Пор Iной М. Г., Рабинович Р С.

П 60 Управление энергосистемами для обеспечения
устойчивости —М Энергия 1978 г —352 с ил,

В книге рассматриваются вопросы управления режимами работы
энергосистем различной структуры для обеспечения их устойчивости.
Дан анализ причин нарушений устойчивости, мероприятий по повы-
шению устойчивости, способов управления и сформулированы требо-
вания к противоаварийной автоматике для наиболее характерных кон-
фигураций и режимов энергосистем простой и сложно)! структуры. Для
крупных энергообъединений изложены принципы автоматизации реше-
ния задач устойчивости.

Книга предназначена для инженерно технических работников, за
нимающихся эксплуатацией энергосистем работников проектных и
научно-исследовательских организаций Она может быть также по
лезна студентам высших и средних технических у гебных заведений
соответствующих специальностей

,, 30311-097

1! 051(01)-78	250'77

31 27-05

31 27

Маржи. Гдалевич Портой Роман Самуилович Рабинович.

Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Редактор А М Машанский

Редактор издательства Э К. Биленко

Переплет художник i А А Иванова

Технический редактор О Д. Кузнецова

Корректор И А Володяева

ИБ 360

Сдано в набор 24.07.77 Подписано к печати 06.12.77	Т-20333 Формат

44Х108’/з. Бумага типографская № 1 Гарн. шрифта литературная Печать
высокая Уел печ п 14 48 Уч.-изд. л. 20 93 Тираж 2800 экз Зак. 266

Пена 1 р 30 к

Издательств? Энергия 113111 М ckj а М 114 Шлюзовая наб 10

Московская типография № 10 Союзнолиграфпрома при Государственном
комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и
книжной торговли. 113114, Москва, М-114 Шлюзовая наб., 10.
Увеличение производительности труда неразрывно
связано с ростом потребления электрической энергии
Вследствие этого мощность энергетических систем
в СССР и в других странах непрерывно возрастает
Развитие энергетики в СССР идет по пути объединения
на параллельную работу все большего количества
электростанций и энергосистем Созданные объединен
ные энергосистемы (ОЭС) европейской части СССР,
Урала, Закавказья и Казахстана охватывающие зна
читсльныс территории, объединены в настоящее время
в единую энергетическую систему Советского Союза
(ЕЭС СССР) В ближайшие годы к ЕЭС будут подклю-
чены ОЭС Сибири и Средней Азии. Преимущества та-
кого развития энер1етики в отношении эффективности
капиталовложений, экономичности работы и надежности
электроснабжения общеизвестны

Обеспечение устойчивости энергосистем является
одной из важнейших задач при проектировании и экс
плуатации энергосистем Объясняется это тем, что на
рушения устойчивости параллельной работы генерато
ров могут привести к нарушению электроснабжения
большого числа потребителей электроэнергии или да
же к полному развалу энергосистемы

Проблема управления в электрических системах
для обеспечения их устойчивости охватывает широкий
круг вопросов, которые могут быть подразделены па
следующие группы

анализ электромеханических переходных процессов
и установившихся режимов в управляемых электрпчес
ких системах различной структуры;

определение наиболее эффективных воздействий, их
сочетаний и законов управления повышающих устой-
чивость в энер!осистемах и энергообъединениях различ
нои структуры,

М Г НОРТИОИ

Р С РАБИНОВИЧ

Управление
энергосистемами
для обеспечения
устойчивости

[
I

1

и

я

я
1

IX
IH
ia

ЭВ
с

их

)Й-
14-
Портной М. Г, Рабинович Р С

П 60 Упраппение энергосистемами для обеспечения
устойчивости.—М Энергия, 1978 г —352 с пл

В книге рассматриваются вопроси управления режимами работы
энергосистем различной структуры для обеспечения их устойчивости.
Дан анализ причин нарушений устойчивости, мероприятий по повы-
шению устойчивости, способов управления и сформулированы требо
ваяия к противоаварийной автоматике для наиболее характерных кон-
фигураций и режимов энергосистем простой и сложной структуры. Для
крупных энергообъединений изложены принципы автоматизации реше-
ния задач устойчивости.

Книга предназначена для инженерно-технических работников, за
пимающихся эксплуатацией энергосистем, работников проектных и
научно-исследовательских организаций. Она может быть также по-
лезна студентам высших и средних технических учебных заведений
соответствующих специальностей.

30311-

051(01)-78	25077

31 27 05

31 27

Марлен Гдалевич Пор гнои Роман Самуилович Рабинович

Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Редактор А М Машанскии

Редактор издательства Э К Биленко

Переплет художника 1 1 Иванова

1ехпический редактор О Д. Кузнецова
Корректор И А Володчева

ПЬ № 360

Сдано в набор 28.07 77 Подписано печати 05.12.7/	Т-20333 Формат

Я4Х10&4/з^	! умага типографская № 1 Гарн. шрифта литературная Печать

высокая Уел печ а 18,48 Уч.-изд. л 20 93 Тираж 2800 экз. Зак 266

Цена I р. 30 к

Издательство Э ергля», ИЗИ!, М шва М 114 Шлюзовая нао 10.

Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государственном
комитете Совета Министров СССР по делам издательств полиграфии и
книжной торговли. 1)3114, Москва, М-114 Шлюзовая наб., 10
Увеличение производительности труда неразрывно
связано с ростом потребления электрической энергии
Вследствие этого мощность энергетических систем
в СССР и в других странах непрерывно возрастает
Развитие энергетики в СССР идет по пути объединения
па параллельную работу все большего количеств!
электростанций и энергосистем Созданные объединен
ные энергосистемы (ОЭС) европейской части СССР,
Урала, Закавказья и Казахстана охватывающие зна
чительные территории, объединены в настоящее время
в единую энергетическую систему Советского Союза
(ЕЭС СССР) В ближайшие годы к ЕЭС будут подклю
чены ОЭС Сибири и Средней Азии. Преимущества та-
кого развития энергетики в отношении эффективности
капиталовложений, экономичности работы и надежности
электроснабжения общеизвестны

Обеспечение устойчивости энергосистем является
одной из важнейших задач при проектировании п экс
плуатации энергосистем Объясняется это тем, что на
рушения устойчивости параллельной работы генерато
ров могут привести к нарушению электроснабжения
большого числа потребителей электроэнергии или да-
же к полному развалу энергосистемы.

Проблема управления в электрических системах
для обеспечения их устойчивости охватывает широкий
круг вопросов, которые могут быть подразделены на
следующие группы

анализ электромеханп тсскпх переходных процессов
и установившихся режимов в управляемых электричес
ких системах различной структуры;

определение наиболее эффективных воздействий, их
сочетаний и законов управления, повышающих устой-
чивость в энергосистемах и энергообьединениях различ
ной структуры,
разработка новых принципов схем и конструкций
для дальнейшего повышения эффективности автоматики
управления -электромеханическими переходными процес
сами

В книге основное внимание уделено первым двум
группам вопросов, которые являются определяющими
для данной проблемы Вопросы схем и конструкций
устройств автоматики в настоящей работе затронуты
очень незначительно

В настоящее время оюутствует в достаточной степе
пи разработанная методика, которая позволила бы
проектным и эксплуатирующим организациям обосно-
ванно решать совокупность перечисленных задач, вопро
сы оптимального управления энергосистемами находятся
в стадии начальной разработки, а в то же время акту
альность всех этих задач весьма велика. Основной
целью настоящей книги является разработка и обобще
ние методов определения допустимых по условиям
устойчивости режимов, выбора управляющих воздействий
и автоматики для обеспечения устойчивости энергосис-
тем и объединений различной структуры и методов
определения режимных принципов и уставок этой ав
юматики.

Применительно к энер!©системам различной стру!
туры рассматриваются методы анализа режимов, ©предо
ления их устойчивости п синтеза управляющих воз
действий; критерии оптимальности управления, мсгоди
ка выбора устройств автоматики и их уставок; вопросы
применения аналоговых и цифровых вычислительных
машин для расчетов электромеханических переходных
процессов; сочетание расчетных и экспериментальных
методов исследования

Ряд вопросов, таких эквивалентированис эиерю
систем, определение требований к устойчивости и эконо
мпческая оценка эффективности автоматики, рассмотре
ны кратко на основании общих соображений, опыта
эксплуатации п проектирования и лишь в той мере, в ка
кой это необходимо для решения вопросов составляю
щих основное содержание книги

При изложении материала авторы предполагали
знание читателем основ теории устойчивости и против©
аварийной автоматики энергосистем, которые подробно
изложены в литературе и в настоящей книге не рас
сматриваются
Изложенный в книге материал в значительной степе
ни базируется на опыте, накопленном ВНИИЭ за пос-
ледние 10—20 лет, а также на опыте других организа
ций, работающих в этой области (Энергосетопроект,
МЭИ, ПИИПТ ЭНИН и др.)

Изучение проблемы и разработка практических ре
комендаций по определению устойчивости энерюсис
тем и применению автоматики для ее повышения про
водилось ВНИИЭ в содружестве с ЦДУ ЕЭС СССР
(ОДУ ЕЭС), территориальными ОД)у (ОДУ IOiа, Си
бпри, Северного Кавказа н др.) и рядом энергосистем
(Белору сэнерго Колэнерго, Иркутскэнерго Тулэнерго
и др.)

Такое выполнение работы позволило в сравнительно
короткий срок накопить большой экспериментальный
материал и опыт эксплуатации. В книге в значительной
степени отражены личные разработки авторов, изложен
ные в их диссертационных работах, а также мгюголет
ний опыт накопленный ими при чтении лекций по рас
сматриваемой теме для работников эксплуатации и
проектных организаций в Институте повышения квали-
фикации руководящих работников i специалистов Мии
энерго СССР

Натурные испытания, результаты которых изложены
в работе, проведены в основном ВНИИЭ в содружестве
с другими организациями В книге также использованы
материалы энергосистем, ОДУ п ЦДУ позволившие об-
общить опыт эксплуатации в части причин нарушений
устойчивости и.х последствий и т и 1 также разработ
ки проектных организаций

Авторы выражают искреннюю благодарность рецен
зепту книги канд. техн наук 3 Г Хвощипской и редак-
тору А М. Машанскому за ценные замечания и помощь
при подготовке рукописи Згмечапия по доработке кии
ги просьба направлять по адресу: 113114, Москва
М 114, Шлюзовая паб д 10, пзд-во «Энергия»

Авторы
Введение

С объединением электростанции и энергосистем на
параллельную работу, созданием крупных по мощности
и протяженных по 1еррптории энергообъединений уве
личивается опасность возникновения нарушений устой
чпвости с каскадным развитием, когда повреждение
в какой-либо точке эпергообъедлнения может в конеч
ном итоге нарушить энергоснабжение на большой терри
тории. В связи с этим па VII сессии Мировой энергии
ческой конференция были высказаны сомнения в воз
мощности обеспечения надежной работы особо крупных
энергообъединений. По мнению советских энергетиков
{24], подкрепленному научными исследованиями и мно
голетннм опытом эксплуатации, имеется пршщипиаль
пая возможность обеспечить устойчивость и надежность
даже таких энергообъединений, как ЕЭС СССР, если
наряду с рациональными схемами энергосистем будут
использованы необходимые средства управления в ста
циопариых и переходных режимах

Объединение энергосистем и рост их мощности де
тают проблему обеспечения устойчивости все более ост
рой Единичная мощность вновь вводимых генераторов
все время возрастает. При этом уменьшаются иостоян
ные механической инерции агрегатов, увеличиваются
синхронные и переходные сопротивления, ухудшаются
демпфирующие свойства leneparopos и возрастает вре
мя, в течение которого изменяется мощность турбины
в переходном процессе под действием регулятора ско
рости Все это в значительной степени ухудшает устой
чивость работы энергосистемы

Существует технически п Э1 опомпчески обоснован-
ная тенденция объединять отдельные энергосистемы
между собой так называемыми слабыми связями Нали
чие таких слабых связей создает в энергосистемах
условия, при которых устойчивость может сравнительно
часто нарушаться Дтя передачи большой электричес
6
кой мощности из Казахстана и Сибири в центральные
районы на расстояние 2500—4000 км проектируются
электропередачи постоянного тока. Отключение таких
электропередач является большим возмущением и тре-
бует специальных мероприятий для того чтобы устой-
чивость энергосистем при этом не нарушалась

Энергоемкие потребители такие как производства
алюминия и различных редких металлов, также могут
отрицательно влиять на устойчивость энергосистем
Алюминиевые комбинаты уменьшают свою нагрузку при
тлубоких понижениях напряжения, а крупные предпри
ятия с большим числом сильно загруженных асинхрон-
ных двигателей при компенсации реактивной мощности
конденсаторами создают в энергосистеме условия, спо
собствующие лавине напряжения

Автоматическое регулирование активных и реактив-
ных мощностей в объединенных энергосистемах опти-
мальное по условиям экономичности установившегося.,
режима, во многих случаях должно учитывать ограниче-
ния по условиям устойчивости.

Как следует из перечисленных особенностей развития
энергосистем, проблема повышения их устойчивости
является весьма актуальной Эта задача частично ре-
шается при формировании ОЭС путем соответствующе
го размещения источников генерации и нагрузки, вво-
дом новых линий электропередачи. С другой стороны,
весьма эффективным и в то же время недорогим сред-
ством обеспечения устоичивости и надежности работы
энергосистем является рациональное автоматическое
и ручное управление стационарными режимами и элек-
тромеханическими переходными процессами

Современные энергообъединсния являются типичным
примером «больших систем» кибернетического типа
[22], причем по мере роста оснащенности средствами
автоматического регулирования и управления, все боль
шего использования для этой цели средств вычисли-
тельной техники и создания автоматизированной систе
мы диспетчерского управления (АСДУ) анализу элек-
тромеханических переходных процессов в энергосисте-
мах придется уделять все большее внимание

Вопросам повышения устойчивости работы энерго-
систем (в том числе с использованием средств автома
дики) посвящены труды многих отечественных ученых
К числу первых работ пглятошихсч ошогой георин
устойчивости энергетических систем относятся труды
П С Жданова, С А. Лебедева п А А Горева которые
были выполнены 30---40 лет назад. В этих работах при
дается большое значение таким средствам повышения
устойчивости, как регулирование возбуждения, автома
тпческос повторное включение и т д.

Широкое внедрение иротивоаварийиой автоматики
в энергосистемах СССР началось в 40 х годах по ини-
циативе и под руководством И. А Сыромятников I
Успешное применение протпвоаварпйноп автоматики ис
разрывно связано с задачами анализа устойчивости
х'правляемых энергосистем Решение этих задач дано в ра
ботах В А Веникова в которых рассматриваются пере
ходные процессы в управляемых электрических систе
мах, выдвигается и развивается идея кибернетического
подхода к таким системам.

В этом же направлении ведутся исследования
Л. А Жуковым И В Литкенс, В. С Страховым,
О В Щербачевым Д А Арзамасцевым Ф Г Гусейпо
вым и др

Большое значение д.1.1 развития инженерных мето
дов анализа устойчивости энергосистем имеют работы
И. М Марковича и С. .А. Совалова, в первую очередь
разработанные и обоснованные ими практические крп
терпи устойчивости. Вопросам использования в энерго
системах кратковременных асинхронных режимов по
священы исследования Л Г Мамикопянца, А А Хача
турова, Д П Ледянкина Разработка методов алгорнт
мов и программ расчета устойчивости энергосистем на
ЭВМ плодотворно проводится под руководством
Л В Цукерника.

Методы расчета устойчивости с использованием
АВМ разрабатывались II И Соколовым и И А
Груздевым Методы решения практических задач
устойчивости при проектировании энергосистем разрабо
таны Д. И. Азарьевым Для решения задач обеспечения
устойчивости ОЭС и ЕЭС СССР путем применения
протпвоаварийной автоматики большое значение имеют
работы С А Совалова.

В разработке принципов иоороеиня автоматики и
средств автоматизации велика роль работ И И Соловье
ва А. М. Федосеева, Г. Р Гсрценберга В М Ермолен-
ко Е Д. Зейлилзона, М. Д. Берковича В А Семенова
М Н Розанова Я II Лупинского Б И ИоФьева
В последние годы в СССР проводится когаплексное
проектирование развития объединенных энергосистем
с разраооткой средств диспетчерского управления, авто
матического управления стационарными режимами
и противоаварийной автоматики Координация всех
проводимых в эксплуатации мероприятий по повышению
надежности и устойчивости по объектам общесистемно
ю значения осуществляется ЦДУ ЕЭС СССР и ОДУ
Исследования, разработки п проектирование ведутся,
тлавным образом, институтами: ВНИИЭ, НИИПТ,
Энергосетьпроект, МЭИ, ВЭИ и др Общее направление
работ по внедрению средств управления осуществляет
ся Iлаьтехуправлением и ЦДУ ЕЭС СССР

В СССР широко используется ряд устройств автома
тики и регулирования, дающих наряду с применением
быстродействующих защит значительное повышение ус-
тойчивости энер! осистем. К ним относятся: автоматиче
ские регуляторы возбуждения (АРВ), автоматическое
повторное включение (АПВ) всех типов (однофазное —
ОАПВ быстродействующее — БАПВ, трехфазное —
ТАИВ несинхронное - HAI IB, с улавливанием синхро
нпзма— АПВУС и т д.), автоматическая частотная
разгрузка (АЧР) и автоматическое включение резерва
(АВР)

Однако применение перечисленных устройств далеко
не всегда обеспечивает необходимый уровень устойчи-
вости, и для достижения поставленной задачи требуется
применение других мероприятий таких как рсгулирова
ние возбуждения сильного действия отключение части
генераторов, отключение синхронных компенсаторов, о г
ключение слабых связей, целение электростанций
отключение части нагрузки потребителей, управление
средствами компенсации (конденсаторами, реакторами)
управление первичными двигателями, электрическое
торможение генераторов, регулирование мощности при
мыкающих линий постоянного тока, управление мощ
ностыо нагрузки (такой гак например алюминиевые
комбинаты)

Некоторые из перечисленных мероприятий применя-
ются достаточно широко, а часть из них находится
в стадии внедрения (например, управление мощностью
первичных двигателей) или же только разрабатывается
(например регулирование мощности нагрузки или управ-
ление статическими источниками реактивной мощности)
Выбор тех пли иных мероприятии производится путем
конкретного сопоставления вариантов на основе расчетов
устойчивости энергосистем, причем применяемые виды
автоматики в значительной степени определяются струк-
турой электрической системы

При выборе средств диспетчерского управления
и противоаварийной автоматики, обеспечивающих устой
чивость, возникает целый ряд сложных инженерных
задач, для решения которых требуется знать перспекти-
ву развития энергосистем на несколько лет вперед, воз-
можные режимы энергосистем и их вероятность, а также
вероятность различного вида повреждений (расчетные
аварии) Требуется выбрать эквивалентную схему сис-
темы, определить устойчивость в этой схеме при различ
ных видах повреждений и определить эффективность
применения автоматики, оценивая при этом, когда еле
дует обеспечивать сохранение синхронной устойчивости,
а когда целесообразнее ограничиваться обеспечением
результирующей устойчивости При этом для выбора
наиболее эффективных устройств противоаварийной
автоматики и средств диспетчерского управления, опре
деления их уставок и областей устойчивых режимов
требуется выполнение многочисленных расчетов пере-
ходных электромеханических процессов для различных
сочетаний схем, режимов, возмущений, видов и уставок
автоматики

Все изложенное характеризует разработку системы
противоаварийной автоматики и управления энерго
объединения как комплексную задачу кибернетического
плана защчу системотехники
щ—i ooi i

Глава первая

УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

РАЗЛИЧНОЙ СТРУКТУРЫ ЗАДАЧИ И ПРИНЦИПЫ

1-1 Постановка задачи

Современные энергосистемы н эпергообъедннепня
являются характерным!! примерами так называемых
«больших систем» Большое количество элементов
сложным образом связанных между собой, изменчивость
схем п режимов, многообпазие п противоречивость тре
бований ('экономичность надежность)—все это особен
ности большой системы. Эти особенности должны учиты-
ваться при определении задач н принципов управления,
обеспечивающих устойчивость работы энергосистем.

Для решения поставленной задачи в этой главе
энергосистемы классифицируются по своей структуре
существенно влияющей на устойчивость пх работы На
основании этой классификации лается анализ опыта
эксплуатации в части причин и последствий нарушений
устойчивости, характеризуется изменчивость схем ч ре-
жимов энергосистем обосновываются требования к уров
чю устойчивости и излагаются общие принципы управле
ния обеспечивающие устойчивость энергосистемы раз
личной структуры

1-2. Структура электрических систем и ее влияние
на устойчивость параллельной работы

Современные электрические системы имеют как пра-
вило, достаточно сложную структуру которую лишь
весьма приближенно можно охарактеризовать и кпасси
фипировать Тем не менее такая классификация электри-
ческих систем полезна, поскольку существуют особен
ности обеспечения устойчивости систем, попсутцие топ
или иной структуре Эти общие для каждой структуры
Выбор тех или иных мероприятий производится путем
конкретного сопоставления вариантов на основе расчетов
устойчивости энергосистем, причем применяемые виды
автоматики в значительной степени определяются струк-
турой электрической системы

При выборе средств диспетчерского управления
и противоаварийной автоматики, обеспечивающих устой-
чивость, возникает целый ряд сложных инженерных
задач, для решения которых требуется знать перспекгм
ву развития энергосистем на несколько лет вперед, воз-
можные режимы энергосистем и их вероятность, а также
вероятность различного вида повреждений (расчетные
аварии) Требуется выбрать эквивалентную схему сис
гемы, определить устойчивость в этой схеме при различ-
ных видах повреждений и определить эффективность
применения автоматики, оценивая при этом, когда сле-
дует обеспечивать сохранение сипхроннон устойчивости,
а когда целесообразнее ограничиваться обеспечением
результирующей устойчивости При этом для выбора
наиболее эффективных устройст в про гивоаварийной
автоматики и средств диспетчерского управления, опре-
деления их уставок и областей устойчивых режимов
требуется выполнение многочисленных расчетов пере
ходных электромеханических процессов для различных
сочетаний схем, режимов, возмущений, видов и уставок
автоматики

Все изложенное характеризует разработку системы
противоаварийной автоматики и управления энерго-
объединения как комплексную задачу кибернетического
плана задачу системотехники
Глава первая

11001— 2э

УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

УСТОЙЧИВОСТИЭНЕРГОСИСТЕМ

РАЗЛИЧНОЙ СТРУКТУРЫ ЗАДАЧИ И ПРИНЦИПЫ

1-1. Постановка задачи

Современные энергосистемы и энергообъединения
являются характерными примерами так называемых
«больших систем» Большое количество элементов,
сложным образом связанных межлу собой изменчивость
схем и режимов многообпазпе п противоречивость тре
бований (’экономичность надежность)—все это особен-
ности большой системы Эти особенности должны учиты-
ваться при определении задач и принципов управления,
обеспечивающих устойчивость работы энергосистем.

Для решения поставленной задачи в этой главе
энергосистемы классифицируются по своей структуре
существенно влияющей на устойчивость их работы На
основании этой классификации чается анализ опыта
эксплуатации в части причин и последствий нарушений
устойчивости характеризуется изменчивость схем и ре
жимов энергосистем, обосновываются требования к уров-
ню устойчивости и излагаются общие принципы управче
пня, обеспечивающие устойчивость энергосистемы раз
личной структуры

1-2. Структура электрических систем и ее влияние
на устойчивость параллельной работы

Современные электрические системы имеют как ппа
вило, достаточно сложную структуру, которую тишь
весьма приближенно можно охарактеризовать и класси
фипировать Тем не менее такая классификация электри-
ческих систем полезна, поскольку существуют особей
пости обеспечения хстойчивостп систем, присущие топ
или иной структуре Этч общие для каждой структуры
особенности касаются прнчш, нарушения устойчивости,
п их последствий целесообразного эровня устойчивости
методов анализа, задач i принципов управления Клас
сификация энергосистем по их стцуктуре при решении
задач устойчивости производилась в [22, 130 157]. Эта
классификация постепенно расширяется н уточняется
Анализ опыта использования предложенной ранее клас
сификацип, опыта эксплуатации, экспериментальные
исследования и расчеты электромеханических переход-
ных процессов, проведенные для многих энергосистем
и энергообъединепий, дают основания предложить слс
дующую классификацию Прежде всего энергосистемы
могут быть подразделены па энергосистемы простой
и сложной структуры К. энергосистемам простой струк
туры мо”ут быть отнесены такие, которые при анализе
электромеханических переходных процессов можно свес
тп к эквивалентной двухмашинной системе Если же при
анализе переходных процессов энергосистема не может
быть сведена к двухмашинной, а должна быть представ
лена тремя или более эквивалентными генераторами
оиа относится к энеогосистемам сложной структуры

В свою очередь энергосистемы простой структуры
гслесообразио разделить на следующие типы:

I Энергосистема Сэнергорайоп) с избытком мощное
тп евчзтнная с эпергообъедпнечием большой мощ
постп

II Дефицитная oi-tepi оспстема (эперг орайон) полу
чающая мощность из энергообъедннеппя большой мощ
пости.

III Иве энергосистемы соизмеримой мощьост
соединяемые жесткой связью.

IV Две энергосистемы, соединяемые слабой связ.яо
Энергосистемы сложной структуры можно ктасспфп
цировать по следующим типам:

V	Лучевая трехмашинная система

VI	Цепная система.

VII Радиальная система
VIII Кольцевая система
IX. Многокоптуриая система.
Энергосистемы простой структуры соответствующие
этой классификации, показаны на рис. 1 1. сложные —
на рис. 1 2 Некоторые типовые структуры (I III, IV
п V) стали общепринятыми и включены в директивную
[130] а учебную [22] литературу Классификация по
остальным типовым структурам рас фостранспа в меиь
шей степени Предложенная классификац/Ш явтяется
условной, и не существует жестких критериев, опреде-
ляющих принадлежность какой-либо конкретной системы
к той млн иной структуре Во многих случаях достаточ

©J

Рис. 1 1

Энергосистемы

простой структуры

но сложные системы могут рас
сматриватьсяв первом приближе
пни как простые или в иных мо
гут выделяться участки, которые
целесообразно рассматривать как
простые схемы

При определении того, к како
му типу целесообразно относить
конкретные системы, важную
роть играют режим энергосисте-
мы, а также соотношения между
мощностями генерации и потреб
лемия в ее частях и между про
пускной способностью электропе-
редач и мощностями соединяемых
систем Так, одна и та же система
в зависимости от направления по-
тока мощности по линии связи с
в различных режимах может быть отнесена к I или
II структуре, две энергосистемы, отнесенные в нормаль
ио.м режиме ко II структуре при отключении одной из
параллельных линий могут быть представлены IV струи
турой.

Предложенные девять ти юных структур не единст-
венно возможные, могут быть иные варианты классифи-

Рис. 1 2 Энергосистемы стопной структуоы
кации Однако авторам перечисленные структуры пред-
ставляются наиболее подходящими В подтверждение
этой точки зрения приведем некоторые конкретные при-
меры. В течение 1957—1970 щ во ВНИИЭ по заданиям
проектных н эксплуатирующих ортанизаций были про
ведены исследования устойчивости, определены границы
рекомендуемых по условиям устойчивости режимов раз
работаны принципы управления и рекомендации по про
тивоаварийноп автоматике для 64 энергорайонов, эпер
госистем п энергообъединений на различных стадиях их
развития В их число входили энергорайоны и энерго
системы объединений Центра, Юга, Северо Запада,
Сибири Урала, Северного Кавказа, Закавказья, Сред
ней Волги, ряд отдельных энергосистем, не входящих
в энергообъединсния, и объединенная энергосистема
стран — членов СЭВ Все эти системы по щповым струк
турам распредезились следующим обцазом

Типовая структура I

Объекты исследо-

ваний, шт. (%) 10(16)

Типовая структура V

Объекты исследо

ваннй, шт. (%) 3 (5)

II III 1\

12(19)	9(11)	7(11)

VI	XII	VIII	IX

9(14)	4(0) 0(9) 4(6)

Как видно из приведенных данных не все типовые
структуры встречаются в практических задачах одина
ково часто однако все они являются в достаточной сто

пени жизненными

Рассмотрим основные характерные черты типовых
структур, определяющие задачи и принципы управления
Первые четыре типовых структуры — простые, для их
анализа достаточно схемы эквивалентный генератор —
шины или схемы с двумя эквивалентными генераторами.
В соответствии с [66] последняя схема часто приводится
к первой

Типовая структура I характеризуется тем, что
значительная часть мощности генераторов передающей
энергосистемы отдается в приемную систему мощность
которой (по сравнению с передающей) настолько вели
ка, что можно не считаться с понижениями частоты
ь приемной системе при нарушении режима работы пе
редачи Нарушения устойчивости в энергосистемах этой
типовой структуры связаны с возмущениями или откдо
нениями режима от нормального на электропередаче
пли в передающей энергосистеме (короткими замыкания-
ми, которые вызывают отключение линий, превышением
предела статической устойчивости и т п ) Последствия
нарушений устойчивости в таких энергосистемах, как
правило, не слишком тяжелы, если только нет ответст-
венных потребителей, расположенных вблизи электри
чсского центра качаний. Для обеспечения устойчивости
таких энергосистем эффективным является воздействие
на возбуждение операторов и синхронных компенсато
ров, отключение в передающей системе при возникнове-
нии аварийных ситуаций части агрегатов или аварийное
автоматическое снижение мощности паровых турбин
Примерами такой структуры являются часть блоков
Волжской ГЭС имени В И Ленина работающих на
ОЭС Урала (на этапе раздельной работы ОЭС Центра
и Урала), Чиркейская ГЭС, отдающая мощность в ОЭС
Северного Кавказа, и др

Типовая структура II характеризуется тем, что
в энертосистеме малой мощности значительная часть на-
грузки покрывается за счет приема из системы, мощ-
ность которой в несколько раз больше Нарушение син-
хронной работы в таких системах происходит, главным
образом, вследствие возмущений па линии или в прием-
ной системе Разрыв связи с энергообъединением для
энергосистем этой структурной группы является одним
из наиболее тяжелых возмущений Последствия наруше-
ний устойчивости в таких системах, как правило, весьма
тяжелые, так как они сопровождаются понижением ча
стоты и отключением значительной части нагрузки По
этому необходимо принимать меры для обеспечения син-
хронной устойчивости даже на случай маловероятных
аварий Такими мерами могут являться различные виды
АПВ на линиях, автоматическое увеличение (специаль-
ными средствами) мощности первичных двигателей на
электростанциях приемной системы (если на них имеет-
ся свободный резерв мощности), быстрое отключение
части потребителей при аварийных ситуациях. В тех слу-
чаях, когда синхронная динамическая устойчивость не
обеспечивается, принимаются меры для быстрой ресин-
хронизации и восстановления нормальной работы потре
бителей электроэнергии Примерами этой типовой струк
туры группы являются Омскэнерго, Тамбовэперго, Крым-
энерго

Типовая структура III весьма сходна со вто-
рой и отличается лишь тем, что передающая энергосп-
стена соизмерима по мощности с приемной Кочнчесгво
энергосистем такой структуры сокращается по мере об'ъ
единения энергосистем Причинами нарушений устойчи
вости в этом случае (помимо перечисленных для втором
группы) иогут быть внезапные возмущения в передаю
Щей системе, в частности отключение значительной на
грузки. Для повышения устойчивости энергосистем этой
типовой структуры могут применяться те же мероприя
тия что были указаны для структур I и II типов При
меры таких структур- две части Иркутскэнерго (при ее
раздельной работе с ОЭС Сибири) [34, 139] и др

Типовая структура IV — две энергосистемы,
соединяемые слабыми связями, т. е такими электропере-
дачами, для которых предельная передаваемая мощ-
ность не превосходит 10—15% мощности наименьшей из
систем Основными причинами нарушений устойчивости
таких электропередач являются превышение пределов
статической устойчивости вследствие отключения одной
из параллельных линий, нерегулярных колебаний мощ-
ности в связываемых энергосистемах или внезапного
возникновения в них небаланса мощности (отключение
генератора или нагрузки) Последствия нарушений син-
хронной устойчивости слабых связей, как правило (если
нет потребителей вблизи центра качаний), не являются
тяжелыми для энергосистем, поэтому для слабых связей
во многих случаях можно ориентироваться на обеспече-
ние результирующей устойчивости. В то же время при
наличии вблизи центра качаний потребителей пли воз-
можности нарушения синхронизма других энерюсистем
при асинхронном режиме по слабой связи ориентация
на ресинхронизацию по этим связям нецелесообразна
В последние годы с рослом мощностей энергообъедине
ннй, усложнением их структуры и увеличением взаимно
го влияния режимов энергосистем число слабых связей,
на которых применяется ресинхронизация, сокращается
Мероприятиями по обеспечению устойчивости слабых
связей являются ручное или автоматическое регулирова
ние межсистемного перетока, применение различных
видов АПВ (в том числе и несинхронного) Примеры
таких структур объединение ОЭС Закавказья с ЕЭС,
объединение ОЭС Севере Запада с ЕЭС и др

Типовая структур а V - энергосистема (энерго
рапой) с избытком мощности отдаваемым в два эпсрго>-
объединения (трехмашинная схема) Это первая из
сложных структур под которыми подразумеваются та
кне, которые не могут быть сведены к системе генера
тор шины. Сложные структуры часто могут рассмат
риваться по аналогии с описанными выше простыми слу
чаями, однако есть ряд особенностей, которые можно
объяснить и исследовать только прибегая к сложной
схеме Эти особенности, присущие всем сложным струк-
турам, связаны прежде всего с взаимным влиянием
соседних электропередач, которое может проявляться
в большей или меньшей степени в зависимости от соот-
ношения между генерируемой мощностью и мощностью
нагрузок в узлах, от отношения мощности генераторов
к предельной мощности электропередач и направления
передачи мощности.

В типовой структуре V наиболее ярко проявляются
особенности, связанные с взаимным влиянием электро
передач, а именно- новые причины и последствия нару
шения устойчивости (нарушение устойчивости одной
электропередачи часто приводит к асинхронному режи
му другой) зависимость предела устойчивости одной
электропередачи ог мощности, которая передается по
другой, и, наконец, сложный комплекс разгрузочной и
делительной автоматики, локализующий распростране-
ние аварийной ситуации с одной электропередачи на
другую Примеры такой структуры Братская ГЭС, от
дающая мощность в Иркутскэнерго и Красноярскэнерго,
Волжская ГЭС имени В И Ленина соединенная с ОЭС
Центра и Урала и др.

Рассмотрим типов у о структуру VI -цепную
систему. Если по всем участкам такой системы мощ-
ность передается в одном направлении, то при отключе
нии одной из линий между' энергосистемами взаимное
влияние электропередач на устойчивость параллельной
работы минимально, так как при нарушении устойчи
вости на любом из участков остальные линчи разгру-
жаются Если же I какому либо узлу схемы мощность
притекает с двух сторон (или передается от этого узла
в двух направлениях, так же как ь структуре V), то вза
имное влияние при такой же аварии проявляется в мак
симальной степени. В этих условиях нарушение устой-
чивости одной электропередачи часто сопровождается
нарушением устойчивости другой j тещропередачи Пу-
тем откдючеппя части агрегатов (если в узле, где сто
дятся электропередачи, имеется избыток мощности) или
путем отключения части нагрузки (для узла с дефици-
том мощности) это влияние может быть в значительной
степени ослаблено,. В случае цепной схемы за счет вза-
имного влияния возможно также нарушение устойчиво-
сти электропередачи, работающей с малым запасом
устойчивости, при возмущениях на других электропере-
дачах даже существенно удаленных о г первой. Приме
ры цепных систем ОЭС Сибири [139] ОЭС Северного
Кавказа ОЭС Севере Запада (до ввода электропереда
чн Витебск — Смоленск)

Радиальная система—типовая структура VII
Как правило, центральное звено такой системы является
самым мощным, и устойчивость всей системы в целом
определяется балансом мощности этого звена Наиболее
тожело обеспечивается устойчивость в том случае, когда
в центре такой системы существует дефицит мощности и
по всем связям перетоки направлены к центру В этих
условиях отк почение одной из связей может вызвать ка
скадное нарушение устойчивости остальных связей. По
вышение устойчивости таких систем в основном дости-
гается автоматической разгрузкой основных электропе
редач с тем, чтобы не допустить развала системы в це
лом Примерами такой системы могут быть ЕЭС
в которой энергообъединения Центра и Средней Волги
имеют радиальные связи с Уралом, Северо Западом п
Волгоградэнерго, ОЭС Урала с центром Свердловэиер
го [157]

Кольцевые системы—т и п о в а я структура VIII —
характеризуются прежде всего тем, что в них нарушение
устойчивости возникает не менее чем по двум связям
Эти связи могут быть географически удалены одна от
другой, поэтому автоматика, разгружающая электропе
редачи для обеспечения устойчивости такой системы,
часто не может приводиться в действие непосредственно
от возмущающих факторов и требуется применение те-
лепередачи Примерами кольцевых систем являются
ОЭС стран — членов СЭВ (одно кольцо — ГДР, ПНР,
ЧССР, ГДР, второе —ЧССР, СССР, ВНР, ЧССР)
[121], связи Киев — Харьков — Донбасс — Днепр —
Киев в ОЭС Юга [18]

Последняя типовая структура IX — многокон-
турные системы, т е системы более сложные, чем все
предшествующие Такие системы, как правило, прихо-
дится рассматривать при анализе устойчивости совре-
менных энер!ообъедипенпй в цехом Например, единая
энергосистема европейской части СССР или ОЭС
стран — чаенов СЭВ могут в ряде случае рассматривать-
ся как такие системы Характерным для многоконтур-
ных систем является то, что они состоят из более про
стых структур, сложным образом влияющих одна на
другую Именно для анализа такою влияния требуется
л чет многоконтурпости Следует отметить, что переход
к рассмотрению этого наиболее сложного вида систем
оправдан значительно реже, чем это наблюдается
в практике работы проектных и эксплуатирующих орга
низаний Обусловлено это обстоятельство прежде всего
тем, что трудно обосновать допустимость использования
более простых структур.

Представление тон или иной конкретной системы
в виде типовой структуры для решения вполне опредс
лепной задачи обусловлено в первую очередь поведе-
нием этой системы, т е. тем, к какой эквивалентной схе-
ме ее можно свести, не теряя при этом существенных
с точки зрения устойчивости системы явлений Посколь
ку особенности поведения одной и той же системы в зна-
чительной степени определяются се исходным режимом
и теми возмущениями, ппи которых анализируются про
цессы в системе, одну и г\ же систему иногда приходит
ся представлять в виде различных типовых структур
Например, гидростанция с местной нагрузкой отдающая
мощность в эперюобтюдинение, — это типовая структу
pa I, но если та же ГЭС работает в компенсаторном ре-
жиме в дефицитном районе то это структура II Другой
пример мощная электростанция с большой местной на
грузкой отдающая мощность в две различные эпергоси
стемы, может рассматриваться и как структура V и как
структура VI

1-3. Причины нарушения устойчивости энергосистем

Причинами нарушения устойчивости энергосистем
в условиях эксплуатации являются либо несоответствие
режима и области устойчивости либо несоответствие
возникшего и расчетного возмущений Цчя того чтобы
рационально построить управление, обеспечивающее
устойчивость энергосистем, необходимо знать причины
имевших место нарушений устойчивости и наиболее ха
рактерные виды возмущений которые могут вызвать на
рушения устойчивости
I
Анализ повреждаемости электрического оборудова-
ния энергосистем и статистические данные по чаруше
ниям устойчивости содержатся в ряде работ [15, 111].
Обобщенно полученных ранее результатов позволило
в ряде случаев уточнить и обосновать требования
к устойчивости энергосистем. В энергосистемах как пра-
вило, не ведется учет нарушений устойчивости и причин
этих нарушений. Поэтому во ВНИИЭ было проведено
соответствующее исследование и собраны, хотя и не ис
черпывающие но вполне представительные данные по
66 энергосистемам за несколько лет (в основном 1956—
1962 гг ) [111], а также выборочные данные с 1963 по
1970 гг. Более детальный, хотя также не исчерпываю-
щий анализ нарушении усюйчивости, быт проведен за
период 1971—1972 гг

Всего было проанализировано 104 случая нарушения
синхронизма за период 1956— -1970 гг п 120 случаев па
рушения устойчивости за период 1971 —1972 гг Следует
отмстить что эти данные не учитывают тех нередких
случаев сохранения результирующей устойчивости в си
стемах с преобладанием турбогенераторов когда ресин
хропизацич происходит через один-два асинхронных
проворота

Все обследованные случаи нарушения устойчивости
сведены в табл. 1 1 и отнесены к трем основным типо
вым структурах! для простых энергосистем (I, II и IV)
и к эперюсистемам сложной структуры. Случаи наруше
пий устойчивости в энергосистемах типа III отнесены
к энергосистемам типа II, поскольку причины наруше
ния устойчивости для этих энергосистем большей частью
общие а случаев нарушения устойчивости в энергосисте
мах типовой структуры III сравнительно мало

Приведенные в таблице данные показывают что для
энергосистем различной структуры характерны разные
причины нарушений синхронизма Для энер”осистем I,
П п III типовой структур это, в основном, превышение
предела статической устойчивости при отключении од
ной из параллельных линий или понижении напряжения
на одном из концов линии нрп потере возбуждения или
ошибочном его понижении Для слабых связей и более
сложных структур частыми причинами нарушений син-
хронизма являются превышения предела статической
устойчивости вследствие медленных изменении плп нере-
гулярных колебаний мощности вследствие превышения
предела статической устойчивости в послеавариином
режиме, а также из-за возникновения внезапных неба
лансов мощности, вызванных отключением пиний ген°
раторов или нагрузки внутри соединяемых энергосистем
Нарушения синхронной динамической устойчивости сла-
бых связей практическг1 не имеют места В энергосисте-
мах сложной структуры наблюдаются случаи нарушения
устойчивости, вызванные асинхронным ходом по сосед-
ним электропередачам.

Анализ данных табл. 1 1 показывает, что в последние
годы наибольшее количество нарушений устойчивости
приходится на дефицитные и сложные энергосистемы
Это является прямым следствием происходящего пронес
са объединения энергосистем па параллельную работу,
создания крупных энергообъщинений, в которых, с одной
стороны, возрастает числоэпергорайонов и энергосистем,
получающих значительную часть мощности из эиерго-
объединепин (дефицитные энергосистемы) и, с другой
стороны следствием тою, что режимы и процессы, про
исходящие в энергосистемах сложного энергообъедине
ния, как уже указывалось выше, взаимосвязаны п взаи-
мообусловлены.

Характерной особенностью сложных эпергообъеди
пений является возможность развития цепочечных (кас
кадных) нарушений устойчивости Возникнув в одном
из районов энергообъедипеиия, нарушение, если оно
быстро не локализовано, может распространяться охва
тывая новые энергосистемы и районы, вплоть до всего
энергообъединения

Так за период с 1966 по 1971 г в наших энергоси
стемах ежегодно происходило в среднем около 15 —
20 нарушений устойчивости такого характера, охваты-
вавших I руппу энергосистем внутри одного энергообъ-
единения или группу эиергообъединений в целом На-
пример, из нарушений такого характера, имевших ме-

Таблица 1-2

Напряжете сели кВ	110—151	220	330	500
Количество нарушений >сг?и чивости1 .	. .	51	32	11	1

1 При натачии асинхронного ходи по пескочъкнн параллельным связям разного
наг ряжения нарушение относилось на сеть более высокого напряжения.
сто в 1970 — 1971 гг, 19 нарушении охватывало группу
энергосистем внутри одного энер!ообъединеиия н 10 на
рушений — энер!ообъсдипение или труппу энсргообъеди-
пений в целом.

Распределение случаев нарушения устойчивости по
уровням напряжения сети, в которой возникал асинхрон
ный режим, показано в табл I 2 Проанализированы
95 нарушений за период 1970—1971 гг

Как видно из этой таблицы, наибольшее число на-
рушений приходится на сеть 110—220 кВ, т е связи ма
лой пропускной способности Сравнительно небольшое
число нарушений синхронизма в системообразующей
сети 330—500 кв определяется ее большей пропускной
способностью и более высоким уровнем оснащения про
гивоаварипнои автоматикой

В табл 1 1 случаи нарушения синхронизма распреде
пены, с одной стороны, по различным структурам энер
юсистем и, с другой стороны, по основной причине, при
ведшей к нарушению устойчивости Определенный инте
рес представляет также анализ певвичных причин, вы
звавших возникновение и развитие аварийной ситуации,
сопровождавшейся нарушением устойчивости Так, на
пример, первопричинами 97 случаев нарушения синхро-
низма за период 1971 —1972 п , приведенных в табл 1 1,
явились следующие.

отключение линий, автотрансформаторов, трансфор-
маторов— 46 случаев из них 38 вследствие отключения
линий из за к з при грозе, дожде пожаре, сильном
ветре, в результате наброса постороннего предмета, пе
рекрытия изоляции на посторонний предмет, 3 из-за об
рыва провода, 5 из-за отключения трансформаторов и
автотрансформаторов в результате действия их защит
(газовой и др ),

отказ или неправильные действия релейной защиты
и противоаварийной автоматики—14 случаев, из них
7 из за ложной работы релейной защиты, 3 из-за несе
лективной работы релейной защиты, 3 из-за отказа ре
лейной защиты, 1 из-за ложной работы противоаварий
ной автоматики

отключение или снижение мощности блока, котла
собственных нужд электростанции—9 случаев, из них
3 на блоках, 4 на котлах, 1 на собственных нуждах;

повреждение или отказ оборудования — 16 случаев,
из них 8 из-за повреждения (разрушения) опорных изо-
лятороз, обрыва гирлянды изоляторов 8 из за повреж-
дения выключателей;

неправильные действия оперативною и ремонтного
персонала, персонала службы РЗиА— 4 случая, из них
2 из-за ошибочного заземления шин, находящихся под
напряжением, 1 из-за ошибочного отключения трансфер
матора напряжения и 1 из-за неправильных действий
персонала при неиолпофазном отключении выключи
геля,

медленное превышение предела передаваемой мощ
ности из-за нарастания нагрузки и опоздания в ограни-
чении потребителей—5 случаев,

потеря возбуждения — 2 случая

прочие причины — 1 случай.

В ряде случаев после папушепия устойчивости разви
тие аварийной ситуации усугубляется рядом факторов
Так, в проанализированных нарушениях устойчивости
за период 1970 -1971 т. в процессе развития этих паруг
шений имели место 16 случаев неправильных действий
персонала и 22 случая неправильных действий или отка
за релейной защиты, усугубивших распространение это
го нарушения

Нарушения устойчивости возникают чаще всего в на
чальный период эксплуатации новых линий, электро
станций и подстанций, когда введены еще не все запро
ек тированные элементы системы, не полностью введена
релейная защита ч особенно автоматика, происходит
освоение нового оборудования и недостаточно обследо
ваны все возможные режимы. В последующие периоды
после стабилизации схемы и режимов и ввода в деист
вне основных быстродействующих релейных защит и
противоаварийной автоматики количество нарушении
устойчивости резко падает Такое положение наблюда-
лось при вводе в действие Волжских, Братской п Крас
ноярской ГЭС, первых линий 500 кВ в Центре п в Сиби
ри, новых систем возбуждения генераторов и т д Нару
шения синхронной динамической устойчивости возинка
ют, как правило, при отключении к. з резервными защи-
тами с большими выдержками времени, а при работе
основных быстродействующих защит устойчивость обыи
но сохраняется

Рассмотрим вопрос о том, какова вероятность воз
никновения различных видов к з и вероятность повреж
дения линий Статистические данные по повреждаемости
линий содержатся в ряде работ ([ 15] и др ' Эти данные
в основном совпадают, и для сетей высшего напряжения
(500, 330 кВ) в среднем получено около одного отключе
пия на 100 км в год Подавляющее большинство пои
этом (90—95%) составляют однофазные замыкания

Существуют, однако, особенности, вследствие кото-
рых повреждаемость линий может в значительной степе
ни отличаться от этих средних цифр. Например, в Тад-
кикской энергосистеме вследствие «птичьих» аварий
количество однофазных замыканий в сеги 110—220 кВ
составляет примерно пять отключений на 100 км в год.
В гололедных районах и районах с большой ветровой
нагрузкой также повышается количество повреждений,
причем за счет пляски проводов увеличивается доля
междуфазных замыканий Повреждаемость линий также
существенно увеличивается в зонах уноса из дымовых
труб химических металлургических п некоторых других
предприятий В районах вечной мерзлоты и скальных
грунтов (например, Колэнерго) процент междуфазных
замыканий увеличивается вследствие большого сопро
тнвления замыканий на землю. Все эти особенности еле
дует учитывать при выборе расчетных аварий при воз
никновении которых должна обеспечиваться устойчп
вость конкретных энергосистем.

Для примера можно привести следующие случаи
В качестве расчетного возмущения при анализе синхрон-
ной динамической устойчивости согласно [130] прини
мае гея в основном двухфазное к. з. па землю Однако
при выполнении расчеюв устойчивости Колэнерго, про
водившихся ВНИИЭ учитывая большой процент меж
дуфазных замыканий из-за большого сопротивления
скальных грунтов при замыканиях па землю (большое
число однофазных замыканий переходило в междуфаз
ные) а также частые случаи по той же причине неселек-
тивного отключения линий при однофазных к з , в каче-
стве расчетного возмущения принималось трехфазное
к з. Необходимое гь утяжеления расчетной аварии обу
словливалась также частыми случаями одновременного
отключения при грозе двух параллельных линий выпол-
ненных па одной опоре

Двухфазное к з на землю является, как правило,
расчетным п для сетей 500 кВ Однако в ОЭС Сибири
в течение нескольких лет таких к з не наблюдалось
Учитывая этот факт, для обеспечения выдачи мощности
Братской ГЭС (а впоследствии и Красноярской ГЭС,)
Главтехуправлением Минэнерго и Главвостокэнерго
было принято решение обеспечивать синхронную дина-
мическую устойчивость лишь при однофазных к з Опыт
показал, что это решение было правильным и дало эко-
номический эффект в несколько миллионов рублей

Анализ нарушений устойчивости энергосистем пока
зывает что их значительная часть могла бы быть пре
дотвращена за счет выполнения более эффективной си
стемной автоматики или за счет более правильного ве-
дения режима. И то и другое в наибольшей степени от-
носится к энергосистемам сложной стр) ктуры Для по
вышения в таких системах эффективности прошвоава-
рийной автоматики она должна быть самонастраиваю-
щейся, т. е. иметь черты кибернетических устройств.

Надежное ведение режима в энергосистеме сложной
структуры при малых запасах устойчивости возможно
лишь при использовании автоматизированной системы
диспетчерскою управления (АСДУ). Анализ нескольких
десятков системных аварий показал, что примерно i pei ь
нх могла бы быть предотвращена с помощью АСДУ,
дающей диспетчеру сцапал об отсутствии необходимого
запаса устойчивости. Таким образом, анализ причин на
рушения устойчивости показывает, что необходима кч
бернетизация управления режимом энергосистем, кото
рая должна существенно повысить их надежность

1-4 Последствия нарушений устойчивости

Сохранение устойчивости (в том числе и результп
рующей) требуется прежде всего для обеспечения бес-
перебойного энергоснабжения потребителей поэтому
последствия нарушений устойчивости оцениваются имен-
но с этих позиций. Приведенный ниже анализ выполнен
в основном по данным, обобщенным ВНИИЭ. Вопрос об
оценке ущербов, вызванных нарушением энергоснабже
ния потребителей особенно при кпатковременных пере
рывах питания в настоящее время практически еще не
решен В связи с этим ниже последствия от нарушений
устойчивости ие оцениваются по ущербу, что было бы
желательным, а лишь сопоставляются по длительности
перерывов питания отключаемой мощности и т п В этом
анализе отдельно рассматриваются последствия от на
рушения синхронной устойчивости и отдельно от пару'
шеиия результирующей устойчивости
26
Для jiiepropaiionoB отдающих большую часть мощ
пости в энергообъединения (типовая структура I), нару-
шения синхронной устойчивости, сопровождающиеся
быстрой ресинхронизацией, как правило, не опасны для
потребителей Тем не менее, в ряде случаев нарушения
устойчивости могут привести к зпачгпельиому ущербу
Эю может иметь место, если.

мощный и ответственный потребитель расположен
вблизи центра качаний и понижение напряжения на его
шинах в асинхронном режиме может привести ь ею о г
ключеиию или нарушению его устойчивости,

в передающей части системы после нарушения устой
чивости частота за счет увеличения скорости генерато
ров ГЭС настолько повышается, что могут сработать
автоматы безопасности паровых турбин

Щ-гЫкв/Р/тк: ~-330МВТ

U2-=Z50kB

Рис. 1-3. Осциллограмма нарушения статической устойчивости эчек
(роперслачп 220 кВ с последующей ресинхронизацией

Обследованные 29 случаев нарушений ^стопчивосгп
энергосистем типовой структуры I показали 1 что суще
ственных нарушений энергоснабжения потребителей
практически не было Примерно половина всех случаев
нарушений синхронизма завершилась ресинхронизацией.
В остальных случаях происходило разделение системы
на части в результате действия или специальной авто
матики прекращения асинхронного хода, пли персона-
ла, или релейной защиты Успеху ресинхронизации спо
собствовала автоматика отключающая часть генерато
ров после нарушения синхронизма Следует отметить,
что ресинхронизация происходила бы гораздо чаще, если
бы линии не отключались вследствие действий релейной
защиты, не предназначенной тя ликвидации асинхрон-

1 Здесь и далее в этом разделе анализируются только случаи
нарушения синхронизма в период 1956—1970 гг (табл 1-1)
ного режима, или персонала, поскольку практически
всегда имеется возможность снижения частоты в пере
дающей энергосистеме для осуществления ресинхрони
зации В качестве иллюстрации па рис. 1 3 приведена
осциллограмма нарушения статической устойчивости
электропередачи 220 кВ в одной из энергосистем и по

Рис 1-4. Изменение частоты во
времени при возникновении де
фицита мощности

следующеи ресинхронизации
после кратковременного
(18 с) асинхронного хода.

В эиергорайонах, потреб
ляющих значительную часть
мощности из эисргообъединс
ний (типовая структура II),
нарушения синхронизма на
носят, как правило, значи-
тельный ущерб, связанный с
необходимостью отключения

части менее ответственных

потребитетей для

ПИЯ
скшх

района и обеспечения пнтани:

в работе

t сохране
электриче

станций дефицитного

оолее ответственных по-

требителей Было обследовано 15 случаев нарушения
устойчивости в энергосистемах этого типа, которые по-
казали, что в лучшем случае, когда за счет автоматики
обеспечивается быстрое восстановление синхронной ра-
боты (т е сохраняется результирующая устойчивость
или же обеспечивается автоматическая синхронизация
дефицитного района после его отделения), имеет место
отключение части потребителей на несколько секунд или
десятков секунд В худшем случае когда авария ликви
дируется действием персонала, происходит обесточение
значительной части, а иногда и всех потребителей дефи
цитного энергорайопа на длительное время (десятки ми
нут) среди обследованных случаев такие составляли
60%. На рис 1 4 в качестве примера показано измене
нпе частоты в одном из дефицитных районов (РГен=
=0,47Л(ан>) после нархшения устойчивости по связям
ПО кВ этою района с энергооб'ъединением вследствие
отключения параллельных линий 220 кВ Это нарушение
устойчивости вследствие недостаточного объема разгруз
ки потребителей п отсутствия делительной автоматики
по частоте на электростанциях привело к полному пога
шению района на несколько десятков минут
В энергосистемах III типовой структуры последствия
нарушений устойчивости могут быть столь же тяжелы
ми, как и в энергосистемах II структуры, поскольку они
связаны с отключением потребителей дефицитной части
системы. Однако еще более тяжелые последствия могут
иметь место, с-спп г передающей части системы разгру-

s //>$%	s- U)7o

Рис. I 5. Осциллограмма нарушения статическои устойчивости ела
оси связи с последующей ресинхронизацией.

знвшпеся электростанции не смогут вновь принять па
грузку Из 15 случаев нарушений синхронной устойчи
вости в система;; II и III типовой структур в течение
секунд и десятков секунд за счет сохранения результи
рующей устойчивости ликвидировалось 20% нарушении
i инхроиизма.

Нарушения синхронной устойчивости между двумя
энергосистемами соединенными слабой связью (типовая
структура IV), чаще всею не вызывают тяжелых по-
следствий, поскольку возникающий при этом дефицит
мощности в одной из систем обычно может быть покрыт
без отключения потребителей за счет вращающегося
резерва мощности. Однако в ряде случаев такие пару
тения устойчивости могут вызвать отключение нагрузки
от понижения напряжения при асинхронном ходе, если
нагрузка подключена вблизи центра качаний. Для ряда
слабых связей, питающих промежуточную тяговую на-
грузку, обнаружено что периодические понижения на
пряжения при асинхронном ходе длительностью до 0,5—
1 мин ис приводят к нарушению графика движения в то
время как разрыв слабой связи сопровождающийся по
нижеиием напряжения в конце линии на более длитель
ное время, вызывает нарушение графика движения. Из
обследованных 41 нарушений синхронной устойчивости
слабых связей в 43% всех случаев обеспечивалась быст-
рая ресинхронизация и объем отключенных потребите-
лей был незначительным В остальных случаях пвоисхо
дило деление систем персоналом, автоматикой прекра
шепия асинхронного хода (или действием релейной за
щиты) На рис 1-5 показана осциллограмма нарушении
статической устойчивости по одной из слабых связей
с последующей ресинхронизацией через 20 с за счет бы
строго вмешательства персонала, снизившего мощность
в передающей системе Такне случаи неоднократно име
ли место в ОЭС Сибири в период работы межсистемных
электропередач на напряжении 110 кВ

Нарушение синхронной устойчивости в системах
сложной структуры (V—IX) может вызвать весьма тя-
желые последствия прежде всего из за каскадного раз
вития аварии. При таких авариях нарушение устойчиво-
сти в одной части системы вызывает нарушения устойчи
вости в других частях и происходит деление системы на
отдельные дефицитные и избыточные районы. В дефи
цитиых районах отключается значительная часть нагрут
ки, а в избыточных зачастую вследствие чрезмерной раз-
грузки происходит отключение части агрегатов на ген
ловых электростанциях. Из обследованных 16 наруше
ний синхронной работы в энергосистемах сложной струк-
туры 25% случаев закончились ресинхронизацией без
существенного отключения потребителей, в 63% случаев
за счет действия автоматики прекращения асинхронного
хода происходила локализация аварии и 12% случаев
привели к развитию аварий с существенным отключе
нием потребителей на длительное время.

Следует отметить, что быстрая ликвидация аварий
в энергосистемах сложной структуры может быть обес-
печена только с помощью противоаварийной автоматики
Примеры такого действия автоматики неоднократно
имели место Например, при передаче мощности Волж-
ской ГЭС имени В И Ленина в энергообъединение
Центра по двум блочным цепям при отключении одной
из них нарушалась устойчивость другой. Затем автома
тика отключала на ГЭС часть генераторов и происходи-
те ресинхронизация

Как показывает анализ случаев нарушения устойчиво
стн в настоящее время достигнут достаточно высокий
уровень противоаварийной автоматики в энергосистемах
что позволяет в значительной степени локализовать ава-
рии, понизить ущерб' от нарушения устойчивости и тем
самым повысить надежность энергоснабжения потреби-
телей. Однако этот уровень еще недостаточен, поскольку
ежегодно в энергообъединениях происходит несколько
каскадных нарушений устойчивости с существенным не
доотпуском энергии Большую часть этих нарушении
можно было бы предотвратить с помощью противоава-
рийной автоматики

1-5. Требования к управлению режимами
для обеспечения заданного уровня устойчивости

Управление режимами энергосистем для обеспечения
их устойчивости состоит из ручного управления, автома
тического регулирования и действия противоаварийной
автоматики В [130] изложены требования к устойчи-
вости энергосистем разработанные на основе обобще-
ния опыта эксплуатации и проектирования. Со времени
подготовки указанного материала прошло около 10 лет,
и за это время получены новые данные и уточнены неко
торые вопросы, что позволяет более полно изложить тре-
бования к управлению режимами для обеспечения целе-
сообразного уровня устойчивости. Для того чтобы сфор
мулировать требования к управлению режимами совре
менных энергообъединений, рассмотрим опыт примепе
пия локальных устройств прогивоаварпйнои автомаписи
для предотвращения системных аварий.

Обеспечение устойчивости параллельной паботы
энергосистем является одной из наиболее важных задач
входящих в более общую задачу обеспечения живучести
энергообъединений Понятие живучести в энергетике по
явилось сравнительно недавно Под термином «живу
честь» понимают способность автоматически управляв
мой энергосистемы противостоять цепочечному развитию
аварийных событий т с. развитию системной аварии
большого масштаба. Такие аварии сопровождаются от
ключением значительной части потребителей и электро
станций, разделением энергосистемы на несинхронно ра
ботающие отдельные районы с полным погашением
части этих районов Поскольку системные аварии нано
сят большой ущеоб народному хозяйству, обеспечение
живучести энергосистем является важной задачей проек-
тирования и эксплуатации энергосистем Помимо устой-
чивости параллельной работы для обеспечения живуче-
сти необходимы рациональное размещение резервов,
надежная работа теплосилового оборудования электро-
станций в аварийных условиях и т. п

Рассмотрим различные степени распространения иа
рушений и роль противоаварийной автоматики в обеспе
чении устойчивости параллельной работы энергосистем
1	Повреждение одною или нескольких элементов и
локализация поврежденного участка основными устрой-
ствами релейной защиты и автоматики без отключения
существенной части потребителей и деления энергосисте-
мы. Таких событий происходит более 100 000 ежегодно

2	Отказ релейной защиты или выключателя п лока
лизация аварии резервной защитой автоматикой и уст
ройством резервирования отказов выключателей (при-
мерно 0 5% всех повреждений)

3	. Нарушение синхронизма по одному сечеяшо с ре-
синхронизацией или делением без существенного отклю
чения нагрузки (несколько сотен ежегодно).

4	Каскадное нарушение синхронизма, которое лгж
видпрустся устройствами делительной автоматики в нс
сопровождается существенным откяючеинем нагрузки
(несколько событий в год)

5	. Отключение части нагрузки авюматкон при по
ниж-ении частоты или напряжения (несколько тесятков
событий в год)

6	Дополнительная потеря значительной мощности
тентовых электростанций (несколько событий ежегодно)

7	Д тигельный асинхронный ход вследствие тою, что
не произошла ресинхронизация и отказала делительная
автоматика или выключатель (единичные события)

8	Длительное понижение (лавина) напряжения в ос
новной сети вследствие того что не отключилось к. з.
нарушилась устойчивость части нагрузки и т п (едипич
ные события)

9	Разделение энергосистемы или энергообъедппеиия
на отдельные части с погашением ряда электростанций
и отключением значительной части (ботее 10%) потре-
бителей (редкие события).

10	Разделение Единой энергетической системы
(ЕЭС) на отдельные части с отключением ботее 10%
потребителей (такие случаи нс имели места)

Из приведенных данных видно, что несмотря на
очень большую эффективность существующей противо
аварийной автоматики, ежегодно достаточно часто на
блюдаются случаи когда аварийные события охваты
вагот значительную часть энергообъединений

Возникновение подобных явлений, как показывает
проведенный анализ значительного числа аварийных со
бытий, обусловлено в основном следующими причинами.

в условиях эксплуатации возникает такое сочетание
схем, ре/кимов и возмущений, ш которое не рассчитана
существующая претило аварийная автоматика;

при вводе новых объектов ввод протявоавартгшой
автоматики значительно отстает от ввода основного обо-
рудования,

при изменении схем и режим	темы порсо

нал не выполняет необходимы?;	противоава-

рийнай автоматике, выполняет и	о или допу-

скает существование таких реж. i и j торых авто-
матика заведомо по может сбеси i п учесть эиср
госистемы

Этот анализ показывает, что если ориентироваться
лишь на локатьны^ устройства противоаварийной авто-
матики, то при дальнейшем развитии энергосистем мож-
но ожидать существенно, о понижения их живучести, так
как увеличение протяженности и миогосвязности энер-
юснстем значительно понижает адаптивность локальных
устройств и повышает вероятность ошибки персонала
при операциях с автоматикой: при большом количестве
устройств противоаварийной автоматики действия от-
дельных ее устройств мо-гут быть противорс швыми;
быстрый рост энергосистем вызывает необходимость по
стоянного перепроектирования демонтажа старых и
монтажа новых устройств с естественным отставанием
возможностей автоматики от потребителей энергообъ
единений Таким образом, ориентация лишь на локаль
ные устройства автоматики может привести к тому чю
энергообъединепия в аварийных хсловиях могут стать
неуправляемыми и их живучесть но будет обеспечена.

Для того чтобы противоаварийная автоматика могла
обеспечить живучесть развивающейся ЕЭС СССР, она
дотжяа быть

1)	глобальной — т е охватывать всю ЕЭС СССР от
системообразующих до распределительных сетей пог
электростанций до потребителей*

2)	адаптивной — изменения схем и режимов в про-
цессе эксплуатации не должны требовать ^мешателы'тоа
персонала;

3)наращиваемой — при развитии энергосистемы про
тивоаварийная автоматика должна в основном лишь до
подняться новыми канатами передачи информации при
несложных изменениях алгоритма бе? существенных
изменений ее структуры
4)	инвариантной — распространение нарушений нор
мального режима в каком-либо одном районе должно
ликвидироваться в максимальной степени с помощью
автоматических воздействий в этом и ближайших к нему
районах, т е устойчивость в каждом районе должна
обеспечиваться независимо от режимов, схем и возму-
щений в районах, удаленных от данного

5)	централизованно автономной—автоматика каж-
дого района должна обеспечивать его устойчивость при
отсутствии полной централизации всей системы противо
аварийной автоматики. В то же время иерархическая
централизация этой системы позволяет повысить эффек-
тивность управляющих воздействий. Поэтому в перспек-
тиве целесообразно создание централизованной кор-
ректировки автономных систем противоаварийной авто
матики

Наилучшим вариантом при решении задачи управле
ния энергосистемами было бы определение оптимально
го уровня устойчивости по условиям минимизации рас
четных затрат (па повышение устойчивости и покрытие
ущербов от ее нарушения) Однако для такого решения
в настоящее время нет достаточных данных ни по всро
ятпостным характеристикам повреждаемости оборудова
ния ни по ущербам Поэтому излагаемые ниже требова
пия основаны лишь на инженецной оценке анализа опь
га эксплуатации1

В энергосистемах простой структуры управление ре
жимами должно в основном, обеспечивать

статическую устойчивость в нормальных схемах и ре-
жимах, в том числе если это требуется по условиям пе-
редачи мощности в систему, до возможности работы
с минимальным запасом устойчивости 5—10%;

статическую устойчивость в послеаварийпь.х уело
вия.х для нормальных п ремонтных схем и режимов ра-
боты;

синхронную динамическую устойчивость при двух
фазных и более тяжелых видах к з.. отключаемых ос
ионными защитамп, при отказе основных ащит пли
работе УРОВ при однофазных к. з.,

результирующую устойчивость при тяжелых видах
к з., отключаемых резервными защитами или УРОВ
(а в случае елипств'шпоп шнпи при любых к  ) если

1 Аналогичным быт полход к этому вопросу и в более ) анних
работах [ ] 53, Г57]
34
но условиям работы потребителей ресинхронизация вы
годнее, чем быстрое деление,

деление энергосистем, если ресинхронизация певы-
юдна или не произошла в течение заданного времени;

уровень частоты в избыточном районе не выше, чем
это допустимо для турбоагрегатов;

восстановление частоты в дефицитном районе до
уровня, позволяющего произвести ресинхронизацию или
синхронизацию;

автоматическую синхронизацию посте действия дели
тельной автоматики (или деления по другим причинам),

уровень напряжения в избыточном районе нс выше,
чем это допустимо для оборудования,

восстановление уровня напряжения в дефицитной
части системы до минимально допустимою но условиям
работы потребителей;

быстрый ввод резервной активной и реактивной мощ-
ности,

подключение к системе отключенных потребителей,
если это допустимо по условиям работы системы

В энергосистемах сложной структуры в дополнение
к перечисленным требованиям возникает ряд новых тре
бовапий обусловленных необходимостью локализации
аварий. Для этого следует обеспечивать

разгрузку электропередач, работающих с небольшим
запасом устойчивости при различных возмущениях в со
седних частях системы не слишком сильно влияющих на
данную, если, однако, эти возмущения могут вызвать на-
рушение устойчивости данной электропередачи,

глубокую разгрузку электропередач при возмущенн
ях в соседних частях систем, вызывающих значительный
наброс мощности па данную электпопередачу;

деление энергосистемы в отдельных точках (чаще
всего на электростанциях, работающих на два направ
ления) при приближении к пределу статической хсто1ы
чивости по одной из электропередач

целение электростанций, работающих на два на-
правления, при тяжелых видах возмущений для сохра-
нения синхронной динамической устойчивости обеих или
хотя бы одной электропередачи

разгрузку отдельных электропередач для предотвра
щеиия нарушения их устойчивости при кратковременном
асинхронном ходе и ресинхронизации соседних электро-
передач,
деление siiepi осистсм на чаши после возникиовепич
асинхронною хода в одной из частей для предотвраще-
ния возникновения новых нарушений устойчивости меж-
ду синхронно работающими электростанциями

Помимо этих основных требований возникают иногда
н дополнительные, например обеспечение разгрузки от-
дельных липни электропередач при их недопустимой пе
регрузке но нагреву п т п.

