной ава
рии Эти результаты были подтверждены опытами, поставлен
ными на электродинамической модели (ЭДМ) ИЭД АН УССР
Hd модели была собрана схема работы 6—12 генераторов ГЭС
через электропередачу, близкую по параметрам к цепи 400 кВ
Куйбышев — Москва, на приемную энергосистему Одноцепная
электропередача была нагружена на 500 МВт, аварийное сниже
ние частоты в приемной энергосистеме вызывалось сбросом
части генерируемой мощности
На осциллограмме рис 4 8, а показан процесс при снижении
частоты в приемной энергосистеме в течение 1 с (Д/ir) па 0,38 Гц,
на рис 4 8,6 — при увеличенном сбросе мощности, вызвавшем
снижение частоты на 0,44 Гц Устойчивость сохранилась на
пределе в первом опыте и нарушилась во втором Данные этих
опытов находятся в соответствии с оценкой предельного значения
скорости снижения частоты по приведенной выше методике пре
дельно допустимое значение скорости снижения частоты по рас
чету составило 0,38 Гц/с
Опытами на ЭДМ было подтверждено также неблагоприятное
влияние увеличения эквивалентной постоянной механической
Рис. 4 8 Переходные процессы в э 1ектропередаче при аварийном снижении
частоты в приемной энергосистеме
1S2
инерции отправной энергосистемы Был проведен также опыт
по схеме, при которой отключаемая и испытуемая цепи 400 кВ
связаны с приемной энергосистемой через общее реактивное
сопротивление. При этой схеме отключение одной из цепей
приводит к некоторому мгновенному увеличению мощности,
передаваемой по оставшейся в работе цепи, что существенно облегчает
условия динамической устойчивости
Нарушение баланса мощности в мощной приемной энерю-
(истеме, при котором быстрое снижение частоты в начальной
стадии процесса создает угрозу нарушения динамической устой
чивости электропередачи, приводит к значительному аварийному
отклонению частоты в послеаварийном режиме Если включен
ные на электропередачу агрегаты ГЭС работают с ограничителя
ми мощности (как это имело место при аварии на одноцепной
электропередаче 400 кВ Куйбышев — Москва), переходные
процессы в электропередаче определяются временным набросом
мощности и в установившемся послеаварийном режиме переда
васмая мощность при отсутствии аварийной разгрузки возвра
щается к исходному значению, а если для предотвращения
нарушения динамической устойчивости потребовалось действие
автоматики разгрузки запасы статической устойчивости в после
аварийном режиме соответственно возрастают
Однако в более общем случае, когда проявляется реакция
отправной части на снижение частоты в установившемся после
аварийном режиме, эта реакция может привести к нарушению
статической устойчивости электропередачи При обычных
значениях крутизны статических характеристик частота — мощность
требования статической устойчивости электропередачи в рас
сматриваемой аварии являются определяющими и размер раз
грузки, необходимый для обеспечения нормативного запаса
статической устойчивости в послеаварийном режиме, превышает
значение, достаточное для сохранения динамической устойчи
вости в начальной стадии аварийного процесса
К противоаварийной автоматике в рассматриваемом общем
случае предъявляется требование предотвращения нарушения
динамической и статической устойчивости, что может быть pea
лизовано двухступенчатым ее действием
Приведенные выше данные характеризуют процессы на элек
трической связи несоизмеримых по мощности Отправной и при
емной частей энергосистемы (энергообъединения) В отличие от
рассмотренного ранее приемная часть не рассматривается как
система бесконечной мощности, но при задании аварийного изме
нения частоты это изменение считается практически не завися
щим от процессов, происходящих на связи с малой по мощно
сти отправной частью
Устойчивость «сложного» динамического перехода [33] При
малой длительности КЗ 01носитетьное движение В аварийном
183

Рис. 4.9 Зависимость db/dtap„R от 6 для различных значений 7\ при предельных
условиях по динамической устойчивости
режиме можно считать равноускоренным и вводить в расчет
среднее значение ускоряющей мощности ДЯср = тРт За время
А/» угол генератора увеличивается на А6„, рад
Л6К=—тЛ/к2 (4 30)
*, р.
Относительная скорость изменения угла в момент перехода
на схему послеаварийного режима, рад/с,
£=^«*.. (4 3,)
или
М I 544 . . ,. „, ,
т,— =Л ггтттиА!, (4 31а)
Определение устойчивости при сложном динамическом пере
ходе может быть произведено с помощью кривых в фазовой
плоскости, представляющих зависимости относительной скорости
d6/dt„pilB от угла б, соответствующие предельным условиям
устойчивости для рассматриваемой простейшей схемы (рис 4 9)
Они показывают возможное распределение максимальной энер
гии, которой может обладать система в устойчивом переходе,
между кинетической и потенциальной ее составляющими Если
в момент перехода на схему послеаварийного режима значения
5 и d8/dt„pm таковы, что изображающая точка на фазовой
плоскости находится внутри области, ограниченной кривой для
данного значения Тс, то сложный динамический переход
устойчив, если вне области (выше соответствующей кривой) — ди
намическая устойчивость нарушается Эти кривые могут быть
также использованы для оценки условий восстановления
синхронизма при несинхронном замыкании с заданными значения
ми 6„ач и (rf6/rf/np„B) „ач при постоянстве Тс и учете только син
хронного момента [33, 43]
184
Рис 4.10 Характеристики относитель
ного движения как функции парамет
ра 7"с
Пщах и Л™,, - максимальное и минималь
ное значения потенциальной энергии, соот
встствующие углам 6maI, равным л —6,,.т
и бус,; {dt)/dl прив) »:„<, kml,x —
максимальные значения скорости относительного
движения и кинетической энергии
устойчивого перехода; 60,ф предельное значение
начального угла по условиям
устойчивости простого перехода
Основные характеристики относительного движения рассмат
риваемой системы как функции Тс показаны на рис 4 10
Условие устойчивости сложного динамического перехода
имеет вид
U?„„, = tf„a4 + A:„al<tfmal (4 32)
|де W„a4— полная энергия которой обладает система в момент
перехода на схему послеаварийного режима, а Янач и Кнлч — ее
потенциальная и кинетическая составляющие, П„шх —
максимальное значение потенциальной энергии определяемое по
(4 19)
Используя (4 8) и (4 32) получаем
W„m
l -f k.
6„„ч
cos6-'+H£;)
(4 33)
Онач = 6o + Дбк
При малых значениях Д6К
cos 8llal « cos 6o — Дбк sin So
и
Wnj4 = n0+^LvJ^(m-!^)
где
+ k
1 + *,
Л/к
По = -7
+ k,
б» — cos So
(4 34)
185

Значение m, соответствующее пределу динамической устойчи
вости при сложном переходе (при малых Лбк), может быть полу
чено решением квадратного уравнения
т2 — Ьт — с = 0, (4 35)
ka £с
где b = -j-r-r' (при отсутствии разгрузки 6 = Р),
с=Ша (1 +kc) (/7»--/7»)
Предельно допустимая длительность КЗ может быть онреде
лена выражением '
-У, -. I J\+k) (/7„„,-/7„)
допустимая длит
1ем /~
^TJnp„, V |5
„ t k.-кЛ
о7 ш ^т-тт^)
(4 36)
Если при отсутствии разгрузки Па<П„шХ, т е устойчивость
простого перехода обеспечивается с запасом, то ттах> Р Слож
ный переход эквивалентен простому при т = 0 или т = р Если
простой переход неустойчив, т е Па> Птах, но разность Я0 —
— Птах мала и \с\ <|Н2/4 то сложный переход может быть ус
Рис. 4 11. Зависимость ттах от ka при
различных значениях йс Д/К = 0 12с
т;г]р„в= 15 с
186
Рис 4 12 Зависимость A/«/VTjnP™ от
k3 при различных значениях m и йс
t,=0 2 — к,=
= 0 15 * =008
тойчивым и т„ах имеет два значения, одно из которых находится
в пределах 0 — fi/2, другое — в пределах fi/2 — р При |с|=р2/4
т,„„ = р/2 При дальнейшем увеличении разности Па — /7т„, и
при |с|>р2/4 неустойчив как простой, так и сложный переход
Для рассмотренных ранее типов дальних электропередач
400—500 кВ характерны следующие значения т при трехфазном
КЗ в зависимости от места аварии — от 0,6 до 0,9, для двухфаз
ного КЗ на землю — от 0,4 до 0,8, для двухфазного КЗ — от
0 3 до 0,5, для однофазного КЗ — от 0,15 до 0,4
На рис 4 11 показана зависимость т,пах от ka для различных
значений kc в частном случае Д(к = 0,12 с, т;пр|]>=15 с При кл
в пределах 0,2—0,3 и £с = 0,08 динамическая устойчивость сохра
няется только при относительно легких КЗ (т = 0,4-н0,5) При
выборе в качестве расчетного аварийного нарушения двухфазно
го КЗ в наихудшей точке (при т от 0,6 до 0,8) электропередачи
рассматриваемого типа не являются «равнопрочными» в отноше
нии устойчивости сложного динамического перехода и
статической устойчивости послеаварийного режима Однако при ka =
= 0,2-^0,4 достаточно увеличить кс до 0,14—0,15, чтобы электро
передача была динамически устойчива при т = 0,8
Кривые на рис 4 12 показывают зависимость максимального
значения Д/к/л/т;пРи» от *а при различных значениях кс и т
С помощью этих кривых может быть определена предельно до
пустимая длительность КЗ (при известном тУприв) для любого
значения т при заданном ke или по известному значению
А(к/л/тУприв оценен минимальный запас статической устойчивости
в послеаварийном режиме kf%,i„, при котором обеспечивается ус
тойчивость сложного динамического перехода для заданного
значения т Если kc"min превышает значение, равное ka — P(l+fta),
то минимальный размер разгрузки определяется по (4 4) при
подстановке ftc = £c"imn Задержка в действии автоматики приво
дит к необходимости увеличения размера разгрузки
Приведенные выше примеры относятся к электропередачам
от Волжских ГЭС, агрегаты которых в целях повышения
динамической устойчивости выполнены с увеличенными значениями
ту Агрегаты блочных ТЭС и АЭС и мощные гидроагрегаты новых
типов имеют существенно меньшие значения Tj, соответственно
утяжеляются условия обеспечения динамической устойчивости и
повышаются требования к аварийной разгрузке связей, по кото
рым осуществляется выдача мощности этих электростанций
Выше были рассмотрены приближенные методы оценки требо
ваний к автоматике аварийной разгрузки, предотвращающей
нарушение устойчивости при отключении КЗ основной быстро
действующей РЗ Для случаев работы основной РЗ с неуспеш
ным ОАПВ, а также отказов выключателей и действия УРОВ для
определения размеров аварийной разгрузки в простейшей и
187

сложных системах нужны более точные расчеты переходных
процессов Часто возникающие в условиях эксплуатации напря
женные режимы обусловливают тенденцию широкого использо
вания средств ПА и увеличения диапазона управляющих воз
действий с возможностью обеспечения устойчивости не только
при расчетных возмущениях, предусмотренных [10], но и при
более тяжелых При этом в случаях наиболее тяжелых, затяж
ных КЗ действие автоматики может оказаться неэффективным,
что не вступает, однако, в противоречие с директивными указа
ниями
Предотвращение нарушения устойчивости в системе
структуры II На режимы и условия статической устойчивости связи
приемной (дефицитной) части энергообъединения со значительно
более мощной (основной) частью энергообъединения в ряде
случаев значительное, а иногда и определяющее влияние
оказывают статические характеристики нагрузки приемной части (при
неизменности значения частоты, поддерживаемой основной
избыточной частью энергообъединения) В отличие от
рассматривавшегося выше энергообъединения структуры / характер наруше
ния в энергообъединении структуры // может быть существенно
различным в зависимости от соотношения генерирующей мощ
ности Рг и нагрузки Р„, от состава нагрузки в приемной части
энергообъединения, а также от параметров связи [41]
Если мощность генераторов и СК. приемной части достаточна
для предотвращения опасных снижений напряжения во всей
области устойчивых режимов, причиной нарушения статической
устойчивости при перегрузке связи или аварийном ослаблении
ее схемы является увеличение угла передачи (угла между экви
валентной ЭДС приемной части и напряжением шин бесконечной
мощности, замещающих отправную часть) Нарушения устойчи
вости такого типа можно условно назвать «нарушением по углу»
При незначительном изменении напряжения в приемной части
энергообъединения, когда влияние характеристик нагрузки мо
жет не учитываться, рассматриваемая система в первом прибли
жении может быть отображена простейшей схемой питания эк
вивалентного синхронного электродвигателя по связи с шинами
бесконечной мощности Приближенный (качественный) анализ
устойчивости при этом может быть выполнен (подобно
приведенному выше для системы структуры /) с использованием понятий
потенциальной и кинетической энергий Для выявления режим
ных требований к ПА, предотвращающей нарушение статической
устойчивости «по углу», в рассматриваемой простейшей схеме
методами, аналогичными рассмотренным выше, могут быть полу
чены соотношения и зависимости, позволяющие оценить мини
мально необходимый размер разгрузки связи, осуществляемой
отключением части наименее ответственной нагрузки дефицитной
части энергообъединения Автоматика, выполняющая эти функ
188
ции, получила название специальной автоматики отключения
нагрузки (САОН) Действие САОН приводит к нарушению
электроснабжения части потребителей, и применение ее обусловли
вается требованием предотвращения еще большего народнохо
зяйственного ущерба, который может быть вызван нарушением
устойчивости и отделением дефицитной части энергообъединения
со снижением частоты и работой АЧР
В рассматриваемом случае, когда аварийная разгрузка
должна обеспечить предотвращение нарушения статической устой
чивости «по углу», эта разгрузка может осуществляться по
факту аварийного ослабления схемы связи (например, по факту
отключения одной из параллельных линий) с контролем пред
шествующего режима и по признакам превышения допустимого
значения перетока мощности или угла передачи Сохранение нор
мативного запаса статической устойчивости в послеаварийном ре
жиме, наступающем после аварийного изменения схемы со
снижением предела статической устойчивости связи, характеризуемым
параметром р, может быть обеспечено отключением нагрузки в
размере (выраженном в долях Р?ф), который может быть опре
делен по формуле (4.4) как функция р, ka и kc, соответственно
могут быть получены оценки возможного повышения использо
вания пропускной способности связи за счет применения разгруз
ки По методике, аналогичной примененной для системы струк
туры /, могут быть выявлены требования к аварийной разгрузке
при простом динамическом переходе, аварийном набросе мощ
ности и т д
В некоторых крайне редких случаях предотвращение опас
ной перегрузки связи при аварийном изменении ее схемы или
набросе мощности из за аварийного снижения генерируемой
мощности в дефицитной части может быть осуществлено дейст
вием автоматики деления отправной части с выделением на
связь избыточного по мощности энергорайона с избытком, до
пустимым по условию загрузки связи в послеаварийном режиме
При этом дефицит мощности в приемной части возрастает и
частота снижается Деление отправной части, сочетаемое при
необходимости с автоматическим снижением генерирующей
мощности в выделенном энергорайоне для ограничения избытка
мощности, как правило, неблагоприятно по условиям надежное
ти (в частности, из за воздействия на большое число выключа
гелей) и практически трудно реализуемо В принципе возможно,
но также редко осуществимо деление приемной части с выде
лением на связь дефицитного энергорайона с дефицитом, допусти
мым по условию загрузки связи Такое деление также приводит к
снижению частоты в отделившейся приемной части (кроме вы
деленного на связь энергорайона) Действие той и другой выде
лительной автоматики связано с ущербом, наносимым потреби
телям снижением частоты, а при значительных снижениях и рабо
189

той устройств АЧР В тех весьма редких случаях, когда
выделительная автоматика осуществима и допустима по условиям
надежности, вопрос о ее использовании должен решаться сопо
ставлением этого ущерба с ущербом, вызванным действием САОН,
обеспечивающим сохранение параллельной работы отправной и
приемной частей энергообъединения
По мере уменьшения отношения генерируемой мощности в
приемной части к ее нагрузке все большее влияние на условия
обеспечения устойчивости оказывают статические характеристики
нагрузки — зависимости активной и реактивной нагрузок от на
пряжения Даже при относительно небольших снижениях
напряжения на приемном конце связи при утяжелении ее режима
использование указанной выше эквивалентной схемы становится
неприемлемым и простейшей схемой замещения концентрирован
ной дефицитной части энергообъединения для качественного
анализа условий устойчивости может служить схема, в которой
эквивалентный генератор включен на узел нагрузок и для этого
узла известны состав нагрузок и статические характеристики
зависимости потребляемых активной и реактивной мощностей
от напряжения основных групп потребителей
При относительно малых значениях генерируемой мощности
(и мощности СК), когда нагрузка в основном покрывается
перетоком мощности по относительно мощной связи (P"f<P„, но
их значения соизмеримы), признаком приближения режима к
предельному по статической устойчивости служит снижение
напряжения до критического значения В этом случае предель
ный режим связи определяется пределом статической устойчи
вости нагрузки и нарушение устойчивости этого типа можно
условно назвать «нарушением по напряжению»
Наряду с рассмотренными характерными (крайними) случая
ми «нарушения по углу» (выход из синхронизма генераторов при
емной части при напряжении на нагрузке выше критического)
и «нарушения по напряжению» (нарушение статической устой
чивости нагрузки, предшествующее выходу из синхронизма ге
нераторов) нарушение статической устойчивости системы струк
туры // может происходить при практически одновременном
нарушении синхронизма генераторов и устойчивости нагрузки
приемной части энергообъединения
Из указанного выше следует, что, как правило, для анализа
устойчивости системы структуры // и определения основных тре
бований к автоматике, предотвращающей нарушение
устойчивости «по напряжению» или «по углу и напряжению», необхо
димо знание состава потребителей дефицитной части энергообъе
динения и статических характеристик зависимости активной и
реактивной нагрузок от напряжения Методам эквивалентирова
ния и учета характеристик нагрузки при определении устойчи
вости энергосистем, и в частности устойчивости узлов нагрузки,
190
уделялось большое внимание, значительную роль в уточнении
характеристик нагрузки и выявлении особенностей процессов
при нарушении устойчивости узлов нагрузки с различным соста
вом потребителей сыграли экспериментальные исследования,
проведенные ВНИИЭ и рядом других организаций [41, 44 45]
Некоторые результаты экспериментальных исследований по опре
делению статических характеристик нагрузки по напряжению и
статической устойчивости узлов нагрузки приведены ниже На
турные испытания проводились в основном для узлов комплекс
ной городской нагрузки (коммунально бытовые потребители, не
большие промышленные предприятия, электрифицированный
транспорт и пр ), а также для узлов промышленной нагрузки с
преобладанием в составе электроприемников крупных электро
двигателей
На основании экспериментальных данных в качестве усред
ненной (типовой) статической характеристики зависимости
активной мощности комплексной нагрузки от напряжения Р„ (U)
рекомендована характеристика с регулирующим эффектом (от
ношение изменения активной мощности, отн ед , к изменению
напряжения, отн ед ) kPU, равным 0,9—1 в области напряже
ний от исходного Uq до (0 85- 0,8) Uo
Эта характеристика получена без учета действия устройств
автоматического регулирования напряжения (АРНТ) питающих
нагрузку трансформаторов Как показано в [45] для нагрузок,
питающихся от трансформаторов, некоторые из которых
снабжены устройствами АРНТ, экспериментальные статические характе
ристики в пределах диапазона автоматического регулирования
оказываются более пологими, так, для нагрузки, на 46% которой
распространено действие АРНТ, это действие проявилось в сни
жении крь для зоны регулирования со значения 1,2 до 0 55
В зоне устойчивой работы электродвигателей потребляемая
ими активная мощность мало зависит от напряжения (изме
няются потери в электродвигателях, а для асинхронных электро
двигателей — также момент на валу приводимых механизмов,
зависящий от скольжения) и регулирующие эффекты kPU для
узлов с чисто электродвигательной нагрузкой незначительны.
Статические характеристики зависимости реактивной
нагрузки от напряжения QH (U) в отличие от характеристик активной
мощности многообразны и не поддаются непосредственной
типизации ни для узлов комплексной, ни для узлов промышленной
нагрузки Эти характеристики определяются не только составом
электроприемников (для некоторых из них и режимом работы,
например для электродвигателей — коэффициентом их загрузки),
но и рядом других факторов, к важнейшим из которых отно
сятся. степень емкостной компенсации потребляемой реактивной
мощности; коэффициент загрузки трансформаторов, относитель
ная доля потерь реактивной мощности в сети, реакция АРВ
191

