А. В. Беляев,
А. А. /Органов

ЗАЩИТА, АВТОМАТИКА
И УПРАВЛЕНИЕ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

(Часть 3)

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ

©НЕРГЕТЖ
Вниманию специалистов

Вышли в свет следующие выпуски

((Библиотечки электротехника»:

Соловьев А. Л Защита генераторов малой и средней мощности
терминалами «Сириус-ГС».

Трофимов В. М. Выбор и проверка надежности функционирова-
ния устройств выпрямленного оперативного тока подстанций:
БПТ-1002, БПНС (УПНС-М).

Хромченко Ф. А. Сварочные технологии ремонта элементов тру-
бопроводов (справочные материалы).

Шмурьев В. Я. Реле времени полупроводниковые.

Захаров О. Г., Козлов В. Н. Цифровые устройства центральной
сигнализации (части 1 и 2).

Беляев А В. Вторичная коммутация в распределительных
устройствах, оснащенных цифровыми РЗА (части 1 и 2).

Киреева Э. А., Цырук С. А Измерительные трансформаторы тока и
напряжения с литой изоляцией (справочные материалы, части 1 и 2).

Алексеев Б. А. Крупные силовые трансформаторы: контроль со-
стояния в работе и при ревизии.

Хромченко Ф. А. Особенности и причины повреждений сварных
соединений трубопроводов ТЭС (справочные материалы)

Хромченко Ф. А. Диагностика для продления ресурса трубопро-
водов ТЭС (справочные материалы)

Захаров О. Г. Поиск дефектов в релейно-контакторных схемах
(части 1 и 2)

Беляев А. В. Защита, автоматика и управление на электростан-
циях малой энергетики (части 1 и 2)

Подписку можно оформить в любом почтовом отделении связи по
объединенному каталогу «ПРЕССА РОССИИ». Том 1. Российские
и зарубежные газеты и журналы.

Подписной индекс «Библиотечки электротехника» —
приложения к журналу «Энергетик»

88983

Адрес редакции
журнала «Энергетик»:

- -• 115280, Москва, ул. Автозаводская, д. 14/23.

Телефон (495) 675-19-06.

E-mail: energetick@mail.ru
G £(.46.92 S'

£ ЧЪ

Библиотечка электротехника

Приложение к журналу «Энергетик»

Основана в июне 1998 г.

Выпуск 8 (140)

А. В. Беляев,

А. А. Юрганов

ЗАЩИТА, АВТОМАТИКА
И УПРАВЛЕНИЕ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Часть 3

Москва

НиГРЭС

НДУЧНО-
ТЕХБ ИНЕСКА Я
ЬИ t >.' I’d ОТ Е КЛ

НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик»

2010
УДК 621.316.925

ББК 31.27-05

Б 43

Главный редактор журнала «Энергетик» А. Ф. ДЬЯКОВ

РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
«Библиотечки электротехника»

[ В. А. Семенов | (председатель), И. И. Батюк (зам. председателя),
Б. А. Алексеев, К. М. Антипов, Г. А. Безчастнов, А. Н. Жулев,
В. А. Забегалов, В. X. Ишкин, Ф. Л. Коган, В. И. Кочкарев,
Н. В. Лисицын, В. И. Пуляев, А. И. Таджибаев, Ю. В. Усачев

Беляев А. В., Юрганов А. А.

Б 43 Защита, автоматика и управление на электростанциях
малой энергетики (Часть 3). М.: НТФ «Энергопрогресс»,
2010. — 90 с.; ил. [Библиотечка электротехника, приложе-
ние к журналу «Энергетик»; Вып. 8 (140)].

Приведены рекомендации по выполнению защит, автоматики и построению
АСУТП на электростанциях на базе авиационных, судовых двигателей и двигате-
лей внутреннего сгорания. Рассмотрены проблемы, возникающие при разработке
и эксплуатации таких электростанций, даны способы их решения.

Состоит из трех частей.

В первой части изложены: особенности привода генераторов от ГТУ и ДВС и их
влияние на работу электрической части электростанции; главные схемы электри-
ческих соединений электростанций; размещение и особенности выполнения уст-
ройств защиты и противоаварийной автоматики.

Во второй части изложены: схемы собственных нужд электростанций: особен-
ности расчетов токов КЗ; синхронизация генераторов; регулирование частоты и
активной мощности; недостатки применяемых регуляторов частоты вращения и
автоматики режимного управления, устойчивость параллельной работы; ошибки
при проектировании сетей с электростанциями малой мощности.

В третьей части изложены: регулирование напряжения в сетях с маломощны-
ми электростанциями; автоматические регуляторы возбуждения генераторов; не-
достатки применяемых регуляторов напряжения и обменной реактивной мощно-
сти; управление на электростанциях.

Предназначена для оказания практической помощи проектным организациям
и службам эксплуатации при разработке и обслуживании устройств защиты, авто-
матики и управления на этих электростанциях.

ISSN 0013-7278	© НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик», 2010
Предисловие

Защита, автоматика и управление на электростанциях — это
сложнейший комплекс вопросов, каждой составной частью которо-
го занимается отдельная наука. По этим частям издано и продолжает
издаваться множество технической литературы, ссылки на некото-
рые издания приведены в списке литературы.

В настоящее время малая энергетика переживает период бурного
развития. Многие конверсионные авиационные и судостроитель-
ные заводы начали производить энергоблоки малой и средней мощ-
ности для электростанций, плохо представляя себе, что режимы
двигателя при работе на самолете или в судовой сети и в энергосис-
теме — это «две большие разницы».

Появились фирмы — поставщики одноагрегатных электростан-
ций, состоящих из газотурбинной установки (ГТУ) или двигателя
внутреннего сгорания (ДВС), генератора и вспомогательного обору-
дования, а также фирмы, поставляющие «под ключ» многоагрегат-
ные электростанции, состоящие из этих блоков и сопутствующего
оборудования.

К проектированию электростанций подключились организации,
никогда ранее не занимавшиеся этой областью техники и не имею-
щие практически никакого опыта. В результате зачастую рождаются
решения, из-за которых электростанции не могут справиться со сво-
им назначением не только в аварийных, но даже и в нормальных
режимах.

Вспомним, как создаются электростанции «большой» энерге-
тики. Вначале исходя из нагрузок выбирается место строительства
электростанции. Определяется необходимость реконструкции
электрических сетей для передачи мощности или строительства но-
вых сетей, рассматриваются режимы работы энергосистемы с уче-
том этой электростанции, выбирается основное сетевое электриче-
ское оборудование (напряжение линий электропередачи, мощность
трансформаторов, типы выключателей и т.д.), устройства защиты и
противоаварийной автоматики. Эта работа выполняется специали-
зированным институтом «Энергосетьпроект».

На основании этих материалов одна из специализированных
проектных организаций (ТЭП, ГИДЭП, АЭП) приступает к проек-
тированию электростанции. Эти организации полностью владеют
знаниями в области технологии производства электроэнергии, рас-
полагают отработанными типовыми решениями практически по
всем узлам электростанции, имеют первоклассных специалистов те-
плотехников, электриков, релейщиков, автоматчиков, строителей,
изыскателей и других необходимых отраслей знаний.

Эта проектная организация объединяет в единое целое отдельные
виды энергетического оборудования, производимого специализи-
рованными заводами: генераторы («Электросила», Лысьвенский
турбогенераторный и др.), турбины (ЛМЗ, ХТЗ, УТМЗ и др.), котлы
(Подольский и др.), выключатели, разъединители, комплектные
распредустройства, источники оперативного тока, средства защиты
и автоматизации и пр.

Далее в соответствии с проектом электростанция собирается из
этого оборудования строительными и монтажными организациями,
а наладочные организации вводят электростанцию в работу.

При создании электростанций небольшой мощности все делает-
ся упрощенно, силами отраслевых проектных институтов. Уровень
уже не тот, отсюда возникают проектные ошибки.

Наряду с этим, стараются применять энергоблоки полной завод-
ской готовности, чтобы сократить сроки монтажа. При этом задачи
сопряжения генератора, турбины, выключателя, собственных нужд,
оперативного тока, автоматики, защиты энергоблока и управления
им решают уже не специализированные институты, а сам завод-из-
готовитель, причем так, как он умеет. Часто это приводит к грубей-
шим ошибкам, поскольку заводы в основном — конверсионные, не-
знакомые со спецификой энергетики.

То же относится и к системам управления на электростанциях.
Общепринятые и отработанные с точки зрения надежности
управления и инженерной психологии решения по взаимодейст-
вию оператора с контуром управления подвергаются пересмотру
со стороны «специалистов», не имеюших никакого отношения к
электроэнергетике.

В результате одни ошибки налагаются на другие и иногда элек-
тростанция просто отказывается работать в нужном режиме.

Электростанции могут надежно функционировать только тогда,
когда заранее предусмотрены и рассчитаны все возможные режимы
ее работы, правильно построены первичные схемы, защиты, проти-
воаварийная автоматика, схемы управления каждого присоедине-
ния, технологической автоматики. Действия релейной защиты,
противоаварийной автоматики, а также технологической защиты и
автоматики объединены единством задачи и должны быть строго со-
гласованы между собой путем правильного выбора принципов ра-
боты и параметров срабатывания (уставок). Несогласованное дейст-
вие этих устройств само является источником аварий или приводит
к развитию аварий. Поэтому все схемы технологических защит, тех-
нологической автоматики и управления ГТУ и Д ВС должны подвер-
гаться тщательному анализу в целях предотвращения их неправиль-
ного действия при перерывах питания, кратковременной потере
оперативного тока и других аварийных режимах.

В удаленных от больших энергосистем районах, где на базе элек-
тростанций малой и средней мощности создаются свои автономные
энергосистемы, могут возникать лавинные (цепочечные) аварии
при аварийных возмущениях (КЗ, отключениях части генераторов,
больших набросах нагрузки). Например, нарушение устойчивости
одной из линий электропередачи может вызвать аналогичный про-
цесс на другой. Возникающие при этом асинхронные режимы вы-
зывают вторичные нарушения устойчивости, что приводит к разде-
лению электростанций с образованием узлов с дефицитом активной
мощности, лавиной частоты и напряжения, массовому отключению
потребителей, отключению энергоблоков электростанций. Даже на
одиночных электростанциях малой мощности, работающих авто-
номно или параллельно с энергосистемами, возникают проблемы с
устойчивостью параллельной работы, забросами и провалами час-
тоты вращения при сбросах и набросах нагрузки. Опыт предотвра-
щения таких аварий, приобретенный в «большой» энергетике, сле-
дует в максимальной степени учитывать и при развитии малой
энергетики.

Отсюда возникла необходимость хотя бы в общих чертах изло-
жить, с какими процессами приходится иметь дело при разработке и
эксплуатации электростанций, и дать общее представление о путях
решения возникающих проблем. Этой цели и посвящена данная ра-
бота, выпускаемая в трех частях. Более глубокое совершенствование
знаний по отдельным областям затрагиваемых в этой работе вопро-
сов — это дело самого читателя, база для такого образования уже
создана трудами выдающихся российских ученых, работавших в об-
ласти «большой» энергетики.

В настоящей работе рассматриваются электростанции напряже-
нием 6 (10) кВ при мощности единичных энергоблоков от 0,6 до
25 МВт. Электростанции напряжением 0,4 кВ не рассматриваются,
поскольку в сетях этого напряжения нет необходимого набора за-
щит и автоматики для создания многоагрегатных электростанций
промышленного назначения. Вопросы автоматизации электростан-
ций, режимного и противоаварийного управления рассматриваются
на базе российского опыта и традиций. При применении зарубеж-
ных энергоблоков и электростанций необходимо дополнительно
руководствоваться материалами фирм-изготовителей.

В многофункциональных цифровых РЗА (ЦРЗА) обычно предла-
гается обширный набор функций защиты и противоаварийной ав-
томатики, выходящий за рамки требований ПУЭ. Необходимость
применения каждой из них требует специального обсуждения, что
не входит в задачу настоящей работы. Поэтому здесь приводится
минимально необходимый перечень устройств РЗА в соответствии с
ПУЭ [ 1 ] и Руководящими указаниями по релейной защите [ 2]. Разу-
меется, применяемые ЦРЗА должны пройти адаптацию к россий-
ским условиям, иметь разработанные и проверенные логические
схемы, а комплектные распредустройства — соответствующую этим
терминалам вторичную коммутацию. О том, как следует выполнять
эти требования, можно прочитать в работе [3].

Замечания и пожелания по брошюре
просьба направлять по адресу:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23.

Редакция журнала «Энергетик»

Авторы
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ

Регулирование напряжения
в электрических сетях
с маломощными электростанциями

При строительстве электростанций малой энергетики встают
вопросы о регулировании напряжения в прилегающей сети, непо-
средственно связанный с перетоками реактивной мощности, и о
том, как использовать для этих целей регуляторы возбуждения ге-
нераторов. В этой главе сделана попытка ответить на эти вопросы.

Общие сведения о потере напряжения. Передача энергии по
электрическим сетям сопровождается потерей напряжения, из-за
которой возникает необходимость в регулировании напряжения.
Согласно ГОСТ 13109—97 регулирование напряжения в электри-
ческих сетях должно выполняться таким образом, чтобы у потре-
бителей электроэнергии обеспечивалось номинальное значение
напряжения с отклонениями не более 5 % в нормальных режимах
и не более 10 % в послеаварийных режимах.

С точки зрения электрических процессов в цепях переменного
тока приемники электрической энергии могут быть разделены на
две группы.

К первой группе относятся электроприемники, в которых
электрическая энергия целиком переходит в тепло (например,
лампы накаливания, дуговые печи, нагревательные приборы
обычного назначения). Они потребляют из сети чисто активный
ток и активную мощность.

Ко второй группе относятся электроприемники, действие ко-
торых невозможно без наличия переменного магнитного поля. К
ним относятся все электродвигатели переменного тока, индукци-
онные печи, трансформаторы и т.д. В этих приемниках энергия в
течение четверти периода накапливается в магнитном поле, а в те-
чение следующей четверти периода уходит из магнитного поля
обратно к источнику. Эти чере-
дующиеся перемещения энер-
гии вызывают протекание по
линии питания электроприем-
ника дополнительного тока,
называемого намагничиваю-

Рис. 11.1. Разложение векторов тока щим или реактивным током.
I и мощности S на составляющие	По линии питания проходит и

активный, и реактивный ток.

Таким образом, по сети, пи-
тающей обе группы электроприемников, проходит сумма актив-
ных токов первой и второй группы /а (активная мощность Р) и ре-
активный ток 1р (реактивная мощность Q) второй группы элек-
троприемников. Геометрическая сумма токов 1а и /р (мощностей Р
и Q) является полным током (полной мощностью 5), протекаю-
щим по линии.

Этому процессу соответствует векторная диаграмма, показан-
ная на рис. 11.1.

Реактивная составляющая тока, являющаяся следствием пере-
тока энергии магнитного поля, загружает сеть, создает в ней до-
полнительные потери энергии и напряжения. Об экономичности
использования сети и оборудования судят по коэффициенту
мощности

COS<p=j = ^.	(11.1)

При этом для трехфазной сети

Р= -J3UI cos <р;	(11.2)

(? = V3 t//sin <р;	(11.3)

S=^P2 + Q2.	(11.4)

Попутно заметим, что в практике российской энергетики при
оценках режимов, связанных с реактивной мощностью, опериру-
ют не значением коэффициента мощности cos <р, а либо значени-
ем коэффициента реактивной мощности tg <р, либо непосредст-
венно значением реактивной мощности. Это связано с тем, что
если оперировать costp, то возникает психологический фактор
пренебрежения реактивной мощностью, и, кроме того, требуется
достаточно высокая точность определения costp. Например, зна-
чение cos<p — 0,95 весьма близко к единице, и реактивная мощ-
Рис. 11.2. Схема линии (о) и векторная диаграмма ее напряжений (б)

ность как будто бы не велика, хотя на самом деле при этом
tg <р = 0,33 и она составляет почти 1/3 активной. Поэтому для опе-
ративного управления режимами напряжений [1] требуется уста-
новка в узловых точках энергосистемы измерительных приборов
не только активной, но и реактивной мощности, например на ге-
нераторах и линиях с двухсторонним питанием.

На рис. 11.2 показана векторная диаграмма токов и напряже-
ний воздушной линии 6 — 110 кВ при передаче по ней мощности
S=P-jQ.

При известном (заданном) фазном напряжении в конце линии
С2ф находим напряжение в начале линии. Для этого совмещаем
вектор й2ф с осью действительных величин и под заданным углом
Ф2 откладываем вектор тока 7._Строим треугольник падения на-
пряжения в линии abn. Вектора/» равен падению напряжения в ак-
тивном сопротивлении линии 1г и направлен параллельно векто-
ру тока /. Вектор Ьп равен падению напряжения в индуктивном со-
противлении линии jix и направлен перпендикулярно вектору тока.
Соединив точки 0 и п, получим вектор напряжения в начале ли-
нии (/1ф. _

Вектор ап, равный lz, является падением напряжения в линии,
численно он равен геометрической сумме продольной А (7ф и попе-
речной 511ф составляющих падения напряжения. Потеря напряже-
ния в линии равна отрезку ат (точка т получена пересечением ра-
диуса On с осью действительных величин).

Можно показать, что если известны напряжение U2 и мощно-
сти Р2 и Q2 в конце линии, то напряжение в начале линии будет

P2r + Q7x P,x+Q2r

(1L5)
а если известны напряжение Ux и мощности Рх и Q} в начале линии,
то напряжение в конце линии будет

P,r + Q,x P,x+Q,r
IL=U,----—У-!-------

21 Ux	Ux

(П.6)

где третий член правой части уравнений соответствует поперечной
составляющей падения напряжения.

Во многих случаях при расчетах напряжений в начале или кон-
це линии поперечную составляющую падения напряжения не
учитывают, а потерю напряжения принимают равной ad, т. е. про-
дольной составляющей падения напряжения. Допустимость это-
го объясняется тем, что угол 5 и отрезок dm малы и предельная
погрешность в определении напряжений при этом не превышает
долей процента. Выражения (11.5) и (11.6) принимают вид

С/1!В/72 +

Р2г + (22х

7]г + (21Х

(П.7)

t/2 = t/,-



(П.8)

а потерю напряжения в линии рассчитывают по формуле

б^НОМ

(11.9)

где Р — активная мощность, кВт; Q — реактивная мощность, квар;
Цюм — номинальное напряжение сети, кВ.

Без учета поперечной составляющей &U рассчитывают боль-
шинство линий напряжением 110 — 220 кВ и все линии меньших
напряжений. Поперечную составляющую учитывают при расчете
длинных линий 220 кВ (200 км и более) с трансформаторами по
концам, а также в сетях 330 кВ и более.

В ряде случаев, когда емкость линии достаточно велика (ка-
бельные линии 35 — 110 кВ), учитывают емкостной ток линии.
Наличие емкостных токов в линии уменьшает продольную со-
ставляющую падения напряжения и увеличивает поперечную со-
ставляющую. Поскольку для большинства линий поперечной со-
ставляющей пренебрегают, можно заключить, что в нормальном
режиме емкость линии снижает потерю напряжения в ней.
Наряду с этим при холостом ходе протяженных линий
110 — 220 кВ и выше емкость линии вызывает заметное повыше-
ние напряжения в конце линии.

Для приближенных расчетов можно принимать следующие
средние значения удельного индуктивного сопротивления худ,
Ом/км, фазы воздушных и кабельных линий:

Одноцепная ВЛ 6 — ПО кВ . . . .	.........................0,4

ВЛ до 1000 В....................................................0,3

Трехжильный кабель:

6 - 10 кВ.....................................................0,08

35 кВ .......................................................0,12

до 1 кВ ......................................................0,07

и следующие значения удельного активного сопротивления г проводов:

Марка провода.................

Сопротивление, Ом/км..........

АС-35 АС-50 АС-70 АС-95 АС-120
0,85	0,65	0,46	0,33	0,27

В настоящее время в сетях 6 — 10 кВ применяют изолированные
провода марки СИП-3, имеющие уменьшенное до 400 мм расстояние
между фазами. Удельные сопротивления этих проводов отличаются
от указанных выше и по данным ТУ 16.К71-272 — 97 и типовых про-
ектов опор ВЛ 3 — 10 кВ составляют:

Сечение жилы провода, мм2 ....
гуд, Ом/км... .............

ХуД, Ом/км....................

50	70	95	120	150
0,72	0,493	0,363	0,288	0,236
0,299	0,291	0,284	0,278	0,27

Способы регулирования напряжения. Напряжение регулируется с
помощью:

•	трансформаторов (автотрансформаторов) с регулированием
напряжения под нагрузкой (РПН);

•	трансформаторов с переключением без возбуждения (ПБВ);

•	синхронных двигателей и конденсаторов регулируемой
мощности;

•	линейных регуляторов (ЛР) или вольтодобавочных транс-
форматоров (на вновь проектируемых подстанциях не применя-
ются из-за высокой стоимости, сопоставимой со стоимостью си-
ловых трансформаторов аналогичной мощности);

•	изменения схемы питания потребителей (отключения и
включения параллельно работающих трансформаторов и линий);

•	изменения графика нагрузки;

•	продольной компенсации реактивного сопротивления;

•	автоматических регуляторов возбуждения генераторов.
Особенности регулирования напряжения с помощью АРВ генера-
торов. При наличии связи электростанции с энергосистемой из
режимных и экономических соображений возникает необходи-
мость обмена мощностью полиниям связи. Кроме того, присутст-
вует коммерческий интерес в продаже электроэнергии, а в ряде
случаев и техническая необходимость передачи избытков элек-
троэнергии в энергосистему по условиям нормальной работы
энергоблоков электростанции, а также в районы с дефицитом ге-
нерирующих мощностей энергосистемы.