Изложенные выше требования возлагают па иротиво
аварийную автоматику большую ответственность за
обеспечение устойчивости работы энергосистем, чем
было предусмотрено в [130] Вызвано это тем, что, как
показал опыт эскплуатацпи п проектирования, такие
требования выполнимы и соответствующее испотьзуемос
на практике расширение функций автоматики даег cj
щественный экономический эффект. В частности, в на-
стоящее время в проектной практике [155а] при выборе
протпроаварийпых управлений применяются более тя
желые расчетные режимы н возмущения чем это тре
буется ио нормативным материалам [130].

В дальнейшем при усовершенствовании ныне деист
вующих нормативных документов [130] регламентирую
щих требования к противоаварийному управлениюэнер
госистемами, по-видимому, целесообразно перейти к рас
смотрению вероятностных характеристик сложных (це
почечных) аварийных событий в современных крупных
энергообъедипеннях, выбирая при этом такие расчетные
повреждения вероятность г озникновения которых огра
ничивается определенным периодом, например 1 ра’
в 5 тст

В то время аЭК требования к противоавариинои ав-
томатике, автоматическому управлению и диспетчерско-
му персоналу в части обеспечения устойчивости в значи-
тельной степени сложились, требования в этой части
к АСДУ пока еще лишь разрабатываются Поэтому эти
требования излагаются отдельно в гл 6

1-6. Влияние изменения схем и режимов работы
энергосистем на управление для обеспечения
устойчивости

В энергосистема: все время происходит рост пагруз
ли (в среднем около 7—8% в год) и в связи с этим вво
дятся дополнительные генерирующие мощности строят-
ся новые электростанции линии и подстанции При этом
36
электрическими сетями охватывается все большая тер
риторпя и энергосистемы объединяются иа параллель
ную работу Этот процесс происходит при увеличении
уровня напряжения и единичной мощности юнеоаторов
и трансформаторов. В ю же время сети низшего напри
жения, которые были ранее системообразующими, (.та
иовятся в основном распределительными Развитие энер
госистем носит ступенчатый характер, причем периоды
быстрого роста и периоды относительно стабильного со
стояния в различных энергосистемах ис совпадают по
времени Динамика развития ряда ОЭС СССР иллю
стрируется табч 1 3

I аблии'1 1 3

Объединенные энергосистемы	Год созда ны системообразующей сет				in р же-
	пнем,			кВ	
	110	г-’о	330	г00	50
Центр п Средняя Волга	1940	1950			1958		
Урал	1945	1955	—	I960	—
Юг	1945	1950	1962	—	1972
Северо-Запад	1945	1955	1961	—	—
Северный Кавказ	1950	1960	1965	—	—.
Закавказье	1950	1960	1965	—	—
Сибирь	1950	1962	—	1966	—

Как видно из таблицы, переход л новой ступени па
пряжения происходит примерно через 5—10 лет Созда
нпе основной схемы системообразующей сети осущест
вляется обычно в течение 2—3 лет, а затем, до перехода
к новой ступени напряжения, схема системы изменяется
несущественно Создание новой системообразующей сети
требует разработки новых режимов и противоаварийгюи
автоматики для этой сети и коренного пересмотра режи-
мов и автоматики в сети которая была системообразую
щей до этого .времени. Однако и в периоды отиоситель
пой стабильности схемы основной сети ввод какой-либо
одной линии иногда можер потребовать пересмотра ре
жимов и установки новых устройств автоматики.

В условиях эксплуатации всегда какое-либо сбору до
ванне основной схемы находится в ремонте (генераторы,
линии, трансфооматоры выключатели и т. п ) При этом
изменяются и области устойчивых режимов и условия
Работы автоматики. Однако < этим изменениям схемы
автоматика должна быть приспособлена н здесь допу/
стпмо лишь (и ю iew меньше тем лучше) изменение се
функций е помощью накладок.

Изменения режима работы энергосистемы происхо
дят чаще, чем изменения ее основной схемы. Зиа штель
ные изменения режима, связанные <* вводом новых мощ-
ностей, происходят редко и обычно требуют пересмотра
областей устойчивости и установки новых устройств
автоматики или реконструкции уже имеющихся Сезон
пые изменения режима также обычно требуют такого
пересмотра областей устойчивости и состава автомата
ки, а суточные изменения режима учитываются при оп
ределении областей устойчивости, и автоматика должна
быть к ним приспособлена.

В условиях эксплуатации каждой схеме соответствует
достаточно широкая область возможных режимов, при-
чем во всех этих режимах автоматика должна быть эф
фективпа Хотя количество возможных режимов в дан
ной схеме бесконечно для выбора автоматики и опреде-
ления ее уставок всегда могут быть найдены несколько
граничных режимов, что позволяет решить задачу сип
теза автоматики

При проектировании энергоепщем определение обла-
стей устойчивости, выбор автоматики и определение ос
уставок осложняются тем, что нагрузки, схема системы
и ее режимы еще только проектируются Действитель
ные схемы, режимы и нагрузки к моменту реализации
этих проектов в силу целого ряда факторов, как прави
ло не соответствуют проектным проработкам Вслед-
ствие этого- при проектировании обязательно следует
закладывать «избыточную» автоматику, т е. такую авто
матику, вероятность действий которой очень мала Это
положение обусловлено тем, что отсутствие какою либо
одного устройства автоматики может нанести ущерб
несоизмеримо больший, чем затраты на установку
устройств автоматики которые могут оказаться излиш-
ними в эксплуатации Как уже указывалось, результаты
анализа аварий в энерз оспстемах показываю-», что про-
тивоаварийная аьгоматпка могла бы предотвратить или
локализовать по нескольку таких аварий в год, т е на-
сыщенность энергосистем npot iзоаварийпой автомата
кой еще недостаточна.

Большое количество аварий также вызвано тем чго
области устойчивости, определенные для заданных си
стем и режимов работы энергосистем, не охватывают
всех возможных в эксплуатации ситуаций Длч умепьше
ния числа таких аварий необходимо выполнять опреде-
ление областей устойчивости более оперативно, чем это
делается в настоящее время. Следует отметить что опе-
ративное определение областей устойчивости дает также
значительный экономический эффект ибо ограничения
по устойчивости для каждой конкретной ситуации могут
быть меньшими, чем общие ограничения для набора си
туаций, поскольку в последнем стучав принимается нац
более жесткое из ограничений

1-7. Принципы выбора противоаварийной автоматики,
определения ее уставок и области устойчивых режимов

Выбор противоаварийной автоматики в энергосисте-
мах, определение ее уставок и областей устойчивых ре-
жимов является инженерной задачей решение которой
можно рекомендовать производить в следующей после-
довательности:

опреде 1яются нормальная схема системы ч длитель-
ность ее существования наиболее вероятные (планируе-
мые) режимы и режимы соответствующие максимально
му отклонению от наиболее вероятных (как правило,
режимы с максимальными перетоками мощности)1. Он
ределяются основные ремонтные схемы, соответствую
щие им режимы и их длительность

изучается опыт эксплуатации энергосистемы в части
режимов ее работы имевших место аварий и работы ре
лейкой защиты и автоматики. Определяются характер
ные особенноегп нового этапа развития энергосистемы,
для которого требуется разработать автоматику и опре
делить область устойчивых режимов, по сравнению
с предшествующим этапом-

по данным предыдущих пунктов определяются тнпо
вая структура данной энергосистемы требования к ее
устойчивости (расчетные возмущения запасы устойчн
восгп н т п в соответствии с [130] и опытом эксп iya

...	$ проектноп практике [155а] для выбора средств проогооава

[-иного управления дополнительно рассматривается еще режим
РаечетН1>1ми перетоками мощности, определенными нормативным

° ньш запасом по условиям статической остойчивости, если этот
ток'-'м' 4аляется ’ю'Чсе тяжелым чем режим с м,ткеамалып.|ми пере-
тацпи) и намечаются варианты выполнения противоава-
рийной автоматики1

составляются эквивалентные схемы замещения при
нимаются исходные допущения, намечается программа
выполнения расчетов электромеханических переходных
процессов п выбираются расчетные средства,

цюрмутируются инженерные критерии оптимальности
автоматики для данной энергосистемы

проводятся натурные испытания в энергосистеме (на
существующем этапе се развития), позволяющие вы
явить характерные особенности энергосистемы и ее
элементов, существенно в зияющие на устойчивость, опре
делить эквивалентные параметры частей системы и пре
делы устойчивости для отдельных режимов, и по воз
можности проверить эффективность намеченной автома
тики,

выполняется первая серия расчетов для условий нс
пытаний. Результаты этих расчетов сопоставляются
с данными испытании и на основании этого сопоставле
ния уточняются эквиватеитная схема, ее параметры и
исходные допущения

выполняется вторая серия расчетов, которая позво
ляет выбрать наиботее эффективную автоматику ее
уставки и определить границы областей устойчивых ре
жимов в заданных нормальных и ремонтных схемах,
после окончания проектных, монтажных и наладоч
ных работ по первичному оборудованию и автоматике
вновь выполняются натурные испытания, которые дают
возможность убедиться в правильности выбора автома
тики, ее эффективности и уточнить обчасть устойчивых
режимов п уставки автоматики2.

Изложенные принципиальные положения основаны на
сочетании изучения опыта эксплуатации, натурных экс
перимептов п расчетов. Изучение опыта эксплуатации
в части устойчивости энергосистем проводится во
ВНИИЭ в течение примерно 15 зет Натурные эксперн

1 В проектной практике [155а] в j яде случаев рассматриваются
солее тяжелые возмущения, чем даны в нормативных материалах
[130|, такие как отключение паиболее мощной станнин в эиергоси
стене лвухфазнос к. з. на землю с отказом выключателя в наиболее
тяжелых условиях, одновременное отключение двух цепей наиболее
загр\'жс11ных .hh-ihh электропередач и т. д.

- Па этой последней стад'ш также проводятся расчеты д.'И \точ-
лепиых но э: енлуатацлонпым данным схем и режимов.
менты в энергосистемах производятся систематически
в течение 20 лет (всего было проведено около 60 испы
таний) По мере выполнения этих испытаний разрабаты
валась и уточнялась методика их проведения

Общепризнанными средствами для выполнения рас-
четов (н модельных экспериментов) в настоящее время
являются статические модели сети переменного тока,
физические модели, аналоговые (АВИ) н цифровые
(ЭВМ) вычислительные машины Вопросы использова-
ния статических моделей переменного тока и физических
моделей для расчетов устойчивости достаточно подробно
освещены в литера гуре Особенности расчетов устойчи-
вости на \ВМ ri ЦВМ кратко рассмотрены в при то
жении

Сравнение эфе) екгивностн различных видов автома-
тики производится па основании инженерных критериев
оптимальности управления Такими критериями могут
являться максимум передаваемой мощности, минимум
отключаемой нагрузки, минимальная длительность
асинхронного хода и др При этом должны соблюдаться
ограничения по допустимому значению повышения па
пряжения, снижения мощности турбин и т п

Определение наиболее эффективной автоматики про-
изводится путем проведения сопоставительных расчетов
для ряда вариантов Такой подход не гарантирует гто
лучения оптимального решения и требует проведения
большого объема расчетов, что даже при использовании
современной вычислительной техники является весьма
трудоемкой задачей

Для получения более быстрых и полноценных ре
зультатов в последние годы наметились следующие
пути

использование методов Ляпунова для получения об
ласти устойчивости,

использование теории оптимального управлени" для
определения наиболее эффективных управляющих воз
действий.

Первое из этих направлений развивается многими
авторами в течение ряда лет [6 10, 26, 154, 164] Полу-
ченные результаты пока еще не позволяют определять
области устойчивости для многомашинной системы, од-
нако перспективность эти.х работ несомненна, особенно
для выбора уставок противоаварийной автоматики
Применение теории оптимальною управления для
виоора управляющих воздействий повышающих устой-
чивость энергосистем, началось сравнительно недавно
[19, 132, 133] Первые полученные результаты показы
ваюг что использование этих методов уже в настоящс
время позволяет определить такие управляющие юз
действия, которые при заданных критериях эффектив-
ности управления являются оптимальными. Определе-
ние оптимальных управляющих воздействий произво
дится следующим образом

Пусть заданы дифференциальные уравнения состоя
иия системы

dx/dt—f (х, и) Hg"(O,	(1 1)

где х=(х1, с2 — переменные, и=(иь и2, Un)~
управтяющие воздействия, g(t)—возмущения

В установившемся предаварийном режиме возмуще-
ния и управляющие воздействия принимаем равными
нулю, т е этот режим описывается уравнением

/(Хо)=О	(I 2)

Начиная с t=0 па систему действуют возмущения
g(t) Задача поиска оптимального управления состоит
в том, чтобы отыскать такое u(t), при котором, во-пер-
вых, система из положения Хо перешла бы в положение
Х[ (в установившийся послеаварийиый режим) и, во
вторых, при этом принимал бы экстрема тьное значение
показатель качества движения А

Решение первой задачи позволяет получить паиболь
шую область устойчивости (пли, как иногда говорят, об-
ласть управляемости), п именно это наиболее важно
при выборе противоаварийной автоматики Как показано
в работал ряда авторов ([182] и др.), получить паи
большую область устойчивости можно при любом кри-
терии оптимальности, т е первые управляющие воздей
ствия инвариантны к критериям оптимальности Это
положение используется в последующих главах при
определении управляющих воздействий, обеспечиваю
щих наибольшую область устойчивости в энергосисте
мах различной структуры

1-8 Некоторые общие вочрось эквивалеитирования

При проведении анализа электромеханических пере-
ходных процессов, связанных с определением областей
устойчивости, одним из наиболее важных вопросов
42
является правильное эквивалеитированщ исходной си
стемы. При этом требуется определить, к какому иаибо
лее простому виду можно привести схему, чтобы не
потерять при исследовании существенных явлений. Пи
одна из существующих теорий эквивалентирования пока
еще не дает практического ответа на этот вопрос, хотя
перспективные пути имеются [62 181], и эту задачу
приходится решать в основном исходя из опыта расче
тов и анализа экспериментальных данных т е на осио
ве инженерной интуиции

Зачастую в практике эксплуатации п проекгирова
ния как v нас в стране, так и за рубежом в связи с ши-
роким внедре тем ЭВМ наблюдается тенденция вы
полиять расчеты по вес более и более сложным схемам,
хотя это совершенно не оправдано увеличивает объем
работы и делает трудно обозримыми их результаты
В связи с этим работы по эквивалентированию энсого
систем Для расчетов устойчивости требуется всемерно
развивать

В настоящее время при исследовании устойчивости,
как правило, преобразуется участок схемы замещения
и представляется в виде эквивалентного генератора, ко-
торый через пассивный многоугольник (узлы п ветви
примыкания) соединяется с остальной частью схемы.
Параметры эквивалентной части схемы (параметры
эквивалентною генератора — э.д с., мощность и по
стояииая инерции и параметры эквивалентного мною
угольника) определяютст, по условиям эквивалентности
преобразования в нормальном п переходных режимах.
•Упрощенно эти условия могут быть записаны следую-
щим образом: мощности, протекающие через ветви при
мыкания до ч после эквивалентирования, должны быть
одними и теми же; мощность эквивалентного генератора
должна равняться сумме мощностей генераторов пре-
образуемой части схемы; собственные проводимости
узлов примыкания и взаимные проводимости между эти
ми узлами со стороны иепреобразуемой части схемы
должны быть одними и теми же до и после эквпвален-
тироваиия, механическая постоянная инерции эквива-
лентного генератора должна равняться сумме приве-
денных постоянных инерций эквива лентируемых генера
торов; взаимные колебания роторов генераторов в экви-
валептпруемой гастп в переходном режиме должны быть
незначительны и мало влиять нт результаты расчетов
При объединении генераторов п эквивалентировании
энергосистем целесообразно выполнять следующие тре
бования- нежелательно объединение генераторов с су
щественно отличающимися параметрами, в частности
гидростанций с тепловыми электростанциями, нежела
тельно объединение электростанций, электрическая уда
ленность которых от места возмущения существенно
различна, необходимо избегать объединения электро
станций, при котором грубо искажается конфигурация
сети, приводящая к нарушению действительного распре
деления мощности по ветвям энергосистемы, целесооб-
разно оставить неизменными элементы схемы (линии,
генераторы и т д), параметры которых изменяются
в процессе расчета, а также основные узлы, по потокам
мощности и напряжениям в которых можно было бы
определить параметры нормального режима эквивален
тированной части

При эквивалентировании следует заранее учитывать,
каким образом будет проводиться расчет устойчивости
Так, для различных моделей, как правило, оказываются
неприемлемыми методы эквивалснтирования путем рас
чета собственных и взаимных сопротивлений эквнва
ленгного многоугольника с представлением нагрузок по
стоянными сопротивлениями и с учетом активных сопро
тивлений эквивалентируемой сети, поскольку при такой
методике возможно появление отрицательных активных
сопротивлений ветвей, моделирование которых затруд
нительно В связи с этим для моделей эквивалентируе
мая сеть, как правило, представляется только реактив
нымп сопротивлениями, а нагрузка разносится по пра-
вилу моментов

Вопросы эквивалентирования с помощью ЭВМ в на
стоящее время находятся в стадии разработки В отли-
чие от других средств, ЭВМ позволяет выполнять все
этапы эквивалентирования — определение параметров
всех элементов рассчитываемой энергосистемы, приве-
дение к одной ступени напряжения, упрощение сложных
схем В зависимости от того, для каких расчетных
средств предназначен получаемый на ЭВМ эквивалент,
могут применяться различные методы эквивалентирова
ния Методы эквивалентирования энергосистем па ЭВМ
когда заранее решено, к какому виду следует свернуть
схему хорошо разработаны в [70]
1-9. Принципы управления для обеспечения
устойчивости энергосистем

Для того чтобы соответствовать изложенным в пре-
дыдущих разделах требованиям, принципы }прав тения
должны быть различными для энергосистем разной
структуры и должны быть такими, чтобы управление
действовало правильно в меняющейся ситуации (при
различных сочетаниях схем, режимов и возмущений)
По выполнению управление может быть ручным (с той
или иной степенью автоматизации отработки воздей
ствия, но при задании на изменение режима со стороны
персонала) или автоматическим (изменение режима вы-
полняется автоматикой без вмешательства персонала)

Ручное управление, осущест1втяющее заданный уро
веиь устойчивости, заключается в том, что дежурный
персонал поддерживает потоки мощности в пределах,
определяемых ограничениями по устойчивости, изменяет
режим в соответствии с требованиями устойчивости при
ремонтных переключениях схемы и ликвидирует аварий-
ные ситуации.

Автоматику, используемую в энергосистемах для
обеспечения устойчивости, по назначению можно разде-
лить на следующие виды автоматика повышения стати-
ческой устойчивости, автоматика повышения синхронной
динамической устойчивости, автоматика ресинхрониза
ции, автоматика локализации аварий, автоматика вос-
становления нормальной схемы и режима

Такая классификация удобна, поскольку в настоя-
щей книге рассматриваются только режимные принци
пы автоматики В ряде других работ, посвященных
в основном вопросам технической реализации автомати-
ки и опыту ее применения [17, 80 158], приняты иные
системы классификации, в большей степени отвечающие
задачам этих работ

По принципам выполнения автоматика может быть
разделена на следующие группы автоматика программ-
ного действия, осуществляющая заранее выбранное воз
действие без контроля за протеканием процесса: режим-
ная автоматика, осуществляющая воздействие после
анализа аварийной ситуации и режима системы, устрой
ство автоматического регулирования или 01раничения
самонастраивающаяся автоматика

В настоящее время создается система 4СДУ, кото-
рая сочетает в себе ручное п автоматическое управление
с постепенным переходом ко все большей автоматиза-
ции Этому вопросу посвящена последняя глава книги.

Чем меньше доля человека в управлении режимом ;И
чем больше управление автоматизировано, тем выше
уровень устойчивости. Это положение справедливо лишь
при условии, что быстрота, надежность и «разумность»
действий автоматики не ниже, чем у хорошего опытного
диспетчера

Создание такой автоматики является весьма слож
ным и дорогим делом, не всегда себя окупающим, и по-
этому на обозримый отрезок времени не предполагается
полная замена человека автоматикой для управления
энергосистемой, обеспечивающего ее устойчивость В то
же время происходит непрерывное совершенствование
автоматики, которое расширяет область ее применения
и повышает эффективность действия

В энергосистеме имеется ограниченное количество
элементов, воздействуя на которые можно повысить ее
устойчивость

Управлять можно системой возбуждения синхрон
ных машин, системой регулирования скорости турбин
(энергоносителем);

Включать и отключать можно генераторы, син-
хронные компенсаторы, нагрузку, линии, реакторы по-
перечной компенсации, конденсаторы продольной ком
пенсации

Помимо этих возможностей, используемых в настоя-
щее время, ведутся разработки [30, 71, 123], которые
должны позволить управлять мощностью линий по-
постоянного тока, реактивной мощностью компенсирую-
щих устройств, активной мощностью нагрузки, активны
ми сопротивлениями специальных устройств (тормоз
ных)

Автоматика различного назначения и различного
выполнения воздействует на одни и те же элементы
энергосистемы Поэтому в ряде случаев (как это будет
показано ниже) одна и та же автоматика может выпол
пять несколько функций

К. автоматике повышения статической устойчивости
относятся устройства: автоматического регулирования
возбуждения (АРВ), автоматического повторного вклю-
чения, повышающего предел устойчивости в послеава
рийном режиме (трехфазное, быстродействующее, одно
фазное —ТАПВ, БАПВ ОЙПВ), автоматической ча-
сТогной разгрузки (ЛЧР), предотвращающей «лавину
частоты», автоматического регулирования или ограниче-
ния перетоков мощности (АРПМ), изменяющие мощно-
сти турбин и позволяющие работать с меньшим запасом
устойчивости, автоматического отключения генерато-
ров в передающей системе при приближении к преде
лу статической устойчивости, автоматического отклю-
чения нагрузки в приемной системе при приближении
к пределу статической устойчивости (по мощности или
напряжению), автоматического управления конденсато-
рами продольной компенсации, автоматического разде-
ления энергосистемы или станции при приближении
к пределу статической устойчивости

Для повышения синхронной динамической устойчи-
вости применяются. АРВ, БАПВ, ОАПВ, аварийное ре-
гулирование паровых турбин и отключение генераторов
в передающей части системы, разделение станции, рабо-
тающей на два направления

А автоматике ресинхронизации относятся АПВ ли-
ний, устройства воздействия на систему регулирования
турбин, устройства отключения синхронных компенсато-
ров (СК) в приемной части системы, отключения части
нагрузки (чаще всего АЧР), устройства частотного пус-
ка гидрогенераторов и перевода агрегатов из режима
СК в режим выдачи активной мощности

Для локализации аварий используются аварийное
регулирование турбин (для разгрузки электропередач),
отключение генераторов, делительная автоматика (дей-
ствующая до появления асинхронного хода или прекра-
щающая асинхронный ход).

Для восстановления нормальной схемы и режима
применяются самозапуск двигателей, самосинхрониза-
ция генераторов, АПВ с самосинхронизацией (АПВС),
несинхронное АПВ (НАПВ), АПВ с улавливанием син-
хронизма (АПВУС), АПВ по частоте (ЧАПВ), пуск
гидрогенераторов при понижении частоты, перевод
агрегатов из режима СК в режим выдачи активной
мощности

Принципы выполнения автоматики определяют такие
ее характеристики, как приспособляемость к режиму и
схеме, эффективность использования возможностей
управления и селективность В разных случаях важны
те или иные из этих характеристик, и это во многом
определяет выбор автоматики Так, при регулировании
возбуждения селективность практически не играет роли,
а при отклю 1ешш нагрузки пли генераторов это очень
важная характеристика, аварийное управление турби
ной должно иметь хорошую приспособляемость к режи
му и схеме п т д

Наиболее простым видом автоматики является
автоматика программного действия, т е
такая автоматика, которая работает по заранее задан
ной программе при возникновении какого либо события
(например, АПВ линий, отключение генераторов при
появлении тока нулевой последовательности, релейная
форсировка возбуждения)

Более сложным (зато более селективным) видом
автоматики является режимная а в т о м а т и к а,
действие которой происходит юлько в том случае, если
этого требует режим системы (например, отключение
генераторов при понижении напряжения прямой после-
довательность с контролем мощности предшествующего
режима, разгрузка генераторов по набросу мощности
с контролем мощности предшествующего режима и т. и )

Следующая более сложная ступень автомаипси —
автоматическое регулирование или огра-
ничение К этому виду автоматики относятся АРВ
пропорционального и сильного действия автоматиче
ское регулирование перетоков мощности (АРПМ), авто
матическое управление источниками реактивной мощно-
сти и т п Разработаны и применяются различные
достаточно сложные законы регулирования [22, 25, 94,
99] Однако эти законы регулирования эффективны
лишь в энер! осистемах простой структуры, а в энерго-
системах сложной структуры они далеко не всегда пол-
ностью используют возможности управления

Поскольку в энергосистемах сложной структуры про-
тивоаварийная автоматика указанных выше трех видов
недостаточно эффективна и селективна, плохо приспо-
сабливается к изменению схем и режимов, а выбор ее
уставок — трудоемкая и сложная задача, возникла не
об'ходимость создания самонастраивающейся
автоматики [152] В этом направлении выпол-
нен ряд работ, которые являются весьма перспективны
ми. К ним относятся управляющая автоматика на
Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС [83] п ава
рийное управление турбиной с прогнозированием перс
ходного процесса [65]
Однако в настоящее время эти pa6oibi находятся
еще в начальной стадии Поэтому в i л 2—4 основное
внимание будет уделено вопросам применения первых
трех видов автоматики с учетом постепенного перехода
(особенно в энергосистемах сложной структуры) к са-
монастраивающейся автоматике.

Построение самонастраивающейся автоматики мо
жет быть основано на двух принципах: опознавание ава
рийной ситуации и управление с моделью прогнозирую
щей переходный процесс

При использовании nepsoio из этих принципов с по
мощью информационно измерите чьных блоков коитро
лируются схема и режим энергосистемы. Различным
комбинациям этих данных и их изменениям, т е ава
рийным ситуациям, поставлены в соответствие опреде
ленные заранее рассчитанные управляющие воздей
ствия Иначе говоря, действия автоматики в этом случае
аналогичны действиям диспетчера быстро и строю вы
полняюще! о требования инструкции

Автоматика, основанная на втором принципе, дей
ствует следующим образом Информационно-измери-
тельные блоки вводят в упрощенную модель энергоси-
стемы данные о существующей схеме и ее режиме При
возникновении возмущения на модели энергосистемы
в ускоренном (на несколько порядков) масштабе вре
мени просчитывается переходный процесс Затем при
повторении этих расчетов для различных управляющих
воздействий производится выбор наиболее эффективных
из них В этом случае действия автоматики могут быть
более оптимальными, поскольку они аналогичны дей
ствням инженера службы режимов, выбирающего опти
мальное управляющее воздействие для заданной ава
рийной ситуации

В настоящее время целесообразно развивать работы
в обоих направлениях, поскольку преимущества и недо-
статки каждого из них еще не могут быть обоснованно
оценены

Совершенствование системной автоматики само по
себе не может решить всех задач обеспечения устоичи
вости в эиергообъединениях наиболее сложной струк-
туры, так как информационно-измерительные устрой
ства такой автоматики могут контролировать состояние
лишь отдельного района эпергообъединения Контроль
схемы, режима и уровня устойчивости эиергообъедипе
Ния в целом возможен чниь с помощью иерархической
системы АСДУ [12, 53] Поэтому представляется цейс
сообразным, чтобы системная автоматика приспосабли
валась к существующим изменениям схем и режимов
с помощью изменения уставок, выполняемых по коман
дам от АСДУ. Осуществление такого сочетания систем-
ной автоматики и АСДУ можно рассматривать как одну
из наиболее высоких ступеней кибернетизации энерго
систем

Г гаьа вторая

УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ ПРОСТОЙ
СТРУКТУРЫ, ПЕРЕДАЮЩИХ МОЩНОСТЬ
В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ

2-1. Введение

В этой главе рассматриваются энергосистемы про
стой структуры (I тип), которые, как указывалось
в гл. 1, могут быть сведены к эквивалентной схеме, со
стоящей из генератора, передающего мощность в систе
му (шины постоянного напряжения и постоянной часто
ты), и местной нагрузки (меньшей, чем мощность iene
ратора) В первом параграфе дается апатпз различной
автоматики, повышающей статическую устойчивость
в энергосистемах этого типа. Анализ различных спосо
бов повышения синхронной динамической устойчивости
выполняется с привлечением теории оптимального
управления, что позволяет достаточно объективно оце
нивать действие отдельных видов автоматики.

В следующем параграфе рассмотрены условия ре
синхронизации и требования к автоматике, которая
должна обеспечивать быструю ресинхронизацию (или
деление) Восстановление нормальной схемы и режима
в энергосистемах I типа возможно несколькими спосо
бами Эти способы (и соответствующая автоматика)
сопоставлены между собой, и определены области их
применения Заканчивается глава изложением методики
выбора противоаварийной автоматики В [57] рассма
триваются вопросы использования АВМ. для анализа
электромеханических переходных процессов примени
тельно к энергосистемам этого типа
2-2. Способы повышения статической устойчивости

Для простейшей схемы станции, передающей мощ
дость в энергообъединение (рис 2 1 ,а), при наличии
местной нагрузки на шинах станции и активного сопро
тивления линий выражение для электрической мощно-
сти эквивалентного генератора станции может быть за-
писано следующим образом

L2 r . F I!

РЗЛ=Р„ +р12 Sin (8 —	sin (6 —	(2-1)

где Ри и Ри—соответственно собственная и взаимная
мощности генератора, гц=г11+/Хц, z12=ri2+/xi2— соот-
ветственно собственное и взаимное сопротивления, агг=
=arctg Н2/Х12.

Рис. 2 1 Простая энергосистема типовой структуры I
а — схема энергосистемы; б — углевая характеристика.

Зависимость (2-1) графически изображена па
рис 2 1,6 Предельная мощность, которую может вы-
дать генератор (станция), как следует из (21) и
рис 2 1,6, составляет

(22)

Эта величина тем больше, чем больше местная на
грузка п активные сопротивления линий (т е чем боль-
ше Ри), чем выше напряжения по концам электропере-
дачи и ниже ее суммарное сопротивление (г е больше
Лг)

Угол б—аи между э д с эквивалентного генератора
Ei и напряжением Uc на шинах энергообъединения
определяется из условия равенства механической мощ
пня в целом I озможс)! лишь с помощью иерархической
системы АСДУ [12 53]. Поэтому представляется цеце
сообразным, чтобы системная автоматика приспосабли
валась к существующим изменениям схем и режимов
с помощью изменения уставок, выполняемых по коман
дам от АСДУ Осуществление такого сочетания систем
пой автоматики и АСДУ можно рассматривать как одну
из наиболее высоких ступеней кибернетизации энерго-
систем

Г rasa вторая

УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

УСТОЙЧИВОСТИ энергосистем простой
СТРУКТУРЫ, ПЕРЕДАЮЩИХ МОЩНОСТЬ
В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ

2-1. Введение

В этой главе рассматриваются энергосистемы про
стой структуры (I тип), которые, как указывалось
в 1л. 1, могут быть сведены к эквивалентной схеме, со
стоящей из генератора, передающего мощность в систе
му (шины постоянною напряжения и постоянной часто
ты), и местной нагрузки (меньшей, чем мощность гене-
ратора). В первом параграфе дается анализ различной
автоматики, повышающей статическую устойчивость
в энергосистемах этого типа Анализ различных спосо-
бов повышения синхронной динамической устойчивости
выполняется с привлечением leopnn оптимального
управления, что позволяет достаточно объективно оце
пивать действие отдельных видов автоматики

В следующем параграфе рассмотрены условия ре-
синхронизации и требования к автоматике, которая
должна обеспечивать быструю ресинхронизацию (или
деление) Восстановление нормальной схемы и режима
в энергосистемах I типа возможно несколькими спосо-
бами Эти способы (в соответствующая автоматика)
сопоставлены между собой, и определены области их
применения Заканчивается глава изложением методики
выбора противоаварийпои автоматики В [57] рассма-
триваются вопросы использования АВМ для анализа
электромеханических переходных процессов примени-
тельно к энергосистемам этою типа
2-2 Способы повышения статической устойчивости

Для простейшей схемы станции, передающей мощ
иость в энергообъедипение (рис 2-1,а), при наличии
местной нагрузки на шинах станции н активного сопро
тнвления линий выражение для электрической мощно
сти эквивалентного генератора станции может быть за
писано следующим образом

= +Р1г sin (8 - а,г) -= ^7 + ^7 sm (8 - а1г), (2-1)

где Рц и Ри — соответственно собственная и взаимная
мощности генератора, zII=r11~r/xib zI2=/'i2+/-';i2 — соот-
ветственно собственное и взаимное сопротивления, си2=
=arctgri2/Xi2.

Рис 2 1 Простая энергосистема типовой структуры I
а —схема энергосистемы; б—угловая характеристика

Зависимость (2-1) графически изображена на
рис 2 1,6 Предельная мощность, которую может вы
дать генератор (станция), как следует из (2 1) и
рис 2 1,6, составляет

Р — Р Д-Р -!^Д_Д-Ь'и	/2 21

* пред 1 11	1 12 — .~2	~ ~	i

Эта величина тем больше, чем больше местная на
грузка и активные сопротивления линий (т е чем боль-
ше Ри), чем выше напряжения по концам электропере-
дачи п ниже ее суммарное сопротивление (т е больше
Р12)

Угол б—с/|2 между э д с эквивалентного генератора
Et п напряжением Uc на шинах энергообъединения
определяется из условия равенства механической мощ
ности Рт, развиваемой турбиной, и электрической мощ-
ности генератора Рэл

^’т=^’п+/>|2 sin (6—«12)	(2'3)

При этой статическая устойчивость генератора обес
печивается, если угол б—аи<90°

Как показывает анализ выражения (2-1) и кривых
на рис. 2-1,6, причинами нарушения статической устой-
чивости станции, передающей мощность в энергосистему,
могут быть снижение эквивалентной э д с передаю-
щей станции или напряжения Uc на приемном конце
электропередачи, что приводит к уменьшению Ра, уве
личение мощности станции Рл сверх предела передавае-
мой мощности, увеличение суммарного реактивного со-
противления хъ =хг + л'тр + Хд между станцией и энерго
системой, хвеличение перетока по электропередаче сверх
предела передаваемой мощности из за отключения ча-
сти местной нагрузки станции (т. е снижения Ри)

Процесс нарушения статической устойчивости харак-
теризуется постепенным нарастанием тока и реактивной
мощности по линии, снижением напряжения па подстан
циях с последующим лавинообразным протеканием про-
цесса и периодическими колебаниями таких электриче
ских параметров, как токи, мощность, напряжения. Ти-
пичная осциллограмма нарушения статической гстой-
чивостч приведена на рис 1 3

Как указывалось в гл 1, нарушения статической
устойчивости в энергосистемах структуры I происходят
главным образом в послеаварийном режиме вследствие
отключения одной из сильно загруженных параллельных
линий, т е увеличения х_. Кроме того, имеют место
нарушения а стойчнвости, обусловленные понижением
напряжения в приемной или передающей частях энерго-
системы В частности, наблюдались случаи нарушения
устойчивости гидростанций в период их ввода в экс-
плуатацию при работе с временными схемами возбуж-
дения в результате потери возбуждения генераторов
(т е снижение эквивалентной э д с станции £< и как
следствие нарушение статической устойчивости) При-
чиной нарушения статической устойчивости было также
возникновение дефицита реактивной мощности в прием-
ной системе конечной мощности

Основной широко используемый способ повышения
статической устойчивости — автоматическое регулирова-
52
нйе возбуждения генераторов [22, 26] Определению
наиболее эффективных законов регулирования возбуж-
дения для регуляторов пропорционального и сильного
действия посвящены пгботы целого ряда организаций
(ВЭИ, МЭИ, ИЭД АН УССР и др ), и в настоящее вре-
мя можно считать, что для рассматриваемых энергоси-
стем типовой структуры I этот вопрос проработан до-
статочно глубокого и всесторонне

В качестве средств повышения статической устойчи-
вости могут также применяться отключение или управ-
ление реакторами (если такая возможность имеется),
принудительная кратковременная форсировка возбуж-
дения генераторов (у современных крупных турбогене-
раторов по условиям нагрева ротора длительность фор-
сировки ограничивается временем 15—20 с) и форсиров-
ка продольной компенсации, снижающей суммарное ре-
активное сопротивление (число таких устройств в на-
стоящее время незначительно) Эффективным способом
повышения статической устойчивости послеаварийного
режима являются все виды АПВ.

С ростом мощности энергосистем и энергообъедине-
ний растут и единичные мощности генераторов, при этом
их параметры с точки зрения устойчивости менее бла-
гоприятны В связи с этим в последние годы уделяется
серьезное внимание созданию новых систем возбужде-
ния синхронных генераторов (в первую очередь с управ-
ляемыми преобразователями) с АРВ сильного действия
Остановимся на этом вопросе более подробно и рассмо-
трим его с точки зрения устойчивости энергосистем,
используя материалы, изложенные в [32, 33, 89].

Все системы возбуждения современных турбоагрегатов можно
разделить па две группы- электромашинные системы возбуждения,
постоянная времени которых составляет 0,3—0,5 с из за наличия
электромагнитной инерции возбудителя системы возбуждения
с управляемыми выпрямителями, постоянная времени которых со
ставляет 0,04—0,05 с и не зависит от источника питания выпря
мителя

До последнего времени для возбуждения турбо- и гидрогенера
торов в основном применялись возбудители постоянного тока сочле
ценные непосредственно с валом основного генератора.

Для работающих турбоагрегатов 200—800 МВт н проектируе
мых агрегатов мощностью свыше 1000 МВт выполнение обычных
электромашииных возбудителей, соединенных с валом генератора,
из-за большой требуемой мощности возбудителя оказывается тех-
нически очень сложным Для них создаются новые системы возбуж
дення в основном с применением ионных и полупроводниковых
управляемых выпрямителей
С электромашинным'И системами возбуждения, как правилб,
используются АРВ пропорционального типа которые регулируют
возбуждение по отклонению одного двух параметров. С системами
возбуждения с управляемыми выпрямителями применяются АРВ
сильного действия которые производят регулирование как по откло-
нению режимных параметров, так и по их производным

С точки зрения обеспечения устойчивости (как статической
так и динамической) энергосистем целесообразно сопоставить раз-
личные системы возбуждения крупных турбогенераторов и АРВ по
их быстродействию, кратности форсировки, повышению пределов
устойчивости, демпфированию колебаний в переходных процессах.
С этих позиций любую систему возбуждения и АРВ можно охарак-
теризовать постоянной времени возбудителя те, постоянной времени
регулятора Гр, кратностью потолочного возбуждения ke> скоростью
нарастания возбуждения ve, законом регулирования и коэффициен-
тами усиления АРВ. В ГОСТ на синхронные машины по системам
возбуждения и АРВ -регламентированы только две величины /ге н ve:

Турбогенераторы .
Гидрогенераторы'

Р<50 МВт .

Р*>50 МВт

ke ед пом возб v ед возб/с

2	2

1,8	2

* Оговариваются особо заказчиком

К электромашинным системам возбуждения с АРВ пропорцио
иального типа относятся высокочастотная система возбуждения
электромашинная с возбудителем постоянного тока с компаундиро
ванием, корректором и релейной форсировкой, электромашинная
с редукторным приводом, бесщеточная. В АРВ, работающих с этими
системами возбуждения, обычно применяется регулирован'ие-\по
отклонению напряжения AU при наличии компаундирования по А/
Практически при расчетах синхронной динамической устойчивости
(§ 2-2) можно учитывать только регулирование по AU, а для элек
тромашинной системы с компаундированном, корректором и релей
ной форсировкой — только действие релейной форсировки поскольку
постоянная времени корректора примерно равна ткорр^2 с и его
тействие не оказывает влияние на первые периоды переходного про-
цесса, а компаундирование очень незначительно увеличивает пара
стание возбуждения только в процессе к. з

В высокочастотной системе возбуждения
(рис 2-2,а) выпрямление переменного тока осуществпястся неуправ-
ляемыми кремниевыми выпрямителями В качестве возбудителя ВГТ
используется индукторный генератор 500 Гц, имеющий три обмотки:
одну включенную последовательно с обмоткой возбуждения генера-
тора и две независимые. Две последние обмотки питаются либо от
подвозбудителя (как показано на схеме), либо от выводов ВГТ

Возбудитель ВГТ имеет большое сопротивление рассеяния и
большое переходное сопротивление, в результате чего его нагрузоч
пая характеристика имеет резко падающий характер (рнс. 2-2,6).
Как следствие этого, когда при к. з. из-за наличия апериодической
составляющей тока ротора возрастает ток Id напряжение возбуж
чения снижается (рис 2 2,в), в течение к з имеет значение меньше
54
исходного и резко возрастает после отключения В послеаварийных
режимах эта система возбуждения характеризуется затяжкой цикла
потолочного возбуждения Постоянная времени системы возбужде
ния составляет около 0,36 с

Регулирование возбуждения выполняется по отклонению напря
жения Д£/ причемЛд^=20—50 ед возб./ед. напр.,т. е при минималь-
ном значении и при снижении напряжения на 5% система возбужде-

ния обеспечивает дополнительно 1 ед. возб или, другими словами
потолочное возбуждение. Запаздывание на форсировку и расфорси
ровку возбуждения не превосходит 0,03 с, для турбогенераторов
ое = 2 ед возб./с

Рис 2-2 Высокочастотная система возбуждения

а.— принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения; б — нагру-
зочная характеристика возбудителя; в — изменение напряжения возбуждения
в переходном режиме; г — изменение э.д. с. Е' в переходном режиме; ТГ —
турбогенератор; БОФ — блок ограничения форсировки; АРВ — автоматический
регулятор возбуждения; УБФ — устройство бесконтактной форсировки; ОВ{ —
обмотка независимого возбуждения, питающаяся от УБФ; ОВ2 —обмотка не
зависимого возбуждения, питающаяся от АРВ; СО ~ последовательная обмот
ка возбудителя; ВГТ—высокочастотный возбудитель; ВЧП — высокочастотный
подвозбудитель; ОВ — обмотка возбуждения основного турбогенератора; Bi
В2 — выпрямители
С Точки Зрения статической устойчивости высокочастотная Си
стема возбуждения с АРВ пропорционального типа аналогична дру-
гим электромашинным системам возбуждения и обеспечивает выпол
некие практического критерия устойчивости

/дР\
‘=0’ (2‘4)

где Е'д — переходная э д. с в предельном режиме

В расчетах динамической устойчивости работу высокочастотной
системы возбуждения можно описать уравнением

Ede — ^deo “F (Семаке ^deo) 0 е ) >	(2*5)

где Cdeo и Еаемакс — соответственно исходная и максимальная
(определяемая ke) э. д с. возбудителя.

Если напряжение генератора превысит 1,05(7иОм, осуществляется
расфорсировка возбуждения по экспоненциальному закону до нуля

Ede = Е'йефорс (^с/ефорс ^deo) U с С)'	(2"6)

Прн к з первый момент Е q~E в(0), поскольку нотокосцепле
нне ротора скачком измениться не может и остается постоянным
(рис 2-'2,г) При расчетах динамической устойчивости реальная кри
вая нарастания возбуждения (рис 2-2,в) упрощенно может быть за
менена экспонентой с те = 0,36 с без учета снижения возбуждения на
период к з. Аналогично можно учесть и систему электромашинного
возбуждения с редукторным приводом.

Электромаш и иная система возбуждения с ком
паунднрованием, корректором и релейной форси-
ровкой для турбогенераторов мощностью до 150 МВт приведена

Рис 2 3 Принципиальная схема электромашннной системы возбуж-
дения с компаундированием, корректором и релейной форсировкой
ТГ — турбогенератор; гу. к — ток компаундирования, гкОр — ток корректора по
напряжению; РФ—релейная форсировка; — постоянно включенное актив .
ное сопротивление; АГП — автомат гашения поля; ВПТ — возбудитель постоян-
ного тока; ШР—шунтовой реостат; ОВ — обмотка возбуждения основного ге
нератора; ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя
на рис 2-3. В обмотку возбуждения возбудителя, являющегося ма-
шиной постоянного тока, подается ток компаундирования, пропор-
циональный току статора основного генератора Регулирование на-
пряжения осуществляется с помощью корректора напряжения
с тКОрр^2 с, £дс/=20 ед возб./ед. напр С целью стабилизации си-
стемы возбуждения н АРВ применена гибкая обратная связь по на
пряжению возбудителя

При расчетах синхронной динамической устойчивости практиче
скн можно учитывать только релейную форсировку по AU с запаз
дыванием на форсировку н расфорсировку 0,15 с, которая вступает
в действие при снижении напряжения до 0,85(7ном н производит рас-
форсировку при повышении напряжения до 0,9517НОМ.

Кривая нарастания возбуждения для электромашинкой системы
с компаундированием, корректором и релейной форсировкой прибли
женно может быть представлена экспонентой с те = 0,36—-0,5 с
В расчетах статической устойчивости эта система возбуждения учи
тыкается аналогично высокочастотной системе возбуждения с про-
порциональным регулированием.

Схема электромашинкой системы возбуждения с АРВ пропор
ционального типа, применяющаяся в качестве резервной системы
возбуждения на турбогенераторах большой мощности, приведена на
рис 2 4,а. Она отличается от рассмотренной схемы тем, что форси
ровка и расфорсировка возбуждения в ией выполняются с помощью
АРВ, действующего по AU с малой постоянной времени, примерно
равной 0 1 с Кривая нарастания возбуждения при форсировке при-
ведена на рис. 2-4 б Действие н учет работы такой системы возбуж-
дения при анализе статической и динамической устойчивости анало
гичны высокочастотной системе возбуждения

Бесщеточные системы возбуждения являются наи-
более перспективными для турбогенераторов мощностью 300 МВт
и выше. За рубежом они уже нашли широкое применение, у нас
в стране находятся в стадии разработки В этой системе возбужде
ния (рис 2-5,с) в качестве возбудителя применен обращенный трех
фазный синхронный генератор повышенной частоты, схема выпрям

Рис. 2 4 Электромашинная система возбуждения с АРВ пропорцио-
нального типа

а — принципиальная схема б—кривая нарастания возбуждения при форси
ровке; П — подвозбудитель 400 Гц; ВПТ — возбудитель постоянного тока; ОВ —
обмотка возбуждения основного турбогенератора; ОВ[ — независимая обмотка
возбуждения (форсировочная); ОВ2 — независимая обмотка возбуждения (рас
форсировочная); ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя.
ления—трехфазная мостовая или трехфазная с нулевым выводом
на кремниевых вентилях, гашение поля основного генератора осу-
ществляется гашением поля возбудителя

Бесщеточная система возбуждения проектируется для машин
мощностью 1200 МВт, проводятся испытания на агрегатах мощно
стью 200 МВт и менее Наиболее перспективно применение в бесще-
точных системах возбуждения тиристорных выпрямителей Предпо-
лагается, что для турбогенераторов мощностью 200 МВт будут
обеспечены 4 ед возб./с, для турбогенераторов 800—1200 МВт —
около 4 ед возб /с Эксперименты, подтвердившие высокое быстро

Рнс 2 5 Бесщеточная система возбуждения.

о — принципиальная схема; б—кривая нарастания напряжения возбуждения,
ТГ— турбогенератор; О В — обмотка возбуждения основного генератора; В —
возбудитель; ОВВ (Ф) — обмотка возбуждения возбудителя (форсировоч-
иая); ОВ(Р) — обмотка возбуждения возбудителя (расфорсировочная)); ИВ —
подвозбудитель; ОВП — обмотка возбуждения подвозбудителя; ТТ и TH —
трансформаторы тока и напряжения; ТВ —твердые выпрямители; НС — тири
товое (защитное) нелинейное сопротивление

действие бесщеточной системы возбуждения, показали что целесооб
разно и можно применить с этой системой возбуждения АРВ силь
кого действия Испытания на машинах небольшой мощности под-
твердили также способность такой системы возбуждения с АРВ
сильного действия предотвращать самораскачивапие синхронного ге
нератора вблизи предела статической устойчивости высокую ско
рость нарастания напряжения на кольцах ротора при к з. (примерно
за 0,06 с достигается потолочное возбуждение хотя па время одного
периода имеет место снижение напряжения возбуждения до нуля),
быстрое и эффективное демпфирование качаний генератора.

Бесщеточная система возбуждения с неуправляемыми выпрями
телями представляет собой электромашинную систему возбуждения
по выполненную таким образом, что опа позволяет получить малые
постоянные времени возбуждения те^0,1~М),15 с и использовать
с ней АРВ сильного действия. При испытаниях на опытном образце
была получена высокая скорость нарастания напряжения возбужде-
ния Уе^Эч-Ю ед возб./с На рис 2 56 показана кривая нарастания
напряжения возбуждения Ввиду того что снижение возбуждения
происходит очень кратковременно (па один два периода), прн учете
действия возбудителя такая система возбуждения может быть пред-
ставлена экспонентой с постоянной времени около 0,1 с. При расче-
тах статической и динамической устойчивости эта система возбужде-
ния может учитываться аналогично быстродействующим системам
возбуждения (например, ионным) с АРВ сильного действия
58
Быстродействующие системы возбуждения
с АРВ сильного действия К этим системам возбуждения
относятся ионные (с независимыми источниками питания, работаю
щие по схеме самовозбуждения с последовательно включенными
трансформаторами) и тиристорные системы (с управляемыми полу-
проводниками). Эти.системы возбуждения (рис 2 6 а) имеют очень
малую постоянную времени те = 0,02-н0,04 с

В АРВ сильного действия, которые применяются с этими смете
мами возбуждения как для генераторов, так и для синхронных ком-
пенсаторов, заложен закон регулирования возбуждения по АС/ U'

гЛду —50 ед возб/ед напр 2—при ^ду =20 ед

Рис 2 6 Ионная си-
стема возбуждения
(схема параллельного
самовозбуждения с
питанием от выпрями
тельного трансформа
тора).
а — принципиальна» схема,
б—крива! нарастания вез-
б*ждеяия быстродействую-
щей системы; в —статичес-
кие характеристики ионных
систем возбуждения; 1—при

возб./ед напр.- 3 — при пи

таиии выпрямителей по схеме самовозбуждения; ТГ — генератор; ОВ — обмот
ка возбуждения основного генератора; ВТ — выпрямительный трансформатор
ВР — ртутные выпрямители (вентили); Ci — устройство суточного управления
вентилями; ТТ ~ трансформатор тока; TH — трансформатор напряжения
АРВ — автоматический регулятор возбуждения

Af Г, А/ На гидрогенераторах Волжской ГЭС имени В. И Ленина
и XXII съезда КПСС, где была впервые применена ионная система
возбуждения, осуществлен закон регулирования по А(/ И', А/, Г, I"
Кривая нарастания возбуждения для таких систем приведена на
рис 2-6,6 Она обеспечивает рост E'q сразу после к. з

Как показали исследования, при расчете устойчивости в нервом
цикле качаний генераторов закон регулирования практически не ока
зывает существенного влияния на характер процесса, который опре
деляется в основном только постоянной времени системы возбужце
ния те, соизмеримой с ней постоянной времени регулятора Гр, крат
йостыо воз'ужщн! я и значением kAL/ В то же время у ici закона
регулирования важен при анализе качании генератора как фактор
существенно влияющий на его демпфирование.

Статические характеристики ионных систем возбуждения при
различных источниках питания и разных показаны на рис 2 6, в
Характеристика системы ионного самовозбуждения без последова-
тельных трансформаторов, нанесенная на том же рисунке 2-6,в,
отличается от них и при расчетах динамической устойчивости мо
жет учитываться следующим образом:

Ьде-=/eUie,	(2 7)

где (7Ге — текущее значение напряжения в точке рег> шроваиня (на
пример, на зажимах генератора), отн. ед.

При возмущениях с к з такая система возбуждения па время
к з. снижает возбуждение до значения, пропорционального остаточ
ному напряжению в регулируемой точке, и после отключения к з
мгновенно производит форсировку возбуждения, если напряжение
в этой точке восстанавливается. Чтооы действие этой системы воз
буждения было примерно эквивалентно действию электромашинкой
системы возбуждения с £е = 2 0 н fe = 2 0 (без снижения возбужде
ния в первый момепт) этот провал в возбуждении должен быть
скомпенсирован существенным увеличением кратности потолочного
возбуждения /гс в послеаварипном режиме. В упрощенных расчетах
динамической устойчивости в первом цикле ионное самовозбуждение
с достаточной для практических целей точностью можно учитывать
как электромашигшую систему возбуждения с те = 0,5 с н ^>=2,0

В расчетах статической устойчивости энергосистем (без учета
самораскачиваипя) работу быстродействующих систем возбуждения
с АРВ сильного действия следует учитывать заданием постоянного
напряжения в точке регулирования, что соответствует определению
предела апериодической устойчивости по критерию

(2-8)

По сравнению с электромашинпыми системами возбуждения
с регуляторами пропорционального типа эти системы дают возмож-
ность увеличить предел передаваемой мощности примерно на 1—13%
в нормальных п на 15—20% в послеаварийных режимах

Если в предаварийном режиме запас статической
устойчивости был невелик, то АРВ (в том числе и силь-
ного действия) и прочие указанные выше способы могут
быть недостаточно эффективны для обеспечения стати-
ческой устойчивости послеаварийного режима Более
эффективна при этом разгрузка электростанций пере
дающей части энергосистемы (т е. снижение величи
ны Рт) Эта разгрузка может выполняться путем воз
действия на регулирующие органы паровых и гидротур
бин через механизм изменения числа оборотов (если
его быстродействие достаточно), через специальные
устройства или (если перечисленные выше мероприятия
60
неосуществимы пли неэффективны) путем отключения
части операторов пли деления передающей станции
(энергосистемы) на части

Поскольку отключение одной из параллельных линий
в большинстве случаев происходит в результате к з ,
разгрузка электропередачи путем отключения генерато
ров, аварийного регулирования турбин с последующим
ограничением их мощности, деления станции предназна-
чается как для обеспечения статической, тчк и синхрон-
ной динамической устойчивости Естественно, что в це-
лом это процесс динамический, но поскольку в подав
ляющем большинстве подобных нарушений определяю-
щим является статическая устойчивость в послеаварий-
ном режиме после отключения одной из параллельных
линий, оценим эги мероприятия толоко с точки зрения
обеспечения статической устойчивости

Цель перечисленных мероприятии — снизить переток
по оставшимся в работе линиям до значений, допусти
мых по условиям статической устойчивости Однако их
эффективность существенно зависит от соотношения
мощностей передающей и приемной энергосистем

Рассмотрим схему, состоящую из передающей и при
емкой энергосистем (рис 2 1,а), связанных линией элек-
тропередачи Примем что коэффициенты крутизны ста
тических характеристик энергосистем по частоте (или
обратные им величины — коэффициенты статизма o')
равны между собой

(2 9)
и определяются следующими выражениями

-------- I

1 _	+ j (2'9а)

где Prii, РтЗг — номинальные мощности агрегатов, на
грузка которых изменяется под действием регуляторов
скорости, в энергосистемах 1 и 2, /г1ъ fe, — коэффициен
ты крутизны статических характеристик регуляторов
скорости агрегатов в энергосистемах 1 и 2, Ли, Pia—
мощности нагрузки соответственно в энергосистемах 1
и 2, /гП1, ^П2 — регулирующие эффекты нагрузки по ча
стоте в энергосистемах 1 и 2, 2Лч, ^Prz — суммарные
номинальные мощности всех работающих агрегатов
в энергосистемах 1 и 2
Снижение (оныпочение) генерирующей мощности
в передающей энергосистеме на APj приводит к сниже
нию частоты в установившемся послеаварийиом режиме
во всем энергообъединении, равному

Д1 =________

' (Ап+АА Щ

(2 Ю)

При таком снижении частоты нагрузка передающей
энергосистемы снизится па величине

ДР,,^Д/Рн,/г,	(2-11)

Используя (2 10) и (2 11), получим, что переток из
передающей системы уменьши ня на величину

ДР— ДР, — ДР,„- ДР,

Ап Г^Р,______ . _др Аи

Щ Ап + Р1а ‘‘ А. + РВ2 ’

(2-12)

Если коэффициенты крутизны передающей и прием-
ной энергосистемы различны, последнее выражение за
пишется следующим образом

ДР -= ДР,	•

fy 15=^Hl + ^[2*^112

(2 13)

Как видно из (2 12) и (2 13), чем меньше соотноше
пие Pni/PfC, тем больше величина ДР, т. е тем более
эффективным является снижение генерирующей мощ
пости в передающей энер! осистеме Если /г/1»<42», на-
пример, за счет наличия резервов мощности, то этот
эффект еще более увеличивается

В случае, если передающая и приемная энергосисте
мы соизмеримы по мощности или приемная энергоси
стема меньше передающей, то снижение i енерцруемой
мощности в передающей системе .малоэффективно по
скольку для уменьшения перетока в послеаварийиом
режиме па определенную величину потребуется в ряде
случаев снижение генерируемой мощности передающей
энергосистемы на величину, в несколько раз большую
При таких соотношениях более целесообразным может
быть разделение передающей станции (энергосистемы)
на две части при отключении одной из параллельных
линий с выделением па оставшиеся связи такого числа
генераторов, чтобы обеспечивались условия устойчи
вости
Такой способ наиболее часто применяется в случае,
когда в предаварийном режиме передающая станция
или энергосистема работает па два направления, т е.
по схеме, которая вообще то относится к сложным
структурам V (рис 2 7) Однако поскольку в после-
аварийцом режиме она фактически сводится к типовой
структуре I, это мероприятие рассматривается в настоя
щем разделе

Энергосистема (электростанция) 1

Рис. 2-7. Принципиальная схема электростанции расе-
таюшей на два направления

Его существо сводится к следующему. При возникпо
вепии аварийной ситуации, например отключении одной
из параллельных тпний, передающая крупная станция
или энергосистема ! делится с помощью выключателя В
на две части, одна из которых передает мощность
в энергосистему 2, другая в энергосистему 3 причем
число выделенных генераторов на каждую передачу
выбирается таким чтобы обеспечивались условия устой
чнвостн при передаче мощности в каждой из двух раз-
делившихся частей. Для выполнения этого условия раз-
деление передающей станции обычно одновременно
сопровождается отключением одного или нескольких
генераторов, причем в соответствии с (2-13) в этом слу-
чае отключение генераторов в отделившейся части ока
зывается более эффективным чем аналогичное мсро
приятие в полной схеме без разделения, поскольку
мощность каждой части разделившейся передающей
энергосистемы меньше ее полной мощности. В качестве
примера такой автоматики можно привести автоматику,
установленную на Красноярской ГЭС, работающей на
два направления—Братск и Кузбасс, которая произво-
дит деление станции с одновременным отключением ча-
сти генераторов при отключении одной из линий 500 кВ

К недостаткам данного способа следует отнести еле
дующее. Деление станции или энергосистемы обычно
приходится осуществлять на нескольких выключателях,
что существенно усложняет выполнение этого мероприя
тия снижает его надежность п при отказе одного из вы-
ключателей может привести к развитию тяжелой ава-
рийной ситуации. Эта задача зачастую еще более услож-
няется, как, например, на Красноярской ГЭС, когда
точка деления в зависимости от соотношения перетоков
по двум направлениям, числа п загрузки работающих
агрегатов станции в исходном режиме должна быть раз-
личной.

Другим недостатком этого мероприятия, присущим
также и простому (без разделения) отключению генера
торов или аварийному снижению мощности турбин в пе-
редающей энергосистеме, является то, что при происхо-
дящем в результате этих воздействий снижении частоты
во всем энергообъедпнении или в той выделенной части,
где отключается (или снижается) генерируемая мощ
ность, действием АЧР (если оно имеет место) отключа
ются потребители как в передающей, так и в приемной
энергосистемах, хотя оправданным является отключение
нацрузки только на приемном конце Таким образом,
происходит беспорядочное отключение потребителей,
причем их отключение в передающей части утяжеляет
режим с точки зрения устойчивости Этот недостаток
особенно неблагоприятно проявляется в тех эчергосисте
мах, где АЧР имеет высокие уставки по частоте

Этот отрицательный эффект от нежелательного от
ключения части нагрузки от АЧР в передающей энерго-
системе тем меньше, чем меньше ьеличина нагрузки
остается в части передающей энергосистемы, выделен-
ной на электропередачу после разделения передающей
станции на два направления

В случае, когда мощность приемной энергосистемы
соизмерима с мощностью передающей пли в несколько
раз меньше ее, т е в условиях, когда применение от-
ьлюченпя генераторов или аварийного снижения мощ-
ности турбин передающей энергосистемы нецелесообраз-
но, а деление передающей станции (энергосистемы) или
неэффективно, или существенно снижает надежность
передачи, целесообразно для обеспечения устойчивости
ориентироваться на мероприятия в приемной энергоси-
стеме, в частности па отключение в ней части нагрузки,
пли по крайней мере сочетать мероприятия в передаю
щей и приемной энергосистемах В последнем случае
при изменении мощности в них соответственно на APi
и /ХРз в установившемся послеаварийном режиме пере-
ток по межсистемпой связи изменится на

др м



1*Р111 +	*Р н

(2-14)

В тех случаях, когда нарушение статической устой-
чивости может произойти или в результате отключения
одной из параллельных линий без к з , или при пони-
жении напряжения на одном из концов электропереда-
чи, пли при увеличении передаваемой мощности (напри-
мер, из-за отключения части местной нагрузки) пуск
разгрузочной автоматики может осуществляться по раз-
личным факторам В качестве выявительяых органов
возможно применение реле, реаптрующих на ток, актив-
ную мощность, сопротивление или непосредственно на
угол 6 Зависимости изменения электрических парамет-
ров при изменении vna fi показаны па рис 2 8

Рис, 2 8 Зависимости изменения электрических параметров при из-
менении угла 6.

я — активная мощность (/) и ток линии (2); б - сопротивление на зажимах
реле полного сопротивления; / — в электрическом центре качаний, 2 - В точке
приложения э.д. с., 3 — в промежуточной точке.
Недостатком автоматики, реагирующей на активную
мощности электропередачи, является то, что она может
не действовать при нарушениях устойчивости, вызван-
ных снижением напряжения на одном из концов элек-
тропередачи или отключением одной из параллельных
линий, поскольку при этом предел передаваемой мощ-
ности снижается, а автоматика, настроенная на опреде
ленный переток мощности, который остается неизмен
ным, не реагирует на это

Использование в качестве выявительного органа реле
тока или сопротивления (которое практически пропор
ционально углу при расположении органа в электрп
ческом центре качаний или примерно пропорционально
ему при расположении в других точках, рис. 2 8,6) по
зволяет создать автоматику, предотвращающую наруше
ние устойчивости вследствие понижения напряжения
(с увеличением угла передачи растет ток и падает со-
противтение), но отключение одной из параллельных
линий такой автоматикой также не охватывается (по-
скольку при росте угла в этом случае ток падает, а со
противление растет) Для разгрузки электропередачи
в таких режимах чаще всего используется телеотключе-
ние Недостатком выполнения автоматики, использую-
щей токовые выявительные органы, является также су-
щественная зависимость действия такой автоматики от
перетока реактивной мощности

Необходимо также отметить, что поскольку действие
автоматики, реагирмощей на мощность или ток, в зна-
чительной степени зависит соответственно от уровня
напряжения и потоков реактивной мощности, уставки
такой автоматики выбираются по наиболее тяжелому
режиму В связи с этим в других, более легких режимах
(с более высокими пределами мощности) автоматика
не позволит полностью использовать пропускную спо-
собность транзитной передачи

Наиболее универсальной автоматикой, предотвра-
щающей нарушение статической устойчивости незави
симо от причин этого нарушения является автоматика,
реагирующая на угол [87, 88] Эти устройства автома-
тики измеряют угол между векторами напряжения по
концам электропередачи и, если этот угол превышает
заданное значение, производят разгрузку или отключе-
ние генераторов Вектор э д с или напряжения (точнее
их фаза) получается или с помощью телеизмерения, или
с помощью так называемой фантомной схемы.

Фантомная схема работает по следующему принципу Для по-
лучения векторов э. д. с. станции (энергосистемы) и шин приемной
энергосистемы в простейшей двухмашинной схеме (рис 1,а) к векто
ру напряжения U в данной точке (например, на шинах высокого
напряжения электростанции) добавляются векторы падения напря
жения в эквивалентных сопротивлениях до точек приложения э д с
и напряжения системы z\ и z2, модель которых обтекается током,
пропорциональным току линии Таким образом, моделируются два
вектора

^=U + lzit

UC = U +/22

(2 15)

Выполнить фантомную -схему проще, чем телеизмерение угла,
однако этот способ связан с дополнительными погрешностями при
изменении схемы электропередачи; кроме того, его осуществление
существенно усложняется при наличии большого числа промежуточ-
ных отборов нагрузки Применяя фантомную схему при небольшом
числе промежуточных нагрузок, обычно удается понизить до прием
лемых значений погрешности при измерении угла и погрешности,
возникающие из-за того, что измеряемый угол не является углом
между напряжением в точках, где поддерживается постоянство на-
пряжения. В разработанном во ВНИИЭ устройстве разгрузочной
автоматики использовались оба упомянутых выше способа получе-
ния угла

Первое устройство разгрузки электропередачи по углу было
установлено в 1965 г иа Братской ГЭС (шины 220 кВ) передавав
шей мощность в Иркутскэнерго по линии 220 кВ. Схема электропере
дачи показана на рис. 2-9,а. На электропередачу работают два —
четыре генератора с АРВ сильного действия, поддерживающим по
стоянство напряжения на шинах 220 кВ Приемная система весьма
мощная, и можно считать что напряжение на шинах приемной под
станции также неизменно Активное сопротивление линии незначи
тельно, и предельный угол электропередачи приблизительно равен
предельному углу по линии и несколько превышает 90°. Уставка
автоматики была выбрана с целью предотвращения нарушении устой-
чивости электропередачи при ее работе с малыми запасами статической
устойчивости Разгрузку генераторов через механизм изменения числа
оборотов было решено производить, сети запас устойчивости стало
вится меньше 1о% (т е. 6 = 62°). При больших значениях угла (до
80 85 ) должен отключаться один из генераторов После наладки
аппаратуры для определения эффективности автоматики оыли про
ведепы системные испытания, состоявшие из трех опытов.