синхронных электродвигателей на изменение напряжения, уро
вень рабочего напряжения, оказывающий влияние на потери в
сети и особенно на потери на намагничивание Регулирующие
эффекты реактивной нагрузки по напряжению kQU в зоне
рабочих напряжений варьируются в очень широких пределах; в [44]
приведены экспериментальные данные, которые могут быть ис
пользованы для оценки kgu при условиях сходных с имевшими
место при испытаниях дефицитных энергорайонов (энергосистем)
и узлов нагрузки
В качестве примера можно привести следующие опытные
данные: для узла городской комплексной нагрузки с большим
количеством незагруженных трансформаторов и относительно
высоким уровнем рабочего напряжения значения kQl находятся
в пределах 4—6 (суточные вариации), для узла комплексной
нагрузки с рабочим напряжением значительно ниже номинально
го при малой степени компенсации потребляемой реактивной
мощности (cos <р = 0,75 — 0,78) kQU = l,9— 2,5, для узла промыш
ленной нагрузки с асинхронными электродвигателями, работаю
щими с большим коэффициентом загрузки (/гл = 0,8) при значи
тельной степени компенсации потребляемой реактивной мощное
ти непосредственно у электродвигательной (cos ф —0 924-0,94),
значение kQU вблизи нормального напряжения составляет 1,7—
2,1
Экспериментальные исследования статической устойчивости
узлов нагрузки показали, что развитие аварийных процессов при
глубоких снижениях напряжения может происходить по-разному
в зависимости от состава нагрузки В узлах комплексной
нагрузки при снижении напряжения ниже 0,78—0,8 U0 начинается
«саморазгрузка» потребителей из за возврата магнитных
пускателей и действия РЗ часть нагрузки отключается, размер само
разгрузки при напряжении 0,65—0,75 Uo находится обычно в
пределах от 10 до 30% Соответственно в зоне напряжений,
в которой происходит саморазгрузка, зависимости активной на
грузки от напряжений становятся более крутыми, а реактивная
нагрузка падает или незначительно возрастает Лавина напря
жения в узлах комплексной нагрузки как правило, не наблюда
лась, в отдельных случаях начавшаяся лавина напряжения
прекращалась в результате саморазгрузки Ограничивая развитие
аварийного процесса, саморазгрузка обеспечивала сохранение
устойчивости оставшейся включенной нагрузки
В проведенных ВНИИЭ экспериментах развитие аварийного
процесса типа лавины напряжения наблюдалось в узлах про
мышленной нагрузки с преобладанием крупных асинхронных
электродвигателей с большим коэффициентом загрузки Сниже
ние напряжения в устойчивой области приводит к увеличению
скольжения электродвигателей и росту потребляемой реактивной
мощности, усугубляющей снижение напряжения В приведенном
192
выше примере при начальном значении kQU, находящемся в
пределах 1 7—2,1, характеристика Q„ (U) является круто падаю
щей и kQU обращается в нуль в зоне напряжений 0 9--0.85 Uo
Опрокидывание электродвигателей приводит к резкому росту
реактивной нагрузки и дальнейшему самопроизвольному сниже
нию напряжения В узлах с нагрузкой указанного типа лавина
напряжения возникала при относительно высоком уровне крити
ческого напряжения (0,82—0,87 Uo) Остаточное напряжение
после завершения аварийного процесса обычно было в пределах
0,3—0,5 Uo
Сохранение статической устойчивости в случае когда воз
можно только «нарушение по напряжению», может обеспечи
ваться действием автоматики разгрузки (отключения части
нагрузки дефицитной части) пуск которой осуществляется по
факту ослабления связи (с возможностью контроля доаварийно
го режима) и по основному признаку опасного изменения режи
ма — снижению напряжения Ьсли в зависимости от исходной
схемы и режима характер нарушения устойчивости может из
меняться или нарушение устойчивости может происходить при
практически одновременном превышении угла передачи и не
допустимом снижении напряжения в приемной части, то для пус
ка автоматики разгрузки должны использоваться оба признака
возникновения опасного режима снижение напряжения и увели
чение передаваемой мощности (или угла передачи)
Условия обеспечения динамической устойчивости для
системы структуры // более благоприятны чем для системы
структуры /, как правило, нарушение динамической устойчивости связи
с дефицитной частью энергообъединения происходит только при
тяжелых или затяжных КЗ Анализ данных аварий и результаты
экспериментальных исследований динамических характеристик и
динамической устойчивости нагрузки позволяют выявить сущест
венные особенности электромеханических переходных процессов
в рассматриваемой системе при значительных аварийных воз
мущениях [41, 44]
Полученные ВНИИЭ экспериментальные данные показывают
что вызванное аварийным ослаблением схемы связи скачкооб
разное снижение напряжения до 0,82—0,85 Uo в узлах нагрузки
(всех основных типов нагрузки) не приводит к нарушению
работы электроприемников В первый момент происходит уменьшение
активной нагрузки в соответствии с квадратичной зависимостью
Л, от U, через 1,5—3 с переходные процессы в нагрузке за
тухают и установившееся значение нагрузки примерно соот
ветствует ее статической характеристике, подъем напряжения
до прежнего уровня приводит к восстановлению исходной нагруз
ки
Развитие аварийных процессов при КЗ может быть различ
ным в зависимости от места и тяжести КЗ Короткое замыкание
193
7-2431

на отправном конце связи приводит к сбросу передаваемой мощ
ности не вызывая (из->а удаленности КЗ) значительного сниже
пия нагрузки приемной части' вследствие этого в аварийном про
цессе происходит торможение генераторов и эчектродвигателей
При КЗ вблизи приемного конца связи генераторы могут уско
ряться при резком снижении нагрузки или тормозиться при от
носительно малом ее изменении Глубокие снижения напряжения
на нагрузке при тяжелых КЗ в приемной части могут приводить
к некоторой саморазгрузке (hi за возврата магнитных пускате
лей ичи срабатывания РЗ минимачьного напряжения) и наруше
нию динамической устойчивости части сильно загруженных
синхронных и асинхронных электродвигателей Короткие замы
кания в приемной части могут приводить также к выходу из
синхрони)ма СК- Как правило, синхронная динамическая устой
чивость сохраняется если КЗ отключаются основными защита
ми Однако нарушения динамической устойчивости сильно загру
женных электродвигателей могут иметь место и при длительности
КЗ, не превышающей 0 2—0 3 е нарушения этого вида наблюда
лиеь в эксплуатации и при проведении экспериментальных иссле
довании Такими мерами как ускорение действия РЗ
обеспечение эффективной форсировки возбуждения генераторов, СК и
синхронных электродвигателей обычно удается обеспечить необ
ходимый уровень динамической устойчивости нагрузки и слу
чаи когда эти меры недостаточны и необходимо использование
специальной ПА являются исключитечьно редкими В [41] при
веден пример применения автоматики разгрузки для сохранения
динамической устойчивости ответственной асинхронной нагруз
ки в условиях схемы и режима, для которых характерен высокий
уровень критического напряжения Была внедрена ПА с пятью
очередями разгрузки по напряжению с уставками в пределах
0 6—0,9 U , выдержками времени 0—4 с и объемом разфузки
(кратковременной и не вызывающей ущерба v потребителей)
от 20 до 40% суммарной нагрузки узла Опыт эксплуатации
подтвердил высокую эффективность этой автоматики
В заключение необходимо отметить что в ряде случаев связь
меньшей части энергообъединения с основной его частью может
работать в реверсивном режиме Для относительно слабой связи
перемена направления перетока мощности может быть вызвана
даже небольшими изменениями баланса мощности в меньшей
части энергообъединения Для относительно сильной связи ре
версивный режим может иметь место например при работе
через такую связь мощной ГЭС с крупной дефицитной местной
энергосистемой при резких изменениях мощности генерируемой
ГЭС, от максимально располагаемой (покрытие пиковых нагру
зок энергообъединения) до минимально допустимой (режимы
ночною провача нагрузки при шфиците гидроресурсов)
При необходимости значительного использования пропускной
194
способности связи в режимах с тем и другим направлением пере
тока мощности ПА связи, работающей в реверсивном режиме,
должна удовлетворять комплексу требований, определенных
условиями предотвращения нарушения устойчивости как в системе
структуры /, так и в системе структуры //
4.2. Предотвращение нарушения статической устойчивости
межсистемных связей
Особенности режима межсистемных связей. Изложенные
выше режимные принципы противоаварийного управления в
целях предотвращения нарушения устойчивости основывались
на анализе нарушений схемы или режима электрической связи,
соединяющей электростанцию с мощной энергосистемой (энерго
обьединением) или относительно небольшую часть
энергообъединения (энергосистемы) со значительно большей мощной
частью Предполагалось, что аварийные возмущения и
управляющие воздействия ПА не вызывают изменения частоты в
рассматриваемой системе В отличие от указанного ниже рас
сматриваются режимы электрических (межсистемных или основ
ных внутрисистемных) связей между соизмеримыми по мощности
энергосистемами (частями энергосистемы, энергообъединения)
при анализе этих режимов необходим учет влияния изменения
частоты [36 44]
Основные особенности режима межсистемной связи — неста
бильность передаваемой мощности в нормальном режиме, выз
ванная нерегулярными колебаниями частоты и обменной мощное
ти около средних значений и медленными изменениями средних
значений из за изменений балансов мощности параллельно ра
ботающих энергосистем, резкие аварийные изменения балансов
мощности этих энергосистем создают угрозу нарушения устой
чивости межсистемных связей
Нестабильность обменной мощности, вызванная нерегулярны
ми колебаниями частоты и балансов активной мощности обус
човливает необходимость дополнительного запаса статической
устойчивости, соответствующего амплитуде нерегулярных колеба
ний передаваемой активной мощности, зависящей от мощностей
(суммарных нагрузок) соединяемых энергосистем Значение
амплитуды нерегулярных колебаний передаваемой активной
мощности может быть определено для каждой связи (сечения
сети) по данным измерений При отсутствии таких данных
расчетная амплитуда нерегулярных колебаний АР может быть
вычислена по (15) В соответствии с «Руководящими
указаниями но устойчивости энергосистем» [10] наличие автоматичес
кого регулирования частоты и обменной мощности с периодом
остающихся колебаний около 10 мин позволяет снизить значение
\Р в 2 раза по сравнению с ручным регулированием К дейст
195

вующим в ЕЭС СССР (и в изолированно работающих энерго
объединениях) системам АРЧМ не предъявляются требования
подавления быстрых колебаний частоты; эти системы должны
обеспечить поддержание среднего значения частоты (при периоде
осреднения около 10 мин) и подавление относительно медленных
ее колебаний с кажущимся периодом несколько минут Регули
рование обменной мощности на заданное значение с подавлением
колебаний с кажущимися периодами 5—10 мин и более может
быть осуществлено совместно с поддержанием среднего значения
частоты Однако, как правило, автоматическое поддержание
заданной обменной мощности является нецелесообразным, и
основные связи ЕЭС и ОЭС работают со «свободными перетоками»,
изменяемыми (в допустимых пределах) в соответствии с требо
ваниями экономичности, отказ от жесткого регулирования
обменной мощности обеспечивает также благоприятный эффект ча
стичной взаимной компенсации нерегулярных колебаний нагруз
ки параллельно работающих энергосистем (ОЭС) Вместе с тем
регулирование перетоков мощности между ОЭС в некоторых
случаях может быть обусловлено структурой и принципами дейст
вия систем АРЧМ в столь сложном энергообъединении, каким
является ЕЭС СССР, регулирование обменной мощности со
статизмом по частоте обеспечивает возможность согласованного
функционирования систем АРЧМ параллельно работающих ОЭС
[14]
Важнейшей функцией систем АРЧМ является ограничение
допустимыми пределами перетоков мощности по межсистемным
связям Для эффективного ограничения перетоков мощности не
обходимо быстродействие системы, достаточное для подавления
нерегулярных колебаний с периодами 1,5—2 мин и более Авто
матическое ограничение перетоков мощности позволяет снизить
недоиспользование пропускной способности межсистемных связей
(уменьшить амплитуду нерегулярных колебаний АР) в большей
мере, чем это достигается при регулировании перетоков В [10]
отсутствуют указания по учету влияния автоматического огра
ничения, и оценка эффекта ограничения должна базироваться
иа результатах испытаний и данных опыта эксплуатации При
возможности ограничение целесообразно осуществлять путем
сбалансированного воздействия на изменение мощности регу
лирующих электростанций по обе стороны контролируемой связи,
при этом условии ограничение выполняется без существенного
нарушения общего баланса мощности и изменения частоты
В настоящее время системами АРЧМ всех уровней управления
(ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем), а также некоторыми мест
ными устройствами обеспечивается ограничение перетоков
мощности по всем связям между ОЭС и наиболее важным транзит
ным связям внутри ОЭС
Опыт эксплуатации АРЧМ показывает высокую эффектив
196
ность систем АРЧМ по стабилизации частоты, улучшению
использования пропускной способности основной сети ЕЭС СССР
и ОЭС при повышении общего уровня надежности Автомати
ческое ограничение перетоков мощности по межсистемным и
основным транзитным связям предотвращает опасную
перегрузку этих связей при относительно медленных нарушениях
балансов мощности, и этим по существу решается одна из задач
противоаварийного управления
Характеристика зависимости мощности от частоты. Для
анализа режимов межсистемных связей и определения требова
ний к управлению перетоками мощности необходимо знать
характеристики и параметры энергосистем влияющие на
процессы изменения частоты и мощности в энепгообъединении
[36 44] v
Коэффициент крутизны результирующей статической харак
теристики зависимости мощности от частоты k, и обратная вели
чина — результирующий статизм af = l/k/ — являются важней
шими режимными параметрами энергосистемы, влияющими на
процессы изменения мощности и частоты Коэффициент кру
тизны представляет собой отношение изменения баланса мощ
ности АР, к установившемуся отклонению частоты А/, этот па
рачетр, МВт/Гц, в зарубежной литературе называют иногда
«регулирующей энергией» энергосистемы Обычно используют
значения kf и ст(, выраженные в относительных единицах, от
нося отклонение частоты к номинальному значению /о, а и'зме
нение^мощности — к суммарной номинальной мощности агрега
тов Pf, но« или к суммарной нагрузке в исходном (до возмуще
ния) режиме Р„0 В приведенных ниже формулах значения
k) и af даны в относительных единицах при базисной мощно
сти Р„о
Значения fy и о, определяются средневзвешенным
коэффициентом крутизны характеристик первичного регулирования
турбин £г=1/аг, коэффициентом крутизны статической характе
ристики зависимости суммарной активной нагрузки от частоты
(при учете влияния изменения напряжения) k„=\/a„ и соот
ношением Р\ но„ и Р„0
k)= pfer + fe„, а,= "р" , (438)
Or + ран v '
где P = P£ho„/Ph0, kr и Стг отнесены к Р\,тк, k„ и а„ — к Р|Ю
Экспериментальному определению статических характе
ристик зависимости от частоты суммарной нагрузки Р„, генери-
197

руемой мощности Рг и мощности энергосистемы Рг— Р„ уделя
лось значительное внимание Основные результаты испытаний
по определению k, кк и k: обобщены в [44]
Для определения параметров kt для энергосистемы или
энергообъединения в целом проводятся быстрые изменения генери
руемой мощности или сбросы части генерируемой мощности, а
также раздетение энергообъединения на избыточную и дефи
цитную части Искомые параметры определяются при этом для
относительной узкой зоны частот (обычно до 1 —1,5 Гц) Для
определения значений kr в более широкой зоне регулирования,
а также кн при значительных (аварийных) изменениях частоты
проводятся специальные испытания на выделенных агрегатах
и узлах нагрузки приближенная оценка £,, к„ и kt при зна
чительных отклонениях частоты от нормальной может быть
также получена из анализа аварийных нарушений баланса мощ
ности Используются также методы пассивного эксперимента,
позволяющие на основе обработки данных регистрации колеба
ний частоты и перетоков мощности по межсистемным связям
определять значения kt в зоне присущих номинальному режиму
малых отклонений частоты (так называемые «действующие»
значения этого параметра)
Для наиболее типичных узлов комптексной нагрузки значе
ния £„ = 2,0— 3,0 и этот же интервал значении к„ может быть
принят для энергосистем (энергообъединений) в целом при отсут
ствии более точных экспериментальных данных При этом в диапа
зоне изменения частоты, не превышающего 10% номинального
значения, рассматриваемые статические характеристики можно
считать линейными
Указанные значения к„ характеризуют относительное измене
пие нагрузки, проявляющееся в кратковременных послеаварий-
ных режимах при затяжной работе с пониженной частотой
действие автоматических устройств и вмешательство оператив
ного персонала электрических установок потребителей в регу
лирование производительности установок приводят к снижению
регулирующего эффекта
Параметр кт характеризует степень управляемости агрегатов
под воздействием первичного регулирования При отклонениях
частоты |Д/|, меньших зон нечувствительности, генерируемая
мощность изменяется только на части агрегатов (в зависимости
от положения рабочих точек на нелинейной характеристике
первичного регулирования и размера отклонения) Если откло
нения частоты превышают размер зоны нечувствительности, в
поддержании частоты участвуют все агрегаты располагающие
регулировочным резервом (при снижении частоты может прояв
Ляться также некоторая перегрузочная способность полностью
загруженных агрегатов) По мере возрастания отклонения час
тоты регулировочный резерв постепенно исчерпывается и соот
198
ветственно снижается качение к Характер и}менения зависи
мости к, о] |Д/'| при понижении и повышении частоты сущест
венно различается и зависит ог наличия регулировочного ре*ер
ва и его распределения между ai регатами.
Выше речь шла о статических характеристиках зависимости
1енерируемой мощности от частоты определяемых АРЧВ От
этих характериС1Ик, а также характеристик зависимости нагруз
ки от частоты зависит уровень частоты при временной стаби
лизации ее после нарушения баланса мощности Соответствую
щую стадию послеаварийного режима принято называв уста
но вившимся режимом посте действия АРЧВ
Дальнейший ход процесса определяется реакцией тепловой ча
сти ГЭС и АЭС па изменение генерируемой мощности вызван
ное действием АРЧВ паровых турбин эта реакция зависящая от
типа турбин, котлов и их системы регулирования, проявляет
ся в течение нескотьких минут и приводит к режиму нашвае
мом\ установившимся режимом с учетом вли
яния реакции тепловой части электростан
ц и й [44]
Соответственно двум рассмафиваемым режимам будем раз
личать значения кг и kt введя обозначения kr\ и /г,, для режима
установившегося после действия АРЧВ и кГ-2 /г/2 для режима
после проявления реакции тепловой части электростанции Мно
гочисленные экспериментатьные исследования и анатиз имевших
место значительных аварийных нарушений баланса мощности
показали что значения кг_ и k,i существенно меньше значений
к 1 и /e,i и это различие крайне неблагоприятно сказывается на
протекании аварийных процессов Низкие значения кгч и кг> даже
при наличии регулировочных резервов в основном вызваны
устранением эффекта действия АРЧВ на части турбин
В период освоения энергоблоков (в особенности энергобло
ков 300 МВт на закритическис парамефы пара) они работали
в основном в щадящем режиме без существенною суточного и
недельного регулирования мощности и при совершенно недоста
точном участии в первичном регулировании частоты (в том чисте
при аварийных ее отклонениях) На значитечьной части эперго
блоков были включены регуляторы «до себя» (РДС) поддер
живающие давление пара перед турбиной воздействием па
регулирующие клапаны, устраняющие изменение мощности
вызванное действием АРЧВ и приводящие к снижению к ■> до
иутя Некоторые энергоблоки работали с автоматическими peiy
ляторами мощности без коррекции по частоте, чем также устра ^
пялся эффект действия АРЧВ (/гг2 = 0) Испотьзовались режимы
работы на скользящих параметрах пара чем полностью исктю
чалась реакция энергоблока на изменение частоты (к, i = /гГ2 = 0).
Кроме того, ряд блочных и других агрегатов работали с
ограничителями мощности
199