Однако иногда оказывается, что передать необходимую мощ-
ность в энергосистему невозможно по режимам работы линий
электропередачи и генераторов электростанции, что связано с
ошибками проектирования.

Для примера рассмотрим ситуацию, сложившуюся на одной из
электростанций (см. ч. 1, рис. 2.4). Она связана с энергосистемой
воздушной линией напряжением 10 кВ длиной 7 км (провод
АС-70). С учетом промежуточных режимов загрузки электростан-
ции и требований надежности ее работы необходимо передавать в
энергосистему активную мощность от 300 до 2100 кВт. При этом
следует учесть возможные колебания напряжения в энергосисте-
ме в пределах 10 — 11,5 кВ.

Однако расчеты, выполненные по приведенным выше выраже-
ниям, и практика эксплуатации показали, что при напряжении в
энергосистеме 10,5 и 11,5 кВ (максимально допустимое) и попыт-
ке передать в энергосистему активную мощность 2,1 МВт и реак-
тивную 1 Мвар (cos <р = 0,9) напряжение на шинах электростан-
ции составит соответственно 11,3 и 12,3 кВ. Если не передавать
реактивную мощность (cos <р = 1), напряжение на шинах электро-
станции составит соответственно 11,1 и 12 кВ. Оба режима непри-
емлемы из-за повышения напряжения на сборных шинах элек-
тростанции сверх допустимого. Если попытаться поддержи-
вать напряжение на шинах электростанции равным 10,5 кВ,
то придется обеспечить потребление реактивной мощности (пе-
ревести генераторы в режим недовозбуждения) в диапазоне
2 — 5,3 Мвар.

Однако для генераторов оптимальным является режим пере-
возбуждения, когда они отдают реактивную мощность в сеть, т. е.
работают с номинальным коэффициентом мощности cos <рном. Ра-
бота генераторов в режиме недовозбуждения, т. е. потребления
реактивной мощности, ограничивается перегревом конструктив-
ных элементов торцевой зоны статора и условиями обеспечения
статической и динамической устойчивости. Заводы-изготовители
обычно дают номограмму режимов работы генератора при
различных значениях coscp, в которой допустимые активные
нагрузки генератора в режиме недовозбуждения весьма сущест-
венно снижены. В качестве примера на рис. 11.3 приведены диа-
граммы мощности импортного генератора типа LSA54VL75/4p
(5НОМ = 2900 кВ  А; Рном = 2320 кВт; Цшм = 10,5 кВ; cos <рном = 0,8)
и отечественного ТК-2,5-2РУХЛЗ (5ПОМ = 3125 кВ • А; Рном =
= 2500 кВт; (/ном = 10,5 кВ; cos<pHOM = 0,8).

В устройствах АРВ генераторов обычно предусматривают огра-
ничители минимального возбуждения, которые предотвращают
работу генератора на пределе статической устойчивости и предо-
храняют его от недопустимого нагрева. Поэтому перевод генера-
торов в режим недовозбуждения в целях снижения напряжения до
номинального крайне нежелателен по соображениям надежности
их работы и может быть недопустим по условию ограничения ак-
тивной нагрузки генераторов. Особенно значительным повыше-
ние напряжения может быть в периоды малых нагрузок энерго-
системы, когда возникает избыток реактивной мощности (ночью,
в выходные дни).

Очевидно, что регулирование напряжений за счет обратного
перетока реактивной мощности в общем случае здесь невозмож-
но, поскольку параллельная работа этой электростанции с энер-
госистемой будет сопровождаться опасными режимами как для
самой электростанции, так и для потребителей, подключенных на
ее шины.

Выходом из этого положения является установка в рассечку
электропередачи (со стороны электростанции) трансформатора
10/10 кВ с устройством регулирования напряжения под нагруз-
кой (РПН). Мощность этого трансформатора в данном случае со-
ставляет 2,5 МВ • А, диапазон РПН ±8x2%, труппа соедине-
ний Y/Д, РПН установлено со стороны Y.

Попутно заметим, что установка этого трансформатора позво-
лит решить проблемы, возникающие из-за разных режимов ней-
трали сетей 10 кВ электростанции (резистивно заземленная ней-
траль) и энергосистемы (изолированная нейтраль). После уста-
новки этого трансформатора сети с разным режимом нейтрали
электрически разделены, поэтому трансформатор назван разде-
лительным.

После установки трансформатора режим передачи мощности в
энергосистему не будет сопровождаться повышением напряже-
ния на шинах электростанции благодаря наличию РПН. Так, если
при напряжении на подстанции энергосистемы 11 кВ необходи-
Рис. 11.3. Диаграммы мощности генераторов LSA54VL75/4p (я) и
ТК-2,5-2РУХЛЗ (б)-.

1 — зона, определяемая нагревом обмотки ротора; 2— зона, определяемая на-
гревом обмотки статора; 3 — зона, определяемая наибольшей мощностью
приводного двигателя; 4 — зона, определяемая нагревом элементов в конце-
вых частях статора; 5 — зона, определяемая устойчивостью
Рис. 11.4. Номограмма для определения напряжений при передаче в энергосис-
тему активной и реактивной мощности в соотношении Сл = 0,484Рл (cos <рл = 0,9)

мо передать в энергосистему мощность 2,1 МВт с cos <р = 0,9, то
напряжение в начале линии Un составит 11,7 кВ, а на шинах элек-
тростанции — 10,4 кВ при положении РПН, соответствующем ко-
эффициенту трансформации 1,16 (рис. 11.4).

Номограммы, аналогичные приведенной, можно составить для
всех возможных соотношений передаваемой активной и реактив-
ной мощности. Они весьма полезны для оперативного персонала
электростанции, поскольку позволяют ориентироваться в режи-
мах работы оборудования при передаче мощности.

Весьма важной является автоматизация поддержания заданно-
го режима передачи мощности. На рассматриваемой электростан-
ции изготовитель (фирма Wartsila) настроил свою автоматику
режимного управления так, что после синхронизации электро-
станции с энергосистемой она переходит из режима поддержания
напряжения на шинах электростанции в режим поддержания ко-
эффициента мощности на энергоблоках на уровне 0,9. Это объяс-
няется желанием не допустить переход генераторов в опасный для
них емкостной режим работы (с недовозбуждением). Поэтому в
режиме параллельной работы кроме активной мощности электро-
станция будет вырабатывать и реактивную мощность примерно
Q = (300 -ь 2100)0,44 = 130 ч 900 квар.

Таким образом, трансформатор должен иметь устройство авто-
матического регулирования напряжения на шинах электростан-
ции, например типа SPAU341. В режиме параллельной работы с
энергосистемой при отклонении напряжения на шинах электро-
станции от допустимого (С/Ном + 5 %) регулятор должен автомати-
чески переключать РПН так, чтобы напряжение на шинах возвра-
щалось к норме. Тогда сочетание этого регулятора с автоматикой
режимного управления позволит обеспечить передачу заданных
значений мощности в энергосистему, безопасную работу генера-
торов и нормальное напряжение на шинах электростанции.

Наряду с этим следует предусмотреть возможность оператив-
ного регулирования уставки по коэффициенту мощности на энер-
гоблоках для режима параллельной работы с энергосистемой.
Диапазон уставок определяется разрешенными условиями рабо-
ты генераторов, например в значениях 1; 0,95; 0,9. Это расширит
возможности регулирования напряжения на электростанции без
частых переключений РПН, что существенно продлит ресурс его
эксплуатации.

В качестве дополнительного мероприятия по поддержанию на-
пряжения на шинах электростанции в заданных пределах можно
реализовать через АСУ ТП электростанции дистанционное
управление устройствами емкостной компенсации реактивной
мощности на подстанциях 10/0,4 кВ, питающихся от шин элек-
тростанции, отключая при избытке реактивной мощности кон-
денсаторные батареи с помощью автоматических выключателей с
дистанционным приводом. При работе объекта только от энерго-
системы конденсаторные батареи должны быть включены, а при
работе от электростанции или при параллельной работе электро-
станции и энергосистемы — отключены.

В российской практике алгоритмов поддержания заданного
cos <р на электростанциях не применяют. Действительно, если все
электростанции начнут выдавать мощность со строго заданным
cos q>, то их параллельная работа станет невозможной. Заложенная
в алгоритм необходимость передачи реактивной мощности увели-
чивает напряжение на шинах электростанций и во всей прилегаю-
шей сети и потери в линиях связи. Поэтому главной задачей ре-
жимного управления считается поддержание заданных напряже-
ний в узлах энергосистемы, в соответствии с которыми реактив-
ная мощность распределяется по законам электротехники. При
этом осуществляется контроль допустимости режимов. Напри-
мер, чтобы в рассмотренной схеме регуляторы возбуждения гене-
раторов всегда работали с функцией регулирования напряжения,
но с автоматическим ограничением минимального тока возбуж-
дения, РПН трансформатора должно было переключаться редко и
только при недопустимых по режимам значениях реактивной
мощности.
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ

Автоматические регуляторы
возбуждения генераторов

12.1.	ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Автоматические системы регулирования возбуждения генера-
торов — САРВ, называемые первичными, предназначены для:

•	поддержания заданного напряжения на шинах электростан-
ции при изменении нагрузки с помощью регулирования тока воз-
буждения;

•	обеспечения устойчивости параллельной работы генерато-
ров и электростанций путем быстрой форсировки возбуждения
при глубоких снижениях напряжения вследствие КЗ в прилегаю-
щей сети;

•	обеспечения не менее трехкратного номинального тока при
близких КЗ, что необходимо для работы релейной зашиты на от-
ключение КЗ;

•	удержания генератора в области допустимых режимов работы;

•	обеспечения стабильной работы генератора в сети и парал-
лельно с другими генераторами;

•	реализации ряда технологических функций, в том числе за-
щиты системы возбуждения.

Полные сведения о регуляторах напряжения генераторов мож-
но найти в [16, 24 — 31, 34, 35, 41 — 44]. Здесь рассматриваются
лишь общие положения, относящиеся к системам управления
возбуждением с бесщеточным возбудителем (БСВ), получившим
наибольшее распространение в малой энергетике.

Функциональная схема САРВ включает в себя (рис. 12.1):

•	автоматический регулятор возбуждения А И;
Рис. 12.1. Функциональная схема системы автоматического регулирования воз-
буждения генератора с бесщеточным возбудителем

•	тиристорный преобразователь UA, получающий сигнал уп-
равления от АРВ;

•	силовой элемент — возбудитель (обращенный синхронный
генератор GEc неуправляемым вращающимся диодным преобра-
зователем, от которого питается обмотка возбуждения главного
генератора G), расположенный на валу агрегата.

В измерительном органе АРВ сигналы измерительных преоб-
разователей (трансформаторов тока и напряжения, датчиков на
эффекте Холла типа LEM, шунтов и т.п.) преобразуются в сигна-
лы постоянного тока, или в цифровой код, и затем рассчитывают-
ся параметры регулирования.

Вычислительный орган на основании этой информации и зна-
чения заданной уставки, которая вводится с помощью задатчика,
формирует сигнал управления. Этот сигнал через усилительный и
исполнительный органы управляет работой возбудителя GE, по-
дающего ток возбуждения в обмотку ротора генератора G. Задат-
чиком можно управлять вручную или с помощью автоматической
системы режимного управления (вторичный регулятор).
Рис. 12.2. Характеристики APB:

а — статические ( 7,2,3) и астатическая ( 4); б, в—распределение нагрузок ме-
жду агрегатами при статических характеристиках АРВ

Отрицательная обратная связь, показанная на рис. 12.1, ком-
пенсирует инерционность обращенного синхронного генератора
и стабилизирует процесс регулирования.

Для обеспечения заданного распределения реактивной нагруз-
ки между параллельно работающими генераторами характеристи-
ка регулирования напряжения генератора в зависимости от его
реактивного тока должна быть статической, поскольку при аста-
тической настройке распределение нагрузок становится неопре-
деленным (рис. 12.2).

Заметим, что именно реактивный ток в основном размагничи-
вает генератор, поэтому он и выбран в качестве аргумента стати-
ческой характеристики АРВ и поэтому регулирование напряжения
непосредственно связано с регулированием реактивной мощности.

Статическая характеристика имеет наклон по отношению к оси
под углом а. Коэффициентом статизма (статизмом) называется
отношение изменения напряжения АС/генератора к изменению
реактивного тока Д/р:

5 = 4^ = tga,	(12.1)

Д/Р

или в относительных единицах и процентах:

5(отн.ед.)=	5(%) = Л^/^ном 100	(12.2)

Д^р / ^р.ном	/ ^р.ном
Из формулы (12.2) видно, что статизм равен относительному
изменению напряжения при изменении реактивной нагрузки аг-
регата от нулевой до номинальной. Регуляторы напряжения гене-
раторов, работающих на сборные шины, обычно настраивают на
статизм 4 — 5 %.

Статической характеристике регулирования, показанной на
рис. 12.2, соответствует уравнение

&U+ sMp = 0.	(12.3)

Статическую характеристику АРВ можно перемещать парал-
лельно самой себе с помощью задатчика, при этом в случае парал-
лельной работы с энергосистемой генератор изменяет свою реак-
тивную мощность вследствие изменения тока возбуждения, а в
случае автономной работы генератор изменяет напряжение.

Очевидно, что при параллельной работе нескольких энерго-
блоков со статическими характеристиками распределение актив-
ной нагрузки между ними будет однозначным, что наглядно ил-
люстрируется рис. 12.2, б, в, из которого видно, что при напряже-
нии С/ном общий реактивный ток (реактивная нагрузка) [ х + 1р2
распределился так, что первый генератор взял нагрузку /р), а вто-
рой — 7р2. Заметим, что значение коэффициента статизма меньше
4 % принимать нельзя, поскольку характеристика АРВ может
быть нелинейной и иметь местную неравномерность, из-за чего
можно попасть в зону неопределенного распределения нагрузок.

При астатической настройке 5 = 0 и распределение нагрузки
становится неопределенным.

Статизм можно изменять за счет коэффициента усиления АРВ
по отклонению напряжения Кйи. Современные АРВ имеют высо-
кий коэффициент усиления, при этом статизм получается в пре-
делах 0,5 - 1,0 %. Поскольку для однозначного распределения
реактивной нагрузки между параллельно работающими генерато-
рами статизм должен быть в пределах 4 — 5 %, то это потребует
уменьшения коэффициента усиления в 5 — 8 раз. Практически
этот способ не используется, так как от значения коэффициента
усиления зависят другие характеристики регулятора. Поэтому ис-
пользуют другой способ — искусственное увеличение статизма за
счет подачи на вход измерительного органа сигнала по реактивно-
му току (рис. 12.3).

Схема на рис. 12.3, о увеличивает статизм:	= UT + 1рЕ. Ста-

тизм регулируется сопротивлением R. Эта схема называется токо-
вой стабилизацией, она применяется для АРВ генераторов, вклю-
Рис. 12.3. Схемы включения од-
нофазного измерительного органа
напряжения АРВ с токовой стаби-
лизацией (а) н компенсацией (б)

ченных на сборные шины генера-
торного напряжения. Точка под-
держания постоянства напряже-
ния как бы переносится внутрь
генераторов, что увеличивает ста-
тизм регулирования относительно
шин генераторного напряжения.

Схема на рис. 12.3, б уменьшает
статизм: U т = Ur- IpR. Эта схема
называется токовой компенсацией,
она применяется для АРВ генера-
торов, когда требуется поддержи-
вать неизменным напряжение в
удаленной точке сети, например в
конце линии электропередачи, ра-
ботающей блоком с генератором
и трансформатором 6 (10)/110 кВ.
Схема компенсирует падение на-
пряжения в сети, при этом обеспе-
чивается постоянство напряжения
в конце линии.

При параллельной работе энер-
гоблоков генератор — трансформа-
тор на общие шины 110 кВ к индивидуальным АРВ каждого гене-
ратора подводится напряжение не от трансформатора напряжения
шин, а от трансформатора напряжения генератора (рис. 12.4).

Падение напряжения в трансформаторе определяется в основ-
ном реактивным током, поэтому можно записать:

йш ~	(12.4)

При равенстве напряжений на генераторах имеем 1. ,хт1 = /р2-хТ2,
откуда

4>1 _^т2

^р2 Лт1

(12.5)

Из выражения (12.5) следует, что суммарная реактивная на-
грузка блочной электростанции распределяется между параллель-
но работающими генераторами обратно пропорционально реак-
тивным сопротивлениям трансформаторов. Если мощности
Рис. 12.4. Схема включения АРВ генера-
торов при параллельной работе энерго-
блоков генератор — трансформатор на об-
щие шнны

энергоблоков одинаковы, то
хт] = хт2 и, следовательно,
7р1 = /р2, т. е. реактивная на-
грузка распределяется между
ними поровну.

Таким образом, при па-
раллельной работе блоков
генератор — трансформатор
на общие шины 110 кВ АРВ
генераторов можно настро-
ить на астатические характе-
ристики. При этом обеспе-
чивается определенное рас-
пределение реактивной на-
грузки между генераторами и дополнительных средств стабилиза-
ции не требуется.

В цифровых АРВ токовая стабилизация и токовая компенсация
реализуются программно.

Устройства АРВ в зависимости от параметров, на которые они
реагируют, и их быстродействия делятся на две группы:

•	АРВ пропорционального действия (П). Реагируют на знак и
отклонение напряжения и тока от заданных значений. Выполня-
ются в виде устройств компаундирования с электромагнитным
корректором напряжения. Они действуют относительно медленно;

•	АРВ сильного действия (пропорционально-дифференци-
альные ПД или пропорпионально-интегрально-дифференциаль-
ные ПИД). Реагируют не только на знак и значение отклонения
напряжения и тока, но и на производные этих и других связанных
с ними параметров. Обеспечивают быстрое и более качественное
регулирование, чем регуляторы пропорционального действия.
Термин «АРВ сильного действия» предложен М. М. Ботвинни-
ком, который был не только доктором технических наук, но и
многократным чемпионом мира по шахматам. В зарубежной ли-
тературе такие регуляторы называются «регуляторы, действую-
щие по производным режимных параметров».

Все типы АРВ оснащают независимой форсировкой возбужде-
ния, действующей при снижении напряжения до 0,85 номиналь-
ного. Наличие форсировки значительно повышает устойчивость
параллельной работы генераторов.

Большинство вводимых в действие в настоящее время генера-
торов оснащается цифровыми САРВ. Они обладают рядом суще-
ственных преимуществ по сравнению с аналоговыми САРВ, так
как обеспечивают:

•	значительное сокращение количества и номенклатуры аппа-
ратуры, комплектующих и запасных частей;

•	уменьшение массогабаритных показателей аппаратуры;

•	высокую точность регулирования и стабильность характери-
стик;

•	упрощение наладки, настройки и обслуживания САРВ;

•	возможность глубокого внутреннего мониторинга;

•	возможность реализации алгоритмов адаптации и самона-
стройки;

•	легкость изменения алгоритмов регулирования путем заме-
ны программного обеспечения;

•	лучшую ремонтопригодность.

Первоначально задачей САРВ являлось под держание напряже-
ния в точке регулирования и обеспечение высоких уровней дина-
мической устойчивости. Однако по мере развития и совершенст-
вования аппаратной базы, особенно при переходе к цифровым
САРВ, объем задач, выполняемых ею, существенно вырос. В ре-
зультате сегодня она представляет собой сложный измеритель-
но-вычислительно-силовой управляющий комплекс, выполняю-
щий следующие функции:

•	системные, обеспечивающие поддержание напряжения, ус-
тойчивость, надёжность электроснабжения и качество демпфиро-
вания колебаний;

•	технологические, автоматизирующие процессы управления
током возбуждения, переходы от одного режима к другому, пере-
дачу информации о состоянии генератора и системы возбуждения
на верхний уровень;

•	защитные (ограничения режима), обеспечивающие работу
генератора внутри зоны допустимых режимов в соответствии с
требованиями ПТЭ;

•	функции самоконтроля и диагностики, обеспечивающие пе-
ревод на резервный автоматический или ручной регулятор возбу-
ждения при возникновении неисправности в основном регулято-
ре возбуждения;

•	сервисные, обеспечивающие возможность контроля режимов
работы генератора, изменения настроек АРВ и проверки правиль-
ности его функционирования.