В первом опыте производилось повышение активной мощности
степенями по 10 МВт, начиная со 150 МВт. При мощности 220 МВт,
что соответствовало 6 = 62°, автоматика начала разгрузку генераторов
Во втором опыте гасилось поле на одном из трех работавших генера
дЧРЯ8- Предшествующая нагрузка была 220 МВт После отключения
AI11 угол начинает быстро возрастать (рис 2-9) Прн угле 6 = 62°
срабатывает реле разгрузки, а при 6 = 83° — реле отключения гене-
ратора. После отключения генератора угол электропередачи умень
шается, совершая колебания около среднего значения Третий опыт
5*	67
также ос}щссгвлж-ц.я шю нагрузке 21)0 МВт. При этом на одной из
линий в приемной системе было произвел'но несинхронное включе-
ние чю вызвало существенное понижение напряжения на приемном
конце электропередачи п увеличение се угла до уставки реле, дейст-
вующего на отключение генератора.

Проведенные опыты показали эффективность отои автоматики,
1 ома была введена в эксплуатацию из линиях Братск Иркутск
и Братск — Красноярск 220 л 500 кВ. За время эксплуатации было
несколько случаев се рабо1ы предотвративших, нарушение устойчи-
вости энергосистемы.

Pin. 2-9. Экспериментальная оценка эффективности вто
матпии отключения генераторов Братской ГЭС.

' — схема электропередачи; б — осциллограмма тсйствня авт
матпки отключения генераторов

Приведем еще дв примера разгрузочной автоматики, обеспечи-
вающей статическую устойчивость. В Колэнерго при отключении
одной из параллельных тшцщ тропсходпт нарушение синхронной



0,7 с

0^10*6

о)

Рис. 2 ]0 Эффективность автоматики отключения генераторов в I от
энерго.

а — осциллограмма нарушения сиихрошюй работы двух частей Колэнерго; о —
.-зависимость изменения угла б между эквивалентными э. д. с. двух частей
Колэнерго при работе аптоматихл отключения генераторов в передающей ча-
сти- 1 — натурный эксперимент; 2 расчет.
работы ib\x частей системы (рис. 2-10щ) Отключение двух генер;
торов в передающей части энергоснстемь ipn увеличении тока по
оставшейся в работе линии носволае v сохранить устойчивость
(ряс. 2-10,6). Эта автоматика только <а к юли э;:еи.туат;тш1 5 раз
I редотвращала системные аварии

В Тулэнерго на Щекинской ГРЭС в соответствии с разраоотан-
ия.ми ВНИИЭ рскомсн.тацщ1ми был установлен автоматический огра-
ничитель мощности турбин (АОМ), разработанный ВТИ, который
вводился в действие при отключении одной из параллельных линий
В течение т.вхх лет эта автоматики прщотв] атила три аварии.

2-3. Автоматика повышения синхронной динамической
устойчивости

Нарушения синхронной динамической устойчивости
происходя! в энергосистемах относительно редко, что
(как указывалось в гл. 1) обусловлено малой всроят

ностью тяжелых к. з , оспа
щ е н и ем опертое и с г е м быст-
родействующими релейными
защитами, с овременнымн
АРВ п друюй npoTiiBoaivi
р т I й 11 о li авто м а т и к о й.

Наибольшее раснросгр
нение до настоящего времени
получил способ обеспечения
у ст oii ч и вое т 11 э 1 [ е р г о си с т с м
типовой структуры I путем
отключения части i епсрато
ров .передающей эпергоспсте
мы (рис. 2-И) Этот способ
наиболее часто ipnменяется
на гидростанциях, где от
ключенис и последующее по
вторное включение генерато-
ра в сеть нс представляем
бо 1ЫШ1Х 1РУДНОСТСЙ. могут
быть выполнены быстро и
четко могут бьпь автомат
зированы Отклю юте сов
ременных турбогенераторов
для повышения УСТОЙЧИВОСТИ
нежелательно ио ряду при-
чин п в первую очередь из-за
его отключения Отнако за
ключеппе

211

О $2 30° 1во° #

Рас. 2-11. Угловая характер!)
стика электропередачи при к з
с отключением одной из парал-
лельных линий и отключением
части генераторов передающей
электростанции.

1 — электрически я \ ошность в пред-
iBcipjiiiuoM режиме; 2— то же при
к. з.; 3--мощность туроин до от-
ключепии части агрегатов; 3' — то
же после отключения части агрега-
тов; 4 — электрическая мощность
а послеаварийиом режиме оса от-
ключения части агрегатов; 4‘—то
же после отключения части генера-
торов- 5ariBV — площадка ускоре-
ния; -S- н. —площадка торможс
ния; Дй— приращение угля 6 до
момента отключения з. и лети
генераторов.

долгою пуска блока после
неимением других средств от
агрегатов на тепторых эюктростанциях для
повышения устойчивости применялось также весьма ши
роко

В последние 10—15 лет серьезное внимание было
уделено другому эффективному способу повышения син
хронной динамической устойчивости энергосистем — ава-
рийному управлению мощностью турбин тепловых элек
тростанций. Этот способ позволяет не отключать агрегат
от сети и тем самым существенно повышает надежность
энергоснабжения по сравнению с отключением генера-
торов Рассмотрим его более подробно, отметив на при
мере этого мероприятия некоторые общие положения
обеспечения устойчивости энергосистем типовой струк
туры I.

Для обеспечения синхронной динамической устойчи-
вости энергосистемы требуется быстрое изменение мощ
ности агрегата, что не позволяет использовать для этой
цели механизм управления турбиной, обычно применяе-

Рпс 2 12 Аварийное управле
1ше мощностью турбины прн

а—устойчивость обеспечивается
б —нарушение устойчивости с по
ложительным скольжением (педо-
Торможение); в — нарушение устой-
чивости с отрицательным скольже-
нием (переторможение): (изменение
мощности турбины во втором цик-
ле качаний показано штрих-пунк-
тирной линией); -^абВГд — площад
ка ускорения при к. з ^вржз —
площадка торможения в^ первом
цикле качаний прн аварийном уп-
равлении мощностью турбины:
S ч — площадка торможения во
втором цикле качаний; 5ЛН11 —плс
щадка ускорения во втором цикле
качаний
мый в нормальном режиме Поэтому если не отключать
агрегат от сети, то для его быстрого управления возни-
кает необходимость в более быстродействующем элек
трическом входе в систему регулирования турбины—
так называемом электрогидравлическом преобразовате-
ле (ЭГП) Через этот преобразователь электрического
сигнала в гидравлический в систему регулирования тур-
бины подается форсированный сигнал, обеспечивающий
кратковременную глубокую разгрузку турбины для га-
шения избыточной кинетической энергии ротора с после-
дующим набором нагрузки и, если в этом есть необхо
димость, ограничением мощности агрегата (рис 2-12)

Первые опыты по аварийному регулированию турбо
агрегатов, проведенные еще в предвоенные годы [67],
показали эффективность кратковременного глубокого
снижения мощности турбины Однако после первых экс-
периментов дальнейшие работы в этом направлении
практически не велись в течение ряда лет поскольку та-
кое регулирование считалось опасным для турбин Лишь
после того, как Б П Мургановым (ВТИ) было теоре
тически и экспериментально показано, что для турбин
такое регулирование не представляет опасности [127],
работы в этом направлении были развернуты во многих

г 6	’ а

10 О If С

мло\\л/

n3^o<r-vs‘\ Гщж



Сигнал АРП —
0

г

S)

Рис. 2 13 Осциллограммы
аварийного регулирования
мощности турбины с по-
мощью аварийного регулято
pa мощности АРМ (исследо-
вания на АВМ); трехфазное
к. з (/к.3=0,2 с)

а {’и=!0,35: Р|2=0,85, устойчивость сохраняется (при отключенном АРМ
устойчивость нарушается); б—/’11=о,86, idi2=0,7, нарушение устойчивости с от
рицательным скольжением (переторможение); ц. — перемещение сервомотора
турбины.
организациях (ЛМЗ ВНИИЭ ВТИ ЭпертОестьпроскт,
ВЭИ, ОДУ ЕЭС, OPI РЭС и др.)

Воздействие и i регулирование первичною двигателя
(турбины), как видно из рис 2-12 практически не из
меняет площадки ускорения, но существенно расширяет
возможную площадку торможения Вместе с тем, этот
j-	способ весьма чувствителен

|~ И_______________. к параметрам у правляющего

импульса: при его малой вс
личине пс удается скомпен-
сировать площадке ускоре
А	ния, гго приводи! к пару

тению устойчивости в пер
вом цикле качаний с поло-
---—	жптсльным скольжением
“л	(ускорением), при избыточ-

п , о *	ном импульсе может произон-

Рис. 2-М. Форма импульса при	-	1

разомкнутом программном \н 111 резкое увеличение пло-
равленпн.	щадкп торможения и выпа-

дение из синхронизма вовто
ром цикле с отрицательным скольжением (торможение)
Возникновение явдепп i переторможения при аварийном
управлении турбиной возможно только при наличии на
шинах станции достаточно большой местной нагрузки
(большого значения /-’ll) При незначительной мест
нон нагрузке опасность переторможения отсутствует
(рис 2-12 2-13). Возможны различные законы регули
рования мощности турбины в переходном режиме В од
иом из первых регуляторов созданных ВТИ управляю
щий сигна 1 определялся по разности между мощностью
генератора н турбины [127 128] (рис. 2-13)

Натурные эксперименты в энергосистемах и иссле
дования па АВМ показалп эффективность такого регу-
лятора в простейшей энергосистеме типовой структх'
ры I однако использование этого закона тля более
сложных схем (например г энергосистемах типовой
структуры V), как показал дал! иейшпй анализ в ряде
случаев может ххудшить условия устойчивости.

В настоящее время применяется такой способ \прав
лення мощностью турбины при котором значение справ
ляющего воздействия определяется в начальный момент
переходного процесса на основании анализа возникшей
ситуации, а само управление осуществляется как ра
зомкнутое программное г е. без контроля за дальней
Шим протеканием процесса Программа действия устрой

ства (одна или несколько) определяется прсдваритель
иыми расчетами устойчивости; заранее определяются и
критерии, по которым автоматическое устройство в мо
меиг аварии выбирает из

этого набора нужную про-
грамму пвводит ее и дей-
ствие

Применяемые в на
стоящее время программы
представляют собой сш
нал специальной формы
(рис. 2-14), состоящий из
прямоугольного импульса
обеспечивающего быстрое

снижение мощности гур
бины, и остаточною сиг
нала, предотвращающего
нарушение во втором пли
последующих циклах ка-
чаний из за быстрого на-
бора нагрузки турбиной.
Изменяя м а к сим а л ьн ое
значение и длительность
прямоут ольной части им-
пульса, можно менять
глубину н скорость раз

грузки aiрегата и, следо
вательно, интенсивность
воздействия в переходном
процессе Для существен-
но нелинейного объекта,
каким является турбина,

1>и< 2-Щ . Imiiv.ii сньк характсри-
тикп турбины

1—'Турбина К.-300 240 ЛМЗ, результаты
испытаний на агрегатах Конаковской
ГРЭС: б —турбина К-200-130 ЛМЗ, ре-
зультаты испытаний на агрегате Змиев
слой ГРЭС.

для выбора управляющею воздействия необходим
набор характеристик изменения момента (мощности)
турбины в зависимости от дтнтельности и амплиту-
ды прямоугольного импульса — так называемые им-
пульсные характеристики На рис 2-15 приведена се-
рия импульсных характеристик для турбин К-300-240 и
К-200-130 выпускаемых ЛМЗ а на рис 2-16 -осцилло-
граммы опытов, выполненных при испытаниях на Кона
ковской ГРЭС в I960 г *

, ’ Неравномерность (нв) - - условной единица сигнала на входе
-петсмы регулирования необходимая для изменения нагрузки турби-
ны нт величину, равную ее помина и нои мощности.
Рис. 2-16. Осциллограммы испытаний по определению импульсных
характеристик турбин К-300 240 Конаковской ГРЭС.

Л4—момент турбины; Р,у ч — электрическая мощность; h2, h5, he, 'ЩСД “ Х°Д
клапанов 2 5 6 и цилиндра среднего давления; Т|—входной сигнал управле-
ния.

На рис 2 17 в качестве примера построены получен-

модели области синхронной ди-

ные на математической

ctjj простой энергосистемы
(Р-г= 1,0; Р и а гр = 0 7’ /’пред —0.5
Т/=3 с; /к.з=0 2 с)

намической устойчивости
простейшей энергосистемы
типовой структуры I в коор-
динатах тяжесть аварии —
интенсивность воздействия
Тяжесть аварии характери
з^ется сбросом мощности
ДРГ при к з (гТз^пост),
а интенсивность воздей
ств in — длительностью при
моугольного импульса Ти
(максимальное значение им
пульса постоянно) Область
ограничена двумя линиями,
одна из которых (Z) может
быть назван! Граниной не
тоторможения, за пределами
чотороп Происходит ИЗруГИСПИС , СГОЙЧНВОс ГП ПОЛОЖИ
тельным скольжением (ускорение), л вторая (//) -гра-
ницей переторможения, за пределами которой пронсхо
щт нарушение устойчивости с отрицательным скольже
цвет (торможение).

Конфигурация диаграммы рис 2-17 зависит от исход
1 ого перетока мощности ио электропередаче, от пара
метров энергосистемы, а также от параметров турбины
Кроме того величина и длительность аварийного воз
действия обеспечивающего устойчивость энергосистемы,
зависят от числа и нагрузки агрегатов н тяжести ава
рийной ситуации. Таким образом, даже для эиергосп
стем простейшей структуры возникает необходимость
в автоматической дозировке управляю

Рис. 2 18. Характеристика дозировки
отключаемой мощности генераторе, в
.tibiktotocth от чередаоаемой мощно-
сти.

Рп Г1—Ру |4 — ступени суммарно!! ’.imuiin-
сги отключаемых генератороп: I — расчет-
ная характеристика; // — ступенчатая ап-
проксимация: Pt.\—Рсй — уставки ерлба-
г i-.j в а: 111 ч устройства АДВ.

щ е г о воздействия (А.ДВ), т е в опредедении
значения снижения мощности турбины, а также числа
регулируемых агрегатов и долевого их участия в зависи-
мости от целого ряда параметров. Это положение в пол-
ной мере относится г к другим способам обеспечения
устойчивое гп энерюсистем типовой структуры I — от-
ключению генераторов, разделению станции на два
направления, электрическому торможению На рис 2-18
в качестве примера показана характерная кривая дозы
ровки отключаемой мощности генераторов для опреде
ленной фиксированной схемы сеги в зависимости от
исходной передаваемой мощности станнин (тля возму-
щения в виде отключения одной из параттельпых ли
нип)

Аналогичная задача автоматической дозировки воз
действия возникает и при обеспечении статической
хстойчизости с помощью различных рассмотренных вы-
ше мероприятий Таким образом ввиду зависимости
необходимой для обеспечения устойчивости величины
управляющего воздействия от большого числа парамет
ров задача автоматической ее дозировки уже в энерго
системах простейшей структуры становится одной из
важнейших. Как будет показано в 1л 5, она еще более
усложняется и приобретает еще большее значение
в энергосистемах сложной структуры.

В тех случаях, когда в послеаварийном режиме пре
дел статической устойчивости становится меньше пред-
аварийного перетока мощности (например вследствие
отключения одной из параллельных линий) для обеспе
чения статической устойчивости энергосистемы, как ука
зывалось выше, применяется аварийное ограничение
мощности турбин Работе системы аварийного ограниче
ния мощности обычно предшествует кратковременная
разгрузка турбины, необходимая для обеспечения дина-
мической устойчивости Однако в ряде случаев ограни
читель мощности выполняется как самостоятельное
устройство, назначение которого состоит в быстром из
менении уровня механической мощности агрегатов стан
ции до величины, определенной послеаварийным значе
нием предела статической устончивости с соответствую
щим запасом. Существуют различные исполнения
аварийных ограничителей мощности агрегатов (АОМ),
которые установлены па делом ряде электростанций.

В настоящее время устройствами аварийного управ
ления мощностью турбин (электропрнставки, АОМ)
оснащены и оснащаются многие электростанции страны,
в особенности оборудованные блоками 200 и 300 МВт

2-4. Определение управляющих воздействий,
обеспечивающих максимальную область
устойчивых режимов

Для разработки режимных принципов устройств ава
рийного регулирования обычно проводится серия расче-
тов электромеханических переходных процессов при
различных режимах и возмущениях. При этом требуют
ся большой опыт и хорошая инженерная интуиция что
бы достаточно быстро подобрать приемлемые уставки
автоматики (факторы по которым она вводится в дей
ствие; передаваемая мощность, выше которой она долж
па действовать глубина п скорость разгрузки- скорость
76
подъема нагрузки п последующее ее ограничение)
Вследствие этого желательно разработать такую мето-
дику определения действия автоматики, которая была
бы более формализована п в меньшей степени опира
тлсь бы на интуицию

Математической баточ для создания такой методики,
как было указано в гл. 1 может служить теория опти
мального управления [20 135] Первая работа в этом
направлении была выполнена Ю П Петровым [132]
В ней было показано, что управление возбуждением
синхронной машины оптимальное по быстродействию,
обеспечивает максимальную область устойчивости Даль
нейшее развитие исследования по применению теории
оптимального управления в задачах повышения устой-
чивости энергосистем получили в [19, 182] и др
В большей части этих работ рассматривается оптими-
зация регулирования возбуждения Было высказано
весьма важное положение, что наибольшую область
устойчивости обеспечивает управление, удовлетворяю-
щее ряду различных критериев оптимальности Поэто-
му в указанных выше работах были использованы раз-
личные критерии оптимальности быстродействие [182],
утинимум интеграла квадрата отклонения напряжения,
максимальное рассеяние энепгии [19] Выбор того или
иного критерия определяется требованиями к качеству
переходного процесса, к простоте и быстрой сходимости
алгоритма поиска управления Все эти работы являются
перспективными в теоретическом плане Практическое
их применение пока еще лишь начинается В первую
очередь это относится к использованию алгоритмов по-
иска оптимального регулирования возбуждения для раз-
работки наиболее эффективных законов регулирования
возбуждения [19 и др].

Во ВНИИЭ был выполнен ряд исследований по при
менению теории оптимального управления в энергоси
стемах I типа для определения управляющих воздейст
вий на регулирование паровых турбин. Задача ставилась
следующим образом, имеется оператор, отдающим
мощность в энергосистему Воздействием на клапаны
турбины можно управлять по произвольной программе,
оадано некоторое возмущение [(1) Требуется опреде-
лить, какое управление U должно быть приложено ко
входу регулятора, чтобы система в заданное время Т
максимально приблизилась к начальному состоянию
х(0) =х0 Работа генератора и регулятора описывается
системой нелинейных дифференциальных уравнений1

х, = х, —<₽,;	(2-16)

х, = Л- (хг - Р,, - P12 sin х,) + f (0 = <р2;	(2-17)

х,=-^-(—х3 — г(х,))=<?3;	(2-18)

1	о

х4 = ^(-х4 + р„-[/) = ?,	(2-19)

где Xi — угол между векторами э д с генеоатора и на-
пряжения на шинах мощной системы (6), х2— сколь-
жение (s), xs — мощность турбины (Рт), Хц — величина
открытия регулирующих клапанов турбины (ц), ту —
постоянная механической инерции агрегата, 7о — посто-
янная времени парового объема, 7С— постоянная вре
мени сервомотора, оо — входная величина регулятора,
определяющая установившееся значение впуска пара
в турбину, Ри — собственная мощность генератора,
Pia — взаимная мощность, f(t)—возмущение, г(%4) —
нелинейная зависимость учитывающая ограничение хо-
да клапанов, UМИН [С/[<С/макс управляющее воздей-
ствие

При выводе этих уравнений были сделаны допуще-
ния о постоянстве э д с за переходным сопротивлением
генератора, линейности всех сопротивлений в электри-
ческой системе и о возможности представления регуля
тора турбины в виде звена второго порядка с учетом
ограничения хода клапанов и управляющего воздей-
ствия

Для того чтобы с помощью управления U (t) за
фиксированное время Т минимизировать функцию

Р (X (Г)) = (х, (Г) - х10)2'+ (х2 (Г) - х20)2 4-

+	(Р) - xJ0)! + (X, (Г) - х40)2	(2-20)

воспользуемся известным методом использующим функ-
цию Гамильтона

Н (t, х Ф, U) = £ ¥,<(>, (х, U, t) (2-21)

1 В этих уравнениях для облегчения дальнейших математиче-
ских выкладок общепринятые обозначения 6 s Рт н р. заменены на

Xi, Х2, X?. И %4
Подставляя в (2-21) выражения <pi из (2-16) —
(2-19), получим.

Н =	— Р„ — Р,2 51ПХ,) + /(/)^ Wa +

4-^-1—+ / (Л4)] У, 4- ~ (-х. -I Р.-П)У4=-

= Q(x, ff,	(2-22)

2	с

Сопряженные функции ф»(/) должны удовлетворять
системе уравнений

~{^’ °(2-23)
А=1

Определим эти функции, подставляя в (2-23) значе-
ния <р из (2-16) — (2-19):

Т, = cos Т,;	(2-24)

(2-25)

Чг.= -^-Чг. + 4-Чга;	(2-26)

== - ~ Г (х4) ЧГа + у- Ф,	(2-27)

Начальные значения для системы сопряженных функ-
ций имеют вид:

^СО = -[^сЦ=г-	<2'28)

Учитывая, что функция F(x(T)) определена выраже-
нием (2-20), получим:

ЧГ,(Г)=—2хг(Т).	(2-29)

В соответствии с принципом максимума искомое
оптимальное управление U(/) доставляет НмаКс при
(7е((7мин, (/макс) для любого /е((о, Т), если х и <р —
решения систем уравнений (2-16) — (2-19) и (2-24) —
(2-27) Таким образом, для определения оптимального
управления требуется решить систему из восьми диф-
ференциальных уравнений при четырех граничных усло-
виях, заданных слева (при (=0), и четырех граничных
условиях, заданных справа (при г=Т), причем неиз-
вестная управляющая функция U (/) входит в эту систе-
му уравнении Связь между управляющей функцией и
переменными системы уравнений определяется условием
максимума Н Анализируя (2-22), видим, что Я=Ямакс,
если

^макс ПрИ Ф’ф <7 0, 1	(2 30)

и = июаа при Ф4>0. /

В частном случае, когда

I I = I ихй« I

U = - I К,.|КГ I Sign Ф,	(2-31)

Для определения управляющей функции могут быть
использованы различные приближенные методы В дан-
ном случае используется один из наиболее простых ме-
тодов В соответствии с этим методом задается некото-
рое нулевое приближение управляющей функции
U(O)(t), интегрируются уравнения (2-16) — (2-19) от
1=0 до t=T и по (2-29) определяются начальные уело
вия для сопряженной функции Затем интегрируются
уравнения (2 24) — (2-27) от t—T до 1=0

После этого уточняется управляющая функция, сно-
ва интегрируются дифференциальные уравнения и т д
Этот процесс повторяется до тех пор, пока функция
/'[х(Т’)] не станет достаточна мала На k м шаге при-
ближения управляющая функция определяется следую
щим образом-

U<ki =(1 — а)[7(*-’)-|-а(7(*>,	(2 32)

£/<*’- - I t/макс I sign Ф4(г,	(2-33)

Сходимость итерационною процесса зависит от зча
чения а, которое приходится изменять в процессе рас-
чета Для этого был применен способ дробления, кото
рый заключается в том, что, задаваясь величиной ао
определяют по приведенной выше схеме до тех пор,
пока

(2-34)

Если неравенство (2-34) не удовлетворяется, то на-
ходится новое значение

(2-35)

На рис 2 19 показана зависимость F (Т) от числа
итераций п для одного конкретного примера при исполь-
80
зовании способа дробления Как видно из этого графи-
ка, Р(7) сначала быстро снижается, а затем по мере

уменьшения величины а скорость итеративного процесса
становится все меньше и меньше

Для использования описанного метода определения
оптимального управления была составлена программа
тля ЭВМ типа М 220

Проведенные по этой про-
грамме расчеты показали,
что сходимость итератив
ного процесса значитель
но ухудшается при при
ближении к границе об
ласти устойчивости Это
весьма затрудняло прак-
тическое использование
программы, поэтому даль
нейшие работы были на
правлены па то, чтобы
построить наиболее быст

Рис. 2-19. Зависимость функции
Г (Г) от числа итераций и

рын алгоритм поиска оптимального управления. В одной
из этих работ, выполненной инж Л А Окиным, крите
рием оптимальности был принят минимум отклонения

угла а для определения управляющей функции исполь-
зовался градиентный метод Разработанная по этому

методу программа оптимальною управления оказалась
более эффективной, чем рассмотренная выше, и ее мож-
но использовать для практических целей

В другой работе критерием оптимальности управле
ния был принят максимум скорости рассеяния энергии
жФрименецие такого критерия позволило построить про-
стой алгоритм поиска управления Энергия ротора гене
ратора относительно начального положения при ранее
принятых допущениях может быть определена следую-
щим образом

И7 = S2 — Р12 (cos а - cos 8.) - [ (Рт - Р„) dS (2-36)

С помощью этого выражения легко определить изме-
нение рассеяния энергии на шаге интегрирования (за
время Д/)

Д1Г = -у (s\ - s2, _,) — Р1г (cos 81 - cos 8,_i) — ДР, АЗ,
й	(2-37)

6—266

81
Е> этой формуле индексом i обозначены величины
в конце шага интегрирования, ДРтг— приращение мощ-
ности турбины на этом шаге, а Дб, — соответствующее
приращение угла Алгоритм выбора управления постро-
ен следующим образом Интегрирование уравнений
(2-16) — (2 19) па каждом шаге производится дважды —
один раз при положительном (С7Макс), второй раз при

Рис 2 20 Области устойчивости энергосистемы.

/ — при отсутствии аварийного регулирования мощности турбины, Н — при
аварийном регулировании мощности турбины

отрицательном ({/мин) экстремальном значении управ-
ляющей функции Для каждого из этих вариантов опре-
деляется рассеяние энергии ДИ7 и выбирается тот ва-
риант, при котором это рассеяние больше Значения
переменных (б,, «г, Ри, ц; и т д.) в конце этого шага
интегрирования при выбранном варианте управления
являются начальными условиями для следующего шага.

По этому алгоритму была составлена программа для
ЭВМ типа «Мир» и были проведены расчеты областей
устойчивости для различных параметров энергосистемы,
ее режима и регулирования турбины1 На рис. 2-20 по-
казаны области устойчивости в координатах бо, s0 при
наличии и отсутствии регулирования Как видно из этого
рисунка, управление первичным двигателем может су-
щественно расширить область устойчивости. Влияние

1 В работе принимала участие инж Л Б Иконникова
величины 7'1)<=к7’о+7’с на расширение этой области пока-
зано на рис 2 21 Влиние это существенно, и при
Тр 11^ti/Pa>0,5 управление становится практически не
эффективным

График переходного процесса и фазовая траектория
для бо=О,5 рад и so=O,12 показаны на рис 2 22 Как
видно из рисунка, управление меняет знак при смене

Рис 2 21. Влияние Тр на обласи
устойчивости энергосистемы.

(60=6O°; Pi2=I,0. Рт0=0,5; Рв=0 г7=6 с
Тр^То+Тс^О,1-, £/=±0,5).

знака скольжения Эта закономерность вполне объяс-
нима физическими соображениями Для того чтобы
уменьшить ускорение генератора, надо в максимальной
степени закрывать клапаны турбины, пока скольжение
положительно, и открывать их, чтобы не было перетор
можения, когда скольжение отрицательно Таким обра

Рнс 2-22 Графики переходного процесса (а, б, в) и фазовая траек-
тория (г) при аварийном управлении мощностью турбины (Тр=0,1 с)
зом, для рассмотренного простого случая и анализ на
основе физических соображений и выбор управления
по критерию максимальной скорости рассеяния энергии
дают одинаковый результат Но для более сложных
случаев, которые будут рассмотрены в следующих гла-
вах, использованный подход дает существенный эффект

Недостатком выбора управления по максимуму ско
рости рассеяния энергии является то, что при этом не
оценивается влияние управления в начале движения на
результат Например, если возможно переторможение,
то с помощью этого алгоритма нельзя найти наиболь
шую область устойчивости, так как для того, чтобы не
было переторможения первый управляющий импульс
надо давать меньше максимально возможного или же
снимать его раньше, чем скольжение достигнет нуля
Для таких случаев следует применять два пеовых ме-
тода поиска управления

2-5. Восстановление синхронной работы частей
энергообъединения

Для гех случаев, когда не обеспечивается синхрон
ная устойчивость между районом эиергообъсдинения,
имеющим избыточную мощность, и остальной его
частью, требуется восстанавливать синхронную работу
Для этого возможны два способа а) ресинхронизация
б) разделение с последующей синхронизацией

На выбор того или иного способа в энергосистемах
типовой структуры I влияют обычно следующие факто-
ры длительность процесса ресинхронизации, допусти-
мость кратковременных понижений напряжения при
асинхронном режиме для потребителей и допустимость
возникающих при этом токов для генераторов, транс-
форматоров и другого оборудованиия Если район с из
быточной мощностью соединен с энергосистемой одной
линией, то для восстановления синхронной работы при
ее отключении (или при одновременном отключении двух
параллельных линий) могут быть применены следующие
способы быстродействующее АПВ, АПВ с улавливани-
ем синхронизма, несинхронное АПВ, АПВ с самосин
хронизацией

На выбор АПВ того или иного вида влияют в основ
ном те же факторы, что и на выбор способа восстанов
ления синхронизма после нарушения сшшронной \ стой-
84
чивости Вопросы допустимости для оборудования токов,
возникающих при асинхронных режимах, подробно рас
смотрены в [170] и в данной работе практически не
затрагиваются Вопросы ресинхронизации рассматрива-
ются в дайной работе более подробно Это связано,
во-первых, с тем, что до сих пор еще в ряде публикуе-
мых работ (например, в [106]) имеет место путаница
при определении условий ресинхронизации, и, во вторых,
с важностью этого вопроса для определения режимных
принципов п уставок автоматики Следует также отме-
тить, что в энергосистемах I типа всегда могут быть
обеспечены условия для автоматической ресинхрониза
ции, если только допустим кратковременный асинхрон-
ный ход, поскольку всегда можно снизить скорость вы
павшего из синхронизма генератора до синхронной
Допустимость кратковременного асинхронного хода для
потребителей рассматривалась в ряде работ [46, 61]
Некоторые дополнительные данные по этому вопросу
приведены также в третьей и четвертой главах Однако
окончательное суждение о допустимости и целесообраз-
ности применения кратковременного асинхронного хода
по условиям работы потребителей чаще всего можно
составить лишь на основании анализа натурных экспе
риментов (включая анализ действия релейной защиты и
1втоматики потребителей)

Рассмотрим процесс после нарушения динамической
устойчивости передающей станции Для этого запишем
уравнение мощностей1, действующих на ротор генерато-
ра в асинхронном режиме:

ds ,

Ь ~dF +Л,С (5) + Л. +	sin (612 - а1В) = Рт (з) (2-38)

Взаимная мощность в асинхронном режиме практи-
чески не влияет на величину среднего скольжения, а со
здает периодические мгновенные колебания скольжения
(то ускоряя, то тормозя ротор), среднее значение кото
рых равно нулю Таким образом, для анализа измене
ния среднего скольжения можно рассмотреть уравнение
движения без учета взаимной мощности

= <2'39)

1 Более строгой явтяется запись а[алогичного уравнения для
ломентов
При нарушении устойчивости скорость генератора
возрастает и регулятор скорости уменьшает впуск энер-
гоносителя При Pac(s) + Plt—PT(s) скольжение достига-
ет максимального значения и затем начинает умень
шаться Дальнейшее протекание процесса существенно
зависит от настройки регулятора скорости турбины
В некоторых случаях параметры регулятора скорости
таковы, что среднее скольжение монотонно приближа
ется к своему установившемуся значению, определяемо-
му статизмом регулятора и величинами Po-(s) и Ри
(кривая 1, рис 2 23) В других случаях настройка регу-
лятора скорости такова,
что происходит перерегу
лирование и среднее
скольжение1 в переход-
ном процессе приближает
ся к нулю или даже меня-
ет знак (кривые 2 и 3,
рис 2 23) Это явление
в значительной степени
способствует ресинхрони

зации машин

Рис. 2 23 Кривые среднего сколь В случаях, когда сред-
жения	нее скольжение монотон

но приближается к свое-
му установившемуся значению, не пересекая при этом
оси абсцисс, синхронизация (s=0) происходит при
изменении знака мгновенного скольжения (представ-
ляющего собой сумму среднего скольжения и сколь
жения, обусловленного взаимной мощностью Р|2)
под действием взаимной мощности Таким образом,
синхронизация в этом случае возможна только при уело
вии, что установившееся значение среднего скольжения
меньше некоторой допустимой величины scp.:<on, завися
щей от максимального значения взаимной мощности

При настройке регулятора скорости с перерегулирова-
нием синхронизация может произойти в тот момент,
когда среднее скольжение в переходном процессе станет
меньше зсрд„п (кривая 2 рис 2 23), хотя установив-
шееся значение среднего скольжения и превосходит эту
величину Однако кратковременное понижение среднего
скольжения до значения меньшего scp4on не является

1 Здесь и далее под средним скольжен гем понимается скольже-
ние соответствующее решению (2-39).
достаточным условием ресинхронизации, так как если
впуск энергоносителя под действием регулятора скоро-
сти происходит слишком быстро, синхронизм может быть
вновь нарушен

Если кривая среднего скольжения пересекает ось
абсцисс и зону значений скольжений, меньших зСрдоп,
то может наблюдаться явление «проскакивания» син-
хронизма, которое заключается в том, что после дости-
жения синхронной скорости синхронизм не наступает,
а снова возникает асинхронный режим, но с изменен-
ным знаком скольжения После проскакивания синхро-
низма может произойти в зависимости от вида кривой
среднего скольжения или синхронизация, или повторное
проскакивание синхронизма с переходом в асинхронный
режим.

Когда кривая среднего скольжения, не пересекая ось
абсцисс, монотонно приближается к своему установив-
шемуся значению и ресинхронизация происходит за счет
взаимного момента, критерий ресинхронизации получа-
ется интегрированием (2-38) в предположении, что за
время одного асинхронного проворота сохраняется ра-
венство

Р^) + Р“ = РЛ°)	(2-40)

т е

df Pjs Sln (^12	“12)

(2-41)

Уравнение (2-41) описывает колебательное движение
ротора при асинхронном ходе, которое происходит под
влиянием взаимной мощности около среднего значения
скольжения Рассмотрим процесс колебаний на фазовой
плоскости, для чего введем замену:

8.2 -“.2=8,	(2-42)

ds ds

~dF~S~dS’

(2-43)

и получим.

•^-y;sinS-	(2-44)
Проинтегрировав уравнение в пределах от s0 и до дб
текущих значений s и д, получим

Js ds — — J sinSdS,	(2-45)

dO	ОО

-^-(s2 — s20)—^(cos6 — cos6t); (2-46)

S = ± |/Л ~ (cos 8 - cos a0) + s2„	(2-47)

Уравнению (2-47) на фазовой плоскости соответству-
ет семейство траекторий, которое изображено на

Рис 2-24. Фазовые траектории
тля асинхронного хода и син-
хронных качаний

рис 2 24 Кривая, проведен
ная жирной линией и являю-
щаяся сепаратриссой, делит
всю плоскость на две обла-
сти — область ресинхрониза
ции (в этой области сколь
жение на фазовых траекто-
риях меняет знак) и область,
в которой ресинхронизации
не происходит (в этой обла-
сти скольжение на фазовых
траекториях не изменяет
знака) Максимальное сколь
жение хмакс достигается при
6=0, а минимальное $Мин —
при д=+п Если принять,
что колебания скольжения

синусоидальны1, то среднее скольжение, соответствую
щее каждой фазовой траектории, определяется по фор
муле

„ 5___ дмакс ~г дмня

2

(2-48)

Для сепаратриссы, которая определяет допустимое
по условиям ресинхронизации скольжение, величина
5мин=0, тогда в соответствии с (2-48)

с _______ 6макс, дон

дсрдсп “	9

(2-49)

1 В действительности колебания скольжения несинусоидальны,
особенно на грани ресинхронизации. Однако сделанное допущение
позволяет получить результат, хорошо совпадающий с расчетами на
вычислительных машинах, выполненными с учетом асинхронного мо
мента и регулятора скорости турбины
Значение 5Макс.доп определяется по уравнению (2-47)
при начальных условиях so=-O и 60=я и при текущем
значении угла 6=0

(cos 0 — COSit)

(2-50)

Подставляя величину «макс.доп из (2 50) в (2-49), по-
тупим условие ресинхронизации

(2-51)

Очевидно, что ресинхронизация обязательно произой-
дет, если при любом виде кривой среднего скольжения
установившееся значение sCpycr не превосходит вели-
чины Яср.доп- Для генераторов, у которых в асинхронном
режиме нагрузка по сравнению с предшествующим ре-
жимом уменьшается, условие ресинхронизации можно
записать в следующем виде

Sep уст= [Ло - Л, ' -Рас (’)] ° < S.-р до,1=-	(2-52)

где <т—статизм регулятора скорости турбины

Здесь значения scp.y0T, sop.aon, Ло, Ри, T’ac(s), Р12, о
даны в относительных единицах, и то — в радианах
(Т/рад^То с * 314 )

Прн оценке условии ресинхронизации упрощенно
можно считать для гидрогенераторов с успокоительными
обмотками и турбогенераторов Рас=пост при скольже-
ниях, больших критического значения, определяемого
переходной постоянной времени т'й Асинхронным момен-
том гидрогенераторов, не имеющих успокоительных об-
моток, зачастую можно пренебречь и считать, что он
идет в запас Отметим также, что при | Р~Г!—Рп|<
<|Pac(s) | уравнение (2 52) не может быть решено ана-
литически, так как при этом условии sop.yCT меньше кри-
тического скольжения ?'кв = —, однако при таких ма-
и d

лых скольжениях условия ресинхронизации заведомо
выполняются и определения scP уст не требуется Вели-
чина Pac(s) для эквивалентного генератора передающей
системы, как показано в [136], для расчетов ресинхро-
низации может быть упрощенно рассчитана по выра-
жению

/’ае (*) = f	„ом (S) = (^ае ном (*)•

\ с q J	“Г

(2-53)

где /’ac.noM(s)—величина среднего асинхронного момей
та генератора при номинальном напряжении и крити
ческой скольжении sKp, для турбогенераторов с косвен
ним охлаждением обмоток примерно 2,0, для гидрогене
раторов с успокоительными контурами и турбогенерато
ров с форсированным охлаждением обмоток примерно
1,0, для гидрогенераторов без успокоительных контуров
0,4—0,5, х'л и Е'а—’Соответственно переходный реак
тане и переходная э д с эквивалентного генератора пе
редающей системы, л.вн—внешнее реактивное сопротив
ление связи генератора с энергообъединением, U— на-
пряжение на шинах приемного энергообъединения

Как следует из (2-53), значение асинхронного мо
мента существенно снижается при увеличении реактив-
ного сопротивления связи передающей энергосистемы
с приемным энергообъединением. Для энергосистемы I
структуры Р|2ч=0,15 --2,0 Принимая в среднем т/=12с,
получим, что соответственно асрдОп^ (0,006—0,023)

Осциллограмма, приведенная на рис 1-3, иллюстри-
рует процесс ресинхронизации после нарушения стати-
ческой устойчивости и асинхронного хода, происшедшей
на 21—22 с переходного процесса Моменту ресинхрони-
зации соответствует характерный седлообразный провал
в кривой мощности, который объясняется тем, что в мо-
мент ресинхронизации скольжение изменяет свой знак
и в течение части периода угол генератора повторяет
значения, предшествующие ресинхронизации

Выполнение условия (2 52) означает, что ресинхро
низация обеспечивается независимо от динамических ха
рактеристик регулятора скорости В этом случае дли
дельность асинхронного хода может быть рассчитана
следующим образом Если в начальный момент времени
(например, к моменту НАПВ) скольжение генератора
было постоянным и равным s0 и на генератор действо-
вала избыточная мощность

ДР = Р11П —	— Рас = пост, (2-54)
। де Рио и Ри — собственные мощности соответственно
в исходном режиме и к моменту НАПВ, то синхронная
скорость (то есть ресинхронизация) будет достигнута
за время

(2-55)

и число асинхронных проворотов

n=25so/ac х	(2-56)

В других случаях для определения длительности
асинхронного хода необходимо [170] построить зави
симость s=cp(I)

11 12 13 п 15 15 17 15 13 20 21 с

Рис. 2 25. Осцилло! рамма ресинхронизации генераторов Волжской
ГЭС имени XXII съезда КПСС («проскакивание синхронизма»)

На рис 2-25 показана осциллограмма процесса ре
синхронизации генераторов Волжской ГЭС имени XXII
съезда КПСС при их работе на электропередачу Волго
град — Москва после нарушения синхронной динамиче-
ской устойчивости Первое достижение нулевого сколь-
жения произошло через 14 с после возникновения
короткого замыкания. Однако вследствие того, что тормо-
зящий момент при этом был значительно большим, чем
демпфирующий, условие (2 52) не было выполнено и
произошло «проскакивание» синхронизма Затем, после
(вух циклов асинхронного хода при скорости генерато
ров ниже синхронной произошло втягивание в синхро-
низм, так как направляющий аппарат приоткрылся под
действием регулятора турбины и скорость медленно
приблизилась к синхронной

Помимо проскакивания синхронизма, как указыва
лось выше возможна еще одна разновидность процесса,
при которой достижение нулевого скольжения еще не
гарантирует завершения ресинхронизации Это явление,
впервые рассмотренное в [177], получило название
«срыва ресинхронизации». Заключается оно в том, что
под влиянием быстрого впуска энергоносителя после до-
стижения синхронной скорости и одного или несколь-
ких циклов синхронных качаний вновь наступает асин-
хронный ход Осциллограмма такого процесса при
ресинхронизации генераторов Братской ГЭС после на
решения устойчивости электропередачи Братск—Ир-
кутск показана на рис 2 26 Для того чтобы «срыв ре

О 1 2 3 *	10 11 12 15 1li 15 16 17 '8 19 20 21 22 С

Рис. 2 26 Осциллограмма ресинхронизации генераторов Брат
ской ГЭС («срыв ресинхронизации»)

синхронизации» не происходил, впуск энергоносителя
должен быть достаточно медленным и с необходимым
запасом не должен превышать уровня, определяемого
пределом статической устойчивости

Пример Тепловая эпектростанцця связана l системон большой
мощности одиночной линией электропередачи Мощность станции
в исходном режиме номинальная (Рт = 1,0) Параметры станции.
Tj-=10 с а = 0,0'6. Для данной схемы получены следующие значе-
ния P(j = 0,05; Pj2=l,5 Рае=0,15 Требуется определить возмож
ность ресинхронизации после 'несинхронного АПВ линии

Значение установившегося скольжения после НАПВ составит
5ср.ует=[Л—Р1)—Рас]о== (1,0—0 15—0,05) 0,06 = 0,048 (4 8%).

Значение среднего допустимого скольжения составит-

scp доп ~	314. ю =0,022 (2 2°/0),

Так как ^ср.Уст>5Ср.доп, то ресинхронизации посте НАПВ не
произойдет и в системе установится асинхронный режим. Для обес-
печения ресинхронизации необходимо принудительное снижение ско-
рости вращения агрегата то скольжения порядка 2,2%

Практический критерий (2 51) широко используется
для расчетов ресинхронизации Впервые этот критерий
был опубликован в 1931 г и применялся в качестве
условия втягивания В синхронизм ДЛЯ синхронного Д.ВИ’
гателя Далее вопросы применения этого критерия раз
вивались в ряде других работ применительно к синхрон-
ным двигателям и генераторам [136, 170] Всесторонняя
и многолетняя проверка применимости этого критерия
92
в большом числе исследований определила его вполне
оправданное использование как на практике, так и
в учебной литературе [22]. Одиако в [106] было выска-
зано мнение о неприменимости практического критерия
ресинхронизации Поскольку это мнение могло ввести
в заблуждение некоторых неподготовленных титателей,
в [НО] была показана несостоятельность позиции [106].

Рассмотрим особенности применения критерия (2-51)
в энергосистемах I типа * 1 При определении условий ре-
синхронизации важно правильно оценить значения вза
имного момента (взаимной мощности) и среднего уста-
новившегося скольжения Значение взаимной мощности
в значительной степени определяется характеристиками
регулятора возбуждения. Наиболее точно взаимную мощ
ность мо/кно определить из экспериментально получен-
ной осциллограммы асинхронного режима При отсутст-
вии таких данных можно приближенно принимать по
стоянство переходной э. д. с E'q при пропорциональном
регулировании возбуждения или постоянство напряже-
ния в точке регулирования при сильном регулировании
Анализ большого количества экспериментальных данных
подтверждает допустимость такого подхода

При определении среднего установившегося скольже-
ния в энергосистемах I типа обычно вполне допустимо
замещать нагрузки постоянными сопротивлениями, по-
скольку при этом условия ресинхронизации удовлетворя-
ются с запасом. При нормальной наладке регуляторов
возбуждения и скорости выполнение критерия (2-51),
как показывает опыт эксплуатации, обеспечивает сто
процентную вероятность ресинхронизации Если же регу-
лятор возбуждения вызывает сильное самораскачивание
напряжения (при работе генератора на холостом ходу)
или регулятор скорости не обеспечивает устойчивой ско-
рости турбины (при изолированной работе агрегата), то
возможны случаи повторяющихся циклов асинхронного
хода, «проскакивания» синхронизма или «срыва ресии
хронизании»

Практически такие случаи крайне редки. В наблю
давшихся подобных явлениях (рис 2 26) ресинхрониза
ция все же происходила при повторном достижении ну
левого скольжения

1 Особенности применения этого критерия в других типах энер

I осистсм рассмотрены в последующих главах.
Условия успешного втягивания в синхронизм при
применении быстродействующего АПВ (БАПВ) и АПВ
с улавливанием синхронизма (АПВУС) для энергоси-
стем рассматриваемого типа достаточно подробно изло-
жены в [170] АПВ с самосинхронизацией (АПВС)
обычно применяется на электростанциях небольшой
мощности, связанных с системой одной линией, если на
этой линии нецелесообразно применение более простых
АПВ илн АПВУС В ряде случаев может оказаться це-
лесообразным сочетание АПВС с АПВ на выделенную
нагрузку.

Рассмотрим теперь основные режимные принципы и
характеристики, определяющие выбор делительной авто-
матики для прекращения асинхронного хода (АПАХ)
в энергосистемах I типа При этом вначале рассматри-
вается случай асинхронного режима возбужденных гене-
раторов, а затем — генераторов, потерявших возбужде-
ние

В последние десятилетия принципы выполнения де-
лительной автоматики существенно изменились в связи
с широким применением кратковременных асинхронных
режимов В зависимости от степени использования этих
режимов требования к делительной автоматике и ее
принципы могут быть различными Если иа рассматри
ваемой электропередаче применяется несинхронное АПВ,
несинхронное ручное включение или должна обеспечи-
ваться результирующая устойчивость, то делительная
автоматика должна действовать только в тех случаях,
когда ресинхронизация по каким либо причинам не
произошла Для того чтобы делительная автоматика не
работала при успешной ресинхронизации, время ее дей-
ствия должно быть больше, чем время втягивания в син-
хронизм. Это время в энергосистемах I типа определи
ется временем действия регуляторов скорости агрегатов

Турбогенераторы имеют быстродействующую систему
регулирования скорости (полное время закрытия регу-
лирующих клапанов турбины составляет 0,3—I с) По-
этому даже в наиболее тяжелых случаях, например при
отключении в цикле НАПВ одиночной линии, связываю-
щей передающую энергосистему с энергообъедииеиием,
и полном сбросе но!минальной мощности генераторов, их
скорость вращения увеличивается не более чем на 5—
10% (рис 2-27) При неполном сбросе нагрузки уве-
личение скорости будет еще меньшим Кроме того, как
машины с массивным ротором турбогенераторы разви-
вают большой асинхронный момент, способствующий их
более быстрому втягиванию в синхронизм Таким обра-
зом, в случае преобладания турбогенераторов в энерго-
системе время действия делительной автоматики не дол-
жно превышать 5—10 с Опыт эксплуатации показывает,
что при передаче в предшествующем режиме больших
значений мощности после нарушения устойчивости ре-
синхронизация турбогенераторов обычно происходит че-

Рис 2 27 Зависимости изменения скольжения генератора во времс
ни при сбросе нагрузки

а — турбогенератор; б — гидрогенератор

рез несколько циклов асинхронного хода, а после НАПВ
синхронизм восстанавливается вообще без асинхронного
хода или через один — той цикла

Система регулирования скорости гидрогенераторов
работает более медленно, чем у турбогенераторов, пол-
ное время закрытия направляющих аппаратов гидро-
турбин составляет 5—8 с При больших сбросах мощно-
сти скорость вращения гидрогенератора может увеличи-
ваться на 15—20, а иногда на 30—50% (рис 2-27)
В целом условия синхронизации гидрогенераторов бо-
лее тяжелые, чем турбогенераторов, поскольку асинхрон-
ный момент гидрогенераторов, являющихся явнополюс
ными машинами, весьма мал, особенно гидрогенерато
ров без успокоительных контуров Однако характери-
стики системы регулирования скорости гидрогенераторов
с точки зрения ресинхронизации являются более бла
гоприятными, поскольку их регуляторы скорости обычно
обеспечивают перерегулирование, способствующее до-
стижению синхронной скорости (рис 2 27) Общая
длительность процесса втягивания гидрогенератора в син-
хронизм больше, чем у турбогенератора, и обычно в слу-
чае преобладания гидрогенераторов в энергс>"пстеме де
лительная автоматика должна иметь выдержку времени
в пределах 15—30 с

Если на электропередаче нецелесообразно примене-
ние кратковременных асинхронных режимов, то время
действия делительной автоматики определяется уело
вие.м ее правильной работы при коротких замыканиях,
АПВ и синхронных качаниях. Обычно для обеспечения
правильной работы делительной автоматики достаточно,
чтобы она действовала через три цикла асинхронного
хода В отдельных случаях, когда по условиям работы
потребителей или по другой причине выгоднее допустить
отключение электропередачи вследствие излишнего дей-
ствия автоматики, чем два-три цикла асинхронного хода,
отключение электропередачи производится при первом
же достижении углом значения 180° или несколько
раньше.

Асинхронный режим при потере возбуждения гурбо
генераторов широко применяется для повышения падеж
ности их работы [111] В эксплуатации не наблюдались
случаи, когда потеря возбуждения гурбогенераторов
вызывала бы нарушение устойчивости энергосистемы
(хотя теоретически такие явления возможны) Объясни
ется это обстоятельство гем, что электропередачи от
тепловых электростанций, как правило, работают с за-
пасом устойчивости, достаточным для того, гтобы устой-
чивость сохранялась при потере возбуждения на одном
из генераторов Вследствие этого не возникает необходи-
мости в делительной автоматике, отключающей турбо-
генератор при потере возбуждения 1

На гидростанциях имели место случаи нарушения
\стойчивостп электропередачи вследствие потери воз
буждения па одном из генераторов Этому явлению спо
собствовали, во-первых, работа электропередач с малым
запасом устойчивости и, во вторых то, что гидрогенера
тор при потере возбуждения потребляет большой реак-
тивный ток Помимо этого на мпогоагрегатпых ГЭС
и на ГЭС без постоянного дежурного персонала имели
место повреждения генераторов, потерявших возбуукде
ние [111] Случаи потери возбуждения на гидроагрега
тах участились в последнее время в связи с применением
вентильных систем возбуждения; причем иногда возбуж

1 Однако при этом современные, мощные турбогенер поры тре
буется быстро разгружать
денне теряется кратковременно и затем имеет место
тяжелый асинхронный режим одного возбужденного ге-
нератора относительно остальных генераторов Все эти
обстоятельства делают целесообразной установку дели-
тельной автоматики, отключающей гидрогенератор от се
ти при потере возбуждения на тех станциях, где подоб-
ные явления могут иметь место В тех случаях, когда
такая делительная автоматика предназначена для пре-
дотвращения нарушений устойчивости, она должна дей
ствовать быстро При включении агрегатов способом
самосинхронизации эту автоматику следует выводить,
чтобы она не препятствовала включению Однако в каж-
дом конкретном случае необходимо проверить, будет ли
действие такого устройства эффективным в части со-
хранения устойчивости и не будет ли ложного действия
(например, при асинхронном ходе в системе или при
синхронных качаниях) Поэтому целесообразно продол
жить разработку полноценной делительной автоматики,
отключающей гидрогенераторы при потере возбуждения
для предотвращения нарушения устойчивости, а также
для быстрой разгрузки в подобных случаях турбогене-
раторов.

2-6 Определение эквивалентных параметров
энергосистемы, представляемой в виде простой
структуры

Энергосистема для выбора противоаварийной автома-
тики и определения области устойчивости режимов мо-
жет быть представлена в виде простой структуры
(например двухмашинной схемы), если при рассматри-
ваемых аварийных возмущениях и реально возможных
режимах после нарушения устойчивости в энергосистеме
наблюдаются лишь две частоты1 Это условие является
необходимым, но не всегда достаточным, поскольку в от-
дельных случаях, даже при наличии только двух частот,
углы между отдельными генераторами, идущими сии
хронно, увеличиваются столь значительно, что это тре-
бует представления данной энергосистемы в виде слож-
ной структуры Определить, как ведет себя энергосисте
ма после нарушения устойчивости, можно эксперимен-
тально (по данным испытаний или анализа имевших

1 Имеется в виде среднее зпач“иие частот зт период асинхроп
кого хот

7—266	97
I,p
rf f'z

a)

Рис. 2-28 К определению экви
валентных параметров энерго
системы.

а — эквивалентная схема энергоси
стемы; б — изменения тока, мощ-
ности и напряжения при асинхрон
пом режиме

при определении токов и
эквивалентные параметры

место асинхронных режи-
мов), расчетным путем
или же на основании опы-
та аналогичных исследова-
ний

При анализе эксперимен-
тальных данных ити данных
расчета по многомашинной
схеме можно также опреде
лить основные эквивалент-
ные параметры частей систе-
мы и оценить возможность
допущения о постоянстве
э д с эквивалентных гене-
раторов Для этого по ос-
циллограммам или по ре
зультатам расчета тока, на-
пряжения и активной мощ
ности при асинхронном ходе
определяются значения /макс,
/мин, ^манс, ^мин, /^макс И
/'мин (рис 2-28,6) Обычно
активные сопротивления зна-
чительно меньше реактив
ных и ими можно пренебречь
напряжений В этом случае
схемы на рис 2-28,а и значе

ння экстремумов тока, напряжения и мощности связаны

следующими соотношениями

		I	f,-?2	(2-57)
		МИН	X j -у- X 2	
		I	f, + f2	(2-58)
		макс	v J_ v ’  X । —J“ Х 2		
		п	+ £2^1	(2-59)
		макс	X 1 X 2	*	
		и	|£’А— L.x, 1	(2-60)
		мин	1 X ! —X 2	
			е,е2  X 1 + Х2	(2-61)
	Р,,=	£2i	Е\	(2-62)
		(х> +	2	(*i + *02	’	
Я8				
Из этих соотношении, предполагая постоянствоэ д с,
находим искомые эквивалентные параметры

р   Рмакс	Рмин  / 	/ »  'макс 'мин  г,	Р к акс  ^2 — J	f _	)  1 макс i ' мйн  	^макс ^мин  Л1 1 	/ >  'макс 'мин  	 Uмакс “Ь ^мин  2 /макс + /мик ’	(2-63)  (2 64)  (2-65)  (2-66)

Значение активного сопротивления, которое очень
важно для правильного расчета электромеханического
переходного процесса, может быть определено, если
точка для измерения параметров режима выбрана таким
образом, что значение /д или г2 равно нулю В этом слу-
чае, если Рц совпадает с положительным направлением
Р на рис 2 28,а (т е Рц>0)

г, (UMaKC -	гг = 0	(2-67)

Если <( 0, то

' , =	г. = 0	(2-68)

Для того чтобы оценить возможность допущения
о постоянстве э д с Ei и Ez, определяем их значения
прн максимальном (Диаке) И МИНИМЭЛЬНОМ (Дин) значе-
ниях напряжения Если полученные при этом отноше-
ния Диаке/-Е и Диин/Д отличаются от единицы менее чем
на несколько процентов, то принятая идеализация вер-
на В противном случае требуется более полное пред-
ставление энергосистемы (учет регуляторов возбужде-
ния) или же переход к более сложной структуре

2-7. Методика определения требований

к противоаварийной автоматике и ее режимных
принципов

В гл 1 был рассмотрен подход к выбору противо-
аварийной автоматики, который является основой для
разработки более подробной методики определения
предъявляемых к этой автоматике требований и ее ре-
жимных принципов Здесь этот вопрос излагается при-
менительно к энергосистемам I типа
Выбор противоаварийнои автоматики, как уже ука
зывалось, является задачей и проектной и эксплуата-
ционной В первом случае требуется лишь правильно
выбрать полный объем противоаварийной автоматики
в условиях неточной и недостоверной информации о схе-
мах и режимах энергосистемы (поскольку проектирова-
ние ведется на 3—5 лет вперед) Во втором случае схе
ма и ее режим известны со значительно большей точ
постью п достоверностью, но задача усложняется тем,
что необходимо не только проверить (а часто п допол-
нить) выбор противоаварийной автоматики, но и опреде
лить ее уставки, условия их изменения и области устой-
чивых режимов (ограничения по устойчивости) При ре-
шении эксплуатационной задачи широко используется
натурный эксперимент При решении проектных задач
натурный эксперимент используется в меньшей степени,
но он необходим для возможно более полного определе
ния характеристик существующей энергосистемы

Всю работу по выбору противоаварийной автоматики
(имея в виду лишь ее режимные принципы) можно раз
делить на девять этапов, в основном одинаковых для
проектной и эксплуатационной задач, но имеющих осо
бенности, которые указаны ниже.

1 Составление эквивалентных схем Эти схемы со-
ставляются при полностью включенном основном обо-
рудовании (нормальная схема) и для различных, реаль-
но возможных ремонтных режимов линий, генераторов,
трансформаторов и выключателей Из всего многооб-
разия ремонтных схем отбираются лишь те, которые
наиболее существенно могут изменить условия устой-
чивости и эффективность противоаварийной автоматики
Обычно одной нормальной схеме в энергосистемах про-
стой структуры соответствуют две — четыре расчетные
ремонтные схемы Остальные ремонтные схемы, как пра-
вило, можно отдельно не рассматривать При проектных
расчетах число ремонтных схем обычно меньше Однако
в этом случае весьма важно рассмотреть пусковые схе-
мы, хотя при проектировании их зачастую «рудно опре-
делить Время ввода и продолжительность существова
ния нормальной схемы (или этапов ее развития) явля
ется одной из важнейших характеристик Однако, как
показывает опыт развития энер! осистем, часто происхо-
дят сдвиги намеченных сроков на несколько лет Поэто-
му целесообразно связывать также уровень развития
100
сетевой части с вводом новых мощностей и хровней
энергопотребления Прн эксплуатационных расчетах,
проводимых обычно на полгода — год вперед, нормаль-
ная схема достаточно хорошо известна, а ремонтные схе-
мы должны рассматриваться с учетом длительности и
возможных календарных сроков ремонтов

2 Определение расчетных режимов Прежде всею
определяются наиболее вероятные (планируемые) ре-
жимы н оценивается возможная длительность их сущест
вования Затем определяются отклонения от этих режи
мов как в сторону увеличения передаваемой мощности,
так и в сторону ее уменьшения и оценивается возможная
длительность этих отклонений При определении откло-
нений от планируемого режима при проектировании долж
ны быть учтены, с одной стороны, возможное замедление
темпов роста энергопотребления местной нагрузки по
сравнению с плановой и, с другой стороны, задержка
с запланированным вводом мощностей В эксплуатации
отклонения от планируемого режима возникают во вре-
мя паводка, при ремонтах, на крутых участках графика
нагрузки и т п Совместный анализ схем и режимов
позволяет для каждой расчетной схемы определить рас-
четные режимы Обычно каждой схеме соответствуют
два три режима Один из них наиболее вероятный (пла-
нируемый) режим, второй, как правило, режим с мак-
симальными перетоками мощности, третий режим (если
он есть) может быть, например, режимом передачи мощ-
ности в ночные часы при работе генераторов с недовоз-
буждением и т п В проектной практике, как уже указы
валось в § 1-7, для выбора противоаварийного управле-
ния, как правило, дополнительно рассматривается
режим с расчетными перетоками мощности, определенны-
ми нормативным двадцатипроцентным запасом по усло-
виям статической устойчивости [155а] Все установив-
шиеся режимы, принятые за расчетные, предварительно
рассчитываются с целью определения возможности и
условий их существования по уровням напряжения, пе
регрузке оборудования и т п Эти расчеты обычно не
входят в объем работ по выборе противоаварийной авто
матики, а предшествуют им

3	Выбор расчетных средств Для энергосистем про
стой структуры могут применяться различные средства
Для расчетов статической устойчивости удобно приме
нять статические модели сети [3] Расчеты переходных
процессов (а также и статической устойчивости) целе-
сообразно выполнять с помощью АВМ, сочетания ЛВМ
со статической моделью сети или же с помощью ЦВМ
(см приложении). Широко используются в этих целях
также физические модели [23] Так как для выбора
автоматики требуется большой объем расчетов, то при
наличии нескольких средств расчета предпочтительным
является АВМ или сочетание АВМ со статической мо-
делью сети

4	Проверка соответствия эквивалентной схемы струн
туре I типа При решении эксплуатационных задач эта
проверка наиболее надежно осуществляется путем ана-
лиза экспериментальных данных (испытания или наблю
давшиеся в эксплуатации асинхронные режимы) Если
таких данных пет, то целесообразно провести специаль-
ные испытания Эти же данные являются основой для
выполнения расчетов при проектировании первые рас-
четы выполняются для существующей схемы и, если сов-
падение опытом удовлетворительное, схема дополня-
ется новыми элементами для проведения проектных рас-
четов Эта новая схема вначале (если есть сомнения,
что она является простой структурой) может моделиро-
ваться как многомашинная, а затем на основании ана-
лиза этих расчетов (§ 2 6) определяются параметры
эквивалентной схемы Если в исследуемой энергосистеме
возможны режимы, в которых мощность потребляется
из энергообъедпиения, то для всех этих режимов целе-
сообразно рассматривать эту энергосистему как струи
туру II типа

5	Определение, запасов и пределов статической
устойчивости В энергосистеме простой структуры запа-
сы устойчивости определяются в соответствии с [130].
При этом утяжеление режима для определения запаса
обычно производится за счет увеличения мощности гене-
раторов, а передаваемая мощность измеряется на пере-
дающем конце электропередачи Ограничения по актив-
ной и реактивной мощностям при определении запаса не
учитываются В этих расчетах обычно принимается до-
пущение о постоянстве некоторой э д с генератора,
определяемой в зависимости от его типа и типа регуля-
тора возбуждения [22]. Нагрузки замещаются постоян-
ными сопротивлениями, так как такое представление
нагрузок в данном случае идет в запас Определение
предела передаваемой мощности требуется, в частности,
102
для выбора противоаварийной автоматики, обеспечиваю-
щей динамическую устойчивость и статическую устойчи-
вость послеаварийиого режима Часто не требуется знать
значение запаса статической устойчивости, а достаточно
того, что его значение больше нормативного В этом
случае оценку значения запаса можно производить по
величине угла между э л с генератора и эквивалент-
ной э д с приемной системы (этот угол должен быть
не более 50°) В тех случаях, когда запас устойчивости
оказывается близким к нормативному значению, может
возникнуть необходимость более точного определения
пределов устойчивости При проектировании это дости
гается обычно за счет более детального учета характе-
ристик нагрузки и регулирования возбуждения, а в экс-
плуатации— сопоставлением результатов расчета с экс
периментальными данными

6	Выбор расчетных аварий В основном за расчетные
аварии принимаются нормативные расчетные аварии
[130], но в ряде случаев (особенно при эксплуатации)
возникают дополнительные соображения, определяемые
местными условиями Этот вопрос рассмотрен в гл 1,
поэтому здесь укажем лишь некоторые особенности
энергосистем I типа При тяжелом и особенно при за-
тянувшемся коротком замыкании вблизи передающего
конца электропередачи следует считаться с отключени-
ем значительной части местной нагрузки, что существен-
но утяжеляет послеаварийный режим Синхронную ди-
намическую устойчивость электропередачи высшего на-
пряжения следует, как правило, обеспечивать также при
трехфазном коротком замыкании на шинах подстанции
более низкого напряжения, питающей нагрузку В тех
случаях, когда по условию слива воды на ГЭС (или
другим причинам) электропередача должна работать
с минимальным запасом статической устойчивости (до
5—10%) [130], обеспечить синхронную динамическую
устойчивость даже при однофазном коротком замыкании
(в том числе и с помощью автоматики) можно не всегда,
однако к этому следует стремиться Целесообразно так-
же стремиться обеспечить синхронную динамическую
устойчивость при работе УРОВ

7	Предварительный выбор средств автоматики Если
для всех расчетных схем и режимов обеспечиваются
нормативные запасы устойчивости, то не требуется
мероприятий для повышения статической т стойчивостп
В противном случае целесообразно для повышения
устойчивости предаварийных режимов рассмотреть силь-
ное регулирование возбуждения генератора или силь
ное регулирование возбуждения компенсаторов в про-
межуточных точках электропередачи В будущем
к этим средствам, по видимому, можно будет добавить
и автоматическое управление источниками реактивной
мощности [30, 71] В послеаварийном режиме статиче
скан устойчивость может быть повышена за счет трех
фазного АПВ, БАПВ, ОАПВ, разгрузки генератооов,
кратковременного повышения их напряжения или напря
жения местной нагрузки (например, электролизной или
печной). После выбора средств повышения статической
устойчивости вновь определяются ее запасы Для повы-
шения синхронной динамической устойчивости наиболее
эффективны ОАПВ и БАПВ, воздействие на возбужде-
ние генераторов, аварийная разгрузка турбоагрегатов
и отключение гидроагрегатов В будущем к этим сред-
ствам видимо можно будет добавить электрическое тор-
можение (в том числе и путем повышения напряжения
на нагрузке) Для восстановления синхронизма целесо
образно рассматривать НАПВ, АПВС, АПВУС и авто-
матическую ресинхронизацию Автоматика прекращения
асинхронного хода устанавливается практически всегда,
даже в тех случаях, когда вероятность нарушения син
хронизма невелика Расчет статической устойчивости,
предшествующий этому этапу работы, позволяет доста-
точно обоснованно наметить, какую автоматику и где
следует устанавливать и на какие параметры режима
она должна реагировать

8	Определение сравнительной эффективности и вы-
бор автоматики для обеспечения синхронной устойчиво-
сти. Прежде всего определяются пределы синхронной
динамической устойчивости без противоаварийной авто-
матики, но при введенных в работу основных релейных
защитах Если расчетные режимы могут быть более тя-
желыми, то определяются пределы при намеченной
автоматике Применение ОАПВ целесообразно практи
чески на всех транзитных линиях основной системооб
разующей сети, поскольку большинство повреждений —
однофазные, а ОАПВ в этом случае позволяет сохранять
передачу' мощности в аварийном режиме При этом, чем
меньше параллельных линий, тем больше эффективность
от применения ОАПВ При трех и более параллельных
линиях высшего напряжения ОАПВ малоэффективно Й
обычно достаточно трехфазного ЛПВ Еспи параллель
но с одной или двумя линиями высшего напряжения
расположено несколько цепей более низкого напряже-
ния, то применение ОАПВ, как правило, эффективно
лишь на линиях высшего напряжения

Особенностью применения БАПВ является необхо
димость считаться с понижением предела синхронной
динамической устойчивости при неуспешном БАПВ за
счет того, чго повторное возмущение в этом случае воз
никает во время переходною процесса после первого
возмущении Вследствие этого БАПВ часто приходится
сочетать с отключением пли аварийной разгрузкой ге
нераторов, которые могут выполняться при неуспешном
БАПВ или же при первом коротком замыкании В по
следнем случае иногда предпочитают отказываться от
применения БАПВ, считая, что уменьшение времени
бестоковой па\зы при БАПВ по сравнению с ТАПВ ме-
нее желательно, чем сокращение глубины и времени
разгрузки турбин при успешном БАПВ [81] На одно-
цепных транзитных линиях применение БАПВ при пере-
даваемой мощности, меньшей определенного уровня, по-
зволяет сохранить синхронизм. Если этот уровень пре-
вышен, то БАПВ сопровождается асинхронным ходом и
возможность его применения определяется ударным воз-
действием токов [170]

Отключение гидрогенераторов (а тем более турбоге
нераторов) желательно выполнять с минимальной избы
точностью Для этого должно быть определено соответ
ствие между режимом системы (передаваемой мощно
стью), тяжестью возмущения (величиной сброса нагрузки
на генераторах) и числом отключаемых генераторов для
обеспечения устойчивости Это соответствие не является
однозначным, так как на него влияют длительность ко
роткого замыкания, его вид и место, число работающих
генераторов, нх загрузка, величина местной нагрузки,
уровни напряжения в передающей н приемной системах,
характеристики регуляторов возбуждения и т п Поэто
му определяется требуемое количество отключаемых ге
нераторов при наихудшем по условию устойчивости со
четании этих факторов и проверяется, не происходит ли
излишнего отключения генераторов при наиболее легких
условиях Эти вопросы лишь в минимальном объеме
затрагиваются при проектировании и, в основном, реша
Ются Ё эксплуатации Однако объем телеинформации
должен быть обязательно определен в проекте

Часто не удается обеспечить сохранение устойчивости
при действии резервных защит или в ремонтных схемах
В таких случаях на время вывода основных защит или
на время ремонта в зависимости от местных условий и
длительности ремонта снижают передаваемую мощность
или ориентируются при тяжелых коротких замыканиях
на обеспечение результирующей устойчивости Чтобы
уменьшить неопределенность в режиме при действии
этой автоматики и увеличить ее эффективность, генера-
торы, подлежащие отключению, должны нести полную
или достаточно большую нагрузку.