Опыт эксплуатации показа;!, что неэффективность первичного регулирования
энергоблоков существенно \тнжеляе| аварийные процессы вызваппьк наруше
ннсм баланса мощности
Имел место, например, случаи отделения части энер| ообьединения с воз
никновением дефицита мощности при наличии достаточного вращающегося
резерва мощности на блочных ТЭС Действием АРЧВ энергоблоков генери
руемая мощность была увеличена, что удержало частоту на уровне, близком
к нормальному. Набор мощности привел к снижению давления пара перед
турбинами энергоолоков затем РДС восстанови™ давление пара разгрузив
энерюблоки до мощности близкой к первонача тьноп (на некоторых даже
несколько ниже первоначальной) Произошло значительное снижение частоты
и устройствами АЧР была отключена нагрузка 270 МВт при наличии вращаю
щегоен резерва, примерно в 2 раза превышающего это значение.
В другом характерном случае при отделении ОЭС с избытком мощности
действие АРЧВ агрегатов электростанций в том гисле крупной блочной ГРЭС
с агрегатами 300 МВт обеспечило ограничение повышения частоты. Однако
РДС энергоблоков 300 МВт через 2—3 мин восстановили прежнюю мощность
что привело к разгрузке остальных электростанций ОЭС увеличению перетоков
но межсистемным связям нарушению i\ устойчивости и дальнейшему развитию
аварии [44]
Директивные указания [47] предусматривают ряд мер по
повышению эффективности первичного регулирования энергобло
ков в целях предотвращения и ограничения развития систем
ных аварий, связанных с нарушением баланса мощности, а
также более полного привлечения блочных электростанций к регули
рованию частоты в нормальных условиях Предписывается при
ведение параметров системы первичного регулирования турбин
(всех типов) в соответствие с требованиями ПТЭ и обеспечение
постоянного контроля за состоянием систем регулирования с уст
ранением выявившихся дефектов и периодическим снятием
статических характеристик Использование ограничителей мощ
ности допускается только в исключительных случаях при необ
ходимости по условиям механического состояния турбин. При
работе энергоблоков на скользящих параметрах пара разреша
ется полностью открывать только часть регулирующих клапанов
(четыре для энергоблоков 300 MB г и три для энергоблоков
800 МВт), чем обеспечивается возможность увеличения мощ
ности при снижении частоты При этом должен выполняться
автоматический перевод котла на повышенную производитель
ность при аварийном снижении частоты В системах автоматичес
кого регулирования мощности агрегатов (всех типов) должна
осуществляться коррекция по частоте исключающая блокировку
АРЧВ турбин при существенных изменениях частоты Допуска
ются следующие условия использования РДС, если они не явля
ются элементом системы автоматического регулирования, обес
печивающей изменение мощности энергоблока при отклонении
частоты на энергоблоках с промежуточными котлами РДС ис
200
пользуются только в «стерегущем» режиме с вводомув действие
при понижении давления перед встроенной задвижкой (до
уставки соответствующей защиты); на энергоблоках с бара
банными котлами и на энергоблоках с прямоточными котлами,
для которых снижение давления не регламентируется, РДС могут
использоваться только в схеме технологических защит, на
энергоблоках с пылеугольными котлами, на которых имеют место
неустойчивые топочные режимы, как исключение допускается
временное использование РДС для поддержания давления в
нормальном режиме при условии выполнения противоаварий
ного устройства, отключающего РДС при аварийном изменении
частоты; это же устройство при аварийном снижении частоты
должно переводить котел на повышенную производительность
Директивные материалы ориентируют на ввод на электростан
циях главных регуляторов или других более совершенных авто
матических систем, обеспечивающих изменение производитель
ности котлов при изменении частоты
Работа в указанном направлении проводится, однако произ
веденные проверки [48] данные испытаний и результаты ана
лиза аварий последних лет показывают недостаточно эффек
тивное участие турбин энергоблоков в регулировании частоты
С редневзвешенные значения krt оказываются не соответствую
щими требованиям ПТЭ (более низкими), а реакция тепловой
части ТЭС и АЭС проявляется в существенном снижении k,i
по сравнению с krl
Общую качественную характеристику зависимости ft/, от
знака и размера отклонения частоты можно иллюстрировать
серией кривых, представленных на рис 4 13 Сплошные линии
показывают характер изменения kt\ при наличии в исходном
режиме значительного диапазона регулирования мощности
(вращающегося резерва при снижении частоты и допустимого
~bffy 2,0 1,5 1,0 0,5 0 0,5 1,0 1,5 2,0 Af, Гц
Рис 4 13 Зависимость ft/i от отклонения частоты
201

снижения мощности при повышении частоты) и эффективном
действии АРЧВ на большей части агрегатов Пунктирные ли
нии показывают снижение характеристик при уменьшении па
чального диапазона регулирования
Экспериментальные данные показывают что при р= 12—
145 максимальные значения k,t соответс1вующие небольшим
снижениям частоты (0 2 — 0 5 Гц), как правило находятся в
пределах 7—12 Максимальные значения кц соответствующие
повышениям частоты па 0 5—1 0 Гц обычно не превосходят
10—15
По причинам указанным выше, значениям кц, находящимся
в пределах 7—10 в большинстве случаев соответствуют значения
kjo в диапазоне 3 6 Разница в значениях kf\ и к,2 для энер
госистемы (ОЭС) возрастает по мере снижения доли ГЭС в
структуре генерирующих мощностей увеличения доли aipe
гатов с /е,-2 = 0 (энерюблоки ТЭС и АЭС с включенными РДС
агрегаты с ограничителями мощности теплофикационные агре
гаты типа Р и др.) Соотношение ky>/kt\ для заданной структуры
генерирующих мощностей изменяется в зависимости от знака и
размера отклонения частоты, ветчины рщулировочного диапа
зона и ряда др>гих факторов
В соответствии с различиями реакции параллельно работа
ющих энергосистем на изменение частоты в эпергообъединении
характеризуемой коэффициентами крутизны кц и /г/2 значения
частоты и межсистемных перетоков в режимах установившихся
после действия АРЧВ и после того как прояви тось полностью
вчияние тепловой части электростанций могут быть существенно
различны В объединениях со слабыми межсистемными связями
даже незначительные изменения частоты могут привести к нару
шению параллельной работы энергосистем Обычно для межеи
стемных связей определяющими являются не условия сохранения
динамической устойчивости в начальной динамической стадии
процесса а условия статической устойчивости в двух рассматри
ваемых установившихся режимах
Как правило, оценка статической устойчивости межсистемных
связей энергообьединепия в двух рассматриваемых установив
шихся режимах является достаточной Однако из за различии
в скоростях проявления реакции тепловой части электростанции
возможность опасной перегрузки чежеистемных связей при пере
хо те от первого режима ко втором\ не может быть полностью
исключена Проверка устойчивости перехода ко второму режиму
требует расчета длительною электромеханического процесса
[49]
При нарушении требовании статической устойчивости в ус
гановившихся режимах (а также при неустойчивости перехода
к этим режимам) необходимо применение ПА изменение устано
вившихся режимов энергообъединения под совместным влиянием
202
аварийных нарушений и управляющих воздействий ПА определя
ется аналогично приведенному выше
Изменение перетоков мощности по межсистемным связям при
нарушении баланса мощности. Влияние статических характерис
тик параллельно работающих энергосистем на изменение пере
токов мощности по межсистемным связям в послеаварийном
режиме, наступающем после аварийного нарушения баланса
мощности одной из энергосистем энергообъединения, рассмотрим
на примере цепочечной схемы, представленной на рис 4 14
Мощности (максимальные нагрузки) энергосистем Рл = 10 000 МВт,
рв=7500 МВт, Рс = 15 000 МВт Значения коэффициентов
крутизны kj\ и /г/2 энергосистем избыточной по мощности энерго
системы А (с большой долей ГЭС в структуре генерирующих
мощностей) — kf,= 12, к%=\\, примерно сбалансирован
ной энергосистемы В (с относительно большой долей блоч
ных ТЭС)— fefi=8 /sf2 = 5, дефицитной энергосистемы С (с
преобладанием блочных ТЭС и АЭС) — к\\ = 7, к\г = 4 Пере
токи активной мощности по связям АВ и ВС показаны на
рис 4 14, а
При аварийном снижении генерирующей мощности в
энергосистеме С на 1000 МВт изменения перетоков мощности в после
аварийном режиме, наступившем после того, как проявилось дей
ствие АРЧВ турбин, составят
АР л
= 1000
ДР„
10 ()()()• 12
_ 120 000
10 000 12 + 7500-8+15 000 7 — 285 000
10 000 12 + 7500 8
= 420 МВт
1000-
285 000
635 МВт
Перетоки мощности в этом
режиме показаны на рис 4 14, б
Снижение частоты составит
: 0 0035 отн ед ,
285 000
или 0,175 Гц
Режим заметно изменяется
после того, как скажется реак
ция тепловой части электростан
ций Заменив значения fyi на
kj2, получим ДР,,Я = 530 МВт,
ДЯЯС = 710 МВт (рис 4 14, в)
Частота снизится до значения
1000
ABC
0—^*0—*—©
/0550МВт 7500МВт 7ЛШМВт
а)
А В С
В
0 9J5MH* ^-х
^—0
ЛВС
930 МВт s~\ ««МВт
0
е»0«М6т ^-х
Щ:
■■ 0,0048,
207 500
0,24 Гц
Если бы связи АВ и ВС были
оснащены устройствами аварий
Рис. 4.14. Перетоки мощности по меж
системным связям энергообъединения
а исходный нормальный режим б — по
слеаварийный режим после действия
АРЧВ; в — то же после того, как
проявитесь реакция тепловой части
электростанции
203

ной разгрузки с уставками соответственно 900 и 1100 МВт, то
в первом из рассматриваемых режимов перетоки по обеим свя
зям не достигли бы уровня уставок, а при переходе ко второму
режиму сработала бы ПА связи АВ Предположим, что в энерго
объединении работает система АРЧМ, воздействующая на мощ
ность ГЭС энергосистемы А и осуществляющая регулирование
частоты и ограничение перетоков мощности по связям АВ и
ВС значениями соответственно 850 и 1050 МВт В рассматри
ваемых условиях устройство ограничения перетока мощности
по связи АВ пришло бы в действие в процессе перехода от
режима рис 4 14, б к режиму рис 4 14, в, быстродействующее
ограничение могло бы предотвратить работу автоматики
разгрузки, а восстановление частоты было бы блокировано дейст
вием ограничителя, частота после действия ограничителя или
ПА снизилась бы (в зависимости от размера разгрузки) допол
нительно — по сравнению с Д/г — на 0,04—0,07 Гц
Влияние отклонения частоты на переток мощности по
межсистемной связи. На основе указанного выше можно установить
связь между отклонением частоты в энергообъединении А(отн и
изменением перетока активной мощности ДР„ по межсистемной
связи с энергосистемой (небольшой частью энергообъединения),
для которой отклонение частоты является внешним возмущением
[33, 36]
Изменение перетока в долях мощности (суммарной нагрузки)
присоединенной энергосистемы
Р* =№ = к,\Ц„и\ (4 39)
При отклонении (снижении и повышении) частоты в энерго
объединении на 0,004 (0,2 Гц) и коэффициенте крутизны для
этой зоны изменения частоты kf = 10 изменение перетока Р„ =
= 0,04 (4% Рн0) Для слабой связи, предел статической устой
чивости которой составляет 4% мощности присоединенной энер
госистемы (Р„р = 0,04 Рио), такое аварийное отклонение частоты
( ±0,2 Гц) привело бы к нарушению параллельной работы даже
в том случае, если в исходном режиме связь была бы пол
ностью разгружена Полное использование пропускной
способности в нормальном режиме (kz = 0,2) при сохранении норма
тивного запаса статической устойчивости в послеаварийном ре
жиме, вызванном отклонением частоты на 0,2 Гц (снижением
частоты в случае избыточной по мощности присоединенной
энергосистемы, повышением в случае дефицитной), могло бы иметь
место для весьма сильных связей с Р||р = 0,43Р„о и более
Менее сильные связи при отсутствии ПА должны были бы рабо
тать по условиям статической устойчивости послеаварииного
режима со значительными запасами статической устойчивости в
нормальном режиме, например с /га = 0,52 при Рпр = 0,15Р„о
и с /га = 0,9 при Рлр = 0,1Р„о, оснащение таких связей средст
204
вами ПА позволяет обеспечить полное использование их
пропускной способности (повышение ка до 0,2), но при этом рассмат
риваемое относительно небольшое аварийное отклонение частоты
в энергообъединении приводит к воздействию ПА ряда
межсистемных связей на изменение баланса мощности параллельно
работающих энергосистем
Эффективность аварийного управления мощностью
параллельно работающих энергосистем. Автоматика «балансирующего
действия». Изменение перетока мощности ДР, ,, по связи
между избыточной (/) и дефицитной (//) энергосистемами при
воздействии ПА на снижение генерируемой мощности в энергосистеме
/ ДР'Г и отключение нагрузки в энергосистеме // ДР'„'
определяется формулой [36, 44, 50]
АР, ,, = АР'Г , k"P"n +AP» , k''P'l, (4 40)
к\р, + к\'ри к\ р, + к1; р„
где Р, и Р,, мощности (суммарные нагрузки) энергосистем, к/
и к/' — коэффициенты крутизны их статических характеристик
зависимости мощности от частоты
Как видно из (4 40), эффективность управляющего воздейст
вия в энергосистеме определяется соотношением произведений
мощности энергосистем на их коэффициенты крутизны /г(Р,
а при равных значениях kt — соотношением мощностей
энергосистем (частей энергообъединения). При равных значениях kfP
соединяемых энергосистем (частей энергообъединения) для
разгрузки связи на ЛР,_„ необходимо снижение генерируемой
мощности в отправной части энергообъединения ДР/ = 2ДР, _ „
Если АР, _ и для мощной связи составляет 5% суммарной мощ
ности энерюобъединения Pj_, то ДР'Г = 0 1Р£И При £'—£'.'=5
такое управляющее воздействие приведет к снижению частоты
на 0,02 отн ед , или на 1 Гц Отключение нагрузки в этих
условиях может быть оправдано только необходимостью огра
ничения отклонения частоты При ограничении отклонения
частоты значением 0,5 Гц разгрузка связи на АР,_ц может
быть достигнута сочетанием минимального размера ДР„", рав
ного 0,5ДР, „, с уменьшением ДР/ в отправной части до
1,5Д/>,_„
Если при равенстве значений kt мощность отправной части
значительно меньше мощности приемной, например Р, =0,2Р„,
то требуемая разгрузка связи обеспечивается управляющим
воздействием ДР/ = 0,06Pj со снижением частоты при к/ = к" =
= 6, равным 0,5 Гц Если отправная часть значительно больше
приемной, например Р, = 5Р,,, то снижение генерирующей мощ
ности в отправной части становится значительно менее
эффективным, для обеспечения требуемой разгрузки связи необходимо
ДР'г = 0,ЗР^, такое управляющее воздействие вызвало бы не
205

допустимое снижение частоты что привело
бы к действию устройств АЧР Автома
тическая частотная разгрузка в отирав
ной части энергообъединения сделала бы
недостаточным даже столь значительное
снижение генерируемой мощности а при
наличии ограничений по снижению час
Рис 4.15. Схема :>нерго тоты рассматриваемое управляющее воз
объединения действие было бы недопустимым. Раз
грузка связи в требуемом размере могла
быть достигнута отключением нагрузки в приемной части в
размере 0 06РУ, что при указанном соотношении мощностей
составляет 0,ЗРи и также не может быгь допущено
В качестве примера рассмотрим выбор управляющих воздей
ствий ПА, предотвращающей нарушение параллельной работы
двух примерно равных по мощности крупных частей энерго
объединения, схема которого представлена на рис 4 15 Избы
точная А и дефицитная В части энергообъединения связаны
мощной связью АВ В часть А входит энергосистема С, при
соединенная слабой связью АС, предел статической устойчивости
которой составляет 0,05% мощности (суммарной нагрузки)
энергосистемы С (Рг), в часть В входит энергосистема D, при
соединенная сильной связью BD, предел статической устоичи
вости которой составляет 20% мощности энергосистемы D{PD)
В исходном нормальном режиме связь АС загружена только на
50% значения, соответствующего пределу статической устойчи
вости (кл = \), связь BD работает с запасом устойчивости
близким к нормальному (ka = 0,25), перетоки мощности но этим
связям направлены в сторону энергообъединения (рис 4 15)
Примем, что коэффициенты крутизны зависимости активной
мощности от частоты kt составляют части А (включая энерго
систему С) — 12, части В (с энергосистемой D) — 8, энерго
систем С и D — 10
Рассматривается аварийное нарушение схемы связи АВ,
при котором для сохранения нормативного запаса статической
устойчивости связи необходимо снижение мощности переда
ваемой по связи, на 1 6% мощности энергообъединения
(0.016Л)
При воздействии только на избыточную по мощности часть
энергообъединения А необходимый размер аварийной разгрузки
др;< = 0 016-±12 0.04Л =0 08РЛ (без воздействия на мощ
О L-
ность удаленной энергосистемы С) Так как коэффициент кру
тизны для энергообъединения в целом равен примерно 0,1, то
такая разгрузка вызвала бы снижение частоты в энергообъеди
нении на 0,004 отн ед , или на 0 2 Гц При воздействии толь
ко на дефицитную по мощности часть В потребовалось бы
206
отключение нагрузки в этой части в размере Р(' = 0 016 — =
= 0,0267Р = 0,0534Р„ Отключение столь значительно! о объема
нагрузки было бы недопустимо из-за вызванного этим отключе
пием ущерба наносимого потребителям дефицитной части В
(без энергосистемы D) это воздействие привело бы к новы
шению частоты на 0,00267 отн ед или на 0 13 Гц
Однако несбалансированное воздействие только на избыточ
ную часть также нецелесообразно так как привело бы к опас
ной перегрузке связей АС и BD При работе связи АС даже
со значительной недогрузкой (/г,, = 1)) запас пропускной спо
собности в долях предела статической устойчивости связи со
ставляет 0,5, а в долях Р ^ 0 5 0,05 = 0,025 (2 5% Рс).
Аварийное снижение частоты на 0 2 Гц привело бы к набросу
мощности на связь АС в размере 0.04Р, и нарушению устой
чивости слабой связи не оснащенной средствами ПА Запас
пропускной способности относительно сильной связи BD при
/га = 0,25 составляет 0 02Ри и предотвратить нар>шение устой
чивости этой связи можно было бы воздействием ПА на раз
грузку энергосистемы D (что увеличичо бы дефицит части В)
При одновременном воздействии на снижение генерирующей
мощности в части А и по возможности небольшом отключении
нагрузки в В можно обеспечить необходимую аварийную на
грузку основной связи АВ без опасной пере1рузки связей АС
и BD Сочетание воздействий ДР? = 0,028Я^ =0,056Р,, и АР?,=
■=0 008fv = 0,016PD обеспечивает необходимую ра31р>зку связи
АВ (0,028^ + 0,008™ = 0,016Р ) При этом небаланс мощ
ности, создаваемый этими управляющими воздействиями со
ставляет 0 028 — 0 008 = 0 02Р^, что приводит к снижению
частоты на 0 002 отн ед или 0,1 Гц Такое снижение частоты
приводит к набросам мощности на связи АС и CD в размере
2% мощности присоединенных энергосистем, и в данном случае
в послеаварийном режиме сохраняется запас статической устои
чивости, несколько превышающий нормативное значение Как
уже указывалось выше, один из основных принципов противо
аварийного управления заключается в предотвращении нар\
шения устойчивости основных связей энерюобьединения сов
местным применением управляющих воздействий на снижение
1енерируемой мощности в отправной части и отключение нагрузки
(иногда быструю мобилизацию резервов мощности) в приемной
части энергообъединения Эти воздействия должны быть сбалан
сированы таким образом чтобы вызванное ими отклонение
частоты не создавало опасного нарушения режима других связей
Особая чувствительность ЬЭС СССР к изменениям частоты
обусловливает ограничение снижения частоты при действии
автоматики балансирующего действия значением 0,05 Гц В на
иболее тяжелых режимах допускается снижение частоты на
207