Литературы по цифровым САРВ практически нет. Она ограни-
чивается техническими описаниями и инструкциями по эксплуа-
тации, поставляемыми вместе с оборудованием. Однако техниче-
ские требования к цифровым системам предъявляются те же са-
мые, что и к аналоговым. Поэтому назначение, принципы дейст-
вия и алгоритмы регулирования АРВ можно изучать независимо
от аппаратной базы.

12.2.	ОСОБЕННОСТИ БЕСЩЕТОЧНЫХ СИСТЕМ
ВОЗБУЖДЕНИЯ (БСВ)

Динамические свойства системы возбуждения в значительной
мере определяются наличием в контуре регулирования обращен-
ного синхронного генератора. Он характеризуется довольно зна-
чительной постоянной времени обмотки возбуждения, через ко-
торую проходит сигнал управления, и реакцией якоря на измене-
ние нагрузки — тока возбуждения главного генератора. Вследст-
вие этого бесщеточные системы возбуждения весьма инерцион-
ны, что наглядно иллюстрируется рис. 12.5.

При скачкообразном изменении напряжения возбуждения
вспомогательного генератора напряжение возбуждения глав-
ного генератора Uj имеет значительный заброс и окончательно
устанавливается равным входному сигналу только после установ-
ления тока возбуждения главного генератора. Время этого уста-
новления определяется постоянной времени обмотки возбужде-
ния главного генератора и всегда составляет как минимум едини-
цы секунд. И хотя скорость нарастания Uj составляет примерно
5 е.в.н/с (е.в.н. — единицы возбуждения по сравнению с номи-
нальным режимом, т. е. отношение тока возбуждения в данном

Рис. 12.5. Ударное начальное возбуждение турбогенератора с БСВ в режиме хо-
лостого хода
Рис. 12.6. Структур-
ная схема модерни-
зированной БСВ

режиме к току возбуждения генератора, работающего с номиналь-
ной загрузкой при номинальном напряжении), ясно, что при ка-
чаниях в энергосистеме генератор с такой системой возбуждения
не только не сможет демпфировать колебания, но, напротив, смо-
жет даже привести к их увеличению.

В России разработан и успешно применяется метод повыше-
ния быстродействия и улучшения динамических характеристик
БСВ за счет реализации жесткой отрицательной обратной связи
по току возбуждения возбудителя, пропорциональному напряже-
нию возбуждения главного генератора (рис. 12.6). В качестве до-
полнительной меры при этом используется повышение потолоч-
ного значения напряжения возбуждения вспомогательного гене-
ратора до 5 — 7 е.в.н.

Для того чтобы избежать повреждения обмотки возбуждения
главного генератора, предусматривается ограничение значени-
ем 2 е.в.н., как только такого значения достигнет С^(рис. 12.7). В
результате при форсировке
возбуждения обеспечивается
скорость нарастания возбуж-
дения dUj/dt= 10 -г-15 е.в.н./с
и время нарастания напряже-
ния главного генератора до
потолочного значения около
7 мс, что вполне достаточно
для применения сильного ре-
гулирования возбуждения.

Это иллюстрируется рис. 12.8,
из которого видно, что напря-
жение возбуждения главного
генератора практически повто-
ряет без запаздывания управ-
ляющий сигнал, т. е. инерци-

Рис. 12.7. Форсировка возбуждения тур- онность возбудителя полно-
богенератора с БСВ на холостом ходу стью компенсируется.
Рис. 12 8. Ударное начальное возбуждение турбогенератора с модернизирован-
ной БСВ в режиме холостого хода при 15-кратной отрицательной обратной связи

Таким образом, модернизированные БСВ отечественного про-
изводства по быртродействию не уступают статическим тиристор-
ным системам, чего нельзя сказать о бесщеточных системах про-
изводства западных фирм.

12.3.	ВЛИЯНИЕ АРВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ
ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ

Из векторной диаграммы параллельной работы генератора G с
энергосистемой С (рис. 12.9) нетрудно вывести уравнение для пе-
редаваемой активной мощности в зависимости от фазового угла 8
между вектором ЭДС генератора и напряжением в энергосистеме
U [28, 43]:

ттр

Рг = sin 8,	(12.6)

1 X

экв

где U — напряжение на шинах энергосистемы; Ет — ЭДС генерато-
ра; хэкв — эквивалентное сопротивление, включающее сопротивле-
ния генератора, трансформатора и линии электропередачи.

Для генераторов без АРВ в формулу (12.6) в качестве Ет под-
ставляется синхронная ЭДС генератора Eq, а сопротивление ге-
нератора учитывается установившимся значением xd. Для генера-
торов с АРВ пропорционального действия, обеспечивающего по-
стоянство ЭДС Е' за переходным реактивным сопротивлением xd,
подставляется ЭДС генератора за переходным сопротивлением, а
сопротивление генератора учитывается значением xd. Для генера-
Рис. 12.9. Схема (а ) и векторная диаграмма (б) работы генератора в энергосистеме

торов с АРВ сильного действия, поддерживающего постоянное
напряжение на шинах станции, вместо Ёг подставляется значение
напряжения Ur, а сопротивление генератора не учитывается.

Выражение (12.6) справедливо и для турбогенераторов, и для
гидрогенераторов, однако последние заменяются фиктивной ма-
шиной, у которой xd = xq, а ЭДС Eq заменяется на ЭДС за попе-
речной реактивностью Eq [43].

Максимальная активная мощность, которую можно передать,
определяется значением sin 5 = 1, при отсутствии АРВ соответст-
венно

UE„

Ртах=-±-,	(12-7)

**ЭКВ

P=Pmaxsin5.	(12.8)

Влияние АРВ на повышение предела статической устойчиво-
сти видно из рис. 12.10 (понятия статической и динамической ус-
тойчивости рассмотрены в ч. 2). При отсутствии АРВ ЭДС генера-
тора Eq определяется неизменным током возбуждения и остается
постоянной в процессе аварийного режима (Е = const). Напря-
жение на зажимах генератора равно вектору иг, конец которого
разделяет отрезок UEq на части, пропорциональные синхронному
индуктивному сопротивлению генератора xd и сопротивлению ос-
тальной части сети хс (см. рис. 12.9).

С возрастанием угла 5, т. е. при увеличении передаваемой мощ-
ности, вектор ЭДС на рис. 12.10, а займет положение Eq, а вектор
напряжения на зажимах генератора — положение U', положение
Рис. 12.10. Влияние АРВ на повышение предела статической устойчивости для
схемы сети иа рис. 12.9:

а — изменение напряжения на зажимах генератора при Eq = const и увеличе-
нии угла 8; б— изменение ЭДС генератора при поддержании UT = const и уве-
личении угла 8; в — характеристика моцд гости при изменении ЭДС rei 1ератора

конца которого можно определить, поделив вектор полного паде-
ния напряжения UEq в том же соотношении сопротивлений xd и
хс. Как видно из рис. 12.10, а, с увеличением угла 8 напряжение Ur
уменьшается: |t/r| - |t/J | = Д U.

Если АРВ стремится поддерживать ДС=О изменением тока
возбуждения генератора, то, как видно из векторной диаграммы
на рис. 12.10,6, ЭДС генератора Eq 1 будет больше Ед, причем зна-
чение ЭДС теперь зависит от угла 5. При этом характеристика
мощности генератора имеет более сложный характер по сравне-
нию с уравнением (12.6), в котором Eq неизменно. Результирую-
щую (внешнюю) характеристику мощности с учетом изменения
ЭДС можно получить (см. рис. 12.10, в). если построить для раз-
личных значений ЭДС семейство синусоид, амплитуды которых
пропорциональны Eq, и переходить с одной синусоиды на другую
в соответствии с ростом ЭДС, вытекающим из векторной диа-
граммы, приведенной на рис. 12.10, б. Эта характеристика выде-
лена на рис. 12.10, в жирной линией 2. Она имеет возрастающий
характер даже в области углов 5 > 90°, что объясняется преоблада-
нием увеличения Eq над уменьшением sin 8 в выражении мощно-
сти при углах, несколько больших 90° [42, 43].

При наличии АРВ, обеспечивающего постоянство UT, уравне-
ние передаваемой мощности можно записать в виде

P=^sin8c.	(12.9)

хс

Максимум результирующей характеристики достигается не
при 8 = 90°, а при 8С = 90°. Полный угол 8 при этом значительно
превышает 90°, а ординаты характеристики передаваемой мощно-
сти в режимах перевозбуждения (выдачи реактивной мощности)
превышают ординаты кривой 1 (см. рис. 12.10, в), построенной
по выражению (12.6) для условия Е = const (работа без АРВ).
Если генератор работал в точке устойчивого равновесия а, то за-
пас устойчивости без АРВ определяется точкой с, а при наличии
АРВ этот запас существенно больше и определяется точкой мак-
симума характеристики 2. При этом работа генератора становится
возможной в области искусственной устойчивости, т. е. при пол-
ном угле б между Eq и U больше 90°.

12.4.	САМОРАСКАЧИВАНИЕ

В энергосистеме постоянно возникают малые возмущения
(включение и отключение потребителей, распределительных ли-
ний и т. д.), которые могут вызывать качания генераторов. Обыч-
но они быстро затухают, но в ряде случаев качания носят незату-
хающий характер, что непосредственно связано с АРВ генератора.
Эти процессы исследованы в [40 — 44].

Качания генератора без АРВ. При качаниях частота врашения
ротора генератора <арот отклоняется от синхронной <оном, из-за
этого в машине возникает асинхронный момент, пропорциональ-
ный скольжению

®рот ®НОМ _
ином

(12.10)

Поэтому кроме синхронной мощности Ртах sin 5 в генераторе
действует и асинхронная мощность, соответствующая асинхрон-
ному моменту. При малых скольжениях эта мощность пропор-
циональна скольжению, ее можно представить в виде Рас = кд s,
где кд — некоторый коэффициент демпфирования. Тогда значе-
ние мощности генератора можно представить в виде

7’ = 7’тах sinS + Лд

(12.11)

в установившемся режиме это выражение соответствует (12.6).

Пусть по какой-то причине
угол 8 увеличился относительно
исходного на Д8. Под действием
небаланса мощности турбины
Рт и генератора Рг начинается
торможение ротора генератора
и уменьшение 8. Так как ско-
рость изменения угла db/dt < 0,
то асинхронная мощность отри-
цательна и в соответствии с
(12.11) мощность генератора
снижается быстрее, чем если
учитывать только изменение
синхронной мощности.

Зависимость Рт (6) в процессе
изменения угла показана на
рис. 12.11. Поскольку асин-
хронный момент действует в
направлении, препятствующем
действию синхронного момен-
та, то на участке — Л2 ротор
генератора тормозится медлен-
нее, а на участке А2 — — А4 ус-
коряется медленнее, чем при
отсутствии асинхронного мо-

Рис. 12.11. Затухание колебаний под
действием асинхронного момента ге-
нератора
мента. Асинхронный момент демпфирует действие синхронного,
поэтому равенство плошадки торможения — А2 — at и площад-
ки ускорения А2 — Л3 — А4 — а4 достигается при отклонении угла
Д5' меньшем, чем начальное отклонение Д8. Процесс качаний за-
тухает.

Качания генератора с АРВ пропорционального действия. Внача-
ле рассмотрим аналогичный процесс качаний при условии отсут-
ствия асинхронного момента. Будем считать, что быстродейст-
вующее регулирование осуществляется по одному параметру —
напряжению Ur, при этом закон регулирования возбуждения будет

U/= tyo + «оиЩ ~ Ф = tyo +	(12.12)

где Uo — уставка АРВ по напряжению;	коэффициент регули-

рования по отклонению напряжения; Ifo — постоянная
составляющая.

Коэффициент регулирования по отклонению напряжения Кои
измеряется отношением относительных номинальных единиц
возбуждения к относительным единицам напряжения статора ге-
нератора по сравнению с номинальным режимом (е.в.н/е.н.). На-
пример, если = 50, то это означает, что при уменьшении на-
пряжения статора на 10 % напряжение возбудителя будет увели-
чено на 50 • 0,1 = 5 е.в.н. Разумеется, ток возбуждения будет огра-
ничен защитой от перегрузки ротора генератора, поэтому значе-
ние Ко ^влияет в основном на скорость нарастания тока возбужде-
ния.

Пусть по какой-то причине угол 5 увеличился относительно ис-
ходного на Д8. При этом напряжение генератора снижается и АРВ
увеличивает ток возбуждения, ЭДС генератора и его электромаг-
нитную мощность (см. § 12.3). Из-за этого на интервале времени
Л1 — А2, соответствующем уменьшению Д8 от максимального зна-
чения до нуля, ротор генератора получает отрицательное ускоре-
ние (рис. 12.12). В точке А2 при Д8 = 0 электромагнитная мощ-
ность генератора Рг оказывается больше исходной. Значения Рг и
Рт сравняются позже — в точке А3. В этой точке сравняются пло-
щадки торможения и ускорения, отмеченные косой штриховкой.
Поскольку торможение начинается после того, как угол прошел
свое исходное значение, максимальное отклонение угла в точке А4
больше, чем в исходной точке А}: Д8' > Д8.

После точки А4 увеличение угла происходит при токе возбужде-
ния, меньшем Jj-0. Это придает положительное ускорение ротору,
возрастание угла прекратится при равенстве площадок ускорения
Рис. 12.12. Колебательное нарушение
устойчивости при быстродействующем
регулировании по ДС

и торможения (горизонтальная
штриховка) в точке А4, где от-
клонение значительно больше
начального. Таким образом, ка-
ждый раз в процессе очередно-
го «качка» ротор получает уско-
рение. Результирующая кривая
показана на рис. 12.12.

Изображающая точка в ко-
ординатах 5, Рг описывает рас-
кручивающуюся спираль —
размах колебаний увеличивает-
ся. Весь процесс похож на каче-
ли, которые постоянно подтал-
киваются внешней силой, из-за
чего амплитуда качаний посте-
пенно нарастает.

Для предотвращения само-
раскачивания можно либо за-
медлить действие АРВ, либо
уменьшить значение Кои.

Замедление регулирования
является самым простым спо-
собом ослабить тенденцию к самораскачиванию при применении
АРВ пропорционального действия. В АРВ вводят апериодическое
звено с постоянной времени 1 — 2 с. В этом случае самораскачи-
ванию препятствует асинхронный момент, влияние которого не
учитывалось. Колебания затухают, но медленнее, чем без АРВ.
Однако запаздывание форсировки возбуждения при резких и глу-
боких снижениях напряжения отрицательно сказывается на ди-
намической устойчивости генераторов.

Соотношение между демпфирующим действием асинхронного
момента и отрицательным демпфированием, обусловленным ре-
гулированием напряжения, зависит от режима работы генератора.
При малых углах 5 синхронизирующая мощность (dP/dS) значи-
тельна, качания происходят быстро, поэтому влияние асинхрон-
ного момента велико. При больших углах 8 синхронизирующая
мощность мала, качания медленны, мал и асинхронный момент.
Поэтому чем больше угол электропередачи 8, т. е. чем больше пе-
редаваемая мощность, тем выше вероятность самораскачивания.

Отсюда вытекают две практические рекомендации по прекра-
щению возникших качаний: либо снизить активную мощность ге-
Рис. 12.13. Предельно допустимые ко-
эффициенты усиления по отклонению
напряжения:

r_in — граница апериодической
устойчивости; — граница ко-
лебательной устойчивости

нератора, либо повысить его на-
пряжение (ЭДС). Обе они при-
ведут к возрастанию синхрони-
зирующей мощности и асин-
хронного момента, и качания
могут прекратиться.

Теперь рассмотрим влияние
Л^^на самораскачивание (коле-
бательную устойчивость).

Существуют две границы
значений коэффициента регу-
лирования Кои по статической
устойчивости (рис. 12.13).

Кривая KoUmin определяет
минимальное значение коэф-
фициента, необходимого для
сохранения апериодической ус-
тойчивости. Точка пересечения границей оси абсцисс соответст-
вует пределу для нерегулируемой машины Рг тах при Eq — const
(см. рис. 12.10) и значению полного угла 6 = 90°.

Асимптота этой кривой соответствует пределу Prmax при
Ur = const, Кои-*<х> и значению внешнего угла между векторами
напряжений генератора и сети 5С = 90° (см. рис. 12.10). Выход за
неё приводит к монотонному нарастанию угла и к асинхронному
ходу. Если ориентироваться только на сохранение синхронизма и
на повышение точности регулирования, то, казалось бы, следует
стремиться к большим значениям

Однако максимально допустимые значения коэффициента ог-
раничиваются предельными по самораскачиванию (колебатель-
ной устойчивости) значениями K0Umax. Выход за границу Кйитах
приводит к самораскачиванию (пиктограмма б на рис. 12.13). Вы-
ход за обе границы приводит к потере синхронизма в колебатель-
ном режиме (пиктограмма в). Устойчивая работа возможна толь-
ко в области, ограниченной обеими кривыми (пиктограмма а).

Расположение границ устойчивости относительно номиналь-
ной активной мощности генератора (а следовательно, и запас по
мощности) зависит от сопротивления системы хс. На рис. 12.13
показано, что при увеличении сопротивления системы отхс1 дохс2
граница колебательной устойчивости смещается влево и возмож-
ность передачи номинальной активной мощности без угрозы на-
рушения колебательной устойчивости сужается.
Очевидно, что выбор подходящего значения Кои, зажатого дву-
мя границами и, кроме того, зависящего от сопротивления систе-
мы, — весьма непростая задача.

Таким образом, возможность самораскачивания не позволяет
приблизиться к границе апериодической устойчивости. В этом за-
ключается основной недостаток АРВ пропорционального дейст-
вия. Кроме того, запаздывание форсировки возбуждения при рез-
ких и глубоких снижениях напряжения отрицательно сказывается
на динамической устойчивости генераторов.

В СССР эта задача была решена с помощью АРВ сильного дей-
ствия.

Качания генератора с АРВ сильного действия. АРВ сильного
действия (АРВ-СД) обеспечивает хорошее демпфирование коле-
баний при высоком быстродействии. Регулирование осуществля-
ется не только по отклонению напряжения Ai/, но и по производ-
ным параметров режима. При качаниях введение производных
позволяет изменить сдвиг по фазе между и S(/) так, чтобы
при уменьшении 5 до значения 60 мощность генератора оказыва-
лась меньше, чем Рт, т. е. так, как показано на рис. 12.11. Это
обеспечивает эффект регулирования, подобный асинхронному
моменту. Граница колебательной устойчивости (см. рис. 12.13)
смещается вправо. Кроме того, применяется пропорциональ-
но-интегральный (ПИ) канал регулирования напряжения.

Закон регулирования современных АРВ-СД (ПИД-регулятор)
описывается уравнением

= Uf0+Kou(Uo-Ur)+- - J (t/0-Ur)dt-Kll7	-

1 ИНТ	ai

di f	d(£>

(12.13)

где К — коэффициенты усиления в каналах регулирования; —
постоянная времени интегрального канала.

Благодаря ПИ-регулированию удается устранить противоре-
чие между требованиями высокой точности регулирования и от-
сутствием самораскачивания. Канал выполняет одновременно
функции двух регуляторов. Первый (интегральный) инерцион-
ный, имеет астатическую характеристику и должен поддерживать
заданный уровень напряжения во всех возможных установивших-
ся режимах системы. При этом статизм регулирования обеспечи-
вается способом, описанным в § 12.1, т. е. регулятор астатически
Рис. 12.14. Характеристика ПИ-
канала регулирования:
f — частота колебаний ротора
генератора относительно сис-
темы бесконечной мощности

поддерживает заданную уставку по
напряжению, которая сама статиче-
ски зависит от реактивного тока ге-
нератора. Второй регулятор (про-
порциональный) может не выпол-
нять функции поддержания напря-
жения, т. е. может иметь статиче-
скую характеристику, но должен
быть безынерционным, способным
реагировать на малые возмущения
системы, повышая статическую ус-
тойчивость.

В установившихся режимах (когда
частота колебаний генератора отно-
сительно системы равна нулю) ко-
эффициент усиления увеличивается

вплоть до бесконечности, а при возникновении колебаний он ав-
томатически снижается до значения коэффициента пропорцио-
нального регулирования А^)(/= 5 + 15 е.в.н/е.н. (рис. 12.14). Этот ко-
эффициент устанавливается при наладке системы в процессе вво-
да ее в эксплуатацию.

В результате область колебательной устойчивости расширяется
даже при регулировании только по напряжению без введения сиг-
налов производных, а при введении всех сигналов граница коле-
бательной устойчивости смещается в область больших мощно-
стей вплоть до границы апериодической устойчивости.

На демпфирование колебаний влияют все коэффициенты и по-
стоянные времени в каналах регулирования. Расположение и раз-
меры области устойчивости в координатах коэффициентов усиле-
ния по каналам регулирования зависят от схемы сети, параметров
генераторов и их загрузки по активной и реактивной мощностям.

Выбор параметров ПИ-канала напряжения Коип Тит осущест-
вляется проектировщиком и изготовителем АРВ, обычно прини-
мают Кои— Ю + 15 е.в.н/е.н.

Коэффициенты стабилизации Кхи, KlIf, КОа, К1(а уточняются
при настройке АРВ-СД. При их неудачном выборе может возник-
нуть самораскачивание.