При аварийной разгрузке применяется тот же под-
ход, что и при отключении генераторов. Особенность
выбора этой автоматики состоит в том, что для повыше-
ния ее эффективности целесообразно, чтобы опа воздей-
ствовала на все (или большинство) достаточно мощные
агрегаты избыточного района С другой стороны, по
этой причине, а также из за существенно разных скоро-
стей движения сервомотора турбины в сторону откры-
тия и закрытия клапанов возрастает опасность перетор-
можения Поэтому режимы, в которых действует эта
автоматика, факторы, на которые она реагирует, и до-
зировка воздействия определяются с учетом этих обстоя-
тельств Кроме того, должен быть определен уровень
мощности в послеаварийиом режиме Регулирование
возбуждения прн аварийном управлении мощностью
турбины может иногда действовать в противоположном
направлении, поэтому в ряде случаев целесообразно про-
водить расчет переходного процесса с учетом действия
регулятора возбуждения, хотя несогласованность дей-
ствий этих видов автоматики может быть полностью
устранена только после натурных испытаний Для опре-
деления наиболее эффективных управляющих воздей-
ствий в этом случае могут также применяться методы,
изложенные в § 2-5 Моделирование управления первич-
ным двигателем может быть выполнено достаточно пол-
но или упрощенно [57] или же изменение момента тур-
бины может быть задано во времени Последний способ
прн выборе автоматики наиболее прост и удобен. Ме-
тодика выбора коэффициентов регулирования АРВ из-
ложена в большом числе работ [25, 99] и поэтому здесь
не рассматривается
9 Выбор автоматики обеспечения результирующей
устойчивости и прекращения асинхронного хода Выбор
этой автоматики производится на основе расчетов асин-
хронных режимов, которые для энергосистем I типа, как
правило, могут выполняться вручную (см §2 6) При
выполнении этих расчетов на ЭВМ обязательно должны
учитываться регуляторы скорости турбин [57, 136] Рас-
чет процесса ресинхронизации следует выполнять при
варьировании начальных условий, так как они сильно
влияют на условия втягивания в синхронизм Оконча
тельное суждение о целесообразности применения ресин-
хронизации или отказа от нее возможно лишь после
проведения системных испытаний Если во всех расчет-
ных режимах после несинхронного АПВ или нарушения
устойчивости обеспечивается самопроизвольная ресин-
хронизация, причем по условиям работы оборудования
и потребителей асинхронный ход допустим, то устанав-
ливается лишь автоматика прекращения асинхронного
хода с временем, большим чем время ресинхронизации
Если же самопроизвольная ресинхронизация не обеспе-
чивается, то можно либо отключать часть генераторов
в передающей системе либо понижать их мощность
В обоих случаях автоматика должна действовать таким
образом, чтобы обеспечить выполнение необходимых
условий ресинхронизации и по возможности не допускать
«проскакивания» или «срыва ресинхронизации» Если
асинхронный ход недопустим, то устанавливается бы-
стродействующая автоматика прекращения асинхронного
хода после работы которой в ряде случаев осуществляет
ся АПВУС или АПВС В случае использования АПВУС
определяется наибольшая разность частот, при которой
втягивание в синхронизм происходит без асинхронного
хода Для осуществления АПВС должны быть оцене-
ны длительность снижения возбуждения и время, в те-
чение которого скорость агрегатов приближается к но
минальной.

В заключение этого раздела следует еще раз под-
черкнуть, что окончательное решение о вводе в действие
противоаварийной автоматики, ее эффективности и устав-
ках принимается на основании натурных испытаний. Та-
кие испытания выполняются по методике, изложенной
в [144]
Глава третья

ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ

ЭНЕРГОСИСТЕМ ПРОСТОЙ СТРУКТУРЫ,
ПОТРЕБЛЯЮЩИХ МОЩНОСТЬ

ИЗ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ

3-1 Постановка задачи

Создание энергообъединений и ЕЭС СССР, охваты-
вающих большую территорию, привело к тому, что ряд
энергосистем или отдельных энергорайонов практически
все время работают в режиме потребления значительной
части мощности пз ОЭС Многие из таких энергосистем
могут быть отнесены к простой типовой структуре II
В результате увеличения числа таких энергосистем и
районов, как показывает проведенный в гл 1 анализ,
наибольшая часть случаев нарушений устойчивости при-
ходится именно на энергосистемы этой структуры В свя-
зи с этим предотвращение нарушений синхронизма и
обеспечение надежной работы потребителей дефицитных
энергосистем является одной из важнейших задач проек-
тирования и эксплуатации

Особенностью расчетов устойчивости дефицитных
энергосистем является прежде всего необходимость уче
та хаоактевистик нагрузки при определении областей
устойчивых режимов и при выборе автоматики, обеспе
чивающей устойчивость. Поэтому^ значительная часть
главы посвящена анализу статических и динамических
характеристик нагрузки Рассмотрены также вопросы
определения областей статической устойчивости, прове-
дены анализ и сопоставление различных видов автома
тики, которые целесообразно применять для повышения
статической устойчивости параллельной работы энерго
систем с дефицитом мощности и энергообъединенин

Вопросы обеспечения синхронной динамической
устойчивости в энергосистемах этого типа обычно стоят
не так остро, как в избыточных энергосистемах, однако
в ряде случаев требуются специальные меры для обеспе
чения синхронной динамической устойчивости Поэтому
выполнен анализ, показывающий, при каких условиях
возникает необходимость в таких мерах и какие из воз
можных мероприятий более эффективны В тех случаях,
когда сохранение синхронизма не обеспечивается, требу-
108
ется определить, следует ти ориентироваться на ресин
хронизацию энергосистемы с дефицитом мощности или
па ее отделение от ОЭС и какими средствами можно
обеспечить ресинхронизацию или восстановление син-
хронной работы и возобновить электроснабжение отклю
ценных потребителей В заключение приведена методика
выбора противоаварийной автоматики применительно
к энергосистемам такой структуры

3-2. Статические и динамические характеристики
нагрузки

Изучению статических и динамических характери-
стик нагрузки по напряжению и частоте посвящено мно-
го работ [4, 45, 52, 124 и др ] Особенно следует выде
лить работы Д И Азарьева [4] по характеристикам
нагрузки при изменении напряжения и В М Горнштей-
на [52] по характеристикам нагрузки при изменении
частоты Эти работы послужили основой последующих
исследований, развивающих и уточняющих вопросы по
лучения и использования характеристик различных по-
требителей для решения как проектных, так и
эксплуатационных задач, связанных с определением
\стойчивости энергосистем, с частотной разгрузкой, регу-
лированием частоты, напряжения, активной н реактив-
ной мощности

Расширение работ по применению противоаварийной
автоматики и кратковременных асинхронных режимов
для повышения устойчивости энергосистем обусловило
необходимость более детального экспериментального
изучения характеристик нагрузки, особенно при глубо
ких понижениях частоты и напряжения и при кратко-
временных асинхронных режимах В соответствии с этим
была дополнена и развита методика экспериментального
определения характеристик нагрузки [144]

Под статическими характеристиками натру зки обыч
но понимаются зависимости Р, Q—q>(U) при постоянной
частоте и Р, Q=XV(f) при постоянном напряжении Ди-
намические характеристики дают зависимости Р, Q, U,
7=2(1) т е изменения режимных параметров во вре-
мени при заданных видах возмущений (отключение
одной из параллельных линий, к з перерыв питания
при АПВ или АВР, кратковременный асинхронный ход
в энергосистеме)
В состав комплексной нагрузки входят, как правило,
бытовая, осветительная, двигательная, а в отдельных

случаях выпрямительная и инверторная нагрузки, сюда
также относят и потери в сетях Зависимости мощности,
потребляемой комплексной нагрузкой, от изменений ча-
стоты и напряжения определяются характеристиками по-
требления отдельных составляющих комплексной на-
прузки. Исследованию характеристик как отдельных ви-
дов нагрузки, так и комплексной нагрузки в целом по-
священо большое число теоретических и эксперимен
тальных работ [4, 45, 52, 60, 97, 98, 124, 126] Отметим
некоторые общие положения

Зависимость активной мощности комплексной нагруз
ки от частоты близка к линейной Наклон этой характе

Рис 3 1 Момеитно скоро
стные характеристики асин
хронного двигателя и при-
водимого механизма

ристики зависит прежде всего
от состава нагрузки (долей
двигательной, осветительной и
бытовой нагрузки) и значений
крутизны моментно-скоростных
характеристик механизмов,
приводимых во вращение дви-
гателями данного узла (рис
3-1). Активная мощность дру-
гих потребителей освещения,
бытовой нагрузки, дуговых пе
чей при изменении частоты
практически пе изменяется,

если при этом поддерживается
неизменным напряжение Сум
марные потери в сетях при
изменении частоты изменяются

незначительно

Если комплексную нагрузку, потребляющую при но-
минальной частоте /ном активную мощность Р_, пред-

ставить в виде суммы двигательной (РЛп) и статической
(освещение, бытовая нагрузка, дуювые печи) нагрузки
Рст, что наиболее часто имеет место, причем

Р -СР - Р •
х да 1 * ст х

Рцч  Г . Рст  t,
Р	р	'Ст’

(3-1)

(3-2)

то согласно [60] с достаточной для практических целей
точностью можно записать следующее приближенное

ПО
выражение для активной мощности узла комплексной
нагрузки

Р* kJ*(I - а + af.) +	.	(3-3)

Здесь U,, Р„— значения параметров, отн. ед., при-
чем t/*= 1, f*^=l, /\=1 при £/=С/ном, /-—/ном; Р — коэф-
фициент, характеризующий зависимость мощности ста-
тической нагрузки от напряжения (Р=1,6—2,0;всреднем
1,8);

а/^-Чцспр';	too

\ dco /Ш=:ШНОМ

— значение крутизны эквивалентной моментно-скоро-
стной характеристики (рис 3-1) для всех двигателей
узла (в зависимости от вида приводимых механизмов
(, = 1—3).

Тогда регулирующий эффект активной мощности ком-
плексной нагрузки при постоянстве напряжения (1/.=
=const) и номинальной частоте (/»=1,0) определится
как

(wk..-4" м

Обычно эта величина в среднем составляет 1,0—2,0.
Некоторые зависимости активной мощности комплексной
нагрузки от частоты приведены на рис. 3-2

Зависимость активной мощности комплексной нагруз-
ки от напряжения также близка к линейной (рнс. 3-3).
Изменение напряжения прежде всего приводит к изме-

нению активной мощности, потребляемой освещением,

бытовыми приборами, ду-
говыми печами, а также
к изменению потерь в се-
тях Активная мощность,
потребляемая асинхрон-

Рис. 3 2 Статические характе-
ристики активной мощности по
частоте Р=ф())

I—4 — при постоянстве напряжения
/—компрессорная под
станция (синхронные двигатели),
2 — горнодобывающий комбинат, 3 —
комплексная городская нагрузка
4 — асинхронная нагрузка, 5 — ком
плексиая городская нагрузка, Р=
=q>(f) при одновременном изменении
напряжения
йым двигателем, очень незначительно зависит от изме-
нения напряжения (только за счет малого изменения
скольжения), а активная мощность синхронных двигате
лей от напряжения не зависит совсем

Выражение для регулирующего эффекта активной
мощности по напряжению может быть получено из
(3-3). При постоянстве частоты (/*=const) и номиналь-
ном напряжении (£7,=1,0) регулирующий эффект равен’



(3-5)

В среднем эта величина составляет 0,5—1,0 Для наи-
более часто встречающейся комплексной городской на-

Рис 3 3 Статические характе-
ристики активной мощности по
напряжению P = q>(U) при по-
стоянстве частоты.

1 — комплексная городская нагруз
ка; 2 — горно-молибденовый комби
нат; 3—асинхронная нагрузка; 4 —
промышленный узел с преоблада
иием крупных сильно загруженных
асинхронных двигателей

характеристики Р=ср(£7)

Рис. 3 4 Обобщенная стати
ческая характеристика ак
тивной мощности узла комп-
лексной нагрузки по напря-
жению (f*=const)

грузки, как показали много-
численные натурные испыта-
ния, выполненные во ВНИИЭ
Л М Горбуновой [49],
отличаются незначительно, и,

как правило, для этого вида нагрузки может быть при-
нята типовая характеристика, приведенная на рис 3 4
При снижении напряжения до 0,8—0,85[/НОМ регулирую-
дР

щий эффект может быть принят равным 0,9, а при
более глубоком снижении напряжения он увеличивается
приблизительно вдвое нз за отключения части нагрузки
в результате отпадания магнитных пускателей и дейст-
вия защит минимального напряжения

В то же время статические характеристики и значе-
ния регулирующего эффекта активной мощности по на-
пряжению для узлов комплексной нагрузки и для узлов
с преобладанием сильно загруженных асинхронных дви
гателей (крупные промышленные предприятия) сущест-
венно отличаются друг от друга Это положение отно-
сится и к узлам с существенно различным составом на
грузки

Рис 3 5. Статические характеристики активной мощности узла комп
лексной нагрузки при £д = 0,5, Ас1 = 0,5, коэффициенте загрузки дви
гателей As = 0,7, а=1,25.

a -p*=q>(U) при различных б -P*=cp(fJ при различных С/*

Зачастую при определении характеристик нагрузки по
частоте не удается обеспечить постоянство напряжения
в узле нагрузки В других случаях его специально не
поддерживают постоянным, чтобы определить значение
регулирующего эффекта нагрузки по частоте с учетом
одновременного изменения напряжения в узлах энерго-
системы (такие значения необходимы, в частности, для
расчета частотной разгрузки и т д) Регулирующий
гффект нагрузки по частоте при изменении напряжения
(Uo) и при одновременном изменении частоты (f0) свя
зан с регулирующим эффектом при постоянстве частоты
известным соотношением
При снижении напряжения в узлах нагрузки одно
временно со снижением частоты регулирующий эффект
активной мощности по частоте увеличивается и в сред-
нем составляет 2,0—3,0 (рис 3-2)

Если статические характеристики активной мощности
комплексной нагрузки по частоте определены при по-
стоянстве напряжения, но при его значениях, отличных
от номинального, то, как показано в [60], с достаточной
для практических целей точностью регулирующий эф-
,	-	fdP А

фект активной мощности по частоте \~df j f можно
считать не зависящим от того напряжения С/о, при кото-
ром он был найден.

Аналогично (можно считать не зависящим от
частоты (рис 3-5) В [60] выполнен анализ статических
характеристик нагрузки при одновременном изменении
частоты и напряжения и приведена оценка влияния раз-
личных параметров на эти характеристики

Более сложным является анализ статических харак-
теристик реактивной мощности различных видов нагруз-
ки по частоте и напряжению Изменение реактивной
мощности нагрузки определяется рядом факторов, учет
которых с достаточной точностью затруднителен Это
в первую очередь влияние насыщения в двигателях и
трансформаторах, изменение возбуждения синхронных
двигателей при изменении частоты и питающего напря-
жения (в соответствии с характеристиками системы воз-
буждения и законами регулирования), наличие и вид
устройств компенсации реактивной мощности Кроме то-
го, характеристики реактивной мощности в значительной
степени зависят от схемы и загрузки сети, числа и за-
грузки трансформаторов и двигателей и т д В отличие
от статических характеристик активной 'мощности харак-
теристики реактивной мощности по частоте и напряже-
нию весьма многообразны и практически не поддаются
типизации (рис 3-6,а, б, е)

Реактивная мощность, потребляемая асинхронными
двигателями, входящими в состав нагрузки, складывает-
ся из реактивной мощности рассеяния и реактивной
мощности намагничивания

+	(3-ба)

/ном	/

/н м
UmH ед

Отн ед

Рис 3 6 Статические характеристики реактивной мощности по часто
ге и напряжению

a—Q=<p(fj при U=UHom 6 б — Q-tp(U) при	г — Q-(p(U) при раз

личных f* = const (&л = 0,75, Аст=0,25 а = 2,2);-----^3=0,7;------— Ая=

=0.9. 1—3 — комплексная нагрузка; 4 — асинхронная нагрузка; 5 — промышлен
иын узел с преобладанием крупных сильно загруженных асинхронных двига-
телей (£3~0,7н-0,8); 6 — узел с асинхронными и синхронными двигателями
(е преобладанием асинхронной нагрузки)
ется 10—15 с, при £7=75 кВ происходит резкое сниже-
ние напряжения до 50 кВ за 1 с, реактивная мощность
возрастает с 22 до 35 Мвар, а активная мощность сни-
жается с 40 до 10 МВт В дальнейшем напряжение мед-
ленно снижается до 20 кВ, активная и реактивная мощ-
ности уменьшаются По мере снижения напряжения
в этом процессе возрастает скольжение асинхронных
двигателей При достижении критического скольжения
двигатели затормаживаются, на осциллограмме процесс
«опрокидывания» двигателей соответствует быстрому из-
менению реактивной и активной мощности и быстрому
снижению напряжения (до 50 кВ за 1 с)

\я7кВ

Унагр

19МВар
0 1^2 3 4 5 1
1 ^51МВг

325А

\э1кВ	75кв\51*в\~ Vna?P	~~h

Отключена.'-
27МВар 41МВар нагрузки

/ В 9 10 11 12 13 14 -/l6 17^18 19 20 21 J 23 24 25 \

''Йтгр............./I	'	/‘	'—1 с

•Ртг/, 50МВт	35 М Вар ЭМВТ

\зЧВА	Г наги	}у?7/1 1тгр ( <»7« I----------

"*	1~510А

Ри с 3 7 Осциллограмма нарушения устойчивости нагрузки («лавина
напряжения»).

На рис. 3 3 (кривая 4) и 3 6,s показаны статические
характеристики нагрузки, в составе которой имеется
большое количество сильно загруженных асинхронных
двигателей с емкостной компенсацией.

В последние годы ряд подстанций оснащается маг-
нитными пускателями с выдержкой времени на отпада-
ние, что в значительной степени устраняет отключение
потребителей при снижении напряжения Однако с эф-
фектом саморазгрузки потребителей в целом по энерго
системе можно будет не считаться только после массо-
вого внедрения таких магнитных пускателей Таким об-
разом, при проведении текущих эксплуатационных рас-
четов следует учитывать эффект саморазгрузки потре-
бителей, а при выполнении проектных расчетов на пер-
спективу целесообразно учитывать этот эффект, исходя
из конкретных сроков ввода или расширения подстан-
ций, оснащения их магнитными пускателями с выдерж-
кой времени на отпадание и т д
Значения регулирующих эффектов нагрузки по частоте (СССР)1

Азэнерго	1958 (лето)	—	2,58	—	[63]

Города (ком- Белоруссэнерго П963 (осень)	1,6—1,8	^1,7, 2,6, 2,0£	0,8, 0, 0,5 ВНИИЭ[45]

плексная	“	2,2—3,0

нагрузка)
Нагрузка		Год проведения испы тания (сезон)	ИР\	/дР\  Wf=f ”U)/=f ' 'ном	' 'пом		' ‘ ном т., ' 'ном	Источник сведений
			Суточные вариации	Среднесуточные значения	Среднесуточные значения	
Города (ком плексиая нагрузка)	Таджикэнерго	1966 (осень)	—	1,6, 0,7, 1,7	—2,2, —1 ,8  —4,0	ВНИИЭ (45]
Горнодобывающая промыш- ленность		1965 (лето)	—	0,75—2 2	— 12	3	ВНИИЭ [45]
Нефть		1958	—	0,5—3,0	—8	[63]
Химия		1966 (лето)	—	3,2—3,7 2,5	—7	ВНИИЭ [45]
Текстильная промышлен- ность		—	—	2 2 2,5, 3,3	—	[98]
Различные промышленные предприятия		1956	—	1,16—2,6	—	
Группы асинхронных двига телей		19о5	—	2,5—3 0, 1,2	— (0 6—3,6)	ВНИИЭ [49]
Сельское хозяйство		—	—	0,19—1,08	— (0,7—2,1)	[97]

1 Но всех э1 спернме! тах вы топнешь х ВНИИ0 напряжение в узлах нагрузки поддерживалось постоянным т е определялись и
й/ и/

В ряде друитх 31 сперт ментов гагряжеьие в узлах нагрузки нс поддерживаюсь постоянным, т е определялись —— и
df c'f

Таблица 3-*

Значение регулирующих эффектов нагрузки по частоте (зарубежные страны)

Страна	Нагрузка	«1 - ' 'ном	'	' ном	' 'ном	' 'ном
		Суто1ные вариации	Среднесуточные 31 а чения	Среднесуточные значения
Болгария	Промышленная нагрузка	3,8—1,0	—	—
США	Комплексная нагрузка	—	1,74—1,87, 2,5	—
Польская  Народная республика	Горзда	0,85—1,0 0,6—1 37	0,92  1,16  1,1—1,95	—5,0, — (2,1—10,1)
	Горнодобывающая промыш ленность	—	1,4—3,54	— (2,5—4,6)
	Металлургия	—	1,4—3,7	— (2,2—14)
	Химия	—	0,6—3,5	— (2,9—4,2)
	Машиностроение	—	0,6—1,8	-3,75	П
	Пищевая промышленность	—	3,75, 3,9	—5,6
	Сельское хозяйство	—	1,0	—
Гпр	Энергосистемы	—	1,5	—
Страна	Нагрузка	/ dP\	( др\  1	f	' 'HOM		1 'ном	1 'НОМ
		Суточные вариации	Ср днесутсчные зна чени I	Среднесуточные значения
Бечьгпя	Энергосистемы	—	2,5	—
США.		—	1,8—2,6	—
Франция		—	0,7—1 ,5	—
Великобритания		—	2,0, 1,75—2,0	—
Швеция		—	2,5	—

Таблица 3-3

Значения регулирующих эффектов нагрузки по напряжению (СССР)

Нагрузка		Время приве- дения испыта- ний (сезон)	ном		ном		Источник сведений
			суточные вариации	среднесуточ ные значения	суточные вариации	сруднесуточ- ные значения	
Городская комплекс- ная нагруз- ка	Белорусс- энеого	1963	0,75—0,82 0,7—1,07  0,95—0,5 0,78—0,85	0,9	4,0—5 0  3,2—5,0  5,0—6,0  4,5—4,0	—	внииэ

П родолженае ma6i 3-3

Нагрузка		Время прове- дения испыта ний (сезоО	ном		ном		Источник сведении
			суточные вариации	среднесуточ ные значения	суточяые вариации	среднесуточ- ные значения	
Городская комплекс- ная нагруз- ка	Молдав- энерго	1964	0 78—0,82  1,0—1,2  1,1—0,9 0,6—1,25—1 85 0,44—0,5	—	1,9(2,4) —2,1  3,0—4,0  2,25—4,5 0,75—1,0  2,5—5 0	—	внииэ
	Таджик- энерго	1966	—	0,93 1,2	—	2,2	внииэ
	Эстонэнерго	1970	0,8  0 6  1 0  0,95  0,8	—	—	3,3  2,7  3,0  4,0  6,0	внииэ
Синхронные двигатели (це ме нтио-ши фе рный завод)		—	—	0,175	—	9,0	—
Асинхрэн ые двигатели		1965	—	0,13 0  0	—	2,5  2,1  1,7	внииэ
Тяговая нагрузка		1964	—	1 7					внииэ
_	П родолженае табл 3-3						
Нагрузка	Время приве- дения испыта- ний (сезон)	ном		ном		Источник сведений
		сутошые вариации	среднесуточ- ные значения	суто 1ные вариации	среднесуточ- ные значения	
Энергосистемы со слабо- развитой промышлен ностыо, коммунально- бытовая нагрузка	19G4	—	1 45	—	3,5	—
Энергосистемы с разви- той промышленностью	1971	—	1,0	—	2,8	—
Горнодобывающая про- мышленность	1965 (лето)	—	0—1,9	—	—0,7—8,9	ВНИИЭ
Нефтяная промышлен- ность	1958		0—1,5	—	1,6—11	[36]
Отдельные промышлен- ные объекты		—	0,5—1,9  0,9—2,0  1,0—1,3  0—0,15 0  0,32—0,8		4,5—5,5  3,2—6,4  2,5—5,0  1,7—2 5 0,75, 2,7* 2,0; 3,2**  3 0—3,2	[36]  ВНИИЭ  [126]  [97]

* Асинхронные двигатели,
** Синхронные двигатели.

Таблиц! 3-4

Значения регулирующих эффектов нагрузки по напряжению (зарубежные страны)

Страна	Наго}31 а	, дР \  И" >U=U  ном		ном	
		сутотные вариации	среднесуточные значения	суточные вариации	среднесуточные значения
ПНР	Города	0,8—1,35  1,15—1,7  1,3—1,4	1,17  1 43  1,35  0 8—0 95	5,1—5 5  5 5-7,5 10—12,5	5,3  6,7  11,2  2 65—4 b
	Горнодобывающая промышленность	—	0 5—1 25	—	3 2—7 5
	Химия	—	0,25—0,7	—	3 2—3 9
	Текстильная промышленность	—	0,6—0 7	—	2,5
	Пищевая промышленность	—	0,6	—	3,5
	Сельское хозяйства	—	0 45—1 4	—	0,21—5,2
Швеция	Города Промышленность	—	0,6—1,2  —0,1	0 2			1 5—4 0
Фраг ция	Города  Промышленность комплексные узлы	—	1 ,35—1,5 0,5—1,0 0 9—1 2		—
см	Комплексная нагрузка	—	1 3	—	1 74
НРБ	Городская промышленная нагрузка	1 0—1,2	—	6,5—5 0  2 0	—
чивости используют так

В табл 3 1—3 4 приведены значения регулирующих
эффектов различных видов нагрузки, полученные экс-
периментальным путем в различные годы (собраны и
обобщены сотрудниками ВНИИЭ панд техн наук
Л М Горбуновой и канд техн, на^к Ю Е Гуревичем)
Как видно из сопоставления кривых на рис 3-3—3 6,
а также данных табл 3 1 и 3-2, характеристики нагруз-
ки могут различаться весьма существенно

До настоящего времени зачастую для расчетов усюй-
щываемые типовые статиче
ские характеристики [3]
Однако характеристики на
ipvsKir весьма многообразны
и во многих случаях не мо-
гут быть описаны типовыми
характеристиками Вследст
вие этого для определения
статической устойчивости
энергосистем типовой струк
туры II или для анализа
устойчивости нагрузки в
условиях эксплуатации обя
зательно следует выполнять
экспериментальное исследо
ванне. При проведении про
сктных работ для таких энер
юсистем целесообразно в
максимальной степени ис-
пользовать характеристики
существующих потребите
лей Однако и этого недоста-
точно Целесообразно про
вести работу по созданию
альбома типовых статиче
ческих характеристик на
грузки для различных ви
дов потребителей Некоторая
уже проведена во ВНИИЭ

[49, 60]

Исследованию динамических характеристик нагрузки
посвящен ряд работ [45, 36, 49, 59, 58] На основании
экспериментов и теоретических исследований, выполнен-
ных во ВНИИЭ, в [45] предложена классификация ди-
намических характеристик и приведена методика их

г)

Рис 3 8 Различные виды воз
мущений в системе.

а — отключение линии или других
элементов схемы; б— короткое за
мыкание; в — перерыв питания- г —
асинхронный режим в системе

работа в этом
определения по следующему виду возмущений в энерго-
системе (рис 3 8)

снижение напряжения скачком до значения, примерно
равного 0,8 исходного как следствие отключения от-
дельных элементов энергосистемы (линий, источников
питания) ;

кратковременное глубокое снижение напряжения

вследствие к з в энергосистеме,

перерыв питания различной длительности,
асинхронный режим в энергосистеме

В этой же работе показано, что при внезапных изме-
нениях напряжения в пределах до 15- 20% исходного

нагрузка с достаточной сте-
пенью точности может быть
представлена э д с £*н=
=$(£/) за сопротивлениями
R, х, соответствующей ста-
тической характеристике
этой нагрузки	Q=

~q2(U) При этом процесс
изменения э д с при пере
ходе от одной точки статиче
ской характеристики к дру
гой можно приближенно счи
тать апериодическим с по-
стоянной времени 0,2— 0 5с
(рис 3 9) При более упро
щеиных расчетах нагрузку
можно замещать статиче-
скими характеристиками по
напряжению

Для анализа устойчиво
сти нагрузки, а в ряде слу-
чаев и устойчивости энерго-

Рис. 3-9 Динамические характе
рнстики комплексной нагрузки
при внезапных изменениях на-
пряжения в пределах 20% ис-
ходного напряжения и при раз
личном представлении па
грузки.

системы используются динамические характеристики
нагрузки при к з и перерывах питания (пуски и само
запуски), т о. при возмущениях, сопровождающихся
глубокими (в пределах 30—100%) и в ряде случаев дли
тельными снижениями напряжения Такие характери
стики, как правило, необходимо определять эксперимен-
тально.

Приведем несколько примеров динамических характеристик на
грузки при кратковременных перерывах питания и к. з. Для выясне-
ния возможности самозапуска при остаточном напряжении ниже до-
пустимого но нормативам значения 65% были проведены испытания
на собственных нуждах ряда тепловых электростанций Во время
этих испытаний одна из секции отключалась от своего трансформа-
тора и подключалась к резервному источнику питания от АВР или
вручную. Для предотвращения возможного погашения секции в слу
чае неуспешного самозапуска (т е. в случае, если напряжение на
секции не начинает возрастать через 10—15 с после включения)
дежурный персонал должен был вручную подключить к секции ра
бочий трансформатор параллельно резервному Все двигатели, участ-
вующие в самозапуске (как на работающей, так н на резервирующей
секции) максимально загружались Было проведено 12 опытов, из

Рис. 3 10 Осциллограммы опытов самозапуска собственных нужд
тепловой электростанции

а — самозапуск от ненагру женно! о трансформатора б — самозапуск от нагру
женпого трансформатора

них 8 — самозапуска от неиагруженного трансформатора и 4 — от
нагруженного Рассмотрим осциллограммы лв\х наиболее характер
пых опытов.

Первый опыт (рис 3 10 а) заключался в подаче напряжения от
трансформатора 5600 кВ-А после перерыва питания на 5,6 с
К трансформатору подключалась двигательная нагрузка мощностью
/эд==8710 кВт с коэффициентом загрузки £o = 0 55 Примерно 30%
128
нагрузки составляли мельницы. Реактивное сопротивление трансфор-
матора и реактора составляло 115%- Напряжение снижалось до
48% номинального напряжения двигателей. Максимальный ток
в 4 раза превышал номинальный ток трансформатора Самозапуск
продолжался 16 с, причем как видно из осциллограммы, в начале
процесса (через 5—6 с) заметна одна ступень понижения тока,
а затем (через 16 с)—вторая Такое каскадное понижение тока
говорит о том, что в течение первых 5—6 с происходит повышение
скорости только тех двигателей, которые имеют сравнительно легкие
условия пуска и лишь после того как эти двигатели запустятся и

Вгга \~22~si<ll	рШЯ	\zt5KS \273kB

ЧВМвГ	-----ТГ Г в-,-------------уУгзса '3	10	~1

’	\ гу/________। 1	1	/ , ' *—	,—।-------1--------

РГЭС	\z3 чзмвТ^		r~52MBr{j.	
Ггзс tyiwf'ii пс 1т Р'х ^2А'		\zi3M6ap /		
Ттмвао		шмвар	159 А ^57^ Зар

255кВ 127кВ 176 кВ	У	
Угги 4 Л", У ~~2Мкв\270кв\	^290кВ	^220
о71 /	‘t	5	&	7	6	9	10	11 t  	।	j	j			।	
рРЗС\	С k	\~97MBr	/Ргэс	Ггзс ч59МВт с
		

вгмвар

s)

Рис. 3 11 Осциллограммы опытов короткого замыкания для промыш
ленного узла с преобладанием сильно загруженных асинхронных дви-
гателей.

напряжение возрастет происходит запуск остальных двигателей
Интересно отметить, что процесс самозапуска с примерно таким же
составом нагрузки и несколько большей загрузкой (Л3=О,65), но при
напряжении 53% С7Иом закончился через 7 с, а при напряжении
62% ^ном — через 4 с

Второй опыт '(рис 3 Юб) заключался в подаче напряжения от
трансформатора 5600 кВ А, нагруженного на секцию мощностью
Ррсз=2'600 кВт. После перерыва питания на 3,65 с к этой секции
были подключены двигатели мощностью Рд = 4800 кВт с коэффи
циентом загрузки Л3 = 0,7 Мельниц в составе нагрузки не было
Реактивное сопротивление трансформатора и реактора равно 13%
Напряжение понизилось до 62% ^яом Наибольший ток составлял
3,2/ном Самозапуск длился всего 3 с. Ток рабочей секции до опыта
составлял 540 А Разность между током трансформатора и током
резервируемой секции составляла 300—600 А

Поочередный самозапуск обусловливает значительное понижение
допустимого остаточного напряжения по сравнению с определенным
по средней нагрузке и среднему значению кратности максимального
момента. Как показали опыты, увеличение тока самозапуска за счет
работающей секции получается не более чем на величину рабочего
9—266	129
тока этой секции Такое сравнительно небольшое влияние тока рабо-
тающей секции объясняется тем, что ток двигателей при скольжении
меньше критического (т. е работающих двигателей) в основном
активный, а ток двигателей, имеющих скольжение больше критиче-
ского (т е резервируемых двигателей), в основном реактивный

Результаты приведенных исследований позволили снизить допу
стимое при самозапуске напряжение с 0,65£/Ном до 0,55[/НОМ Этот
же критерий можно применять при самозапуске от работающей сек-
ции, учитывая ее при расчете остаточного напряжения рабочим то-
ком (что дает некоторый запас)

Динамические характеристики при к з. определялись также для
потребителей статические характеристики которых показаны иа
рис 3-3 (кривая 4) и 3-6,6 (кривая 5). Испытания проводились при
выделении двух генераторов мощность которых примерно в 2 раза
превышала мощность испытуемой нагрузки. Эквивалентное внешнее
сопротивление (генераторы, трансформаторы, линии) до шин, от ко
торых питается нагрузка, примерно равно 0,35 (за базисную мощ
ность принята мощность нагрузки) Были проведены опыты двухфаз
ных к з. иа шинах ПО кВ длительностью 0,16 с для одной группы
потребителей (рис 3 11а) и длительностью 0 42 с для другой труп
пы (рис 3-11,6) Как видно из этих осциллограмм, за время к. з
даже длительностью всего 0 16 с скольжение двигателей существен
ио увеличивается и вследствие этого после отключения к з напря
жение медленно (в течение 3 с) восстанавливается до нормального
значения При этом скольжение двигателей уменьшается и самоза
пуск их заканчивается для первой группы через 9,5 с а для вто
рой — через 4,5 с Проведенные эксперименты показывают что
у рассматриваемой нагрузки, в отличие от большинства других по
требителей, динамические свойства проявляются даже при кратко
временных понижениях напряжения

Динамические характеристики нагрузки при асин-
хронном ходе в энергосистеме изучались во ВНИИЭ для
различных видов потребителей [46, 49] Исследования
показали, что комплексная нагрузка, а также нагрузка,
состоящая преимущественно из асинхронных двигателей,
при ее расположении вдали от центра качаний (мини
мальное напряжение в узле нагрузки в асинхронном ре
жиме t7M„„>0,5—0,6?7ном) в большинстве случаев прак-
тически не отключается при асинхронном ходе в энерго-
системе

Комплексная нагрузка, расположенная вблизи цен-
тра качаний (?7мш1<0,4^-0,5(/Иом), в значительной степе
ни (до 30—50%) отключается при асинхронном ходе
в системе, причем значение отключаемой нагрузки зави-
сит не только от минимального напряжения, но и от
периода и длительности асинхронного хода При этом
те двигатели, которые не отключались, могут периодиче-
ски затормаживаться и вновь разгоняться, т е динами-
ческие свойства нагрузки в этом случае проявляются
достаточно полно Как показывают эксперименты, «опро
130
Рис 3 12 Изменение мощности и
напряжения узла комплексной на
грузки при асинхронном ходе
------натурный эксперимент;
------ — расчет.

кидываппя» комплексной нагрузки в подавляющем
большинстве случаев не происходит, даже если нагрузка
расположена вблизи центра качаний

Явление «опрокидывания» нагрузки наблюдается
лишь при преобладании в узле сильно загруженных
асинхронных двигателей и при их расположении вблизи
центра качаний При преимущественной или существен
ной доле синхронной нагрузки (более 15—20% общей
мощности нагрузки) динамические свойства синхрон
ных двшатетей при асинхронном ходе в системе про
являются в значительной
степени [58] При глубо
ком снижении напряже
ния во время асинхронно
го хода (до 0,25—0,3(7НОМ
и менее) возможно выпа
дение из синхронизма син-
хронных двигателей На
условия их устойчивости
также существенно влия
ет угол включения при
НАПВ линий [61]

При расчетах условий
ресинхронизации, как но
называет анализ экспери
ментальных динамических
характеристик при асин-
хронном режиме, комп-
лексная нагрузка может
постоянной мощностью

по правилу моментов) при ее расположении вдали от
центра качаний (£/МИн>0 5Ппом) ближе к шинам дефи-
цитной энергосистемы,

постоянным сопротивлением zH=const, рассчитанным
по исходному режиму, при расположении нагрузки вда-
ли от центра качаний (£/мшг>0,5£/Ном) ближе к шинам
передающей энергосистемы;

постоянным сопротивлением zH=const, рассчитанным
по исходному режиму с учетом отключения до 30—50%
нагрузки, при расположении нагрузки вблизи центра
качаний (Uмин<0,5(7ном)

На рис. 3-12 приведены динамические характеристи-
ки узла комплексной нагрузки (состав по мощности
асинхронные двигатели — 56%, мелкие синхронные дви-

упрощенно представляться
A,=const (т е разноситься
гатели—18%, электропечи — 26%) при асинхронном
режиме, во время которого отключалось около 40% на-
грузки

Для узлов с преобладанием синхронных или асин-
хронных двигателей вопрос оценки их мощности для рас
чета условий ресинхронизации энергосистем требует бо-
лее детальных исследований В этом случае определяе
мая узлом нагрузки доля мощности, приходящаяся на
ускорившуюся и затормозившуюся энергосистемы в асин-
хронном режиме, зависит не только от расположения на-
грузки, но и от скольжения несинхронно работающих
частей В частности, часть мощности нагрузки, которая
приходится в асинхронном режиме на дефицитную энер
госистему, при расположении двигательной нагрузки
вблизи ее шин (0,5£/иОМ) может на 10—15% пре-
восходить величину, рассчитанную при представлении
нагрузки PH=const Более подробно эти вопросы рассмо-
трены в [49]

3-3. Предотвращение нарушений статической
устойчивости энергосистем с дефицитом мощности

Предотвращение нарушений параллельной работы
с эиергообъединением. Как показывает опыт эксплуата-
ции (см гл. 1), нарушение синхронизма электропере-
дач, соединяющих энергосистемы и энергорайоны с де
фицитом мощности и энергообъединения, часто вызыва-

Рис 3-13. Простая энергосисте-
ма типовой структуры II (де
финитная энергосистема I
а—схема энергосистемы б — угла
вал характеристика.

ют тяжелые нарушения элек-
троснабжения потребителей
Поэтому важно обеспечить
синхронную и в /первую оче
редь статическую устойчи-
вость нормальных и после-
аварийных режимов

Рассмотрим энергосисте-
му 2, получающую мощность
из крупной ОЭС (рис
3-13, а) Замещая нагрузку
постоянным сопротивлени-
ем, можно записать

(3-7)

Поскольку механическая
мощность турбин Рт2, рав-
пая электрической мощности генераторов энергосистемы,
меньше ее собственной мощности Аз (нагрузка превос-
ходит генерируемую мощность), в установившемся ре-
жиме угол бо — отрицательный, угол аи обычно не пре
восходит 5—10" (рис 3-13,6), максимальная мощность,
которую может принять эквивалентный генератор энер
госистемы с дефицитом мощности в предельном режиме,
составляет Pzi—Ргг При анализе статической устойчи-
вости энергосистем типовой структуры II требуется учи
тывать, что предельный угол, соответствующий макси-
муму передаваемой в приемную энергосистему мощно-
сти, в ряде случаев меньше 90"

Примем, что нагрузка приемной энергосистемы по
стоянна и прн увеличении мощности энергосистемы 1
уменьшается мощность энергосистемы 2 Выражения
для мощности передающей и приемной энергосистем
в приведенной схеме можно записать в следующем ви-
де [22]

Л2sin(8,2 + а,2),	(3-8)

Л^Л2-Л2зт(812-а12)	(3-9)

Графически эти зависимости изображены на

рис 3 14 Как видно из этих
ностей передающей и прием
ной станций сдвинуты друг
относительно друга на угол
2а12 Знак и величина угла
ai2 определяются значениями
активного сопротивления
линий и промежуточных на-
грузок При значительных
активных сопротивлениях
линий (что характерно для
передач напряжением НО кВ
и ниже) предел мощности
в приемной энергосистеме
Р12—Р22 сдвигается в сторо
ну меньших углов, т е до
стигается раньше, чем пре-
дел мощности на передаю
щем конце	Это

явление зачастую нс учиты-
валось при определении пре-
дельных режимов в услови-

кривых, максимумы мощ-

Рис 3 14 Угловые характери
стики мощности в двухмашин
пой системе
ях эксплуатации, что прикопило к нарушениям устойчи
вости

Так, например, на электропередаче из ОЭС Сибири
в Омскэнерго в 1960—1962 гг предельный режим опре
делился по передающему концу, что давало около
180 МВт, в то время как действительный предельный
режим, определяемый пределом мощности на приемном
конце электропередачи, позволял иметь на передающем
конце всего лишь 80 МВт Различие в углах, соответст-
вующих максимумам мощности, было обусловлено боль-
шим активным сопротивлением линий электропередачи
НО кВ

В двухмашинной схеме режим будет статически
устойчив и при угле, несколько превышающем угол,
соответствующий пределу мощности' Предельный по
условиям устойчивости угол соответствует так называе-
мому «пределу устойчивости», определяемому извест-
ным критерием Эванса — Вагнера [66]—равенством
нулю относительного ускорения эквивалентных генера-
торов (рис 3 14).

Я,г	Лл	°-	(3 10)

Предел устойчивости ai2=0 всегда достигается при
больших углах, чем предел мощности, хотя поскольку
углы а]2 обычно невелики, расхождение не превышает
5—10° По мере увеличения мощности какой либо из
энергосистем (передающей или приемной) предел мощ
ности этой энергосистемы будет сближаться с пределом
устойчивости, при замене передающей энергосистемы
шинами бесконечной мощности предел мощности по пе
редающему концу и предел устойчивости совпадут

В зависимости от характеристик нагрузки, соотноше-
ния мощностей генерации и потребления в приемной
энергосистеме и сопротивлений в эквивалентной схеме
нарушение статической устойчивости может происходить
по разному В одних случаях угол между эквивалентным
генератором приемной энергосистемы и энергообъедине
ния может превзойти предельное значение угла по уело
виям статической устойчивости (т е нарушится синхро-
низм генераторов приемной энергосистемы)—такое
нарушение устойчивости можно условно назвать нару-
шением по углу В других случаях снижение напряже-
ния на шинах приемной энергосистемы (например,
вследствие возрастания перетока по связи с эпергообъ
134
единением) может приводить к нарушению устойчивости
нагрузки энергосистемы (синхронных и асинхронных
двигателей), хотя угол между генераторами энергоси-
стемы и энергообъединения не превосходит предельного
значения (т е синхронизм генераторов не нарушает-
ся)— такие случаи нарушения устойчивости можно
условно назвать нарушениями по напряжению В неко-
торых случаях может одновременно нарушаться стати-
ческая устойчивость как генераторов, так и нагрузки
приемной энергосистемы, т е может происходить нару-
шение одновременно по углу и напряжению

Как показывает анализ нарушений параллельной ра
боты энергосистем, приведенный в гл 1 значительная
их часть происходит из-за нарушений статической устой-
чивости в послеаварийиом режиме после отключения
одной из параллельных пиний При этом наиболее тя-
жело эти нарушения сказываются именно на работе
энергосистем с дефицитом мощности

Для автоматического снижения перетоков активной
мощности, допустимых в послеаварийиом режиме при
отключении одной из параллельных линий, в основном
применяются отключение или разгрузка генераторов
передающей энергосистемы и деление сети в распреде-
лительном устройстве крупной электростанции передаю-
щей энергосистемы с выделением на данную передачу
определенного количества генераторов (см § 2-2) Эти
мероприятия по снижению перетока в послеаварийиом
режиме приводят, как правило, одновременно и к неко-
торому снижению частоты и соответственно к снижению
нагрузки потребителей как в передающей, так и в при-
емной части, хотя деление сети позволяет несколько
ограничить зону снижения частоты и величину отклю-
чаемой (снижаемой) генерируемой мощности

Автоматическое отключение (разгрузка) генерато-
ров передающей энергосистемы являясь во многих слу-
чаях действенным мероприятием по обеспечению устой-
чивости электропередачи, может оказаться неэффектив-
ным в случаях, когда приемная энергосистема связана
с энергообъединением значительно большей мощности,
поскольку при этом в передающей энергосистеме может
потребоваться отключение генерирующей мощности или
разгрузка агрегатов на величину, во много раз превос-
ходящую необходимую величину снижения перетока
(см § 2-2)
Разделение энергосистемы (электростанции) в ряде
случаев приводит к существенному снижению надежно
сти основной сети энергообъединения и чревато опас-
ностью распространения нарушения в случае отказа или
поломки выключателей, которыми производится деление,
тем более что при разделении обычно приходится отклю-
чать целую группу выключателей

При наличии нескольких параллельных связей меж
ду передающей н приемной системами, а также при те
кущем изменении точки (сечения) деления с изменением
режима энергообъединенпя эта задача требует весьма
сложных мероприятий

Другим недостатком способов отключения (разтруз
ки) генераторов передающей энергосистемы или ее раз
деления является следующее. Во многих случаях эти
мероприятия, обеспечив устойчивость электропередачи и
энергоснабжение основной части потребителей приемной
энергосистемы сопровождаются снижением частоты во
всем энергообъединении до уставок АЧР и отключением
от АЧР части потребителей При этом срабатывает ча-
стотная нагрузка не только в приемной, но и в передаю
щей части энергообъединения, чего в принципе не долж
но быть

В ряде случаев может оказаться более эффективным,
технически и экономически целесообразным кратковре
менное отключение части нагрузки в приемной энерго
системе Отключение небольшой части нагрузки позво
ляет уменьшить переток до допустимого значения в
послеаварийном режиме н предотвратить отделение энер
госистемы с дефицитом мощности с тяжелыми послед
ствиями и погашением большого объема потребителей,
примерно равного величине перетока

Как видно из (2 14), чем меньше мощность приемной
энергосистемы по сравнению с передающей, тем больше
эффективность этого мероприятия

Отключение нагрузки как средство обеспечения
устойчивости наиболее эффективно там, где есть потре-
бители, допускающие кратковременный (несколько ми-
нут) перерыв питания (металлургические предприятия
нт д'), как, например, в энергообъединепии Сибири
(Иркутскэнерго, Кузбассэнерго) В последнее время та
кая автоматика получила название специальной автома-
тики отключения нагрузки (САОН) Автоматика отклю
чения части нагрузки приемной энергосистемы может
выполняться с использованием различных факторов,
например факта отключения одной из параллельных ли-
ний с контролем предшествующего перетока, по углу
электропередачи и др Возможно применение для этой
цели устройства тслеотключсния

Нарушения статической устойчивости энергосистем
типовой структуры II нередко возникают при увеличе
нии нагрузки в ней, что приводит к перегрузке электро-
передачи сверх предела устойчивости Такие случаи
в разные годы наблюдались в Омскэнерго, Магнитогор
ском энергорайоие и в ряде других мест Для предотвра
щения нарушении устойчивости в таких случаях диспет
чер энергосистемы при росте нагрузки вначале мобили-
зует все резервные генераторные мощности, а затем
вводит аварийное ограничение потребителей Однако при
быстром росте нагрузки действия диспетчера могут быть
недостаточно оперативными, поэтому целесообразно
устанавливать для этой цели автоматику [130] Такая
автоматика может реагировать на мощность электропе
редачи с контролем напряжения Однако такая автома
тика действует более эффективно в случае, если она
реагирует на угол между эквивалентной э д с
энергообъединения и эквивалентной э д с приемной
энергосистемы В этом случае автоматика более селек
тивна Кроме того, эта автоматика будет предотвращать
нарушения устойчивости, вызванные понижением напря
жения на шинах передающей или приемной энергоси
стем или отключением одной из параллельных линий
Характер процесса нарушения устойчивости, который
должен определяться в каждом конкретном случае, обу-
словливает выбор режимных принципов противоаварии
ной автоматики

Рассмотрим, как влияет па условия устойчивости
изменение напряжения в приемной системе В тех слу
чаях, когда определяющим фактором является устойчи-
вость нагрузки, повышение напряжения повышает запас
устойчивости. Но в тех случаях, когда определяющим
фактором являетсп устойчивость по углу генераторов,
положение может быть иное в зависимости от статиче-
ских хаоактеристик нагрузщ Если эти характеристики
близки к квадратичным (т е можно считать, что ги=
=const), то увеличение напряжения в приемной системе
может ухудшить условия устойчивости Действительно,
из условия (3-7) при <52i—а^г— 90” предельная мощность,
поступающая в эквивалентный генератор приемной энер
госистемы

Р ----- Р __ Р --- _ Е!2Г22	/О | | \

пред 1 21 Г 22  г	z222	I ° 11 7

В этом выражении второе слагаемое пропорциональ-
но Е2 приемной энергосистемы, и поэтому при возраста
нии Е2 величина Рщжя может уменьшаться Определим
условия, при которых Рпред увеличивается с уменьшени
ем Е2 Для этого, определив производную	и при-

с1Ё2

равняв ее нулю, получим

Et/zK = 2E2rmfz\2	(3 12)

Умножая это равенство на Е2, находим, что увеличе-
ние Е2 повышает устойчивость, если Рпред<2Р22, и, на
оборот, если Рпрея>2Р22, то увеличение Е2 ухудшает
условия устойчивости

Если нагрузка практически не зависит от напряже
ния, т е можно считать, что /Да--coast, то увеличение
Е2 всегда ухудшает устойчивость Обычно нагрузка за-
висит от напряжения, но не в квадрате, а в меньшей
степени, определяемой составом нагрузки, поэтому для
различных конкретных случаев это влияние может быть
разным При этом чем слабее связь с энергообъединени
ем, тем большая вероятность того, что понижение напря-
жения улучшает условия устойчивости, поскольку в этом
случае даже небольшое уменьшение мощности нагрузки
в значительной степени разгрузит электропередачу

Предотвращение нарушения устойчивости нагрузки.
Одной из важнейших проблем при эксплуатации энерго-
систем с дефицитом мощности является обеспечение
устойчивости узлов нагрузки и предотвращение «лавины
напряжения», приводящей к массовому отключению по
требителей Изучению условий устойчивости нагрузки по
священо большое число работ Наиболее важными в этом
отношении являются работы И М Марковича, И С Бру-
ка и С А Совалова [113, 114], в которых введены и
обоснованы практические критерии устойчивости нагруз-
ки В этих работах показана взаимосвязь практических
(вторичных) критериев устойчивости нагрузки со стро-
гим критерием статической устойчивости — требованием
положительности знака свободного члена характеристи-
ческого уравнения Все практические критерии сводятся
138
к требованиям определенного знака (положительного
или отрицательного) производной от некоторого неба
ланса по какой-либо координате Поскольку в указан-
ных работах, а также в [22] эти критерии рассмотрены
достаточно детально, остановимся на них вкратце

Для одиночного асинхронного двигателя можно вое-
пользоваться критерием	Для комплексной разгруз-

ки удобен критерий ->0 (рис 3 15) При оценк° устой

чивости комплексной нагрузки по этому критерию необ-
ходимо предварительно построить зависимости Ея=
=f(U) Задаваясь значениями U для соответствующих

Рис. 3-15. Критерии статической устойчивости нагрузки

а — схема замещения, б — зависимость Р = {р($) для одиночного асинхронного
двигателя (£’3=const); в — зависимое?! эквивалентной э д с Г,, от напря
жения в узле комплексной нагрузки.

по статическим характеристикам нагрузки значениям
Р„, QH> определяют значения £)., п строят искомую зави-
симость Запас устойчивости определится как превыше
ние фактического значения напряжения над его критиче-
ским значением, при котором ^=0

При расчетах устойчивости нагрузки в энергосистеме,
состоящей из группы станций и имеющей узловую точ-
ку, в которой включена нагрузка, наиболее удобен прак-
тический критерий < 0 (рис 3 16) где

AQ- -У Qr Z Qn

Для определения условий устойчивости нагрузки
в узловой точке строят характеристику мощности SQr=
=f(U), притекающей в эту точку, л характеристику сум-

139
маркой мощности нагрузки 2Qa=f(U) (генераторы без
АРВ замещаются Еч, при наличии АРВ — Ех за сопро
тивлением Ах, причем при АРВ сильного действия Дх=
=0, Ex=Ut>) Критическое напряжение в узловой точке
зависит от потребления реактивной мощности комплекс-
ной нагрузкой, от типа систем возбуждения и АРВ, уста
новленных на электростанциях системы Включение
в узле нагрузки конденсаторов для компенсации реак-
тивной мощности может приводить к ухудшению условий
устойчивости нагрузки (рост^ критического напряжения
на 5—10%) (рис 3-16).

Рис 3-16. Критерий статической устойчивости комплот сноп нагрузки
в узловой точке.

а —схема системы б — зависимости Qt, Q, \Q от напряжения
в узловой точке,

Qr-Qn + Qr2+Qr3+	,

Qh = Qhi + Qh2+Qh3+ + Qhtit

и2

Qrn = ^r---cos 5 — —

Наличие быстродействующих систем возбуждения и
£РВ на генераторах, а также на синхронных двигателях
узла нагрузки, наоборот, улучшает условия устойчивости
нагрузки (рис 3-16) и может частично скомпенсировать
неблагоприятное влияние конденсаторов
140
Анализ устойчивости нагрузки с учетом ее динамиче-
ских свойств был выполнен в ряде работ под руководст-
вом В А Веникова В них рассматривалось также влия-
ние внешней по отношению к нагрузке сети на критиче-
ское напряжение Анализ этого вопроса выполнялся
позднее во ВНИИЭ [49], было показано, что критиче-
ское напряжение зависит не только от схемы, но и от
режима внешней сети

Нарушение устойчивости нагрузки в ряде случаев происходит
из за возрастания ее мощности. При этом целесообразно определить,
насколько можно повысить мощность нагрузки чтобы устойчивость
сохранялась с необходимым запасом Поиведем пример такого
анализа

От мощной системы по линии НО кВ питается крупный про-
мышленный район, нагрузка которого (около 40 МВ-А) состоит
в основном из асинхронных двигателей (характеристики нагрузки
бтизки к кривой 4 на рис. 3 3 и кривой 5 на рис. 3-6,6) В связи
с расширением промышленных предприятий нагрузка возрастает,
в результате чего требуется определить значение предельной на
грузки по условиям обеспечения достаточного запаса статической
устойчивости Для решения этой задачи были экспериментально
определены статические характеристики нагрузки Характеристики
определялись двумя способами: в первом опыте переключением
ответвлений на трансформаторе; по втором опыте напряжение изме
нялось путем изменения возбуждения выделенного генератора при
его раздельной ра'боте с системой. При проведении первого опыта
напряжение уменьшалось от 95 до 80 кВ причем опрокидывания
нагрузки не происходило Во втором опыте (при изменении возбуж-
дения генератора) нарушение устойчивости нагрузки, сопровождаю
щееся лавиной напряжения, произошло при напряжении около
80 кВ Такое высокое значение критического напряжения, большее
чем в предыдущем опыте, определяется тем, что к достаточно боль
шому реактивному сопротивлению электропередачи добавилось во
втором опыте сопротивление питающего генератора. По данным
обоих опытов построены статические характеристики нагрузки.

По этим характеристикам определено допустимое увеличение
мощности потребителей. Расчет выполнялся следующим образом.
Предполагалось, что при увеличении нагрузки се статические харак-
теристики (в оты. ед.) не изменяются. По этим характеристикам и
известным сопротивлениям линии и системы строилось семейство ха
рактеристик E=f(U) при различных значениях мощности нагрузки.

dE

Нагрузка устойчива до тех пор пока значения имеют поножи
тельиыЙ знак в точках соответствующих заданной э. д с. снеге
мы Е Для проверки правильности расчета таким методом было
определено критическое напряжение для условий второго опыта.
Сопоставление результатов расчета и опыта дало удовпетворитеть-
ное совпадение. В опыте при питании от выделенного генератора
критическое напряжение составляло 80 кВ в расчете получено 78 кВ

Указанным методом выполнен также расчет зависимости напря-
жения на нагрузке от ее мощности при различных значениях экви-
ватентпой э д с Е системы (рис. 3 17, кривые а) и определено кри-
тпческое напряжение на нагрузке (кривая б). Как видно из этих
зависимостей, нарушение устойчивости при Ё=111 кВ происходит
при напряжениях 65—70 кВ. С учетом минимального нормативного
запаса устойчивости &и = 10% напряжение на нагрузке не должно
быть ниже 75—78 кВ Таким образом, при таком значении э. д с
системы нагрузка района не должна увеличиваться более чем на
10 МВ А

Для того чтобы показать, насколько важно при опре.
делении статической устойчивости в энергосистемах ти

повой структуры I пользовать
ся действительными характери
стиками нагрузки, приведем
еще один пример В 1970 г
в Эстонэнерго были выполнены
расчеты устойчивости для Тал
линского энергорайона, кото
рые показали, что при отклю-
чении одной из параллельных
линий 220 кВ, питающих этот

Рис 3 17 К расчету устой район, устойчивость электрапе-
чивости узла нагрузки редачи по оставшейся линии
нарушается, и чтобы ее сохра-
нить, требуется одновременно с отключением линии
отключить значительную часть нагрузки Расчет устой-

чивости проводился с использованием типовых характе-
ристик нагрузки [3] Проведенные затем испытания1
показали, что характеристики нагрузки в значительной
степени отличаются от типовых (приблизительно они
совпадают с кривыми 1 на рис 3 3 н 3 6,6), вследствие
чего нарушение устойчивости в рассматриваемом слу
чае не может произойти и применение автоматики,
отключающей нагрузку, неоправданно

3-4. Повышение синхронной динамической устойчивости
энергосистем с дефицитом мощности

В энергосистемах с дефщитом мощности динампче
ская устойчивость нарушается как правило, только
вследствие тяжелых или затянувшихся к. з Процесс на-
рушения синхронизма приемной энергосистемы может
протекать различным образом в зависимости от точки
и тяжести возмущения Наибольшую опасность для
генераторов приемной энергосистемы представляют к з

1 Испытания проведены под руководством капд техн, паук
Л М Горбуновой (ВНИИЭ)

142
1

на передающем конце линии электропередачи, посколь-
ку при этом, с одной стороны, происходит сброс переда^
ваемой по линии электрической мощности и с другой
стороны в силу удаленности к з нагрузка приемной энер-
госистемы снижается незначительно (т е величина Р22(0)
в исходном режиме примерно равна своему значению
при к з Р22(к.з>) В результате возникающего дефицита
мощности угол между генераторами приемной энергоси-

5)

Рис. 3 18 Синхронная динами
аческая устойчивость генерато-
'ров приемной энергосистемы
при кзв различных точках
а — к. з. на передающем конце ли
нин (торможение генератора); б —
к з на приемном конце линии при
наличии нагрузки, зависящей от
напряжения (устойчивость сохра
няется); в — к. з, на приемном кон
це линии при наличии нагрузки, су
щественно зависящей от напряже
ния (ускорение генератора).

/ — характеристика электрической
мощности генератора до и после
к. з.; 2 — характеристика электриче
ской мощности генератора при
к з., Луск — площадка ускорения
^торм“ площадка торможения

стемы н энергообъединения увеличивается и происходит
нарушение синхронизма (торможение) генераторов и
двигателей приемной энергосистемы (рис 3-18,а) При
кзв приемной энергосистеме или вблизи приемного
конца электропередачи процесс может протекать по-
разному генераторы в приемной системе могут иногда
Трехфазное к.з. на ВЛ 122

о.

оставаться В синхронизме /рис
3-18,6) или даже ускоряться
(рис. 3-18,н) вследствие того, что
из-за снижения напряжения по-
требляемая нагрузкой мощность
падает (Р22 уменьшается) При
незначительной зависимости на-
грузки от напряжения возможно
и торможение генераторов Таким
образом, характер переходного
процесса для генераторов при та-
ких возмущениях в значительной
степени определяется зависи-
мостью мощности нагрузки при-
емной энергосистемы от напряже-
ния Для двигательной нагрузки
кзв приемной энергосистеме
или на приемном конце линии
представляют наибольшую опас-
ность и могут приводить к нару-
шению их синхронизма, в то вре-
мя как, например, генераторы
этой энергосистемы могут оста
ваться в синхронизме

Очевидно, что чем тяжелее и
длительнее к з, тем большую
опасность оно может представ-
лять с точки зрения устойчивости
генераторов и двигателей прием-
ной энергосистемы На рис 3 19
приведена осциллограмма глубо-
кого торможения (до 47,8 Гц) ге-
нераторов приемной энергосисте-
мы с их последующей ресинхро-
низацией при отключении к з на
приемном конце резервными за-
щитами через /кз=1,52 с (мощ-
ность нагрузки приемной энерго-
системы Рв=120 Мвт, генерируе-
мая мощность Рг=90 МВт, пере
ток в приемную энергосистему
в исходном режиме Рвер=ЗО МВт,
характер нагрузки — комплекс-
ный) .
Короткие замыкания Могут такЭкё являться причиной
выпадения из синхронизма синхронных компенсаторов
СК, которые часто устанавливаются в приемной энерго
системе (рис 3-20) Синхронные компенсаторы не имеют
первичного двигателя (Рт=0), и если собственная мощ-
ность СК Р22 достаточно велика (что обычно бывает
в приемной энергосистеме за счет большой нагрузки)
и при к. з не уменьшается, СК может выпасть из син-
хронизма, причем из за отсутствия первичного двигателя
тормозится очень глубоко (наблюдались случаи тор
можения СК до 30—35 Гц) до тех пор, пока собственная
мощность Р22, снижающаяся при уменьшении скорости
СК (снижается э д с Е2), не уравновесится асинхрон-

ной МОЩНОСТЬЮ Сас

Наиболее эффективное
средство обеспечения син-
хронной динамической устой-
чивости — быстрое отключе-
ние к з , особенно тяжелых
Обычно синхронная динами-
ческая устойчивость в таких
энергосистемах сохраняется,
если время отключения к з
не превышает 0,2—0,3 с
Однако в отдельных случа
ях, особенно если в составе
нагрузки есть большое число
сильно загруженных двига-
телей, требуются дополни
тельные 'мероприятия и при
таких временах к з Так, на-
пример, в энергоузлах, пи
тающих некоторые химиче-
ские комбинаты (Лисичан
ский, Гродненский, Невин-
номысский), имели место на
рушения устойчивости вслед-
ствие того, что при к з , от
ключаемых в течение 0,2—

Рис 3 20. Торможение синхрон-
ного компенсатора на приемной
подстанции при к. з на пере
дающем конце линии

1 — характеристика электрической
мощности до и после к. з.; 2 — ха-
рактеристика электрической мощно-
сти при к з Дуск — площадка
ускорения; 4торм — площадка тор
можения

0,3 с, выпадали из синхронизма синхронные двигатели
компрессорных уставок Проведенный анализ показал,
что это явление обусловлено, в основном, отсутствием на
импортных двигателях полноценных устройств форси
ровки возбуждения
Второй пример относится к асинхронной нагрузке,
характеристики которой весьма неблагоприятны с точки

зрения возможности возникновения лавины напряжения
(рис 3 3, кривая 4, рис. 3 6,6, кривая 5) Для энергоси-
стемы с такой нагрузкой были проведены специальные
исследования, позволившие разработать противоаварий-

ную автоматику и определить область устойчивости ре

Рис 3-21 Зависимости пре
дельного по условиям устой-
чивости времени отключения
к. з от внешнего реактивно
го сопротивления узла на-
грузки.