0,1 Гц, но при этом не исключается нарушение работы менее
ответственных слабых межсистемных связей.
Применение автоматики балансирующего действия связано
с необходимостью учета при выборе воздействий в данном
районе противоаварийного управления ограничений, налагаемых
режимами других районов при отсутствии необходимой инфор
мации об этих режимах Дальнейшее развитие ПА предпола
гаег переход на более высокий уровень управления что связано
с созданием централизованных систем ПА и обеспечением
координации их действия
Выделительная автоматика Зависимость эффекта воздейст
вия ПА на изменение баланса мощности части энергообъединения
от соотношения мощностей (точнее произведении коэффициентов
крутизны на мощность) этой части и энергообъединения в целом,
нежелательность применения отключения потребителей как
средства аварийной раз1рузки межсистемных связей, целесооб
разность ограничения отклонения частоты вызываемого дей
ствием ПА, стремление уменьшить количество блочных ТЭС и
АЭС, привлекаемых к аварийному регулированию, и ряд других
соображений побуждают использовать так называемую выде
лительную автоматику [36]
Выделительная автоматика для сохранения в работе за
щищаемой ответственной связи осуществляет деление системы
(ДС) по другим связям, деление по которым целесообразно
по условиям баланса мощности Выделительная автоматика
может быть использована для разделения крупной отправной
части эиергообъединения с выделением на защищаемую важную
связь по возможности небольшого энергорайона (энергосистемы
группы малых энергосистем) с избытком мощности, позво
пяющим использовать пропускную способность связи с прием
ной частью энергообъединения В некоторых случаях самим
делением обеспечивается устранение опасной перегрузки связи,
но, как правило, после деления необходимо воздействие на
снижение избытка мощности в выделенном энергорайоне —
воздействие тем более эффективное, чем меньше мощность этого
энергорайона В другом (более редко применяемом) варианте
выделительная автоматика разделяет приемную часть
энергообъединения выделяя дефицитный энергорайон, получающий
мощность по защищаемой связи. Если дефицит выделенного
энергорайона превышает возможный прием мощности по связи,
ее опасная перегрузка может быть предотвращена отключением
части наименее ответственной нагрузки, для уменьшения раз
мера отключения нагрузки следует стремиться к выделению
небольшого энергорайона с дефицитом, по возможности близ
ким к пропускной способности связи
Опыт эксплуатации подтвердил высокую эффективность
выделительной автоматики, она успешно применялась уже на
208
первом этапе развития ПА при схеме райоты мощной ГЭС на
дальнюю электропередачу и местную энергосистему, при схеме
работы ГЭС на электропередачи двух направлений и в ряде
других случаев С организацией параллельной работы ЕЭС
СССР и ОЭС стран — членов СЭВ предотвращение нарушения
устойчивости межгосударственных связей осуществляется авто
чатикой ДС с выделением на ОЭС стран - членов СЭВ избы
точной по мощности части ОЭС Юга при опасном набросе мощ
ности на межгосударственные связи 750 400 кВ, при увеличе
нии угла передачи 750 кВ и при отключении одной из линий
транзитной связи 750 кВ (с контролем предшествующего
режима) Такое разделение ЕЭС СССР — отправной части меж
юсударственного энергообъединения -сопровождалось умень
шением мощности передававшейся в ОЭС стран — членов СЭВ,
возникающий при этом небольшой дефицит мощности приводил
к некоторому снижению частоты в ОЭС стран членов СЭВ
но как правило, не вызывал действия устройств АЧР в этом
энергообъединении [44]
4 .i. Противоаварийное управление мощностью энергосистем
Средства противоаварийной автоматики, предотвращающей
нарушение устойчивости. На первом этапе развития ПА в пе
риод освоения мощных Волжских ГЭС и первых дальних
электропередач для устройств ПА могла быть использована
только аппаратура электромеханического типа, предназначен
ная для выполнения РЗ и линейной автоматики, применялся
также ряд нестандартных устройств простейшего типа
Проектом первой дальней электропередачи 400 кВ Куйбы
шев — Москва были предусмотрены только устройства ПА,
управляющие электрическим торможением генераторов ГЭС при
тяжелых КЗ и форсирующие ступень продольной компенсации
(отключением одного из трех мостов УПК) при работе РЗ ВЛ
400 кВ, отходящих от переключательного пункта (была пре
дусмотрена также защита от повышения напряжения на от
правном и приемном концах электропередачи) [33]
В период ввода в эксплуатацию Волжских ГЭС и дальних
электропередач 400—500 кВ создавались временные схемы,
резко отличавшиеся от проектных эти временные схемы были
значительно менее надежными и более сложными по условиям
эксплуатации, чем проектные, и предъявляли повышенные тре
бования к ПА Оснащение Волжских ГЭС дальних электро
передач и примыкающих к ним энергосистем средствами ПА
осуществлялось силами эксплуатации На последних этапах
освоения электропередачи К\йбышев — Урал и при выполнении
рабочего проекта электропередачи Вол!оград Москва проек
тирование автоматики выполнялось по техническим условиям,
209

учитывающим полученный опыт эксплуатации В дальнейшем в
Энергосетьнроекте и ею отделениях были со-)даны специальные
подразделения по проектированию ПА к разработке методов
и средств противоаварийного управления были привлечены
научно-исследовательские организации- начались разработка
и промышленный выпуск аппаратуры специально предназна
ценной для ПА в соответствии с директивными указаниями
проекты ПА стали неотъемлемой частью проектов развития
ЕЭС СССР (ОЭС) и крупных энергообъектов
При оснащении средствами ПА первых дальних электро
передач возникли трудности обусловленные несовершенством
используемой аппаратуры и в особенности ограниченными воз
можностями органов выявляющих аварийные нарушения схемы
и режима
Автоматика аварийной разгрузки, предотвращающая нару
шение устойчивости неповрежденной электропередачи, выпол
нялась с помощью реле активной мощности, контролирующего
загрузку головного участка электропередачи Для двухцепных
электропередач кроме автоматики контролирующей суммарную
мощность, временно (до перехода на постоянную схему связан
ной работы цепей) использовались также индивидуальные комп
лекты на каждой из двух цепей При авариях на головном
участке импульс на разгрузку подавался непосредственно от
блок-контактов выключателей (или их повторителей) или от
выходных реле РЗ линии эти \стройства вводились в действие
с помощью реле, контролирующего предшествующую передава
емую мощность и разрешающую разгрузку только при значе
ниях мощности, превышающих уставку
В начальный период эксплуатации электропередачи Куйбы
шев — Москва (при работе понижающих трансформаторов
110 кВ i заземленной нейтралью) нашла применение автома
тика разгрузки при появлении токов нулевой последователь
ности на головном участке электропередачи (также с автома
тическим вводом с помощью реле контроля предшествующей
загрузки) дополненная органом направления мощности нулевой
последоватечьности Автоматика разгрузки, реагирующая на
появление токов нулевой последовательности использовалась
для предотвращения нарушения устойчивости в цикле ОАПВ
В дальнейшем такая автоматика использовалась с настрой
кои обеспечивающей ее действие только при авариях на голов
ном участке электропередачи и ввод ее в работу также осу
щесгвлялся с помощью максимального реле мощности, контро
лирующего доаварийную загрузку электропередачи Использо
вался и ряд других временных устройств выявления аварии
(по появлению напряжения обратной последовательное ги,
снижению напряжения прямой последовательности)
Опыт эксплуатации показал, что выявление нарушения
210
схемы и режима удаленных участков дальней электропередачи
может быть надежно обеспечено только путем установки конт
ролирующих устройств на промежуточных пунктах электро
передачи с использованием средств телеотключения или пере
дачи команд аварийной разгрузки на отправную ГЭС При
выполнении автоматики телеразгрузки возникли трудности с
созданием надежного и селективного пускового органа,
выявляющего разрыв электропередачи или отключение одной из
цепей двухцепного участка При использовании импульса от
выходных реле защит не выявляются отключения выключате
лей не вызванные действием РЗ, а также односторонние отклю
чения ВЛ с противоположной стороны Использование импульса
от блок контактов выключателя обеспечивает выявление всех
случаев отключения выключателя, но при этом остаются не-
выявленными отключения ВЛ с противоположного конца Для
надежного выявления всех случаев отключения линий
необходимы установка соответствующих пусковых органов на всех
пунктах электропередачи и расширение сети каналов теле
отключения
Реле минимального тока или реле минимальной мощности,
установленное на одном из концов ВЛ, способно выявить отклю
чение ВЛ, в том числе одностороннее, уставки реле должны
быть отстроены от емкостного тока или потерь на корону при
повышенном напряжении на отключенном конце линии Небла
гоприятной особенностью этих пусковых органов является
возможность ложной их работы при качаниях, при резком ава
рийном снижении мощности ГЭС, а также при потере питания
от трансформаторов напряжения В связи с этим при
выполнении телеавтоматики разгрузки применялись пусковые органы,
в которых сочетались устройства, фиксирующие факт
отключения ВЛ, с устройствами, обеспечивающими контроль этого
отключения по другим режимным признакам, а также ограни
чивающими действие автоматики телеразгрузки случаями, когда
это действие необходимо для предотвращения нарушения устой
чивости С этой целью использовались реле максимальной
мощности, выявляющие наброс активной мощности на промежуточ
ную подстанцию при разрыве электропередачи, нашли приме
нение также реле максимальной мощности со схемой
запоминания предшествующей загрузки контролируемого смежного
участка электропередачи
Одно из первых устройств телеавтоматики было установлено
на электропередаче Куйбышев — Москва для форсировки УПК
при отключении одной из цепей концевого участка Использо
вание аппаратуры телеотключения (УТО), разработанной
ВНИИЭ, позволило уже в 1962 г осуществить телеразгрузку
электропередачи Куйбышев — Урал при отключении участка
Златоуст — Свердловск, чем предотвращались опасный наброс
211

мощности на подстанцию Златоуст и нарушение устойчивости
На электропередаче Волгоград — Москва временные устройства
были заменены более совершенными с установкой на проме
жуточных подстанциях двух комплектов телеразгрузки, один из
которых действовал при отключении одной из линий участка,
а другой — при полном разрыве электропередачи
На рассматриваемом этапе развития автоматики запас ста
тической устойчивости электропередачи контролировался по зна
чению активной мощности на наиболее загруженном участке
Для дальней электропередачи, участки которой являются
межсистемными связями, необходимо контролировать значение
и направление активной мощности в нескольких точках электро
передачи, оценивать запас статической устойчивости по наибо
лее загруженному участку недостаточно При параллельной
работе энергосистем (энергообъединений) по сложным меж
системным связям из за несовершенства используемых средств
автоматики приходилось ограничиваться контролем мощности,
передаваемой по одному двум основным элементам межсистем
ной сети, однако это делало возможным лишь весьма грубую
настройку автоматики
При изменении схемы электропередачи или межсистемной
связи допустимый предел передаваемой мощности изменяется,
и при переходе на ремонтную схему или после аварийного на
решения схемы необходима перестройка автоматики
Необходимость вмешательства оперативного персонала для изменения
уставок автоматики, с одной стороны, затрудняет работу
персонала, с другой — приводит к снижению надежности, так как
после внезапного ослабления схемы и до вмешательства пер
сонала неправильная настройка автоматики делает ее
неэффективной. В связи с этим возникает требование автомати
ческого изменения настройки автоматики при изменении схемы,
что трудно достижимо при использовании простейших техни
ческих средств
Многие из указанных трудностей могут быть устранены
заменой устройства контроля мощности устройством контроля
угла передачи — параметром, наиболее достоверно
характеризующим запас статической устойчивости Для межсистемной
связи — это по существу угол между эквивалентными ЭДС
соединяемых энергосистем (энергообъединений), модули кото
рых не изменяются при изменении перетока мощности по свя
зи; для слабой связи этот угол может быть приближенно за
менен углом между мощными узлами примыкания связи к соеди
няемым энергосистемам, для электропередачи с АРВ сильного
действия на генераторах отправной ГЭС и СК приемной
энергосистемы в качестве контролируемого угла может быть принят
угол «по линии», т е сдвиг фаз напряжений по концам
электропередачи Контролируемый угол может быть измерен с помощью
212
телеканала, передающего фазу напряжения на другом конце
связи (электропередачи) Для косвенного измерения угла пере
дачи могут быть использованы параметры режима отправного
конца связи, вводимые в фантомную схему, если контролируе
мый таким образом угол передачи используется как основной
показатель запаса устойчивости, фантомная схема должна из
меняться при изменении схемы электропередачи [36]
Таким образом опыт эксплуатации выявил необходимость
разработки и создания устройств измерения угла электроне
редачи (а для дальнейшего совершенствования автоматики —
также измерения скорости изменения этого угла)
Большинство устройств, использовавшихся на первом этапе
развития ПА и предотвращавших нарушение статической или
динамической устойчивости, фиксировали опасную перегрузку
(достижение предельного режима) или факт аварийного изме
нения схемы (в ряде случаев с контролем предшествующего
режима) без должного учета тяжести аварии и скорости раз
вития аварийного процесса Из за крайне ограниченного набора
располагаемых средств (в особенности из-за недостаточных
возможностей выявительных органов) ПА, действуя по призна
кам, общим для ряда существенно различных аварийных си
туаций, не могла осуществлять рациональной дозировки управ
ляющих воздействий, в этих условиях требования к скорости
действия и интенсивности воздействия определялись по наиболее
тяжелой из этих аварий Избыточность управляющих воздей
ствий из за недостаточной дифференциации аварийных возмуще
ний в большинстве случаев была допустимой для электропередач
от мощных ГЭС, но неприемлемой для противоаварийного
управления системообразующими и межсистемными связями
сложного энергообъединения
Развитие методов и средств предотвращения нарушений
устойчивости шло по двум основным направлениям
разработка и организация промышленного выпуска комп
лексов устройств на современной элементной базе с более со
вершенными измерительными органами, обеспечивающими воз
можность более полного контроля исходной схемы и режима,
выявления характера и тяжести нарушения, с децентрализо
ванными устройствами дозировки управляющих воздействий на
основе дифференцированной оценки исходного и аварийного
режимов, с автоматизированными исполнительными
устройствами, обеспечивающими реализацию управляющих воздействий
с учетом состояния объекта управления, с новой аппаратурой
передачи информации и команд управления и т д На основе
этих комплексов создаются как локальные системы ПА энерго
объекта, так и децентрализованные системы противоаварийного
управления отдельных энергорайонов [36, 51, 52],
разработка и создание централизованных систем ПА круп
213

ных районов основном сети ЕЭС СССР и ОЭС с использова
нием всеи необходимой информации о состоянии района и раз
витой липкой противоаварийного управления, первые из этих
централизованных систем базировались на использовании
репейной и аналотвой техники, последующее развитие основы
валось па создании цифровых систем (с использованием ЭВМ
в качестве устройства автоматической дозировки управляющих
воздействий) с перспективой организации координации действия
зтих систем н создания иерархической системы противоава
рнйиого управления
Развитие работ по первому из указанных направлений бази
ровалось на обобщении опыта эксплуатации, результатах
работ научно исследовательских проектных и промышленных
организаций разработке требований к новым типам реле и
аппаратуры t улучшенными характеристиками к комплексным
устройствам с расширенными функциями
На основе проведенной работы был налажен серийный вы
пуск усовершенствованных максимальных реле активной мощ
ности диодно матричных коммутаторов для оперативной наст
ройки логической части ПА Разработаны Энергосетьпроектом
и широко применяются схемы органа контроля предшествую
щего режима (КПР) включающего несколько максимальных
реле мощности с различными уставками и используемого для
дозировки управляющих воздействий схемы устройств фиксации
отключения линии Во ВНИИР и ЧЭАЗ разработаны и серийно
выпускаются новые комплексы автоматики для фиксации изме
пений активной мощности и угла электропередачи, а также
скоростей изменения этих параметров Панель автоматики
фиксации изменений активной мощности содержит элементы,
позволяющие реализовать функции следующих реле макси
мальной и минимальной мощности, дифференциального сброса
и наброса мощности, скорости изменения мощности; обеспечи
вается возможность сочетания этих функций Элементы панели
автоматики фиксации изменений угла электропередачи
позволяют осуществить измерение разности фаз напряжений с
использованием аппаратуры телепередачи фазы или при помо
щи устройств моделирования вектора напряжения противопо
ложного конца электропередачи фиксацию исходного и теку
щего >глов а также значения относительного скольжения
Наряду с широким применением аппаратуры высокочастотного
телеотключения типа ВЧТО М для телепередачи до пяти сигна
лов ПА по высокочастотному каналу связи по линии электро
передачи внедряется новый более совершенный комплекс
аппаратуры В состав нового комплекса для телепередачи сигна
чов и команд ПА (в том числе сигналов телемеханики и фазы
напряжения) вхотят аппаратура типа АНКА, предназначенная
для образования низкочастотных сигналов и высокочастотная
214
аппаратура типа АВПА, с помощью которой производится
преобразование низкочастотных сигналов АНКА в высоко
частотные Модификация аппаратуры АНКА обеспечивает пере
дачу до 14 команд (и также передачу фазы напряжения)
В ПО «Союзэнергоавтоматика» создано (с использованием
исследовательских разработок ВНИИЭ) устройство УСПА ко
торое, работая совместно с АНКА и АВПА позволяет увели
чить количество передаваемых команд до 43 [51] организован
серийный выпуск этого устройства
Широкое развитие получили работы по применению микро
ЭВМ для ПА ВНИИЭ совместно с ЦДУ ЕЭС СССР ведет
работу по созданию «всережимной» системы управления мощ
ностью паровых турбин агрегатов Конаковской ГРЭС В этой
системе сочетаются функции управления агрегатом в нормаль
ном режиме с функциями противоаварийного управления
Виды аварийной разгрузки электростанций. Аварийное
управление мощностью паровых турбин (АУМПТ). Аварийная раз
грузка электропередач от ГЭС отключением части генераторов
отправной электростанции использовалась еще в 30 х (Ново
московская ГРЭС, Свирская ГЭС) и 40 х годах (Верхневолж
ские ГЭС) Широкое развитие автоматика разгр\зки отключе
нием генераторов (ОГ) получила с вводом в эксплуатацию
мощных Волжских ГЭС и дальних электропередач 400—500 кВ
в дальнейшем она стала одним из основных средств повыше
рия устойчивости электропередач от крупных ГЭС, блочных ТЭС
и АЭС Особенностью разгрузки с использованием автоматики
ОГ является ее дискретный характер, по мере увеличения
единичной мощности агрегатов ступени разгрузки возрастают и
с этим связаны угрубление дозировки и некоторая (иногда
существенная) избыточность управляющих воздействий Раз
грузка в целях обеспечения устойчивости электропередач от
ГЭС может осуществляться только е помощью автоматики ОГ,
и такая разгрузка вполне допустима по условиям эксплуатации
оборудования ГЭС Для электропередач от ТЭС и АЭС в на
стоящее время также используется в основном автоматика ОГ,
однако для этих электростанций такой способ разгрузки не
является ни единственно возможным ни оптимачьным по уело
виям эксплуатации оборудования
На блочных ТЭС и АЭС используются два способа ОГ
отключение выключателя генератора (с последующим закры
тием клапанов турбины) и закрытие стопорного клапана тур
бины (с последующим отключением выключателя генератора)
Первый из этих способов обеспечивает более быструю разгрузку,
что иногда необходимо по условиям динамической устойчивости
но не исключает возможности разгона турбины в случае неплот
иого закрытия клапанов турбины Второй способ более безо
пасен для оборудования (имеет преимущественное применение
215