Величина ^влияет в основном на качество переходных про-
цессов в режиме холостого хода.

Отклонение Део и производная dw/dt частоты напряжения гене-
ратора являются первой и второй производными внешнего угла 8С
(см. рис. 12.9). Для электростанций малой энергетики при не-
больших сопротивлениях связи с системой внешний угол не пре-
вышает 15°. Поэтому влияние этих каналов незначительно и для
генераторов таких станций они могут не вводиться в закон регули-
рования. При больших сопротивлениях связи с системой, когда
внешний угол достигает 20 — 40°, они должны учитываться.

Основным стабилизирующим сигналом для генераторов этих
станций, особенно в режимах потребления реактивной мощно-
сти, является производная тока возбуждения. Для бесщеточных
систем возбуждения ток возбуждения вычисляется по напряже-
нию и току статора генератора с помощью построения диаграммы
Потье. Основной особенностью канала является то, что сигнал
производной тока возбуждения следует вводить через апериоди-
ческое звено с постоянной времени 100 — 200 мс. В противном
случае, как показали расчеты [44] и многолетняя практика, произ-
водная тока возбуждения не только не повышает, но даже пони-
жает уровень колебательной устойчивости.

В [40] рассмотрены также другие причины возникновения ко-
лебательной неустойчивости, с которыми читатель может ознако-
миться самостоятельно.

12.5.	ВЛИЯНИЕ ВНЕШНЕГО

ЭКВИВАЛЕНТНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
НА СТАТИЧЕСКУЮ УСТОЙЧИВОСТЬ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Расположение границ устойчивости относительно номиналь-
ной активной мощности генератора (а следовательно, и запас по
мощности) сильно зависит от сопротивления системы хс . Выяс-
ним, какие значения хс типичны для электростанций малой энер-
гетики и как это влияет на запасы статической устойчивости по
мощности.

Рассмотрим некий условный случай работы на энергосистему
электростанции, оснащенной генераторами ТК-2,5-2РУЗ с номи-
нальной мощностью Рном = 2,5 МВт (5НОМ = 3,125 МВ • А) и на-
пряжением 10,5 кВ. В минимальном режиме в работе находится
один генератор, в максимальном — три генератора. Ток трехфаз-
ного КЗ со стороны энергосистемы в зависимости от сопротивле-
ния линий связи с энергосистемой может изменяться в пределах
от 1 до 20 кА. Сопротивление системы составляет в минимальном
режиме хс =	= Ю,5/(ТЗ • 1) = 6,06 Ом, в максималь-
ном режиме хс = Uc/U^2max) ~ Ю,5/(л/3  20) = 0,303 Ом. Сопротив-
ление генератора в установившемся режиме хг = х^(/2ом/5ном =
= 1,76 • 10,52/3,125 = 62 Ом, трех генераторов — 62/3 = 20,7 Ом.

Для анализа устойчивости рассмотрим два крайних режима:

•	когда система работает в минимальном режиме, а электро-
станция в максимальном, в этом случае сопротивление системы
по отношению к электростанции составляет хс/хг = 6,06/20,7 =
= 0,29 « 0,3;

•	когда система работает в максимальном режиме, а электро-

станция в минимальном, в этом случае сопротивление системы по
отношению к электростанции составляетхс/хг = 0,303/62 ® 0,005.

На рис. 12.15 приведены моментно-угловая характеристика

электропередачи и номинальная мощность генератора для перво-
го режима. Поскольку АРВ генераторов поддерживают напряже-

ние на шинах электростанции постоянным, то согласно выраже-
нию (12.9) максимальная возможная передаваемая по линии ак-
тивная мощность составляет Ртах = (10,5 • 10,5)/6,06 = 18,2 МВт,
что по отношению к активной мощности электростанции состав-
ляет 18,2/(3 • 2,5) = 2,4.

Для второго режима максимальная передаваемая по линии
мощность многократно больше (на рис. 12.15 не показано). Из из-
ложенного следует, что в режиме передачи номинальной актив-
ной мощности возможность апериодического нарушения устой-
чивости отсутствует ввиду очень больших запасов по статической
устойчивости. Коэффициент запаса по статической устойчивости
в худшем случае составляет (2,4 — 1)/2,4 = 0,58, что в 2,9 раза
больше нормативного 0,2 (см. ч. 2).

Наглядная картина изменения углов при изменении режима
представлена на рис. 12.16.

Рис. 12.15. Моментно-угловая харак-
теристика электропередачи для слу-
чая xjxt = 0,3

Жирными сплошными линия-
ми показана диаграмма мощно-
сти генератора ТК-2,5, соответст-
вующая рис. 11.3, но в координа-
тах ^номие/5НОм-

Переход к относительным еди-
ницам позволяет применить эту
диаграмму и для одиночного ге-
нератора (все величины приво-
дятся к полной номинальной
мощности генератора) и к много-
агрегатной электростанции (она
рассматривается как один экви-
валентный генератор, при этом
Q/S^m, ma. ед.

Рис 12.16. Диаграмма режимов работы электростанции с генераторами ТК-2,5
на сеть при xjxt = 0,3

все величины приводятся к полной суммарной номинальной
мощности работающих генераторов). Вектор, проведенный из
точки А в любую точку режима, пропорционален току возбужде-
ния. Отрезок 0А пропорционален току возбуждения холостого
хода, что в относительных единицах соответствует значению
QT — — U^/xd = — 1/1,76 = — 0,57. Отрезок ДБ является теоретиче-
ской границей апериодической устойчивости в режимах потреб-
ления реактивной мощности. Прямая АС пропорциональна току
возбуждения в номинальном режиме; угол бг является внутрен-
ним углом генератора. Отрезок 07) пропорционален значению
Qr = U^/xtc, т. е. обратно пропорционален сопротивлению внеш-
ней сети. В рассматриваемом примере это сопротивление в относи-
тельных единицах для первого режима составляет

х.с =	= 6,06 • 3 • 3,125/10,52 = 0,515,

а значение Qr = 1/0,515 = 1,94 отн. ед. Угол между прямой, прове-
денной из точки D в любую точку режима, является внешним углом
бс. Угол б = бг + бс является полным углом между векторами ЭДС
генератора и сети.

Для второго режима сопротивление системы значительно меньше:

х,с = 0,303 • 3 • 3,125/10,52 = 0,026 отн. ед.,

значение Qr = 1/0,026 = 38,5, точка D перемещается вправо по оси
абсцисс, угол 5С ничтожно мал, полный угол б практически равен
внутреннему углу генератора бг.
Таким образом, подтверждается вывод, что в режимах работы
электростанций относительно небольшой мощности, работаю-
щих с выдачей реактивной мощности, опасности апериодическо-
го нарушения устойчивости практически нет.

Теперь рассмотрим режим с номинальной загрузкой по актив-
ной мощности при снижении реактивной мощности генератора
от номинальной до минимально допустимого значения. Такой ре-
жим может возникнуть, когда необходимо компенсировать уве-
личение напряжения сети за счет уменьшения тока возбуждения
генераторов и даже перевода их в режим потребления реактивной
мощности. Напряжение в сети может увеличиваться за счет гене-
рации емкостной мощности ненагруженными линиями в ночное
время или при необходимости передачи мощности в энергосисте-
му через длинные линии с большим сопротивлением (см. гл. 11).

При номинальной загрузке по активной мощности при изме-
нении реактивной мощности до минимально допустимого значе-
ния режим теоретически переходит из точки С в точку В (см.
рис. 12.16). Ток возбуждения и внешний угол 8С уменьшаются, а
внутренний угол 8Г растёт и может достичь предельного значения
90°. Реально разрешается работа генераторов при потреблении ре-
активной мощности только до границы по перегреву торцевых
зон генераторов, т. е. до точки Е. Но и в этом случае полный угол
8 = 8Г + 8С может достигать опасных значений (см. тонкие штри-
ховые линии на рис. 12.16). Опасность апериодического наруше-
ния устойчивости в режиме потребления реактивной мощности
существует при любых, даже очень маленьких значениях внешне-
го сопротивления. Поэтому системы регулирования возбуждения
обязательно должны включать в себя ограничители минимально-
го возбуждения ОМВ, реализующие границу FE.

Границы колебательной устойчивости (самораскачивания) за-
висят от режима и особенно от значений хс (рис. 12.17).

Видно, что АРВ пропорционального действия (П-регулятор) с
постоянным коэффициентом усиления, не зависящим от частоты
колебаний генератора, при больших значениях хс (рис. 12.17, а)
существенно сокращает запас колебательной устойчивости и ог-
раничивает возможность выдачи активной мощности (в реальных
условиях хс может быть больше принятого в данном примере).
При малых значениях внешнего сопротивления (рис. 12.17, б)
они могут обеспечить устойчивую работу генераторов с норматив-
ными запасами во всех возможных режимах.

ПИ-регулятор напряжения, который при возникновении коле-
баний снижает Kquro 5 — 15 е.в.н/е.н., облегчает условия сохра-
KqV, е.в.н/е.н.

80

60

40

20

0	1,0	2,0

Р/S, отн. ед.

6)

Рис. 12.17. Границы статической колебательной устойчивости электростанции с
тремя турбогенераторами ТК-2,5 по коэффициенту усиления пропорционального
регулятора возбуждения для хс = 0,515 оти. ед. (а) и хс = 0,026 отн. ед. (6) при
переходе от режима с номинальной загрузкой (7) к режиму с глубоким недовозбу-
ждеиием (2)

нения колебательной устойчивости при выдаче номинальной
мощности (рис. 12.17, а). Применение АРВ сильного действия
(ПИД-регулятор) со стабилизацией по производным режима (см.
§ 12.4) позволяет полностью снять ограничения по колебательной
устойчивости при слабой связи с энергосистемой.

12.6.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКВИВАЛЕНТНОГО
ВНЕШНЕГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

Как видно из вышеизложенного, одним из основных парамет-
ров, определяющих условия устойчивости генератора, работаю-
щего в энергосистеме, является внешнее реактивное сопротивле-
ние хс (см. рис. 12.9). В то же время реальные схемы примыкания
генераторов к энергосистеме бывают довольно сложны. Для их
эквивалентирования целесообразно применять метод, позволяю-
щий заместить всё энергообъединение шинами неизменного по
фазе напряжения U, а сложную схему электрических соедине-
ний — одной линией с сопротивлением хс. При этом все измене-
ния режима исходной схемы должны адекватно отображаться эк-
вивалентной схемой.

Для определения хс в процессе нормальной работы генератора
необходимо реализовать с минимально возможным разрывом по
времени два установившихся режима и зафиксировать в них зна-
чения U, Р, Q. На практике проще всего в качестве первого режи-
ма принять режим с максимально допустимым напряжением на
шинах станции, в качестве второго — с минимально допустимым
по условиям потребления реактивной мощности напряжением
генераторов.

Искомое значение сопротивления найдется в результате реше-
ния квадратного уравнения



Из двух корней уравнения следует брать минимальный поло-
жительный. Все вычисления по определению хс можно проводить
в именованных или относительных единицах (отн. ед.). Все про-
цедуры по определению хс могут быть автоматизированы.

Точность метода оценена расчетами для объединенной энерго-
системы Северо-Запада России и смежных энергосистем с помо-
щью программ «Область» и «Евростаг». Расчеты показали, что об-
ласти устойчивости, переходные процессы и время затухания ко-
лебаний исследуемого генератора или станции в сложной и экви-
валентной схемах практически совпадают. Метод многократно
проверен в процессе пусконаладочных испытаний генераторов на
электростанциях РФ, ближнего и дальнего зарубежья.

Опыт и расчеты показывают, что хс является долгоживущим
параметром и годами не изменяется, если не изменяется схема
электрических соединений станции. Все переключения в схеме
внешней сети, происходящие за первым от станции переключа-
тельным пунктом изменяют значение хс не более чем на 20 %, что
не очень сильно сказывается на точности расчетов. При этом хс
может изменяться только при изменении схемы главных соедине-
ний станции в аварийных и ремонтных режимах: отключение ав-
тотрансформаторов, связывающих системы шин; отключение ли-
ний связи с энергосистемой и т.п.

12.7.	ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

К СТРУКТУРЕ И ФУНКЦИЯМ

БЕСЩЕТОЧНЫХ СИСТЕМ ВОЗБУЖДЕНИЯ

В настоящем параграфе учтены положения ГОСТ 21558—88,
Правил устройства электроустановок и технической эксплуата-
ции электростанций, технических условий и технических описа-
ний систем возбуждения разных производителей [45 — 49] и со-
6,3 (10,5) кВ

TGE

GE

Команды управления
Отключение возбуждения
от защит генератора
Отключение Q от СВ
Ток возбуждения
возбудителя
Сигнализация

Оперативный ток
=220 (110) В

Начальное возбуждение

-220 (110) В

-380 В от СН

-380 В

ШСВ

Рис. 12.18. Бесщеточная система возбуждения

временные представления о работе цифровых бесщеточных сис-
тем возбуждения.

Системы возбуждения должны обеспечивать устойчивую па-
раллельную работу генераторов электростанций в нормальных,
аварийных и послеаварийных режимах; работу одиночных гене-
раторов на выделенную нагрузку; самодиагностику аппаратуры
управления, регулирования и защиты системы возбуждения на
основе применения цифровой техники; повышение оперативно-
сти управления возбуждением и режимами электростанций за
счет включения систем возбуждения в АСУ ТП энергоблоков
электростанций.

Система возбуждения (рис. 12.18) должна состоять из:

• бесщеточного возбудителя GE (электрической машины пе-
ременного тока с полупроводниковым поеобразователем, кото-
рый подает постоянный ток в обмотку возбуждения генератора
без посредства скользящего щеточного аппарата);

•	подвозбудителя с постоянными магнитами, вместо него до-
пускается использование схемы самовозбуждения с применением
силового трансформатора 6 (10)/0,4 кВ, запитанного от зажимов
генератора (на рис. 12.18 обозначен как TGE), или, в отдельных
случаях, с применением специальной дополнительной обмотки,
уложенной на статоре генератора (на рис. 12.18 штриховые ли-
нии) Для наладки и опробования системы возбуждения преду-
сматривают, кроме основного питания, резервное питание от по-
стороннего источника 380 В переменного тока с ручным пере-
ключением;

•	шкафа системы возбуждения ШСВ.

Системы возбуждения генераторов размещают в транспорта-
бельных силовых блоках электростанций, поэтому эти системы
должны иметь небольшие габариты и естественную вентиляцию
(без вентиляторов).

В состав шкафа системы возбуждения должны входить:

•	устройство начального возбуждения;

•	два равноценных канала с автоматическим регулятором воз-
буждения (АРВ) и тиристорным преобразователем;

•	система управления возбуждением для контроля состояния
системы возбуждения, дистанционного управления и передачи
информации;

•	устройства защиты системы возбуждения и ротора генератора;

•	коммутационная аппаратура и датчики для дистанционного
измерения параметров, в том числе тока в цепи возбуждения воз-
будителя;

•	последовательный порт RS-232 для местной наладки и
RS-485 с оптоэлектрическим преобразователем для связи с АСУ.

На лицевой панели ШСВ должны размещаться:

•	амперметр в цепи возбуждения возбудителя;

•	переключатель вида управления «местное» — «дистанционное»;

•	дисплей с клавиатурой для настройки конфигурации, ввода
уставок и контроля режима работы возбудителя;

•	переключатель выбора основного и резервного каналов воз-
буждения;

•	органы управления уставкой АРВ

В шкафу ШСВ предусматривают входы и выходы на клеммных
зажимах для подключения цепей управления, сигнализации и из-
мерений от панели управления генератора в объеме, указанном
далее.

Функции системы возбуждения. Основной (ОКВ) и резервный
(РКВ) каналы возбуждения обычно выполняют следующие функции:

•	автоматическое регулирование возбуждения;

•	ограничение максимального тока возбуждения;

•	ограничение минимального тока возбуждения;

•	формирование статической характеристики регулятора на-
пряжения;

•	компаундирование по току системы возбуждения;

•	релейную форсировку возбуждения.

При этом осуществляется дистанционное управление с панели
управления генератора, а также управление по последовательно-
му каналу связи с АСУ ТП электростанции.

Автоматический регулятор возбуждения должен обеспечивать
статизм с пределами регулирования 0 ± 10 % для устойчивого рас-
пределения реактивной мощности между однотипными турбоге-
нераторами без использования поперечных уравнительных свя-
зей, а также поддерживать напряжение на выводах турбогенерато-
ра в соответствии с заданной уставкой с точностью 1 % относи-
тельно заданной статической характеристики при отклонении
частоты ± 2 Гц. При выходе частоты за пределы указанного диа-
пазона напряжение может изменяться пропорционально откло-
нению частоты.

Предусматривается также возможность работы с устройствами
группового регулирования напряжения по последовательному
каналу связи с АСУ ТП.

Канал токового компаундирования системы возбуждения и
форсировка возбуждения должны обеспечивать ток трехфазного
КЗ на выводах генератора не менее 3/ном г длительностью не ме-
нее 5 с.

При включении ШСВ в работу всегда автоматически должен
включаться ОКВ.

При работе АРВ обеспечиваются автоматическая (в темпе про-
цесса) подгонка уставки напряжения АРВ РКВ под уставку АРВ
ОКВ с точностью 1 % номинального напряжения статора генера-
тора, автоматический переход на РКВ при неисправности ОКВ и
соответствующая сигнализация. При неисправности РКВ автома-
тика перехода автоматически блокируется.

Основной и резервные каналы возбуждения должны иметь сис-
тему внутренней самодиагностики состояния и сигнализацию не-
исправности.
Изменение уставки АРВ по напряжению выполняется:

•	по месту с лицевой панели шкафа ШСВ;

•	дистанционно с панели управления генератора;

•	по последовательному каналу связи с АСУ ТП.

Уставка АРВ должна меняться со скоростью не более 1 % и не
менее 0,3 % номинального напряжения за 1 с.

Диапазон изменения уставки АРВ — от 80 до 110 % номиналь-
ного напряжения статора генератора. Однако при работе турбоге-
нератора на холостом ходу регулирование возбуждения обеспечи-
вается от 0 до ПО % номинального напряжения статора для сня-
тия характеристик генератора.

Кратность предельного установившегося напряжения возбуж-
дения (кратность форсировки), а также кратность предельного
тока возбуждения (потолок по току) обычно составляют не менее
2 при устойчивом снижении напряжения прямой последователь-
ности генератора до 80 % номинального. При снижении напряже-
ния менее 80 % номинального допускается пропорциональное
снижение кратности форсировки и скорости нарастания напря-
жения возбуждения.

Ограничение предельного значения тока возбуждения осуще-
ствляется в соответствии с максимально допустимым током воз-
буждения генератора, но не ниже двукратного номинального тока
возбуждения.

Системы возбуждения должны выдерживать двукратный но-
минальный ток возбуждения в течение не менее 50 с для синхрон-
ных машин с косвенной системой охлаждения. Ограничение
минимального тока возбуждения выполняется в соответствии с
заводскими характеристиками генератора.

Система возбуждения должна обеспечивать:

•	отключение тока возбуждения возбудителя по внешней ко-
манде;

•	отключение тока возбуждения возбудителя при внутренних
повреждениях вращающегося выпрямителя ротора генератора с
выдачей команды на отключение выключателя генератора;

•	частичное гашение поля генератора переводом тиристорных
преобразователей в инверторный режим по внешней команде,
при резком увеличении напряжения генератора вследствие от-
ключения внешней нагрузки или по другим причинам, не связан-
ным с внутренними повреждениями генератора.

Система возбуждения должна поддерживать сохранение поло-
жения «включено» или «отключено» при исчезновении напряже-
ния управления.
Система возбуждения должна выполнять свои функции при
работе генератора на сеть при изменении напряжения статора в
диапазоне от 20 до 120 % номинального напряжения и диапазоне
изменения частоты от 40 до 54 Гц. Начальное возбуждение долж-
но осуществляться по заказу от напряжения =220 В, -220 В, 50 Гц
или =24 (27) В.

Устройство защиты системы возбуждения должно обеспечи-
вать защиту:

•	от превышения тока возбуждения возбудителя свыше 2,5 но-
минального значения и от короткого замыкания в цепях тири-
сторного преобразователя с действием без выдержки времени на
отключение тиристорного преобразователя и выключателя гене-
ратора;

•	от превышения двукратного значения тока возбуждения ге-
нератора с действием на отключение возбуждения и выключателя
генератора с регулируемой выдержкой времени;

•	от замыканий между шинами постоянного тока ротора гене-
ратора, пробоя диодов и замыканий в роторе возбудителя с дейст-
вием на отключение возбуждения и выключателя генератора;

•	от потери возбуждения с действием с выдержкой времени на
отключение возбуждения и выключателя генератора;

•	от повышения напряжения статора генератора на холостом
ходу с действием на отключение возбуждения.

Питание управления, защиты и сигнализации системы возбуж-
дения должно осуществляться от напряжения =220 В или, как ва-
риант, =24 В (диапазоны отклонений от +10 до —20 %).