1— трехфазное замыкание на
двигателе 1 2 — двухфазное за
мыкание на землю иа двигате
ле /; 3 — трехфазное замыкание
на двигателе 2

жимов Исследования выпол
нялись на АВМ по методике,
изложенной в [57]

Вначале исследования про
водились для условий опытов,
осциллограммы которых пока-
заны на рис 3 11,(7, б После
того как было получено удов-
летворительное совпадение ре-
зультатов расчета с результа-
тами эксперимента, были вы
полнены расчеты для нормаль
ных и ремонтных схем и режи-
мов, существующих в условиях
эксплуатации Эти исследова-

ния показали, что при к з
вблизи точки подключения на-
грузки нарушение устойчиво-
сти начинается с торможения
асинхронных двигателей По-
этому были разработаны ме-
роприятия, обеспечивающие
устойчивость нагрузки, в част-
ности форсировка возбуждения

на расположенных в этом узле синхронных компенсаторах
по производной напряжения и отключение части нагрузки
в зависимости от глубины и длительности понижения
напряжения Для определения доли отключаемой на-
грузки и уставок автоматики по напряжению и времени
на АВМ были выполнены расчеты, которые позволили
построить зависимость предельного времени отключения
к з от внешнего реактивного сопротивления (рис 3-21)
при различных значениях исходного напряжения Семей
ства таких характеристик, построенные для различных
значений нагрузки узла, позволили выбрать пять очере-
дей разгрузки по напряжению с выдержками времени
О—4 с и напряжениями срабатывания U— (0,6—0,9 1/ИОм),
ETTOIc

отключающие в зависимости от схемы системы от 20 до
I 40% мощности нагрузки для обеспечения устойчивости
узла Как показал опыт эксплуатации, эга автоматика
неоднократно предотвращала нарушения устойчивости
энергосистемы Следует отметить, что в данном случае
отключение части нагрузки автоматикой не нарушает
технологического режима, если через несколько минут
отключенные двигатели вновь подключаются к сети, как
это обычно и происходит

Такие условия, когда синхронная динамическая
устойчивость энергосистемы нарушается вследствие тор
можения двигательной нагрузки при отключении к з
быстродействующими релейными защитами, являются
весьма редким явлением Обычно наличие регулирова
ния возбуждения и релейной форсировки на генера-
торах, компенсаторах и синхронных двигателях доста
точно, чтобы в этих случаях устойчивость сохранялась

3-5. Обеспечение устойчивости энергосистем
с дефицитом мощности после их отделения
от энергообъединения

Общие положения. На аварийное отклонение частоты
энергосистемы накладываются ограничения как по усло-
виям работы основного и вспомогательного оборудова
ния электростанций, так и в соответствии с требованиями
ряда потребителей При отделении энергосистем с дефи-
цитом мощности от эпергообъединения происходит пол
ная загрузка находящихся в работе агрегатов, и, если
в результате этого не ликвидируется возникший дефи-
цит, аварийно снижается частота При этом снижается
производительность механизмов собственных нужд элек
тростанций (в первую очередь питательных электрона-
сосов— ПЭН тепловых электростанций), что приводит
через некоторое время к уменьшению гепеоируемой
мощности п дальнейшему снижению частоты. Если
в процессе снижения частоты быстро не отключить часть
потребителей, то может начаться лавинообразное сни
жение частоты, приводящее к полному развалу энерго-
системы с погашением большей части или даже всех
потребителей энергосистемы Это наиболее тяжелая
авария

Работа тепловых электрических станций при пони
женин частоты — один из важнейших вопросов прч ана
Ю*	147
лизе устойчивости энергосистем с дефицитом мощности
Прекращение подачи воды в котел происходит при неко-
тором значении частоты /кр, называемом критическим
Прн критической частоте развиваемое ПЭН давление
становится равным статическому давлению (в барабан-
ном котле это давление в барабане, в прямоточном —
давление в парогенерирующей части)

В настоящее время основная часть мощности произ
водится тепловыми электрическими станциями с блока-
ми мощностью 150—300 МВт Экспериментальный ма-

Рис. 3 22 Кривая предельно допу-
стимого времени работы блоков
150—'200 МВт с барабанными кот
лами при понижении частоты
1129]

териал по поведению этих
агрегатов при снижении
частоты пока еще неве
лик, однако уже могут
быть сделаны некоторые
определенные выводы

По данным Среднеази
атского отделения треста
ОРГРЭС [129] для тепло-
вых электростанций вы
сокого давления с бло-
ками 150—200 МВт зна-
чения критической часто-
ты [кр=38-ь-45 Гц (наи
меньшее значение частоты

соответствует блокам 150 МВт с прямоточными котлами
при наличии регуляторов давления пара перед турбиной
«до себя», наибольшее — блокам 200 МВт с барабанны
ми котлами). Как показали исследования, выполненные
этим отделением ОРГРЭС для блоков 150—200 МВт,
длительная работа блоков с барабанными котлами на
пониженной частоте без разгрузки блока вручную пер-
соналом невозможна, поскольку будет достигнута устав-
ка срабатывания защиты от упуска воды в барабане, п
блок будет отключен. Рассчитанная на основании экспе

риментальных данных кривая предельно допустимого
времени работы блоков 150—200 МВт с барабанными
котлами при понижении частоты приведена на рис 3-22
Для переходного процеса с изменяющейся частотой
в [129] приведена методика интегральной оценки допу-
стимости работы блока Исследования показывают, что
если длительность переходного процесса снижения ча-
стоты не превышает 60—70 с (что, как показано ниже,
должно обеспечиваться автоматической частотной раз-
грузкой), блок не отключается защитами Если переход-
ный процесс с пониженной частотой более длителен, сле-
дует произвести оценку возможности работы блока при
снижении уровня воды в барабане котла по соответст-
вующим критериям

Блоки с прямоточными котлами иногда работают
с так называемыми регуляторами давления пара перед
турбиной «до себя» (РДС), которые поддерживают по-
стоянство давления перед турбиной путем воздействия
и а регулирующие клапаны турбины Проведенные иссле-
дования [129] показали, что при длительном снижении
частоты до 45 Гц блоки с включенными регуляторами
снижают мощность на 23—27%, при этом установив-
щееся значение достигается через 2—4 мин Поскольку
давление пара перед турбиной при этом поддерживается
неизменным, блок может неограниченно долго работать
при пониженной частоте без каких-либо нарушений тех-
нологического режима Однако, как показано ниже,
РДС препятствует мобилизации имеющихся резервов
мощности на блоке п в настоящее время согласно [42,
43] он должен при снижении частоты автоматически
выводиться из работы Если регулятор давления «до
себя» отключен, то при снижении частоты до 45 Гц
в статическом режиме через 3,5—7 мин блок снижает
мощность примерно на 14% При этом давление пара
перед турбиной падает на 30—40%, что может привести
к срабатыванию защиты от понижения давления Таким
образом, длительная работа с пониженной частотой для
блоков с прямоточными котлами является опасной
Однако в переходных процессах с пониженной частотой,
продолжающихся 30—60 с, как это обычно бывает при
работе частотной разгрузки, опасного снижения давле-
ния не происходит Поскольку, как указывалось выше,
имеющийся экспериментальный материал по поведению
блоков при снижении частоты еще невелик, необходимо
продолжить исследования в этом направлении, особенно
применительно к блокам мощностью 300 МВт и более

Другой опасностью возникающей при снижении час-
тоты в энергосистемах, является возможность развития
«лавины напряжения», приводящей к массовому отклю-
чению потребителей в том числе и ответственных «Ла-
вина напряжения» может возникнуть вследствие увели-
чения потребления реактивной мощности в узлах
нагрузки из-за снижения частоты н уменьшения генери-
руемок реактивной мощности (в связи с реакцией неко-
торых АРВ и систем возбуждения на снижение частоты)
Отключая часть менее ответственной нагрузки, можно
избежать полного обесточения потребителей

Аварийные ситуации со снижением частоты после
возникновения дефицита мощности и исчерпания имею-
щихся свободных резервов генераторной мощности
предотвращаются прежде всего отключением части по-
требителей Целью отключения потребителей является
предотвращение возникновения «лавины частоты» и оста
новки электростанций с потерей питания механизмов
собственных нужд Если сохранить электростанции
в работе, электроснабжение потребителей можно восста-
новить достаточно быстро Если не отключить потреби-
телей, то их электро< набжение все равно прекратится
в результате возникновения лавины частоты, по при
этом все или часть электростанций будут остановлены
с потерей собственных нужд, при этом для восстановле-
ния электроснабжения потребителей потребуется значи
тельное время

В качестве основного мероприятия, предотвращаю-
щего опасное развитие аварии при возникновении де-
фицита мощности, используется автоматическая частот
ная разгрузка (АЧР) Опыт эксплуатации этих устройств
в теченье почти 30 лет показал их высокую эффектив-
ность Ежегодно с помощью АЧР предотвращается не-
сколько десятков тяжелых аварий с дефицитом мощ-
ности. Естественно, что для предотвращения снижения
частоты прежде всего дочжны быть мобилизованы име-
ющиеся свободные резервы генераторной мощности
электростанций Для этого не должна допускаться рабо
та турбин с ограничителями мощности Быстрота дейст-
вия систем регулирования скорости паротурбинных агре
гатов позволяет набирать дополнительную нагрузку за
доли секунды, причем, если по условиям паропроизводи
тельности котлов нагрузка не может быть длительно
сохранена, она может в дальнейшем быть ограничена
по мощности котлов, однако даже кратковременное уве-
личение генерируемой мощности важно для уменьшения
величины и длительности снижения частоты

На гидроэлектростанциях, обладающих большей, чем
v паротурбинных агрегатов, инерционностью системы
регулирования, могут применяться специальные устрой
ства ускорения набора нагрузки при понижении частоты,
150
исключающие в этих условиях изодромный элемент ре-
гулятора скорости На электростанциях, агрегаты кото
рых оснащены устройствами автоматического регулиро
вания активной мощности (АРМ), также должна
исключаться возможность блокирования первичных ре-
гуляторов скорости, а при снижении частоты должна
обеспечиваться возможно более полная и быстрая мо
билизация имеющихся свободных резервов мощности
с помощью, например, частотных корректоров

Основные принципы выполнения аварийной разгруз-
ки. На первых этапах внедрения АЧР [125] ее построение
и расчеты выполнялись исходя из ориентации на работу
разгрузки в основном в отдельной изолированной энер-
юсистеме Количество очередей и устройств разгрузки
принималось небольшим, при этом мощность каждой
очереди выбиралась из условия восстановления частоты
в этой энергосистеме от уставки данной очереди до
значения, близкого к номинальному Одним из требова
ний, предъявляемых к разгрузке, являлось обеспечение
селективности действия очередей В результате такого
подхода мощность каждой очереди разгрузки была зна-
чительной, а ступени по частоте — большими Изложен
ные принципы в условиях изолированных энергосистем
были вполне удовлетворительны, а действие разгрузки
эффективно

По мере характерного для последних лет процесса
объединения энергосистем увеличиваются их террито-
риальная протяженность, установленная мощность, ко-
личество параллельно работающих электростанций
В отличие от изолированных энергосистем, особен-
ностью крупных энергообъединений является многооб
ра-зне возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощ
ности. Аварийный дефицит может охватывать самую
различную территорию — район, одну энергосистему,
группу энергосистем, все объединение в целом Аварий-
ные отключения линий электропередачи или шин узло
вых подстанций, приводящие к разделению энергообъ-
единений и выделению отдельных районов, возможны
в самых различных сочетаниях Дефицит мощности мо-
жет являться следствием отключения единственной свя
зи, отключения нескольких связей из за нарушения
устойчивости электропередач, отключения части генера
торов вследствие возникновения асинхронного режима
в энергосистеме и т д
Как Доказываем анализ аварийных ситуаций, зача-
стую авария в крупном энергообъединснни развивается
так сложно, что заранее при расчетах бывает трудно
предусмотреть такое развитие аварии При анализе де
фицитов мощности для выбора АЧР необходимо учпты
вать разнообразие режимов, определяемое сезоном,
днями недели (рабочие, выходные, праздничные, пред
выходные), временем суток, проведением ремонтных
работ на электростанциях и в сетях и т д Таким об
разом, в условиях современных крупных энергообъеди-
пений определение максимально возможных дефицитов
мощности, их мест возникновения п распространения
становится задачей мпоговариантпой и в значительной
степени вероятностной

В этих условиях, как показали опыт эксплуатации
и анализ системных аварий, прежние принципы выпол-
нения АЧР, основанные на выполнении разгрузки не
большим количеством крупных по мощности очередей,
оказались в целом ряде случае неэффективными В усло-
виях многообразия возможных аварийных ситуаций
с дефицитом мощности в одних случаях после работы
АЧР происходили излишнее отключение потребителей и
подъем частоты выше номинальной, а в других случаях
после действия АЧР не происходило необходимого подъ
ема частоты (имело место «зависание» частоты)

Дальнейшее развитие режимных принципов выпол
нения АЧР применительно к объединенным энергосисте-
мам проводилось в последние годы под руководством
Е Д Зейлидзона и С А Совалова [74, 75, 120] Эти
принципы претерпели существенное изменение, и поэто-
му их целесообразно рассмотреть более подробно

Поскольку, как указывалось выше, вопрос анализа
поведения блочных тепловых агрегатов при снижении
частоты проработан еще недостаточно, на основании
имеющегося опыта эксплуатации к автоматической час
тотной разгрузке предъявляются следующие требования
не допускается даже кратковременное снижение частоты
ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не
должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц —
60 с [120] Выполняемая в настоящее время разгрузка
учитывает многообразие возможных аварий, различный
характер их протекания (дефициты мощности, имеющие
различные значения и районы распространения, разный
характер реализации резервов мощности, срабатывания
устройств разгрузки и т д ) Достигается этот эффект,
прежде всего, за счет большого числа очередей АЧР,
ступени между которыми взяты минимальными, при
этом мощность, приходящаяся на каждую очередь, су-
щественно меньше, чем при применявшемся ранее ма-
лом числе очередей Автоматическая частотная разгруз-
ка разбивается на две категории. АЧР1, очереди которой
отличаются только уставками по частоте (диапазон
46,5 Гц—48,5 Гц, общая уставка по времени 0,3—0,5 с,
минимальная ступень по частоте 0,1 Гц), и АЧР1Г, оче-
реди которой имеют общую уставку по частоте в диапа-
зоне 48,5—48,8 Гц и различные уставки по времени
(от 5 до 60—90 с, минимальная ступень 3 с)

Назначение быстродействующих очередей АЧР1—

мощности

На рис
зана кривая
частоты при

3 23 пока-
изменения
возникло

Рис 3 23, Кривая изменения часто-
ты при возникновении в энергоси-
стеме дефицита мощности и дей
ствии ЛЧР

вении дефицита мощно
сти и действия ЛЧР По
мере снижения частоты

срабатывают очереди АЧР1

со все более низкими уставками по частоте, а по мере
восстановления частоты — очереди АЧРП со все боль-
шими уставками по времени. Чем больше число очере-
дей, тем более гибкой становится вся система разгрузки
Основным достоинством такой системы разгрузки яв-
ляется то, что она практически является «самонастраи-
вающейся» с точки зрения объема отключаемой нагруз
ки, поскольку вне зависимости от величины дефицита
мощности, его распространения, характера мобилизации
резерва, постоянных времени и регулирующего эффекта
нагрузки по частоте и т д объем отключаемой нагрузки
в подавляющем большинстве случаев примерно равен
возникшему' дефициту мощности
Эффект «самонастройки» с точки зрения дозировки
отключаемой нагрузки позволяет выбирать объем АЧР
с запасом без опасения излишнего отключения потреби-
телей Это особенно важно в объединенных энергоси-
стемах, где необходимость запаса диктуется следующи-
ми причинами, во первых, величина возникающего
дефицита зависит от многих факторов, имеющих веро
ятностный характер (как показывает анализ аварий,
никогда иет гарантии, что возникший в процессе раз-
вития аварийной ситуации дефицит мощности не бу
дет превосходить максимальный расчетный), во вто-
рых, во многих случаях должен быть предусмотрен
запас по режимам выходных, праздничных дней и ре-
жимл ночного минимума [120]

Если при возникновении аварийной ситуации генерируемая мощ
ность в энергосистеме (районе, узле) составляет Рг, а мощность на
грузки — Рн, то дефицит мощности, отн ед равен

р ___р

=	(3-13)

‘ н

При максимальном 'расчетном дефиците мощности АР? для пред
отвращения снижения частоты ниже ^мии = 45 Гц к АЧР1 было бы
достаточно подключить мощность

где kn = (dPu—регулирующий эффект нагрузки по частоте
1 'ном

с учетом одновременного снижения напряжения

Однако, учитывая необходимый затс согласно [120] объем
АЧР1 принимается равным, отн. ед:

^АЧР! ^Рг + 0 05	(3-15)

Объем потребителей, подключаемых к устропствам АРЧИ, дол-
жен быть прежде всего достаточным для восстановления частоты
после работы устройств АЧР1 от значения [мин до значения /н близ-
кого к номинальному Дтя этого к АЧРП необходимо было бы под
ключить мощность

(3-16)

Для этой цели, как правило, достаточен объем 4ЧРП равный
10—15% нагрузки района (энергосистемы). Однако как показал
опыт эксплуатации, такой объем АЧР может оказаться недостаточ
ным из-за так называемого каскадного развития аварии в крупных
154
эпергообъсдинениях (рис. 3 24) приводящего к повторяющемуся
медленному снижению частоты и работе в основном АЧРП. При
таких авариях после первоначального снижения частоты действия
АЧР и восстановления частоты происходит повторное медленное
снижение частоты из-за отключения какого-либо генератора пару
тения устойчивости по какой-либо связи, действия регуляторов дав
ления пара турбин «до себя» (см. ниже) и т д, в результате чего
частота вновь снижается до установок АЧРП В этом случае при
малых объемах АЧРП восстановления частоты не происходит, иона
«зависает» на уровне ниже уставки по частоте АЧРП. Для устране-
ния подобных явлений объем АЧРП должен быть увеличен и с уче-
том необходимого запаса определяться следующим образом [120]'

/3АЧРП>°’4РЛЧР1

(3-17)

Возможность мобилизации мощности ГЭС как правило, относит
ся в запас расчета и не учитывается. При наличии гарантированно
го резерва она может быть принята во внимание при выборе уставок
во времени АЧРП

При анализе схем и режимов работы энергосистем
должны быть выявлены наиболее тяжелые но дефици-

там мощности аварийные
ситуации При этом долж
ны быть рассмотрены ре
ально возможные наложе-
ния как аварийных, так п
ремонтных режимов, начи-
ная с элементарных уз-
лов и кончая энергообъ-
единением в целом Объ
ем АЧР в отдельных узлах
(районах) выбирается по
наиболее жесткому из тре-
бований предотвращения
развития местных и обще
системных аварий Вы-

Рис 3 24 Различные случаи проте
кания аварии с дефицитом мот
пости.

1 — значительны)! дефицит мощности;
2 — повторяющееся медленное сниже-
ние частоты

бранные объемы АЧР целесообразно равномерно рас-
пределять по очередям АЧР в принятых диапазонах
уставок по частоте и времени Это значительно упро
щает расчеты. При отклонении от равномерного распре
деления желательным следует считать увеличение объ
ема АЧР1 в области более высоких уставок по частоте

Потребителей следует подключать к АЧР с учетом их
ответственности по мере возрастания ответственности

они должны присоединяться к очередям с меньшей веро
ятностыо срабатывания (имеющим более низкие устав-
ки по частоте АЧР1 и большие выдержки времени
в АЧРП) В большинстве случаев мощности, отключае-
мые АЧР1 и АЧРП, приблизительно пропорциональны
объемам этих категорий разгрузки. Однако при различ-
ных авариях в ряде режимов могут в разной степени
срабатывать различные категории разгрузки при ава
риях со значительными дефицитами мощности (рис 3-24)
срабатывают значительная доля (а в отдельных случаях
и вся) АЧР1 и незначительная доля (несколько первых
очередей) АЧРП, при авариях с медленным повторяю
щимся снижением частоты (рис 3-24) соотношение сра
ботавших очередей обратное В результате этого могут
иметь место случаи, когда одной категорией раз1рузки
будут отключены более ответственные потребители, в то
время как менее ответственные потребители в другой
категории разгрузки останутся в работе

Наряду с трудностями соблюдения строгой последо-
вательности отключения устройствами АЧР потребите-
лей по мере возрастания их ответственности серьезные
трудности в выполнении АЧР возникают также при воз-
можности возникновения достаточно больших дефицитов
(более 40—50%) Втаких случаях какпоказано в [120]
с учетом запаса суммарный объем АЧР оказывается
весьма большим и в энергосистемах возникают затруд-
нения с выполнением такого большого объема раз-
грузки

Обе эти проблемы в значительной степени снимаются
при переходе от раздельного действия АЧР1 и АЧРП
на отключение различных потребителей к принципу
совмещения действия обеих категорий разгрузки на от-
ключение одних и тех же потребителей Это достигается
тем, что очереди АЧР1 дополняются вторым пуском от
АЧРП (рис 3 25) При этом очереди АЧР1 с более низ-
кими уставками по частоте совмещаются с очередями
АЧРП, имеющими более высокие уставки по времени
(для упрощения на рис 3-25 принято, что выдержка
времени очередей АЧР1 ^ачр1 = 0) В противном случае
не соблюдается порядок отключения потребителей по
степени их ответственности При таком совмещении
часть очередей АЧРП, имеющих начальные уставки по
времени и предназначенных для подъема частоты после
действия АЧР1, следует оставлять несовмещенными,
иначе при наиболее частых, отличных от максимальных
дефицитах мощности (за счет того, что при действии
АЧР1 будут отключены потребители, подключенные
к первым очередям АЧРП), процесс восстановления час
тоты затянется, поскольку частота будет восстанавли
ваться только в результате действия последних очередей
АЧРП В случае максимального расчетного дефицита
мощности полное время действия разгрузки будет опре-
деляться конечными уставками АЧРП

АЧРЛ

Рис. 3-25. Принцип совмещения действия АЧР! и АЧРП на отклю
ченис одних и тех же потребителей.

а—последовательность работы очередей при аварии с большим дефицитом
мощности; б — последовательность работы очереден прн аварии с незначи-
тельным дефицитом мощности; /j—fvn — уставки по частоте очередей АЧР1

/дчРП—Уставкт по часто е очереден АЧРП /j——уставка по времени
очередей АЧРП ——совмещение очеоедей /—моменты срабатывания
очередей

Совмещение действия АЧР1 и АЧРП на отключение
одной и той же нагрузки позволяет гибко использовать
один и тот же объем потребителей для разных катего-
рий разгрузки при различном протекании аварии
(быстрое глубокое снижение частоты, медленное нарас
тание дефицита мощности при каскадном развитии ава-
рии ит д), т е несколько сократить принимаемый
запас, и в то же время обеспечивает более строгую по-
157
следоватольность отключения потребителей по мере воз-
растания их ответственности

Объем несовмещенной части АЧРП принимается равным не мс
нее чем 10% мощности энергосистемы (района) Таким образом,
суммарная мощность потребителей, подключенных к устройствам
АЧР при раздельном выполнении АЧР1 и АЧРП, согласно (3-15) и
(3 17) составит:

-^АЧР ~ ^\чР1 + Д\чРп (Д^г + 0,05) -Т 0 4(ЙРГ + 0,05) —

= 1 4Л7=>Г 4- 0 07	(3 18)

При совмещении действия АЧР1 и АЧРП

ЬРдцр ~ ХЧР1 4“ дчри 3 ‘ (ЬРI Ч- 0 05) +01	Д/% + 015 (319)

Согласно 1120] во всех oncpi осистсмах должен про-
изводиться постепенный переход к совмещенному прин-
ципу выполнения АЧР Особенно важен переход к этому
принципу прежде всего там, где трудно обеспечить необ
ходпмый запас в объеме разгрузки при раздельном вы
волнении ее катеюрпй Перспективным является также
применение АЧР с изменяющимися во времени устав-
ками по частоте [118]. Обладая всеми преимуществами
совмещенной разгрузки, эта система позволяет несколь
ко уменьшить снижение частоты и ускорить ее подъем,
но требует специальной аппаратуры, разработка которой
ведется

Принцип выполнения современной разгрузки с боль
шим числом малых по мощности очередей дает возмож-
ность восстановить частоту в большинстве случаев не
выше уставки по частоте АЧРП, т е до уровня 48,5—
48,8 Гц Задача дальнейшего восстановления частоты
возла!ается на диспетчера Для быстрой ликвидации
аварийной ситуации зачастую возникает необходимость
подъема частоты до ее значения, обеспечивающего ресин-
хронизацию района (энергосистемы) с дефицитом мощ
мости или его автоматическую синхронизацию (АПВУС)
после отключения питающей линии Эта задача может
быть эффективно решена путем автоматического повы
шения частоты возврата устройства АЧРП до необходи
мого уровня после запуска этих устройств Широкое
применение этого мероприятия, как, например, показы-
вает опыт Латвэнерго, позволяет автоматически восста-
новить нормальную работу^ энергосистемы за 2—3 мин
даже при возникновении достаточно большого дефицита

Процесс изменения частоты в переходном режиме может быть
представлен в виде суммы нескольких экспоненциальных кр !вых
158
Установившееся отклонение частоты после действия АЧР и отключе-
ния мощности	может быть рассчитано по формуле, Гц

(^Г-^АЧР)Л

Д^ст~ МР,.-РАЧр) ’	<3 20)

где fo—исходное значение частоты Гц.

Если число очередей разгрузки велико, АЧР1 можно представить
в виде непрерывной разгрузки, характеризуемой некоторым регули
рующим эффектом (ПЧОТНОСТЫО) ЛдчР! который зависит от объ
ема АЧР1 и предельных уставок по частоте. Прн равномерном
распределении мощности потребителей по заданному диапазону ча
стот от верхней fn до нижней /н уставок по частоте тотность мо
жет быть рассчитана по выражению, оти ед

^АЧрЛ

"АчР1 = е»-гн)рн’	(3'2,)

где РАчР1—суммарная мощность потребителей подключенных к
АЧР1

Приближенно без учета времени действия устройств АЧР1 и
при неизменной величине Рг установившееся после действия АЧР1
значение частоты может быть определено по формуле Гц

Л/о (/о о ^АЧР1 /в)

Лп,,,=& (3”22)

Действительное установившееся значение частоты то работы
АЧРП будет несколько выше, а наименьшее значение в переходном
процессе — ниже за счет времени действия устройств АЧР и времени
действия выключателей. Эта разница будет тем больше чем больше
значение дефицита мощности и время действия АЧР Точную зави-
симость /=<р(1) при большом числе очередей в настоящее время
рассчитывают с помощью ЦВМ; приближенно ес можно рассчитать
группируя несколько смежных очередей в одну

В отдельных энергосистемах пли районах при воз-
никновении значительных дефицитов мощности АЧР мо-
жет оказаться неэффективной из-за резкого п глубокого
снижения частоты и напряжения В этих условиях воз-
можно нарушение нормальной работы как электростан-
ций, так и значительной части потребителей Здесь мож-
но выделить следующие аварийные ситуации

возникновение значительного (более 40—50%) дефи-
цита активной мощности, при наличии которого даже
при действии АЧР частота снижается ниже 45 Гц,
возникновение наряду с дефицитом активной мощ
ности значительного дефицита реактивной мощности,
опасного с точки зрения «тавнпы напряжения» Отме
тим, что в этом случае определяющим не обязательно
является режим с максимальным дефицитом активной
мощности, сопровождающимся обычно и большим дефи-
цитом реактивной мощности, а, например, режим с от-
ключением ближайшего к узлу нагрузки источника пита-
ния небольшой мощности

В энергосистемах и районах, где возможно возникно-
вение подобных аварийных ситуаций, должны пред
усматриваться помимо АЧР устройства так называемой
дополнительной разгрузки Их цель — ускорение отклю
чения потребителей и увеличение объема отключаемой
нагрузки При больших дефицитах активной мощности
такую разгрузку можно выполнять или по фактору зна-
чительной скорости снижения частоты, или по другим
факторам, характеризующим значительный местный де-
фицит мощности в данной энергосистеме (или районе)
помимо изменения частоты, например по фактору отклю-
чения какого-либо элемента (агрегата, линии, трансфор-
матора) с контролем величины и направления мощности
в предшествующем режиме или без него, по фактору
изменения величины или направления тока, мощности
в элементах сети и т д, возможно применение телеот-
ключения, в том числе и циркулярного Дополнительная
разгрузка прн больших дефицитах активной мощности
должна иметь минимальную выдержку времени

Допускается использовать для АЧР и дополнитель-
ной разгрузки одних и тех же потребителей При этом
объем АЧР должен быть таким, чтобы удовлетворялись
требования ликвидации общесистемных дефицитов мощ-
ности, а объем дополнительной разгрузки таким, чтобы
удовлетворялись требования ликвидации значительных
местных дефицитов мощности.

Кроме применения устройств АЧР и дополнительной
разгрузки эффективным мероприятием по ликвидации
аварий со значительными дефицитами мощности являет
ся применение делительной автоматики по частоте, от-
деляющей электростанцию с целью сохранения ее соб-
ственных нужд от остальной энергосистемы с примерно
сбалансированной нагрузкой Делительная автоматика
применяется для резервирования АЧР и дополнительной
разгрузки и должна устанавливаться на всех тепловых
электростанциях, для которых она может быть выпол-
нена по условиям работы (схема электростанций, ее по-
ложение в сети, теплофикационный режим и т д ) Кро-
ме того, такая делительная автоматика в ряде случаев
может заменять дополнительную разгрузку, в частности,
если выполнение дополнительной разгрузки связано
с большими трудностями (потребитель сильно рассредо-
точен по энергосистеме, пет возможности быстро отклю
чить крупную подстанцию из-за ответственных потреби-
телей и т д), если по каким то причинам временно
имеет место недостаточный объем разгрузки, если на-
грузка, питание которой сохраняется, имеет высокую
степень ответственности, а нагрузка, отключаемая дейст-
вием обычной АЧР до или после отделения электростан-
ции, менее ответственна

Делительную автоматику по частоте следует согласно
[39] выполнять с двумя пусковыми органами одним —
с частотой срабатывания 45—45,5 Гц и временем сраба
тывания 0,5 с, и другим — с частотой срабатывания око
ло 47 Гц и временем срабатывания 30—40 с В отдель-
ных случаях, в частности при недостаточном объеме
разгрузки, допускается принимать уставки делительной
автоматики по частоте равными 46,5—47,5 Гц и по вре-
мени не более 1 с, т е допускать ее неселективное по
отношению к АЧР действие

Следует особо указать на важность установки дели-
тельной автоматики по частоте, фактически являющейся
последним автоматическим средством, позволяющим
сохранить в работе электрические станции Как показы-
вает опыт эксплуатации, ряд аварий с дефицитом мощ-
ности закончился остановкой электростанций с потерей
ими собственных нужд именно из-за отсутствия или
неправильного выбора уставок делительной автоматики
по частоте В качестве примера можно привести аварию,
описанную в гл. 1 (см рис. 1 4), закончившеюся полным
погашением района в значительной степени из за того,
что на двух из трех работавших тепловых этектростан
ций делительная автоматика по частоте совсем отсутст-
вовала, а на третьей имела выдержку времени 11 с, т е
отделение станции произошло уже при очень низком
значении частоты и не могло предотвратить ее полную
остановку

Некоторые особенности работы тепловых электро-
станций при авариях с понижением частоты В настоя-
щее время основная часть мощности вырабатывается на
тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью
150, 200, 300 .МВт, а в будущем намечается широкое
использование блоков 500 и 800 МВт С ростом доли
энергоблоков в общей мощности энергосистем и расши-
рением их регулировочного диапазона в часы не макси-
мальной нагрузки возможно появление значительных
резервов мощности При возникновении аварийной си-
туации и снижении частоты этот резерв мог бы быть
реализован и частота в энергосистеме восстановлена
Однако процесс мобилизации мощности тепловых элек-
тростанций существенно зависит от вида автоматики
регулирования этих станций [11, 35] В ряде случаев
этот резерв реализовать не удается. Автоматической мо-
билизации резерва при аварийном снижении частоты
препятствуют

работа энергоблоков с регуляторами давления пара
«до себя» (РДС) Эти регуляторы при изменении дав-
ления пара перед турбиной воздействуют через меха-
низм изменения числа оборотов на регулирующие кла
паны турбины до тех пор, пока давление не восстано-
вится до номинального значения При снижении частоты
в первый момент блок, работающий с резервом, на-
бирает мощность, давление перед турбиной снижается
и регулятор «до себя», воздействуя на регулирующие
клапаны турбины, снижает мощность блока, препятст-
вуя мобилизации резерва, до тех пор, пока не восста
новится номинальное давление перед турбиной Таким
образом, РДС блокируют действие регуляторов скоро-
сти турбин* Такие регуляторы были включены на мно-
гих блоках с прямоточными котлами,

работа энергоблоков на скользящем давлении при
всех полностью открытых клапанах турбины Такие бло-
ки не реагируют на колебания частоты в сети, их мощ-
ность изменяется не за счет открытия клапанов турби
ны, а за счет изменения параметров пара,

наличие на блоках устройств автоматического регу-
лирования мощности (АРМ) без частотных корректо
ров, что приводит к блокировке действия регуляторов
скорости турбин,

работа энергоблоков с ограничителями мощности

По этим причинам в ряде энергосистем имели место
случаи отключения части потребителей устройствами
АЧР при наличии на тепловых электростанциях резерва
мощности, достаточного для предотвращения снижения

* Аналогично регуляторы «до себя» препятствуют автоматпче
скои разгрузке турбин при повышении частоты
частоты до уставок первых очередей ЛЧР В качестве
примера может быть рассмотрено явление, которое
впервые было экспериментально обнаружено ОДУ Се
веро-Запада и НИИПТ [35] Три энергосистемы отде-
лились от ОЭС с небольшим дефицитом мощности, в ре
зультате чего частота первоначально снизилась с 50 до
49,3 Гц (рис 3-26,а) На двух электростанциях в отде-
лившихся энергосистемах имелся достаточный резерв
мощности, в основном, на энергоблоках с прямоточными
котлами, при этом четыре энергоблока 150 МВт и один

9	I)	в)

Рис. 3 26. Изменение частоты (с), давления острого пара перед тур-
биной (б) и мощности энергоблока (в) при возникновении дефицита
мощности (регулятор давления «т,о себя» включен).

энергоблок 300 МВт этих ГРЭС работали с регулятора
ми давления «до себя» Вначале блоки в результате
действия регуляторов скорости набрали нагрузку (рис
3 26,а), а затем регуляторы «до себя» в течение 30—
60 с разгрузили их до уровня ниже предаварийиого Это
привело к снижению частоты до 47,8 Гц (рис 3 26,а),
в результате чего действием АЧРП были отключены по
требители суммарной мощностью 270 МВт, хотя в пред-
аварийном режиме резерв приблизительно вдвое превос
ходил эту величину Таким образом, действие регулято-
ров воспрепятствовало мобилизации резерва и, кроме
того, привело к развитию аварийной ситуации К подоб-
ным последствиям могут приводить и работа энергобло
ков на скользящем давлении при полностью открытых
клапанах турбин и при наличии устройств АРМ без ча-
стотной коррекции.

и* 163
В настоящее время работа турбин на скользящей
давлении допускается только при полностью открытых
четырех клапанах [42, 43], что сохраняет возмож-
ность приема нагрузки блоком (хотя и незначительной)
при снижении частоты Условия включения ограничите
лей мощности и АРМ регламентированы [42] Включе
ние регулятора давления «до себя» допускается в виде
исключения при неустойчивом режиме на котле для под
держания в нормальных режимах номинального давле
ния пара перед турбиной на энергоблоках с пылеуголь-
ными прямоточными котлами На остальных энергобло
ках с пылеугольнымн и газомазутными котлами регу
ляюры «до себя» должны быть переведены в стерегу-
щий режим (т с. с зоной нечувствительности по давле
иию) При этом регуляторы «до себя» должны при ава
риях с повышением и понижением частоты автоматиче
ски выводиться из работы [42, 43]

Проблема автоматической мобилизации резерва
мощности на энергоблоках современных крупных тепло
вых электростанций с высокими и сверхвысокими пара-
метрами пара может быть решена с помощью так назы
ваемых главных регуляторов котла, т е регуляторов,
воздействующих при изменении режимных параметров
на изменение расхода топлива, подаваемого в котел
Такой регулятор при снижении давления пара перед
турбиной в результате снижения частоты и действия
регулятора скорости увеличивает подачу топлива в ко
тел и соответственно мощность турбины до тех пор, пока
давление не восстановится до нормального

В [42, 43] предписывается произвести на всех блоч
ных тепловых электростанциях наладку и ввести в рабо
ту главные регуляторы или другие более совершенные
устройства авторегулирования, обеспечивающие работу
котла в регулировочном режиме

Проведенные в тресте ОРГРЭС испытания выявили
большие возможности восприятия набросов нагрузки
энергоблоками [42], которые не используются при ра
боте с регуляторами «до себя» или при работе иа сколь-
зящем давлении при всех полностью открытых регули-
рующих клапанах турбины Яв таясь важным средством
мобилизации резерва мощности тепловых электростан
ций, главный регулятор также существенно снижает
время выхода блока на новую установившуюся нагрузку
(рис 3 27) Отметим при этом, что эффективная работа
главного регулятора возможна только при хорошей ра
боте всей системы регулирования котла и котельной
автоматики.

В ряде эиергорайонов с дефицитом мощности, в со-
став которых входят ТЭЦ (это относится в первую оче
редь к нефтеперерабатывающей, металлургической и
химической промышленности), при авариях, сопровож-
давшихся понижением частоты, наблюдались следующие
явления В процессе ликвидации аварийной ситуации по
требители, отключенные АЧР, прекращали одновремен

Рис. 3-27 Изменение нагрузки турбины при воздействии через глав
ный регулятор Блок 300 МВт Костромской ГРЭС (котел ТГМП-114,
турбина К-300 240 ЛМЗ) Исходная нагрузка 160 МВт (данные
ОРГРЭС).

I — без воздействия на котел, наброс 20% номинальной мощности; 2 — с воз
действием на котел через главный регулятор, наброс 33% номинальной мощ
кости

ио потребление тепловой нагрузки (пара) Снижение
тепловой нагрузки ТЭЦ в свою очередь снижало ее элек
трическую мощность Таким образом, отключение части
потребителей электроэнергии в результате действия АЧР
в конечном итоге еще больше увеличило возникший де-
фицит мощности По данным ОРГРЭС отключение не-
которых видов нагрузки, потребляющей также и пар,
может иногда приводить к снижению мощности ТЭЦ на
величину, в 3—5 раз превышающую мощность отклю-
ченной нагрузки Этот вопрос для ряда энергосистем
(Башкирэнерго, Татэнерго, Кузбассэнерго и др ) явля-
ется весьма острым

Эту проблему можно решить увеличением числа
устройств АЧР, установкой их непосредственно у потре
бителей (а не иа крупных питающих линиях) и отклю
чением большого числа мелких по мощности потребите-
лей, не связанных с потреблением пара В целом эта
задача требует более детальной проработки, изучения
технологии потребителей и т д Работа в этом направ-
лении проводится в настоящее время трестом ОРГРЭС
и рядом энергосистем

3-6. Прекращение асинхронного режима
и восстановление синхронной работы приемной
энергосистемы и энергообъединения

В тех случаях, когда возмущения столь тяжелы и
маловероятны, что обеспечивать синхронную работу при-
емной энергосистемы с энергообъединением нецелесооб
разно, требуется решить вопрос следует ли обеспечи-
вать результирующую устойчивость или же выгоднее
прекратить асинхронный режим с помощью делительной
автоматики, а затем, после мобилизации резервов в от-
делившейся энергосистеме и после действия АЧР вос-
станавливать синхронную работу. Аналогичная альтер
иатива возникает в случае отделения приемной энерго
системы от энергообъединения устанавливать НАПВ
или АПВУС Для того чтобы принять в подобных слу
чаях наиболее целесообразное решение, требуется оце
нить, какая часть нагрузки и на какое время будет от
ключена при том пли ином решении Желате 1ьно было
бы, конечно, сопоставить ущерб от перерыва электро-
снабжения в каждом из этих случаев, однако в настоя-
щее время имеется слишком мало достоверных данных
по оценке ущерба от перерывов электроснабжения, что
бы можно было использовать такое сопоставление

Рассмотрим условия ресинхронизации энергосистем
с дефицитом мощности, оценим влияние различных фак-
торов на области ресинхронизации, определим долю на-
грузки, которая при этом должна быть отключена или
отключится самопроизвольно, и время, в течение которо-
го может быть восстановлено электроснабжение этой
нагрузки Упрощенные расчеты ресинхронизации могут
быть выполнены при следующих допущениях

переходная э д с генераторов E'q за реактивным
сопротивлением х'з постоянна,

роторы генераторов в электрическом и магнитном
отношении симметричны,

в качестве условия ресинхронизации принят переход
скольжения через нуль, хотя при строгом решении этой
задачи требуется рассмотреть возможность «проскакива
ния синхронизма», т е сохранения асинхронного режи-
ма после изменения знака скольжения (Учитывая, что
166
в эксплуатации «проскакивание синхронизма» встречает-
ся крайне редко, а при ресинхронизации энергосистем
с дефицитом мощности не наблюдалось вообще, приня-
тое допущение является вполне приемлемым )

При асинхронном режиме приемной энергосистемы
с эиергообъединением на генераторы в этой системе
действуют как ускоряющие, так и тормозящие моменты
Ускоряющими являются момент турбины Мт и асин-
хронный момент Мас, а тормозящим — собственный мо-
мент Л-1 и, определяемый нагрузкой и потерями в актив-
ных сопротивлениях сети Так как по мере снижения
частоты (в небольших пределах) несколько снижается и
э д с, и нагрузка, и реактивные сопротивления, то
можно приближенно считать, что собственные и взаим
ные моменты при этом практически не изменяются

Известный практический критерий ресинхронизации
для энергосистемы с дефицитом мощности может быть
записан следующим образом [150] (как и в гл 2, за-
пишем это выражение через мощности, что в относи-
тельных единицах при малых отклонениях от синхрон-
ной скорости вполне приемлемо)

с ---------

ср уст

Р 22	^Т2 РГТ2 Рае

Р3“ Р!Т2 3

(3-23)

где scp уст 5ДОП — соответственно среднее установившееся
и среднее допустимое по условиям ресинхронизации сколь-

Ег 2г

жения отн ед ; Р22	—2 2- при представлении нагрузки

2 00

постоянным сопротивлением, Р,, = ——

при

представлении нагрузки постоянной мощностью, Рас =
~ ("gAj ном (s) °™ ед ; Рт, Р'т2 — соответствен-
но мощность турбин приемной энергосистемы, не имею-
щих резерва, и учитываемая доля мощности турбин этой
энергосистемы, имеющих резерв, отн ед (целесообраз-
но принимать в расчет при наличии значительного рас-
пределенного вращающегося резерва тепловых станций
или возможности мобилизации мощности ГЭС с учетом
реальных времен реализации этого резерва), о- ста
тизм регулятора турбин дефицитной энергосистемы,
имеющих резерв мощности отн ед
На рис 3-28 в соответствии с выражением (3-23) по-
строена область ресинхронизации энергосистемы с де-
фицитом мощности в координатах Р]2, Р22-

Как видно из выражения (3 23), ресинхронизация

в основном определяется соотношением мощностей Р22,
с одной стороны, и Ртз + Рас, с другой При отсутствии

резерва, что в большинстве

* Отн ед

24

22

20

1В

16

14
!2

1,0

08

06
04
02

О

24

22

20

18

16

1,4

1,2

1,0

0гв

0,4
0,2
О

11 11 12 13 14 15 16 17 180тн ед

Рис 3 28 Область ресинхрони-
зации энергосистемы с дефици-
том МОЩНОСТИ (Рбаз = Рцом,
kH = 2,0 резерв отсутствует
Т/ = 10 с)

случаев имеет место, и при
неизменной схеме асинхрои
ная мощность и мощности
турбины могут быть приняты
приблизительно постоянны-
ми, так как влияние распо-
ложения нагрузки на асин-
хронную мощность незначи-
тельно В то же время ве-
личина Р22 в сильной степе
ни зависит от э. д с прием-
ной энергосистемы, места
подключения и мощности на-
грузки и значения потерь
в активных сопротивлениях
сети Зависимости собствен-
ной мощности приемной
энергосистемы от мощности
нагрузки для различного
места ее подключения, ха-
рактера и соотношения ак-

тивного и реактивного со-
противления электропередачи показаны иа рис. 3-29 (при

их построении принималось, что напряжение на нагрузке
в исходном предаварийном режиме было номиналь-
ным)

В случае, когда активные сопротивления линий близ-
ки к нулю (рис 3 29,а), что характерно для электро-
передач напряжением 154—220 кВ и выше, собственная
мощность приемной энергосистемы Р22 почти пропор-
циональна мощности нагрузки Рн, если нагрузка рас-
положена близко к генераторам, и мало зависит от
мощности нагрузки, если нагрузка расположена вблизи
центра качаний или за центром качаний ближе к шинам
передающей системы

В случае, когда активные сопротивления линий зна-
чительны (рис 3 29,6, в) что характерно для электро-
передач напряжением НО кВ и ниже, характер зависи-

На рис 3 30,6 приведены рассчитанные по (3-24) за-
висимости /асх=ф(ЛР) для одного значения Pi2=l,4
(при таком значении Р12 Р22пред=1.23) и различных ис
ходных значений Р22О (или зср) Длительность асинхрон-
ного режима существенно сокращается, если значение
ЛР >0,3-0,4

Зависимости, приведенные на рис 3-29 и 3 30, и рас-
четы по (3-24) показывают, что отключение нагрузки
приемной энергосистемы дает наибольший эффект, т е
обеспечивает быструю ресинхронизацию, если активное
сопротивление линий электропередачи незначительно
(rz/xz <0,3—0,4) и нагрузка расположена вблизи шин
этой энергосистемы, причем это мероприятие тем эффек-
тивнее, чем ближе нагрузка по своему характеру к по
стояниой мощности При большом активном сопротивле-
нии линий (гЕ/хЕ>0,3—0,4) торможение энергосистемы
определяется в большей мере значением активных по-
терь и отключение нагрузки может вообще не привести
к ресинхронизации или ресинхронизация происходит
только после длительного асинхронного хода Отключе-
ние нагрузки также малоэффективно, если нагрузка, не-
зависимо от ее характера, расположена вблизи центра
качаний или между центром качаний и шинами энерго-
объединения Во всех этих случаях целесообразно для
восстановления синхронной работы приемной энергоси-
стемы ориентироваться не на отключение нагрузки, а на
другие мероприятия, рассматриваемые ниже

Длительность асинхронного режима тем меньше, чем
большая часть нагрузки отключается Однако, конечно,
не следует стремиться к тому, чтобы за счет отключения
нагрузки обеспечить минимальное время асинхронного
режима или минимизировать мощность отключаемой на-
гр>зки из условия ресинхронизации, поскольку в первом
случае пришлось бы отключать всю нагрузку, а во вто-
ром — слишком долго продолжался бы асинхронный ре
жим Целесообразным решением в этом случае являет-
ся обеспечение ресинхронизации в приемлемое время
5—15 с, причем большее время соответствует менее же-
стким связям Отключение нагрузки производится в та
ких случаях в основном с помощью АЧР

При асинхронном режиме в промежуточных точках линии этек
тропередачи изменяются как частота, так и напряжение По этой
причине устройства АЧР установленные в разных точках, будут по
разному действовать при асинхронном ходе Срабатывание АЧР зд-
172
висит от частот несинхронно работающих энергосистем (районов
электростанций), местоположения АЧР, уставок по частоте fyCT и
времени /рв [149]. Кроме того, на условиях срабатывания оказы
вают влияние принцип выполнения реле частоты комплекта АЧР
[120 150]

Действие АЧР в асинхронных режимах может быть оценено по
областям срабатывания АЧР, приведенным на рис. 3-31 3-32 для
различных типов реле частоты. По оси абсцисс отложено напряжс
кие характеризующее местоположение устройства:

(3 26)

причем при £'2=[/с = Ю центру качании соответствует £7=0,5 По
оси ординат отложена частота /2 дефицитной энергосистемы, и се-
мейство областей построено тля различных частот /1 передающей
энергосистемы Как видно из этих рисунков, чем ближе расположено
устройство АЧР к шинам приемной энергосистемы, чем выше его
уставка по частоте и чем меньше уставка по времени тем больше
вероятность срабатывания устройства

Частота приемной энергосистемы f2, Гц в случае передающей
э тергосистемы значительно большей мощности (f; = 50 Гц) может
быть рассчитана по выражению

A = f1(l-scp)=50(l-Sc,1),	(3 27)

где Sep определяется по (3 23). Если несинхронно работающие энер
госистемы имеют соизмеримые мощности, то следует учитывать также
изменение частоты передающей энергосистемы [136]

Определив по областям срабатывания (рис. 3-31, 3-32), какие нз
устройств А.ЧР будут действовать при асинхронном режиме, пеоб
ходимо рассчитать значения мощностей подключенных к ним потре
бителей и с учетом отключения этих потребителей проверить условие
ресинхронизации (3 23). Если мощность потребителей, подключенных
к этим устройствам АЧР, недостаточна для ресинхронизации прием
ной энергосистемы, то может быть рассмотрен вопрос об увеличении
числа срабатывающих очередей путем изменения уставок по частоте
и времени или изменения их местоположения, или того и другого
одновременно. Если с помощью у-стаповленных очереден обеспечить
результирующую устойчивость не удастся, может быть рассмотрен
вопрос об установке дополнительных очередей с такими уставками
и значениями мощностей подключенных потребителей при которых
будут выполняться условия ресинхронизации.

В качестве иллюстрации действия АЧР как средства
ресинхронизации может служить осциллограмма пару
шения устойчивости района с дефицитом мощности по
еле к з (рис 3 19) с последующим восстановлением
синхронизма после срабатывания в асинхронном рожи
ме четырех очередей АЧР1 ()уст=48,5 Гц, Ьщ=0,3 с)
с суммарной мощностью подключенных потребителей
30 МВт Кривая изменения среднего значения частоты
при этом показана на рис. 3 33 (построен? по осцилло
грамме приведенной на рнс 3-19)
Рис 3 31 Области срабатывания АЧР при асинхронном режиме
в двухмашинной схеме. (Индукционное реле частоты ИВЧ 3 и
ИВЧ ОН)

а — 1рв-0, б-1рв-0,5 с в-1рв>1 с, / —2 — Л—7уст—2 Гц; 3-
Гц; 4-f,4ycT + l Гц 5-f,-fy„+3 Гц; 6 - f,-/yct + 5 Гц
Рис 3-32. Области срабатывания АЧР при асинхронном режиме
в двухмашинной схеме (полупроводниковое реле частоты РЧ 1).
а~ /РВ=О время срабатывания реле частоты /„=0,15 с б —/рв + / =0 5 с
в-(Р + ;РВ>1 с '-Мует”1 ГЧ' 2-Л-/,ст-3 Гц 3—ft—f ’-5 Гц,
<-f,-f„T + l Гц 5 —ст + 3 Гц б-f.-f^+S Гц
Отметим еще одно обстоятельство, связанное с не-
верным пониманием факторов, влияющих на ресинхро-
низацию Выдвигались предложения применять НАПВ
с контролем разности частот, которые исходили из того,
что если разность частот до НАПВ меньше, чем по усло-
вию (3 23), то ресинхронизация обеспечивается, а если
эта разность больше, то синхронизация не обеспечивает-

Рис 3-33 Кривая изменения сред-
него значения частоты в асинхрон
иом режиме после торможения де-
фицитного района и действия АЧР

ся Это ошибочные ут-
верждения. Процесс опре-
деляется соотношением
мощностей и разностью
частот после НАПВ Как
видно из кривых на рис
3-29, значение Р22 в боль-
шинстве случаев значи-
тельно меньше Ра и, еле
довательно, после несин-
хронного включения, не-
зависимо от скольжения,
при котором оно произве-
дено, может произойти ре-
синхронизация Неодно

кратно имели место в
энергосистемах случаи,
когда несинхронные включения происходили при раз-
ности частот до 10—20 Гц, причем лишь такие включе-

ния предотвращали тяжелую аварию.

С другой стороны, несомненно, что при больших ак-
тивных сопротивлениях линий электропередачи возмож-
ны случаи, когда после включения со скольжением, рав-
ным нулю (и большим углом) ресинхронизации не про-
исходит [170] Изложенное еще раз показывает, что
наиболее правильное истолкование явлений при ресин-
хронизации может быть получено лишь на основе исполь-
зования уравнений для балансов мощностей (моментов)
при асинхронном режиме, т. е практического критерия
(3-23)

Рассмотрим теперь случай, когда применение кратко-
временных асинхронных режимов нецелесообразно и при

возникновении асинхронного режима следует произво-
дить отделение энергосистемы от энергообъединения Это
мероприятие следует прежде всего применять тогда, ког-
да асинхронный режим по условиям работы некоторых
потребителей вообще недопустим На отделение энерго-
системы следует ориентироваться также в следующих
случаях

если вблизи центра качании расположены очень от-
ветственные потребители и при возникновении асинхрон-
ного режима произойдет их отключение,

если в асинхронном режиме возможно самопроиз-
вольное отключение нагрузки большей мощности, чем
после отделения энергосистемы,

если асинхронный режим может привести к наруше-
нию устойчивости других электростанций или частей
энергообъединения [возникновению многочастотного
асинхронного хода, что характерно для сложных энерго-
систем (см гл 5)]

Выпавшую из синхронизма энергосистему или ее
часть следует отделять, если активное сопротивление
линии электропередачи велико >0,3—0,4) Так
как в этом случае торможение энергосистемы определя-
ется в значительной степени значением активных потерь,
то после отделения энергосистемы объем отключенной
нагрузки во многих случаях будет невелик или же в ря-
де режимов вообще не придется прибегать к отключе-
нию нагрузки

Для отделения энергосистем при нарушении их устой-
чивости во всех этих случаях применяется автоматика
прекращения асинхронного хода (АПАХ) Кроме того,
эта автоматика должна устанавливаться для того, чтобы
при ориентации на ресинхронизацию произвести разде-
ление, если ресинхронизация по каким-то причинам не
произошла

В соответствии с [40] АПАХ следует устанавливать
на всех электропередачах, где может возникнуть асин-
хронный режим Как показывает анализ отдельных ава-
рий, многие из них развивались именно из-за отсутствия
делительной автоматики

В тех случаях, когда асинхронный режим или глубо-
кие синхронные качания приводят к существенному сни
жению напряжения на шинах потребителей и как след-
ствие к серьезным нарушениям их электроснабжения,
а отделение приемной энергосистемы при этом не визы
вает такого понижения частоты, при котором работает
АЧР (что характерно для слабых связей), целесообраз-
но применять неселективную делительную автоматику,
осуществляющую деление при углах 90—180° Она мо-
Жет реагировать йа значения угла, тока, напряжения пли
сочетания этих параметров

В остальных случаях действие АПАХ должно быть
обязательно селективным, так как всякая ее излишняя
работа приводит к отделению приемной эне.ргосистемы
Согласно [40] в тех случаях, когда на ресинхронизацию
нельзя рассчитывать, деление должно производиться че-
рез два три цикла асинхронного режима или с выдерж-
кой времени не более 6 с

При допущении кратковременных асинхронных ре-
жимов после НАПВ или несинхронного включения, про-
изводимого персоналом, АПАХ является резервирующей
автоматикой и действует в случае, если по каким-либо
причинам ресинхронизация не произошла В этих слу-
чаях АПАХ должна осуществлять деление с учетом вре-
мени, необходимого для ресинхронизации, т е через
три — пять циклов асинхронного режима, но не позже
чем через 15—30 с (большее время для электропередач,
связывающих ГЭС с энергосистемами)

При выборе мест установки АПАХ следует стремить-
ся обеспечить следующие требования минимальное
понижение частоты в приемной энергосистеме, минималь
ное число отключаемых выключателей и линий, сохране-
ние допустимых уровней напряжения на приемных под-
станциях, размещение устройств автоматики по возмож-
ности ближе к центру качаний, резервирование действия
автоматики (например, установкой АПАХ на обоих кон-
цах линий).

Если автоматика не сработала или отсутствует вооб-
ще, дежурный персонал должен принять меры по восста-
новлению синхронизма Если действия персонала по вос-
становлению синхронизма неуспешны, то по истечении
2 мин он должен вручную произвести отделение энерго-
системы (не допускается асинхронный режим более
3 мин) Точки деления энергосистемы и конкретные ме-
роприятия должны быть намечены заранее

Применение АПВУС после разделения энергосистем позволяет
производить включение отделившейся приемной энергосистемы с до
статочно малым углом, чтобы это не представляло опасности для
синхронных машин и обеспечивало втягивание в синхронизм практи
чески без асинхронного режима Использование наиболее совершен
ных схем АПВУС [72] дает возможность производить такое вклю
чение прн достаточно большом скольжении Поскольку мощность по
требителей, отключаемых от АЧР в приемной энергосистеме с целью
подъема частоты до значения, при котором работает АПВУС, долж
на быть минимальной, то требуется определить максимальное сколь
178
жение, при котором обеспечи
вастся втягивание в синхронизм
без асинхронного режима Та
кие условия определены в [72]
без учета различия между
мощностью нагрузки приемной
энергосистемы Рн и собствен
ной мощностью Р22 которое
часто существенно изменяет
эти условия. Для определения
условий, определяющих пре-
дельное значение скольжения
при АПВУС, примем, что перед
включением частота в приемной
энергосистеме не изменялась,
т е была ниже номинальной

Рис 3 34. Фазовые траектории при
несинхронном включении или
АПВУС энергосистемы <_ дефици

и постоянна. В действитель-	том мощности

пости после работы АЧР

происходит подъем частоты, поэтому сделанное допущение обеспечи-
вает некоторый запас. Для определения условий синхронизации

используем при принятых ранее допущениях следующее уравнение1

j 2 -h	2 si п (3	а]2) — />-1.	Р22

= Ы>

(3 28)

Фазовые траектории для уравнения (3-28) показаны на рис 3 34
Легко показать, что эти траектории описываются выражением

 /	'i?

5 = ± у 2 cos (3 — а12) + уу (о — а)2) + с (3-29)

Траектория, проходящая через точку s=0, б=л, ограничивает
область синхронных качаний. Прн этом условии произвольная по
стоянпая

ДР
с = 1 4- р— л	(3 30)

В соответствии с (3 29 3 30) па рис 3 35 показаны граничные

фазовые траектории —---------—------.---— / (о — а12) дня различных

s\i;ik- _ / т,

значений р—
* 12

Приведем пример применения АПВУС в энергосистеме с дефи-
цитом мощности В ОЭС Северного Кавказа при отключении линии
330 кВ Машук — Невинномысск в восточной части ОЭС образуется
значительный дефицит мощности, который ликвидируется с помощью
АЧР. Несинхронное АПВ недопустимо вследствие больших токов
в генераторах небольших ГЭС и нежелательно из-за больших пони-
жений напряжения у основных потребителей. Для определения ма-
ксимальной разности частот, на которую следует настроить АПВУС,
12*	179-
были проведены испытания1 которые показали, что втягивание
в синхронизм в первом же цикле происходит при разности частот
1 5 Гц С запасом была выбрана уставка в 1,2 Гц Осциллограмма
опыта показана на рис. 3 36 Расчет по кривым, приведенным на
рис. 3-35, даст с учетом ДД/Ле^О.З разность частот в I 6 Гц, а при
допущении, что ЛА--0,— всего лишь 1 1 Гц Применение АПВУС
с включением при разности частот 1,2 Гц позволило предотвратить
в этом энергообъединении шесть аварий в течение двух чет

-ISO -120 SO 00 О 0О 60 120 <Ь0

Рис 3-35. Граничные фазовые траектории для различных значении
ДР/Р12

Применение таких средств восстановления нормаль
ной работы приемных энергосистем после нарушения
синхронизма, как отключение части потребителей или
отделение энергосистемы, приводит в ряде случаев к пе-
рерывам питания потребителей (правда, при наличии
ЧАПВ и возможности ликвидации дефицита — кратко-
временным) Вместе с тем 1> определенных условиях
можно обеспечить ресинхронизацию энергосистем, не
прибегая к отключению потреб! телей, что может суще
ственно повысить надежность энергоснабжения

Как видно из выражения (3 23), собственная мощ
ность приемной энергосистемы в большой степени
зависит от э д с (возбуждения) генератора Поэтому1
изменение возбуждения генераторов может существенно
влиять на условия ресинхронизации На рис. 3 37 приве
дены зависимости $доп и scp от э д с эквивалентного гс

1 Испытания проведены под руководством И Б. Глаголевой
П М. Горбуновой (ВНИИЭ) и В А Кчеппева (ОДУ Северного
Кавказа)
180
нератора приемной энергосистемы, построенные в соот-
ветствии с (3-23) для одного из значений соотношения
параметров, а на рис 3-38 по выражениям (2 52) и
(3-23) построены области ресинхронизации энергосисте-
мы в координатах Р\\/Ргг, Р\г как для случая ее уско-
рения (s>0), так и торможения (s<0)

Рис 3 36 Осциллограмма опыта АПВУС линии 330 кВ Машук —
Невинномысск

Рис 3-37. Влияние возбуждения (э д. с) генератора иа области ре
синхронизации приемной энергосистемы.

(Рн == 1,4, cos0,9;	— 0 5, р/хЕ=0 6, U '—0,3, tj=10c;

а = 10%, /д — 2 0, резерв отсутствует)

Анализ этих областей показывает, что при выпадении
из синхронизма с з>0 увеличение (форсировка) воз-
буждения с точки зрения ресинхронизации всегда играет
положительную роль, поскольку это приводит как к уве-
личению собственной мощности Р22 и уменьшению сред-
него значения установившегося скольжения scp, так и
к увеличению взаимной мощности Р12 и допустимого
скольжения здот.

В случае, когда после выпадения из синхронизма
энергосистема тормозится (s<0), увеличение возбужде-
ния (форсировка) отрицательно влияет на условия ре-
синхронизации, поскольку увеличение мощности Р22,
пропорциональной квадрату э д с, и sCp происходит

Рнс 3 38 Области ресинхронизации энергосистем
₽вм“^И1>и Tj=I0 с *„“2.0 0=30% резерв отсутствует

быстрее, чем увеличение мощности Р\2, пропорцпопаль
ной первой степени э д с , и slvm В то же время сниже-
ние возбуждения (расфорспровка) может существенно
улучшить условия ресинхронизации без отключения на-
грузки, чем, с одной стороны, восстанавливается нор-
мальная работа энергосистем, а с другой, повышается
надежность работы потребителей [147] Например,
в рассмотренном случае (рис 3-37) для ресинхронизации
достаточно снижения э д с с 1,2 до 1,18

Этот способ ресинхронизации энергосистем с дефи
цитом мощности наиболее целесообразно применять при
больших значениях активных сопротивлений линий Он
также мо/кет быть эффективен при значительной доле
нагрузки, в сильной степени зависящей от напряжения
182
(осветительная, бытовая) В тех случаях, когда нагрузка
расположена между центром качаний и шинами эиерго
объединения, снижение возбуждения 1енераторов при-
емной энергосистемы приводит одновременно к удале-
нию нагрузки от центра качаний и увеличению напря-
жения на нагрузке в асинхронном режиме, что улучшает
условия ее работы

При анализе областей применения этого способа ре
синхронизации следует, естественно, учитывать те огра
ничения, которые возникают из-за снижения напряжения
на шинах собственных нужд станций и на шинах части
потребителей, расположенных между центром качаний
и шинами приемной энергосистемы Применение этого
способа в таких условиях целесообразно лишь в том
случае, если это не приводит к нарушению работы соб-
ственных нужд станции и массовому отключению потре-
бителей или нарушению их устойчивости

Этот способ ресинхронизации может применяться и
в сочетании с другими способами (АЧР, частотный пуск
и др ) Окончательному решению вопроса о применении
этого способа ресинхронизации должен предшествовать
не только анализ условий результирующей устойчивости
и условий работы нагрузки, но и анализ устойчивости
сложной по структуре приемной энергосистемы, если
в ней осуществляется такое мероприятие Частичное спи
женне возбуждения для обеспечения результирующей
устойчивости энергосистем с дефицитом мощности пока
что еще не нашло применения Однако после внедрения
цифровых регуляторов возбуждения этот способ обеспе-
чения устойчивости, по видимому, сможет применяться
достаточно широко

Для обеспечения ресинхронизации приемных энерго-
систем, в которых значительную часть мощности состав-
ляют синхронные компенсаторы, широко используется
отключение этих агрегатов или временное снятие с них
возбуждения (с последующим включением или подачей
возбуждения после ресинхронизации). Это мероприятие
фактически приводит к некоторому снижению эквива-
лентной э д с приемной энергосистемы, что, как было
показано выше, способствует ее втягиванию в синхро-
низм Другая цель этого мероприятия — предотвратить
наблюдавшееся в ряде аварийных режимов повреждение
выпавших из синхронизма синхронных компенсаторов
Этот агрегат не имеет первичного двигателя, после нару-
шения синхронизма ресинхронизация возбужденного СК
обычно не происходит, и компенсатор сильно заторма-
живается (иногда его частота падает до 20—30 Гц), при
этом, как показывает анализ аварий, повреждаются
в первую очередь демпферные контуры в поперечной оси
Отключение СК наиболее эффективно при мощности бо
лее 30—40% мощности приемного узла1 и больших
активных сопротивлениях линий

Ликвидации дефицита и обеспечению ресинхрониза-
ции способствуют также такие мероприятия, как пуск
остановленных гидроагрегатов при понижении частоты
(частотный пуск) и перевод гидрогенераторов, работаю-
щих в режиме СК, в режим выдачи активной мощности.
Время мобилизации резервной мощности в зависимости
от типов агрегатов составляет 10—30 с для перевода
в активный режим из режима СК и 50—90 с для авто-
матического пуска из неподвижного состояния, самосин-
хронизации и набора нагрузки, т е это время достаточ-
но велико Кроме того, если запускаемые агрегаты на-
ходятся вблизи центра качаний, то они могут не воити
в синхронизм Для предотвращения подобных явлений
должны быть установлены устройства контроля напря-
жения и успешности самосинхронизации [38]

Указанные выше мероприятия по мобилизации резер-
ва в силу длительного времени их реализации целесооб-
разно применять в комплексе с мероприятиями, обеспе-
чивающими более быструю ликвидацию нарушения
режима (ресинхронизация с помощью отключения нагруз-
ки, делительная автоматика), в то же время они позво-
ляют снизить объем отключаемой нагрузки и сократить
перерыв в питании отключенных потребителей за счет
создания условий для работы ЧАПВ

Приведем несколько примеров восстановления нормальной рабо
ты дефицитных энергосистем после нарушения синхронизма

Одессаэнерго и Молдавэнерго в течение нескольких лет были
соединены с энергообъединением Юга линией ПО кВ с предельной
передаваемой мощностью около 130 МВт. Электростанции этих энер-
госистем (до ввода в действие Молдавской ГРЭС) выдавали мощ
ность 350—400 МВт, а около 100 МВт принималось из энергообъ-
единения При отключении межсистемной электропередачи произво
дилось ее повторное включение с помощью НАПВ. За время паузы
НАПВ часть нагрузки отключалась в результате действия АЧР Пос-

1 Имеется в виду соотношение реактивной мощности синхрон
ных компенсаторов и активной мощности генераторов этого района
184
ле включения линии собственная мощность Ри этих энергосистем
была существенно меньше чем мощность нагрузки перед включением
(см кривые рис 3 29), поэтому ресинхронизация происходила быст
ро и основная часть отключенной нагрузки с помощью ЧАПВ под
ключалась вновь. При нарушениях статической устойчивости, про
исходивших довольно часто так как диспетчер не всегда успевал
вводить ограничения потребителей при наступлении максимума на
грузки, также за счет действия АЧР обеспечивалась быстрая ресин

Рис. 3-40 Зависимости длн
дельности асинхронного ре
жима от величины отклю
чаемой нагрузки

Рис 3 39 Ресинхрониза-
ция приемной энергоси-
стемы после работы АЧР

хронизация, а затем основная часть потребителей вновь подключа-
лась к системе в результате действия ЧАПВ. На рис 3 39 показана
запись регистрирующего частотомера во время одного из таких на-
рушений устойчивости Как видно из этой записи, ресинхронизация
произошла через 27 с. Прн этом отключенная от АЧР мощность со
ставила около 60 МВт В асинхронном режиме напряжение в энер-
госистеме понижалось кратковременно лишь на 15—20%. Если бы
в этом случае применялась делительная автоматика и АПВУС то
пришлось бы отключать потребителей мощностью около 110—
120 МВт и время перерыва питания лдя этих потребителей было бы
на 20—30 с больше

Второй пример относится к другой энер! осистемс — Омскэнерго,
которая также в течение нескольких лет потребляла из ОЭС Сибири
до 25% мощности Для определения мощности нагрузки, которую
требуется отключать для обеспечения ресинхронизации, было прове-
дено исследование на специализированной АВМ «Дельта». В резуль-
тате проведенных расчетов была получена зависимость времени ре
синхронизации от мощности нагрузки, отключаемой АЧР (рис 3-40)
Как видно из этой кривой, отключение 20—30% нагрхзки обеспечи
вает достаточно быструю ресинхронизацию Однако дефицит мощно-
сти также имеет примерно такое же значение Следовательно в дан-
ном случае применение ресинхронизации за счет действия АЧР по
сравнению с использованием АПВУС может дать эффект только
в сокращении времени перерыва питания Поскольку в этой энерго-
системе основные потребители находятся далеко от центра качаний,
то такое решение является целесообразным

Рассмотрим теперь те случаи, когда отключение нагрузки недо-
статочно эффективно или же нецелесообразно вследствие того что
прн этом в значительной степени понижается генерируемая мощ-
185
кость Характерным примером является нарушение устойчивости
энергорайона, описанное в гл 1 (см рис 1 4) Нагрузка этого райо-
на покрывалась примерно на 50% за счет местных ТЭЦ и на 50%
за счет приема мощности из ОЭС по двум линиям 220 кВ и тннии
НО кВ. Вследствие отключения обеих линий 220 кВ (отключение
шин подстанции 220 кВ из за к з в результате поломки изолятора)
возник асинхронный режим по оставшейся в работе линии НО кВ
малой пропускной способности Действие АЧР в данном случае, как
показал последующий анализ

изменения

не могло обеспечить ресинхро-
низацию (было отключено око-
ло 30% нагрузки энергорайона)
вследствие значительного ак
тивного сопротивления линий
электропередачи (потери ак
тивной мощности в асинхрон
ном режиме составили около
20% нагрузки района). Измене
ние частоты в энергорайоне
(полученное обработкой осцил
лограммы) показано на рис

Рис 3 41 Зависимости
частоты во времени
/ — авария: 2 — расчет при

частичном

снижения возбуждения генераторов и
отключении части нагрузки от АЧР

денне пт генераторах энергоузла

3 41 (кривая /) Для того что-
бы предотвратить подобные
случаи, можно было бы или
значительно увеличить мощ-
ность нагрузки, отключаемой
АЧР, или понизить возбуж

для обеспечения ресинхрониза
ции. Поскольку в этом энергорайоне значительное число потреби
телей, не подключенных к АЧР, потребляла также и тепло от ТЭЦ
и их подключение к АЧР только ухудшило бы положение

нз за последующего сброса мощности ТЭЦ, более эффективным
в данном случае является снижение возбуждения генераторов одно
временно с отключением части нагрузки, не связанной с потребле
нием пара, от АЧР. На рис. 3-41 (кривая 2) показано как происхо
дило бы изменение частоты если бы при частоте 47 0—47 5 Гц воз
буждение генераторов было снижено на 15—20% и вновь поднято
после ресинхронизации. Статическая устойчивость в послеаварлйиом
режиме была бы обеспечена за счет отключения нагрузки от АЧР
в процессе ресинхронизации (в объеме, несколько большом чем при
аварии, около 40% нагрузки). Как видно нз приведенной расчетной
кривой восстановление нормальной работы потребителей произошло
бы достаточно быстро

3-7. Методика выбора противоаварийной автоматики
для энергосистем с дефицитом мощности

Так же как п при выборе противоаварийной автома
тики в энергосистемах типовой структуры I, начальным
этапом работы является определение расчетных схем и
режимов работы энергосистемы Для энергосистем с де
фицитом мощности при этом должны быть учтены осо-
бенности, заключающиеся в том, что наиболее нанря
жепными по условиям устойчивости, как правило, явля-
186
ются такие режимы, когда или мощность генераторов
в этик энергосистемах минимальна, пли мощность на-
грузки максимальна Первый из этих режимов имеет ме
сто в тех случаях, когда тепловые электростанции в энер
госистеме малоэкономичны и разгружаются в ночные ча
сы, воскресные дни н во время паводка Если местные
электростанции — ТЭЦ, ю это летний режим при мини
муме паровой нагрузки Если же в приемной энергоси-
стеме значительная мощность сосредоточена на ГЭС, то
это маловодное время года

При проектировании следует принимать во внимание
возможное отставание во вводе генераторной мощности
в приемной энергосистеме п строительстве межеистем-
яых линий электропередачи

При выборе расчетных аварийных режимов для энер-
госистем типовой структуры II необходимо учитывать,
во-первых, возможное увеличение дефицита активной
или реактивной мощности из-за отключения генераторов,
синхронных компенсаторов (или даже отдельных элек-
тростанций) и, во-вторых, уменьшение предела переда-
ваемой мощности вследствие отключения части парал-
лельных линий Поскольку нарушения устойчивости или
отключения связи с энергообьединением для таких энер-
госистем приводят к отключению значительной части на-
грузки, необходимо разрабатывать противоаварийную
автоматику для тяжелых, но маловероятных аварий, та
ких как трехфазное затяжное к з вследствие отказа
основной защиты, работа УРОВ, одновременное отклю
чение двух параллельных линий и т п

Следующим этапом работы является определение ха
рактеристик нагрузки, которые решающим образом мо-
гут повлиять на выбор противоаварийной автоматики
в энергосистемах с дефицитом мощности В условиях
эксплуатации при этом наиболее целесообразно прове-
сти натурные испытания При проектировании также же-
лательно опираться на данные экспериментов, учитывая
при этом возможные изменения в характере нагрузки

На основании разработанных схем, режимов, расчет-
ных аварий и полученных характеристик нагрузки опре-
деляется путем проведения эксперимента (пли расчета
по многомашинной схеме) для наиболее тяжелых усло-
вий возможность представления исследуемой энергоси
стемы в виде типовой структуры II Если такое пред-
ставление возможно, то выбираются расчетные средства
(АВМ, ЭВМ), степень идеализации и выполняются тес-
товые расчеты по проведенным экспериментам, которые
подтверждают допустимость принятого представления
энергосистемы и идеализации задачи

В процессе следующих расчетов должно быть выяв-
лено, происходит ли при расчетных авариях нарушение
устойчивости по углу, или по напряжению, или по углу
и напряжению одновременно, или же нарушения устой-
чивости не происходит, а имеет место значительное по-
нижение напряжения на нагрузке В зависимости от
полученных результатов намечается автоматика для обес-
печения синхронной устойчивости Это может быть авто-
матика отключения нагрузки в приемной энергосистеме
(по напряжению, углу или по обоим факторам одновре-
менно).