на АЭС), но при этом разгрузка осуществляется в течение
примерно 0,8 с от момента подачи управляющего сигнала, что
снижает эффективность разгрузки как средства повышения
динамической устойчивости
В соответствии с [57] при отключении под действием ПА
генераторов ТЭС с остановом энергоблока должна использо
ваться проектная технологическая защита осуществляющая
перевод энергоблока на нагрузку собственных нужд при отклю
чении генератора от сети из за внешних повреждений, что по
зволяет обеспечить более быстрое восстановление мощности
при облегченных условиях работы эксплуатационного персо
нала При этом осуществляется перевод котла энергоблока на
растопочную нагрузку либо погашение котла и использование
его аккумулирующей способности (для энергоблоков с
барабанными котлами)
Предельная продолжительность работы энергоблоков на
нагрузку собственных нужд — 40 мин При срабатывании
технологической защиты под воздействием ПА рекомендуется
продолжительность уменьшить до 10—15 мин [58]
Опыт эксплуатации показывает целесообразность перехода
от применения ОГ к использованию более благоприятной по
условиям эксплуатации оборудования ТЭС и АЭС системы
АУМПТ Система АУМПТ воздействует на систему регулирова
ния паровой турбины через электрогидравлический преобразо
ватель (ЭГП) и механизм управления мощностью турбины
(МУТ) Этими воздействиями обеспечивается кратковременная
импульсная разгрузка турбин (КРТ) для быстрого гашения
избыточной кинетической энергии роторов агрегатов в целях
сохранения динамической устойчивости с последующим восста
новлением мощности до сниженного значения при котором
обеспечивается необходимый запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме (длительное ограничение мощности —
ОМ) АУМПТ может использоваться также как средство облег
чения и ускорения ресинхронизации в случае нарушения устой
чивости [44, 58]
Для воздействия в целях КРТ используется программный
способ управления, сигнал управления сформированный с по
мощью электроприставки (ЭП) к системе регулирования по
дается на ЭГП в виде прямоугольного импульса с амплитудой
А„ длительностью Т„ и плавным экспоненциальным спадом с
постоянной времени т (рис 4 16) Диапазоны изменения
характеристик воздействия /1 „ = 1 -^ 4 неравномерности (обычно
применяемые значения Ли = 3 Н-4 обеспечивают закрытие кла
панов с максимальной скоростью), Т к = 0,1 — 0,5 с, т = 2 — 5 с
Дозировка интенсивности импульсного воздействия произво
дится по результатам анализа переходных процессов с учетом
экспериментально полученных импульсных диаграмм (зависи-
216
Рис. 4.16 Форма импульса аварийной
разгрузки турбин
ги
мостей глубины разгрузки турбин от параметров импульса),
ступени КРТ могут различаться параметрами импульса (интен
сивностью воздействия на турбины) и количеством агрегатов,
на которых осуществляется КРТ Требования динамической
устойчивости удовлетворяются обычно с существенным запа
сом Следует, однако, учитывать, что чрезмерная интенсивность
воздействия на разгрузку крупной ТЭС (или АЭС) в сложном
энергообъединении может вызвать нарушение устойчивости по
другим (слабым или сильно загруженным) электрическим
связям В простейшей системе, в которой ТЭС (или АЭС) мо
жет быть представлена эквивалентным генератором,
работающим на местную нагрузку и через электропередачу на шины
бесконечной мощности верхний предел интенсивности
импульсного воздействия определяется условиями предотвращения
переторможения
Воздействие в целях ОМ может осуществляться через ЭГП
(быстрое ограничение), или через МУТ, или через оба этих
входа в систему регулирования Возможно использование КРТ
без ОМ или ОМ без КРТ
Основным преимуществом АУМПТ (КРТ и ОМ) является
сохранение энергоблоков в работе и устранение связанных с
применением ОГ необходимости воздействия на выключатели
(в ряде случаев с нежелательным нарушением схемы) опас
ности нарушения технологического процесса с задержкой вое
становления мощности и риском повреждения оборудования
снижения располагаемой реактивной мощности
Устройства АУМПТ ТЭС и АЭС созданы испытаны [44 59]
их эффективность подтверждена данными опыта эксплуатации
однако применение их до сих пор крайне ограничено Дирек
тивные материалы по эксплуатации энергосистем нредуематри
вают более широкое внедрение аварийной разгрузки возденет
вием на ЭГП и МУТ и обязывают энергосистемы проводить
необходимые для этого мероприятия [47]
В КазНИИЭ при участии ВНИИЭ проведены исследования
по методам и средствам аварийного управ чения мощностью
гидротурбин (АУМГ) в целях повышения динамической устой
чивости Рассмотрены счедующне способы быстрого снижения
217

мощности гидротурбин использование отрица1ельного т идро
удара при быстром отводе потока воды из напорной системы
агрегата высоконапорной ГЭС, повышение давления под рабо
чим колесом агрегата иизконапорной ГЭС при быстром вводе
сжатого газа в отсасывающую грубу резкое снижение КПД
за счет нарушения решетки направляющею аппарата (НА) агре
i ата с индивидуальным приводом лопаток НА [60]. Ьлаго
приятные результаты исследований подтвержтают цетесообраз
ность дальнейших разработок по 4УМГ
Аварийная мобилизация резервов мощности. Возможности
быстрой аварийной мобилизации резервов мощности в приемной
части энергообъединения т,о сих пор используются недостаточно
Применение автоматики аварийного набора мощности позволяет
повысить запас статической устойчивости в поелсаварийном ре
жиме и ограничить снижение частоты из за относительно не
большой скорости мобилизации резерва автоматика набора
мощности в большинстве случаев не может служить эффектив
ным средством повышения динамической устойчивости [44]
Целесообразность более широкого использования автомати-
ieci<oro набора мощности в приемной части для разгрузки связи
с отправной частью обусловливается ориентацией па
применение ПА балансирующего действия
Аварийный набор мощности позволяет в ряде случаев умень
шить размер действия автоматики балансирующего действия
на отключение нагрузки и снизить ущерб, наносимый потреби
телям При пубоких снижениях частоты, приводящих к работе
АЧР быстрая мобилизация резервов мощности позволяет в ряде
случаев уменьшить объем отк шчений и ускорить действие
ЧАПВ
Автоматика мобилизации резерва мощности на 1 ЭС при сни
жении частоты является в соответствии с [47] мероприятием,
обязательным дтя применения в энергосистемах На Вотжских
ГЭГ имени В И Ленина и имени XXII съезда КПСС при пере
токе мощности в сторону ГЭС была внедрена автоматика, воз
действующая на загрузку части гидрогенераторов Автоматика
действует по факту отключения шний 500 кВ (с контролем
перетока в сторону ГЭС ) а также при опасных набросах мощ
ностн в сторону ГЭС [61]
Натурные испытания, проведенные ОРГРЭС (ныне Союзтех
энерго) на Костромской ГРЭС н ОР1 РЭС совместно с ВНИИЭ
на Конаковской ГРЭС а также опыты на ряде других ГРЭС
показали возможность быстрою набора мощности на блочных
ГРЭС при форсированном воздействии на системы регулирова
ния турбин и котлов энергоблоков Исследования, выполненные
ВТИ и НИИПТ подтвердили возможность форсирования элек
грической мощности теплофикационных агрегатов быстрым
(временным) ограничением отпуска тепла [44 62]
218
В ОЭС Севере Запада по факту срабатывания автомати
ческой защиты (A3) реактора 1500 МВт АЭС осуществляется
автоматический пуск и затрузка гидроагрегатов Поскольку
значение электрической мощности, отдаваемой тенераторами
АЭС в процессе остановки агрегата после срабатывания A3
снижается сравнительно медленно (за время около 1 мин),
загрузка гидроагрегатов позвотяст предотвратить нарушение
устойчивости параллельной работы которое могло бы произойти
из за возникновения в районе АЭС большого дефицита актив
ной мощности
Форсировка возбуждения генераторов. Наряду с указанными
выше способами воздействия на режим работы генераторов
используется еще один, осуществляемый централизованными
системами противоаварийиой автоматики,— программная фор
сировка возбуждения обеспечивающая реализацию резервов
реактивной мощности, что способствует повышению
устойчивости параллельной работы
Специальная авюматика отключения нагрузки (САОН).
Отключение нагрузки с помощью САОН в целях предотвраще
ния нарушения устойчивости наносит ущерб потребитечя.м
энергосистемы и потому должно использоваться только в тех
случаях, когда другие управляющие воздействия недостаточны
или неэффективны, а действие САОП позволяет предотвратить
нарушения, приводящие к еще большему народнохозяйственном)
ущербу Развитие ЕЭС СССР, усложнение ее схем и режимов
повышение «чувствительности» ЕЭС к отклонениям частоты
делают необходимым вс'е более широкое применение ПА балан
сирующего действия, основанной на сочетании воздействия на
снижение генерирующей мощности в избыточной части энерю
объединения с действием САОН в приемной части Повышен
ные требования к ПА балансирующего действия возникают в
связи с работой ряда системообразующих и межсистемных
связей ЕЭС СССР при сниженных запасах устойчивости (в
условиях, указанных в директивных материалах [47])
Вынужденная работа ряда основных связей с пониженными запасами
устойчивости в целях предотвращения ограничения потребителей
увеличивает вероятность аварийных нарушений с работой САОН
или АЧР, однако опыт эксплуатации показывает, что ущерб
от увеличения аварийных отключений нагрузки состав шет лить
ничтожную долю ущерба который был бы вызван необходи
мостью длительных ограничений потребителей для увеличения
запасов устойчивости этих связей до нормативных значений.
При опасной перетрузке и ти ослаблении схемы связи дейст
вие САОН в приемной части обеспечивает выход на послеава-
рийный режим с сохранением требуемого запаса статической
устойчивости Как средство повышения динамической устойчи
вости САОН практически не используется из-за ма той эффек
219

тивности хотя в некоторых случаях его действие проявляется
и в облегчении динамического перехода При работе в вынуж
денных режимах с малыми запасами статической устойчивости
в исходном нормальном режиме в тех случаях когда нротиво-
аварийные воздействия не в состоянии предотвратить
нарушение синхронизма а кратковременные асинхронные режимы
допустимы отключение нагрузки с помощью САОН может исполь
-юваться для обеспечения результирующей устойчивости
Другой основной причиной вес более широкого использования
САОН является обусловленное развитием энергообъедшгений
(ЕЭС СССР ОЭС) и резким ростом степени концентрации
генерирующих мощностей увеличение количества относительно
небольших дефицитных частей энергообъединения (энергосистем,
энергорайонов) дефицит мощности которых покрывается
перетоками по связям с энергообъединением (его основной,
значительно более мощной частью) Как следует из указанного выше,
для раз!рузки связи при перегрузке или ослаблении ее схемы
не может быть использована автоматика снижения генерируемой
мощности в основной части энергообъединения Применение
выделительной автоматики во многих случаях нежелательно
по условиям надежности работы энергообъединения или прак
тически неосуществимо, и при эгом единственным средством
сохранения устойчивости связи оказывается применение САОН
в малой но мощности аефици!ной части. Директивные материалы
[47] указывают на целесообразность применения САОН в
рассматриваемом случае, если нагрузка, отключаемая САОН для
сохранения устойчивости связи составляет 50% и менее нагрузки,
которая неизбежно отключилась бы устройствами АЧР в дефи
цитиои части при ее отделении от энергообъединения При этом
следует учитывав характер нагрузок, на которые действует
САОН и АЧР допустимость асинхронного хода по связи,
возможность отказа в срабатывании САОН и некоторые другие фак
торы Отсюда следует, что если потеря слабой связи дефицит
ной части с основной частью энергообъединения не приводит к
снижению частоты вызывающему работу АЧР то применение
САОН дчя сохранения параллельной работы по слабой связи, как
правило, нецелесообразно. Директивные материалы пред ус мат
ривают также возможность использования САОН для обеспе
чения устойчивости узла нагрузки с высокоответственными по
требителями (предотвращения лавины напряжения) в посте
аварийном режиме, если сохранение устойчивости узла нагрузки
недостижимо с помощью других средств автоматики
При выполнении устройств САОН особое внимание должно
быть обращено на селективность срабатывания в соответствии
с назначением и фактическими режимами Пуск САОН необхо
дичо выполнять с использованием различных факторов а
также их сочетаний например ослабления схемы связи или опас
220
ного наброса мощности на связь (с контролем
предшествующего режима), роста угла передачи, опасного снижения на
пряжения
Директивными материалами разрешено воздействие САОН
на отключение потребителей, присоединенных к устройствам
АЧР, при этом объем АЧР должен быть достаточен на случай
отказа САОН и полной потери связи с дефицитной частью
энергообъединения
Выбор расчетного объема САОН должен производиться с
учетом неравномерности графика нагрузки отключаемых потре
бителей и возможности отказа в воздействии на отдельные
объекты, возникающие при этом трудности связаны с обеспе
чением необходимого запаса в объеме отключения и предотвра
щением излишнего отключения, которое не только вызывает уве
личение ущерба, но в некоторых случаях может привести к
опасному нарушению баланса мощности
Применение САОН в энергосистемах СССР началось в
1974 г с устройств, выполняющих функции местного характера,
в дальнейшем наряду с ростом количества таких локальных
устройств получили развитие общесистемные централизованные
системы САОН представляющие собой часть комплексов ПА
балансирующего действия, осуществляющих централизованное
противоаварийное управление большими районами основной
сети ЕЭС СССР и ОЭС
Так, например, в ОЭС Урала при общем объеме отключаемой
САОН нагрузки около 4000 МВт наряду с локальными устройст
вами САОН имеются общесистемные комплексы, в том числе
комплекс, используемый в централизованной цифровой системе
ПА кольцевой сети 500 кВ и внешних связей ОЭС,
располагающей общим объемом воздействия на снижение генерирующей
мощности на 3000 МВт и отключением нагрузки с помощью
САОН на 1100 МВт В связи со значительными потоками мощ
ности по связям 500 кВ Центр — Средняя Волга — Урал объем
нагрузки централизованной САОН, входящей в систему ПА
предотвращающей нарушение устойчивости этих связей при
аварийном изменении схемы, перегрузке и опасных снижениях
напряжения в сети 500 кВ ОЭС Центра, доведен до 3150 МВт
Всего к началу 1987 г объем нагрузки подключенной к САОН
в ЕЭС СССР, превысил 32 000 МВт, что составляет 15% сум
марной нагрузки
Как локальные устройства, так и централизованные системы
САОН имеют, как правило, несколько ступеней разгрузки с
возможностью дозировки воздействия в соответствии с тяжестью
аварии В соответствии с [47] допускается использование САОН
для отключения таких потребителей (предпочтительно
концентрированных, энергоемких), которые по характеру технологи
ческого процесса и степени ответственности допускают внезан
221

ный перерыв питания на время, достаточное для принятия сроч
ных мер по мобилизации резервов генерирующих мощностей
или ввода ограничений электропотребления В последние годы
большое внимание уделялось обеспечению автоматического
обратного включения потребителей, отключенных САОН, и зна
чительная часть локальных устройств и централизованные
системы САОН предусматривают возможность восстановления
питания потребителей при устранении причин, вызвавших авто
матическое отключение Вместе е тем опыт показывает, что
при обратном включении нагрузка как правило, из за нарушс
ния технологического процесса в установках потребителей
оказывается значительно меньшей исходного значения
Увеличение объема нагрузки, отключаемой САОН и необхо
димость обеспечения этого объема при условии сведения к мини
муму ущерба, наносимого потребителям, делают необходимым
значительное увеличение количества объектов противоаварий
ного воздействия и развитие сети телеканалов для передачи
команд отключения и обра i ного включения Началось
внедрение микропроцессорной техники для целей САОН первый
управляющий комплекс на базе микроЭВМ «Электроника 60»
внедрен Саратовэнерго и Средазтехэнерго (по инициативе и при
участии ЦДУ ЕЭС СССР) на Саратовской ГЭС [53] Возмож
ность расширения противоаварийного управления нагрузкой при
минимизации народнохозяйственного ущерба может быть обес
печена внедрением автоматической циркулярной разгрузки
(АЦР) Система АЦР строится на базе комплекса аппарат)ры,
разработанной ИЭД АН УССР и МОНИИПТ и выпускаемой
ПО «Союзэнсргоавтоматика» Аппаратура АЦР разработана для
сети 110 кВ с заземленной нейтралью Система АЦР может
использоваться как для реализации функции САОН, так и для
дистанционного управления электропотреблением,
осуществляемого оперативным персоналом [51]
При создании системы аварийного (автоматического или
дистанционного) управления нагрузкой предполагается соче
тание высоконадежной аппаратуры АНКА — АПВА для
передачи команд от центра противоаварийного управления до круп
ных районных подстанций 220—750 кВ с использованием АЦР
для последующей передачи -*тих команд по распределительной
сети 110 кВ до питающих центров Этим обеспечивается возмож
ность разукрупнения объектов противоаварийного воздействия
с использованием выборочно! о отключения линии о—35 кВ па
подстанциях I10 кВ [51]
В Энергосетьпроекте разработаны варианты структуры
централизованных систем САОН и исследованы вопросы надеж
ности их выполнения [54] Пример структуры централизован
ного аварийного отключения нагрузки показан па рис. 4.17
Объем аварийного отключения при срабатывании каждого
222
Риг 4.17. Структура организации
управляющею сигнала отключения на-
rpv'iKH
пускового органа ПО определяется в устройстве дозировки
управляющих воздействий ЛДВ, в качестве которых в наиболее
крупных комплексах используются управляющие ЭВМ тозиров
ка воздействия запоминается в специальном релейном устрой
стве АЗД Аварийный сигнал А от ПО проходит через устрой
(тво АЗД к исполнительным устройствам по путям, состоящим
из магистральных каналов /И, устройств распределения сигна
к>в отключения нагрузки PC и распределительных каналов V
Устройство PC выполняет функции ретрансляционного
пункта но в нем может быть предусмотрена коммутирующая
аппаратура утя обеспечения возможно! ги оперативного изме
нения очередности отключении потребителей через распредели
те |ьные каналы связи. В одном из вариантов объем разгрузки
определяется в устройстве АДВ и or АЗД по магистральным
каналам передается информация о ступени (объеме) отключе
ния, а подбор конкретных потребителей осуществляется в
устройстве PC Другой вариант структуры предусматривает
подбор потребителей в устройстве АДВ (в соответствии с же
тательнои очередностью их отключения), а устройство PC в
ггом случае выполняет только функцию распределительного
пункта
Для точной реализации задания на отключение определен
ной нагрузки желательно иметь информацию о действительной
мощности отключаемых потребителей, однако это приводит к
существенному усложнению и удорожанию системы каналов
связи и практически соответствующие каналы связи предусмат
риваются весьма редко — только при отключении отдельных
крупных потребителей
В [54] рассмотрены вопросы обеспечения надежности рабо
ты рассматриваемых устройств и подходы к оптимизации
устройств с учетом стоимости системы связи и ущерба от излишнего
отключения Опыт проектирования показал целесообразность
организации симплексных каналов 1ублированных па участках
от устройств АЗД и PC (магистральные каналы) и недубли
рованных на участках от PC к исполнительным органам (распре
делительные каналы) при этом удается обеспечить удовлетво
рительную надежность сжтемы телепередачи сигналов, а сто
имость системы находится в зависимости от конкретных \сло
221

вии — в пределах 0,5—2 pv6 на 1 кВт отключаемой нагрузки
Проектная оценка ianaca в размере расчетного воздействия
при отсутствии замера отключаемых нагрузок и необходимости
компенсации отказов в системе связи составляет 1 5—1,7 кВт
па подлежащий отключению 1 кВт Возможность существен
ною избытка отключенной мощности должна учитываться при
проверке небаланса мощности допустимого по условиям устои
чивости межсистемных связей. Дальнейшее совершенствование
системы и средств управления нагрузкой является необходи
мым условием развития противоаварийного управления и по
вышения надежности работы I ЭС СССР [55 56]
Существенный интерес представляют предложения ИЭД АН
СССР о широком использовании безынерционного управления
мощными преобразовательными установками потребителей
Кратковременное воздействие на потребляемую этими уста
новками мощность местных автоматических устройств, реаги
рующих на аварийное отклонение частоты, или устройств ПА
системного значения (или устройств обоих типов) может
обеспечить частичную компенсацию возникающих аварийных воз
мутцений, повышение устойчивости энергосистем качества
электроэнергии 'и надежности электроснабжения \ правление
преобразовательными установками может быть — по
согласованию с крупными потребителями — использовано при необходи
мости для оперативного ограничения электрогютребления в до
пустимых по интенсивности и длительности пределах (например
мри прохождении пиков нагрузки энергосистемы в особо
напряженных условиях)
4.4 Оптимизация противоаварийного автоматического
управления
При проектной разработке систем ПА венникаег задача
оптимизации структур н функций этих систем Выбор наилуч
шего варианта по критерию минимума затрат требует учета ряда
параметров объекта и системы противоаварийного управ те
ния, достоверная оценка которых связана со значительными
трудностями Эффективность ПА зависит от частоты и характера
аварийных возмущений и в значительной степени определяется
вероятностными характеристиками схемы и режима
энергосистемы как объекта управления, па степень эффективности
системы противоаварийного управ |ения влияют также
показатели технического совершенства и надежности используемых
1ехнических средств, принципы моделирования объекта управ
ления н ряд дру1их факторов В Энергосетьпроекте разработаны
подходы к решению рассматриваемой сложной задачи и даны
методы решения более простои задачи расчетной оценки эффек
тнвности ПА на основе сравнения ущерба от аварийных возму-
224
щений при отсутствии и при наличии ПА, предназначенной для
сохранения устойчивости [ЬЗ, 64] При отсутствии ПА ущерб
у потребителей возникающий при аварийных возмущениях
из за понижения частоты и действия устройств АЧР, вызыва
ется как небалансом активной мощности при первоначальном
возмущении так и разделением энергосистемы из лл наруше
нин устойчивости связи При наличии ПА ущерб вызывается
управляющими воздействиями, а также понижением частоты и
действием АЧР в результате небаланса мощности возникаю
щего при аварийном возмущении и противоаварийном управ
пении Выполненные предварительные расчеты подтвердили вы
сокую эффективность ПА в дальнейшем в Энергосетьпроекте
было проведено детальное исследование эффективности раз
личных видов управляющих воздействий для набора двух или
трех узловых систем
Сопоставление ущерба от различных видов управляющих
воздействий (и сравнение с ущербом при отсутствии ПА) бази
руется на методике «Оценки ущерба, связанного с
возникновением дефицита активной мощности», разработанной в Энер
i осетьпроекте н одобренной к опытному внедрению Научно тех
ническим советом Минэнерго СССР Эта методика может быть
использована и при решении задач эксплуатационного
характера Вводится понятие условного ущерба, который оценивает
ся по значению недоотпущенной электроэнергии при
принудительном снижении нагрузки с заблаговременным
предупреждением потребителей При этом ущербы от управляемого (авто
матического или оперативного) отключения потребителей без
предупреждения приводятся к эквивалентному условному ущер
бу увеличением недоотпуска в к раз, где
£ = М1-г-20еУ (441)
здесь е— доля уменьшения нагрузки по сравнению с исходным
значением, fto — коэффициент учитывающий отклонение очеред
ности автоматического отключения потребителей от оптимальной,
принимаемый равным от 1,2 до 1,6 при децентрализованном и
от 1 6 до 2,2 при централизованном отключении потребителей
Ущерб от понижения частоты оценивается по значению
недоотпуска электроэнергии, увеличенному в k' раз, где fe' = 60e
Приведенные оценки ущерба применены для энергосистем
с максимумом на1рузки не менее 3—5 тыс МВт при глубине
разгрузки к не более 0,2 и при общей продолжительности раз
грузки не более 3% годового и не более 5% месячного времени
Длительность недоотпуска электроэнергии принята равной 1 ч
после ввода управляющих воздействий и 2 ч после нарушения
устойчивости
Эта методика использована для выявления сравнительных
количественных показателей ^фективности различных управ
225
8-2431