Система возбуждения должна выполняться таким образом,
чтобы отключение любого из коммутационных аппаратов в цепях
системы возбуждения не приводило к ложным форсировкам воз-
буждения в процессе пуска, останова и работы генератора.

Силовой выпрямительный трансформатор системы возбужде-
ния, преобразователь и другие элементы, подключенные к этому
трансформатору, должны быть рассчитаны на повышение напря-
жения питания до 140 % в течение 1 с.

Система возбуждения должна обеспечивать условие, чтобы ни
в одном из возможных в эксплуатации режимов мгновенные зна-
чения напряжения, возникающие на выводах обмотки возбужде-
ния синхронной машины, не превышали 70 % амплитуды полно-
го испытательного напряжения этой обмотки относительно кор-
пуса по ГОСТ 183—74. Устройства защиты обмотки возбуждения
от перенапряжений должны быть многократного действия.
Уровень испытательных напряжений устройств системы воз-
буждения, электрически связанных с цепью обмотки ротора или
статора, должен быть установлен в технических условиях на эти
устройства, не может быть ниже испытательного напряжения со-
ответственно ротора или статора, за исключением выпрямитель-
ных трансформаторов, испытательные напряжения которых уста-
навливают в стандартах на эти трансформаторы.

В системах возбуждения должна быть обеспечена возможность
измерения тока возбуждения возбудителя.

Выпадение генератора из синхронизма, а также его последую-
щее отключение от сети не должны приводить к повреждению
системы возбуждения.

Требования к дистанционному управлению работой возбудителя,
входным и выходным сигналам. Входными аналоговыми сигнала-
ми возбудителя являются:

•	для АРВ:

ток генератора — переменный 5 А (действующее значение),
50 Гц, потребляемая мощность на фазу не более 10 В • А;

напряжение генератора — трехфазное 100 В, 50 Гц, потребляе-
мая мощность (на фазу) не более 10 В • А;

•	для канала компаундирования:

ток генератора — переменный 5 А (действующее значение),
50 Гц.

Вторичные цепи переменного тока, подключенные к транс-
форматорам тока, должны без повреждения выдерживать ток
500 А (действующее значение периодической составляющей) в
течение 0,2 с; 200 А — в течение 1 с при наличии апериодической
составляющей с постоянной времени 0,1 с и с начальным значе-
нием, равным амплитуде периодической составляющей.

Все элементы, обтекаемые током в нормальном режиме, долж-
ны длительно выдерживать 300 % номинального переменного
тока и 120 % номинального переменного напряжения.

Для дистанционного управления возбудителем с панели управ-
ления (ПУ) генератора в ШСВ должны быть предусмотрены вход-
ные и выходные сигналы (табл. 12.1).

Дискретные входные сигналы должны быть импульсными дли-
тельностью не менее 50 мс, кроме сигналов длительного действия
«блокировка управления» и «разрешение управления».

Дискретные входы должны получать питание от внешнего ис-
точника постоянного тока напряжением 220 В. По спецзаказу до-
пускается напряжение 24 (27) В. Дискретные входы не должны
Таблица 12.1. Входные и выходные сигналы возбудителя

Сигналы	Коли- чество	Назначение
Дискретные входные:  включить возбуждение	1	Управление с ПУ
отключить возбуждение	1	Тоже
напряжение «больше»	1	Управление уставкой АРВ с ПУ
напряжение «меньше»	1	Тоже
отключить возбуждение с гашением поля	1	Отключение генератора защитами от внутренних повреждений
блокировка управления *	1	Блокировка управления по дискрет- ным входам с ПУ генератора
разрешение управления *	1	Разрешение управления по дискрет- ным входам с ПУ генератора
Дискретные выходные:  готовность ШСВ к работе	1	В цепь готовности турбогенератора к пуску
неисправность ШСВ	1	Предупредительная сигнализация
отключение ШСВ  от внутренних защит	2	На отключение генератора и турбины и на сигнализацию
возбуждение включено	1	Сигнал положения
возбуждение отключено	1	То же
ОКВ в работе	1	Сигнал состояния
РКВ в ра'оте	1	Тоже
перегрузка ротора генератора	1	Предупредительный сигнал
перегрев ротора генератора	1	То же
Аналоговые выходные 0 — 20 мА  ток возбуждения возбудителя	1	Амперметр на ПУ

* Сигналы используются, если предусматривается возможность управления возбудите-
лем с панели управления генератора и через АСУ по последовательному каналу связи.

срабатывать, если напряжение на входе менее 0,6 С/ном, и должны
четко срабатывать при напряжении более 0,7 f/HOM.

Коммутационная способность контактов выходных реле не
ниже 250 В, 0,15 A, L/R < 50 мс.
По последовательному каналу связи RS-485 с АСУ ТП должны
осуществляться:

•	задание конфигурации автоматики возбудителя, в том числе
«управление по дискретным входам», «управление по дискретным
входам или каналу RS-485», «управление только по каналу
RS-485»;

•	управление уставкой АРВ по напряжению («больше» —
«меньше»);

•	отображение режимных параметров (тока возбуждения воз-
будителя, входных токов и напряжений регуляторов возбуждения
и др.);

•	отображение и расшифровка срабатываний защит ШСВ;

•	отображение и расшифровка неисправностей ОКВ и РКВ;

•	передача команд управления и сигнализации.

Аналогичная информация должна отображаться и на дисплее
ШСВ.

Логический протокол обмена должен соответствовать ГОСТ
Р МЭК-870-5—95.

Списки событий, получаемые по последовательному каналу
связи, должны быть привязаны к единому времени АСУ ТП. Уст-
ройство вывода информации из ШСВ должно обеспечивать вре-
менную привязку сигналов с точностью не хуже 10 мс с использо-
ванием сигналов синхронизации от системы единого времени.

Связь системы возбуждения с АСУ ТП должна осуществляться
по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) через оптоэлек-
трический преобразователь, входящий в состав шкафа ШСВ. За-
держка от момента подачи команды до получения квитанции о ее
выполнении на экране рабочей станции оператора должна со-
ставлять не более 1 с. Скорость передачи по каналу связи — не ме-
нее 9,6 Кбит/с.

Канал RS-232 предназначен для местной наладки системы воз-
буждения с помощью переносного компьютера. Обмен информа-
цией по каналу RS-232 аналогичен обмену информацией по кана-
лу RS-485. При подключении к каналу RS-232 канал RS-485 дол-
жен автоматически блокироваться.

На лицевой панели ШСВ должны быть установлены органы
цифрового местного управления и плоский дисплей. Объем
управления и информации аналогичен вышеизложенному. Пере-
ключатель вида управления «местное» — «дистанционное» должен:

•	в положении «местное» — блокировать возможность управ-
ления по дискретным входам и по последовательному каналу свя-
зи и разрешать управление только с пульта ШСВ;
•	в положении «дистанционное» — разрешать все виды управ-
ления.

Объем информации, передаваемой по последовательному ка-
налу связи, не должен зависеть от положения переключателя вида
управления.

12.8. СИСТЕМА КОСУР

Реализацию рассмотренных выше требований рассмотрим на
примере достаточно распространенной системы КОСУР, разра-
ботанной и выпускаемой предприятиями РусэлпромЭлектромаш
и НеваЭлектромаш1. Эта система может применяться для генера-
торов мощностью до 25 МВт.

Шкаф ШСВ имеет два независимых канала регулирования, в
которые входят (рис. 12.19):

•	кассета регулирования, управления и зашит возбуждения
КРУ с двумя каналами регулирования KPI, КР2, блоками датчи-
ков БД (предназначены для приема сигналов, их преобразования
для ввода в контроллер и для гальванической развязки цепей),
платами согласования ПС1, ПС2 (обеспечивают гальваноразвязку
и усиление импульсов управления тиристорными преобразовате-
лями), платами ввода/вывода дискретных сигналов ПДВВ1,
ПДВВ2 (обеспечивают гальваноразвязку и преобразование сигна-
лов к нужному напряжению), унифицированными блоками кон-
троллера БУК1, БУК2 (выполняют функции регулирования,
управления и зашиты возбудителя);

•	тиристорные преобразователи ТП1, 7772 с разделительными
диодами VD1, PD2;

•	согласующие трансформаторы Т1, Т2ъ цепях питания тири-
сторных преобразователей;

•	плата начального возбуждения НВ с силовым реле К2 и до-
полнительным резистором R 7;

•	преобразователи питания ПП1, ПП2\

•	платы контроля питания ПКП1, ПКП2, гасящих резисторов
ПГР1 — ПГРЗ, оптоэлектронных развязок ПОР1 — ПОР4, отклю-
чения возбуждения и выключателя генератора ПО1, ПО2, реле
ПР1 — ПРЗ внешних выходных сигналов;

1 На электростанциях РФ установлены БСВ и многих других производителей, но
конкуренция привела к тому, что технические требования и характеристики всех систем
очень близки. Различаются они, как правило, технической реализацией и качеством ис-
полнения своих функций.


Команды управления

ШСВ

Состояние Q, SF6, SF7

6,3 (10,5)

ЛО/, ПО2 К1 Отключение

-380 В

SF2J^

SF2.2

Сс.ъ вар 1

S_______

W_______

Jr______

/в.в____

Ue

SF6

ПР1 ПРЗ

Сигнализация

БД=КР2

Т1 SF3

4

Vc.t вар 2

Uc
иг
Jr
/в в

ПГР2

ПОР2,
ПОР4
',БД=К1

ПКП1

24В/1

К2 WU



ПГР1

ПОР!,

ПОРЗ КРУ
~~KPf~~~\

ПС1 lip
пдвв!

~~БУК1~

УНИПО

БУК2
ПДВВ2'

nC2~^-T~t
КР2

Т2 SF4

Рис. 12.19. Функциональная схема бесщеточной системы возбуждения КОСУР-240

' О
^рС^Огключение
“—'возбуждения
от защит G

=220 В
й

-380 В с.н.

---Г*1 I
•	коммутационная аппаратура (SF1.1, SF1.2, SF2.1, SF2.2,
SF3, SF4);

•	силовое реле К1 для отключения выключателя генератора Q
при срабатывании защит возбудителя;

•	сетевые фильтры Ф1 - Ф3\

•	последовательные порты RS-232 (для местной наладки) и
RS-485 с оптоэлектрическим преобразователем для связи с АСУ.

Каждый канал регулирования включает в себя автоматический
регулятор возбуждения и комплекс защит системы возбуждения
(КЗВ).

Подробно с устройством и работой этой системы возбуждения
можно ознакомиться по ее техническому описанию. Далее рас-
сматриваются лишь существенные особенности, отличающие эту
систему от других.

Система управления возбуждением обеспечивает выполнение
всех перечисленных выше функций, в том числе регулирование
напряжения статора генератора по ПИД-закону в соответствии с
заданными значениями напряжения и статизмом при изменении
реактивной мощности генератора. Точность регулирования
±0,5 % относительно заданной статической характеристики, ста-
тизм регулирования может устанавливаться в диапазоне от 0 до
10 %. ПИД-закон регулирования обеспечивает высокую точность
регулирования и устойчивость генератора на холостом ходу и при
работе в сети в режимах малых и средних нагрузок, а также интен-
сивное демпфирование малых колебаний и больших лослеава-
рийных качаний.

Автоматический регулятор возбуждения обеспечивает регули-
рование по отклонению напряжения статора генератора и стаби-
лизацию по первой производной изменения напряжения статора.
Для повышения устойчивости в режимах выдачи малой реактив-
ной мощности и ее потребления формируется стабилизирующее
воздействие по производной тока возбуждения главного генера-
тора (стабилизатор внутреннего движения).

При работе генератора в сети возможен переход по команде
оператора на регулирование реактивной мощности (регулятор Q)
или коэффициента мощности (регулятор cos ср) в диапазоне от 0,6
до 1,0. При этом происходит автоматическая коррекция уставки
регулятора напряжения в целях поддержания указанных парамет-
ров. Кроме того, предусмотрено регулирование тока возбужде-
ния (ручной регулятор) в диапазоне от 40 до 110 % его номиналь-
ного значения. Переход на ручное регулирование производится
автоматически при отказе основных регуляторов. Режим ручного
регулирования с расширенным диапазоном изменения уставки
используется также для пусковых испытаний системы возбужде-
ния.

Для обеспечения тока при близких КЗ не менее трехкратного
номинального необходимо дополнительно заказать блок токового
канала возбуждения, который срабатывает при снижении напря-
жения генератора до (0,1 + 0,6) Дном и повышении тока до
(1,2 5- 1,8)/ном . Ток возбуждения регулируется резисторами и со-
ставляет двукратное значение по отношению к номинальному,
что соответствует трехкратному току статора генератора при близ-
ких КЗ.

В состав ШСВ входит дисплей (унифицированный пульт опе-
ратора УНИПО ), который позволяет выводить значения парамет-
ров системы регулирования, изменять настройки, контролиро-
вать состояние входных и выходных сигналов системы возбужде-
ния, получать диагностическую информацию и информацию о
событиях с привязкой ко времени.

Программные модули защит имеются в каждом канале регули-
рования, при этом в работе всегда находятся оба модуля независи-
мо от того, выполняет ли канал регулирования KPI (КР2) функ-
ции регулятора возбуждения либо находится в резерве. При сра-
батывании защит в любом канале выдается сигнал на отключение
возбуждения и генератора.

Предусмотрены следующие зашиты:

•	от КЗ вращающегося возбудителя (от пробоя роторных дио-
дов, междуфазных КЗ в якоре возбудителя). Реагирует на возник-
новение пульсаций переменного тока с частотой 400 и 800 Гц в
цепи обмотки возбуждения возбудителя. Защита срабатывает при
достижении амплитуды пульсаций переменной составляющей
тока возбуждения возбудителя 0,1 — 1,0 отн. ед. с частотой
400 — 800 Гц. Выдержка времени срабатывания защиты
Гс з = 0,1 -s-0,3 с;

•	от потери возбуждения. Построена на принципе контроля
реактивной мощности генератора. При потере возбуждения реак-
тивная мощность на выводах генератора имеет индуктивный ха-
рактер и значение, близкое к номинальному. Поэтому по измене-
нию реактивной мощности можно судить о вхождении генератора
в режим потери возбуждения. Для отстройки от ложных срабаты-
ваний введено дополнительное условие /Е в < 0,1 /в в ном. Уставки
срабатывания устанавливаются по реактивной мощности от —0,3
до —0,6 отн. ед., выдержка времени срабатывания 2 — 3 с;
•	от повышения напряжения статора генератора в режиме хо-
лостого хода. Реагирует на увеличение напряжения статора более
115% номинального значения генератора. Выдержка времени
срабатывания защиты tc 3 = 0,1 -5- 0,5 с;

•	от снижения частоты напряжения статора генератора в ре-
жиме холостого хода. Реагирует на снижение частоты менее 45 Гц.
Выдержка времени срабатывания защиты tc 3 = 0,1 н-1,0 с;

•	от превышения предельного тока возбуждения — токовая
отсечка. Действует при увеличении тока возбуждения возбудителя
более 260 % номинального значения во всех режимах работы гене-
ратора. Выдержка времени срабатывания защиты /с 3 = 0,1 -г 0,3 с;

•	от перегрузки ротора по току возбуждения. Реализует допус-
тимую зависимую от тока ротора генератора характеристику вре-
мени срабатывания. Имеются четыре характеристики этой защи-
ты, которые различаются при двукратном токе возбуждения вре-
менем срабатывания 55, 45, 35 и 25 с соответственно.

В режимах форсировки возбуждения напряжение и ток возбуж-
дения генератора могут значительно превосходить максимально
допустимые значения. Регулятор обеспечивает ограничение дву-
кратного тока возбуждения без выдержки времени.

При снижении напряжения в энергосистеме возможны режи-
мы, когда ток возбуждения или статора генератора превышает
длительно допустимое значение. В таких режимах регулятор с вы-
держкой времени, зависящей от кратности перегрузки (ограниче-
ние перегрузки), ограничивает ток возбуждения номинальным
значением.

При повышении напряжения в энергосистеме регулятор сни-
жает ток возбуждения, переводя генератор в режим потребления
реактивной мощности (режим недовозбуждения) и ограничивает
потребляемую генератором реактивную мощность в соответствии
с заданной уставкой.

При снижении частоты генератора и неизменном уровне на-
пряжения увеличивается индукция и возрастают токи намагничи-
вания генератора и блочного трансформатора, что может вызвать
их нагрев до недопустимой температуры. Для предотвращения
этого явления предусматривается снижение максимальной устав-
ки регулятора по напряжению статора пропорционально сниже-
нию частоты (ограничение В/Гц).
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ

Регулирование напряжения
и обменной реактивной мощности
с помощью вторичных автоматических
регуляторов возбуждения

Схема вторичного автоматического регулирования напряже-
ния и обменной реактивной мощности (АРНМ) на электростан-
ции малой энергетики показана на рис. 13.1.

В режиме автономной работы электростанции (выключатель
Q1 отключен) АРНМ поддерживает заданное значение напряже-
ния на сборных шинах генераторного напряжения, перемещая
статические характеристики АРВ (см. § 12.1). В режиме парал-
лельной работы электростанции и энергосистемы ES устройство
АРНМ поддерживает заданное значение обменной реактивной
мощности на вводе. В обеих случаях устройство АРНМ распреде-
ляет реактивную мощность между генераторами поровну (при
одинаковой номинальной мощности генераторов) или в заранее
заданном соотношении (при разной номинальной мощности ге-
нераторов).

Однако судить о режиме параллельной работы только по поло-
жению выключателя Q1 нельзя, поскольку между электростанци-
ей и энергосистемой имеется еще ряд выключателей Q2 — Q7. На-
пример, отключенным может оказаться выключатель Q5 и элек-
тростанция будет работать автономно не только на свою нагрузку
Н1, но и на нагрузки Н2 и ИЗ. Поэтому режим работы определяет
дежурный персонал после переговоров с диспетчером энергосис-
темы, после чего вводит в работу регулятор реактивной мощно-
сти.

Предположим, что в процессе параллельной работы электро-
станции и энергосистемы произошло отключение одного из вы-
ключателей Q2 — Q7. Устройство АРНМ будет стремиться под-
Рис. 13.1. Схема вторичного регулирования
напряжения и реактивной мощности на элек-
тростанции малой энергетики

держивать заданную об-
менную реактивную мощ-
ность, что в ряде случаев
может привести к аварий-
ному отклонению напря-
жения и остановку элек-
тростанции. Чтобы этого
не случилось, при нару-
шении связи электро-
станции и энергосистемы
необходимо автоматиче-
ски отключить устройст-
во АРНМ (первичные ре-
гуляторы напряжения ге-
нераторов при этом оста-
ются в работе, со своими
естественными статиче-
скими характеристиками)
и дать соответствующее
сообщение оператору
электростанции.

Это можно сделать дву-
мя способами. Первый —
сформировать команду на
автоматическое отключе-
ние устройства АРНМ
при резких изменениях
режимных параметров.
Однако из-за сложности
выбора уставок проще при-
менить второй способ —
сформировать команду на
автоматическое отключе-
ние устройства АРНМ
при отклонении напряжения от допустимых значений.

Поскольку большинство потребителей допускают отклонение
напряжения от номинального на ±5 %, то целесообразно в качест-
ве уставок для отключения устройства АРНМ принять значения не
более 1,05 t/HOM и не менее 0,95 Цюм. При этом выключатель Q1 ав-
томатически отключать не следует — связь с системой уже отклю-
чена одним из выключателей Q2 — Q7, а электростанция может
продолжать электроснабжение внешних нагрузок, например Н2.
Рис. 13.2. Иллюстрация неправильной работы импортной автоматики режимно-
го управления:

а — нормальный режим; б — аварийный режим при увеличении перетока
мощности в энергосистему

После получения сообщения об автоматическом отключении
устройства АРНМ оператор сам решает, в каком режиме находит-
ся электростанция, и принимает решение либо о синхронизации с
энергосистемой, либо о вводе в действие вторичного регулятора
напряжения (вместо регулятора реактивной обменной мощности).

Отметим, что при параллельной работе с энергосистемой в за-
висимости от конкретных условий применения электростанции и
технических условий на ее подключение, которые формируются
персоналом энергосистемы, функция поддержания заданной ре-
активной мощности на вводе может и не использоваться. При
этом АРЧМ поддерживает заданное напряжение на шинах элек-
тростанции, а реактивная мощность распределяется по сети по за-
конам электротехники.

Недостатки применяемых регуляторов обменной реактивной
мощности. В настоящее время в России находят применение им-
портные многоагрегатные электростанции малой мощности с
двигателями внутреннего сгорания, оснащенные соответствую-
щей автоматикой поддержания заданного режима работы.

После синхронизации электростанции с энергосистемой авто-
матика режимного управления переходит из режима поддержания
напряжения на шинах электростанции в режим поддержания за-
данного значения обменной мощности в линии связи с энерго-
системой с заранее заданным коэффициентом мощности на энер-
гоблоках (рис. 13.2, а). Это объясняется желанием не допустить
переход генераторов в опасный для них емкостной режим работы
(с недовозбуждением). В случае, когда сопротивление линии глин
оказывается больше некоторого значения гкрит (длинная линия),
попытка увеличить активную мощность, передаваемую в энерго-
систему, приводит к недопустимому увеличению напряжения на
шинах электростанции (рис. 13.2, б). Таким образом, автоматика
режимного управления не контролирует собственные действия и
не обеспечивает безопасность управления, и алгоритмы этой ав-
томатики требуют пересмотра.