Кроме этой автоматики можно рекомендовать отклю-
чение части нагрузки по фактору отключения одной из
линий или отключения генерирующих источников (с кон-
тролем величины передаваемой мощности) Помимо от-
ключения нагрузки, должна предусматриваться автома-
тика мобилизации генерируемой мощности в приемной
энергосистеме На межсистемных линиях электропереда-
чи, ведущих в дефицитную энергосистему, весьма эффек-
тивны ОАПВ н БАПВ, причем неуспешное БАПВ в этом
случае обычно не ухудшает условий устойчивости, по-
этому отключение нагрузки можно выполнять только при
неуспешном БАПВ или ОАПВ Эффективность всех на-
меченных мероприятий и выбранных уставок автомати-
ки повторяется расчетами

Далее определяются объем и размещение АЧР Ме-
тодика определения объема, размещения и уставок АЧР
и дополнительной разгрузки достаточно подробно изло-
жена в [120] Одним из наиболее важных и сложных
этапов работы является выбор автоматики восстановле-
ния синхронизма и энергоснабжения потребителей При
выборе этой автоматики в наибольшей мере должны учи-
тываться местные условия и результаты натурных экс-
периментов Эти обстоятельства делают особенно слож-
ным выбор такой автоматики в условиях проектирования
Основными мероприятиями при этом могут являться
несинхронное АПВ, ресинхронизация самопроизвольная
или за счет действия АЧР, отключения синхрон-
ных компенсаторов или снижения возбуждения на гене-
раторах приемной энергосистемы), автоматический за-
пуск генераторов ГЭС и ГЛЭС при понижении частоты,
делительная автоматика с последующим АПВУС или
АПВ на выделенную нагрузку; АПВ потребителей при
восстановлении частоты Эффективность этих мероприя-
тий проверяется расчетами, но окончательное решение
о выборе уставок автоматики и ее настройке принима-
ется после наладки этой автоматики и проведения си-
стемных испытаний

Глава четвертая

УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ,
СОЕДИНЕННЫХ СЛАБЫМИ СВЯЗЯМИ

4-1. Постановка задачи

Значительное число межсистемных электропередач
относится к та < называемым слабым связям Под этим
термином понимаются такие электропередачи, для кото-
рых предельная по статической устойчивости мощность
не превосходит некоторой доли (10—15%) от суммарной
мощности генераторов меньшей из связываемых систем
[22, 130] В настоящее время в нашей стране имеется
несколько десятков таких электропередач, и их число все
время возрастает по мере объединения энергосистем и
роста их мощности Аналогичное положение наблюдает
ся и в зарубежных энергосистемах

Особенностями слабых связей, которые учитываются
при анализе их устойчивости и разработке противоава-
рийной автоматики, являются большое влияние нерегу-
лярных колебаний нагрузки в соединяемых энергосисте-
мах на режим работы слабой связи; практическая
независимость уровня напряжения в соединяемых концен-
трированных энергосистемах от режима работы слабой
связи; незначительное изменение частоты связываемых
энергосистем даже при существенных нарушениях режи-
ма слабой связи

В данной главе рассматриваются слабые связи в энер
гообъединении простой структуры, т е в схеме из двух
энергосистем Сложные структуры рассматриваются
в гл 5

Экспериментальному изучению нерегулярных колеба-
ний мощности и методам их учета при определении
(ABM, ЭВМ), степень идеализации и выполняются тес-
товые расчеты по проведенным экспериментам, которые
подтверждают допустимость принятого представления
энергосистемы и идеализации задачи

В процессе следующих расчетов должно быть выяв-
лено, происходит ли при расчетных авариях нарушение
устойчивости по углу, или по напряжению, или по углу
и напряжению одновременно, или же нарушения устой
чивости не происходит, а имеет место значительное по-
нижение напряжения на нагрузке В зависимости от
полученных результатов намечается автоматика для обес
печения синхронной устойчивости Это может быть авто-
матика отключения нагрузки в приемной энергосистеме
(по напряжению, углу или по обоим факторам одновре-
менно)

Кроме этой автоматики можно рекомендовать отклю-
чение части нагрузки по фактору отключения одной из
линий или отключения генерирующих источников |(с кон
тролем величины передаваемой мощности) Помимо от-
ключения нагрузки, должна предусматриваться автома-
тика мобилизации генерируемой мощности в приемной
энергосистеме На межсистемных линиях электропереда-
чи, ведущих в дефицитную энергосистему, весьма эффек-
тивны ОАПВ и БАПВ, причем неуспешное БАПВ в этом
случае обычно не ухудшает условий устойчивости, по-
этому отключение нагрузки можно выполнять только при
неуспешном БАПВ или ОАПВ Эффективность всех на-
меченных мероприятий и выбранных уставок автомати-
ки повторяется расчетами

Далее определяются объем и размещение АЧР Ме-
тодика определения объема, размещения и уставок АЧР
и дополнительной разгрузки достаточно подробно изло-
жена в [120] Одним из наиболее важных и сложных
этапов работы является выбор автоматики восстановле-
ния синхронизма и энергоснабжения потребителей При
выборе этой автоматики в наибольшей мере должны учи
тываться местные условия и результаты натурных экс-
периментов Эти обстоятельства делают особенно слож-
ным выбор такой автоматики в условиях проектирования
Основными мероприятиями при этом могут являться
несинхронное АПВ, ресинхронизация самопроизвольная
или за счет действия АЧР, отключения синхрон-
ных компенсаторов или снижения возбуждения на гене-
раторах приемной энергосистемы), автоматический за-
пуск генераторов ГЭС и ГАЭС при понижении частоты,
делительная автоматика с постедующпм АПВУС или
АПВ на выделенную нагрузку, АПВ потребителей при
восстановлении частоты Эффективность этих мероприя-
тий проверяется расчетами, но окончательное решение
о выборе уставок автоматики и ее настройке принима-
ется после наладкя этой автоматики и проведения си
стемных испытаний

Глава четвертая

УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ,
СОЕДИНЕННЫХ СЛАБЫМИ СВЯЗЯМИ

4-1. Постановка задачи

Значительное число межсистемных электропередач
относится к так называемым слабым связям Под этим
термином понимаются такие электропередачи, для кото-
рых предельная по статической устойчивости мощность
не превосходит некоторой доли (10—15%) от суммарной
мощности генераторов меньшей из связываемых систем
[22, 130] В настоящее время в нашей стране имеется
несколько десятков таких электропередач, и их число все
время возрастает по мере объединения энергосистем и
роста их мощности Аналогичное положение наблюдает-
ся и в зарубежных энергосистемах.

Особенностями слабых связей, которые учитываются
при анализе их устойчивости и разработке противоава-
рийной автоматики, являются большое влияние нерегу-
лярных колебаний нагрузки в соединяемых энергосисте-
мах на режим работы слабой связи, практическая
независимость уровня напряжения в соединяемых концен-
трированных энергосистемах от режима работы слабой
связи, незначительное изменение частоты связываемых
энергосистем даже при существенных нарушениях режи-
ма слабой связи

В данной главе рассматриваются слабые связи в энер-
гообъединении простой структуры, т е в схеме из двух
энергосистем Сложные структуры рассматриваются
в гл 5

Экспериментальному изучению нерегулярных колеба-
ний мощности и методам их учета при определении
устойчивости межсистемных слабых связей посвящен
§ 4-2 Следует отметить, что определение запасов устой
чивости, необходимых для отстройки режима межсистем
ной электропередачи от опасных нерегулярных колеба
ний мощности, и оценка возможности снижения этих за-
пасов с помощью управления являются важными зада-
чами, возникающими при проектировании и эксплуата
цип энергообъедннений

В следующем параграфе рассматриваются вопросы
статической устойчивости слабых связей, связанные
с влиянием промежуточной нагрузки на пределы устой-
чивости и с возможностью регулирования перетоков мощ
ности для повышения устойчивости Обеспечению син-
хронной динамической устойчивости слабых связей с по
мощью противоаварийной автоматики посвящен § 4-4.
Основное внимание в этом параграфе уделено примене-
нию различных видов АПВ

Вопросы ресинхронизации слабых связей и примене-
ния па них делительной автоматики, рассмотренные
в следующем разделе, весьма актуальны, так как на этих
электропередачах устойчивость нарушается наиболее ча-
сто Задачей проведенных в этом направлении исследо-
ваний является определение целесообразных границ
применения асинхронных режимов и разработка требо-
ваний к противоаварийной автоматике Особенности вы-
бора противоаварийной автоматики для слабых связей
изложены в последнем разделе

4-2. Нерегулярные колебания мощности

Экспериментальное изучение нерегулярных колебаний
мощности по межсистемным связям было начато в 1957—
1958 гг в ОДУ ЕЭС и OATH Энерюсетьпроекта под ру
ководством С А Совалова и М Д Кучкина [94, 156]
Эти исследования позволили оценить значения и частоты
нерегулярных колебаний мощности и выявить основные
качественные зависимости, необходимые для ведения ре-
жимов при объединении энергосистем Центра и Урала и
ряда других энергосистем Работы в этом направлении
проводились также во ВНИИЭ в 1960—1962 гг в период
объединения энергосистем Сибири, Северного Кавказа
[138—140]

Нерегулярные колебания мощности по межсистем-
ным электропередачам вызываются изменениями нагруз-
190
ки в связываемых энергосистемах Однако изменения
мощности по межсистемным связям имеют ряд особенно
стей по сравнению с колебаниями нагрузки в энергоси-
стемах Одно отличие состоит в том, что электромехани-
ческая колебательная система второго порядка, которой
может быть описана межсистемная электропередача, вы
деляет из всего спектра частот изменений нагрузки ко-
лебания, имеющие частоту, близкую к резонансной ча-
стоте электропередачи (десятые доли герца)

Предположим, что энергосистема конечной мощности
соединена с энергосистемой бесконечной мощности сла-
бой связью и в рассматриваемой энергосистеме имеется
нагрузка, мощность которой изменяется синусоидально
с заданной частотой Колебания угла в этом случае опи
сываются следующим дифференциальным уравнением

где ДР— амплитуда колебаний нагрузки, Р>.— среднее
значение передаваемой мощности, А.— частота колеба
ний нагрузки Остальные обозначения применялись
в предшествующих главах

В линейном приближении максимальные отклонения
угла от среднего значения, которые обусловливают из-
менения обменной мощности, определяются по следую-
щей формуле

)/(т/2 - Р12 cos 30)2 + А2ДЛ2

На рис 4 1 приведена построенная по этой формуле
зависимость максимальных отклонений угла от частоты

колебаний нагрузки для
следующих параметров си
стемы tj=12, Р12=0,15,
созбо=0,74, ДР=0,01, &д=2.
Как видно из построенной
кривой, максимальные от-
клонения угла, которые име
ют место при совпадении ча
стоты собственных и выну-
жденных колебаний (при-
мерно 0,25 Гц), на порядок и
более превышают колебания
при частотах, в несколько
раз меньших Прн частотах,

Рис, 4-1. Зависимость макси
мальных отклонений угла отча
стоты колебаний нагрузки
в несколько раз превосходящих резонансную частоту,
амплитуда колебаний исчезающе мала и с такими коле-
баниями можно не считаться

Второе отличие колебаний обменной мощности по
сравнению с колебаниями нагрузки в связываемых
системах состоит в том, что диспетчерский персонал, стре-
мясь поддержать заданный межсистемный переток мощ-
ности, изменяет нагрузку электрических станций в соеди
няемых системах, создавая тем самым колебания мощ
кости с периодом колебаний около единиц и десятков
минут Следует иметь в виду, что в зависимости от необ-
ходимости поддерживать переток по условиям устойчи-
вости с той или иной точностью и возможностей регу-
лирования и контроля передаваемой мощности амплитуда
и частота медленных колебаний изменяются в значи-
тельных пределах Условно можно разделить межсистем-
ные колебания мощности на колебания высокой частоты
(период 1 —10 с) и низкой (период от одной до несколь
ких минут)

На рис 4-2 приведены записи колебаний межсистем-
ной мощности, которые достаточно хорошо иллюстриру-
ют характер изменения этих колебаний Из записей
регистрирующего ваттметра на сравнительно низкой ско-
рости (рис 4-2,а) видно, что существуют как высокоча-
стотные, так и низкочастотные колебания мощности На
этой осциллограмме хорошо видно, что период высоко

а)

Романе

0	2	4	5 8	10 12 14 IB 18 ZO 22 24 с

5)

Рис. 4 2 Записи колебаний межсистемной мощности регистрирующим
ваттметром.

а—мчлая с 'орость —высокая ciирость
частотных колебаний практически не изменяется, а ам-
плитуда имеет различные значения Осциллограмма на
рис 4-2,6, снятая при сравнительно большой скорости
записи, показывает характер высокочастотных колеба-
ний Из осциллограммы видно, что период этих колеба-
ний изменяется в небольших пределах (1,5—3 с)

Амплитуда колебаний межсистемной мощности все
время изменяется, и ее изменение носит случайный ха
рактер Однако наибольшие значения высокочастотных
колебаний мощности ограничены, если не учитывать зна-
чительных изменений потока мощности, вызванных от-
ключениями генераторов, линий, крупных нагрузок и т д

Регулирование межсистемного перетока диспетчер-
ским персоналом производится путем телеизмерения это-
го перетока на диспетчерском пункте (или на регулирую-
щей станции, а иногда в обоих пунктах) и соответствую
щими изменениями нагрузки генераторов. При этом
дежурный персонал загружен однообразной работой, тре-
бующей пристального внимания, особенно при быстром
росте или снижении нагрузки в системе. Вследствие это-
го значения низкочастотных колебаний нагрузки могут
быть различными в зависимости от имеющейся системы
контроля, способа связи между точками, в которых из-
меряется мощность, и регулирующими станциями, запа-
са статической устойчивости передачи (при большом за-
пасе не так тщательно ведется регулирование) и, нако-
нец, от личных качеств дежурного персонала

Было проведено экспериментальное исследование ко-
лебаний мощности на нескольких слабых связях, кото-
рое заключалось в длительном осциллографировании
(или записи на регистрирующих приборах) активной
мощности по межсистемной электропередаче

Основные результаты этих измерений представлены
в табл 4-1 В этой таблице межсистемные электропере-
дачи и колебания мощности на них характеризуются сле-
дующими величинами пределом статической устойчи-
вости электропередачи Рщ,; мощностью генераторов наи-
меньшей из связываемых систем (или объединения) Р„,
приближенной оценкой амплитуд отклонения мощности
от среднего значения с высокой частотой, близкой к ре
зонансной частоте электропередачи (при периоде усред-
нения 10—30 с) ДРП.Ч/РН, периодом колебаний резо
нансной частоты электропередачи (высокая частота)
Твч; приближенной оценкой амплитуд отклонения мощ-
Рис. 4 3. Оценка флуктуаций об
менной мощности

\Р — половина размаха колебаний пе
ретока; Р.д — суммарная нагрузка
меньшей из соединяемых систем- Q —
экспериментальные точки.

оценки нерегулярных ко-
лебаний межсистемного
перетока мощности.

Данные по измерениям
межсистемных потоков
мощности опубликованы
в ряде работ [103, 140,
156], однако статистиче-
ская обработка результа-
тов измерений была вы
полнена только в [104]
В этой работе установле-
но, что флуктуации об-
менной мощности относи
тельно среднечасового
значения удовлетвори
тельно описываются нор-
мальным законом распре-
деления вероятностей с

Таблица 4'2

Статистические характеристики перетоков по межсистемным
связям

Нагрузка энергосистем		Интер вал ус- редне- ния	Время записи перето- ка	Среднеквадратичное откю некие перетока		Источник данных
Р[н МВт	^2b МВт	т. ч	Т ч	р МВт	О/  ^1н /о	
865	2730	1	2	10 5—11,5	1,27	ОДУ Сиби ри, 1964 г То же
2000	3420	1	2	6—6 5	0,325	
2700	2730	1	2	10—15	0,48	
13 500	26 000	0,67	1,35	45—50	0 35	ВНИИЭ, 1967 г
1500	600	1	5	17	1,15	внииэ, 1966 г
3250	8200	1	13	0,7	0,64	ВНИИЭ, 1967 г
3450	4750	1	5	13,5	0,4	ВНИИЭ  1966 г
2500	15 000	1	3	20	0,8	ВНИИЭ, 1967 г
550	8000	1	57	6,3	1,15	ВНИИЭ, 1968 г
3500	6000	1	105	17,5	0,5	То же
1750	4000	1	10	13	0,75	 »
дисперсией р2 Размах флуктуацией в течение часа не вы-
ходил за пределы ±3р, что позволяет в какой-то степени
судить о значении р в тех случаях, когда не проводилась
статистическая обработка результатов измерений. Дан-
ные измерений межсистемных перетоков приведены
в табл 4-2 н 4-3 По этим данным на рис 4-3 построен

Таблица 4-3

Данные измерения перетоков, не обработанные статистически

Нагрузи энерго- систем		ДР  Пн			Источник данных
PjH МВт	Р^ МВт	т 20 с	х 10 мин	~ С 60 мин	
7С0	7000	0,5	1,0		внииэ
1500	1500			1,0			внииэ
7000	11000	0,24-0,3	0,8		внииэ
8000	11 000	0,24-0,3	0,8	—	внииэ
14 000	14 000			0,7	__	внииэ
13 500	26 000					0,9	внииэ
700	2750	—	—	4,25	ОДУ Сибири
2700	3400	—	—	0,85	ОДУ Сибири
2700	2730	—	—	1,35	ОДУ Сибири

график, ограничивающий область с экспериментально
полученными точками (ДР — половина размаха колеба-
ний перетока на интервале т). Величины колебаний пере-
токов получены на интервалах усреднения от 10 до
60 мин. Видно, что с ростом мощности систем относи-
тельные флуктуации перетоков в среднем уменьшаются

Огибающая экспериментальных точек построена по
формуле

^1000/»=гЙ7’0/”	(4’4)

а в абсолютных значениях

|//\,	(4-5)

где значения ДР и Р1н даны в мегаваттах и А=1,1

Дальнейшее развитие исследований по измерению и
вероятностной обработке нерегулярных колебаний меж-
системных перетоков мощности, включающих проверку
гауссового распределения вероятности флуктуаций об
менной мощности, анализ возможности их представле
ния в виде стационарного процесса и оценку надежности
режима, было проведено во ВНИИЭ канд техн Наук
В Ф Тимченко [165]

Если одна энергосистема конечной мощности соедн
иена с бесконечно мощной энергосистемой, то низкоча-
стотная составляющая нерегулярных колебаний мощно-
сти по межсистемной связи равна нерегулярным колеба-
ниям нагрузки в энергосистеме конечной мощности
Определим теперь, как зависят нерегулярные колебания
перетока мощности межсистемнои электропередачи от
изменения нагрузок в соединяемых энергосистемах
если мощности этих энергосистем соизмеримы В этом
случае изменения нагрузки в каждой из энергосистем
pi и р2 вызывают изменения частоты в объединении

Изменение перетока, вызванное изменением нагруз-
ки pi, равно

P.- = ft7+V-	(4-6)

где k^=dPJdf и kfs — dP2fdf — крутизна статической
характеристики энергосистем по частоте

Аналогично

(4-7)

Поскольку колебания нагрузки в энергосистемах
предполагаются некоррелированными, то

р2=р211.+р\а

р2.^, +	,

(kf. +к!,У

(4-8)

Примем, что относительная крутизна статических ха-
рактеристик одинакова для обеих энергосистем k^ =
— k. =k	и обозначим (при Pt„<P,„),

11*	I *	(1[ Гц	г 2Н

тогда формула (4-8) примет вид:

Р2

_рг. + рМг

(1 +0г

(4-9)

Рассмотрим изменение р, если мощность одной энер-
госистемы Р1н неизменна, а Р-2п изменяется от Рщ до оо

1 Корреляцией изменения нагрузок пренебрегаем С учетом кор
реляции этот вывод дан в [145]

198
(т е I>0) Для этого заменим pi и рг в соответствии
с (4-3) и получим

(4-Ю)

откуда легко видеть, что р может быть лишь меньше
чем рь причем это отличие наибольшее при р=1 и со-
ставляет около 40% Поэтому вполне допустимо оцени-
вать нерегулярные колебания межснстемного перетока
мощности, учитывая лишь меньшую из соединяемых
энергосистем.

Перейдем теперь к оценке зависимости нерегулярных
колебаний мощности от интервала усреднения и к оцен
ке надежности режима Понятие надежности режима
введено достаточно давно [113] и широко используется
в эксплуатации, но количественная оценка при этом не
применяется Первые шаги в этом направлении сделаны
в [5] Трудность практического использования количе
ственных оценок надежности режима обусловлена, во-
первых, тем, что эти оценки очень трудно проверить экс-
периментально (следовательно, они вызывают недове-
рие), и, во вторых, отсутствием подготовки работников
эксплуатации в области теории надежности Несмотря
на этн трудности, использование количественных оценок
надежности режима является перспективным и, как бу-
дет показано в гл 6, должно дать немалый экономиче-
ский эффект Эти обстоятельства обусловили примене
ние различных методов вероятностной обработки нере-
гулярных колебаний мощности и оценки надежности
режима, поскольку совпадение результатов, полученных
различными методами, позволяет с большим доверием
относиться и к методам и к результатам.

Во ВНИИЭ В Ф Тимченко для обработки нерегу
лярных колебаний мощности на интервале усреднения
т порядка 1 ч и менее была разработана методика, кото-
рая применялась для большого числа межсистемных
электропередач Результаты этой работы показали [165],
что нерегулярные колебания мощности после двукрат-
ного усреднения хорошо описываются нормальным зако-
ном распределения и что они пропорциональны корню
квадратному из длительности интервала усреднения

Другой метод был разработан и применен для обра
ботки нерегулярных колебаний электропередачи ОЭС
Закавказья — ОЭС Юга Заключается этот метод в том,
что вся регистограмма записи мощности разбивается на
199
N интервалов длительностью т На каждом интервале
измеряются максимальная и минимальная мощности
Полусумма этих мощностей принимается за среднее зна-
чение мощности на интервале, а полуразность — за наи-
большее отклонение от среднего значения (величину ко-
лебаний перетока ДР) По этим данным определяется
число интервалов п, для которых ДР превосходит не-
которую величину ДР, Вероятность появления ДР, боль-
шего, чем ДР,, определяется соотношением

X=nlN	(4-11)

Зависимость Х(ДР,) является вероятностной харак-
теристикой нерегулярных колебаний перетока мощности.
Чтобы проверить, совпадает ли этот закон распределе-
ния с нормальным, полученную функцию % (ДР,) нор-
мализуют и сопоставляют с табулированной зависимо-
стью

X

Ф(л) = ^ \e~!'l2dt.	(4-12)

—ОО

Нормализация функции 1ДДР,) производится следу
ющим образом По кривой Х(ДР,) при Х=0,5 определя-
ется ДР,=а — математическое ожидание колебаний
мощности Среднеквадратичное отклонение колебаний
мощности Ь от значения математического ожидания а
определяется приравниванием углов наклона касатель-
ных к кривым Ф(х) и [1—Х(ДР,)] при Ф(х)=Х(ДР,) =
=0,5-

г<И> (х)'

i _	\ dx ]ф (Х)=о 5

Г df (ДР,) ~

[ dbPt X(APJ)=O.5

Таким образом,

ДР — а
х=—ь~-

Рассмотрим результаты, полученные

редачи ОЭС Закавказья — ОЭС Юга1 Мощность ОЭС
Закавказья при испытаниях составляла 2550 МВт, ОЭС
Юга и Северного Кавказа— 14 500 МВт Межсистемная

1 Испытания выполнены ВНИИЭ и ИДУ ЕЭС в 1967 г и вклю
чали анализ нерегулярных колебаний определение пределов устой-
чивости и исследование асинхронных режимов

(4-13)

(4-13а)

для электропе-
Таблица 4-4

МВт	10	12,5	15	17,5	20
п	  щрй		158  1	157 0,994	150  0,95	133  0,84	89 0,563

Продолжение табл 4-4

ДР , МВт	22 5	2j	27,5	30	32 5	35
	45	12	9	7	6	1
ЩР1)		0,285	0,076	0,057	0,043	0,038	0,0063

электропередача ПО кВ имела предел передаваемой
мощности около ±85 МВт Запись перетока проводи-

лась в общей сложности
в течение 158 мин Значе-
ния колебаний перетока
мощности и их статисти-
ческие характеристики
при интервале усреднения
т=1 мин приведены в
табл. 4-4.

График %(ДР1)> соот-
ветствующий данным
табл. 4-4, показан на рис.
4-4,а. Сопоставляя этот
график с зависимостью
Ф(х), приведенной на
рис. 4-5, легко получить
а=20,4 МВт и />=
=3,44 МВт. Для проверки
совпадения [1—Х(Д.Рг)]
с нормальным законом на
рис 4-5 нанесены экспери-
ментальные точки (/)
Как видно из этого сопо-
ставления, такую аппро
ксимацию можно считать
удовлетворительной Ана-
логичная обработка была
проведена для т=3'-
20 мин Полученные кри-

а)

6)

Рис 4 4 Вероятностные характе-
ристики нерегулярных колебаний
перетока мощности прн различных
интервалах усреднения т
Ьые ЦАР,) показаны на рис 4-4,6, а подсчитанные по
этим кривым зависимости а(т) и b (т) —на рис 4-6

Перейдем теперь к анализу надежности режима меж
системной слабой связи. В качестве количественной

оценки этой величины примем
среднее время между выбро-
сами обменной мощности сверх
предела устойчивости (время
между авариями Гав). Считая
нерегулярные колебания об-

Рис 4-5 Кривая зависимости Ф(х) Рис 4-6 Зависимости й и Ъ
от интервала усреднения

менной мощности распределенными по нормальному за-
кону, получим среднее число выбросов h сверх Рщ> за
единицу времени, равное.

/z = noe \ р /

(4-14)

где Р — среднее значение перетока мощности, по —
среднее число пересечений уровня Р за единицу вре
мени

Пренебрегая временем выброса, малым по сравне-
нию с временем между выбросами, получим

(4-15)

Отсюда можно определить величину нерегулярных
колебаний, на которую нужно отстроиться при задан-
ном времени между авариями.

ДР=Рпр-Р=р/21п(пЛ.)- (4-16)
Как показано в [165], на основании теоретического
анализа и обработки экспериментальных данных мож-
но определить n0, 1 /ч

". = 77	(4-17>

н р, МВт:

р=с/РТ;	(4-18)

где /.=25—15, с=0,5 .-0.22 при т, ч, и МВт

Большие цифры относятся к дневной неравномерной
части графика нагрузки, а меньшие — к равномерному

о sma юти юооо мвг

Рис. 4-7. Оценка необходимой величины отстройки при нерегулярных
колебаниях обменной мощности для заданного времени между ава-
риями

графику в ночные часы Подставляя (4 17) и (4 18)
в (4 16), получим

£’/»= с j/^1п(±Г..) 1000/,	(4-19)

По эгой формуле на рис. 4-7 построены зависимости
для т=5,20и 60 мин и для Г = 0,5 и 1 го-
' 1И

ду при с = 0,5 и L = 25 1/ч.

Как видно из этих кривых изменение Тая от 0 5 до 1
года мало влияет на Д7’//>1Н Сравним теперь результа
ты, полученные по (4-19), с данными для электропере-
дачи ОЭС Закавказья — ОЭС Юга обработанными сле-
дующим образом Как было указано выше, вероятность
появления ДР>Д/>, определяется величиной ^(ДД)

203
Среднее время между выбросами (считая 70„3>г) мож-
но определить как

Тав=т/Х	(4-20)

Подсчитаем Т11Г, по (4-20) для т=20 мин и ДР=
=90 МВт Из кривых на рис 4-6 находим, что а=48 и
&=15 МВт Аргумент для нормального распределения
по (4 13а)

ДР—а 90 — 48 пО
х = т— =—те— =2 8.

Ь	15

По таблице для Ф(х) имеем, что Z = 0,00007 и 7'ав =
20

= Q-Q0Q07 = 286000 мин, т е. около 7 мес

По (4-19) для Т:,,—7 мес т=20 мин, Рц,=2550 МВт,
А=25 и с=0,5 получаем

ДР-0,5 У 2 2550 -1- 2 31п (25 J/3 7 30 24) =

= 72,5 МВт.

Проведенное сопоставление показывает, что оба ме
тода дают в достаточной степени близкие результаты
Поэтому при дальнейшем анализе будет использована
лишь формула (4-19), которая более наглядно показы
вает, какие основные факторы влияют на величину не
регулярных колебаний мощности

В разрабатываемых в настоящее время методических
указаниях по определению устойчивости на основании
анализа опыта эксплуатации и расчетов по приведенной
выше методике для определения ЛР/Рп.. принята форму-
ла (4 4) при А=1,4—1,6 Принято также, что слабыми
связями называются такие электропередачи, для кото
рых предельная мощность не превосходит следующих
значений'

PjH МВт

До 3000
3000—10 000
Свыше 10 000

Р !Р
пр' 111
0,1—0,15
0 1—0,08
0 08—0,05

Эти соотношения примерно описываются неравенст-
вом

Р„р^1и<7//Р1

(4-21)
При таком определении слабой связи нерегулярные
колебания, от которых нужно отстраиваться, составляют
20% Рпр и более

Рассмотрим теперь надежность электропередачи
с учетом величины ДР и запаса статической устойчиво-
сти kP В [130] принято, что

причем feP=0,2 для нормального режима, 0,08 для крат-
ковременного послеаварийного режима и может быть
в отдельных случаях снижен до 0,05—0,1 при ограниче-
нии потребителей или сливе воды на ГЭС, если наруше-
ния синхронизма не приведут при этом к тяжелым по-
следствиям При этом определении запасов устойчивости
очевидно, что чем слабее связь, тем в меньшей степени
сказывается величина kP на увеличении надежности

Определим надежность работы слабых связей в тех
случаях, когда ДР составляет значительную долю от
РпР—Р При этом надежность практически определяет-
ся лишь соотношением ^Plp=klc При 1=1,4 и с=0,5—
0,22 эта величина АР/р=2,8—6,36 Учитывая, что с=
=0,5—0,22 соответствует По=25—15, по (4-15) получим
7’ав=2 ч =50 лет Естественно, что в эксплуатации никто
не ведет режим с такой малой отстройкой от нерегуляр-
ных колебаний, чтобы время между нарушениями устой-
чивости измерялось часами Вместе с тем приведенные
цифры достаточно наглядно показывают, что оценка на-
дежности режима станет целесообразной только после
уточнения данных по значениям нерегулярных колеба-
ний различных межсистемных электропередач в различ-
ное время суток

Прн наличии экспериментальных данных по статисти
ческим характеристикам колебаний обменной мощности
или частоты в соединяемых энергосистемах значение за-
паса статической устойчивости целесообразно опреде-,
лять расчетом надежности работы межсистемной связи
По условиям надежности величину ДР рекомендуется
выбирать такой, чтобы при нормированном запасе ста-
тической устойчивости £р=20% нарушение статической
устойчивости происходило бы не чаще 1 раза в несколь
ко пет при условии, что среднее значение передаваемой
мощности корректируется персоналом не реже 1 раза
в 20—60 мин.
При отсутствии исходных данных, необходимых для
расчета надежности, можно принимать без предвари-
тельной оценки следующие значения Д-Р (в процентах от
мощности меньшей из соединяемых энергосистем) для
энергосистем разной мощности

Р МВт

3000
3000—6000
6000—10 000

10 000—30 000

ДР %

2,5

2,5—2

2,0—1 5

1,5-1

Рассмотрим вопросы регулирования межсистемных
перетоков мощности для обеспечения устойчивости сла-
бых связей Эффективность этого вида регулирования
определяется в первую очередь возможностью увеличе-
ния пропускной способности слабых связей за счет
уменьшения нерегулярных колебаний мощности ДР Эти
нерегулярные колебания нецелесообразно пытаться по-
давить полностью, так как при этом слишком часто по-
надобится вмешиваться в режим работы электростанций,
что снижает их экономичность Не требуется также
уменьшать нерегулярные колебания мощности, если за-
пас статической устойчивости достаточно велик Следо
вательно, для обеспечения устойчивости межсистемных
электропередач целесообразно применять лишь ограни-
чение перетока мощности. Для этой цели в первую оче
редь должны привлекаться ГЭС Регулировать межси-
стемные перетоки только с помощью ГЭС во многих слу-
чаях невозможно вследствие необходимости иметь регу-
лировочный диапазон больший, чем есть на ГЭС Следу-
ет отметить, что этот диапазон уменьшается в маловод-
ный период, а в паводок уменьшать мощность ГЭС не-
экономично Кроме того, ГЭС могут быть расположены
не в тех точках энергосистемы, 1де должны быть регули-
рующие электростанции Вследствие этого к регулирова-
нию перетоков требуется привлекать также мощные те-
пловые электростанции.

На межсистемную электропередачу приходится лишь
некоторая доля изменения регулируемой мощности.
Если допустить что статизмы энергосистем одинаковы,
изменение перетока мощности 6Р в зависимости от из-
менений мощностей в соединяемых энергосистемах 6Р1
и 6Р% можно определить по следующей формуле

EP^SP,

' Pin + Рав

J-8P,

’РДР..
Если же статизмы энергосистем различны (например,
за счет наличия резервов мощности или системы автома-
тического регулирования частоты), то

8Р=8Р,	р

^*Ргп "1” 2	4- к2[*Р2Н

Примем, что Pih<-P2h. Как следует из (4 23), в случае
близких значении относительных статизмов энергосистем
регулирование перетока эффективнее вести на электро-
станциях в энергосистеме меньшей мощности Если
то в соответствии с (4 24) этот эффект уве
личивается

Если же	то решение вопроса о том, элек-

тростанциями какой из энергосистем более выгодно
регулировать переток, может быть различным и зависит
не только от коэффициентов крутизны, но и от соотно
шения мощностей соединяемых энергосистем

Как уже указывалось, с уменьшением интервала
усреднения нерегулярные колебания перетока ДР умень-
шаются Из условий значительного снижения ДР, с од-
ной стороны, и не слишком частого воздействия на ре
жим работы электростанций, с другой стороны, в разра-
батываемых методических указаниях по устойчивости
принято требование уменьшать величину ДР за счет ре-
гулирования перетока примерно в 3 раза Это требование
соответствует снижению интервала усреднения примерно
в 10 раз, т е с 60 до 6 мин

На уровне 1975—1980 гг регулировать переток целе-
сообразно минимум по 15—20 межсистемным электро-
передачам и привлекать для этого помимо ГЭС несколь-
ко десятков блоков на тепловых электростанциях1
В каждой из энергосистем, привлекаемых к регулирова-
нию перетока, число агрегатов т мощностью Рг с регу-
лировочным диапазоном /грсг, используемых для этой
цели, составит-

Исходя из требования подавления нерегулярных ко-
лебаний, соответствующих периоду усреднения несколь-

1 В настоящее время автоматическое ограничение перетоков
успешно применяется на межсистемных электропередачах Северо-
Запад — Центр, Средняя Волга — Центр, Юг — Центр, Урал — Сред
няя Волга, Закавказье — Северный Кавказ, Красноярск — Кузбасс
и дает значительное увеличение пропускной способности электро
передач
ко минут и более, скорость регулирования (при ступен-
чатом возмущении максимальной величины) при /<1рсг=
=0,3 должна составлять 1 —1,5% Рг в секунду Для бло-
ков 300 МВт с регулировочным диапазоном 100 МВт
скорость регулирования составляет около 4 МВт/мин

4-3. Статическая устойчивость слабых связей

Анализ опыта эксплуатации слабых межсистемных
связей ^гл 1) показывает, что причиной нарушения их
устойчивости чаще всего является превышение предела
статической устойчивости из за отключения одной из
параллельных линий или сравнительно медленного по
вышения потока мощности, обусловленного изменением
его среднего значения или нерегулярными колебаниями
Поэтому определение области статически устойчивых
режимов для таких электропередач является весьма
важной задачей

На предельную по условиям статической устойчиво-
сти мощность влияет ряд факторов напряжение по кон
цам электропередачи, активные и реактивные сопротив-
ления линий электропередачи, промежуточные нагрузки
и значения статизма соединяемых энергосистем Прежде
всего оценим, насколько предельный угол электропере
дачи может отличаться от 90° за счет влияния активных
сопротивлений электропередачи и значений статизма со
единяемых энергосистем При этом анализе будем счи
тать постоянными эквивалентные э д с энергосистем
Тогда в соответствии с [66] определим предельный по
условиям устойчивости угол из условия

1 dPt 1 dP2 n

-/S	_ J,

tjl do	do

Для слабой связи можно принять, что

Р, = (Pri ~	+	+	(8 — <х) =

= /’0> + fy1*sJ’i11 + J’inSin(8 — а),

(4-25)

(4-26)

р2 = (Рг* - Рп) + Ь1г*$Ргн - Р1г sin (8 4 а) =
= Р„2 + kf!№sP,K — Plt sin (8 + а).

(4-27)

Суммируя эти выражения и переходя к приращени-
ям, в предположении, что мощности энергосистем балан
сируются при s=0 и S=So, получим

2P12 sin a sin <5„

^/1*^ 1Н “Ь	2*^%н
Подставляя (4-28), (4-26), (4-27) в неравенство
(4-25), после преобразований найдем следующее усло-
вие

A cos S + В sin 8 = VА2 + В2 cos (8 — 2) > 0,	(4-29)

где

Д = Р„(^1 + ^2)соза;	(4-29а)

п п Г,	4 10

й —”12 [(TJ2~ тл) + 2 /гр.Ло + /г/2,Р„2

п (ХЛ Ь \/2) (fy 2*^112	_

12	р I b- Р	а'

"7 1*' Н1 Г к[2*г Н2

В ^2*^X2

^2,^2 +

[ fy 2*

2 = arete -r----—т

\ «f2* +

(4-296)

(4-29b)

(4-30)

Н1

?Н1

Из этого выражения видно, что чем меньше отноше
ние активного сопротивления электропередачи к реак-
тивному, т е чем меньше а и %, тем ближе бПр к 90°
При равных относительных значениях статизма энерго-
систем максимальная величина ХМакс=а получается при
р=0, а при р=1 2—0 Если статизмы различны, то 2Маке
не изменяется, а изменяется лишь величина ft, при кото-
рой 2=0 Следует отметить, что постоянные инерции
энергосистемы не влияют на величину %, если учитыва-
ется статизм энергосистем Если же считать, что мощ-
ность энергосистем не зависит от частоты, то угол % за-
висит от постоянных инерции [138] Объясняется это
положение тем, что в первом случае при появлении АР

частота в энергосистеме изменяется на ограниченную
величину s, а во втором случае частота изменяется не-
ограниченно Хотя второй случай дает физически невер-
ную картину явления, конечный результат получается
одинаковым, если Tji»=tj2* и Ая.=А/2.

Перейдем теперь к рассмотрению влияния промежу-
точной нагрузки Межсистемные электропередачи часто
являются линиями, питающими такую нагрузку, причем
мощность нагрузки может значительно изменяться Если
мощность этой нагрузки соизмерима с пропускной спо-
собностью электропередачи, то ее влияние необходимо
учитывать при ведении режима межсистемной связи
Рассмотрим как влияет мощность промежуточной на-
грузки на предельную мощность приемного и передаю-
щего концов электропередачи Этот анализ выполним
йрйменительно к тяговой нагрузке, которая наиболее
часто подключается к межсистемным электропередачам
Примем, что эта нагрузка равномерно распределена
вдоль тягового транзита, напряжение вдоль которого
примерно одинаково, и что ее можно представить посто-
янным активным сопротивлением Активным сопротив-
лением линии пренебрегаем Такие допущения, как по
называет анализ экспериментальных данных, приемле-
мы и дают возможность получить правильные качествен-
ные и количественные результаты Схема замещения
межсистемной электропередачи, которую при принятых
допущениях можно представить линией с распределен-
ными параметрами, показана на рис 4-8,а Для этой
линии

Zg=]XB=]Xll,	(4 31)

у —G =£-й-.
’> ио угр

(4-32)



(4-33)

Т/ = / Г2.У. = //	/А-	(4-34)

» v Гт макс

где До, Уо, Дс, — константы, характеризующие линию
с распределенными параметрами, Рмако=172/х— макси-
мум передаваемой по линии мощности при отсутствии
промежуточной нагрузки

Как известно, сопротивления схемы замещения на
рис 4-8,а определяются через До и у/ следующим обра-
зом.

z12 = Zcsh \l = ]/	i-^-i

" 'н	г	г макс

_ Zesht/
““ ch у/ — 1 ’

г11 — ~гг== - —*,Z~  • = -Zc th Y^ —

11	ti ъ _f -у	c |

X"J2 Г z10

(4-35)

(4-36)
Максимумы мощности на передающем и приемном
концах электропередачи равны

р -

г 1макс Zj2 ’ z2jj ’

р -У*

2',акс	Z12 zs22 •

По этим выражениям на рис 4 8,6 построены зави-
симости РШакс/Рмакс» Р^макс/^5 макс=1(РП1Рмане)

Как видно из этих кривых, максимумы мощности су-
щественно зависят от мощности нагрузки, причем если

Рис. 4-8. К вопросу ведения режима межсистемой слабой связи
а --схема замещения межсистемной электропередачи с равномерно распреде
ленной нагрузкой; б — зависимости

при и =1,0, х=х1+х2=10.
г макс 'макс

/ — равномерное распределение нагрузки; 2—5 — концентрированная нагрузка
2 — Х!=1 Х2=9 3 — Х',=3, Ха=7 4 —Х< = 7. -Тг=3; 5 — Afj—9, х2=1.
отнести значения максимальной мощности на передаю
щем и приемном концах к их средним значениям при из-
менении нагрузки, то окажется, что максимум мощности
на приемном конце зависит от нагрузки в более сильной
степени, чем максимум мощности на передающем конце

На том же рис 4-8,6 приведены рассчитанные по вы
ражениям (4 38) зависимости максимумов мощности от
мощности нагрузки для концентрированной нагрузки
(как было принято и ранее, активные сопротивления ли
нии равны нулю, нагрузка чисто активная) Эти кривые
показывают, что значения максимумов мощности суще-
ственно зависят не только от мощности, но и от распо-
ложения нагрузки при расположении нагрузки вблизи
шин передающей системы максимум мощности на пере-
дающем конце сильно зависит от мощности нагрузки,
максимум мощности иа приемном конце изменяется не-
значительно При расположении нагрузки вблизи шин
приемной системы наблюдается обратная картина

TaSiu-ца 4-5

Направление мощности	Тяговая нагрузка Рн МВт	Р	МВт  1 ПКС	Р „ МВт  2Д13КС
Из системы I в систе-	125	161	36
му II	100	158	50,5
	70	155	69
Из системы II в	125	—22	— 144
систему I	100	—41	— 146
	70	—61	— 146

Обычно в реальных системах существует некоторый
промежуточный случай между равномерно распределен-
ной и концентрированной нагрузкой, кроме того, опре-
деленные коррективы в полученные зависимости вносит
активное сопротивление линий

В качестве примера приведем результаты определе-
ния предельных мощностей при различной мощности
промежуточной тяговой нагрузки для двухцепной элек-
тропередачи 110 кВ Протяженность электропередачи
300 км Расчеты выполнялись на статической модели се-
ти с учетом реального распределения нагрузок по под-
станциям при различной мощности тяговой нагрузки
Результаты этих расчетов приведены в табл 4 5
212
В этом конкретном случае изменение мощности про-
межуточной нагрузки в значительно большей степени
сказывается на максимальной мощности приемного кон-
ца электропередачи, чем на той же величине для пере-
дающего конца

Существенная зависимость предельной мощности от
точки ее измерения делает неоднозначным определение
запаса статической устойчивости для межсистемных
электропередач с промежуточной нагрузкой При рас-
пределении нагрузки, близком к равномерному, более
целесообразно выбирать точку телеизмерения передавав
мой мощности в середине электропередачи или на ее пе-
редающем конце В случае концентрированной нагрузки
телеизмерение целесообразнее осуществлять в точке,
удаленной от нагрузки, т е на противоположном конце
электропередачи В других случаях, отличных от рас
смотренной концентрированной нагрузки, вопрос о целе-
сообразном месте телеизмерения мощности должен ре-
шаться конкретно При отсутствии специальных исследо-
ваний в качестве компромиссного варианта эту точку
желательно выбирать в середине линии Эту же точку
в середине линии целесообразно выбирать и в том слу-
чае, если переток мощности реверсивен, т е преоблада-
ющая нагрузка в различное время может быть располо
жена в различных концах электропередачи

Кроме телеизмерения мощности для определения за-
паса статической устойчивости, точку в середине линии
желательно выбирать и для телеизмерения величины пе-
редаваемой мощности при автоматическом или ручном
регулировании режима межсистемной связи В осуще-
ствленных на тяговых мсжсистемных транзитах ОЭС
Сибири подобных устройствах это требование было вы
полнено, что позволило вести режим с малыми запасами
статической устойчивости

4-4. Обеспечение синхронной устойчивости

При определении устойчивости слабых связей при
различных возмущениях исходный режим не может быть
задан однозначно вследствие того, что на средний пере-
гок мощности накладываются нерегулярные колебания
Оценим, насколько можно увеличить расчетное значение
передаваемой мощности по сравнению со средним ее зна-
чением, чтобы можно бы то не считаться с вероятностью
нарушений устойчивости при различных возмущениях
С инженерной точки зрения вполне достаточно счи-
тать работу межсистемной слабой связи практически
устойчивой, если число нарушений устойчивости будет
составлять некоторую малую часть у всех имевших ме-
сто возмущений Определим связь между величиной у и
среднеквадратичным отклонением перетока мощности р
Как известно

р-р,
р

Y = 1-Ф(Р-Ро)=1	J	(4-39)

—ОО

По таблицам функции распределения находим, что
при Р—Рц^р у=2,2%, а при Р—Ро—Зр у=0,13% Та-
ким образом, для того чтобы не считаться с вероятно-
стью нарушений устойчивости при различных возмуще-
ниях, расчетное значение мощности не должно превы-
шать среднее значение более чем на 2—Зр При даль-
нейшем анализе динамической устойчивости межсистем-
ных электропередач под расчетной мощностью понима-
ется величина соответственно увеличенной средней мощ
ности

Нарушение синхронизма слабых связей часто вызы-
вается отключением одной из параллельных линий или
возникновением небаланса мощности в одной из связы-
ваемых энергосистем Короткие замыкания, даже наибо-
лее тяжелые, если они отключаются основными защита-
ми, как правило, не вызывают нарушения синхронной
динамической устойчивости Обусловлено это тем, что
отключение слабой связи или к з на ней создает срав-
нительно небольшой небаланс мощности в соединяемых
энергосистемах Определим зависимость предельного
времени отключения трехфазного к з /Пр от передавае-
мой мощности Р Как известно [22], предельное время
отключения трехфазного к з равно

/2т,„(8, —8.)

- •	(4-40)

где

8, = arccos (it — 28J -ф cos (it — 8„)j	(4-40a)

Используя это уравнение, пренебрегаем активным
сопротивлением межсистемной слабой связи, считаем,
что на ней нет промежуточных нагрузок и что нагрузка
214
в соединяемых энергосистемах при рассматриваемом

к з не изменяется Принимая относительные инерции
энер! осистем равными и учитывая, что % ~ arcsm^-.

получим

(4-41)

— arcsin

где значения и т., даны в радианах

По этой формуле на рис. 4-9 построены зависимости

/ р \	р

^пр = Лр~ для различных значений ущ(1~гР) ПРИ zj~

=15 с1 Как видно из этих
кривых, предельное время от-
ключения к з вполне доста-
точно для действия основных
защит Формула (4 41) и соот-
ветственно кривые на рис 4-9
позволяют также оценить эф-
фективность применения БАПВ
иа одиночных межсистемных
связях. В качестве примера
рассмотрим БАПВ на межси-
стемной электропередаче
220 кВ ОЭС Северного Кавка-
за— ОЭС Юга В нормальной
схеме работают две связи —
220 и НО кВ, а в ремонтных
схемах связь ПО кВ может
быть разомкнута Для самого
тяжелого случая величины
входящие в (4 41), имеют сле-
дующие значения tj^15 с, [1=
=0, А, ,==3200 МВт, Pi2=
=220 МВт, Pi2/Phi=0,069

Рис 4 9 Зависимости пре-
дельного времени отключения
трехфазного короткого замы-
Р
кания от отношения -5— при
1 12

1 Если Tj=^15 с, то Р^Ръх изме
няется пропорционально 15/т/

различной передаче
мощности
По кривым на вис. 4-9 для /щ) = /к 3 ^БЛПВ= с
определяем P/Pfz=\,2 Передаваемая по этой линии
мощность не превосходит этого значения по условиям
статической устойчивости, следовательно, БАПВ всегда
будет успешным. Хотя приведенный анализ показывает,
что БАПВ на слабых связях весьма эффективно, приме-
няют его сравнительно редко Объясняется это тем, что
при неуспешном БАПВ на к з вблизи передающего
конца электропередачи ухудшаются условия синхронной
динамической устойчивости для близко расположенных
электростанций В приведенном выше примере это ухуд-
шение определялось, но оказалось несущественным.

При отключении одной из нескольких параллельных
линий на оставшиеся линии происходит наброс мощ-
ности. Условия, при которых такой наброс мощности не
приводит к нарушению устойчивости (условия простого
перехода), достаточно подробно рассмотрены в [50,
157]. Эти же условия можно применять, если внезапно
отключается генераторная мощность в приемной энерго-
системе или нагрузка в передающей Для того чтобы
при таких возмущениях обеспечить сохранение синхро-
низма, применяется аварийная разгрузка или отключе-
ние части генераторов в передающей энергосистеме или
нагрузки в приемной, т е ликвидация избытка мощно-
сти. При определении значения изменения мощности,
которое ложится на межсистемную электропередачу,
можно пользоваться (4-23) — (4-24) В [157] определено,
как влияет время запаздывания в ликвидации избытка
мощности на величину воздействия, необходимого для
сохранения устойчивости. Однако этот анализ выполнен
только для отключения части генераторов или нагрузки
Если же разгрузка выполняется путем аварийного регу-
лирования турбин, то для определения необходимой глу
бины воздействия требуется использование АВМ или
ЭВМ. При этом должны быть учтены статизм и инерции
соединяемых энергосистем, характеристики устройств
Противоаварийной автоматики, количество разгружае-
мых агрегатов и зависимость изменения мощности этих
агрегатов от длительности подаваемого воздействия.

4-5. Асинхронные режимы и восстановление синхронной
работы по слабым связям

Асинхронные режимы на слабых связях могут возни-
кать в результате нарушения устойчивости, после не-
216
синхронного Л.ПВ или после несинхронного включения
вручную Асинхронный режим в ряде случаев может
завершиться самопроизвольной ресинхронизацией Если
же самопроизвольной ресинхронизации не происходит,
то сохранение результирующей устойчивости может быть
обеспечено действием автоматики или персонала, а если
и это невозможно, то производится деление В тех слу-
чаях, когда асинхронный режим по слабой связи недо-
пустим вследствие того, что вблизи центра качаний рас-
положены потребители, электроснабжение которых на
рушается при таком режиме, или асинхронный режим
приводит к нарушению устойчивости других энергоси-
сем, на слабой связи устанавливается быстродействую-
щая делительная автоматика (АПАХ)

В соответствии с директивными материалами, дейст-
вующими до последнего времени, задача ликвидации
асинхронных режимов возлагалась, в основном, на де-
журный персонал энергосистем В последние годы меж-
системные электропередачи оснащаются для этой цели
специальной противоаварийной автоматикой Для того
чтобы определить область применения различных видов
этой автоматики и ее режимные принципы, а также сфор-
мулировать требования к ведению режима слабых свя-
зей и действию персонала в аварийных условиях, долж-
ны быть проанализированы условия ресинхронизации
энергосистем, соединенных слабой связью

В [136] были определены условия ресинхронизации
при слабой связи между энергосистемами без учета
активных сопротивлений линий и промежуточных на-
грузок и получены формулы

(4-42)

Р	1	.

Л2<а/Р12Ъ(1 + В’

(4-43)

Формула (4 42) выведена для одинаковых значений
относительного статизма о и одинаковых относительных
постоянных инерции Тг В (4-43) эти величины различ-
ны и каждая приведена к мощности своей энергосисте
мы Мощность Р12 в обеих формулах отнесена к мощ-
ности меньшей из энергосистем В этой работе также
Чаях, когда s0 и sCp имеют одинаковые знаки, ресинхро-
низация обеспечивается при выполнении условия



(4-44)

Учитывая, что предельная по статической устойчи-
вости МОЩНОСТЬ Р|макс=Р12±Рц, получим 1

(4-45)

По этой формуле на рис. 4-116 построены кривые
р	/р \

5—~ = f тгМ при различных значениях Рц/Рц для т,=
‘ хмакс	vH1z	J

=12 с и 0=10%. Из этих кривых видно, что потери
в линии и промежуточная нагрузка улучшают условия
ресинхронизации, если мощность передается из энерго-
системы I Если же направление мощности обратное,
то условия ресинхронизации ухудшаются.

Найдем теперь условия, при выполнении которых
ресинхронизация обеспечивается при любом статически
устойчивом режиме Как видно из (4 45), этим условием
является-

I/0 р^, = 1-

По этой формуле на рис. 4-12 построены зависимости
(i=f(Pib/Phi) для различных щ Следует отметить, что
эти предельные условия не зависят от активных сопро-
тивлений электропередачи, поскольку и числитель и зна-
менатель в (4-45) в равной степени зависят от Ри/Ра-
При использовании этих результатов весьма важно со-
ставить эквивалентную схему энергосистемы так, чтобы
нагрузки, которые должны быть учтены как промежу-
точные (т е 2a=const), не попали бы в ту часть схемы,
где мощность нагрузок и генераторов балансируется.
Как показали исследования, нагрузки в энергосистеме
можно балансировать с мощностью генераторов, если

1 Знак «+» соответствует направлению Pi, показанному на
рис 4 11,а, знак «—» — обратному направлению мощности
при асинхронном ходе на-
пряжение на них понижает-
ся не более чем на 10—15%.

Рассмотрим теперь вто
рой случай, когда s0 и s.p
имеют разные знаки Пока
жем, что при этом j словия
ресинхронизации также весь-
ма благоприятны Условия,
при выполнении которых не
может иметь место проска
кивание синхронизма, опре-
деляются в [136] Применим
полученную в этой работе
формулу к рассматриваемо
му случаю, пренебрегая при

Рис 4 12 Зависимости а —
=1(Р12/Рн1) ДЛЯ различных Т;

этом асинхронным моментом, малым по сравнению
с демпфирующим, и считая что k^—kf Учитывая также,
что избыточная мощность при s=0 равна Р\—Рц, ука

занное условие можно записать в следующем виде

(4-46)

Следует отметить, что для большинства практических
случаев это условие выполняется, поскольку проскаки-
вание синхронизма на слабых связях не наблюдалось

Перейдем теперь к анализу условий ресинхрониза-
ции в случае двух энергосистем соизмеримой мощности,
соединенных слабой связью Поскольку мощность, пре-
дельная по условиям статической устойчивости, имеет
различные значения на приемном и передающем концах
электропередачи, го для оценки условия ресинхрониза-
ции будем определять отношение углов, предельных по
условиям ресинхронизации и статической устойчивости
/$рес А

' %Т J ПР

Как показано в [136], условие ресинхронизации энер-
госистем соизмеримой мощности записывается в сле-
дующем виде

|/'^ (Рт,-Р11)о1 + (Р2г-Рт2)а2,	(4-47)
где

cos’ey+Z-^+^0 sin* 2 а1г.	(4-49)

Учитывая, что +,—Рц=Рв sin (6—aia) и соответ
ственно Р22—Pi2=Pi2sin (6+0,2), в предельном случае
получим.

Р,г [с, sin (8 — а„) + а2 sin (5 + а12)1 =

=Р,г К0’, +°22 + 2°,аг cos2a12 sin (8 —у),	(4-50)

Y=arct&0^MgaI2).	(4-51)

Из (4-51) и (4-30) определим искомую зависимость

Принимая относительные значения статизма энерго-
систем и относительные инерционные постоянные рав
ными и сц2<30°, упростим эту формулу

 $ст /пр	71 , 1 Р

2 ± 1 + ; “1г

(4-53)

На рис. 4 13 по этой формуле построены кривые
(брес / бет) пр=f(®a) для различных значений р при о»=
=0,08, Tj=10 с и /+/РП1===0,1 Предельные отношения
(бре< /бст)пр=1 соответствуют условию

(4_54)

°* yf ~р~	V(1 + ₽)2 2^а2|2

Г ГН1 *
Как показывает анализ, угол сна наиболее сильно
влияет на условия ресинхронизации при р=С Однако
происходящее при этом улучшение условий ресинхрони-
зации (при б>0) незначительно Увеличение величины
р от 0 до I ухудшает несколько эти условия Возмож-
ность проскакивания синхронизма в случае энергосистем
соизмеримой мощности уменьшается, так как умень-
шается избыточная мощность, увеличивается демпфиро-
вание и уменьшается эквивалентная инерция



fl О 6-0
fl-O,5;S>0
fl-1.6i0
fl -0,5; в^О
р-0; 6>0
____________________________________

о	10 го 30 град

Рис 4 13 Зависимости (6рес/бст)пР=Г (сщ) при различных 6 —
~Рн1/Р«2

Рассмотрим теперь вопросы применения несинхрон-
ного АПВ Как показывает проведенный выше анализ,
в большинстве практических случаев после НАПВ на
слабых связях должна происходить ресинхронизация
даже в наиболее тяжелых условиях, когда линия от
ключается на головном участке электропередачи Мно-

гие 4 14 Осциллограммы ресинхронизации по слабым связям после
их НАПВ

а —слабая связь в ОЭС Сибири, б — электропередача ОЭС Закавказья —
ОЭС Юга.
голетний опыт применения НАПВ на слабых связях
энергообъединений Сибири, Урала и других энергосн
стем подтверждает это положение Из 3500—4000 слу
чаев работы НАПВ, имевших место за последние 15 лет,
почти половина приходится на слабые связи, но при

этом не зарегистрировано ни одного случая, при кото-
ром асинхронный ход не завершился бы ресинхро
низацией На рис. 4-14,а показана осциллограмма ре
синхронизации после НАПВ на одной из слабых связей
ОЭС Сибири при ее работе вблизи предела статической
устойчивости. Как видно из этой осциллограммы, втяги-

вание в синхронизм произошло в первом цикле асин
хронного хода На рис 4-14,6 показана аналогичная
осциллограмма при несинхронном АПВ на электропере
даче ОЭС Закавказья — ОЭС Юга, где также видно

быстрое втягивание в синхронизм 1

Перейдем теперь к вопросам ресинхронизации после
нарушения статической устойчивости В этом случае ре-

синхронизация может

происходить самопроизвольно,
если отключение части проме
жуточной нагрузки во время
асинхронного хода обеспечива-
ет статическую устойчивость
после втягивания в синхронизм
Такой процесс после наруше
пия статической устойчивости
слабой связи изображен на
рис 4-15,а Как видно из при-
веденной осциллограммы, втя-
гивание в синхронизм произо
шло после трех асинхронных
проворотов За это время про

Рис 4 15 Иллюстрация эффективно
стн НАПВ на слабых связях
а — осциллограмма ресинхронизации по
слабой связи Красноярск—Кузбасс после
нарушения статической устойчивости и от
ключения части нагрузки в асинхронном
режиме; б — зависимости изменения мощ-
ности тяговой нагрузки в асинхронном ре
жиме.

1 — п/ст Левобережная 2 — п/ст Анжер
ская.

1 Опыты на слабой связи в ОЭС Сибири проводились ВНИИЭ
совместно с ОДУ Сибири, а на электропередаче ОЭС Закавказья —
ОЭС Юга совместно с ЦДУ ЕЭС.

224
межуточная тяговая нагрузка частично отключилась,
поэтому после втягивания в синхронизм не произошло
нового нарушения статической устойчивости На
рис. 4 15 6 показано уменьшение мощности тяговой на
грузки прн асинхронном ходе, длившемся несколько де
сятков секунд, в другом случае нарушения устойчивое ги
слабой связи. Это уменьшение нагрузки вызвано тем,
что при понижении напряжения на 30—50% питание
электровозов отключается Если нарушение нормального
режима происходит не более, чем на несколько десятков
секунд, то это не вызывает нарушений работы транс
порта Более длительный перерыв питания (на несколь-
ко минут и бодее) нарушает график движения

1130А

ч 7'4% s ь <35%

Рис 4 16. Осциллограмма ресинхронизации по слабой связи в резуль
тате действия оперативного персонала

Кратковременные асинхронные режимы после нару-
шений статической устойчивости, аналогичные показан-
ным па .рис 4 15,а, неоднократно наблюдались в экс-
плуатации, но не регистрировались как асинхронные
режимы, а лишь отмечались как «толчки в энергосисте-
мах» В тех случаях, кот да самопроизвольная ресинхро-
низация не происходила, втягивание в синхронизм часто
обеспечивалось действием персонала в течение несколь-
ких десятков секунд

Из зарегистрированных в ОЭС Сибири в течение
3 лет 26 нарушений статической устойчивости слабых
связей в 8 случаях действиями персонала обеспечива-
лась быстрая ресинхронизация. Осциллограмма такого
процесса показана на рис 4-16 Ресинхронизация при
этом произошла на 21 с, а на 3—4 с и 8—9 с наблюда-
лись временные достижения s=0, которые не заканчи-
вались ресинхронизацией вследствие того, что при s~—О
регуляторы скорости турбин передающей энергосистемы
увеличивали ее мощность
Для восстановления синхронной работы энергоси-
стем по слабым связям широко применяются несинхрон-
ные включения Применение такого способа на слабых
связях весьма эффективно, так как для этого не тре-
буется ни специальной аппаратуры, ни квалифицирован-
ного персонала Для обеспечения втягивания в синхро
низм разность частот энергосистем перед включением
должна быть меньше, чем это допустимо по условиям
ресинхронизации, и меньше, чем допустимо по условиям
статической устойчивости после втягивания в синхро
пизм Приведенные выше формулы позволяют опреде
лить эту разность частот Например, для электропере-
дачи 220 кВ ОЭС Закавказья — ОЭС Юга

^/fe = /3266^ = 0’3830/»(-02 Гц).