ляющих воздействий, предназначенных для сохранения устой
чивости двухузловых и трехузловых систем Критерием сопо
ставления служит условный ущерб от перерыва электроснабжения
и понижения частоты
Общая оценка эффективности различных управляющих воз
действий в простейшей двухузловой (двухмашинной) схеме в
зависимости от параметров схемы была дана в ряде предшест
вующих работ [36, 40, 41], и соответствующие данные были
изложены выше Приведенные в [64 [ сопоставления различных
управляющих воздействий подтверждают эту оценку и дают ей
дополнительное обоснование, базирующееся на сравнении
количественных показателей В [64] рассматриваются два вида
нарушения ослабление связи между отправным и приемным
узлами на 50% при передаваемой мощности в доаварийном
режиме, равной предельно допустимому по условиям
устойчивости значению, возникновение аварийного дефицита мощно
сти в приемной части в диапазоне от 3 до 20% мощности этой
части Варьируются в широких пределах отношения мощности
отправной и приемной частей к пределу передаваемой мощно
(ти по связи, варьируются также отношения горячего резерва
в отправной и приемной частях к мощности этих частей В ка
честве управляющих воздействий рассматриваются разгрузка
турбин отправной части (РТ), централизованное отключение
нагрузки в приемной части (ОН), деление системы
(использование выделительной автоматики) в идеализированном (прак
• ически редко реализуемом) варианте, при котором деление
системы (ДС) обеспечивает предельно допустимое использо
вание связи в послеаварийном режиме
Регулирующие свойства каждого из узлов (частей) системы
представлены регулирующим эффектом нагрузки по частоте
vfe„ = 15) и усредненными статическими характеристиками
турбин, зависящими от относительного значения горячего резерва
в узле Учитывалось, что длительному понижению частоты более
чем на 1 5 Гц препятствует действие устройств АЧР, осуществ
ляющих децентрализованное отключение нагрузки Ущерб
оценивался также для случая отсутствия ПА (кроме АЧР) и
отключения связи (без учета ущерба, который может быть вызван
асинхронным режимом по рассматриваемой связи)
Основные выводы из приведенных расчетов, основанных на
указанных выше допущениях, заключаются в следующем для
всего широкого диапазона изменения параметров
двухузловой схемы существует противоаварийное управление, дающее
меньший ущерб, чем отключение связи из-за нарушения
устойчивости При возможности использования идеализированного
варианта ДС оно обеспечивает минимальный ущерб в
большинстве рассмотренных вариантов, и только в некоторых вариантах
возмущения второго типа (возникновение аварийного дефицита
226
в приемном узле) ущерб не отличается от ущерба при других
управляющих воздействиях
При невозможности реализации управления ДГ в рассма]
риваемом идеализированном (ити близком к нему) варианте мо
гут использоваться управления РТ, ОН или их сочетание
РТ + ОН. Сопоставление показывает что управление РТ в oi
правной части является оптимальным или близким к оптималь
ному по принятому критерию при первом типе возмущения
(оставление связи) в счучае слабой связи между соизмери
мыми по мощности частями и при обоих типах возмущения,
когда мощность отправной части мала по сравнению с мощ
ностью приемной Управление ОН в приемной части в больший
стве вариантов характеризуется большим ущербом во всех ва
риантах исключением явтяегся случай ко1да мощность при
емной части мала по сравнению с мощностью отправной; при
этом ущерб от управления ОН близок к возможному минимум)
(без учета ДС) Сочетание РТ и ОН является наиболее эффек
[ивным и обеспечивает в большинстве вариантов значительное
снижение ущерба по сравнению с использованием только РТ
или ОН (за исключением указанных выше случаев резкого
различия в мощностях соединяемых энергосистем) Оптимальное
сочетание РТ и ОН характеризуется превышением объема РТ
над объемом ОН и некоторым снижением частоты вызывающим
снижение оставшейся включенной нагрузки
Выполненное в [Ь4] рассмотрение условии противоаварий
ного vпpaвлeния в трехузловой системе показато, что эффектив
ность указанных выше противоаварийпых мероприятий меньше
чем в двухузловой, противоаварийное управление при аварийном
возмущении в одной из частей должно осуществляться с огра
ничением небаланса мощности значением, допустимым для
связей внешних по отношению к этой части В общем стучае
оптимизация управления в схемах с числом узлов больше двух
требует согласованного управления в нескольких узлах
В [04] рассмотрен проектный аспект задачи выбора опти
мального способа нротивоаварииного управления Критерием
для тако! о выбора может служить минимум годового ущерба
от всех расчетных аварийных возмущений, причем средний
тдовой >щерб от каждого из учитываемых ihiiob возмуще
ний может быть определен по среднему ущербу от одного возму
щения по среднегодовому числ> возмущений, по вероятности
режима, опасного для устойчивости системы, и по показателям
функционирования ПА
227

ГЛАВА ПЯТАЯ
ЦЕНТРАЛИЗАЦИЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО
АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
5.1. Общие принципы выполнения централизованных систем
противоаварийной автоматики
До ввода в эксплуатацию первых дальних электропередач
для предотвращения и ликвидации аварий использовались
локальные однофункциональные устройства ПА реагирующие на
местные признаки опасных изменений схемы и режима Широ
кое развитие ПА связанное с вводом в эксплуатацию дальних
электропередач и формированием ЕЭС СССР, характеризоватось
качественно новым направлением — созданием децентрализо
ванных комплексов ПА, состоящих из ряда устройств, взаимо
связанных общностью режима сложною объекта (района управ
ления) н согласованных по принципам и очередности действия
селективности и условиям резервирования [14, 34, 65]
Особенностью этих децентрализованных систем противоаварийного
управления является то, что дозировка управляющих воздей
ствий производится в нескольких пунктах где проявляются
нарушения схемы и режима Сформированные на основе мест
ной информации управляющие команды, подлежащие реали
задии на объектах, удаленных от пункта установки устройства,
выявляющего аварийные нарушения, передаются ва эти объекты
с помощью средств телемеханики
Создание децентрализованных комплексов сьм рало большую
роль в ул> чтении использования и повышении надежности
дальних электропередач и связанных с ними энергосистем
Противоаварийное управление в ряде районов ЕЭС СССР и
ОЭС при относительно простой структуре сети осуществляется
и в настоящее время с помощью децентрализованных систем
автоматики
Вместе с тем уже в начале 60-х годов опыт эксплуатации
первых децентрализованных систем и анализ перспектив раз
вития и усложнения сетей ОЭС и ЕЭС СССР показали цсле
сообразность создания централи )ованных комплекс
ных систем ПА, способных контролировать схем) и режим
всего района управления и на основе автоматически поступаю
щей информации о текущем режиме и возникающих аварийных
возмущениях определять необходимые управляющие воздейст
вия и передавать команды для их исполнения Предполагалось
использование для этих систем современных наиболее эффектив
ных технических средств, включая средства цифровой вычисли
тельной техники Вопросы применения ЭВМ в централизованных
системах противоаварийного управления требовали длительной
проработки; создание цифровых систем стало возможным только
228
после освоения отечественной промышленностью управляющих
ЭВМ достаточной производительности и надежности Поэтому
первое централизованное комплексное устройство (УПА), вве
денное в эксплуатацию в 1972 i на Волжской ГЭС имени
XXII съезда КПСС, было создано в основном с использованием
аналоговой техники (магнитных усилителей и полупроводни
ковой логики), а следующее — централизованная система коль
цевой сети ОЭС Урала, введенная в эксплуатацию в 1973 г,—
с использованием релейной техники [66, 67]
Работы по применению ЭВМ в системах централизованного
автоматического противоаварийного управления были начаты в
конце 60 х годов в Энергосетьпроекте, где были исследованы
вопросы организации таких систем, предложена классификация
их по принципам выработки (дозировки) управляющих воз
действий, обоснован выбор способа дозировки, определены тип
ЭВМ, используемой для первых централизованных систем (те
леавтоматический цифровой комплекс ТА 100 разработки
ЦНИИКА), и другие технические средства, разработан обоб
щенныи (базовый) алгоритм расчетов дозировки управляющих
воздействий и начато проектирование централизованных цифро
вых систем [68—70]
Централизация противоаварийного автоматического управ
ления обусловлена в основном необходимостью эффективного
решения наиболее сложной задачи такого управления — пред
отвращения нарушения устойчивости в сетях сложной структу
ры, таким образом, по своей основной функции централизо
ванная система ПА относится к комплексам АПНУ
Создание централизованной системы ПА, включающей
объединенные информационными и управляющими телеканалами
центральное устройство переработки информации и определе
ния (дозировки) управляющих воздействий и большое коли
чество периферийных устройств, установленных на различных
объектах контролируемого района сочетается с использованием
децентрализованных (локальных) устройств, действующих по
местным признакам нарушения схемы и режима и
выполняющих функции, не требующие централизованной координации
(предотвращение опасных изменений частоты и напряжения,
ликвидация асинхронного режима и т п.), а также некоторые
функции резервирования централизованной системы
Границы районов противоаварийного >правления определя
югея, с одной стороны, технологическими особенностями соот
ветствующей электропередачи, участка основной сети ОЭС или
ЕЭС СССР (контролируемыми по критерию устойчивости ВЛ
и сечениями, объектами реализации управляющих воздействии
ПА — эаектростанциями и узлами нагрузки, взаимозависи
мостью их режимов) и, с другой стороны, возможностями орга
низации надежной и быстродействующей телепередачи необхо
229

димой информации о схеме и режиме контролируемой сети
В централизованный комплекс, осуществляющий противоава
рийное > правление в целях предотвращения нарушения
устойчивости входят устройства измерения и фиксации параметров
доаварийного режима, пусковые органы (ПО) выявляющие
нарушения схемы и режима ЭВМ, выполняющая функции
устройства автоматической дозировки управляющих воздейст
вии (АДВ), исполнительные органы (ИО), реализующие эти
воздействия, средства телепередачи доаварийной информации,
информации об аварийных возмущениях и команд управле
ния В состав центральной части комплекса может входить так
же устройство запоминания дозировки управляющих воздействий
(АЗД), выработанных устройством АДВ
Преимущества АДВ на базе ЭВМ. Применение ЭВМ для вы
полпенни функций устройства АДВ позволяет значительно рас
ширить объем перерабатываемой информации о схеме и режиме
района противоаварийного управления, использовать большие
вычислительные и логические возможности ЭВМ для опреде
ления мест реализации и видов управляющих воздействий, для
уточненной их дозировки с учетом имеющихся ограничений По
является возможность выбора из нескольких воздействий, доста
точных для обеспечения устойчивости, тех, которые удовлетворя
ют принятым критериям оптимальности Память ЭВМ обеспечи
вает хранение большого объема условно постоянной (редко
обновляемой) информации, необходимой для использования
быстродействующих алгоритмов расчетов по выбору управляю
щих воздействий Оперативный персонал освобождается от не
обходимости изменения настройки, система ПА в известной мере
приобретает свойства адаптивности, облегчается организация
эффективного контроля персоналом состояния и работы автома
тической системы. Модернизация и расширение системы обеспе
чиваются программным способом, без аппаратной перестройки
АДВ Создается возможность решения важной перспективной
задачи координации действия локальных систем с учетом рацио
пальмой иерархии противоаварийного управления в ЕЭС СССР
Для централизованных систем противоаварийного управления
крупными районами основных сетей энергообъединений разра
ботаны два варианта применения ЭВМ в качестве устройств
АДВ В реализованных по первому варианту трех централизо
ванных системах (иа Братской ГЭС, Южной подстанции 500 кВ
Свердловэнерго, Костром< кой ГРЭС) для устройства АДВ при
менен комплекс типа ТА 100 специализированная управляю
щая мини ЭВМ, падежная работа которой обеспечивается при
менением мажоритарного принципа используются три синхрон
но работающих решающих устройства, а управляющие сигналы
формируются «голосованием» по большинств\ (два из трех)
На основе реконструированной на новой элементной базе мини
230
ЭВМ ТА-100 в XII пятилетке вводится в эксплуатацию на
подстанции Итатская 1150 кВ типизированный комплекс АДВ
Впоследствии аналогичные комплексы будут введены на ряде
других энергообъектов
В другом варианте для реализации функций АДВ исполь-
з>ются две серийные мини ЭВМ, осуществляющие взаимное
резервирование Первый подобный комплекс на базе мини
ЭВМ У1МНХ был введен в эксплуатацию на Боткинской ГЭС
Впоследствии этот комплекс был реконструирован на базе мини
ЭВМ М 6000 и до настоящего времени находится в
эксплуатации. В XII пятилетке будут введены в эксплуатацию АДВ на
базе микроЭВМ СМ-1810 на Смоленской АЭС, на базе мини
ЭВМ СМ 1420 в ОДУ Средней Волги, а ЕС-1011 — в ОДУ Ура
ла и Северо Запада
Для систем ПА местного значения успешно используются
микроЭВМ Разрабатываемые предложения по созданию иерар
хической системы противоаварийного управления базируются на
совместном использовании мини и микроЭВМ
Принципы действия АДВ. В [68, 71] рассмотрены возможные
принципы действия АДВ — наиболее важной и сложной части
комплекса ПА, предотвращающей нарушение устойчивости, и
соответствующие этим принципам способы дозировки управляю
щих воздействий — переработки информации, поступающей в
АДВ, в параметры противоаварийного управления
В соответствии с различиями в способах дозировки
управляющих воздействий централизованные системы можно
разделить на следующие классы
класс I — системы, в которых управляющие воздействия
определяются с использованием введенной в устройство АДВ
модели, отображающей состояние управляемого объекта (рай
она управления), расчеты устойчивости, необходимые для до
зировки управляющих воздействий, выполняются в самом
устройстве АДВ,
класс II — системы, в которых определение управляющих
воздействии основывается на использовании результатов за
ранее выполненных расчетов устойчивости, введенных в устрой
ство АДВ в виде зависимостей, аппроксимирующих области
устойчивости, аналитических формул и таблиц
Системы каждого из классов могут быть отнесены к одному
из двух следующих типов
тип ДО - системы, в которых расчеты дозировок произво
Дятся до возникновения аварийных нарушений (до срабаты
вания ПО),
тип ПОСЛЕ — системы, в которых расчет дозировки
производится после срабатывания ПО
В системах типа ДО расчет дозировки выполняется для за
ранее установленного набора аварийных возмущений, в систе
231

мах ПОСЛЕ — только для возмущения, фиксированного проис
шедшим действием ПО
Способ ПОСЛГ требует исключительно большого быстро
действия ЭВМ с выполнением дозировки за сотые доли секунды
от момента срабатывания ПО Реализация систем типа ПОСЛЕ
на современном уровне развития вычисли[ельных средств может
быть осуществлена с использованием аналоговых устройств
(моделей) для вычислительных операций и релейной (в про
стейших случаях) нли цифровой техники для логических
операций по управлению аналоговой частью
Способ ДО не требует столь большого быстродействия,
требования к длительности цикла дозировки, выполняемой для
всех ПО, обусловливаются быстротой изменения режима управ
ляемого объекта и зависят or степени адаптивности системы
управления В действующих и проектируемых централизован
ных системах, в которых по способу ДО функции устройств
АДВ реализуются с помощью ЭВМ, длительность цикла расче
тов дозировки находится в пределах 20—180 с Рассчитанная
дозировка вводится в запоминающее релейное устройство АЗД,
выходные цепи устройства все время находятся в рабочем со
стоянии, соответствующем рассчитанной в доаварийном режи
ме дозировке, и при действии системы ЭВМ не входит в коитур
прохождения аварийных сигналов
Сигналы об аварийных возмущениях поступают непосредст
венно в устройство АЗД с помощью которого устанавливается
однозначная связь между пусковыми и исполнительными орга
нами системы
При сопоставлении двух вариантов способа ДО —
непрерывного циклического пересчета управляющих воздействий
для всех ПО и спорадического, при котором ЭВМ нормально
не работает, а производит расчеты по дозировке только при
существенных изменениях схемы и режима,— предпочтение
отдано первому, так как при непрерывной работе ЭВМ
происходит проверка ее исправности что повышает надежность
системы в целом
Рисунок 5 1 иллюстрирует принципы действия устройств
АДВ двух типов Устройство АДВ 1 типа ПОСЛЕ получает
информацию о состоянии района управления в доаварийном
режиме (характеризуемом вектором So) и при получении
сигналов от ПО, выявляющих аварийные возмущения (элементы
вектора фиксируемых возмущений V), определяет место, вид
и интенсивность требуемых управляющих воздействий (элемен
тов вектора располагаемых управлений U) и направляет в ИО
соответствующие команды управления Устройство АДВ-2 типа
ДО по доаварийной информации So определяет в цикле расчетов
дозировки управляющие воздействия U для всех выявляемых
ПО аварийных возмущений и осуществляет настройку устройства
232
|S0
АЛ8
,ПОСЛЕ"
АДВ
,ла'
АЗД
6)
Рис 5 I Схемы действия уст
ройств АДВ.
а — АДВ-1 типа ПОСЛЕ й
АДВ 2 типа ДО
АЗД, устанавливая необходимые связи
между входными зажимами АЗД, на
которые поступают сигналы ПО, и
выходными зажимами групп реле до
зировки, с которых направляются ко
манды управления к ИО
Анализ рассмотренных способов
дозировки управляющих воздействий
с учетом реальных возможностей рас
полагаемых технических средств при
вел Энергосетьпроект и ЦНИИКА в
1970 г к решению о выборе для
первых централизованных цифровых сие
тем ПА способа дозировки П-ДО [68|
Структура централизованных
систем. При разработке централизован
ных систем противоаварийно! о управ
ления выбора центра управтения
(места установки АДВ) решается
гехнико экономическим сопоставлением вариантов на ос
нове критерия минимума приведенных затрат с учетом состоя
пия и перспектив развития сети телеканалов для передачи
информации и команд управления, условий обеспечения обслу
живания центрального устройства и удобства эксплуатации
В первых созданных цифровых системах противоаварийного
управления в качестве центров управления были выбраны круп
ные энергообъекты Для ряда проектируемых систем намечено
размещение АДВ в ОДУ ОЭС, т е совмещение центров автома
тизированного оперативною и автоматическою противоаварий
ною управления с возможностью иерархического взаимодей
ствия АДВ уровня ОЭС с АДВ более низких уровней иерархии
Проведенные в Энергосетьпроекте исследования по оптими
зании структуры сети телеканалов систем централизованного
противоаварийного управления выявили, что принятое для
действующих систем использование одного АЗД в центре управ
ления («совмещение» с АДВ) не является оптимальным типовым
решением Более предпочтительным по условиям быстродействия
и надежности работы системы и более экономичным решением
может быть установка АЗД в других пунктах («вынесенных»
АЗД), обеспечивающая упрощение сети телеканалов, связы
вающих АЗД с пусковыми и исполнительными органами Ов-
тимальным решением может быть также сочетание совмещен
пых и вынесенных АЗД в крупном районе управления Разра
ботана методика нахождения оптимальной структуры сети
телеканалов, предложена формализация задачи с использова
нием для нахождения экстремума нелинейной целевой функции
целочисленного программирования с булевыми переменными
233