Для предотвращения неконтролируемого увеличения напря-
жения в этом режиме алгоритмы автоматики должны выполнять-
ся по принципам, рассмотренным выше, а для обеспечения воз-
можности передачи мощности необходимо применять раздели-
тельные трансформаторы с РПН (подробнее см гл. 11).
ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ

Управление на электростанциях

14.1.	ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
КАК ОБЪЕКТОВ УПРАВЛЕНИЯ

Из всех промышленных объектов электростанции являются
наиболее сложными и ответственными. Основные особенно-
сти электростанций, как и энергосистемы в целом, состоят в сле-
дующем:

•	в каждый момент времени выработка электроэнергии долж-
на строго соответствовать ее потреблению (склада электроэнер-
гии нет);

•	при нарушениях нормального режима электрические про-
цессы протекают так быстро, что предотвратить развитие аварий
оперативный персонал не в состоянии. Поэтому без автоматики
нормальную работу электростанции и энергосистемы в целом
обеспечить невозможно;

•	нарушение нормального режима одного из элементов элек-
тростанции или энергосистемы может привести к полному рас-
стройству производства, передачи и распределения электроэнергии;

•	останов электростанций и развал энергосистемы приносят
колоссальный ущерб, а в районах Крайнего Севера создают угрозу
жизни людей целых регионов.

Исходя из требований надежности обычно рассматривают нор-
мальные, аварийные и послеаварийные режимы работы, в каждом
из этих режимов действуют свои устройства автоматики.

Нормальные режимы работы электростанций: автономный на
нагрузку объекта и параллельный с энергосистемой или с другими
электростанциями.

В автономном режиме работы главной задачей является поддер-
жание частоты и напряжения на шинах электростанции в соответ-
ствии с ГОСТ 13109—97 (для ДВС в соответствии с ГОСТ Р 50783—95
или в соответствии с ТУ на энергоблоки с ДВС). Нормально до-
пустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты
равны +0,2 и +0,4 Гц соответственно (см. также ч. 2, § 7.2). Нор-
мально допустимое и предельно допустимое значения установив-
шегося отклонения напряжения на выводах приемников электри-
ческой энергии равны соответственно +5 и +10 % номинального
напряжения электрической сети (ГОСТ 721 и ГОСТ 21128).

В режиме параллельной работы с сетью главной задачей является:

•	для электростанций, привлеченных к регулированию часто-
ты, — поддержание среднего отклонения частоты от заданного
значения в пределах +0,1 Гц в десятиминутных интервалах с кон-
тролем перетоков мощности по линиям связи с другими электро-
станциями (энергосистемой);

•	для остальных электростанций — поддержание заданной
мощности с заданным статизмом по частоте (для электростанций
большой энергетики) или раздельное регулирование частоты и
обменной мощности (для электростанций малой энергетики).

В нормальном режиме работа электростанции обеспечивает-
ся автоматикой нормального режима, состоящей из ряда уст-
ройств, предназначенных для поддержания частоты и напряже-
ния в сети:

•	первичных автоматических регуляторов частоты вращения
выходного вала привода генератора [входят в состав САУ ГТУ
(ДВС)];

•	вторичных автоматических регуляторов частоты и активной
мощности (входят в состав автоматики режимного управления);

•	первичных автоматических регуляторов возбуждения — АРВ
(входят в состав возбудителей генераторов);

•	вторичных регуляторов напряжения и реактивной мощно-
сти (входят в состав автоматики режимного управления);

•	автоматических регуляторов напряжения трансформаторов
(поставляются комплектно с трансформаторами);

•	устройств технологической автоматики, обеспечивающих
нормальную работу тепломеханической части электростанции.

Аварийные режимы. К аварийным режимам относятся корот-
кие замыкания, внезапные отключения большой нагрузки или ге-
нерирующей мощности, повреждения ГТУ (ДВС) и другого основ-
ного оборудования, а также повреждения вспомогательного обо-
рудования, если они вызывают сбросы генерируемой мощности.
Главными задачами устройств автоматики аварийного режима
являются:

•	быстрое отключение поврежденного оборудования;

•	быстрое режимное управление мощностью в условиях ава-
рийного сброса-наброса нагрузки;

•	предотвращение или ликвидация асинхронных режимов;

•	предотвращение аварийного снижения (повышения) частоты;

•	предотвращение аварийного снижения (повышения) напря-
жения

Аварийные режимы локализуются и ликвидируются с помо-
щью устройств автоматики аварийного режима, к которым отно-
сятся:

•	релейная защита элементов электрической части (РЗ);

•	делительная автоматика (ДА);

•	форсировка возбуждения генераторов;

•	автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

•	автоматика быстрой разгрузки станции;

•	устройства предотвращения нарушений устойчивости и
ликвидации асинхронных режимов;

•	устройства опережающего регулирования частоты вращения
турбогенераторов (ЭГП);

•	устройства защиты тепломеханического оборудования.

Послеаварийные режимы. К послеаварииным относятся режи-
мы, возникающие после ликвидации аварийных режимов.

Послеаварийные режимы ликвидируются устройствами авто-
матики послеаварийных режимов, главной задачей которых явля-
ется восстановление нормальной схемы и питания отключенных
при ликвидации аварии потребителей. К ним относятся:

•	устройства автоматического включения резервного питания
в распредустройствах (АВР);

•	устройства автоматического включения резервных механиз-
мов (технологические АВР);

•	устройства частотного автоматического повторного включе-
ния (ЧАПВ),

•	устройства автоматического повторного включения линий
электропередачи и шин 110 (220) кВ (АПВ);

•	технологическая автоматика, обеспечивающая восстановле-
ние нормального режима.

В аварийных и послеаварийных режимах все вторичные регу-
ляторы частоты и мощности должны автоматически выводиться
из работы и включаться только по команде оператора (штатные
регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы возбуждения
генераторов электростанции остаются в работе).

Автоматизированная система управления технологическим
процессом (АСУ ТП) электростанции объединяет рассмотренные
выше устройства зашиты, противоаварийной автоматики и регу-
лирования в единую информационно-управляющую систему, что
создает возможность оперативному персоналу вести режим рабо-
ты электростанции и прилегающей энергосистемы. При этом сле-
дует учитывать, что эти устройства относительно самостоятель-
ны, территориально могут находиться в разных частях электро-
станции и энергосистемы, но их действия подчиняются одной за-
даче и согласованы между собой по принципам действия, алго-
ритмам регулирования и параметрам срабатывания. В самостоя-
тельности этих устройств и заключается основной принцип на-
дежности их действия в нормальных, аварийных и послеаварий-
ных режимах.

Для АСУ ТП электростанций характерно высокое быстродей-
ствие на основных уровнях управления производством и распре-
делением электроэнергии, адекватное скорости процессов, про-
текающих в электрических сетях. Поэтому на нижнем уровне АСУ
ТП применяются специализированные быстродействующие уст-
ройства релейной защиты и автоматического противоаварийного
управления, защиты технологического оборудования, осцилло-
графирования быстрых переходных аварийных процессов и раз-
вития аварий. На верхнем уровне предусматривают минимальные
времена реакции системы и представления информации.

Для анализа и сопоставления процессов, происходящих одно-
временно в различных технологических частях электростанции,
необходима их привязка к единому времени. Кроме того, эти про-
цессы должны быть сопоставимы по времени с событиями, про-
исходящими в энергосистеме. Поэтому на электростанции преду-
сматривают систему единого времени (СЕВ) во всех контролле-
рах, распределенных по территории объекта. Точность привязки
событий к СЕВ определяется высокоскоростными процессами,
происходящими в электрической части электростанции.

Значительная часть аппаратуры АСУ ТП электростанции тер-
риториально размещается в зонах, подверженных влиянию элек-
тромагнитных помех. Поэтому необходима высокая защищен-
ность от этих влияний. Все устройства и средства измерения
должны соответствовать специальным требованиям по защите от
помех. Поскольку система является распределенной, то для борь-
бы с перенапряжениями и импульсными помехами применяют
высоковольтные гальванические развязки, специальные устрой-
ства подавления помех (ППДВ-8, оптические приемопередатчи-
ки синхроимпульсов единого времени и др.), волоконно-оптиче-
ские линии связи.

Ввиду специфики процессов и разной профессиональной под-
готовки оперативного персонала системы оперативного управле-
ния электрическими и тепломеханическими процессами много-
агрегатных электростанций, как правило, требуют самостоятель-
ных рабочих мест операторов (на одноагрегатных электростанци-
ях предусматривают одно рабочее место оператора).

Территориально устройства управления нижнего уровня элек-
трической и тепломеханической частей АСУ обычно не совмеща-
ются. Так, все контроллеры и устройства сопряжения с объектом
(УСО) АСУ электрической части размещаются в элекгропомеще-
ниях, доступ в которые имеет только специально подготовленный
электротехнический персонал. Устройства сопряжения с объек-
том тепломеханической части размещаются в помещениях тепло-
механического оборудования, для доступа в которые не требуется
специальной электротехнической подготовки.

Структура программного обеспечения АСУ электростанций
также имеет ряд особенностей. К ним относится наличие задач не
только дистанционного, но и режимного управления, синхрони-
зации, противоаварийной автоматики и защиты, противоаварий-
ного автоматического управления в целях обеспечения статиче-
ской и динамической устойчивости, дистанционной смены уста-
вок, регистрации и хранения предавирийной и аварийной инфор-
мации, обработки осциллограмм с выявлением симметричных
составляющих и построением векторных диаграмм и т. д. Для это-
го требуются, кроме высокого быстродействия, большие объемы
памяти в устройствах связи с объектом, создание специализиро-
ванного централизованного архива, на базе которого могли бы ре-
шаться указанные задачи.

При разработке АСУ ТП электростанций учитывают также ха-
рактер их обслуживания и климатические условия эксплуатации.

Эксплуатация одноагрегатных электростанций осуществляет-
ся в зависимости от местных условий без обслуживающего персо-
нала в автоматическом режиме с контролем ее работы с диспет-
черского пункта через АСДУ или с дежурным персоналом (один
оператор).

Эксплуатация многоагрегатных электростанций осуществля-
ется с минимальным количеством оперативного электротехниче-
ского и тепломеханического персонала, а также в автоматическом
режиме с управлением через АСДУ. Обслуживание технических
средств АСУ ТП выполняется инженерами РЗА и АСУ в одно-
сменном режиме. В зависимости от мощности и сложности объ-
екта они могут входить либо в штат электростанции, либо в штат
вышестоящей организации, эксплуатирующей электрические и
тепловые сети.

14.2.	ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ

АСУ ТП ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Для управления электростанцией используются две самостоя-
тельные АСУ:

• АСУТП;

• АСУ П (АСУ ПХД) — автоматизированная система управле-
ния производством (производственно-хозяйственной деятельно-
стью).

АСУ ТП решает в реальном масштабе времени следующие ком-
плексы типовых задач оперативного управления: управление и за-
щита основного и вспомогательного электротехнического и теп-
ломеханического оборудования; обработка и отображение опера-
тивной информации; ведение нормального режима; сигнализа-
ция о ненормальных и аварийных режимах; режимная и противо-
аварийная автоматика; регистрация и осцилло! рафирование ава-
рийных ситуаций; оперативная диагностика оборудования; фор-
мирование базы данных; ведение сменных и суточных ведомо-
стей, ведомостей событий, архива; другие задачи, относящиеся к
оперативному обслуживанию технологического процесса.

АСУ П решает следующие комплексы типовых задач (без при-
вязки к реальному времени): технико-экономическое планирова-
ние; управление энергоремонтом; управление сбытом тепловой и
электрической энергии; управление стандартизацией и метроло-
гией; управление материально-техническим снабжением, кадра-
ми, подготовкой эксплуатационного персонала; бухгалтерский
учет; общее административное управление.

АСУТП и АСУ П — принципиально разные системы с разными
требованиями, разными базами данных и разными серверами
сети. Они могут функционировать как самостоятельные системы
или подсистемы интегрированной АСУ, в последнем случае орга-
низуется частичный взаимный доступ к базе данных другой под-
системы с блокировкой от несанкционированных действий.

АСУ ТП и АСУ П электростанции обычно имеют выход на ав-
томатизированную систему диспетчерского управления АСДУ,
которая устанавливается на диспетчерском пункте (ДП) органи-
зации, эксплуатирующей электрические и тепловые сети. Напри-
мер, АСДУ может устанавливаться на ДП автономного энерго-
района или производственного предприятия.

В брошюре рассмотрены основные принципы создания интег-
рированной АСУ ТП электростанции с применением современ-
ных средств цифровой техники на всех уровнях управления, обес-
печивающей устойчивую работу электростанции и прилегающего
энергорайона в нормальных, аварийных и послеаварийных режи-
мах. Вопросы построения АСУ П (ПХД) не рассматриваются.

14.3.	АСУ ТП МНОГОАГРЕГАТНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Автоматизированная система управления технологическими
процессами многоагрегатных электростанций обычно состоит из
двух относительно самостоятельных подсистем (рис. 14.1):

•	подсистемы управления тепломеханической частью элек-
тростанции (АСУ ТЧ), охватывающей цикл от подготовки и пода-
чи топлива до преобразования энергии топлива в электрическую;

•	подсистемы управления электрической частью электростан-
ции (АСУ ЭЧ), охватывающей стадии управления генерацией
электрической энергии, ее распределения, режимного и противо-
аварийного управления.

Деление на подсистемы обусловлено разным характером ре-
шаемых задач и разной скоростью обработки информации. Выбор
комплектов отдельных задач каждой из подсистем определяется
исходя из производственной и экономической целесообразности
с учетом рационального использования имеющихся типовых ре-
шений, пакетов прикладных программ и возможностей техниче-
ских средств.

Требования к подсистемам во многом определяются специфи-
кой электрической части электростанции (например, в части еди-
ного времени, помехозащиты, в ряде случаев — дискретизации
измерений и быстродействия). Ведущей подсистемой АСУ ТП
электростанции является подсистема АСУ ЭЧ, решающая задачи
управления режимами генерирования активной и реактивной
мощности, распределения ее между турбогенераторами, противо-
аварийного управления. Ведомой подсистемой является подсис-
тема АСУ ТЧ, в которой наиболее важную роль играет система ав-
томатического регулирования приводного двигателя (САР ГТД,
САР ДВС) как непосредственно влияющая на динамические про-
цессы устойчивости энергоблоков.
PC
инженера-
релейщика

АСКУэ1

PC
начальника смены
(дежурного инженера)
электростанции

PC
оператора-
технолога

PC

САУ ПОиКЗ

PC
оператора-
электрика

ГЩУ

Маршрутизатор

Резервные панели
независимого
управления ЭЧ
электростанции и
энергоблоками

Сервер___I

d подсистемы ЭЧ ,
I______~~ -----3

^САУЙОУКз!

САУ

САУ выработки тепла

Средства локальной
автоматики, ЦРЗА и
УСО объектов
управления:

Г? ОРУ

САУЭГ> €аУ

УГО№П|

ЩЫ

' АДЭС

САУКНС 1

г ...........-	- j

, САУ приточной
вентиляции

САУ В

ЭЧ электростанции

ТЧ электростанции

Вспомогательные
системы







Рис. 14.1. Структурная схема АСУ ТП многоагрегатной электростанции

При организации взаимодействия между подсистемами следу-
ет учитывать, что в нормальном режиме автоматика режимного
управления и АСУ ЭЧ управляют работой электростанции через
АСУ ТЧ, а в ряде аварийных режимов — помимо подсистемы АСУ
ТЧ (например, при отключении коротких замыканий, при авто-
матической разгрузке станции для сохранения устойчивости по-
сле отключения линий связи с системой или после отключения
близких КЗ).

Связь между подсистемами обычно осуществляется через мар-
шрутизаторы по сети Ethernet со скоростью 100 Мбит/с и на уров-
не прямого обмена дискретными сигналами по физическим кана-
лам связи для прямой передачи сигналов защиты и управления, в
частности:

•	сигнала аварийного отключения приводного двигателя от
технологических защит с действием на отключение выключателя
генератора;
•	сигнала отключения генератора от защит с действием на от-
ключение приводного двигателя;

•	сигналов «прибавить» и «убавить» частоту вращения (мощ-
ность) приводного двигателя с действием на регулирующий топ-
ливный клапан;

•	сигналов «прибавить» и «убавить» напряжение (реактивную
мощность) генератора с действием на управление системой возбу-
ждения генератора.

Для управления многоагрегатной электростанцией предусмат-
ривается общий главный щит управления (ГЩУ), на котором ор-
ганизуются рабочие места (станции) PC дежурного инженера
электростанции, оператора-электрика, оператора-тепломехани-
ка, инженера-релейщика, инженера АСУ (на рис. 14.1 не показа-
но), а также резервные рабочие станции. Помимо рабочих стан-
ций на ГЩУ располагают панели, образующие независимый от
цифровой АСУ контур управления электрической частью элек-
тростанции и энергоблоками. Это обеспечивает надежность
управления при отказах цифровой АСУ ТП (например, при ее «за-
висании», что нередко наблюдается в эксплуатации), а также воз-
можность поочередного ввода энергоблоков в работу независимо
от готовности АСУ.

Кроме ГЩУ, на многоагрегатных электростанциях в непосред-
ственной близости от энергоблоков могут устанавливаться блоч-
ные щиты управления (БЩУ). На базовых электростанциях их ус-
танавливают независимо от единичной мощности агрегатов; на
электростанциях со сборными шинами генераторного напряже-
ния — при единичной мощности агрегатов 10 МВт и более (при
наличии соответствующего обоснования).

При единичной мощности агрегатов 1 — 6 МВт БЩУ обычно
не предусматривают.

Подсистема управления тепломеханической частью электростан-
ции (АСУ ТЧ) состоит из ряда относительно самостоятельных сис-
тем автоматического регулирования и управления (например, то-
пливоподачи, газотурбинной установки, котлов — утилизаторов
тепла уходящих газов, теплосети, вентиляции, маслохозяйства и
др.), обслуживаемых своими контроллерами, имеющими выход
на общую сеть АСУ ТЧ.

Основные функции подсистемы АСУ ТЧ:

•	автоматическое управление ГТУ (ДВС);

•	управление установками утилизации тепла уходящих газов и
теплосетью;
•	управление установками подготовки топливного газа, под-
готовки масла, химводоочистки;

•	управление вспомогательными технологическими системами
электростанции (вентиляторами, насосами, калориферами и т. д.);

•	получение информации от систем пожарной охраны и кон-
троля загазованности ПО и КЗ (см. рис. 14.1);

•	обработка информации, получаемой от объектов управления;

•	формирование мнемосхем объектов управления с указанием
текущих параметров;

•	аварийная и предупредительная сигнализация;

•	контроль режима объектов управления;

•	противоаварийная автоматика и защита тепломеханическо-
го оборудования;

•	учет расхода топливного газа, воды, тепла, масла;

•	привязка событий к системе единого времени;

•	формирование базы данных, ведение суточной и сменной
ведомостей, графиков изменения текущих параметров, ведомо-
сти событий, архива.

Наиболее важная из составных частей АСУ ТЧ — это система
автоматического управления ГТУ (ДВС).

Основные функции САУ ГТУ (ДВС):

•	обеспечение режима горячего резерва агрегата с возможно-
стью запуска турбогенератора в течение не более 15 мин;

•	автоматическая проверка готовности агрегата к пуску;

•	холодная (без зажигания факела) прокрутка (только для
ГТГ);

•	автоматический пуск с выводом турбогенератора на номи-
нальную частоту вращения;

•	автоматическое регулирование частоты вращения генератора;

•	защита от помпажа (для ГТД);

•	управление устройствами жизнеобеспечения (вентилятора-
ми, насосами, калориферами и т. д.) и вспомогательными техно-
логическими системами;

•	отображение текущего состояния ГТУ (ДВС) с непрерыв-
ным указанием наиболее важных параметров;

•	автоматический нормальный или аварийный останов энер-
гоблока, технологическая зашита ГТУ (ДВС);

•	контроль и защита по вибрации (для ГТУ);

•	учет расхода топливного газа, времени наработки, числа
пусков и остановов;
•	измерение и отображение параметров нормального и ава-
рийного режимов;

•	автоматическая защита ГТУ (ДВС) по предельным параметрам;

•	предупредительная сигнализация об отклонении режимных
параметров и аварийная сигнализация;

•	обработка и вывод на экран дисплея информации о событи-
ях в текстовой (табличной) и графической форме;

•	передача данных в АСУ ТЧ по цифровым каналам связи с ис-
пользованием стандартных протоколов.