При такой разности частот после включения должен
установиться переток мощности P=s/j/i,PHi=0,383x
X10-2-6,3-3200=77 МВт Если включение производить
при 6=0, го допустимое скольжение может быть уве-
личено в 2 раза На этой электропередаче были прове-
дены опыты включения при различных углах и сколь-
жениях Осциллограмма одного из них приведена на
рис 4-17,а Разность частот в опыте составляла пример-
но 0,23 Гц, угол был близок к нулю, переток после
включения установился около 100 МВт На сис 4 17,6

Несинхронное,
включение
при

53кВ Инд,

Рх-згмв

^1^0 МВт

~3 о ~5





_____Тддгг, 030 А
Несинхрон-
ное включение
при 8о~18О°



50 МВт



1ддг~ &^-0А



7ДАС

00 МВт

Рис. 4 17. Осциллограммы опытов несинхронного включения слабой
связи ОЭС Закавказья — ОЭС Юга

a — s=0 23 Гц 6-0°; б — s—0 I Гц, 6-180°
показано несинхронное включение на этой же электро-
передаче с углом, близким к 180°, и разностью частот
около 0,1 Гц В обоих случаях втягивание в синхронизм
произошло в первом цикле асинхронного хода

Применение АПВУС позволяет производить включе-
ние при малых углах, что дает более широкие (пример-
но в 2 раза по величине скольжения) возможности по
сравнению с несинхронным включением (однако при
этом требуется, чтобы выключатели имели небольшое
время включения) Поэтому для межсистемных электро-
передач с воздушными выключателями предпочтитель-
ным является применение АПВУС

Выбор разности частот для уставки АПВУС произ-
водится из тех же соображений, что и для несинхрон-
ного включения

Делительная автоматика (АПАХ) широко применяет-
ся как на тех слабых связях, где используются кратко-
временные асинхронные режимы, так и на тех, где эти
режимы не используются. В первом случае время дей
ствия делительной автоматики должно лежать в преде-
лах 10—20 с Этого времени вполне достаточно для
самопроизвольной ресинхронизации или для ресинхро-
низации путем автоматического воздействия на регули-
рование турбин и отключение часта нагрузки

Применение делительной автоматики, НАПВ, авто-
матической ресинхронизации и АПВУС на слабых свя
зях дает возможность, во первых, быстрее восстановить
нормальный режим, чем это может выполнить вручную
диспетчерский персонал и, во вторых, уменьшить веро-
ятность ошибочных действий диспетчера при авариях
На тех слабых связях, где асинхронный режим недопу-
стим, могут применяться делительные устройства мгно-
венного действия, реагирующие на первое прохождение
углом значения 180’, увеличение тока, уменьшение на-
пряжения или сопротивления. В ряде случаев (хотя
это и нежелательно) может быть допущено неселектив
ное действие этих устройств при трехфазных замыка
ниях Характерным примером применения такой автома-
тики является электропередача Центр—Юг, где асин-
хронный режим недопустим, так как вблизи центра ка-
чаний расположены небольшие энергосистемы В то же
время на этой электропередаче нет необходимости
в очень быстром восстановлении синхронной работы, так
как при ее отключении частота ни в одном из соединяе-
15*	227
мых энергообъединений не понижается настолько силь*
но, чтобы могла подействовать АЧР

4-6. Особенности выбора противоаварийной автоматики
слабых связей

Особенности выбора противоаварийной автоматики
на слабых связях обусловлены приведенными выше сне
цифическими характеристиками таких электропередач
Разработка режимных требований к противоаварийной
автоматике слабых связей и ее принципов начинается
с определения значений нерегулярных колебаний, от ко
торых требуется отстроиться при ведении режима элек
тропередачи Если из-за этих колебаний существенно
уменьшается максимальная передаваемая мощность, то
определяются требования к автоматическому ограниче
нию нерегулярных колебании, в состав которых входит
выбор регулирующих электростанций, диапазонов и ско
ростей регулирования, точек измерения передаваемой
мощности или угла Значения нерегулярных колебаний
сравнительно легко определяются для существующих
межсистемных связей, их можно пересчитать на не-
сколько лет вперед для проектируемых электропередач
Например, при проектировании объединения энергоси
стем Закавказья и Юга по линии 220 кВ нерегулярные
колебания по электропередаче НО кВ были определены
и пересчитаны на новый уровень нагрузок Аналогичная
работа выполнена для объединения энергосистем стран-
членов СЭВ с ЕЭС СССР и т д Если энергосистемы,
для которых проектируется межсистемная электропере
дача, еще не связаны между собой, то нерегулярные
колебания мощности могут быть оценены по колебаниям
частоты или по ориентировочным данным, приведенным
в § 4 2

Прежде чем приступить к основным расчетам, следу-
ет провести анализ экспериментальных данных или вы
полнить работы для многомашинной схемы, чтобы убе-
диться в допустимости представления энергообъедине
ния в виде простой структуры.

Определение областей устойчивой работы межси-
стемных слабых связей производится как для нормаль-
ных, так и для ремонтных схем электропередачи и таких
изменении схем соединяемых энергосистем, которые мо-
гут существенно повлиять на ее предельные режимы
При наличии нескольких параллельных линий разных
228
Напряжений иногда бывает нецелесообразно сохранить
параллельную работу при отключении линии высшего
напряжения Например, если рассмотреть одноцепную
связь 500 кВ с параллельно включенными двумя цепями
110 кВ, то при ремонте линии 500 кВ обычно целесооб-
разнее раздельная работа энергосистем, чем обеспечение
устойчивой работы по оставшимся в работе линиям

Расчетные режимы работы слабых связей охватыва
ют весь диапазон мощностей между их предельными
значениями Предельные значения мощности определи
ются условиями статической устойчивости с учетом не-
регулярных колебаний мощности, необходимым запасом,
уровнями напряжения на промежуточных нагрузках и
длительно допустимыми токами оборудования Для этих
режимов в зависимости от значения электропередачи
с помощью противоаварийной автоматики обеспечивает-
ся тот или иной уровень синхронной динамической
устойчивости При этом, в основном, могут использо-
ваться БАПВ, аварийная разгрузка турбогенераторов,
отключение гидрогенераторов, отключение нагрузки
Расчетные режимы для обеспечения синхронной дина-
мической устойчивости определяются предельными сред-
ними значениями перетока мощности, увеличенными на
2—Зр При автоматическом регулировании (ограниче-
нии) перетока мощности величина р может быть приня-
та примерно равной 0,3 ее значения при отсутствии ре-
гулирования

Далее по условиям работы промежуточных нагрузок
определяется допустимость применения кратковремен-
ных асинхронных режимов Если они допустимы, то на
всех линиях, где не может быть применено БАПВ, уста-
навливается НАПВ Делительная автоматика в этом
случае выбирается с временем, достаточным для ресин-
хронизации В случае большой промежуточной нагрузки
делительная автоматика может устанавливаться на обо-
их концах электропередачи и вводиться в действие по
направлению мощности При необходимости обеспече-
ния результирующей устойчивости предусматривается
автоматика, которая при возникновении асинхронного
хода разгружает генераторы в передающей энергосисте-
ме или отключает часть нагрузки в приемной Если не-
синхронные режимы недопустимы, то предусматривается
делительная автоматика с минимальным временем дей-
ствия, определяемым условиями ее отстройки от син-
хроиных качаний и к з При наличии одной или двух
линий следует применять ОАПВ, БАПВ, АПВУС Если
же параллельных линии несколько, то на них можно
применять НАПВ при условии, что отключение одной
из линий не приводит к нарушению устойчивости

Расчеты электромеханических переходных процессов
на слабых связях целесообразно выполнять на АВМ или
ЭВМ В последнем случае энергосистемы могут быть
представлены более детально, и на основании этих рас-
четов принимается эквивалентная схема простой струк-
туры Проведение расчетов имеет следующие цели, опре-
деление пределов статической устойчивости для нор-
мальной и ремонтных схем: определение пределов син-
хронной динамической устойчивости и эффективности их
повышения с помощью противоаварийной автоматики,
анализ условий ресинхронизации, характера асинхронно
го режима и эффективности делительной автоматики и
автоматики, обеспечивающей результирующую устой-
чивость Моделирование производится по уравнениям
движения с обязательным учетом демпфирующих
свойств энергосистем При этом мощность нагрузки
в соединяемых энергосистемах балансируется с мощ-
ностью турбин Может быть учтено регулирование ско-
рости турбин по наиболее простым уравнениям, но
с учетом ограничений

Экспериментальное определение устойчивости слабых
межсистемных связей имеет некоторые особенности, за-
ключающиеся в том, что по балансу мощностей здесь
практически всегда имеется возможность определить
пределы устойчивости. При этом электроснабжение
основных потребителей чаще всего не нарушается, так
как изменение напряжения у этих потребителей вслед-
ствие значительной электрической удаленности их от
центра качаний бывает незначительным даже при асин-
хронном ходе по этой слабой связи Вместе с тем при
наличии промежуточных нагрузок асинхронный ход мо-
жет неблагоприятно отразиться на работе потребителей,
питающихся от подстанций, расположенных вблизи цен-
тра качаний Определение предельной мощности может
быть проведено как путем постепенного утяжеления ре-
жима, так и при несинхронном включении При этом
второй способ часто оказывается предпочтительнее, так
как режим с пониженными напряжениями и большими
токами в этом случае длится всего лишь несколько се-
кунд При определении предела первым способом после
нарушения устойчивости производится ресинхронизация
путем быстрого увеличения мощности генераторов при-
емной части системы и уменьшения мощности в пере-
дающей системе.

Экспериментальное определение синхронной динами-
ческой устойчивости слабых связей производится в тех
случаях, когда необходимо выяснить, как влияют на
устойчивость отключение части генераторов в одной из
соединяемых систем, отключение или нарушение устой
чивости соседней электропередачи, или проверить эффек-
тивность автоматики Расчет этих режимов для слабых
связей без проведения контрольных экспериментов, как
правило, дает слишком малую точность, так как без
экспериментов невозможно учесть скрытый резерв мощ-
ности в системах и различные демпфирующие факторы
Иногда для проверки н уточнения расчета определяется
синхронная динамическая устойчивость при л з , хотя
устойчивость слабых связей при к з нарушается редко

Экспериментальное определение результирующей
устойчивости производится с помощью опытов несин-
хронного АПВ Такие опыты выполняются, в частности,
с целью выяснения влияния кратковременного асин-
хронного режима на работу потребителей, подключен
ных к промежуточным подстанциям, и на устойчивость
соседних электропередач

При проведении опытов производится НАПВ при
различных потоках мощности и определяется предель-
ное значение мощности, при котором обеспечивается
ресинхронизация При этих опытах может определяться
также эффективность различных средств автоматиче
ской ресинхронизации и разгрузочной автоматики, обес-
печивающих устойчивость соседних электропередач при
асинхронных режимах Опыты несинхронного включения
при различных разностях частот и углах позволяют
определить предельные значения этих величин для
АПВУС и несинхронных включений вручную

Характер и значения нерегулярных колебаний мощ-
ности могут быть достоверно определены лишь в ре-
зультате испытаний Эти испытания следует производить
в дневные и ночные часы, в часы максимума и миниму-
ма нагрузки, а также при ее подъеме и спаде
Г лава пятая

ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ
ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ СЛОЖНОЙ СТРУКТУРЫ
С ПОМОЩЬЮ УПРАВЛЕНИЯ

5-1. Постановка задачи

Энергосистемы сложной структуры в гл I были раз-
биты на пять групп Наименее сложной из них является
V группа (трехмашинная схема, соответствующая ра-
боте электростанции на два направления), а наиболее
сложная — IX — многоконтурная система Переход от
двухмашинной системы к трехмашинной вносит в ха-
рактер электромеханических процессов качественно но-
вые явления, которые заключаются в появлении влияния
режима электропередачи между одной парой эквива-
лентных генераторов на режим электропередачи между
другой парой Поэтому анализ вопросов устойчивости
энергосистем сложной структуры начинается с исследо
ваний трехмашинной схемы

В первую очередь рассматриваются вопросы стати-
ческой устойчивости Основное внимание при этом уде-
лено методам определения запаса устойчивости, устой-
чивости энергообъединения сложной структуры с не
сколькими слабыми связями и способам управления,
обеспечивающим статически устойчивый режим1

В следующем параграфе рассмотрено влияние дина
мических процессов, происходящих на одной электро-
передаче, на устойчивость других электропепедач При
этом основное внимание уделено анализу причин этих
явлений и определению практических критериев, при вы
полнении которых можно не учитывать подобное влия-
ние

Вопросы определения оптимальных управляющих
воздействий в энергосистемах сложной структуры явля-
ются наименее разработанными, поэтому излагается
лишь подход к этим задачам' и некоторые наиболее про-
стые решения

Далее рассмотрены особенности асинхронных режи-
мов в многомашинной схеме, изложены требования

1 Вопросы регулирования возбуждения в энергосистемах слож
ной структуры достаточно полно отражены в [8, 22 26, 99, 122 и
др ] ив данной работе не рассматриваются
к автоматике, локализующей и ликвидирующей эти ре-
жимы, и ее режимные принципы

Анализ электромеханических переходных процессов
в энергосистемах сложной структуры практически невоз
можен без применения современных вычислительных
средств Me годы и основные положения по применению
АВМ и ЭВМ для определения устойчивости энергоси-
стем и эффективности ее повышения с помощью проти-
воаварийной автоматики рассмотрены в приложении
В последнем разделе настоящей главы на ряде конкрет-
ных примеров показаны особенности определения обла-
стей устойчивых режимов и выбора противоаварийной
автоматики для энергосистем сложной структуры

5-2. Определение и обеспечение статической
устойчивости в энергосистемах сложной структуры

Теоретические основы определения статической
устойчивости многомашинных электрических систем до-
статочно глубоко и всесторонне рассмотрены в ряде
фундаментальных работ [22, 66, 113, 114] Поэтому
в этом параграфе настоящая проблема рассматривается
в основном в направлении решения ряда практических
задач.

Отличительной особенностью энергосистем сложной
структуры является то, что при анализе их устойчивости
в большинстве случаев приходится говорить не о преде-
ле передаваемой мощности по одной линии, а о пределе
по сечению, т е по группе линий, соединяющих две
энергосистемы или их части

Второй отличительной особенностью энергосистем
этой структуры является неоднозначность предельных
значений параметров Для сложных энергосистем су-
ществует целый набор (таб-
лица) предельных парамет
ров в зависимости от соста-
ва оборудования, генерации
и потребления мощности раз
личными источниками, их
электрической удаленности
от исследуемого сечения, пе-
ретоков по соседним элек
тропередачам и т д

Проил чюстрируем это по
ложение на примере трех
энергосистем, связанных линиями электропередач без
промежуточных отборов мощности (рис 5-1) Покажем,
что значения перетоков мощности по соседним связям
влияют на значения предела передаваемой мощности по
линии (сечению) Пренебрегая для простоты активными
сопротивлениями линий и относя нагрузки к источникам
питания, можем записать следующие выражения для
электрической мощности эквивалентных генераторов
в установившемся режиме

Р. =	sin 8„ Н-Р„ sin 8„;

^=p21sin82, + ^,sin8!1;	(5-1)

Л=Л2 sin 8,г + Р31 sin 8„.

Предельное значение передаваемой от генератора 1
мощности определяется из (5-1) при 612=613=90°, т е

/>1=Рпред=^>13 + Р12	(5-2)

В том случае, если угол 612 между генераторами 1
и 2 отличен от 90° и постоянен, что определяется пере-
током мощности из системы (или в систему) 2, то пре-
дельное значение мощности, передаваемой от генерато-
ра 1 по линиям Л1, будет отлично от рассчитанного по
(5-1) и составит

Р1=Рпред=В12 sin 6|г+.Р1з-	(5-3)

Соответственно при разных 612 различным будет и
предельное значение Pt. Аналогично при угле 613, отлич-
ном от 90°, что также определяется перетоком мощности
в систему (или из системы) 3, предел передаваемой
мощности от генератора 1 будет равен:

Р1~Рцрец=Р12+Р1з sin 613	(5-4)

Таким образом, при различных взаимных углах меж-
ду генераторами сложной энергосистемы, которые опре-
деляются значениями и направлениями перетоков мощ-
ности по связям между ними, пределы передаваемой
мощности по линиям (сечениям) в разных режимах
отличны друг от друга Одним из важных моментов,
определяющих значение предела устойчивости, является
способ перераспределения мощностей при переходе от
одного режима работы энергосистемы к другому (Пере-
распределение может выполняться путем изменения
мощностей или углов различных групп электростанций
или нагрузки в какой-либо части энергосистемы )
234
Рассмотрим характерные структуры с точки зрения
методов перераспределения мощности (рис 5-2)

1	Передача мощности от группы станций в прием-
ную энергосистему в одном направлении (рис 5-2,а).

В этом случае выделяется по одной или по несколько
электростанций по обеим сторонам исследуемого сече-
ния и осуществляется загрузка станций в избыточной
части и разгрузка станций в приемной части При этом,
если перераспределение мощностей осуществляется меж-

Передача мощности
от группы станции
в приемную энерго -
систему в одном
направлении

Б

Передающая
система >

1 Промежуточные
системы Б)

Приемная
система

Передача мощности
из одной энергосисте-
мы в другую черер
промежуточные энер-
госистемы

> J



2

Приемная
система

Приемная
система

Передающ а я
система

Передача (SJ или
прием (е) мощности
энергосистемой по
двум или более
направлениям

2

Кольцевая
энергосистема

Рис 5 2 Возможные схемы сложных энергосистем
ду станциями, расположенными электрически наиболее
близко к исследуемому сечению (за наименьшим реак-
тивным сопротивлением), результаты определения пре-
делов передаваемой мощности будут наиболее оптими-

стичными

Если возможны режимы с передачей мощности в том
же направлении, но в более удаленные части системы,

то при определении пределов должно рассматриваться

и является определяющим перераспределение мощно-

Рис 5 3 Зависимости пре
тела передаваемой мощно-
сти по сечению А от загруз-
ки электростанции 2

стей между ними. Электростан
ции в промежуточных точках
электропередачи обычно при
расчетах регулируются на вы
дачу постоянной мощности

Поскольку значение пре
дельной мощности по одному
из сечений зависит от пере-
токов по смежным сечениям,
обычно определяется такая за-

висимость при наиболее тя
желом способе перераспреде
ления В качестве примера
на рис 5 3 для схемы на

рис 5 2,а, приведена зави-
симость предела передаваемой мощности по сечению А
от выдачи мощности электростанцией 2 (или 3) при

перераспределении мощности между электростанциями
1 к 4

На значение пределов передаваемой мощности в той
или иной мере (в зависимости от электрической бли
зости) оказывают влияние количество и параметры
трансформаторов, генераторов, наличие отборов мощ
ности или подпорных точек вдоль линии электропереда
чи Эти факторы в ряде случаев необходимо учитывать
при расчетах статической устойчивости Существенное
влияние на пределы передаваемой мощности по сече
нию может оказывать исходный режим электропередачи
(разная загрузка линий, сечений, разные э д с гене-
раторов и т д )

2	Передача мощности из одной энергосистемы в дру
1ую через промежуточные энергосистемы (цепочечная
схема, рис. 5-2,6)

Если мощность передается транзитом из энергосисте-
мы / в энергосистему 4, то для определения пропускной
способности сечения А следует производить перерас
пределение мощности от передающей энергосистемы на
наиболее удаленную приемную энергосистему При этом
предельные значения мощности по сечению A frjTSjjT ми-
нимальными В разных режимах работы энергосистем
предельная мощность по сечению А зависит от загрузки
промежуточных сечений Например, при нулевой загруз-
ке сечения Б предел передаваемой мощности по сече
нию А целиком определяется перераспределением пе-
редающая система — промежуточная система На
рис 5-4 в качестве примера
приведена зависимость пре
дельной мощности одной из
электропередач 500 кВ ОЭС
Сибири от загрузки другой
электропередачи Примером це-
почечных схем с двумя иссле
дуемыми сечениями могут слу
жить передачи Урал — По
волжье — Центр, Иркутск —
Красноярск — Кузбасс

Возможны схемы энергоси
стем, в которых возникает не
обходимость рассмотрения
большего числа сечений В ка-
честве примера такой схемы
можно привести цепочечную
схему энергообъединения Си
бири на современном этапе
(Иркутск Братск — Красно-
ярск—Кузбасс — Барнаул —
Новосибирск — Омск)

В общем случае приходится строить многомерную
область (таблицу) пределов передаваемой мощности по
сечениям в зависимости от перетоков по другим сече-
ниям и способов перераспределения мощности между
энергосистемами На практике эта задача сводится к по-
строению отдельных зависимостей пропускной способ-
ности на одном участке от возможной предельной за-
грузки соседних При наличьи большого числа сечений
целесообразно определить сечение, пропускная способ-
ность которого наименьшая Предельные передаваемые
мощности других сечений в таком случае следует опре-
делить в функции перетока по этому сечению Все ска-

Рис 5 4 Зависимость пре
дельной мощности электро
передачи 500 кВ Красно
ярск — Братск от загрузки
электропередачи 500 кВ
Братск — Иркутск.

7 — 14 генераторов на Братском
ГЭС 2—12 генераторов на Брат-
ской ГЭС
занное выше для схемы на рис 5 2,а о влиянии исход-
ного режима на величину пределов по сечению в полной
мере относится и к энергосистемам данной структуры

3	Передача или прием мощности энергосистемой
(или группой станций) по двум или более направлениям
(рис 5-2,в, г)

В этом случае возможно утяжеление режима по всем
направлениям одновременно или по некоторым (одно
му) из них Как правило, при выделении одного из на-
правлений предельные величины получаются выше, чем
при перераспределении мощностей по всем чаправлени
ям одновременно, причем эта разница тем существен
нее, чем больше различие в пределах статической устой-
чивости по разным направлениям

Рис 5-5. Область устойчивой работы энергосистемы при ее работе на
два направления

Реально могут возникать аварийные ситуации, приво-
дящие как к одновременной загрузке всех направлений
(при возникновении избытка мощности в случае пере-
дающей энергосистемы и дефицита мощности в случае
приемной), так и к увеличению перетоков в каком-либо
одном из направлений (возникновение дефицита в од
ной из приемных систем для схемы рис. 5-2,а и избытка
мощности в одной из передающих систем для схемы
рис. 5-2,а) Это зачастую требует определения предель-
ных величин для различных вариантов протекания
аварии

Существенным является тот факт, что при выдаче
или приеме мощности одной энергосистемой (группой
станций) по нескольким направлениям предельная по
238
какому либо направлению мощность является функцией
загрузки остальных направлении. Обычно для определе-
ния^ этих зависимостей рассчитываются области стати-
ческой устойчивости в координатах перетоков мощности
в двух направлениях. В качестве примера на рис 5-5
приведена такая область Кривая АБ представляет со-
бой зависимость предельной мощности по передаче 1—2
при различной загрузке передачи 1—3, а кривая ВГ,
наоборот, — зависимость предельной мощности по пере-
даче I—3 при различной заррузке передачи 1—2 Нало-
жение этих двух кривых позволяет определить область
I—II—III, ограничивающую предельные по обоим на-
правлениям перетоки, передача которых не приводит
к нарушению статической устойчивости системы. На эту
область можно также нанести ограничения, которые мо-
гут иметь место по условиям рабочих мощностей одной
и другой частей системы или технических характеристик
оборудования энергосистем (линия ДВ)

Расчетная область режимов работы исследуемых се-
чений сложной энергосистемы ограничена линиями ЖЗ
и ИК — соответственно максимальных и планируемых
перетоков мощности. При расположении областей, по-
казанном на рис. 5-5, когда планируемые и максималь-
ные перетоки меньше допустимых передаваемых мощ-
ностей, они могут быть допущены в эксплуатации. В том
случае, если область максимальных или планируемых
перетоков оказывается больше области допустимых пе-
редаваемых мощностей, например, при зависимости В'Г'
предельной .мощности по сечению 1—3 (рис 5-2,в),
в условиях эксплуатации могут быть допущены только
режимы в области, не выходящей за пределы ограни-
чений. Такие области планируемых и максимальных пе-
ретоков могут быть построены и для других структур
сложной энергосистемы, рассматриваемых в данном па-
раграфе, и настоящее положение в равной мере отно-
сится и к ним.

В случае, если число направлений выдачи или прие-
ма мощности более двух, возникает необходимость по-
строения многомерных областей устойчивости Однако
обычно на практике выделяют два наиболее запружен-
ных направления передачи мощности и, упрощая реше-
ние задачи, сводят ее к построению аналогичной обла-
сти для этих двух направлений, учитывая остальные
в виде постоянных отборов или приемов мощности.
/
/

4 Кольцевая энергосистема (рис. 5 2,6). В этом слу-
чае возникают наибольшие трудности в выборе метода
перераспределения мощностей и обычно приходится рас-
сматривать различные варианты утяжеления режимов,
руководствуясь возможными режимами работы энерго
систем Например, при направлениях перетоков, указан
ных иа рис 5-2,д, для определения пропускной срособ
носги сечении А и Б наиболее правильно перераспреде
лять мощность от системы 1 на системы 2 и 3 и
определять суммарный предел передаваемой мощности
по этим двум сечениям Для определения предельных
значений перетоков в систему с дефицитом мощности 3
возможно одновременное их увеличение по сечениям А
и В путем увеличения нагрузки системы 3 или загрузки
генераторов систем 1 и 2 При других направлениях пе-
ретоков, отличных от приведенных на схеме рис 5 2,д,
возможны другие варианты определения пределов

При определении значении пределов передаваемой
мощности по какому либо сечению следует учитывать
их зависимость от загрузки других сечений, что во мно
гих случаях приводит, как и в ранее рассмотренных
схемах, к необходимости построения зависимостей пре-
дельных значений по одним сечениям от перетоков по
другим сечениям.

В оперативно-эксплуатационных расчетах устойчи-
вости определение пропускной способности связей, как
правило, производится с учетом имеющихся резервов
мощности, в частности, утяжеление режима может про-
изводиться путем перераспределения этих резервов При
расчетах устойчивости на перспективу или при выборе
противоаварийной автоматики резервы мощности, учи
тывая ориентировочный характер данных и возможность
изменения режима, как правило, во внимание не прини-
маются.

Одной из наиболее важных задач при анализе слож-
ных энергосистем является определение запаса стати-
ческой устойчивости при заданном режиме электриче-
ской системы (или проверка того, что этот запас больше
нормативной величины) В настоящее время нет обще-
принятых методов определения запаса статической
устойчивости, которые позволили бы однозначно решить
эту задачу так как понятие запаса статической устой-
чивости [130] не регламентирует способа утяжеления
режима и места измерения мощности (при определении
240
запаса по мощности) или напряжения (при определении
запаса по напряжению). При определении запасов
устойчивости для конкретных энергосистем обычно на-
мечают сечение схемы, в котором измеряют мощность
длял определения предела и запаса устойчивости, как
указывалось выше, и затем перераспределяют мощности
генераторов или нагрузки по обе стороны от этого се
чения до тех пор, пока сохраняется статическая устой-
чивость [144] При этом пределы и запасы устойчивости
могут быть существенно различными в зависимости от
того, какое выбрано сечение, каково долевое участие
разных генераторов в изменении мощности и какова их
электрическая удаленность от исследуемого сечения.
Вследствие этого запасы устойчивости одинаковых схем
и режимов, определенные в разных организациях, часто
получаются значительно отличающимися друг от друга

Приведем характерный пример использования различных спо
собов определения запаса статической устойчивости При вводе
в эксплуатацию электропередачи 500 кВ Братск — Красноярск в ОДУ
Сибири обсуждался вопрос о максимальной передаваемой мощности
Выполненные различными организациями расчеты дали следующие
пределы, МВт

Энергосетьпроект	600

ВНИИЭ	1100

НИИПТ	1600

Такое различие было обусловлено тем, что значения пределов
передаваемой мощности были определены при различных условиях
(различными способами перераспределения мощностей). В первом
случае мощность электростанций Красноярскэнерго пе изменялась,
а уменьшалась мощность генераторов в Кузбассе Во втором случае
мощность электростанций Красноярска уменьшалась до технического
минимума, а далее понижалась мощность электростанций в Кузбас
се В последнем случае понижалась мощность генераторов только
в Красноярске

Для сложных структур меньшую неоднозначность
предела можно получить, используя определение запаса
устойчивости по напряжению [130] Однако и в этом
случае имеет место некоторая неоднозначность, посколь-
ку возможны различные способы понижения напряже-
ния в узловой точке С помощью некоторого изменения
в определении запаса по напряжению эту неоднознач-
ность можно исключить В [130] дано следующее опре-
деление запаса статической устойчивости электрической
системы по напряжению:

"-" (Л

16—266

(5-5)

241
Где UB — длительно поддерживаемое напряжение в уз-
ловой точке энергосистемы, £/кр — критическое напря-
жение (в той же точке), при котором нарушается ста-
тическая устойчивость энергосистемы

Предлагается вместо запаса по напряжению ввести
запас по э. д. с. kE.	1

где £и, £кр — аналогичные значения э. д. с. генераторов,
Е

а —относительно1 и одинаковое для всех генерато-
ра

ров энергосистемы понижение э. д. с. (или уменьшение
уставок на АРВ), при котором нарушается статическая
устойчивость.

Физическая сущность определения запаса устойчи-
вости по (5-5) и (5-6) практически одна и та же, но
формализация определения kE по выражению (5-6) зна-
чительно проще. В этом случае для определения запаса
статической устойчивости намеченного режима следует
производить расчеты при постепенном (от расчета к рас-
чету) уменьшении отношения Е/Еи, пока не будет по
лучен предельный по устойчивости режим, для которою
Е/Еа=ЕКр/Еа.

Определение достаточности запаса статической
устойчивости намеченного режима выполняется еще про-
ще. Для этого производится всего лишь один расчет,
в котором все э. д. с. (или уставки АРВ) уменьшены
с заданным запасом ken

E=(l—kBB)EB.	(5-7)

Если рассчитанный при таких э. д. с. режим устой-
чив (т е. kE>kEa), то в системе имеется достаточный
запас статической устойчивости. В соответствии с [130]
можно принять нормативный запас Авн=&Ш1=0,1 *.

Режим работы системы при пониженных э. д с. от-
личается от режима при нормальных э. д. с. не только
уровнем напряжения, но и углами между э. д. с., реак-
тивными мощностями генераторов, балансом активных
мощностей и частотой. Это обстоятельство обусловли-

* В действительности за счет нелинейности нагрузки при пони-
жении э д. с. на 10% напряжение в узлах нагрузки понизится на
несколько большую величину.
в^ет необходимость наложения таких условий на расчет
режима при пониженных э д с , чтобы расчет возможно
ближе совпадал с процессами, которые происходят в си-
стеме, если на всех генераторах понижать э д с

Понижение э д с приводит к понижению напряже-
ния на нагрузках, и в соответствии с их статическими
характеристиками изменяются потребляемые активная и
реактивная мощности В тех случаях, когда понижение
мощности нагрузок происходит в меньшей степени, чем
это необходимо для сохранения постоянными углов меж-
ду э д с , эти углы увеличиваются Это приводит к не
которому увеличению потерь активной и реактивной
мощности в сети Если активная мощность потребите-
лей уменьшается на большую величину, чем увеличива-
ются потери, то частота повышается, а мощность гене-
раторов понижается за счет действия регуляторов ско-
рости турбин Оценим это изменение частоты. Поскольку
возможность для понижения мощности есть у всех тур-
бин, то можно считать что их результирующий статизм
примерно равен 5% С учетом действия регуляторов
скооости турбин снижение э д с на 10% приведет
к повышению частоты в системе не более чем на 0,2—
0,3 Гц

Хотя изложенный способ определения запаса стати-
ческой устойчивости по значениям э д с имеет преиму-
щество в однозначности ответа перед способом опреде-
ления этого запаса по зчачению передаваемой мощно-
сти, его использование целесообразно лишь в тех
случаях, когда использование запаса по передаваемой
мощности затруднительно вследствие того, что долевое
участие электростанций в создании тяжелого режима
не известно, и когда их различное долевое участие су-
щественно влияет на результат В ряде случаев, связан-
ных с передачей мощности в энергосистемы с дефици-
том мощности нагрузка которых сильно зависит от
напряжения использование запаса по э д с нецелесо-
образно так как понижение э д с разгружает электро
передачу Наибольший эффект от определения запаса
по э д с заключается в том что при этом в сложной
энергосистеме может быть найдено наиболее слабое по
условиям статической устойчивости сечение, которое
заранее определить затруднительно Например, при
определении запаса статической устойчивости ОЭС Се-
верного Кавказа по э д с для различных режимов ра-
16*	243
боты Чиркейской ГЭС было получено нарушение ста
тической устойчивости не вблизи ГЭС, как ожидалось
первоначально, а в западной части, т е определение
запаса по э д с позволило выявить слабое по устой
чивости сечение Таким образом, в зависимости от усло-
вий решаемой задачи может быть целесообразным
использование различных способов определения запаса
статической устойчивости

Перейдем теперь к анализу апериодической стати
ческой устойчивости некоторых сложных энергосистем
(возможность их самораскачивания не учитываем) Рас-
смотрим схему на рис 5-1, принимая следующие допу-
щения эквивалентные генераторы энергосистем заме
щаются постоянными э д с E'q за сопротивлением х',(,
роторы генераторов симметричны в электрическом и
магнитном отношениях

Определим предельные значения передаваемой мощ-
ности по связям сложной энергосистемы (предел мощ
ности), предельные по условиям статической устойчи-
вости значения углов (предел устойчивости) и соответ-
ствующие им перетоки мощности Воспользуемся для
этой цели уравнениями (5-1) Для первого генератора
пределоиое значение пеоедаваемой в систему мощности,
как указывалось выше, будет достигаться при 612=
=613=90° и составит Р1пред=Р12 + Р1з Для определения
Рпгред в общем случае при значениях 6i2 и 6п, отличных
от 90°, необходимо определить взаимосвязь между Pt и
этими независимыми взаимными углами Такая задача
решена в [171] Искомая зависимость может быть по
лучена путем приравнивания нулю производной мощно
сти Pi по одному из углов 6)2 или 61з Воспользуемся
производной ПО 612

ЙР1/Й612=О.

Решая (5 8) и учитывая соотношение

(5-8)
613—612 + 623,

(5-9)

получим

sinS12 =

Ри sin fia3 \
Pia + PjaCOS «23)

С помощью (5 9) можно получить зависимость меж
ду взаимными углами трех станций, при которых от пер-
вого генератора в систему выдается максимальная мощ-
ность Ршред.
Построенная в [171] для случая Pa=Pi3 зависимость
между значениями дзз и di2, а также соответствующими
им значениями 613 приведена в табл 5-1.

Таблица 5-1

	ь°12	£°.3	5°33		гЛз
0	90	90	90	45	135
30	75	105	120	30	150
60	СО	120	150	15	165

При бгзЭ^О’ предельная мощность от первого гене-
ратора выдается при углах 613, существенно превышаю-
щих 90° Однако при этом возникает вопрос, будет ли
система статически устойчива при углах более 90°, со-
ответствующих предельным перетокам мощности Пре-
небрегая активными сопротивлениями межсистемных
электропередач и демпфирующими факторами, для ге-
нераторов в трехмашинной схеме можно записать урав-
нение движения

ТТ + Р'г Sln S12 — Р*' s,n 8»* =	~

''7,^L+7>24smS23 — P12sin6]2=-P12 —Р22, | (5.10)
+Л.5'п331—P23sm 823 =PT3 — Р„ |

)

Как известно [66], исследование устойчивости трех-
машинной системы сводится к определению корней ха
рактеристического уравнения

р4-ЬД2р2+Л4=0,	(5-11)

где

А^-^;	(5’,2)

„12	1 0Р,	1 дР2	1.3	1 дР,	1 дР2	
а2[ —	"д <1512	ZJ2 ^$12	а21 		т;[	~j2	1 з	(5-13)
<713	1 дР,	1 дР,	12	1 дР,	1 0Р3	
		^3 <15is ’	а3|	Ъ) <эа18	-Суз d3ls	
энергосистеме с п генераторами является функцией сле-
дующих величин

4 („-,) =/(Р„, 8„ 5,3, .... 8,„).	(5-18)

Если пренебречь активными сопротивлениями меж-
системных связей, постоянные инерции генераторов не
оказывают влияния на области устойчивости энергоси-
стемы.

Перейдем теперь к анализу статической устойчиво-
сти для некоторых частных случаев, имеющих, однако,
важное значение. Во многих энергообъединениях могут
быть выделены части, которые можно представить в ви-
де цепной схемы, состоящей из концентрированных энер-
госистем, соединенных слабыми связями Рассмотрим,
как определяются пределы статической устойчивости
слабых связей в такой энергосистеме и как влияет за
грузка одной из слабых связей на предельную мощность
соседней слабой связи.

Произведем анализ для цепной схемы из трех энер-
госистем, соединенных между собой двумя слабыми свя
зями без промежуточных нагрузок Примем, что в рас-
сматриваемом случае энергосистемы 1 и 2 и 1 и 3 со
единены между собой, все энергосистемы имеют мощ-
ность одного порядка и взаимные мощности Pi2 и Pis
также имеют одинаковый порядок, а взаимная мощность
Pis на порядок меньше Такое отличие взаимных мощ-
ностей объясняется шунтирующим действием системы 1
при определении взаимной мощности Р33. Назовем сла-
бые связи независимыми, если онн связывают энерго-
системы таким образом, что взаимные мощности между
энергосистемами, непосредственно между собой не со-
единенными, будут на 1—2 порядка меньше, чем вза-
имные мощности, определяемые слабыми связями Ниже
будут рассматриваться только независимые слабые
связи.

Пренебрегая мощностью Р23, малой по сравнению
с Pis и Р13, что приводит к двум независимым слабым
связям, выражение (5-13) можно переписать в следую-
щем виде

12	1 дР, 1 дРг	+ TJ2) „

я», — —	-----=------------------COS 5..,

21	-tyj (7012

,3 . 1 dP, 1 дР, _ Р.з(У|+М .

31	Ij3dtia тлг/3 LUb0'3’ j (5-19)
а'3=. -Ldik

21	Ъ!Й813

12 __ 1 др^
a3i—

_____1_1^2_

Ту2 ^13

_____1_ дР_3_

7Л ^$1 2

= — P., cos о
и..	13

--- Pi2 COS 0;

Подставляя (5 19) в (5-12) и учитывая (5'14), полу-
чим следующие условия устойчивости-

4 -	Р„ cos 61г +	Р13 cos 5„ > О, (5-20)

ТЛТ72	г/Г/3

Р cos? cos5 >о (5 21)

Ч	—	1213	1 2	1 о	\	/

71т72т/3

Сопоставление условий (5-20), (5 21) и (5-14) пока
зывает, что определяющим является условие (5 21) Оно
означает, что предел по каждой из электропередач опре-
деляется независимо от соседней при достижении по дан-
ной электропередаче угла 90°, т е предельный угол
между системами 2 и 3 составляет 180° При отсутствии
активных сопротивлений в линии постоянные инерции
энергосистемы не влияют на предел устойчивости, как
это видно из формулы (5 21) Результаты, полученные
для трех систем, связанных двумя слабыми связями,
могут быть распространены и на более сложные случаи

Таким образом, при нескольких независимых слабых
связях предел устойчивости по одной из них практиче-
ски не зависит от мощности, передаваемой по соседней
слабой связи Это положение не выполняется, если все
взаимные мощности имеют одинаковый порядок
(т е слабые связи не являются независимыми), на-
пример, при соединении трех энергосистем звездой ли
ниями соизмеримой длины Как показали исследования
[171], результаты которых приведены выше, пределы
устойчивости в таких случаях зависят от перетоков мощ-
ности по соседним линиям.

Практическая неизменность пределов устойчивости
соседних независимых слабых связей позволяет в случае
цепной схемы передавать мощность на любое расстоя-
ние Поскольку угол между двумя соседними энергоси-
стемами может быть близок к 90°, полный угол цепной
схемы, соединяющей п систем, может доходить пример-
но до (п—1)90° Например, среди режимов ЕЭС СССР
в 1974 г были такие, при которых угол между генера-
249
торами Ермаковской ГРЭС в Казахстане и генератора-
ми электростанций в Народной Республике Болгарии
достигал 260°

В общем случае при объединении независимыми сла-
быми связями п систем для сохранения устойчивости
объединенной энергосистемы достаточно, чтобы угол по
каждой из межсистемных электропередач не превосхо
днл бы 90° Естественно, что если при выполнении этого
условия в сложной схеме число электропередач превос-
ходит п—1, по некоторым электропередачам \г.ты долж-
ны быть меньше 90°

Рис 5-7. Структурная схема ЕЭС европейской части СССР на уровне
1970 г. (мощности ОЭС и пределы пропускной способности межей
стемных связей даиы в мегаваттах)

Приведем примеры энергообъединений сложной
структуры с независимыми слабыми связями Единая
энергосистема СССР на уровне 1970 г может рассма-
триваться в первом приближении как ряд ОЭС, соеди-
ненных независимыми слабыми связями (рис 5 7), при
чем предельная мощность по каждой из этих связей
практически не зависит от мощности, передаваемой по
соседним слабым связям, хотя схема, состав оборудо-
вания и отчасти режим соединяемых ОЭС влияют в не-
которой степени на предел устойчивости этих слабых
связей.
Вторым примером может служите ОЭС Сибири, ко-
торая в 1960—1962 гг представляла собой цепную схему
с тремя независимыми слабьпли связями (Иркутск —
Красноярск, Красноярск—Кузбасс и Новосибирск —
Омск). Две другие межсистемные связи (Кузбасс — Но-
восибирск и Омск — Северный Казахстан) были относи-
тельно жесткими, и их предельная мощность в сильной
степени зависела от схемы и режима соединяемых энер-
госистем. Диаграмма установленных мощностей и пре-
дельных мощностей межсистемных связей ОЭС Сибири
показана на рис 5-8

Рис 5-8 Диаграмма установленной мощности и пределов пропускной
способности межсистемных связей ОЭС Сибири на уровне 1960—
1962 гг.

Перейдем к вопросам обеспечения статической
устойчивости в энергообъединениях сложной структуры.
Эта задача (при отсутствии переключений в схеме)
связана, в основном, с регулированием (распределени-
ем) активных мощностей, поскольку уровни напряжения
в узловых точках энергообъединения должны сохра-
няться практически постоянными Распределение актив-
ных мощностей между электростанциями в условиях
эксплуатации производится таким образом, чтобы режим
был наиболее экономичным при соблюдении ограниче-
ний, определяемых устойчивостью, уровнями напряже-
ния и допустимыми для оборудования токами Ограни-
чения по статической устойчивости в энергообъединении
сложной структуры в общем случае зависят от его ре
жима, поскольку пределы статической устойчивости
(при отсутствии самораскачивания) определяются зна-
ком свободного члена характеристического уравнения,
в которое входят п—1 взаимных углов для системы с п
генераторами В эксплуатации всегда стремятся опреде
лить такие ограничения передаваемой по линиям мощ-
ности, которые были бы по возможности независимыми
от режима соседних электропередач Такой подход ча
сто приводит к заданию весьма жестких ограничений,
которые для многих режимов приводят к излишнему
запасу, т е обусловливают меньшую экономичность ре
жима

Рассмотрим вначале частный случай, когда в энер
госистеме сложной структуры предельные условия ста
тической устойчивости для каждой из электропередач
независимы от режима остальных электропередач Таким
частным случаем является эпергообъединение, состоя
щее пз п концентрированных энергосистем, соединен
ных п 1 независимыми слабыми связями, пределы
устойчивости которых практически не зависят от режима
соседних слабых связей Схема энергообъединения
в этом случае может быть цепной, радиальной или со
четанием этих схем (см рис 1 2) В таких энергообъе-
динепиях регулирование (ограничение) межсистемных
перетоков мощности, определяемое условиями устойчи-
вости, может быть построено сравнительно просто одна
из связываемых энергосистем (обычно наиболее круп-
ная) регулирует частоту, а каждая из остальных энер-
госистем регулирует переток по электропередаче, на-
правленной в сторону энергосистемы, регулирующей
частоту Примеры таких энергообъединений показаны
на рис 5-7, 5-8 Ведение режима в ЕЭС производится
следующим образом ОЭС Центра и Средней Волги
регулируют частоту, ОЭС Ссверо Запада, Урала н Юга
регулируют перетоки по связям с Центром, ОЭС Север
ного Кавказа по связи с ОЭС Юга и ОЭС Закав
казья — с ОЭС Северного Кавказа Аналогично велся ре-
жим в ОЭС Сибири частоту регулировала Кузбасская
энергосистема переток Красноярск — Кузбасс регулиро-
252
вался Красноярскими электростанциями, Красноярск —
Иркутск — Иркутскими, в Омске регулировалась мощ-
ность электропередачи Новосибирск — Омск и в Петро-
павловске— мощность электропередачи Омск — Петро-
павловск После ввода Братской и Красноярской ГЭС
регулирование частоты стало поручаться одной из этих
ГЭС и соответственно регулирование перетока Красно
ярск—Кузбасс переместилось на электростанции Куз-
басской и Новосибирской энерюсистем Регулирование
перетоков в этих энергообъединениях частично выполня-
лось вручную диспетчерским персоналом, а частично
автоматически

Перейдем теперь к более общему и сложному слу-
чаю, когда слабые связи не являются независимыми или
их больше чем п—1, или же электропередачи, связы
вающие энергосистемы, не являются слабыми и их пре-
дельные режимы зависят от режима соседних электро-
передач Примерами таких энергообъединений являются
ОЭС Закавказья, где предельная мощность, которую
можно передать из Азербайджана, в сильной степени
зависит от того, какая ее часть передается в Грузию,
а какая в Армению, ОЭС Юга (кольцо Днепр — Киев —
Змиев — Днепр — Донбасс), ОЭС стран членов СЭВ
и т п Важно отметить, что при развитии ЕЭС проис-
ходит усложнение ее структуры за счет увеличения мно-
гоконтурности (связь Северо-Запад — Юг, Юг — ОЭС
стран-членов СЭВ, новые связи Урал—Центр и т д),
и поэтому повышается актуальность определения огра-
ничений по устойчивости с минимальными запасами Ни
одна из существующих или ранее предложенных систем
автоматического pel улирования мощности этой задачи
не решает

В [91] предложен новый способ автоматического
управления режимом энергосистемы, который позволяет
учитывать изменение предельных условий при измене-
нии режима энергообъединения Этот способ является
развитием применительно к данной задаче известного
способа управления большими системами с моделью
Предлагаемый способ регулирования является иерархи-
ческим и в соответствии с этим ЕЭС подразделяется на
ступени и секции Верхняя ступень — ЕЭС (одна сек-
ция), следующая ступень — ОЭС, более низкая сту-
пень— энергосистемы и самая нижняя — электростан-
ции и нагрузки (рис 5 9) Для каждой ступеня нерар-
хической пирамиды (кроме нижней) и для каждой ее
секции составляется эквивалентная модель1 При по
строении этих моделей учитывается то обстоятельство,
что в многомашинной энергосистеме устойчивость в од-
ной ее части может рассматриваться при значительном
упрощении электрически удаленных от нее других ча-
стей Таким образом, на каждой ступени иерархии (кро-
ме нижней) создается ряд эквивалентных моделей по
числу секций, причем каждая из этих моделей включает
в упрощенном виде элементы соседней модели Рассмо-
трим, как осуществляется регулирование в одной из
энергосистем При составлении эквивалентной модели

Рис. 5-10 Блок схема
регулирования

C1KTCMI1

энергосистемы учитываются все достаточно мощные
электростанции в этой энергосистеме, а в соседних энер
госистемах отдельно учитываются лишь те электростан
ции, режим которых существенно влияет на предельные
условия в рассматриваемой энергосистеме, а остальные
заменяются минимальным количеством эквивалентных
генераторов

Блок-схема, поясняющая работу системы регулиро
вания, показана на рис. 5 10 Схема содержит телепри-
емники 1—3, эквивалентную модель энергосистемы 4,
блок 5 определения устойчивости, блок 6 перебора воз
действий, блок 7 выбора оптимальных воздействий,

1 Административное деление в ряде случаев может оказаться не
подходящим для этих целей поскольку решающее значение при
определении элементов энергообъедииеиия входящих в ту или иную
секцию, должна иметь их электрическая удаленность
блок 8 телепередачи сигналов управления на высшую
ступень и в обратном направлении и телепередачи
управляющих сигналов на более низкую ступень иерар-
хии Работать эта блок-схема должна следующим обра-
зом- по телеинформации о схеме сети и векторах э д с
эквивалентных генераторов (блоки 1—3) моделируется
режим энергосистемы (блоки 4, 5) и с учетом управ-
ляющего воздействия с верхней ступени иерархии
(блок 8) в блоках 5, 6 и 7 определяется, нужно ли вме
шательство в режим энергосистемы по условиям устой-
чивости, перегрузки оборудования, экономичности и т п
Формируемые с целью изменения режима или схемы
энергосистемы воздействия (блок 7) передаются для
исполнения на нижние ступени иерархии (блоки 9—//)
или на высшую ступень, если осуществление управления
в пределах данной секции нецелесообразно Блок 12
осуществляет экономичное распределение нагрузок с уче-
том потерь в сети по векторам напряжений и состоя-
ния сети

Определение необходимых воздействий для обеспе-
чения достаточных запасов статической устойчивости
производится на основе использования условия (5-6)
Для этого в модели энергосистемы (блок 4) с заданным
/гг понижаются значения всех э д с Если полученный
режим устойчив, то нет необходимости его изменять
Если режим неустойчив, то в блоках б и 7 определяется
такое изменение режима, которое, обеспечивая достаточ-
ные запасы устойчивости, в минимальной степени ухуд-
шает экономичность

Реализация предложенного способа в полной мере
возможна лишь при автоматическом сборе информации
о режиме и схеме энергосистемы и вводе ее в ЭВМ,
с помощью которой определяются все необходимые воз
действия, т е в рамках автоматизированной системы
диспетчерского управления (эти вопросы рассматрива
ются в гл 6) Однако частичное использование различ-
ных методов учета зависимости предельных условий от
режима энергосистемы предполагается уже в настоящее
время, например, при осуществлении проекта противо-
аварийной автоматики для узла Усть Илимской и Брат-
ской ГЭС, разработанного в Энергосетьпроекте Хотя ре-
шаемые при этом задачи являются локальными, разра-
ботанные для их решения методы могут иметь и более
широкое применение, поскольку развитие местных си-
стем противоаварийной автоматики, обеспечивающих
статическую устойчивость в отдельных частях энерго
объединения, упрощает задачи АСДУ, причем в настоя-
щее время еще нет достаточных данных, чтобы обосно-
ванно разграничить, в какой части статическая устойчи-
вость должна обеспечиваться за счет АСДУ, а в какой—
за счет действия местных систем противоаварийной
автоматики Представляется, что статическая устойчи-
вость в нормальных и ремонтных схемах и режимах
в основном должна обеспечиваться АСДУ z воздействи
ем на местные системы регулирования и автоматики
путем изменения их уставок, а статическая устойчивость
в послеаварийных режимах должна сохраняться за счет
действия местной противоаварийной автоматики.

В соответствии с этим подходом был разработан
алгоритм для дозировки действия противоаварийной
автоматики по ограничению мощности в послеаварийном
режиме в узле Усть Илимской и Братской ГЭС В осно-
ву этого алгоритма положены следующие соображения

Рис 5 И Эквивалентная схема восточной части ОЭС Сибири
256
Предельная по условиям статической устойчивости мощ
ность, которую можно передавать по некоторому сече-
нию в сложной схеме с п генераторами, зависит от п—1
взаимных углов и п э д с, если схема сети и нагрузки
потребителей заданы Влияние этих углов и э д с на
предельную мощность различно Отбрасывая те факто-
ры, которые влияют незначительно, можно получить до-
статочно простые зависимости между предельной мощ-
ностью и режимом энергосистемы

Рассмотрим упрощенную эквивалентную схему восточной части
ОЭС Сибири (рис. 5-11). Предельная мощность которую можно пе
редать от Братской и Усть-Илимскои ГЭС (Г-3 Г 4), практически
зависит тишь от трех взаимных углов 63] 632 и бзл- Для различных
послеаварийных режимов на ЭВМ были определены области устой-
чивости системы в координатах этих трех углов и рассчитано, сколь-
ко генераторов (т) целесообразно отключить па Усть-Илимской
ГЭС, чтобы обеспечить устойчивость в этих режимах 1

Расчеты показали, что области устойчивости при отключении
удовлетворительно описываются аппроксимирующей формулой

(я Ат - М’ + № „ - Ь2у + («А.- Ь4)г = <А	(5-22)

в которой были подобраны соответствующие коэффициенты

5-3. Взаимное влияние электропередач
в переходных процессах

Взаимное влияние электропередач является наиболее
существенным фактором, обусловливающим особенности
обеспечения динамической устойчивости в энергообъеди-
нениях сложной структуры. Взаимное влияние наиболее
сильно проявляется, в основном, в тех частях энерго
объединения, где имеются небольшие запасы статиче
ской устойчивости или же слабые связи, причем в таких
случаях сильное влияние может оказат» электрически
удаленное возмущение Например, имело место наруше-
ние устойчивости электропередачи Кузбасс — Новоси-
бирск при к з на электропередаче Братск — Иркутск

Как и при расчетах статической устойчивости,
в сложных схемах предельные значения параметров по
условиям динамической устойчивости (допустимые вре
мена отключения к з , поедельные передаваемые мощ-
ности) неоднозначны и зависят от загрузки смежных
сечений, электростанции, их электрической удаленности

1 В рщ от с пртпшмата участие инженер И Н Громова
17—266	257
от места возмущения, состава оборудования, характера
перераспределения мощности между частями энергоси-
стемы и т д

Для наиболее простой схемы на рис 5 2,а может
быть целесообразным определение зависимости предель-
ных по условиям динамической устойчивости значений
передаваемой мощности от загрузки смежного сечения,
удаленности места возмущения от шин передающей
станции, исходного режима (загрузки передающих элек-
тростанций) и т д Такие зависимости пределов переда
ваемой от какой либо станции мощности определяются
путем последовательного изменения исследуемого пара

Рис 5 12 Область устойчивости
энергосистемы.

АБ — граница области динамической
устойчивости при аварии в сечении Б:
ВГ —граница области динамической
устойчивости при аварии в сечении А;
ДЕ — граница области статической
устойчивости: ЖЗ — ограничение по рас-
полагаемой мощности станций и пара-
метрам оборудования; ///<--граница
области максимальных режимов; ЛМ —
граница области планируемых режи-
мов

метра и выполнения цля
каждого его значения се
рий расчетов динамиче-
ской устойчивости до до-
стижения предельного
значения мощности

Для схемы на рис 5 2,6
обычно производятся рас
четы динамической устои
чивости при повреждени
ях в передающей и промо
жуточных энергосистемах
и на межсистемных этек
троперсдачах Как и при
расчетах статической ус-
тойчивости, загрузка од
него из сечений может cv
ществснно сказаться на
значении предела переда-
ваемой мощности но дру-
гому сечению. Аналогично
областям с т а т и ч е с к ой vс

тончнвостп энергосистемы
при различных загрузках сечений, изображенным на рис
5 4, могут быть построены дли расчетного возмущения
в определенных сечениях (А и 5, рис. 5-2,6) зависимо
сти предельной по условиям динамической устойчивости
мощности по одному нз сечений при различной загрузке
другого (рис. 5-12) В области режимов, заключенной
между кривыми предельных по условиям динамической
устойчивости значений мощности и осями координат
(область 7 77 777) динамическая \стойчпвость при
расченш.х возмущениях (р кчепюи тяжести, длитель
ности и месте повреждения) не нарушается

На полученную область аналогично тому, как это
сделано на рис 5 5, могут быть наложены другие огра-
ничения по статической устойчивости, по pacnonai аемой
мощности станции и по параметрам оборудования, что
позволяет выявить область реально допустимых режи-
мов Область планируемых и максимальных режимов не
должна выходить за пределы наименьших из получен-
ных ограничений (как это имеет место на рис 5 12),
в противном случае границы допустимых режимов опре
деляются этими ограничениями При наличии нескольких
промежуточных систем целесообразно выделить наибо-
лее слабое с точки зрения динамической устойчивости
сечение п определить предельные мощности по другим
сечениям в функции загрузки этого сечения

Для схем рис 5 2,в, а (работа энергосистемы на два
или более направлений) целесообразно построить ана-
логичные области допустимых по условиям динамиче-
ской устойчивости перетоков по одному из направлений
при различной загрузке других направлений.

Более сложными являются расчеты динамической
устойчивости для кольцевой схемы рис. 5-2,д В ряде
случаев возникает необходимость в построении областей,
аналогичных указанным выше, окончательное же реше
ние об объеме расчетов может быть сделано на основа-
нии анализа конкретной схемы и возможных режимов
энергосистемы

Как указывалось выше, в энергосистемах сложной
структуры существенным фактором, определяющим ди-
намическую устойчивость, является взаимное влияние
электропередач Взаимное влияние электропередач
в переходном процессе может проявляться в двух ви-
дах. отключение к. з. или нарушение устойчивости одной
электропередачи, вызывающее наброс мощности на со-
седние электропередачи или возникновение относитель
ного движения между частями энергообъединения вслед
ствие появления небаланса мощности, раскачивание
находящихся в синхронизме частей энергообъединения
вследстве асинхронного режима по одной из электропе
редач

Первая из этих двух причин подробно рассмотрена
в ряде работ [157, 159]. Остановимся на одном из воз-
можных проявлений этой причины — на влиянии режима
приемноп энергосистемы па режим работы электропере
дач сложной энергосистемы В первый период эксплуа
тации электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва по
блочной схеме имели место случаи, когда отключение
одного из блоков вызывало нарушение устойчивости
другого блока. Одной из причин развития таких аварий-
ных ситуаций является резкое снижение частоты в при-
емной энергосистеме Эти явления анализируются
в [159]

Рассмотрим схему из двух энергосистем, передающих
мощность в одну приемную энергосистему, и оценим
условия устойчивости одной электропередачи при ава
рин, вызванной отключением другой электропередачи
(т е отключением генерирующей мощности и сниже
нпем частоты) Примем, что эквивалентные э. д с £i
и Е2 передающей и приемной энергосистем, а также па
раметры схемы в переходном процессе остаются неиз-
менными Как известно [66], уравнение относительного
движения в двухмашинной ссеме может быть приведено
к уравнению движения эквивалентною iоператора ра-
ботающего через реактивное сопротивление на шины не-
изменного напряжения:

Р,- P12sin?>

(5 23)

где

—	—arctg^

— tg®
12

ЕР

-----1 sm ®,,
zn

, ЕР
т2------sin®

°12 -	Л + ^,2 +	™

Переходя к безразмерной форме получим

(/2О L.	*

~К — SIR О,

(5-24)

(5-25)
где

x =	А = Рт'Р12	(5-26)

Соотношение (5-25) можно распространить и на слу-
чай работы генератора на шины приемной энергосисте-
мы, когда частота в последней вследствие возникше-
го небаланса активной мощности изменяется, но это
изменение на небольшом интервале времени можно счи
тать линейным с постоянным ускорением

6 с —— const.

Тогда дифференциальное уравнение относительного
движения ротора генератора принимает вид

TJ^-=(P1-v'0-^sm8	(5 28)

т е. линейное изменение частоты энергосистемы оказы-
вается эквивалентным mi новенному приросту мощности
первичного двигателя Как следует из (5-28), условия
динамической устойчивости при рассматриваемой аварии
ухудшаются с увеличением постоянной инерции эквива-
лентного генератора, поскольку прирост мощности пер-
вичного двигателя пропорционален этой величине

Уравнение (5 28) можно аналогично (5 23) привести
к безразмерному виду, полагая

(5-29)

Как показано в Q157], в соответствии с условием
устойчивости простого перехода, т е перехода с изме-
нением схемы без к з , предельное значение k может
быть получено по выражению

^макг = -+,024—,	(5 30)

а максимально допустимые скорости снижения часто-
ты, Гц/с, и ускорения, рад/с2, — по выражениям

|Л„ .	_ 232

I 0 с 1макс	^з’

I Щ I	37₽	(5-31)

1	[макс	Jnp
где k3 — коэффициент запаса статической устойчивости
в исходном режиме; т.;1ф — постоянная инерции, с, при-
веденная к Рт Используя (5 31), можно определить до-
пустимое по условиям динамической устойчивости значе-
ние сброса мощности в приемной энергосистеме

дрот„ = у-с I In" j -0 74->йз,	(5-32)

/о 1 1макс	Ццр

где тус — эквивалентная постоянная инерции приемной
энергосистемы

Пусть запас статической устойчивости в исходном
режиме равен нормативному запасу 20% (fe=0,2) При
Т/пр=15 с максимально допустимое \скорение равно
16"с|макс^З, 1 рад/с-, а максимально допустимая ско
рость снижения частоты 1-^-	=0,495 Гц/с Эю со

I а |макс

ответствует, например, при tjc=12 с потере генерирую-
щей мощности ДРотн^О,! 18 (11,8%).

Увеличение числа включенных генераторов передаю
щей энергосистемы при одной и той же суммарной на-
грузке, т е снижение их коэффициента загрузки, не-
сколько повышает запас статической устойчивости, но
ухудшает условия динамической устойчивости при сии
жении частоты в приемной энергосистеме Как показа-
ли исследования, условия динамической устойчивости
при таких авариях улучшаются при использовании на
генераторах передающей энергосистемы АРВ сильного
действия

Как указывается в [157], если часть мощности ге-
нераторов потребляется местной энергосистемой, а дру-
гая ее часть передается в приемную энергосистему, то
условия динамической устойчивости этих генераторов
при возникновении дефицита мощности в приемной энер-
госистеме ухудшаются Например, при работе электро-
передачи с тем же запасом устойчивости и при подклю-
чении местной энергосистемы, мощность и эквивалент-
ная постоянная механической инерции которой близки
к соответствующим значениям передающей энергосисте-
мы, предельное по условиям динамической устойчивости
значение дефицита мощности в приемной энергосистеме
снижается примерно вдвое, тес точки зрения таких
аварийных ситуаций использование электропередачи
как межсистемной связи повышает вероятность наруше-
ния синхронизма
262
На рис. 5-13 в качестве примера приведены осцилло-
граммы переходных процессов, полученные на электро-
динамической модели ИЭМ, на которой была собрана
схема гидростанции, работающей через линию электро-
передачи, близкую по параметрам к одноцепной элек-
тропередаче 400 кВ Куйбышев — Москва, на приемную
энергосистему [157] Электропередача была загружена
на 500 МВт Путем отключения части генераторов при-
емной энергосистемы в ней осуществлялось снижение
частоты Устойчивость электропередачи в первом случае

Рис. 5-13. Переходные процессы при аварийном снижении частоты
в грцемпой энергосистеме.

а - сброс мощности 5D0 МВт' б сброс мощности 550 МВт

ному, во втором случае (рис 5-13,6) устойчивость нару-
шается

Вопросы взаимного влияния при асинхронном режи
ме одной из электропередач были исследованы в зпа
чительно меньшей степени, в связи с чем этот вопрос
рассмотрим более подробно

Анализ этого явления приобретает особенно важное
значение благодаря широкому внедрению кратковремен
ных асинхронных режимов для повышения устойчиво-
сти и надежности работы энергосистем.

Исследование этих сложных явлений можно выпол
нять на АВМ ЭВ.М или электродинамической модели,
однако такие сложные и точные расчеты следует про-
водить только в сомнительных случаях (сложная, не
поддающаяся упрощению схема энергосистемы и т д )
Во многих практических случаях для исследования по
добных явлений сложную систему можно представить
в виде трех эквивалентных генераторов В этих усло-
виях возникает необходимость в простых инженерных
критериях, позволяющих с запасом оценивать устой-
чивость системы при кратковременном асинхронном
режиме по одной из электропередач.

Рассмотрим качественную картину явлений а трех-
машинной энергосистеме (см рис 5 1) при асинхронном
режиме одного из генераторов (Г1) по отношению
к двум другим (Г2 и ГЗ, работающим синхронно) Ана-
лиз процессов в такой сравнительно простой схеме, во-
первых, позволяет изучить физические явления, и, во-
вторых, получить упрощенные инженерные критерии для
оценки влияния асинхронного режима генератора Г1 на
устойчивость генераторов Г2 и ГЗ Для упрощения
анализа примем следующие допущения сохраняется
постоянство э. д с генераторов и мощностей турбин;
нагрузки замещаются постоянными сопротивлениями;
моменты вращения численно равны соответствующим
мощностям, углы щ демпфирующие факторы не
учитываются При этих условиях переходные процессы
описываются системой дифференциальных уравнений
(5-10) Нарушение устойчивости между генераторами Г2
и ГЗ при переходе в асинхронный режим генератора Г1
можно объяснить тремя причинами: уменьшением пре
дела передаваемой мощности между синхронно рабо
тающими генераторами при наименее благоприятном
угле генератора, идущего асинхронно (эта причина наи
более наглядно проявляется, когда генератор Г1 связан
с остальными генераторами слабой связью и скольже-
ние при асинхронном режиме незначительно), относи
тельным движением генераторов Г2 и ГЗ (динамическим
изменением режима генераторов 2 и 3) вследствие не-
баланса средней мощности при переходе Г1 в асинхрон
ный режим (это явление можно, например, представить,
если предположить, что Рц=0 и переход в асинхронный
режим Г1 вызван отключением возбуждения), электро
механическим резонансом между частотой собственных
колебаний генераторов Г2 и ГЗ и частотой колебаний,
вызванных асинхронным режимом генератора Г1

Рассмотрим эти причины более подробно и опреде
лим условия, при выполнении которых устойчивость
между Г2 и ГЗ будет сохраняться, причем невыполнение
этих условий не означает, что \стойчпвость обязательно
нарушается, а лишь показывает на необходимость
264
использования более точных методов исследования (рас-
четов с использованием ЭВМ пли экспериментов на элек
тродинамической модели или в энергосистеме)

Первый случай можно представить как нарушение
статической устойчивости при превышении предела пе-
редаваемой мощности между генераторами 2 и 3 при
асинхронном режиме генератора / Нарушению устойчи-
вости между Г2 и ГЗ из-за уменьшения предела пере-
даваемой мощности могу! способствовать регуляторы
скорости первичных двигателей в том случае, если при
изменении частоты они вызывают увеличение переда
ваемой мощности между генераторами Г2 и ГЗ Чем
больше инерция этих генераторов, тем .меньше па них
влияют периодические изменения предельной мощности
Поэтому условия сохранения устойчивости генераторов
Г2 и ГЗ, определенные без учета их инерционности, да-
ют запас, который в ряде случаев весьма велик.

Мощность, передаваемая от одного из генераторов,
работающих синхронно, к другому, определяется углом
баз между этими генераторами и их углами б|2 н 631 по
отношению к генератору, работающему асинхронно Для
того чтобы определить максимальную мощность, кото
рую можно передать от Г2 к 13 или в обратном направ-
лении, третье уравнение в системе уравнений (5 10)
вычтем из второго уравнения При этом пренебрежем
слагаемыми, содержащими т72 и т.;з Принимая, что
в установившемся режиме Рт2—Ргг=Рзз—Г>тз=Д^>2з, по-
лучим

2Л, sino23 - Г,, sino12 — Р31 sin 83] =

=. (Г>тг — Рг2) — (Ртз — Р33) = 2ДРгз (5 33)

Максимум передаваемой мощности определяется пер-
вым слагаемым в формуле (5 33) и имеет место при
б2з=Э0° Последние два слагаемых уменьшают этот ма-
ксимум Заменяя 63i=—90°—612, из формулы (5-33) по
лучим условие сохранения устойчивости между генера
торами Г2 и ГЗ

(5-34)

Проверку этого условия следует производить до или
после перераспределения нагрузки между генераторами
Г2 и ГЗ вследствие нарушения устойчивости Г1 и соот
ветствующего изменения частоты в зависимости от того,
265
й каком из этих режимов передается большая мощ-
ность

Перейдем теперь к условиям сохранения устойчи-
вости генераторов Г2 и ГЗ при возникновении между
ними относительного движения Задача сводится к ана-
лизу динамической устойчивости двухмашинной системы
при простом переходе [66] Предположим, что мощности
турбин изменяются достаточно медленно, чтобы можно
было считать их постоянными в течение одного цикла
качаний, и пренебрежем периодическими колебаниями
угла баз- При этих допущениях, разделив второе и третье
уравнения системы (5-10) на xJ2 и tj3 соответственно и
вычитая одно из другого, получим уравнение относи-
тельного движения генераторов 2 и 3

р ___р р _______р

 1 Т2 г22 _ 'ТЗ ' 33
XJ2	TJ3

Нарушения устойчивости не произойдет, если при
изменении угла баз от начального значения базе до уста-
новившегося значения в относительном движении бззоо
максимальное значение угла не превысит критического
значения л—баз». Для определения предельных условий
исключим из (5-35) время и проинтегрируем это урав-
нение от база ДО л—баз») в результате чего получим.