[71—73] Использование этой методики позволяет осуществить
рациональный выбор пунктов установки АДВ и АЗД и схемы
телеканалов, связывающих эти устройства с пусковыми и испол
нительными органами
5.2 Разработки института «Энергосетьпроект»
Принципы организации работы АДВ. Основой для разработ
ки централизованных систем ПА, действующих по принципу
II ДО, является обобщенный (базовый) алгоритм Энергосеть
проекта Расчеты по дозировке управляющих воздействий вы
полняются управляющей мини ЭВМ АДВ в соответствии с этим
алгоритмом, уточненным и скорректированным для конкретных
условий района управления
Для каждого из опасных сечении контролируемой сети, в
которых возможно нарушение устойчивости, определяется одно
или несколько управляющих воздействий, предотвращающих
нарушение устойчивости разгрузка турбин (РТ) или отключе
ние генераторов (ОГ) отправной части энергосистемы, отклю
Устройства дазироЗт Устройство распределения Устройства реализации
воздействия ] воздействия но ГЭС ' Воздействия
Положе
ние
па1кпюча
телеи
Датчики

мощности
Hi
АДВ
АЗД
Положение',

выключателей
АР» г
/рдр\
ОГ
он
Г» Дс
Датчики

мощности
■
и
\
♦
Устройство
Выбора
номеров
отключаемь х
генераторов
Щатчики
мащ
ности
\ \ I
Обще
станционная
часть
АУМПТ
Поломе
ние

Выключателей
др
or
Литчик
мощ-
Положе
ние
Выключи
телеи
Агрегатная
часто
АУМПТ
Рис 5 2. Структурная схема центратизованнои системы фотивоаварииного управ
ления районом основной сети:
ИР, ДР. ОГ — управляющие воздействия па снижение генерируемой мощности — им
пульсная разгрузка турбин, длительная разгрузка турбин, отключение генераторон
АРн,р, АРл.р. Аго — заданная интенсивность этих воздействий; ДС — воздействие на
деление сети; АУМПТ — система аварийного управления мощностью турбин; ЭГП --
-электрогидравлический преобразователь* МУТ — механизм управления турбиной- ОН — от
ключение нагрузки
234
чение нагрузки (ОН) в приемной части деление сети (ДС)
и др Расчеты дозировки производятся циклически последова
тельно для каждого из пусковых органов и по их результатам
осуществляется настройка устройства АЗД
Общая структурная схема централизованной системы про
тивоаварнйного управления районом основной сети приведена
на рис 5 2
Результаты расчетов, выполняемых ЭВМ АДВ, имеют форму
наборов векторов управлений U, необходимых для сохранения
устойчивости при нарушениях схемы и режима, характеризуе
мых вектором аварийных возмущений V, и зависящих от исход
ного (доаварийного) состояния, определяемого векторами So
Вектор So имеет п-\-\ координату п измерений параметров
режима и дополнительную координату /V — номер схемы сети
Набор сигналов от ПО несет необходимую информацию о Mecie
виде возмущения а в некоторых случаях и о тяжести возму
щения Таким образом, функции АДВ заключаются в автомати
ческом выборе управления V/, обеспечивающего сохранение
устойчивости при появлении возмущений V, в исходном доава
рийном состоянии So:
На рис 5 3 показана схема организации работы АДВ при
дозировке управляющих воздействий по способу II ДО
Выполняемым циклически расчетам дозировки предшествует
обработка информации в результате которой осуществляются
определение средних значений аналоговых величин, прогнози
рование изменения аналоговых величин идентификация схемы
сети [72 74 75]
Для расчета дозировки управляющих воздействий должны
использоваться не результаты замеров мгновенных значении
аналоговых величин, а их усредненные значения, отстроенные
от быстропреходящих колебаний В качестве результирующих
значений параметров принимаются последние, достоверные дан
ные, рассчитанные к началу цикла дозировки
Проведенный анализ поведения устройства АДВ при изме
нении режима энергосистемы и влияния на динамическую ошиб
ку запаздывания системы управления скорости изменения ре
жима, характера алгоритма дозировки, длительности цикла расче
тов дозировки (и соответственно длительности интервала не
изменности запоминаемой в АЗД дозировки) показал целе
сообразность использования прогноза изменения аналоговых
величин для уменьшения ошибки запаздывания и возможность
такого прогноза учтена в алгоритме действия АДВ [76]
Аналоговая информация вводится по таймеру через задан
ные интервалы времени (~2 с) с прерыванием выполняемых
расчетов дозировки Периодичность ввода и проверки достовер
ности информации определяется временем ее обновления в
приемниках телемеханики' после очередного ввода и проверки
235

Сигнал
а
сраВатыВании
пуснодого
органа
Прерывание
расчета
ржка
бремени
Печать
информации
Запоминание
информации
а начале
решения
задачи
Сигнал
аЪ
изменении
дискретной
информации
Прерывание
расчета
Запоминание
информации
о месте
прерывания
проВерка
ВостаВернасти
информации
Сигнал о
срабатывании
таймера через
заданные
интервалы
Времени
Т
Изменилась
ли дискретная ин
^фармация?
Признано ли~-
дистоВерным изменение
^дискретной
информации ~
Запоминание
начала
решения
задачи
IE
Выдор информации
о состоянии пре
рВаннай программы
Продолжение решения
задачи
Нет
Рис. 5.3. Схема
организации работы
достоверности информации (требующей значительно меньшего
времени) решение основной задачи продолжается с того места,
на котором произошло прерывание По сигналу о срабатыва
нии ПО решение задачи прерывается на заданное время (10—
20 с), необходимое для затухания переходных процессов По
сигналу об изменении дискретной информации расчет дозировки
прекращается и осуществляется переход к вводу и проверке
исходной информации если информация будет признана до
стоверной, решение задачи начинается сначала
Для проверки достоверности информации наряду с контро
лем и непосредственным сравнением входной дублированной
информации используются также косвенные методы контроля,
основанные на сопоставлении параметров режима, полученных
от различных устройств Для расчетов дозировки выполняемых
в основном с использованием автоматически вводимой инфор
мации, может потребоваться небольшая по объему
дополнительная информация (о нефиксируемых параметрах режима,
об изменении постоянных механической инерции и т п ) эта
информация вводится персоналом вручную
Управление двумя основными задачами, к которым относятся
ввод информации с проверкой ее достоверности и расчеты до
зировки, а также вспомогатечьными задачами осуществляется
с помощью таблиц трех типов идентифицирующих входную
информацию с информацией, используемой для расчетов, опре
деляющих порядок расчета для каждого из ПО, содержащих
коэффициенты, необходимые для описания областей устойчивости,
а также логические коэффициенты, используемые для изменения
порядка расчета Применение управляющих таблиц облегчает
внесение изменений в алгоритмы АДВ Обобщенная схема дейст
вия устройства АДВ показана на рис 5 4
и пс
достоверности
информации
Операционная система
Решение задачи
Преддарительнь/е расчеты
Расчет дозиродки
упрадляюсцих ВаздейстВии ПА
последовательно для каждого
из пусковых органоВ
Л
од результатов расчета
но реле дозироВки
па мере расчета
Сдар
и оЬраЪатка
статистических
данных
8 энергосистеме
L
Рис 5 4 Обобщенная схема действия устройства АДВ
237

V
Определение управляющих воздействий. Обобщенный (базо
вый) алгоритм, разработанный Энергосетьпроектом, предусмат
ривает процедуру последовательного перебора аварийных возму
щений (из заранее заданного набора возмущений фиксируемых
ПО) с оценкой устойчивости и определением управляющих
воздействий (из перечня располагаемых воздействий для каж
дого ПО), достаточных для предотвращения нарушения устой
чивости При наличии ограничения по суммарному небалансу
мощности в районе управления по условиям режима других
районов энергообъединения это ограничение учитывается
при определении управляющих воздействий, чем обеспечивается
их допустимость по указанным условиям Из возможных до
пустимых управляющих воздействий выбирается оптимальное
по принятому критерию, в качестве которого обычно принимает
ся минимум условного ущерба, вызванного недоотпуском
электроэнергии [69 71 72]
По базовому алгоритму Энерюсетьпроекта оценка устойчи
вости в общем случае проводится раздельно для трех стадии
электромеханического процесса Выбранные управляющие
воздействия (сочетания воздействий) должны быть достаточны
для обеспечения устойчивости собственно динамического пе
рехода — простого или сложного, статической устойчивости
«квазиустановившегося» послеаварийного режима, с известной
условностью определяемого в предположении, что вызванные
возмущением качания прекратились а действие АРЧВ турбин
еще не сказалось на параметрах режима,
статической устойчивости послеаварийного режима, насту
пающего после того, как проявились действие АРЧВ и влияние
статических характеристик зависимости нагрузки от частоты
Выполнения полной процедуры расчета для трех стадии
процесса и определения трех управлений в ряде случаев не
требуется, в зависимости от вида возмущения и характера
управления может быть достаточной оценка устойчивости для
одной или двух стадий процесса
Нарушение динамической устойчивости свя)ано обычно с
выходом из синхронизма концентрированной части района
управления Интенсивность переходного процесса зависит от
небольшого количества параметров характеризующих исходное
состояние и аварийное возмущение Основным управляющим
воздействием служит аварийная разгрузка электростанций
ускоряющегося узла, при необходимости ограничения
возникающего небаланса мощности в районе управления разгрузка
электростанций дополняется отключением нагрутки приемной
части в некоторых случаях для повышения эффективности
этих воздействий они сочетаются с делением сети
Для расчета дозировки управляющих воздействий, обеспечи
вающих устойчивость сложного динамического перехода, испоаь-
238
зуется регрессионная модель энергосистемы, аппроксимирующая
области динамической устойчивости и представленная в виде по
линомиальной зависимости не выше второго порядка, разрешен
ной относительно разгрузки электростанций ускоряющегося узла
ДЯ,, = ао+ I а,Х,+ I ачХ,Х„ (5 1)
■ 1. / -> 1
где ап — постоянный член, а,, а,, — коэффициенты при первой и
второй степенях параметров, X,, Х: — компоненты вектора X, ха
растеризующего доаварийный режим, возмущение и управление,
в состав этих компонентов входят параметры исходного режима
(узловые мощности, мощности, передаваемые по сечениям сети,
и др ), аварийные изменения (сбросы мощности и др.), а также
другие (кроме Яр) параметры управления [71, 72, 74]
Определение коэффициентов полинома производится с исполь
зованием метода наименьших квадратов и регрессионного анали
за Важным преимуществом применения регрессионного анализа
является возможность выявить значимость коэффициентов
полинома и оценить адекватность полученного полинома эксперимен
тальиому материалу [73, 76]
Исходным материалом служат результаты расчетов динами
ческой устойчивости, выполняемые по плану, составленному на
основе теории планирования эксперимента
При составлении плана эксперимента предварительно выбира
ется ряд переменных (параметров), от которых зависят динами
ческая устойчивость и, следовательно, управляющие воздействия,
план эксперимента должен отражать вариацию этих переменных
При составлении плана следует по возможности приблизить его
к так называемому ортогональному плану, характеризуемому не
зависимым изменением переменных, так как использование орто
тонального плана позволяет получить независимые оценки коэф
фициентов полинома, упрощает расчеты этих коэффициентов и
выявление степени их значимости Однако отступления от
ортогонального плана неизбежны, в частности, из за того, что выбор
параметров, варьируемых при проведении экспериментов, должен
быть произведен с учетом практической возможности измерения
параметров, используемых в полиномиальной зависимости Коли
чество экспериментов, необходимых для аппроксимации, должно
не менее чем в 1,5—2 раза превышать число искомых
коэффициентов [71, 74, 76]
На пределы статической устойчивости квазиустановившегося
и установившегося послеаварийного режимов могут оказывать
влияние изменения режима в частях энергосистемы, удаленных
от места аварийного возмущения В общем случае эти пределы
зависят от большого количества параметров, и некоторые из
этих зависимостей существенно нелинейны Поиск управляющих
239

воздействий для ввода послеаварийных режимов в области ста
тической устойчивости представляет собой многопараметрическую
нелинейную задачу, решение которой целесообразно осуществлять
по этапам, сводя ее к трем более простым задачам и уменьшая
до возможного минимума расчеты, выполняемые в устройстве
АДВ [71 74]
Первая из этих задач, решаемая заблаговременно (вне
устройства АДВ), заключается в определении границ областей
старческой устойчивости послеаварийного режима Sa,„ Реше
ние этой задачи базируется на обработке результатов расчетов
статической устойчивости и аппроксимации области устойчивости
полиномом, в неявном виде отражающим зависимость между
параметрами послеаварийного режима энергосистемы для ста! и
чески устойчивого послеаварийного режима
Ьо+1 Ь:7 + I 6„ZZ,<0, (5 2)
где fen — постоянный член Ь, Ьч — коэффициенты при первой
и второй степенях параметров, Z,, /, — компоненты вектора Z
характеризующего установившийся послеаварийный режим, в ка
честве параметров Z — координат многомерного пространства, в
котором выделяется область статической устойчивости,— исполь
зуются узловые мощности эквивалентной расчетной схемы (моде
ли) энерюсистемы, а также мощности, передаваемые по некото
рым сечениям
Полиномиальные зависимости (5 2) представляющие собой ре
шение первой задачи — определение Saon, вводятся в память АДВ
Другие две задачи решаются в самом устройстве АДВ в процессе
расчета дозировки управляющих воздействий, необходимых дтя
обеспечения статической устойчивости квазиустановивщегося и
установившегося послеаварийных режимов
Вторая задача заключается в определении вектора параметров
послеаварийного режима S по значениям векторов So, V и U
т е. в прогнозировании послеаварийного режима по информации
о доаварийном режиме, аварийном возмущении и управлении,
имеющейся в момент аварии при / = 0'
S = F[S„(0 \(t), U(/)]l, = o (5 3)
Энергосетьпроектом предложено применение модели, при кото
рой в качестве координат многомерного пространства, использу
емых для описания границ области статической устойчивости,
приняты узловые мощности (алгебраическая сумма генерации и
нагрузки узла) Изменения узловых мощностей непосредственно
связаны с параметрами возмущения и управления, и при принятой
модели отпадает необходимость в многократных расчетах потоко
240
распределения при итера1ивном поиске управляющих воздействий
Прогнозирование послеаварийных режимов при различных воз
действиях ограничивается определением значений узловых мош
постей, чем значительно упрощаются проверка статической устой
чивости эгих режимов и выбор управляющих воздействии [71, 74
76, 77]
Таким образом, вюрая задача может бьпь сведена к решению
системы алгебраических выражений связывающих изменения
узловых мощностей со значением небаланса мощности вызванного
аварийными возмущениями и управляющими воздействиями
В результате решения находится вектор AS, характеризующий из
менения параметров режима при переходе от исходного к после
аварийному режиму, а вектор S определяется как сумма So +
-+- AS Решение системы уравнений относительно не параметров
поелсаварийною режима, а их отклонений от доаварийных зна
чений обеспечивает повышение точности определения S
Определение вектора AS тля квазиустановившегося послеава
рииного режима осуществляется решением системы
алгебраических уравнений
\Р = if(P„6,T т , т;/) i =Tii (5 4)
где АР,— изменение узловой мощности в узле ;, Рн6 — небаланс
мощности в энергосистеме, вызванный возмущениями и управле
ниями, т, — постоянные механической инерции узлов 1,2, , п
Изменения узловых мощностей (компоненты вектора AS) для
установившегося послеаварийного режима определяются рещени
ем системы (/1+1) уравнений, связывающих нначения АР, с
Р,е, и с параметрами, характеризующими статические
характеристики по частоте генерации и нагрузки узлов
\P, = V(A/, Рп fep„„ р„ о, Р„„ km); (5 5)
Р*(,+ I АР = 0 i = \~n, (5 5а)
i
где Л/ — отклонение частоты, Р, kpe3 , в, а, — номинальная
мощность эквивалентного генератора узла i горячий резерв
мощности зона нечувствительности и статизм АРЧВ эквивалент
ною генератора, Р„, k„, — активная нагрузка узла ; в доава
риином режиме и ее регулирующий эффект по частоте
Третья задача заключается в проверке допустимости после
аварийных режимов по условиям статической устойчивости
SeSn0n и решается определением знака неравенства (5 2) при
подстановке в него параметров этих режимов
На рис. 5.5 показана структура общею алгоритма опреде
тения управляющих воздействий необходимых для предотвра-
241

II
Ввод информации о схеме, режиме и аварийном возмущении
1
I
ВшЪор первого сочетания длительных упровляюших воздействии ВЛ
Определение параметров паслеаворииного
ндазиустановиишегося и установившегося режимов
после действия регуляторов скорости
, Сохраняется ли устойчивость
' квазиустанадившемся и установившемся режимах
после действия регуляторов скорости ? ~~
Небаланс от аварийного возмущения
и противоаварийного управления находится
диапазоне допустимых величин
Нет
Определение кратковременного воздействия В к
для сохранения динамической остойчивости даполнителонон величинам t
<даны сочетания
длительных
и кратковременном В3 к воздействии
Сигнал
о невозможности
выдора
управления
Рис 5 5 Структура алгоритма определения управляющих воздействии обеспе
чивающих предотвращение нарушения устойчивости:
Я,...,, В , У — запоминаемые знамения В В У
242
щения нарушении устойчивости В соответствии с указанным ра
нее из допустимых управляющих воздействий (обеспечивающих
сохранение устойчивости на всех трех этапах переходного про
цесса и учитывающих ограничение по небалансу активной мощ
ности в районе управления) итеративно выбирается оптималь
ное по критерию минимума условного ущерба из за недоотпуска
электроэнергии [63 77]
В общем случае при возникновении аварийного возмущения
для предотвращения нарушения статической устойчивости не
обходимы воздействия обеспечивающие длительное (на время,
необходимое для восстановления нормального баланса мощно
сти) изменение режима, сопровождающееся нсдоотпуском элек
троэнергии Достшаемый этими длительными воздействиями
Вд эффект повышения динамической устойчивости может быть
недостаточен, и в этом случае эти воздействия могут допол
няться специальными кратковременными воздействиями Вк,
например импульсной разгрузкой турбин избыточных узлов Воз
действия Bh не вызывают ущерба, и оптимизация заключа
ется в переборе сочетаний Вд, которые срвмесгно с Bh обеспе
чивают сохранение устойчивости на всех «рех этапах переход
ного процесса (при соблюдении ограничения по небалансу мощ
иости) и выборе из этих сочетаний оптимального по критерию
минимума условного ущерба У„,„.
Автоматизация подготовки данных для алгоритмов АДВ.
Применение способа дозировки [I ДО связано с выполнением
большого объема предварительных расчетов, на основе резуль
татов которых осуществляется подготовка данных вводимых в
память ЭВМ АДВ и используемых для определения необходи
мости действия ПА и дозировки управляющих воздействий
Расширяющееся применение ПА обусловило особое внимание,
которое уделялось в последние годы рядом организаций (Энер
госетьпроектом, НИИПТ ВНИИЭ СЭИ МЭИ, ИЭД АН УССР
и др ) совершенствованию математического обеспечения для ре
шения задач противоаварийного управления. С внедрением цен
трализованных систем ПА особое значение приобрела разра
ботка методов автоматизированной подготовки данных для алго
ритмов противоаварийного управления
В Энергосетьнроекте разработан программый комплекс
ПА 3, специально предназначенный для выполнения унифици
рованных массовых расчетов устойчивости многомашинной сие
темы применительно к целям централизованного противоава
рийного управления [51]
Устойчивость проверяется как в АДВ для трек описанных
выше стадий переходного процесса Комплекс обеспечивает
выполнение расчетов, необходимых для определения значений
аварийных небалансов мощности в узлах и передаваемых мощ
ностей, при превышении которых требуется действие ПА; вида
243