Главной частью САУ ГТУ (ДВС) является система автоматиче-
ского регулирования двигателя САР ГТД (ДВС), которая должна
удовлетворять следующим требованиям:

•	устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку
(частоту вращения генератора);

•	удерживать ГТУ (ДВС) на холостом ходу при номинальной
частоте вращения ротора;

•	обеспечивать надежную работу ГТУ (ДВС) на режимах пуска
и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

•	обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение
режима работы ГТУ (ДВС);

•	удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую сра-
батывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе мак-
симальной нагрузки до нуля. Для ГТУ со свободной силовой тур-
биной и ДВС это требование иногда выполнить невозможно, то-
гда значение допустимого максимального сброса нагрузки указы-
вают в технических условиях. Обычно стараются обеспечить воз-
можность сброса нагрузки хотя бы до нагрузки собственных нужд
электростанции;

•	поддерживать температуру газов перед турбиной на требуе-
мом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения,
при котором срабатывает аварийная защита (нечувствительность
системы ограничения температуры газов должна быть не более
10 °C);

•	обеспечивать беспомпажную работу компрессоров ГТУ.

Одним из основных средств выполнения этих требований яв-
ляется автоматический регулятор частоты вращения вала силовой
турбины ГТУ, который должен обеспечивать длительную устой-
чивую работу турбогенератора в энергосистеме (подробнее см.
ч. 2, гл. 7).

Требования к автоматическому регулятору частоты вращения
энергетических ГТУ и ДВС, применяемых для привода генерато-
ров, установлены в ГОСТ:
•	автоматический регулятор частоты вращения ГТД (ДВС)
должен обеспечивать длительную устойчивую работу ГТД (ДВС) в
диапазоне частот вращения выходного вала привода генератора
98— 101 % номинальной. При аварийных режимах в энергосисте-
ме должна допускаться работа генератора в предельно допусти-
мом по условиям эксплуатации ГТД (ДВС) диапазоне частот;

•	на холостом ходу должна обеспечиваться возможность регу-
лировки частоты вращения выходного вала от 90 до 105 % номи-
нальной с главного или блочного щита управления (для синхро-
низации генератора);

•	степень статической неравномерности регулирования час-
тоты вращения выходного вала должна быть в пределах 4 — 5 %
номинальной частоты вращения;

•	минимальная местная степень статической неравномерно-
сти должна быть не ниже 2 %;

•	степень нечувствительности регулирования частоты враще-
ния при любой нагрузке не должна превышать 0,2 % номиналь-
ной частоты вращения.

Регулирование частоты вращения и управление подачей топ-
лива считается устойчивым, если:

•	значение двойной амплитуды установившихся колебаний,
вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не
превышает 0,4 % номинальной частоты вращения генератора, ра-
ботающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке;

•	значение двойной амплитуды установившихся колебаний
подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования
частоты вращения и управления подачей топлива, не приводит к
изменению мощности генератора свыше 8 % номинальной при
работе параллельно с другими агрегатами в сеть при номинальной
частоте вращения и установившейся нагрузке.

Для ДВС зарубежного производства требования к системе регу-
лирования принимаются по условиям завода-изготовителя.

Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена
действием входящих в состав САУ ГТУ защит в случаях:

•	недопустимого повышения температуры газов перед турбиной;

•	повышения частоты вращения ротора сверх допустимого
предела;

•	недопустимого осевого сдвига, недопустимых относитель-
ных перемещений роторов компрессоров и турбин;

•	недопустимого понижения давления масла в системе смазки
или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения
температуры масла на сливе из любого подшипника или темпера-
туры любой из колодок упорного подшипника;

•	возрастания вибрации подшипниковых опор выше допусти-
мых значений;

•	воспламенения масла или топлива;

•	взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;

•	погасания факела в камерах сгорания, недопустимого пони-
жения давления топлива;

•	исчезновения напряжения на устройствах регулирования и
автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

•	отключения турбогенератора вследствие внутреннего повре-
ждения;

•	возникновения помпажа компрессоров или недопустимого
приближения к границе помпажа;

•	недопустимого изменения давления воздуха за компрессо-
рами;

•	повышения уровня загазованности выше 1 % объема при
включенной вытяжной вентиляции.

Одновременно с отключением ГТУ должен быть отключен тур-
богенератор.

Перечень зашит зависит от конкретного типа ДВС и определя-
ется в технических условиях на агрегат. Одновременно с отключе-
нием ДВС должен быть отключен генератор.

Перед зажиганием топлива в камерах сгорания автоматика
должна обеспечить вентиляцию трактов ГТУ при вращении рото-
ра пусковым устройством. После каждой неудачной попытки пус-
ка ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трак-
тов должно запрещаться. Продолжительность вентиляции уста-
навливается в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и
типа ГТУ. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эф-
фективная вентиляция трактов, а при необходимости — и продув-
ка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или
инертным газом. По окончании вентиляции и продувки должны
быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты.

Для отключения турбогенератора при критическом повыше-
нии частоты вращения ГТУ оснашают автоматами безопасности,
действующими на закрытие подачи топлива и отключение генера-
тора от сети. Автоматы безопасности должны быть отрегулирова-
ны на срабатывание при повышении частоты вращения роторов
на 10 — 12 % выше номинальной или до значения, указанного в
технических условиях на ГТУ (ДВС).
В состав САУ ГТУ может входить также параметрическая и
вибрационная диагностика, включающая анализ:

•	соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной;

•	степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;

•	эффективности теплообменных аппаратов;

•	неравномерности измеряемых температур газов на входе в
турбину или выходе из нее;

•	давления топлива и воздуха (газов), а также давления и тем-
пературы масла в характерных точках;

•	вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбу-
дителей;

•	соответствия экономичности расчетной и нормативной;

•	длительности нормального выбега ротора и тока электро-
двигателя валоповоротного устройства;

•	других параметров, позволяющих определить отклонения от
расчетного режима.

Чтобы отличить аварийное отключение от оперативного, воз-
действие САУ приводного двигателя на отключение выключателя
генератора должно выполняться двумя разными сигналами, один
из которых соответствует оперативному отключению, другой —
аварийному отключению. Эти сигналы подключаются к разным
входам терминала защиты генератора. Первый подключается к
входу оперативного отключения, второй — к входу аварийного от-
ключения от внешних защит. Указанное следует учитывать при
составлении технических заданий на разработку САУ агрегатов.

Систему автоматического управления вспомогательных систем
включают в АСУ ТЧ, как показано на рис. 14.1, однако САУ систе-
мы пожарной охраны и контроля загазованности (ПО и КЗ) выде-
ляются отдельно с установкой своей рабочей станции с выдачей
обобщенных сигналов в АСУ ТЧ.

Подсистема управления электрической частью электростанции
(АСУ ЭЧ). Как указано выше, в качестве устройств релейной за-
щиты элементов электрической части электростанции и противо-
аварийной автоматики в настоящее время применяют много-
функциональные цифровые устройства РЗА (терминалы) серий-
ного изготовления, которые одновременно являются устройства-
ми нижнего уровня АСУ ЭЧ и обеспечивают сбор и передачу всей
необходимой информации по присоединению. Естественно, что
подсистема АСУ ЭЧ электростанции формируется, как правило,
на базе серийных специализированных систем управления фир-
мы — изготовителя цифровых терминалов. Например, при при-
менении терминалов серии REF, REL производства АВВ устанав-
ливают соответствующую им систему MicroSCADA производства
той же фирмы, при применении терминалов серии SEPAM произ-
водства «Шнейдер-Электрик» устанавливают соответствующую
им систему EMCS.

Опыт применения «чужих» систем управления зачастую приво-
дит к отрицательным результатам. Часто существенно замедляет-
ся подъем сигналов, что лишает персонал оперативности управле-
ния. Часть сигналов не удается поднять на верхний уровень. Ино-
гда эффект от таких решений становится неожиданным. Напри-
мер, расшифровка осциллограмм с помощью технических
средств верхнего уровня, записанных терминалами производства
другой фирмы, дает неверные результаты. Так, осциллограммы,
записанные терминалом SEPAM-80 «на выбеге» энергоблока с
постепенным снижением частоты, расшифрованные с помощью
ПО Siemens, показывают, что частота не изменяется, а расшифро-
ванные с помощью «родной» системы EMCS показывают измене-
ние частоты от 50 до 40 Гц.

С переходом на новый протокол обмена МЭК 61850, разрабо-
танный специально для электроэнергетики, применение неспе-
циализированных систем для АСУ ЭЧ практически исключается.

Основные функции этой подсистемы:

•	релейная защита генераторов, трансформаторов, шин рас-
предустройств и отходящих присоединений, а также местная про-
тивоаварийная автоматика (АВР, АПВ, АЧР, ЧАПВ, делительная
автоматика и др.) в объеме Правил устройства электроустановок,
руководящих указаний по релейной защите и директивных мате-
риалов по эксплуатации энергосистем;

•	обработка информации, получаемой от цифровых защит;

•	дистанционное управление выключателями главной элек-
трической схемы и выключателями питания собственных нужд;

•	дистанционное ручное и вторичное автоматическое (в том
числе групповое) управление активной мощностью генераторов
(частотой вращения) — АРЧМ путем воздействия на автоматиче-
ские регуляторы частоты вращения энергоблоков;

•	дистанционное ручное и вторичное автоматическое (в том
числе групповое) управление реактивной мощностью генерато-
ров (напряжением) — АРНМ путем воздействия на автоматиче-
ские регуляторы возбуждения генераторов;

•	дистанционное ручное и автоматическое управление (РПН)
разделительных трансформаторов связи с энергосистемой;
•	ручная и автоматическая синхронизация на выключателях
генераторов, секционном выключателе и выключателе связи с
энергосистемой;

•	представление режимной информации на PC оператора;

•	формирование мнемосхемы электрической части с указани-
ем текущих параметров;

•	аварийная и предупредительная сигнализация;

•	контроль режима аккумуляторной батареи и ее цепей;

•	регистрация событий и осциллографирование переходных
процессов с расшифровкой осциллограмм;

•	формирование базы данных, ведение суточной и сменной
ведомостей, графиков изменения текущих параметров, архива.

Связь между устройствами ЦРЗА и верхним уровнем АСУ ЭЧ
осуществляется по цифровым волоконно-оптическим каналам.

Управление высоковольтными выключателями производится
через терминалы цифровых защит, кроме цепей включения вы-
ключателей, на которых осуществляется синхронизация генера-
торов, отдельных частей электростанции между собой или с энер-
госистемой. Включение этих выключателей должно производить-
ся через устройства синхронизации.

Устройства синхронизации должны обеспечивать:

•	на уровне Б ЩУ — ручную и автоматическую точную синхро-
низацию на генераторном выключателе;

•	на уровне ГЩУ—ручную и автоматическую точ ную синхро-
низацию на выключателях генераторов, а также ручную точную
синхронизацию на выключателях связи с энергосистемой и сек-
ционном выключателе;

•	на уровне АСДУ — автоматическую синхронизацию на вы-
ключателях генераторов, связи с энергосистемой и секционном
выключателе.

Для осциллографирования аварийных процессов в электроус-
тановках, как правило, используют терминалы РЗА. Поэтому
верхний уровень АСУ ЭЧ должен иметь технические и програм-
мные средства для удаленного считывания осциллограмм из тер-
миналов, их архивирования и просмотра на рабочей станции ин-
женера-релейщика.

Цифровое осциллографирование должно обеспечивать:

•	автоматический пуск осциллографа по факту выявления
аварийного режима или ручной пуск по команде оператора;

•	запоминание предаварийного и аварийного режимов в тече-
ние времени, достаточного для анализа причин возникновения
аварии, хода аварийного процесса и работы защит и противоава-
рийной автоматики;

•	расшифровку осциллограмм с привязкой к системе единого
времени, выделением симметричных составляющих и моментов
срабатывания защит и автоматики.

При использовании электромеханических РЗА могут устанавли-
ваться специализированные регистраторы аварийных процессов.

Для ручного управления активной мощностью (частотой вра-
щения) генератора на БЩУ и ГЩУ должны быть предусмотрены
органы управления «больше» и «меньше», воздействующие на
смещение статической характеристики штатного автоматическо-
го регулятора частоты вращения турбины (открытие или закрытие
регулирующего топливного клапана).

Для ручного управления реактивной мощностью генератора
(напряжением) на БЩУ и ГЩУ должны быть предусмотрены ор-
ганы управления «больше» и «меньше», воздействующие на сме-
щение статической характеристики штатного автоматического
регулятора возбуждения АРВ (увеличение или уменьшение тока
возбуждения).

Для автоматического управления активной и реактивной мощ-
ностью используются устройства АРЧМ и АРНМ.

Иногда используют термин «режимная автоматика» или «авто-
матика режимного управления», подразумевая под этим исклю-
чительно устройства АРЧМ и АРНМ. На самом же деле режимная
автоматика состоит из ряда устройств: первичных регуляторов
частоты вращения турбин (ДВС), устройств АРВ генераторов,
вторичных регуляторов активной мощности (частоты), вторич-
ных регуляторов реактивной мощности (напряжения), устройств
автоматического регулирования напряжения трансформаторов
под нагрузкой и др.

Устройство АРЧМ должно выполнять следующие функции:

•	распределение активных нагрузок между турбогенераторами;

•	в режиме автономной работы электростанции — поддержа-
ние среднего отклонения частоты от заданного значения в преде-
лах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах;

•	для базовых электростанций, работающих параллельно с
энергосистемой и привлеченных к регулированию частоты, —
поддержание среднего отклонения частоты от заданного значе-
ния в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах с контро-
лем перетоков мощности по линиям связи;
•	для остальных электростанций, работающих параллельно с
энергосистемой, — поддержание заданной мощности в контроли-
руемом сечении.

Характеристики устройства АРЧМ:

•	должно быть медленнодействующим, скорость отработки
АРЧМ должна быть согласована со штатным регулятором частоты'
вращения турбины так, чтобы не допускать перерегулирования и
исключить конфликтные ситуации;

•	при работе электростанции в составе автономной энерго-
системы скорость изменения мощности электростанции, управ-
ляемой устройством АРЧМ, должна быть согласована со скоро-
стями изменения мощности остальных электростанций для ис-
ключения возникновения колебаний перетоков мощности по ли-
ниям электропередачи;

•	должно автоматически выводиться из работы по факту воз-
никновения аварийных возмущений в сети или на генераторе с
последующим вводом в работу оперативным персоналом после
ликвидации аварийной ситуации;

•	выбор параметра регулирования (по мощности или частоте)
и уставки регулятора должен вводиться оперативным персоналом
в зависимости от режима работы электростанции и указания дис-
петчера энергосистемы;

•	должна быть предусмотрена возможность отключения опе-
ративным персоналом любого агрегата из-под управления уст-
ройства АРЧМ.

Устройство АРНМ должно выполнять следующие функции:

•	распределение реактивной мощности между генераторами;

•	при автономной работе электростанции — поддержание за-
данного уровня напряжения;

•	при параллельной работе электростанции с энергосистемой
или другими электростанциями — поддержание заданной реак-
тивной мощности в контролируемом сечении с контролем напря-
жения и тока линий связи либо поддержание заданного уровня
напряжения в заданной точке.

Характеристики устройства АРНМ:

•	должно быть медленнодействующим, скорость отработки
устройства АРНМ должна быть согласована с устройством АРВ
так. чтобы не допускать перерегулирования отрабатываемых па-
раметров и исключить конфликтные ситуации;

•	должно автоматически выводиться из работы при аварий-
ных ситуациях в энергосистеме аналогично устройству АРЧМ;
•	выбор параметра регулирования (по напряжению или реак-
тивной мощности) и уставки регулятора должен выполняться
оперативным персоналом в зависимости от режима работы элек-
тростанции и указания диспетчера энергосистемы;

•	должна быть предусмотрена возможность вывода оператив-
ным персоналом любого агрегата из-под управления устройства
АРНМ.

Устройства АРЧМ и АРНМ должны обеспечивать представле-
ние информации о текущем состоянии и режиме главной схемы
электростанции, а также о состоянии всех своих задач автомати-
ческого управления на рабочей станции.

Технические средства и программное обеспечение устройств
АРЧМ и АРНМ должны обеспечивать безопасность управления,
а именно:

•	управляющие воздействия, поступающие от устройств
АРЧМ и АРНМ, не должны приводить к перегрузке агрегатов или
переходу их в режим потребления активной или реактивной мощ-
ности;

•	неисправность одного из элементов в контуре управления
(например, средства измерения тока или напряжения либо отказ
канала связи между элементами подсистемы и т. д.) не должна
приводить к попаданию отдельных агрегатов или электростанции
в целом в недопустимый режим;

•	несоответствие используемого параметра регулирования ус-
ловиям, в которых работает электростанция, не должно приво-
дить к попаданию отдельных агрегатов или электростанции в це-
лом в недопустимый режим.

Для обеспечения безопасности управления в алгоритмах
АРЧМ и АРНМ должны выполняться:

•	самодиагностика, которая при обнаружении внутренней не-
исправности должна автоматически выводить из работы устрой-
ства АРЧМ и АРНМ;

•	диагностика реализации управляющих воздействий, при вы-
явлении невозможности управления каким-либо агрегатом этот
агрегат должен быть выведен из-под управления устройств АРЧМ
и АРНМ;

•	диагностика соответствия используемого параметра регули-
рования текущему режиму работы электростанции, при выявле-
нии несоответствия устройства АРЧМ и АРНМ должны быть вы-
ведены из работы;
•	контроль нахождения регулируемого параметра в допусти-
мых пределах, при его выходе за допустимые пределы устройства
АРЧМ и АРНМ должны автоматически выводиться из работы.

При наличии постоянного дежурного персонала, а также для
автономных электростанций с малым количеством работающих
энергоблоков и относительно стабильной нагрузкой допускается
отсутствие устройств АРЧМ и АРНМ (см. § 7.2).

Подсистема АСУ ЭЧ должна иметь канал связи с системой
АСКУЭ для получения информации по учету электроэнергии.
Технический учет электроэнергии может быть организован через
цифровые терминалы РЗА

Для сбора информации о положении разъединителей, зазем-
ляющих ножей и выкатных элементов ЗРУ 10 кВ должны приме-
няться УСО, имеющие независимый от присоединений опера-
тивный ток.

Все распредустройства КРУ 6 (10) кВ, а также КТП 0,4 кВ
должны иметь в своем составе, независимо от наличия АСУ, уст-
ройства местной (в ячейке) и центральной (общей для секции)
сигнализации.

На случай отказа управления через АСУ, а также для опробова-
ния и наладки должно быть предусмотрено местное управление
высоковольтными выключателями, аварийными дизель-генера-
торами, выключателями рабочего и резервного питания секций
собственных нужд, отдельными электродвигателями и другим
оборудованием. Переключатели выбора способа управления (ме-
стное / дистанционное) должны располагаться там же, где и мест-
ные ключи (кнопки) управления.

14.4.	АСУ ТП ОДНОАГРЕГАТНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Ниже рассматривается организация АСУ ТП только одного
энергоблока, когда его применяют в целях экономии электро-
энергии либо временного или резервного электроснабжения (см.
ч. 1, гл. 1). В этом случае энергоблок поставляется с полной ком-
плектацией, включая тепломеханическую и электрическую части.
Четкого разделения на АСУ ЭЧ и АСУ ТЧ нет, все управление сво-
дится в единую систему — САУ энергоблока.

Система автоматического управления энергоблока включает в
себя:

•	САУ ГТУ, в том числе первичный регулятор частоты вращения;

•	систему возбуждения, в том числе АРВ;

•	защиту и сигнализацию генератора;
•	управление выключателем генератора (включая синхрони-
зацию) и собственными нуждами электростанции;

•	управление вспомогательными системами электростанции;

•	управление котлом-утилизатором;

•	информационный обмен (взаимодействие) с САУ пожарной
охраны и контроля загазованности (ПО и КЗ);

•	учет расхода газа на собственные нужды и других энергоре-
сурсов;

•	информационный обмен (взаимодействие) с АСУ выше-
стоящих уровней управления.

Устройства АРЧМ и АРНМ не предусматриваются.

Между электрической и тепломеханической частями одноагре-
гатной электростанции предусматривают прямой обмен наиболее
важными дискретными сигналами [например, отключения гене-
ратора при аварии ГТД (ДВС), отключения ГТД (ДВС) при аварии
генератора, воздействия на регуляторы частоты вращения и на-
пряжения].

Чтобы отличить аварийное отключение от оперативного, воз-
действие САУ приводного двигателя на отключение выключателя
генератора необходимо выполнять двумя разными сигналами,
один из которых соответствует оперативному отключению, дру-
гой — аварийному отключению. Эти сигналы подключаются к
разным входам терминала защиты генератора: первый подключа-
ется к входу оперативного отключения, второй — к входу аварий-
ного отключения от внешних защит. Указанное следует учитывать
при составлении технических заданий на разработку САУ энерго-
блоков.

Цифровой канал связи ЦРЗА обычно не используется, он заре-
зервирован для формирования подсистемы ЭЧ многоагрегатной
электростанции или для передачи информации в АСУ электро-
снабжения объекта.

Структура и конструктивы САУ энергоблока должны обеспе-
чивать возможность создания многоагрегатных электростанций
из силовых блоков одноагрегатных электростанций без переделок
технических средств АСУ ТП.

Для управления энергоблоком предусматривают рабочее место
оператора (БЩУ) с рабочей станцией (АРМ). На случай отказа
цифровых средств управления устанавливают резервную панель
управления, с которой можно пустить энергоблок, управлять ре-
гуляторами частоты вращения и напряжения генератора, синхро-
низировать его с помощью колонки точной ручной синхрониза-
ции.
В отличие от САУ энергоблока АСУ ТП электростанции созда-
ется при необходимости управлять узлом нагрузки с этим энерго-
блоком, т. е. выключателями связи с энергосистемой и секцион-
ными, перетоками активной и реактивной мощности, частотой и
напряжением на шинах нагрузки при автономной работе энерго-
блока на нагрузку, вводом-выводом соответствующих защит и
противоаварийной автоматики, выработкой тепла совместно с
имеющимися на объекте другими источниками и т. д. При этом
АСУ ТП одноагрегатной электростанции может быть реализова-
но в составе АСУ электроснабжения объекта (что предпочтитель-
нее и менее затратно) или в качестве дополнительных функций
САУ энергоблока.

В каждом конкретном случае применения следует внимательно
проанализировать, нужно ли создавать АСУ ТП электростанции,
в ряде случаев можно обойтись средствами САУ энергоблока (см.
ч. 2, пример 7.1). АСУ ТП электростанции выполняется по рас-
смотренным в § 14.3 принципам с той разницей, что вместо груп-
пы энергоблоков установлен один энергоблок.

14.5.	ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

К КОМПЛЕКСУ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

Технические средства всех подсистем должны быть объедине-
ны в распределенный информационно-управляющий комплекс
АСУТП, включающий серверы, рабочие станции операторов, се-
тевое оборудование, программируемые логические контроллеры
подсистем и другое оборудование.

Информационные связи между устройствами верхнего уровня
АСУ ТП электростанции должны быть организованы в виде ло-
кальной вычислительной сети Ethernet по протоколу TCP-IP (или
иному, определяемому в ТЗ на АСУ ТП электростанции).

Локальная сеть верхнего уровня строится как многосегментная
за счет применения маршрутизаторов и шлюзов.

Каналы связи между верхним уровнем подсистем АСУ ТП и
контроллерами нижнего уровня должны быть, как правило, воло-
конно-оптическими. При необходимости организации связи ме-
жду удаленными контроллерами нижнего уровня могут использо-
ваться оптоволоконные линии связи или интерфейсы RS-422,
RS-485, CAN, USB и другие со стандартными общепринятыми
протоколами связи.

В качестве операционной системы контроллеров нижнего и
верхнего уровней должна использоваться система реального вре-
мени. Программное обеспечение должно поддерживать регла-
монтированный доступ к информационным ресурсам системы на
основании установленных полномочий пользователей и иметь за-
щиту от несанкционированного доступа.

Загрузка ПО устройств АСУ ТП электростанции должна произ-
водиться автоматически после подачи питания. При отсутствии
связи между верхним и нижним уровнями подсистемы верхнего и
нижнего уровней должны автоматически переходить в автоном-
ные режимы работы.

Аппаратура системы должна диагностироваться автоматически
в процессе работы. Диагностика системы должна включать про-
верку состояния всех технических средств, в том числе контроль
неисправности каналов связи и аппаратуры связи.

Дискретные и «потенциальные» входы технических средств
АСУ ТП не должны срабатывать, если напряжение на входе менее
0,6t7HOM, и должны четко срабатывать при напряжении более
0,75С/НОМ.

Характеристики быстродействия АСУ ТП должны обеспечи-
вать условия быстрого оперативного управления электростанци-
ей. Время представления режимной и сигнальной информации на
экранах рабочих мест любого уровня, а также время от подачи ко-
манды управления до получения отзыва о ее исполнении в усло-
виях наибольшей загрузки контроллеров нижнего уровня и сети
не должно превышать 1 с (без учета собственного времени сраба-
тывания исполнительного механизма). Допускается увеличение
времени прохождения команд управления для процессов и уста-
новок, не влияющих на основной технологический процесс элек-
тростанции.

Момент срабатывания дискретных сигналов должен фиксиро-
ваться по первому замыканию контактов с контролем длительно-
сти дребезга.

Ввиду высокой скорости ввода информации и необходимости
точной ее записи во времени в АСУ ТП предусматривают систему
единого времени во всех контроллерах, распределенных по терри-
тории объекта, в которых необходима регистрация событий с мет-
кой времени, а также в серверах и рабочих станциях. Система еди-
ного времени (СЕВ) должна обеспечивать привязку к Государст-
венной шкале единого времени (U.T.C.) с точностью не хуже
10 мс.

Устройства ввода информации от объектов, используя сигналы
синхронизации от СЕВ, должны обеспечивать временную при-
вязку событий с точностью не хуже 5 — 10 мс при применении им-
пульсной синхронизации по выделенной шинке и 20 — 50 мс при
применении для синхронизации информационных каналов.
Дискретные и аналоговые входы, а также релейные выходы
должны быть гальванически развязаны от внутренних цепей уст-
ройств.

Замыкания на землю в цепях оперативного постоянного тока
не должны приводить к отказам в работе контроллеров АСУ или
выдаче ложных сигналов.

Должно быть предусмотрено электропитание системы от двух
источников: от сети собственных нужд напряжением 220 В, 50 Гц
переменного тока и от сети 220 В оперативного постоянного тока
или от двух секций щита постоянного тока (ЩПТ) 220 В опера-
тивного постоянного тока.

Технические средства АСУ ТП должны правильно функциони-
ровать при изменении оперативного напряжения в пределах +20 и
—20 % номинального, в том числе при наличии переменной со-
ставляющей в постоянном токе, имеющей частоту 100 Гц, до 12 %
номинального значения.

Технические средства АСУ ТП не должны давать ложных ко-
манд управления при снятии и подаче оперативного тока, при
снижении напряжения оперативного тока ниже 20 %, а также при
замыканиях на землю в цепях оперативного тока.

Функционирование системы в условиях полного исчезновения
питания должно осуществляться от источников бесперебойного
питания, которые должны обеспечивать питание системы в тече-
ние не менее 0,5 ч.

Переход с основного источника питания на резервный и обрат-
но должен осуществляться автоматически без потери работоспо-
собности системы. Система должна сохранять все виды информа-
ции (текущую, оперативную, архивную) при тяжелых авариях, со-
провождающихся одновременным снятием постоянного и пере-
менного тока питания системы.

Заземление системы выполняется путем подключения к обще-
му защитному заземляющему контуру с сопротивлением не более
4 Ом. По требованию поставщика АСУ ТП или отдельных под-
систем допускается устройство отдельного инструментального
контура заземления.

Устройства, применяемые в АСУ ТП, должны удовлетворять
требованиям ГОСТ и МЭК по электромагнитной совместимости.
Во избежание электромагнитных наводок прокладку контроль-
ных кабелей выполняют по кратчайшему расстоянию; силовые
кабели прокладывают на максимально возможном удалении от
контрольных, но не ближе 0,5 м. Исключение составляют воло-
конно-оптические кабели, которые не подвержены электромаг-
нитным наводкам.
Список литературы

1.	Правила устройства электроустановок. — 6-е изд., перераб. и доп.,
с изм. — М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.

2.	Руководящие указания по релейной защите. Защита блоков гене-
ратор — трансформатор и генератор — автотрансформатор. — М.;
Л.: Энергия, 1963.

3.	Беляев А. В. Вторичная коммутация в распределительных устрой-
ствах, оснащенных цифровыми РЗА 4.1,2,— 4-е изд., перераб. и
доп. - СПб.: ПЭИПК, 2008.

4.	Пособие для изучения Правил технической эксплуатации элект-
рических станций и сетей.'— М.: Энергия, 1980. -

5.	Петров Г. Н. Электрические машины. Ч. 2: Асинхронные и син-
хронные машины. — М.; Л.: Государственное энергетическое из-
дательство, 1963.

6.	Важное А. И. Переходные процессы в машинах переменного тока.
— Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1980.

7.	Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосис-
тем. — М.: Энергия, 1980.

8.	Беркович М. А., Семенов В. А. Основы автоматики энергосистем.
— М.: Энергия, 1968.

9.	Гессен В. Ю. Аварийные режимы и защита от них в сельскохозяй-
ственных электросетях. — М.; Л.: Сельхозгиз, 1961.

10.	Беляев А В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. —
СПб.: ПЭИПК, 2008.

11.	Методические указания по повышению надежности сетей 6 кВ
собственных нужд энергоблоков. — М.: Атомэнергопроект, 1997.

12.	Слодарж М. И. О режимах нейтрали силовых трансформаторов
ПО кВ и защите от неполнофазного режима работы силовых
трансформаторов и электродвигателей // Технические решения
по выполнению релейной защиты и автоматики на подстанциях
ММ СССР. — М.; Свердловск: Отд. энергет. служб М-ва метал-
лургии СССР, 1990.

13.	Шабад М. А Расчеты релейной защиты и автоматики распреде-
лительных сетей. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиз-
дат, Ленингр. отд-ние, 1985.

14.	Правила технической эксплуатации предписали установку дуго-
вой защиты // Новости электротехники. 2001. № 4 (10).
С. 18 - 20.

15.	Беляев А. В. Противоаварийная автоматика в узлах нагрузки с
синхронными электродвигателями большой мощности. — 4-е
изд., перераб. и доп. — СПб.: ПЭИПК, 2007.

16.	Беркович М. А., Комаров А. Н., Семенов В. А. Основы автоматики
энергосистем. — М.: Энергоиздат, 1981.
17.	Шабад М. А. Делительные защиты, установленные на электро-
станциях небольшой мощности, работающих в энергосистеме. —
М.: Энергия, 1967.

18.	Шабад М. А. Зашита генераторов малой и средней мощности. —
М.: Энергия, 1973.

19.	БайтерИ.И. Релейная защита и автоматика питающих элементов
собственных нужд тепловых электростанций. — М.: Энергия,
1975.

20.	Небрат И. Л., Полесицкая Т. П. Расчеты токов короткого замыка-
ния для релейной зашиты: Учеб, пособие. Ч. 1, 2. — СПб.:
ПЭИПК, 2005.

21.	Беляева Е. Н. Как рассчитать ток короткого замыкания. — М.:
Энергоатомиздат, 1983.

22.	Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в элект-
рических системах. — М.: Энергия, 1970.

23.	Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосис-
тем. Электротехническая часть. — М.: Энергоиздат, 1981.

24.	Автоматизация энергетических систем / А. Д. Дроздов, А. С. За-
сыпкин, А. А. Аллилуев, М. М. Савин — М.: Энергия, 1977.

25.	Электротехнический справочник. Т. 3, кн. 2 / Под общ. ред.
П. Г. Грудинского, А. В. Нетушила, Г. Н. Петроваи др. — М.; Л.:
Энергия, 1966.

26.	Электротехнический справочник. Т. 3, кн. 1 / Под общ. ред.
В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А Жукова и др. — М.:
Энергоиздат, 1982.

27.	Павлов Г. М., Меркурьев Г. В. Автоматика энергосистем. — СПб.:
Центр подготовки кадров РАО «ЕЭС России», 2001.

28.	Барзам А. Б. Системная автоматика. — М.: Энергоатомиздат,
1989.

29.	Гнзила Е. П. Расчет устройств автоматики энергосистем. — Киев:
Техшка, 1969.

30.	Баркан Я. Д., Орехов Л. А. Автоматизация энергосистем. — М.:
Высш, шк., 1981.

31.	Овчаренко Н. И. Микропроцессорная автоматика синхронных
генераторов и компенсаторов. — М.: НТФ «Энергопрогресс»,
«Энергетик», 2004.

32.	Микропроцессорный автоматический синхронизатор АС-М2:
Техническое описание и инструкция по эксплуатации
АСНЛ421243.001 ТО. М.: ООО АСУ-ВЭИ, 2005.

33.	Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в
электрических системах. — М.: Высш, шк., 1978.

34.	Соловьев И. И. Автоматические регуляторы синхронных генера-
торов. — М.: Энергоиздат, 1981.

35.	Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автоматика энер-
госистем. — М.: Энергия, 1980.
36.	Методические указания по устойчивости энергосистем. — М.:
ЦПТИ ОРГРЭС, 2004.

37.	Филин Л. Л. Режимы работы и совершенствование средств релей-
ной защиты систем автономного электроснабжения объектов га-
зовой промышленности: Автореф. дис.... канд. техн. наук. — М.:
Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009.

38.	ГОСТ 29328—92. Установки газотурбинные для привода турбоге-
нераторов. Общие технические условия. — М.: Изд-во стандар-
тов, 1992.

39.	Беляев А. В., Шмурьев В, Я., Эдлин М. А. Проблемы параллель-
ной работы ЭСН КС с энергосистемой // Газовая промышлен-
ность. 2004. № 7.

40.	Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и
противоаварийной автоматики в энергосистемах. — М.: Энерго-
атомиздат, 1990.

41.	Овчаренко Н. И. Автоматика энергосистем. — 2-е изд., перераб. и
доп. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

42.	Жданов П. С. Вопросы устойчивости электрических систем. М.:
Энергия,1979.

43.	Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в
электрических системах. — М.: Высш, шк., 1985.

44.	Юрганов А. А., Кожевников В. А. Регулирование возбуждения
синхронных генераторов. — СПб.: Наука, 1996.

45.	ГОСТ 21558-88. Системы возбуждения турбогенераторов, гид-
рогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие техниче-
ские условия. — М.: Изд-во стандартов, 1988.
Содержание

Выпуск 6 (138). Часть первая

Предисловие ................................................ 3

ГЛАВА ПЕРВАЯ. Особенности привода генераторов
от ГТУ и ДВС и их влияние на работу
электрической части электростанции.........................7

ГЛАВА ВТОРАЯ. Главные схемы электрических соединений
электростанций. Размещение устройств защиты
и противоаварийной автоматики.............................17

2.1.	Одноагрегатные электростанции.......................17

2.2.	Многоагрегатные электростанции со сборными шинами
генераторного напряжения при наличии связи
с энергосистемой через примыкающую подстанцию

35 (ПО, 220)/6 (10) кВ...............................20

2.3.	Многоагрегатные электростанции со сборными шинами
при наличии связи с энергосистемой через линии
электропередачи генераторного напряжения.................33

2.4.	Многоагрегатные электростанции со сборными шинами
генераторного напряжения при отсутствии связи
с энергосистемой.........................................37

2.5.	Блочные электростанции..............................39

ГЛАВА ТРЕТЬЯ. Особенности выполнения защит
и противоаварийной автоматики.............................46

3.1.	Выполнение МТЗ генераторов..........................46

3.2.	Выполнение защит линий, отходящих от шин
генераторного напряжения.................................47

3.3.	Логическая защита линий.............................49

3.4.	Выполнение защит шин генераторного напряжения.......50

3.5.	Организация защит от 033 на электростанциях
со сборными шинами генераторного напряжения..............56

3.6.	Защита минимального напряжения......................59

3.7.	Автоматика быстрой разгрузки станции................62

3.8.	Автоматическая частотная разгрузка..................65

3.9.	Делительная автоматика на электростанциях,
работающих параллельно с энергосистемой..................66

3.10.	АВР на электростанции и прилегающей подстанции
энергосистемы............................................70

3.11.	АПВ питающих линий.................................78

Список литературы...........................................81
Выпуск 7 (139). Часть вторая

Предисловие ................................................ 3

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. Схемы собственных нужд
электростанций. Их отличия от схем собственных нужд
тепловых электростанций большой мощности...................7

ГЛАВА ПЯТАЯ. Особенности расчетов токов КЗ
для целей РЗА и проверки чувствительности защит
в сетях с маломощными генераторами........................13

ГЛАВА ШЕСТАЯ. Синхронизация генераторов.....................28

ГЛАВА СЕДЬМАЯ. Регулирование частоты
и активной мощности.......................................46

7.1.	Общие принципы регулирования частоты................46

7.2.	О требованиях к точности поддержания частоты........49

7.3.	Методы регулирования частоты с помощью
первичных регуляторов....................................53

7.4.	Методы регулирования частоты с помощью
вторичных регуляторов....................................54

7.5.	Регулирование частоты и обменной мощности...........56

ГЛАВА ВОСЬМАЯ. Некоторые недостатки применяемых
регуляторов частоты вращения и автоматики режимного
управления................................................62

ГЛАВА ДЕВЯТАЯ. Устойчивость параллельной работы ... 67

9.1.	Статическая устойчивость. Автоматика повышения
статической устойчивости.................................67

9.2.	Динамическая устойчивость. Автоматика повышения
динамической устойчивости................................70

9.3.	Асинхронный режим в энергосистеме. Автоматика
ликвидации асинхронного режима...........................73

ГЛАВА ДЕСЯТАЯ. Ошибки при проектировании сетей,
питающихся от электростанций малой мощности...............77

Список литературы...........................................80
Выпуск 8 (140). Часть третья

Предисловие ................................................ 3

ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ. Регулирование напряжения
в электрических сетях с маломощными электростанциями .... 7

ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ. Автоматические регуляторы
возбуждения генераторов..................................18

12.1.	Общие принципы регулирования возбуждения...........18

12.2.	Особенности бесщеточных систем возбуждения (БСВ) .... 25

12.3.	Влияние АРВ на устойчивость параллельной работы
генераторов.............................................27

12.4.	Самораскачивание..................................30

12.5.	Влияние внешнего эквивалентного сопротивления
на статическую устойчивость электростанций..............37

12.6.	Определение эквивалентного внешнего сопротивления ... 41

12.7.	Основные требования к структуре и функциям
бесщеточных систем возбуждения..........................42

12.8.	Система КОСУР......................................51

ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ. Регулирование напряжения
и обменной реактивной мощности с помощью вторичных
автоматических регуляторов возбуждения...................56

ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ. Управление
на электростанциях.......................................60

14.1.	Особенности электростанций как объектов управления. ... 60

14.2.	Общие принципы построения АСУТП электростанций ... 65

14.3.	АСУ ТП многоагрегатных электростанций..............66

14.4.	АСУТП одноагрегатных электростанций................79

14.5.	Общие требования к комплексу технических средств..81

Список литературы...........................................84
Библиотечка электротехника

БЕЛЯЕВ АНАТОЛИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

{ОРГАНОВ АЛЕКСЕЙ АНАТОЛЬЕВИЧ

Защита, автоматика и управление на электростанциях малой
энергетики (часть 3)

Приложение к производственно-массовому журналу «Энергетик»

АДРЕС РЕДАКЦИИ

115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23

Тел. (495) 675-19-06, тел./факс 234-74-21

Научный редактор А М. Александров

Редакторы: Л. Л. Жданова, Н. В. Ольшанскав

Худож.-техн. редактор Т. Ю. Андреева

Корректор Е. П. Севостьянова

Сдано в набор 12.07.10. Подписано в печать 26.08.10.

Формат 60x84У16. Печать офсетная.

Печ. л. 5,65. Заказ БЭТ/08(140)-2010

Макет выполнен издательством «Фолиум»: 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.
ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ!

В сдвоенном номере 9-10
«Библиотечки электротехника» -
приложении журнала «Энергетик»
будут опубликованы
стандарты организации ОАО ФСК ЕЭС

Руководство по обеспечению электромагнитной совмес-
тимости вторичного оборудования и систем связи электро-
сетевых объектов. СТО 56947007-29.240.043-2010. Введён
21.04.2010.

Методические указания по обеспечению электромагнит-
ной совместимости на объектах электросетевого хозяйства.
СТО 56947007-29.240.044-2010. Введён 21.04.2010.

По вопросам подписки и приобретения
обращаться в редакцию журнала «Энергетик»
по тел. (495) 234-74-21.

Принимаем заявки.
08 авторах

Анатолий Владимирович Беляев —
доцент кафедры «Релейная защита
и автоматика электрических станций,
сетей и энергосистем» Петербургского
энергетического института повышения
квалификации (ПЭИпк), кандидат
технических наук. Работает в ДОАО
«Оргэнергогаз» (г. Санкт-Петербург)
в должности начальника Инженерно-
технического управления РЗА и АСУ-Э

Автор более 70 печатных изданий по во-
просам РЗА и АСУ-Э, в том числе книг
«Вторичная коммутация в распредели-
тельных устройствах, оснащенных циф-
ровыми РЗА», «Противоаварийная авто-
матика в узлах нагрузки с синхронными
электродвигателями большой мощно-
сти», «Выбор аппаратуры, защит и кабе-
лей в сетях 0,4 кВ».

Алексей Анатольевич Юрганов —
профессор кафедры электроснабжения
Санкт-Петербургского заочного
технического университета (СЗТУ),
доктор технических наук. Имеет степень
Senior Member международного
института инженеров по электротехнике
и электронике (IEEE). Длительное время
был заведующим лабораторией
регуляторов возбуждения Научно-
исследовательского института
электромашиностроения. Участник
разработки многих систем возбуждения.

Автор более 70 печатных изданий по во-
просам регулирования возбуждения и
устойчивости энергосистем, в том числе
«Кибернетика в энергетике» и «Регули-
рование возбуждения синхронных гене-
раторов».

За электростанциями малой энергетики —
большое будущее.