и ишенсивности управляющих воздействии, условного ущерба
от отключения нагрузки и отклонения частоты
Разработаны методика и программа расчета коэффициентов
полинома аппроксимирующего область динамической устойчи
вости, в виде явной зависимости необходимою управляющего
воздействия от параметров возмущения и исходного режима
Результаты расчетов выполняемых с использованием метода
планирования эксперимента и регрессионного анализа, стати
стически обрабатываются, осуществляется oi6op значащих
параметров и членов полинома определяется погрешность аппрок
симации Программа може1 быть использована для аппрок
симации замкнутой поверхности, моделирующей в цифровом
устройстве АДВ область статической устойчивости
В Энергосе1ьнроекте проведены также исследования свя
занные с совершенствованием методики определения параметров
установившегося послеаварийного режима с учетом влияния из
менения частоты В результате этих исследований получена
аналитическая зависимость приращения суммарной мощности
турбин от вращающегося резерва и отклонения частоты При
выводе этой зависимости, представляющей собой статическую
характеристику эквивалентного агрегата, использован ряд до
пушений, обычно принимаемых при определении статизма регули
рования эквивалентной турбины ai регаты, входящие в эквива
лентируемум группу, близки по мощности и имеют равные значе
ния крутизны статической характеристики и зон нечувствительно
сти АРЧВ турбин, рабочие точки АРЧВ турбин в доаварнйном ре
жиме равномерно распределены в зоне нечувствительности
и т д Принято также предположение о том, что плотность
вероятности распределения резерва по агрегатам описывается
экспоненциальной зависимостью Сравнение расчетной стати
ческой характеристики эквивалентной турбины с имеющимися
экспериментальными данными показало хорошее совпадение
расчетных и экспериментальных данных [78]
Разработана модель функционирования ПА с использова
пием классификации случаев действия отдельных устройств,
трактов устройств и системы ПА в целом Получены аналити
ческие выражения, позволяющие вычислить параметры и пока
затели системы ПА, претназначенной для предотвращения нару
шения устойчивости, по данным для сдельных звеньев этой
системы На основе этих работ сформулированы рекомендации
по расчетам эффективности ПА [79]
Комплекс противоаварийной автоматики с центром на
подстанции Итатская Разработанный Энергосетьпроектом комплекс
противоаварийного управления с центром на подстанции Итат
екая 1150/500 кВ должен заменить четыре находящихся в экс
плуатации децентрализованных релейных комплекса Програм
мируемое устройство АДВ на базе ТА-100 устанавливается на
244
подстанции Итатская Там же устанавливается и устройство
АЗД Предусмотрено поэтапное создание комплекса с постелен
ным переходом от релейного устройства АДВ к программи
руемому
Дополнительно к установленной ранее системе сбора доава
рииной информации на базе устройств телемеханики ТЭД 800А
введена дублирующая система сбора информации с комплек
сом повышенной надежности ТМ 131
Для общения оперативного и обслуживающего персонала
с системой ПА предусмотрено два графических дисплея
Расчетные показатели надежности системы, готовность к дей
ствию — 0,99' число неправильных срабатываний в условиях
аварийного возмущения — 0 005 в год Столь высокие показатели
надежности обеспечиваются благодаря следующим мерам
дублированию устройств телемеханики и каналов связи, исполь
зованию для каналов связи двух разных путей (например, цвух
ВЛ), введению в структуру ПА устройства АЗД, представляю
щего собой внешнюю энергонезависимую помехоустойчивую
намять малой емкости на выходе устройства АДВ,
троированию большинства блоков, входящих в состав устройства АДВ
выполненного по мажоритарному принципу автоматическим
контролю, диагностированию и устранению большинства
выявленных неисправностей без вывоаа устройства из действия;
автоматической перегрузке программ, размещенных в ОЗУ, и
восстановлению функционирования устройства АДВ после сбоев
надежному электропитанию (практически все автоматически
функционирующие устройства имеют двойное питание ог шин
переменного тока и от аккумуляторной батареи)
Расчет управляющих воздействий в устройстве АДВ выпол
пяется циклично После каждого из расчетов работает диагнос
тическая программа, а затем начинается новый цикл за исклю
чением заданных интервалов времени после срабатывания любого
из пусковых органов Сбор информации производится на фоне
расчета управляющих воздействий
Блочный принцип построения программы расчета дозировки
и применение управляющих таблиц позволяют вносить некото
рыс изменения в настройку дозировки путем изменения числен
ных и логических коэффициентов в упомянутых таблицах без
необходимости перепрограммирования
Предусмотрена связь устройства АДВ с диспетчерскими
пунктами энергосистемы и ОДУ, благодаря чему может быть
обеспечен контроль за состоянием АДВ со стороны персонала
верхних уровней управления
Разработки Сибирского отделения Энергосетьпроекта. В Си
бирском отделении Энергосетьпроекта исследованы принципы
выбора отпимальных воздействий ПА по условиям статической
устойчивости послеаварииных режимов Применение этой мето
245

дики позпотяет исключить трудоемкую процедуру полного пере
бора сочетаний возможных управляющих воздействий с оценкой
всех вариантов по принятому критерию оптимальности, заме
нив эту процедуру однократным решением задачи нелиней
ного дискретного программирования
В общем виде рассматриваемая задача заключается в
определении экстремума некоторой функции вектора управляющих
воздействий
4411) +extr (5 6)
при заданных значениях вектора параметров исходного (доава
рийного) режимами вектора аварийных возмущений V и учете
ограничений по условиям статической устойчивости, наложенных
на компоненты вектора параметров нослеаварийного режима S,
Si„„„ <S, < Slm«„ S, eS, (5 6a)
tp(Si) < 0 S2<=S, (5 66)
где S = F(So, V, U)
Простейшие ограничения типа (5.6а) относятся к отдельным
независимым параметрам послеаварийного режима, ограничения
типа (5 66) определяют границы многомерных областей стати
ческой устойчивости в пространстве взаимозависимых парамет
ров послеаварийного режима
Особенностью задачи, существенно усложняющей ее реше
ние, является необходимость определения ограничений
непосредственно в процессе отыскания оптимального значения U
В целях упрощения может быть использована двухэтапная
процедура оптимизации с различными моделями управляемой энер
госистемы (района управления) На первом этапе ограничения
по статической устойчивости (области устойчивости) находятся
для достаточно подробной модели энергосистемы с использова
нием обычно применяемых методов анализа устойчивости На
втором этапе осуществляется оптимизация управляющих воз
цействий с использованием значительно более простых моделей
(эквивалентов), полученных на основе решении первого этапа
с учетом процесса управления Такая декомпозиция позволяет
снизить размерность оптимизационной задачи второго этапа и
использовать возможности ее линеаризации
В соответствии с изложенными принципами в Сибирском
отделении Энергосетьпроекта разработан алгоритм оптимизации
управляющих воздействий, применяемых для обеспечения
статической устойчивости послеаварийного режима,
устанавливающегося после того, как проявился регулирующий эффект нагрузки
по частоте и действия АРЧВ турбин (для квазиустановившегося
режима может быть использована аналогичная методика с
учетом особенностей изменения узловых мощностей в этом
режиме) [77]
246
Для оптимизации управляющих воздействий используются
упрощенные модели, позволяющие учитывать изменение только
тех параметров, которые приняты для описания области стати
ческой устойчивости
В качестве характерных параметров режима, как и в базо
вом алгоритме Энергосетьпроекта, приняты значения активной
мощности в узлах генерации и нагрузки, изменение которых
может быть непосредственно связано с аварийными возмуще
пиями и управляющими воздействиями
Ограничения по условиям статической устойчивости, соот
ветствующие (5Ьб), в данном случае принимают вид
4(P) = blt + T.b:P,+T.lbllPlP,^0 (5 7)
i i>
где bo, bi, bij — коэффициенты, опредеаяемые при обработке
результатов анализа устойчивости для аппроксимации области
устойчивости, Я(Р,)— мощность в узле i(j)
Может быть введено также дополнительное ограничение
суммарных небалансов мощности, вызываемых аварийными воз
мущениями и управляющими воздействиями в районе управле
ния, предельными значениями, допустимыми по условиям режи
мов других районов энергообъединения
Рл"" < Р + Р' < Ря°" , (5 8)
Кб mil ибтах у '
где Р\\ Р] — небалансы мощности в узле « от аварийного
возмущения и управляющего воздействия
В качестве критерия оптимальности принят минимум услов
ного ущерба от отключения нагрузки и понижения частоты
Соответствующая целевая функция может быть записана в
виде [77]
-j-)p».th (5 9)
где />„,, Ра1 — значения нагрузки в узле i в доаварийном режиме
и ее аварийного снижения, k„4—коэффициент, вводимый для
учета неоптичальной очередности отключения нагрузки и
действия АЧР, k„t — коэффициент, характеризующий
регулирующий эффект нагрузки по частоте в узле г; /„,-, г, —длительности
отключения нагрузки в узле i и понижения частоты Д///ном —
относительное понижение частоты, <2i,, a^t, a'.v — заданные коэф
фициенты "
Расчет установившегося послеаварийного режима при уче
те Pf и Р) сводится к определению понижения частоты и изме
нений узловых мощностей Используется итеративная процеду
247

pa с применением статических характерис!ик зависимости ак
тивной мощности узлов от частоты
Алгоритм выбора управляющих воздействий основан на ме
тоде «ветвей и гряниц» с последовательным разбиением (ветв
лением) множества возможных решений на ряд подмножеств
и оценкой их на «перспективность» содержания оптимума
Предложен способ ветвления, учитывающий специфику рас
сматриваемой задачи и позволяющий использовать в качестве
оценочной функции непосредственно функции ущерба [77]
Описанный алгоритм оптимизации управляющих воздейст
вий реализован в программе для ЭВМ серии ЕС, характеристи
ки программы (время расчета, объем памяти и т д), выявлен
ные при применении ее для проектных целей, свидетельствуют
о возможности оптимизации управляющих воздействий в цикле
расчетов выполняемых в ЭВМ АДВ
5.3 Разработки НИИПТ
Алгоритм централизованной системы противоаварийной
автоматики ОЭС Урала. Исследования принципов действия цент
рализованных систем ПА с использованием ЭВМ и алгоритмов
дозировки управляющих воздействий были начаты НИИПТ в
связи с созданием централизованной системы для кольцевой
сети 500 кВ ОЭС Урала и в дальнейшем продолжались приме
нительно к решению задач нротивоаварийного управления меж
системными и внутренними системообразующими связями ряда
других крупных энергообъединений
Основной задачей централизованного нротивоаварийного
управления системообразующей сетью энергообъединения яв
ляется обеспечение нормативного запаса статической устойчи
вости в послеаварийном режиме, вызванном нарушением схемы
сети и возникновением аварийных небалансов активной мощ
ности R энергосистемах (частях энергообъединсния). Х'правля
ющие воздействия, определяемые условиями статической
устойчивости послеаварийного режима межсистемных и
большинства основных внутренних связей как правило достаточны и
для сохранения устойчивости динамического перехода к этому
режиму В тех же случаях, когда при тяжелых КЗ вблизи мощ
ных электростанции, примыкающих к узлам контролируемой
сети, указанные воздействия оказываются недостаточными для
сохранения динамической устойчивости, необходимо или уси
ление управляющих воздействий задаваемых централизованной
системой, обеспечивающее увеличение запаса статической ус
тойчивости в послеаварийном режиме сверх нормативного зна
чения, или применение локальных устройств ПА, действующих
по местным признакам аварий, создающих угрозу нарушения
динамической устойчивости
248
Предшествовавшие исследованиям НИИПТ научно
методические и проектные разработки Энсргосстьпроекта были направ
чены на создание централизованной системы ПА крупного района
управления, содержащего мощные электростанции, работающие
на основную сеть района Требования к протипоаварийпому
управлению таким районом в основном определяются условиями
надежного выпуска мощности электростанций, и базовый алго
ритм, разработанный Энергосетьпроектом, предусматривал, как
было указано ранее, выработку трех видов упрап пений,
необходимых для обеспечения динамической устойчивости и статической
устойчивости квазиустановившегося и установившегося режимов
Для противоаварийного управления основными связями ОЭС
Урала НИИПТ мог ограничиться использованием только одного
вида управления, определяемого условиями статической устой
чивости послеаварийно1 о режима Однако даже при таком огра
ничении создание централизованной системы ПА основной сети
ОЭС Урала при использовании для АДВ мини-ЭВМ типа ТА 100
с относительно небольшим объемом оперативной памяти и быстро
действием оказалось весьма трудной задачей, для решения ко
юрой НИИПТ были проведены специальные исследования
В разработках НИИПТ были учтены следующие особенности
централизованного противоаварийного управления основной
сетью ОЭС необходимость использования значительной по объ
ему текущей информации о включенном состоянии и режиме
сетевых элементов; трудно обозримое многообразие реально
возможных аварийных ситуаций; сложность дозировки управ
ляющих воздействий в условиях, когда уровень статической
устойчивости послеаварийного режима оказывается функцией
большого количества параметров, характеризующих исходное
состояние обьекта, аварийные возмущения и управляющие воз
действия При сохранении общей структуры централизованной
системы противоаварийного управления разработанной Энерго
сетьпроектом, потребовались изменения в методике и алгорит
мах дозировки управляющих воздействий
Эти изменения были направлены на преодоление трудно
стей, связанных с резким увеличением обьема предварительных
(выполняемых вне АДВ) расчетов устойчивости, сложностью
представления их результатов в форме, необходимой для дози
ровки управляющих воздействий, снижением точности дозиров
ки, базирующейся на расчетах, выполняемых на длительный
период эксплуатации с большой степенью заблаговременное™,
снижением эффективности системы управления из-за недоста
тчиой ее адаптивности при появлении непредвиденных (неуч
тенных в расчетах) аварийных ситуации [80 81]
Исследования НИИПТ проведенные до 1975 г были
завершены разработкой технологического алгоритма для центра
лизованной системы противоаварийного управления кольцевой
249

сетью 500 кВ ОЭС .Урала и межсистемными связями Урал —
Средняя Волга и Урал — Казахстан [80, 81]
Методические основы этого алгоритма заключаются в еле
дующем
цели централизованного противоаварииного управления ог
раничиваются обеспечением апериодической статической устой
чивости послеаварийного режима без учета динамики процесса,
сложная задача оценки статической устойчивости послеава
рийного режима по параметрам, характеризующим исходный
режим, аварийное возмущение и управление, решается с раз
делением ее на две части (два последовательных этапа) расчет
параметров послеаварийного режима и оценку статической ус
тойчивости этого режима. Существенным преимуществом такого
разделения является возможность применять для расчетов ус
тановившегося режима подробную линейную модель, а для
оценки устойчивости — упрощенную нелинейную модель При
этом, так как определяющими являются только условия
статической устойчивости послеаварийного режима, вместо исполь
зования областей статической устойчивости, построенных в
функции параметров.«сходного (доаварийного) режима и ава
рийного возмущения, можно использовать одну область
устойчивости для каждой, послеаварийной схемы независимо от того,
после каких исходных условий и в результате каких возмущений
создалась эта схема.
Обычные методы определения параметров послеаварийного
установившегося режима решением системы нелинейных урав
нений не могли быть применены в системе противоаварииного
управления ОЭС Урала из за большою объема требуемых вы
числений Потребовалось применение специальной приближен
ной методики прогнозирования параметров послеаварийного
режима, позволяющей значительно упростить и ускорить рас
четы, сведя их в основном к решению системы алгебраических
линейных уравнений В соответствии с этой методикой для после-
аварийною режима определяется только распределение активных
мощностей, при этом модули напряжений в узлах расчетной
схемы принимаются неизменными Искомое потокораспределение
находится наложением на активные мощности исходного нор
мальиого режима дополнительных потоков мощности, вызванных
аварийным возмущением и управляющими воздействиями [83]
Так, активная мощность, передаваемая по ветви </, связы
вающей узлы i и /, определяется как алгебраическая сумма по
тока мощности в исходном (послеаварийной) режиме Р,/0 и до
полиительной (аварийной) составляющей ДР,,, представляющей
собой изменение потока активной мощности в этой ветви при
переходе к установившемуся послеаварийному режиму Система
уравнений, используемая в алгоритме расчета послеаварийного
режима, составляется и решается относительно изменений по
250
Рис 5.6 Линеаризация угловой характеристики Pt
мощности передаваемой по ветви i;
0 в* бх1
токов мощности, чем достщается повышение точности расчетов
Изменения мощностей в ветвях послеаварийной схемы при
использовании линеаризованной модели определяются с по
мощью коэффициентов распределения
R
ЬРп = I k„APr (5 10)
г I
где ДЯГ — изменение баланса генерируемой и потребляемой
мощностей в узле г при переходе от исходного к установивше
муся послеаварийному режиму, к,ч — постоянные коэффициен
ты, определяемые для данной послеаварийной схемы с помощью
системы линейных уравнений r=l, R (в состав этих узлов мо
гут входить и узлы i I)
С помощью (5.10) может быть также учтено влияние ава
рийных нарушений схемы, отключение ветви, по которой в до
аварийном режиме передавалась мощность Ра, отображается в
(5 10) увеличением узловой мощности отправного узла на Рп и
уменьшением на то же значение узловой мощности приемного
узла
Для определения коэффициентов распредетения использует
ся система линеаризованных уравнений баланса мощности
Уравнение от узла i, имеющего т связей со смежными узлами,
имеет вид
1д/>„ = Л/> (5 11)
(при неизменной узловой мощности в узле i, сохранении всех
связей // и неучете влияния изменения частоты ЛЯ =0)
Предложенный метод основывается (наряду с указанными
ранее допущениями) на замене угловой характеристики каж
дой ветви прямой, соединяющей начало координат (6,7 = 0,
Р =0) с точкой максимума мощности (рис 5 6) При этом
^рч~ 'fi7 А6,„ (5 |2)
251

где Рц max — максимум мощности по угловой характеристике
для ветви ч, б,, — угол, соответствующий этому значению
мощности, Лб„' = Д6, — A6j — разность изменений углов напряжений
U, и U, в узлах / i
Уравнение баланса мощностей дтя \зла i принимает вид
До, I -^1 - I Д6 ^р = \Р (5 13)
Максимальные изменения мощностей определяются прибли
женно при замене принятых неизменными модулей напряжения
в узлах номинальными значениями и представ тении ветвей их
реактивными сопротивлениями /V,,:
Проведенные НИИПТ исследования показали, что погреш
ность, вносимая указанным простейшим способом линеаризации
угловых характеристик не превышает нескольких процентов,
что для решения рассматриваемой задачи является допустимым
[83]
На основе предложенной методики был разработан алгоритм
расчета параметров послеаварийного режима, удовлетворяющий
требованиям экономною испопьзования оперативной памяти
ЭВМ и достаточного быстродействия Вычислительный алюритм
расчета коэффициентов потокораспределения, использующий для
решения системы линейных уравнений модифицированный метод
исключения переменных по Гауссу, реализованный в ТА 100 си
нами НМУ ЭЦМ, нашел применение в централизованной системе
ПА ОЭС Урала Поскольку при принятом способе линеаризации
коэффициенты потокораспределения зависят от состояния схемы
и не зависят от режима, расчеты коэффициентов были выделены
в так называемый «схемный цикл», выполнявшийся только после
изменений расчетной схемы В «режимном цикле», который пов
торяется многократно, отслеживая изменения режима, при этом
осуществляется только вычисление приращений мощностей по
(5 12)
Реализованный алгоритм позволяет определить потокорас
пределение в нослеавариином режиме при приближенном учете
изменения часюты [82] Для этой цели в правой части уравнения
(5 13) учитываются не только «первичные» возмущения, вызван
ные аварийными небалансами и управляющими воздействиями,
по и реакции частей энергосистемы на эти возмущения связан
ные с изменением частоты В реализованном алгоритме при фор
мировании правых частей суммарный первичный небаланс
распределяется пропорционально значениям установленных мощ
ностей присоединенных энергоузлов Это соответствует предпо-
252
ложению об одинаковости и постоянстве регулирующего эффекта
по частоте во всех частях энер! осистсмы
В соответствии с предложениями НИИПТ оценка устойчивое
ти кольцевой схемы основной сети ОЭС Урала была заменена со
вокупностью оценок устойчивости составляющих кольцо цепо
чечных схем при дополнительном учете взаимного влияния этих
цепочек Для цепочечной схемы с п — \ контролируемыми сече
ниями граница области статической устойчивости
аппроксимируется полиномом, представляющим квадратичную форму от актив
ных мощностей Устойчивость цепоче