ДР	COS Д- COS О.,о

-----2ДТ- 23=с	,5 36,

CJ23	Л Й230 $2300

(5-35)

где

= (^-Рг2)Ъ2-(Р,з-Рзз)Ъ2	(5.37)

Д"Н	Ъ2 + ЪЗ	'

823оо -агезт^.д	(5-38)

г 23

Рассмотрим теперь возможность нарушения устойчи-
вости между генераторами Г2 и ГЗ из за резонансных
явлений При асинхронном ходе генератора Г1 на гене-
раторы Г2 и ГЗ действуют периодические возмущения
с частотой Af, определяемой скольжением между гене-
ратором Г1 и остальными двумя При большой раз-
ности частот А) угол баз практически не изменяется
вследствие инерции генераторов 12 и ГЗ По мере
уменьшения Af при ресинхронизации частоты вынуж-
266
денных колебаний п собственных колебаний системы ге
нераторов 2—3 сближаются, п это приводит к резкому
увеличению амплитуды колебаний угла бгз, которое мо-
жет привести к нарушению устойчивости Чем больше
ускорение генератора Г1, тем меньше вероятность на-
рушения устойчивости, так как резонансные явления не
успевают развиться Развитию резонансных явлений
препятствуют различные демпфирующие факторы
асинхронные моменты генераторов, демпфирующее дей-
ствие нагрузки и регуляторов скорости турбин и др
Влияние этих факторов в рассматриваемом критерии не
учитывается и идет в запас.

Нарушение устойчивости вследствие электромехани-
ческого резонанса может произойти в том случае, если
минимальная разность частот, прн которой может су-
ществовать асинхронный режим генератора Г1, меньше,
чем частота собственных колебаний угла между генера-
торами Г2 и ГЗ Эта частота может быть получена ли
неаризацией второго и третьего уравнений системы
(5-10) около положения базср и «гз=О и исключением из
этих уравнений составляющих, определяемых генерато-
ром ГГ

Г 4- 40

5гЭрез = 1/	С05ог,с-	(5 39)

V ЭйЭз

Минимальное скольжение, при котором может су
шествовать асинхронный режим генератора Г/, в рас-
сматриваемом случае определяется следующей фор-
мулой

Sep 1 /	V

(5-40)

Эта формула получена в предположении, что угол
бгз сохраняет постоянное значение при асинхронном ре-
жиме генератора Г1 При этом допущении уравнения
системы (5-10) суммируются, и, таким образом, рас-
сматриваемая система сводится к двум эквивалентным
генераторам Значение бгзер, отличное от нуля, может
лишь незначительно уменьшить scpBon (не более чем на
20% при бгзср=90о и не более чем на 7% при б2зср=60°).
Поэтому можно пользоваться более простой формулой
Изложенный анализ позволяет приближенно оце-
нить, можно ли не учитывать возможность резонанса,
по следующему условию

^гзреэ^^ср доп

(5-42)

Если это условие не выполняется, то для того, чтобы
определить, сохранится ли устойчивость между генера-
торами Г2 и ГЗ нли нет, необходимо учесть демпфирую-
щие факторы

Пример Для схемы на рис 5 1 тд = 5 4 с т/2 = 4 06 с, rJ3 =
= 13,5 с, />12=0,033; Р23=0,733, P3i=0,2, 6120 = 30°, 6230=60°,
6зю = —90°

Прн этих углах PTi—/>л = 0,216 Рт2—Р22 = 0,618, Рт3—Р3з =
=—0 834 Генератор Г2 работает с ограничением мощности. Прове
рить условия устойчивости энергосистемы при асинхронном ходе Г1

Проверка условия устойчивости по (5 34)

1	1Г____________

др23 = о 618 <0,733 — — ИО 03324~ 0 22 =0,631

Поскольку условие выполняется то режим устойчив

Проверка условия устойчивости по выражениям (5 39) (5 40)

5 4 + 4,06 + 13 5

(4 Об + 13 5) 5 4 314

/0 733 (4,06 + 13 5)

4 06-13,5-314	=0 0204,

$ср ДОП —

- V 0,0332 4- 2 0 033 0,2 0 6 + и 22 =

— 0 013

Поскольку условие (5 42) не выполняется, то при рееппхрониза
цпп возможно совпадение частоты собственных и вынужденных ко
лобаний.

Проверка условия устойчивости но выражению (5 37)

{РТ2 — Р22) 'дз — (Ртз —

^Р цин

J3

0 618 13,5 + 0,834 4,06

4 06 + 13 5	= 0 667 ’

АРдИЦ

&23оо = arcsin —р----= arcsinO 91,

cosa230 4-cosS23cc

= о, 91 <---------Z------------

’	- -- ------ Спо--

0 5 + О 57
t — 1 05—1.15“

^Р дин

Р 23

Таким образом по тайному критерию нарушения устойчивости
не происходит.

Расчет предельной мощности ДР2з, при которой может произойти
нарушение устойчивости вследствие асинхронного режима оыл вы
268
полнен на установке, представляющей собой сочетание математиче-
ской модели со статической моделью сети [48]. Полученное при этом
значение ДР23 = 0 5 3 определитесь резонансными ‘•п,.тениями.

О 05 10 !г /Д 2 5 Гц

Рис. 5-14 Зависимость амплн
туды колебании мощности элек-
тропередачи 500 кВ Волго
град — Москва от частоты гар
мопического возмущения

Исследованию явления электромеханического резо-
нанса посвящен ряд работ Один из них выполнены для
простейшей системы генератор — шины с применением
линейной теории колебаний, что в ряде случаев дает
большую погрешность Разработке аналитических ме-
тодов исследования этого явления с использованием тео
рии нелинейных колебаний применительно к простым и
сложным энергосистемам по
священы [100, 173].

В качестве иллюстрации
возможных резонансных я в
лений на рис 5 14 приведе
на экспериментальная ча
стотпая характеристика
электропередачи 500 кВ Вол
гоград — Москва заимство
ванная из [157] Эта харак
теристика представляет со
бой зависимость колебании
мощности электропередачи
при гармонических возму

щениях напряжения амплитудой 2,5 В на управляющих
обмотках регуляторов возбуждения генераторов секции
500 кВ гидростанции при нормальной схеме параллель-
ной работы генераторов секций 500 и 220 кВ на элек-
тропередачу и местную энергосистему На харакгеристи
кс видны два резонансных пика — основной прн резо-
нансной частоте электропередачи около 0 5 Гц и
второй — при частоте 0,95 Гц

Исследования резонансных явлений для электропере-
дач 400 (500) кВ Волгоград — Москва и Куйбышев —
Москва, выполненные на электродинамической модели
п аналоговых вычислительных машинах [157], показали
следующее Резонансная частота в зависимости от связи
с местной и промежуточной энергосистемами, числа
включенных генераторов и режима электропередачи
может меняться в широких пределах, например для
передачи Волгоград — Москва, она изменялась в пре-
делах от 0,45 до 1,2 Гц Существенное влияние иа эти
явления оказывает тип возбудителей и регуляторов воз
буждення генераторов (рис 5-15) При работе генера
торов без регуляторов возбуждения и с регулятором
обычного (пропорционального) типа имеет место резко
выраженный электромеханический резонанс. Сильное
регулирование возбуждения (при правильной настрой
ке) в значительной степени снижает резонансные явле-
ния и увеличивает частоту собственных колебаний

Рис 5-15. Амплитудные частотные характеристики двухценной элек
тропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва при различных типах возбу-
дителей и регуляторов. (Работа на электропередачу 12 сильно загру-
женных генераторов — 6=67°, возмущение — периодическое измене-
ние угла напряжения приемной системы с амплитудой 0,94°)
1 — при отсутствии автоматического регулирования возбуждения генераторов
2 — при постоянной времени возбудителя те=3 с и пропорциональном регули
ровании 3 — при ионных возбудителях с те=0,04 с и регуляторах возбуждения
сильного действия но току; 7—при г(, = 0 01 с и регуляторах возбуждения силь-
ного действия (/) те=3 с и пропорцноиал! пом регулировании на пяти генерт
торах (2)

5-4. Определение управляющих воздействий
для расширения области устойчивых режимов
в энергосистемах сложной структуры

Повышение синхронной динамической устойчивости
энергообъединений сложной структуры с помощью авто-
матики достигается в первою очередь путем ослабления
взаимного влияния электропередач Для этой цели раз-
работан большой арсенал средств противоаварийной
автоматики [17, 1571 применение которых даст зна-
ли
чнгельныи эффект, но только в тех случаях, когда путем
расчетов и экспериментов четко определены область и
дозировка их действия

Взаимное влияние электропередач может проявлять-
ся в большей или меньшей степени в зависимости от со-
отношения между генерирующей мощностью и мощ-
ностью нагрузок, отношения мощности генераторов
к предельной мощности электропередач и направления
передачи мощности. В цепных схемах взаимное влияние
представляет меньшую опасность в тех случаях, когда
мощность передается в одном направлении, поскольку
при нарушении устойчивости на одном из участков
остальные участки разгружаются Если в энергообъеди-
нениях сложной структуры к какому-либо узлу мощ-
ность притекает с разных сторон или оттекает от этого
узла по нескольким направлениям, взаимное влияние
проявляется в максимальной степени В этих условиях
при значительных нагрузках электропередач нарушение
устойчивости одной электропередачи часто сопровож-
дается нарушением устойчивости другой электропере-
дачи, причем одно нарушение следует за другим очень
быстро Это влияние может быть в значительной сте-
пени ослаблено аварийным управлением мощностью
генераторов, их отключением (если в узле избыток мощ-
ности) или отключением части неответственной нагрузки
(если в узле дефицит мощности) Весьма эффективным
является сильное регулирование возбуждения синхрон-
ных генераторов и компенсаторов, которое улучшает
демпфирование и тем самым значительно уменьшает
опасность нарушения устойчивости вследствие электро-
механического резонанса При работе мощных электро-
станций на два направления с малыми запасами устой-
чивости применяется делительная автоматика, которая
предотвращает нарушение устойчивости по обоим на-
правлениям пли только по одному из них

Одной из наиболее важных и сложных задач при
управлении сложными энергосистемами для обеспече-
ния их устойчивости является автоматическая дозировка
воздействия (АДВ), подаваемого противоаварийной
автоматикой Такая проблема возникает уже в энерго-
системах простой структуры (см. гл 2, 3), но в усло-
виях сложных энергосистем определение необходимой
интенсивности управляющего воздействия существенно
усложняется из за зависимости этой величины от исход-
кого режима, загрузки смежных передач, направлений
перетоков мощности, тяжести аварийного возмущения
и т д.

До настоящего времени наибольшее распростране-
ние получили устройства АДВ, выполненные на релей-
ной аппаратуре (реле активной мощности и др ) и осу-
ществляющие определенные операции (отключение ге-
нераторов, снижение мощности турбин, форсировка
УПК и т. д) при соответствующих возмущениях и зна-
чениях контролируемого параметра В качестве примера

Цифровая
ЭВМ для
расчета,
коэффициен-
тов по урав-
нениям энер’
госистемы

Программа расчета
управляющего воз-
действия па форму-
лам или таблицам,
полученным из рас-
чета устойчивос-
ти

V

Рис 5-16 Принцип выполнения устройства автоматической дозиров-
ки управляющего воздействия (АДВ).

/70 —пусковые органы; РД — промежуточные реле дозировки; ИО — исполни
тельные органы; ВУ — вычислительное устройство; Р, б— мощность и взаим-
ный угол исходного режима, К — число включенных в работу генераторов
котлов выключателей; № схемы — информация о номере схемы сети в исход-
ном режиме; £(/)—суточный, график эквивалентного статизма регуляторов
скорости турбин энергосистемы резерва мощности турбин

можно привести характеристику дозировки отключаемой
мощности генераторов д 1я определенной схемы сети н
возмущения в виде отключения одного из участков ли-
нии в зависимости от исходной передаваемой мощности
станции (см рис 2-18) Однако управляющее воздейст-
вие, вырабатываемое таким устройством, в целом ряде
272
случаев превышает минимально необходимое Из-за не-
полноты учитываемой прсдаварийной и аварийной ин
формации в энергосистеме сложной структуры

В настоящее время институтом Энергосетьпроект
разрабатываются цифровые устройства АДВ на базе
телеавтоматического устройства ТА 100 [79] и ЭВМ
М. 6000, которые предполагается установить в ряде узлов
ЕЭС СССР Намечается согласование местных устройств
АДВ между собой с помощью центрального устройства
АДВ, а также их связь с местными системами АСДУ
Принципиальная схема одного из вариантов устройства
изображена на рис 5-16 [79].

В основу выполнения этого устройства положены
следующие принципы Не предполагается выполнения
расчетов устойчивости для определения интенсивности
воздействия в самом устройстве АДВ, что при сущест-
вующем уровне техники принципиально возможно, но,
как показало сопоставление вариантов, на данном этапе
нецелесообразно Расчеты устойчивости заранее выпол-
няются на других вычислительных средствах, и резуль-
таты этих расчетов закладываются в АДВ

В вычислительное устройство ВУ вводятся пара
метры, характеризующие исходный режим Аварийная
ситуация, при которой возникает необходимость управ-
ляющего воздействия, определяется пусковыми органа-
ми ПО. На первом этапе выполнения АДВ до накопле-
ния опыта эксплуатации не предполагается осу
ществлять учет тяжести аварии в вычислительном
устройстве (рис 5-16,а), т е расчет дозировки выпол-
няется до момента срабатывания пускового органа
В перспективе предполагается учет в ВУ тяжести ава-
рийного возмущения (рис 5-16,6), при котором расчет
дозировки воздействия производится после срабатыва-
ния пускового органа

Возможны различные способы определения дозиров
ки управляющих воздействий в ВУ Одним из способов,
наиболее приближенным, является расчет его по прибли
женной зависимости величины этого воздействия от
параметров исходного режима, возмущения и переход
кого процесса Другим, более точным, способом пред
ставленпя зависимости хправчяющего воздействия от
этих параметров является использование полинома по
степеням ряда основных параметров, аппроксимирую
щих таблицу данных расчетов устойчивости или, что
Мсйее удобно, таблицы управляющих воздействий вме-
сте с программой интерполяции для перехода от рас
четного режима к текущему

В зависимости от параметров исходного режима, вво-
димых в ВУ, изменяется положение реле дозировки РД.
Расчеты дозировки в доаварийном режиме могут выпол-
няться последовательно для всех рассматриваемых по-
вреждений и запоминаться до момента, при котором
возникает необходимость в уточнении расчетов (сущест-
венное изменение параметров режима, схемы сети
и т д), или циклически, когда после расчетов дозиров-
ки и запоминания их результатов заново производится
сбор всей входной информации и выполняется новый
цикл ее переработки (рис 5 16,а)

В алгоритме, разработанном для опытного цифрово-
го устройства АДВ [79], предполагаются циклический
расчет дозировки и выдача результатов на исполнитель-
ные органы противоаварийной автоматики по срабаты-
ванию пускового органа, соответствующему целому ряду
возмущений к з на линиях, отключение одной из па-
раллельных линий, ОАПВ линии, дефицит мощности
в приемной системе, асинхронный режим на электропе-
редачах и т д При этом рассматривается ряд схем
сети, в которых требуется различная настройка авто-
матики В указанном алгоритме расчеты дозировки при
простом отключении одной из параллельных линий, раз-
рыве передачи, аварийном дефиците мощности в прием-
ной системе предполагается выполнять по приближен-
ным формулам для двухмашинной системы При этом
управляющее воздействие выбирается с учетом сохра-
нения устойчивости при динамическом переходе, стати-
ческой устойчивости до и после действия регуляторов
скорости Расчеты дозировки при динамических возму-
щениях типа к з нормальной или увеличенной длитель-
ности из-за отсутствия простой аналитической зависи-
мости от параметров возмущений предполагается вы-
полнять либо по полиномам, аппроксимирующим
результаты расчетов устойчивости, либо с помощью
таблиц

Выбор расчетных аварий определение областей устойчивости,
выявление параметров режима, которые наиболее эффективны для
пуска противоаварийной автоматики и дозировки ее воздействия
определение объектов управления и управляющих воздействий — все
эти задачи в энергосистемах сложной структуры решаются лишь на
основе анализа имевших место нарушений устойчивости и многочис-
274
ленных расчетов переходных процессов с использованием ЦВМ и
АВМ. Примеры таких исследований даны и § 5-7. Попытки формали
зовать процесс определения управляющих воздействий пока еще не
дали ощутимых результатов, хотя в ряде направлении результаты
являются обнадеживающими Вследствие этого обстоятельства
в данном параграфе изложены лишь те идеи и методы которые слу-
жат основой для разработки алгоритмов и программ определения
управляющих воздействий в энергосистемах сложной структуры

В § 2 5 был рассмотрен общий подход к определению управ
ляющих воздействий, обеспечивающих наибольшую область устойчи-
вости. Применительно к энергосистемам сложной структуры все
сделанные в этом разделе выводы остаются справедливыми Однако
ряд вопросов требует дополнительного рассмотрения Прежде всего
это относится к значению разработки общих методов поиска управ
ляющих воздействий в энергообъединениях сложной структуры
с большим числом управляемых объектов. Для определения управ
ления в энергосистемах с одним или двумя управляемыми объекта
ми достаточно хорошее решение можно быстро найти путем пере
бора возможных управлений. Число возможных вариантов перебора
быстро возрастает при увеличении числа объектов управления, и эта
задача так просто из может быть решена Поэтому для поиска
управляющих воздействий в энергосистемах сложной структуры
общие методы имеют существенно большее значение

Применение этих методов в многосвязной нелинейной системе,
как известно [135], наталкивается на трудности обусловленные
в основном тем, что алгоритмы итеративных процессов поиска управ
тения могут сходиться к решениям, соответствующим локальным
экстремумам оптимизируемого функционала Другая трудность за
ключается в том, что максимальная область устойчивости, которую
можно обеспечить за счет управления при заданном возмущении,
в сильной степени зависит от установившегося послеаварийного ре
жима. Выбор режима, к которому управление должно привести си
стему, является задачей с большим числом возможных решений,
причем выбор того или иного решения может быть основан на ряде
различных соображений относительно экономичности, уровней напря
жения и частоты, располагаемых резервов величины мощности
отключаемой нагрузки, ее ответственности и т гк. поэтому формали
зация поиска управляющих воздействии в полной мере нецелесооб
разпа п в части выбора послеаварийного режима значительную роть
должны играть инженерные соображения.

Для определения управляющих воздействии в сложной энерю
системе весьма перспективным является направление, развиваемое
в [19, 133] и основанное на принципе наиболее быстрого убывания
полной избыточной энергии, внесенной в энергосистему в результате
того или иного возмущения. Однако использование этого принципа
в ряде случаев, как указывалось в § 2-1, не дает наибольшей обла
сти устойчивости, поскольку требование наибольшей скорости убы
вания избыточной энергии не связывает конечного и начального по
тожений системы Поэтому целесообразно продолжить исследования
по определению области использования этого принципа в энерго-
объединениях сложной структуры.

Перейдем теперь к вопросам применения принципа максимума
и принципа максимального рассеяния избыточной энергии для опре
деления управляющих воздействий в сложных энергосистемах с не-
сколькими объектами управления Рассмотрим трехмашинную спсте-
М5 в которой на генераторе Г1 можно управлять возбуждением и
первичным двигателем, на Г2— только возбуждением 'а па ГЗ—

только первичным двигателем

Уравнения, описывающие эт} систему мог>т быть представчены
в стедующем виде'

для генератора Г1

1Ь\_ 1

~dt	> — С'1 + £,2 (* о — v'di) Уч cos Р12— “12) 4-

4- (X lt — x'rfl) z/ls COS (o„ — a„) ,

1F I

ill (£»1 F + u‘a'>’

dPr, 1

dt “Д, Oi — рт,),

du. t__ 1

~dt f—foo—o01 —17 b),

д 1Я генератора Г2

Г	м—3

= — f\2 — Е’1у22 sin a,2—	sin (8„ — a,,)

d§2

Hi =52’

(5-43)

(5 44)

(5 45)

(5-46)

; (5 47)

(5 48)

с1Егг I

~	l^n 2 F' + Er 1 i di) У i cos (30J — a j) -}-

dt

+	/ ) f/o3cos(K3 — игз)]

dEq,. 1

dt ~	^'/2 4_^3C)>

дня генератора ГЗ

J3

’lt Sin(dz/—azl)

t/5,

~dT^s^

dPr3 1

dt “ Трз —Ртз),

^8  1  I	TJ

T \Jj'1   ^03  U4U)
1 М3

(5 49)

(5 50)

(5 51)

(5 52)

(5 53)

(5 54)

^тз ^'зУгг Sin $33
В этих уравнениях, Xd—постоянная времени обмотки возбуж-
дения при короткозамкнутой обмотке статора; хе— постоянная вре-
мени возбудителя; уц, У22, Узз— собственные пповодимости; y-tj —
взаимные проводимости (i^/)' Ртз — мощность турбины; а, Ь, с
d— постоянные коэффициенты; Гр Тм — постоянные времени рогу
лятора турбины U\, U2 U3, U’*— управляющие воздействия

Регулятор турбины представлен двумя апериодическими звенья
ми и учтен ряд'ограничений, обусловленных конструктивными осо
бенностями управления турбиной:

du,

^мин	^макс»	($ 55)

Р'МИН^Н' ^^макс	(5 56)

Первое из этих ограничений обусловлено тем, что максималь
ная скорость открытия и закрытия клапанов различна, а второе
определяется максимальным открытием клапанов и величиной потерь
холостого хода. При управлении возбуждением учитывается электро
магнитная инерция ротора, постоянная времени возбудителя и огра
пичения форсировки и расфорсировки

^дсмин <Eqe<Eq
смаке	(5 57)

Нагрузки замещаются постоянными сопротивлениями, пасыще
иие синхронных машин и переходные процессы в успокоительных
контурах ротора не учитываются.

Применим принцип максимума [135] и определим функционал,
максимизируя который, как показано в [132] можно попучить наи-
большую область устойчивости

Для упрощения выкладок обозначим

x2=St, X3=£,'I, Х4 — f’gfi Х5=РТ1 Хб=!х1,
Х7 = ^2’ ^8 $2’ #9	X ю = £* де 2	# 11 = $3» ^12 == $3 >

С учетом этих обозначений система уравнений (5 43) — (5 54)
имеет вид:

dx —

-Ji = f <*)	(5 58)

где х — вектор с компонентами xi-hxu; ср (я)—матрица, элементы
которой — правые части системы уравнений (5 43) — (5-54).

Сопряженная функция ф связана с известной функцией ср урав
пением

г/Ф

7^-= —(5-59)

Элементы матрицы ф*х являются сопряженными элементами
матрицы срх, элементы которой в свою очередь определяются из мат
рицыдр путем построчного дифференцирования.

Для того чтобы иайти управление, оптимальное по быстродей
ствию необходимо определить и максимизировать функционал

1 = 14

Н ~2

/=1

(5-60)
Входящие в этот функционал составляющие линейно зависят от
управления, и поэтому оптимальное управление может быть найдено

следующим образом
=	sign {Q,	[у (Z)	v(Z)]}	(5-61)

У, =	sign{Q2	[у (Z),	!(/)]},	(5-62)

=	Sign {Q3	[¥ (0, - (/)]},	(5 63)

5/4 =	sign{Q1[T(0 Ф(0]}	(5 64)

Для численного решения системы уравнении (5-58) и (5 59) мо
гут быть использованы различные методы В разрабатываемых в на-
стоящее время программах используются в основном разновидности
градиентного метода.

Применение теории оптимальною управления связано с получе
нием весьма сложных, недостаточно разработанных математически и
громоздких в вычислительном отношении решений. Однако в ряде
случаев решение, близкое к оптимальному, может быть найдено
с использованием более простых идей и методов. В частности, для
обеспечения наибольшей области устойчивости в тех случаях, когда
нет опасности переторможения, может быть использовано управле-
ние по знаку скольжения относительно средневзвешенного значения

У, = Signes, —(5 65)

Для анализа процессов при таком управлении была составлена
программа применительно к ЭВМ «МИР», с помощью которой реша-
лись некоторые конкретные задачи 1 В частности, для определения
управляющих воздействий на Литовскую и Лукомльскую ГРЭС при
отключении межсистемной электропередачи Литва — Латвия были
выполнены расчеты переходного процесса с управлением по закону
(5-65) и по знаку абсолютного скольжения Полученные результаты,
показывающие большую эффектив
пость управления по заколу (5-65),
представлены на рис. 5-17. Управле-
ние по этому закону целесообразно
вести лишь до первого перехода через
нуль взаимных скольжений т е
обеспечивая синхронную динамиче-
скую устойчивость в первом цикле
качаний. При дальнейшем протекании
процесса могут быть использованы
различные допустимые по условиям

Рис 5 17. Зависимость изменения
угла генератора во времени при раз
личных законах управления

1 — Ut = sign s; 2 — UL =

02
......................<

О 0,2 0^ 05 08 10 с

1 Программирование и расчеты были выполнены II А Лога
левой
устойчивости управления. Целесообразным представляется при этом
регулирование возбуждения вести обычными АРВ, а моменты пер-
вичных двигателей постепенно увеличивать до значений, определяе-
мых устойчивостью послеаварийного режима

5-5. Локализация и прекращение асинхронных режимов

Локализация и прекращение асинхронных режимов
в энергообъединениях сложной структуры весьма важ-
ны, так как вследствие асинхронного режима в одной
части энергообъединения могут произойти нарушения
устойчивости в других его частях. В эксплуатации по-
добные явления неоднократно имели место В то же
время неоправданное деление энергообъединений при
возникновении асинхронного режима также может при-
вести к тяжелым последствиям. Поэтому требуется
определить, в каких схемах и режимах и каким образом

0 чк₽

___।	:	।	।	।_______
с 50	50	30	20	10______°

Рис 5 18 Напряжение промежуточной подстанции на слабой связи
между ОЭС Закавказья и Красиодарэиерго при миогочастотиом
асинхронном режиме

должен локализоваться и прекращаться асинхронный
режим, в каких местах должны быть установлены
устройства для разгрузки электропередач, обеспечиваю-
щей сохранение синхронизма, устройства автоматиче-
ской ресинхронизации и делительная автоматика; како-
вы должны быть режимные принципы этих устройств.

Рассмотрим вначале некоторые особенности много-
частотного асинхронного режима, т е такого режима
многомашинной схемы, при котором имеется три и более
несинхронных групп генераторов В эксплуатации не-
однократно имели место такие асинхронные режимы,
причем чаще всего наблюдались три средние частоты,
но бывали случаи, когда таких частот было больше.
Так, например, во время одного нарушения устойчиво-
сти в ОЭС Северного Кавказа в 1965 г было семь не-
синхронных групп генераторов
При таком многочастотном асинхронном режиме воз-
можны временные втягивания в синхронизм отдельных
групп генераторов Например, на рис. 5-18 показана
запись напряжения на шинах промежуточной подстан-
ции на слабой связи между ОЭС Закавказья и Красно
дарскои энергосистемой. К этой подстанции подходит
также линия электропередачи от Краснополянской ГЭС
При асинхронном режиме по слабой связи генераторы
Краснополянской ГЭС периодически то выпадали из
синхронизма при минимальном напряжении, то ресин-
хронизировались

Рис 5 19 Асинхронный ход в трехмашиннон схеме

а — осциллограмма мощности электропередачи Иркутск—Красноярск при трех-
машинном асинхронном режиме; б—зависимости изменения взаимных углов
во времени д12 — Кузбасс — Красноярск; б2з — Красноярск — Иркутск.

Другой вид синхронно-асинхронного режима пока-
зан на рис 5-19 Этот режим наблюдался в энергообъ-
единении из трех энергосистем (Иркутскэнерго, Крас-
ноярскэнерго и Западной части ОЭС Сибири), соединен-
ных слабыми связями Осциллограмма изменения пере-
тока мощности Иркутск — Красноярск представлена на
рис 5 19,а, а полученные путем обработки осцилло-
грамм кривые взаимных углов — на рис 5 19,6 Как
видно из этих кривых, эквивалентный генератор Крас-
ноярской энергосистемы поочередно синхронизируется
то с Иркутскэнерго, то с Кузбассэнерго

Теоретически можно найти и определить условия,
при выполнении которых будет обеспечена ресинхрони-
зация при многочастотном асинхронном режиме Для
этого достаточно, чтобы стремились к нулю все средние
взаимные скольжения Однако в настоящее время прак
тическое использование этих условий невозможно, так
как измерение средних взаимных скольжений является
весьма сложной задачей Поэтому при возникновении
многочастотного асинхронного режима обычно произво
280
дится деление энергообъединения таким образом, чтобы
в оставшихся электрически связанных частях энерго
объединения было бы не более двух различных частот
После этого ресинхронизация обеспечивается в соот-
ветствии с изложенным в гл 2, 3 и 4 Примеры действия
противоаварийной автоматики по обеспечению резуль-
тирующей устойчивости в энергообъединении сложной
структуры рассмотрены в § 5 6.

Весьма сложной задачей является выбор мест уста-
новки делительной автоматики (АПАХ) и обеспечение
ее правильного действия, т е. чувствительности к асин-
хронному режиму определенных эквивалентных генера-
торов, который она должна ликвидировать, и нечувстви-
тельности к асинхронному режиму при другом сочета
нни генераторов, работающих несинхронно

Эта задача осложняется тем, что при асинхронном
режиме в многомашинной схеме центр качаний, в отли-
чие от случая двухчастотного асинхронного режима, да-
же при постоянстве эквивалентных э д с частей энер-
госистемы не является фиксированным а перемещается
по сложной энергосистеме, находясь в различные мо-
менты времени в соответствии с взаимным расположе-
нием векторов э д с эквивалентных генераторов в раз
личных точках

Рассмотрим возможность решения этой задачи в об-
щем случае для системы из N эквивалентных генерато-
ров, произвольным образом связанных между собой
В такой системе при возникновении двухчастотного
асинхронного режима между какими-либо двумя груп-
пами генераторов соответствующие взаимные углы 1 на-
чинают неограниченно увеличиваться Предположим,
что все связи в этой системе соединяют лишь генера-
торные узлы (т е пассивные узлы отсутствуют) Тогда
для ликвидации асинхронного режима необходимо и до-
статочно отключить лишь связи, ведущие от генераторов
одной группы к генераторам другой группы Если в од-
ной группе п генераторов, а в другой N—п и каждая
пара генераторов связана между собой, то число свя-
зей, которые требуется отключить, равно

m=(N—n)n	(5 66)

1 Всего взаимных узлов (N—1)ЛГ/2 но независимых точько N—'1
(углы между одним и всеми остальными генераторами) Измерив
лишь N—1 независимых углов, остальные углы можно определить
алгеораически. При делении генераторов на две группы достаточно
знать лишь независимые угли
генераторов, направление потока мощности по этой связи может
быть обратным.

Дефицит мощности в одном части системы при наличии избытка
мощности в другой определяет работу слабых связей в режимах,
близких к пределу статической устойчивости. В этих условиях на-
рушения устойчивости параллельной работы энергосистем происхо-
дят не только в результате резкого изменения потока мощности (на-
пример, при отключении линий и генераторов) по и в результате
медленных изменений нагрузки и нерегулярных колебаний мощности.
В ряде режимов нарушение устойчивости одной из слабых связей
приводит к нарушению устойчивости другой, в результате чего си
стома делится иа три несинхронно работающие части. Эти обстоя-
тельства вызвали необходимость проведения комплекса исследований
по определению пределов статической и синхронной динамической
устойчивости, асинхронных режимов после нарушения устойчивости
или несинхронного ЛПВ и условий сохранения результирующей
устойчивости. Целью этих исследований была разработка рекоменда-
ций по ведению режима и ликвидации аварийных условий.

Исследования проводились как в лабораторных условиях — с по
мощью статической модели переменного тока и математической мо
дели непрерывного действия, так и в натурных условиях — проводе
иием испытаний в энергосистеме. Натурные эксперименты в энерго-
системе проводились при параметрах, несколько отличных от приве
денных на рис. 5 20 и определенных реальными условиями работы
энергосистемы. Результаты натурных испытаний были использованы
в частности, для сопоставления с расчетными данными, и позволили
уточнить параметры эквивалентной схемы системы дтя исследования
переходных процессов.

Натурные исследования в энергосистеме. Эксперименты включа
ти в себя определение режимов, предельных по условиям статиче-
ской устойчивости при передаче мощности по слабым связям в раз-
личных направлениях, и условий ресинхронизации после несинхрон-
ного АПВ Определялось также влияние асинхронного режима одной
слабой связи иа устойчивость другой такой связи. Из всех проведен
ных опытов ниже описываются только три которые являются наи
более показательными для сопоставления с результатами расчета
и для уточнения параметров эквивалентных генераторов, представ-
тяющпх системы при математическом моделировании

Во время опытов производились измерения и регистрация раз
личных электрических величин в 19 пунктах системы. Сопоставление
осциллограмм, снятых в различных пунктах, показывает, что гене
раторы в каждой из трех систем достаточно жестко связаны между
собой и каких-либо существенных качаний внутри системы при испы-
таниях отмечено не было. Таким образом можно считать что имели
место явления, которые можно описать, рассматривая систему из
трех эквивалентных генераторов Параметры системы при испыта-
ниях показаны на рис. 5-20 в скобках.

Для анализа явлений по осциллограммам были построены зави-
симости изменения взаимных углов между векторами трех эквива-
лентных генераторов во времени При построении углов учитывалось,
что амплитуда взаимной мощности между районами I и III состав
ляет окото 0,05 отн. ед в то время как амплитуды взаимных мощ
постен между районами / и II и междх районами II и III состав-
ляют около 1 2 отн. ед Это обстоятельство позволяет по мощности
и напряжению в точке е построить угол между районами II и III
(62з), а но мощности и напряжению в точке с — угол между района-
284
ми I и 11 (б12). Чтобы от.шшгь па осциллограммах асинхронный
режим от синхронных качаний, использовалась величина понижений
напряжения и фактор совпадения его минимума с нулем или макси-
мумом мощности (в первом случае асинхронный режим, во втором -
синхронные качания). Угол между районами 1 и 111 (613) строился
как сумма двух полученных углов.

Опыт 1 — нарушение статической устойчивости Во время опыта
мощность станций района 11 поддерживалась постоянной и равной
4 2 отн ед. Поток мощности из района I в район 111 увеличивался
за счет загрузки станций района 1 При потоке мощности в точках
а и с равных соответственно —I 5 п —0 65 отн ед.* произошло

нарушение устойчивости. Результаты обработки осциллограммы про
цесса — кривые изменения взаимных углов показаны на рис. 5-21, нз
которых следует, что в опыте наблюдается асинхронный режим всех
трех частей системы в течение 8 5 с со средними скольжениями:
$2i~l 1% 513^0,835% $23^0 5% Затем генераторы Г1 и Г2 втяну-
лись в синхронизм, причем во время качаний угол между ними до
ходил до 150° Генератор ГЗ продолжат работать несинхронно отно
сительно остальных двух со средним скольжением х2з^0,6%- Через
22 с после начала асинхронного режима система была разделена

Опыт 2 — несинхронное АПВ в точке d. При потоках мощно
сти— 0 8 отн. ед. в точке d и —0 7 отн. ед в точке а производился
разрыв электропередачи в точке d л ее повторное включение через
4,5 с. Кривые изменения взаимных углов приведены на рис. 5 22,а
Ресинхронизация произошла после одного периода асинхронного ре
жима со скольжением s23 = 0,62%; синхронизм между генераторами
Г1 и Г2 пе нарушался; максимальный угол расхождения векторов
этих эквивалентных генераторов составил примерно 90°. После одно
го периода асинхронного режима во всех трех частях системы возни
кали качания с затухающими амплитудами длившиеся в течение
15—20 с

Опыт 3 — повторение опыта 2 при большем потоке мощности.
При потоках мощности между районами I н Ш— 0,65 отн. ед. в точ
ке с и 15 отн. ед в точке d (близком к предельному см опыт 1)

* Здесь и ниже за положительное направление потока мощности
поинимается направление от района 111 к району 1
Производилось отключение ЛИНИИ П точке (I И ос повторное ВКЛЮ11-
ние через 1,3 с. Кривые изменения взаимных углов приведены на
рис. 5 22,6 После включения линии начался асинхронный режим ге
иератора ГЗ по отношению к остальной части энергосистемы lo
скольжением $13=$2з=|1,15% Синхронизм между генераторами Г1
н Г2 не нарушился, хотя возникали качания, доходившие до ±60°
Через 10 с (пять периодов асинхронного режима) восстановилась
синхронная работа части системы В момент ресинхронизации угол
6^2 достиг 150° Затем после нескольких затухающих качаний восста
новился нормальный режим

Рис 5 22 Кривые изменения взаимных углов эквивалентных генсра
торов в опыте несинхронного АПВ

« —при небольшом перетоке мощности б—при перетоке близком к пре
дельному.

Статическая устойчивость системы Расчеты статической устойчи-
вости энергосистемы выполнялись на статической модели переменно-
го тока и математической модели При этом предварительно были
рассчитаны режимы, имевшие место при натурных испытаниях, Ре
зультаты расчетов практически подтвердили данные испытаний. На-
пример, для условии опыта 1 результаты расчета предельного режи-
ма на статической модели характеризуются потоком мощности в точ-
ке d (справа) равным 1,48 отн. ед., в то время как в опыте это
значение равно 1,5 отн. ед. Некоторое расхождение объясняется тем,
что прн испытаниях значения напряжений и потоков мощности запп
сывались с разбросом во времени до нескольких минут.

Расчетами на статической модели были определены амплитуды
взаимных мощностей между районами Pl-u^Pu-ш=1,2 отн. ед.,
/э;-/п=0,05 отн. ед Для этих условий на математической модели
было установлено, что предел устойчивости системы* определялся
взаимными углами 612 и 623, причем предельное значение каждого
из этих углов равно примерно 90°. Таким образом, предельное зна
чение мощности, передаваемой по одной из слабых связей, практиче-
ски не зависит от мощности, передаваемой по другой связи что
определяется существенно меньшим значением мощности Pi-iu по
сравнению с мощностями Pi-u и Рц-ш.

Это обстоятельство подтверждается результатами расчетов пре
дельных режимов районов / и II при раздельной работе с районом
111 и районов II и III при раздельной работе с районом I Значение
угла О;з практически не играет роли при опредетенни предела устой
чивости п может доходить почти до 180° при устойчивой работе
системы
В зависимости от значений потоков мощности между районами
нарушение устойчивости возникает на одной из транзитных связей
Л12 или Л23 Контрольными точками можно считать подстанции b
и е, на которых предельные потоки мощности в обе стороны равны
примерно 1,2 отн ед. Вследствие того что потребители подключен
ные вблизи середины связей Л12 и Л2з, не могут нормально работать
при углах, близких к 90°, из за сильного снижения напряжения, ра
бота линий электропередачи при значениях углов 5J2 и 62э, больших
60—70° нецелесообразна

Ресинхронизация после несинхронного АПВ Все расчеты дина-
мических режимов выполнялись па математической модели Прн
этом каждая часть системы моделировалась одним генератором, т. е
вся энергосистема представлялась схемой с тремя эквивалентными
генераторами Каждый из трех генераторов имел следующие пара
метры-

Г1	Г2	ГЗ

Статизм системы регулирования %	8,0	6,6	11,2

Постоянная времени сервомотора Гс, с	0,25	1,0	3,3

Постоянная инерции турбогенератора

xj с . . .	............15,0 12,5 12,5

Значения взаимных мощностей указывались выше Собственные
мощности близки к мощности нагрузок в концентрированных райо-
нах показанных на рис. 5-20 Так как асинхронные мощности
в случае слабых связей как было показано в гл 4 имеют очень
малые значения и не оказывают на переходный процесс сколько-ни-
будь заметного действия, то при исследовании они не учитывались.
Успокоение системы, в основном, обеспечивается зависимостью
собственной мощности от частоты Значение регулирующего эффек
та нагрузки по частоте Ли = 2,0. Параметры эквивалентных ге
нераторов определялись в основном по результатам систем
ных испытаний и частично путем подбора, т е сопоставле
нием расчетов при различных значениях параметров с ре
зультатами эксперимента. В частности, значения Ош и т/ уточни
лись в соответствии с процессами во время бестоковон паузы при
несинхронном АПВ на Л23 (опыты 2 и 3)

В опыте 2 во время бестоковой паузы наблюдалось два периода
асинхронного режима между районам.-i И и III (рис. 5-22,а) Вклю
ченпе выключателя произошло при б2з = 270° и 6]2 = 20° В опыте 3
во время бестоковон паузы был одни период асинхронного режима
(рис. 5-22,6). Включение выключателя произошло при б23=0 и б)2 =
=60°. При выбранных коэффициентах o!Ti и tj па модели была
получена необходимая длительность периода асинхронного хода во
время бестоковой паузы (рис 5-23).

Значение Тс уточнялось в основном, по условиям ресинхрониза
ции после несинхронного ЛПВ и результатам опытов нарушения ста
тической устойчивости. Как видно из сопоставчения рис 5-22 и 5 23,
удалось добиться вполне удовлетворительного совпадения осцилло
грамм, снятых на модели, с результатами натурных испытаний.

Рассматривался вопрос, при каких потоках мощности по обеим
связям происходит ресинхронизация после несинхронного АПВ (дли-
тельность паузы около 2,5 с) Несинхронное АПВ осуществлялось на
наиболее загруженных участках. Результаты расчетов режима несин-
хронного ЛПВ в точках а и b нанесены на рис. 5 24, где очерчены
область внутри которой происходит успешная ресинхронизация
Опыт I

ГМЛМШЛМ

Опыт Z

Рис. 5-23. Воспроизведение результатов натурных экспериментов па
математической модели

а также область, внутри которой рекомендуется работать с соответ
ствующим запасом статической устойчивости, чтобы избежать нару-
шений статической устойчивости при нерегулярных колебаниях
нагрузки, практически не превышающих ±0,01 оти. ед (как это наблю
далось при испытаниях). Как видно из рис. 5-24, область рссиихро
ннзации после несинхронного АПВ на головных участках лишь нс
много меньше области статической устойчивости, причем ограничения
на область статической устойчивости накладываются главным обра
зом при взаимных углах имеющих разные знаки, и значения близ
кие к предельным по статической устойчивости. Во всех остальных
случаях наблюдается успешная ресинхронизация. Если несинхронное
АПВ происходит нс на головном участке то условия ресинхрониза
ции еще более благоприятны.

Режимы, в которых нс сохраняется результирующая устойчи-
вость характеризуются тем что потоки мощности при этом направ
лены либо с обеих сторон к району II либо от района II в обе
стороны

Для того чтобы в таких режимах обеспечивалась ресинхрониза-
ция, целесообразно иметь несколько больший запас статической
устойчивости чем указано выше

Влияние асинхронного режима одной электропередачи на устой-
чивость другой. При асинхронном режиме одной электропередачи мо
жет происходить нарушение устойчивости соседней электропередачи
288
В рассматриваемом случае трех
концентрированных частей си-
стемы, соединенных двумя ела
быми связями, нарушение
устойчивости одной из связей
при возникновении асинхронно-
го режима на другой происхо
дит либо потому что наруше
ние устойчивости одной элек-
тропередачи приводит к увели-
чению мощности, передаваемой
по второй линии до значения,
превосходящего предел стати-
ческой устойчивости либо
вследствие резонанса при ра-
венстве частоты собственных
колебаний электромеханической
системы, состоящей из одной
пары генераторов, и частоты
вынужденных колебаний обу
словленных асинхронным режи
мом третьего генератора (5-3).

Минимальное скольжение,
при котором может существо
вать асинхронный режим, и со
ответствующая частота соб
ствепных колебаний в отно

Рис 5 24 Области ресиихрониза
ции после несинхронного АПВ и
области статической устойчивости

/ — граница области ресинхронизации;
9 —граница области статической устой-
чивости; плюс в кружке —зона, где
устойчивость обеспечивается: минус в
кружке — зона где устойчивость не
обеспечивается

сительных единицах равны (определяются одинаковыми формулами).
Наибольшее взаимное влияние (т. е наилучшие условия для воз-
никновения резонанса) имеет место в том случае когда частоты
собственных колебаний каждой пары генераторов близки между
собой, поскольку при условиях близких к ресинхронизации одного
генератора, возможно выпадение из синхронизма другого генера
тора. В исследуемой системе эти собственные частоты имеют еле
дующие значения, Гц

Расчет	Опыт

1 1 и	Г2	0,31	0,36

Г‘2 и	Г?	0,34	0,43

Экспериментальное определение частот собственных колебаний
произведено по кривым изменения взаимных углов в опыте 3
(рис 5-22,6). Как видно из приведенных данных совпадение резуль
татов расчета и опыта удовлетворительное

Определение условий, при которых возможно нарушение устой
чивости одной электропередачи вследствие асинхронного режима на
другой, было произведено на математической модели Производилось
нарушение устойчивости одной слабой связи (путем увеличения угла
между двумя системами) при различных значениях передаваемой
мощности по другой связи Изменение потоков мощности (т. е углов
между эквивалентными генераторами) производилось изменением
мощностей турбин или собственных мощностей. Совпадение резуль
татов расчета на математической модели и результатов натурных
экспериментов оказалось вполне удовлетворительным

Рассмотрение полученных результатов даст возможность сделать
следующие выводы: длительный асинхронный режим одной электро
передачи вследствие развития резонансных колебаний представляет
19—266	289
большую опасность с точки зрения нарушения устойчивости соседней
электропередачи, чем кратковременный асинхронный режим после не-
синхронного АПВ наиболее тяжелыми являются режимы, в которых
район II принимает мощность с обеих сторон или отдает мощность
в обе стороны. Эти обстоятельства делают целесообразным примене-
ние специальной делительной автоматики (АПАХ), предотвращаю
щей возникновение нарушения устойчивости одной электропередачи
при длительном асинхронном режиме другой.

Испытания в энергосистеме и исследования иа математической
модели позволили обнаружить, ио нарушение устойчивости одной
слабой связи может привести к возникновению перемежающегося
синхронно-асинхронного режима обеих электропередач Изменение
взаимных углов при таком режиме (полученное па основании обра-
ботки осциллограмм опыта 1) показано на рис. 5-19,6. При потоке
мощности к точке с, равном - 0,4 отн. ед. и от точки 6, равном
-1,5 отн. ед., была нарушена устойчивость и возник перемежающий-
ся синхронно-асинхронный режим трех систем. Физическая картина
такого режима может быть представлена следующим образом. В ре-
жиме, предшествующем нарушению устойчивости, мощность переда
вилась из района I п район // и далее в район III. Угол 6i2 состав-
лял около 45°, а угол 623- около 90°. При нарушении устойчивости
по углу 62з скорость генераторов района II увеличивается, а генера-
торов района III уменьшается. Регуляторы скорости генераторов Г2
и ГЗ стремятся препятствовать расхождению скоростей, и после
одного периода асинхронного режима генераторы ресипхропизируют
ся. Ресинхронизация происходит, в основном, за счет изменения
скорости генератора Г2, который имеет меньшую мощность Это
в свою очередь приводит к нарушению устойчивости по углу 6;2- За
тем происходит ресинхронизация по углу 612 и нарушение устойчи
вости по углу бгз и т. д. Таким образом, генератор Г2 ресинхрони
знруется с генераторами Г! и ГЗ попеременно При этом их частоты
сохраняются примерно постоянными, а частота генератора Г2 перио
дически изменяется. Возникновение перемежающегося синхронно
асинхронного хода, таким образом, определяется действием регуля
торов скорости турбин. Исследования, выполненные на математиче
окон модели, показали, что при выводе из действия регуляторов ско
рости турбин такой режим при двух слабых связях невозможен

Отключения генераторов в энергосистеме Рассматривалось
отключение части генерируемой мощности (или набросы нагрузки)
в районе II (1,3 отн. сд.). Принималось гго в районе II отсутст-
вует вращающийся резерв мощности.

Отключение генератора в районе II вызывает резкое изменение
потоков мощности по слабым связям, причем, поскольку статизм Г2
больше статизма Г1 изменение мощности по линии связи районов II
и III меньше чем но связи /—//. Устойчивость системы при отклю
чении генератора сохраняется внутри области, определяемой в осях
512- углами приблизительно в пределах —10°<di2<90° и —90°<
<52з<50о. Во всех режимах вне этой области нарушается устойчи-
вость обеих связей. Физические это обстоятельство легко объясняется
при помощи рис 5-22 Область устойчивости при отключении генера
тора в районе II и при наличии в нем достаточного свободного ре
зерва несколько расширяется и определяется значениями —25°<6i2<
<90° и —90°<623<53°.

При внезапном отклю юнии генератора в районе I предполага
лось наличие свободного резерва в этом районе и его отсутствие
в районе II Область, в которой не
происходит нарушения устойчиво
сти при отключении генератора
приблизительно ограничивается
углами —90°<612<30° и — 90°<
<б2з<40 (рис 5-25). На этом ри
суике пунктиром ограничены обла
сти с различным характером про-
текания асинхронного режима вне
области устойчивости. В областях
В и С имеет место асинхронный ре
жим генератора Г2 относительно ге
нераторов Г1 и ГЗ. В области А
картина более сложная. При боль
ших значениях угла 623 и малых
612 возникает асинхронный режим
только генераторов J 2 и ГЗ а при
больших значениях углов 612 и ма-
лых бгз наблюдается асинхронный
режим только генераторов Г1 и Г2
Примерно по диагонали квадранта
расположена область в которой
после одного периода асинхронно-
го режима генераторов Г1 и Г2
начинается устойчивый асинхрон-
ный режим генераторов Г2 и ГЗ.

Эти явления также легко мо-
гут быть объяснены на основании

Рис. 5-25. Область устойчиво
сти энергосистемы при отключе
нии генератора в районе I
плюс в кружке — область, где устой
чивость обеспечивается; минус
в кружке — область, где устопчи
в сть не обеспечивается

анализа процессов нарушения устойчивости одной электропередачи
при асинхронном режиме другой. При этом следует учитывать рас
широкие области, в которой происходит нарушение устойчивости
одной связи при нарушении устойчивости другой вследствие дина-
мического характера процесса при отключении генераторной мощ-

ности

Противоаварийная автоматика. Проведенные исследования по-
зволили сформулировать требования к противоаварийной автоматике
на слабых связях, которые заключаются в следующем. Несинхронное
АПВ при рекомендуемых запасах устойчивости является эффектив
ным. Применение других видов АПВ менее целесообразно (БАПВ
и ОАПВ не могут быть применены, так как этого пе позволяют вы-
ключатели, а А.ПВУС значительно сложнее) Делительная автома-
тика (АПАХ) должна ооеспечпть как деление при длительных асин-
хронных режимах так и кратковременный асинхронный ход при нс
синхронном АПВ (два-три асинхронных проворота). Более длитель-
ный асинхронный режим нецелесообразно допускать также из-за
возможности резонансного нарушения устойчивости по соседней ела
бой связи.

Второй пример Миогосвязная схема ОЭС Юга с высшим напря-
жением 750 кв [18] Первая системообразующая электропередача
напряжением 7о0 кВ введена в СССР в ОЭС IOia. Введение новой
ступени высшего напряжения поставило ряд задач в части режимов
работы устойчивости и автоматики этой электропередачи, которые
были решены в процессе проектирования. При решении этих задач
были выявлены и учтены особенности данной электропередачи
750 кВ связанные с ее потожением значением для соединяемых
Рис 5 26 Схема электропередачи 750 кВ в ОЭС Юга
энергосистем, возможными последствиями от нарушений устойчиво
сги. Важной особенностью ОЭС Юга, вытекающей из конфигурации

внешних связей, является то обстоятельство, что сети угон системы
представляют собой звено, связывающее два крупнейших энергетиче
ских объединения: энергосистему стран-членов СЭВ и Единую энер-
госистему европейской части СССР, мощность которых на уровне
1975 г выражается цифрами около сотен миллионов киловатт.
С учетом этих особенностей внешних связей в качестве первого эта
па развития сетей 750 кВ ОЭС Юга намечено создание электропе-
редачи 750 кВ, пересекающей всю территорию системы по централь-
ной ее части в направлении с востока на запад (рис. 5-26) сначала
в виде одной цепи в дальнейшем — двух (или более) цепей 750 кВ
Первая цепь 750 кВ должна соединить точки примыкания соседних
с ОЭС Юга энергообъединений на западе и на востоке и связать
между собой наиболее мощные узлы внутри ОЭС Юга (Донбасс —
Днепр — Винница — Львов)

До создания развитой сети 750 кВ эта электропередача будет
работать параллельно с сетью 350 кВ. Поскольку пропускная спо
собность сетей 330 i В, шунтирующих передачу 750 кВ, соизмерима
с ес пропускной способностью, режимы работы электропередачи
750 кВ Донбасс — Львов рассматривались совместно с режимами
раооты сетей 330 кВ

Анализ балансов мощности отде 1ы ык районов ОЭС Юга до
1975—1973 гг показал следующее:

максимальные значения перетоков по линии 750 кВ находятся
в пределах от 1 млн. кВт (участки Днепр — Винница — Львов) до
2 млн кВт (участок Доноасс — Днепр),

направление перетоков в разрезе юда может быть как стабиль
ным (участок Донбасс — Днепр) так и реверсивным (участки
Днепр — Винница — Львов) Изменение направления перетока может
происходить в течение суток — при переходе от максимума нагрузки

к минимуму и в течение года — в зимние и летние режимы;

с течением времени в зависимости от сроков i темпов ввода
мощностей значение и направления перетоков по участкам могут
изменяться, при этом ожидается что на участке Донбасс — Днепр
направление потока с востока на запад длительно сохранится

Перетоки, связанные с реализаци-
ей эффекта объединения энергосистем
изменяются во времени, по направле-
нию и в широких пределах — по ве-
личине в зависимости от сочетания
целого ряда факторов Попытка оце
нить изменения этих перетоков с по
мощью вероятностных методов, вы
полненная Украинским отделением
Энергосетьпроекта, показала нсоб
ходимость учета в величине пропуск-
ной способности перетоков но менее
1 —1,5 млн кВт, которые могут го
впадать по направлению и по време
ни с балансовыми перетоками Таким
образом, на отдельных участках
электропередачи 750 кВ в ОЭС Юга
на уровне 1975—1978 гг возможны
значения перетоков мощности около
3 млн. кВт На рис. 5-27 приведено

Рис 5 27 Распределение по
продолжительности ожидае
мых потоков мощности меж-
ду Донбасской и Днепров-
ской энергосистемами
распределение по продолжительности ожидаемых потоков мощиосг!
между Донбасской и Днепровской системами. Из этого графика вид-
но, что перетоки 2000—3000 МВт ожидаются в те шипе только 3%
времени, от 1000 до 2000 МВт — около 80% времени. Эти данные
были положены в основу требований к устойчивости и автоматике.

Электропередача 750 кВ является наиболее сильной электриче-
ской связью между восточными и западными частями ОЭС Юга, и
нарушение ее устойчивости может привести к глубоким понижениям
напряжения в основных узловых точках этой системы и массовому
отключению потребителей, т. е. к серьезной аварии. Поэтому были
предъявлены жесткие требования к устойчивости этой электропере-
дачи во всем диапазоне предполагаемых режимов ее работы; причем
для режимов продолжительных ('более 500—1000 ч) эти требования
были более /кссткими, чем для кратковременных режимов, т. е. в со
ответствии с [130J при определении требований к устойчивости учте
1ы значение передачи и вероятность режима.

Проведенные исследования устойчивости электропередачи 750 кВ
Донбасс — Львов в условиях параллельной работы ОЭС Юга с ОЭС
Центра и ОЭС стран-членов СЭВ позволили выявить ряд особенно-
стей, которые характерны и для других системообразующих передач.
Для электропередачи 750 кВ Донбасс — Днепр наиболее тяжелым
с точки зрения устойчивости является режим зимнего максимума,
при котором передача мощности с востока на запад достигает наи-
большего значения Этот режим был принят за основной для расче-
тов устойчивости1. Кроме того для рассматриваемой электропере-
дачи 750 кВ устойчивость и необходимость специальных мероприя-
тий для ее повышения оценивались во всем ожидаемом диапазоне
перетоков

Схемы замещения сети ОЭС Юга принятые для расчетов, содер-
жали до 30 узлов и 18 эквивалентных генераторов. Генераторы учи-
тывались постоянством переходных э. д. с. а нагрузки ~ постоянны-
ми сопротивлениями. Однако для оценки влияния характера пред-
ставления нагрузки на результаты расчетов статической устойчиво-
сти выполнялись расчеты при различном представлении нагрузок
(в пределах, охватывающих возможные изменения их характери-
стик) которые показали, что предельная мощност! по электроперс
даче изменяется не более чем на 5%.

Огромная мощность энергообъединения связываемого электро
передачей 750 кВ, обусловила особенности рассмотренной схемы,
в значительной степени сказавшиеся на результатах расчетов устой-
чивости и требованиях, предъявляемых к противоаварийной автома-
тике. При кзв сети 750 и 330 кВ, отключаемых основными релей-
ными защитами, динамическая устойчивость как правило, сохраняет
ся без применения каких-либо дополнительных мероприятий, так как
очепь велика инерция системы Однако для обеспечения синхронной
динамической устойчивости при тяжелых к з., близких к крупным
электростанциям, в ряде случаев требуется воздействие на регулиро
ванне первичных двигателей на этих электростанциях.

Относительно высокий уровень синхронной динамической устой-
чивости определяется тем, что возникающий при к. з. небаланс мощ-
ности по отношению к мощности объединенной энергосистемы явля-

1 Расчеты устойчивости, в основном выполнялись на ЭВЧ
«Урал 4» по программе описанной в [76]
ется незначительным п динамический переход оказывается устойчи-
вым. Вследствие этого не возникает повышенных с точки зрения
устойчивости требований в отношении быстродействия релейных
защит и выключателей и уменьшения паузы БАПВ на линиях 750
п 330 кВ за исключением участков сети, связыв нощих крупные
станции с энергосистемой

Набросы мощности, вызываемые отключением крупных блоков
не являются для рассмотренной схемы опасным возмущением, так
как при нормативных запасах статической устойчивости в предава-
рийиых режимах набросы мощности, вызванные отключением трех
блоков 200 МВт пли двух блоков 300 МВт в западной части ОЭС
Юга или блока 800 МВт в восточной ее части, вполне укладываются
в нормативные запасы статической устойчивости.

Проведенные исследования показали, чти нарушения устойчиво-
сти, в основном, вызываются превышением предела статической
устойчивости в послеаварийиом режиме (при неуспешном АПВ на
одном из участков ВЛ 750 кВ) пли же влиянием асинхронного ре-
жима па соседних участках. Повышение уровня устойчивости систе-
мы в послеаварийиом режиме (после отключения участков ВЛ
750 кВ) может быть обеспечено с помощью устройств противоава-
рийной автоматики ограничивающих переток на этом участке по
оставшимся в работе линиям 330 кВ до величины соответствующей
необходимому запасу статической устойчивости в послеаварийиом
режиме.

Таб ища 5 2

Харат тсрпстика электропередачи	Участок электропередачи		
	Донбасс — Днепр	Днепр —  Вишшца	Винница — Львов
Ко шчесгвэ шунтирующих связей 300 кВ на участке	....	5	3	3
Суммарный предел передаваемой мощ ности пэ линиям 330 кВ при отклю- чении ВЛ 750 кВ на этом участке, МВт ....	...	3900	J800	1800
То же %*	70	45	55

* Процент суммарюго

7 оО кВ

прсде <а передаваемой мощности при вктюченной ВЛ

Приводимые в таблице данные показывают что предельные
мощности ио остающимся в работе связям 330 кВ при отключении
ВЛ 750 кВ для трех участков различны

Это обстоятельство обусловило различный подход к вопросу со
хранения устойчивости при отключении ВЛ 750 кВ на участке Дон
басе — Днепр и на участках Днепр — Винница — Львов.

На участке Донбасс — Днепр, где имеются достаточно сильные
шунтирующие связи 330 кВ. для [редотвращения нарушения устой-
чивости при отключениях ВЛ 750 кВ необходима разгрузка переда-
чи, которая может быть обеспечена иыстродействуюшнм аварийным
регулированием турбин и ограничением мощности тепловых электро-
станций в части объединения с избытком мощности (Доибассэиерго)
и одновременно отключением в части с дефицитом мощности (Диеп-
роэнерго) потребителей, допускающих по технологии кратковремен
ные перерывы питания (печная нагрузка) Наиболее целесообразно
осуществлять отключение нагрузки и разгрузку станций на одинако
вую величину. При этом уменьшение передаваемой на этом участке
мощности не оказывает влияния на режим работы смежных участков
н частоту энергообъединения

Ограничение мощности по линиям 330 кВ при отключениях ВЛ
750 кВ целесообразно выполнить несколькими ступенями (напри
мер, на 400, 800 и 1200 МВт) в зависимости от предшествующей
мощности по ВЛ 750 кВ. Если для разгрузки передачи в режимах
максимальной передачи мощности необходимого количества нагруз-
ки, допускающей перерыв питания, не хватает, то уменьшение пере-
тока может быть достигнуто дополнитетьной разгрузкой станций
в Донбассэнерго

Увеличение мощности по линиям со стороны ОЭС Центра и
Ростовэнерго на 400—500 МВт, которое происходит при разгрузке
станций на величину большую, чем отключение потребителей, являет-
ся допустимым по условиям устойчивости межсистемных связей

Относительно медленное увеличение взаимных углов между век-
торами э д с станций при отключении участка ВЛ 750 кВ позво
ляет эффективно производить отключение потребителей с временем,
превышающим паузу БАПВ Таким образом эта автоматика будет
работать только в случае неуспешного БАПВ в режимах, сопровож-
дающихся передачей значительных мощностей по ВЛ 750 кВ Для
уменьшения перерыва питания отключаемых потребителей пелесо
образно одновременно воздействовать на перевод гидрогенераторов
станций Днепроэнерго из компенсаторного режима в режим выдачи
активной мощности и на запуск резервных агрегатов.

На участках Днепр — Винница и Винница — Львов шунтирую
шие связи 330 кВ являются сравнительно слабыми поэтому при
отключениях линии 750 кВ параллельную работу энергообъединений
по трем протяженным линиям 330 кВ целесообразно сохранить в ре
жимах, когда перетоки мощности по ВЛ 750 кВ относительно Неве
лики и примерно соответствуют намечаемым балансовым потокам
(Гмакс-^5000 ч) При отключении ВЛ 750 кВ в режимах передачи
больших по величине кратковременных потоков мощности (Тмакс^
^500 ч) на шунтирующих линиях 330 кВ должна действовать дели
тельная автоматика, которая должна отключать эти линии при не
успешном БАПВ ВЛ 730 кВ, чтобы асинхронный режим не вызван
нарушения устойчивости соседних систем

Противоаварийная режимная автоматика в целом предназна-
чается для решения следующих задач, обусловленных режимами ра
боты системы и их устойчивостью: обеспечение необходимого уровня
статической устойчивости в послеаварийном режиме повышение
уровня синхронной динамической устойчивости, локализация и пре
крашение асинхронных режимов

На связях 750—330 кВ Донбасс — Днепр в режимах передачи
по ВЛ 750 кВ кратковременных потоков мощности величиной до
2000 МВт с Тмакс = 500—1000 ч противоаварийная режимная авто
матика предназначена для предотвращения нарушения устойчивости
при отключении ВЛ 750 кВ путем разгрузки рассматриваемых свя
зей посредством ограничения мощности тепловых электростанций и
отключения потребителей.
В режимах передачи по ВЛ 750 кВ Донбасс — Днепр балансо-
вых ПОТОКОВ МОЩНОСТИ Величиной ДО 1200—1400 МВт С 7'макс =
=5000-^-5000 ч противоаварийная режимная автоматика предназна-
чена, в основном, для предотвращения нарушения устойчивости при
тяжелых повреждениях на ВЛ 750 кВ, связанных с отказом выклю-
чателей и действием УРОВ, а также при повреждениях на ВЛ
750 кВ в ремонтных режимах при отключении одной из основных
шунтирующих связей 330 кВ

Пусковые органы автоматики электропередачи 750 кВ намечает
ся выполнить со ступенчатым контролем мощности по ВЛ 750 кВ
в предшествующем режиме и с действием при срабатывании релей-
ной защиты я отключении в результате этого выключателей на дан-
ном и на противоположном концах передачи Использование студен
чатого контроля предшествующей мощности по ВЛ 750 кВ позволяет
косвенно контролировать суммарные перетоки мощности в сечении
750—330 кВ Донбасс — Днепр и выполнить дифференцированное
действие противоаварийной автоматики в зависимости от перетока

На электропередаче 750 кВ намечено также применение пуско
вых органов автоматики, реагирующих на изменение угла между
векторами напряжения на шинах 330 кВ подстанций 750 кВ Донбас
ская и Днепровская Указанная автоматика позволяет непосредст-
венно фиксировать нарушение устойчивости в сечении 750—330 кВ
Донбасс — Днепр. Автоматика по углу должна быть отстроена от
взаимного угла по передаче при к з. на ВЛ 750 кВ с успешным
АПВ нли ОАПВ, а также при повреждениях на смежных участках
передачи 750 кВ

Выполненные исследования устойчивости показали, что указан
ные углы по передаче не превышают 50—60°, а дальнейший рост
угла до 150—180° при нарушении устойчивости происходит за время
2,5—3 с Поскольку нарушение устойчивости происходит достаточно
медленно (рис, 5-28), использование пусковых органов автоматики
по углу оказывается эффективным.

Помимо рассматриваемой автоматики на крупных тепловых
станциях с блоками 300—800 МВт, подключенных к подстанциям
электропередачи 750 кВ (например, Славянской и Углегорской
ГРЭС), для предотвращения нарушения синхронной динамической
устойчивости намечается применение автоматики с пуском при дей
ствии защит ВЛ 330 кВ и при значительном снижении напряжения
прямой последовательности ниже 0,5—0,6 отн ед. на шинах 330 кВ
рассматриваемых ГРЭС с контролем предшествующей мощности
электростанций.

Для сохранения устойчивости при отключении ВЛ 750 кВ Дон
басе — Днепр намечается средствами противоаварийной режимной
автоматики осуществлять быстродействующее аварийное регулирова
ние и автоматическое ограничение мощности турбин 200 МВт иа
Старобешевской ГРЭС, турбин 300 МВт на Упегорской 1 РЭС, двух
вальной и одиовальной турбин 800 МВт на Славянской ГРЭС,
а также быстродействующее отключение в Днепроэнерго мощных
концентрированных потребителей, допускающих кратковременный
перерыв питания (печной нагрузки ферросплавных заводов в районе
Запорожья и Никополя) Следует отметить, что в развитие имею
щегося в настоящее время опыта в данном случае намечено исполь
зевание аварийного регулирования турбин и отключение потребите
лей при воздействии от противоаварийной режимной автоматики
одновременно иа несколько электростанций с блоками 200, 300 и
800 МВт и подстанции с мощными потребителям!’ в сложной энер
госистеме с разветвленными кольцевыми шунтирующими связями

11т следующих участках электропередачи 750 кВ Днепр — Виц
ниЦа и Винница — Львов намечается применение, в основном тех
же принципов противоаварийной режимной автоматики, что и для
электропередачи 750 кВ Донбасс — Днепр, но с некоторыми особен
постямш противоаварийная режимная автоматика рассчитывается
па реверсивную передачу мощности; поскольку шунтирующие связи

Рис 5-28. Изменение углов между
эквивалентными генераторами при
неуспешном БАПВ па ЛЭП 750 кВ
Донбасс — Днепр.

I—угол между эквивалентными генерато-
рами ОЭС «Мир» и Львовэнерго; 2 — угол
между эквивалентными генераторами ОЭС
«Мир» и Киевэнерго; 3 — угол между экви
валентными генераторами ОЭС «Мир» и
Долбассэнерго

330 кВ на у шетках Днепр — Винни
ца — Львов являются сравнительно
слабыми, мероприятия по предотвра-
щению нарушения устойчивости на-
мечаются при предшествующих пото
ках по ВЛ 750 кВ, несколько превы-
шающих планируемый балансовый
поток (7\макс=500 ч), прн кратковре-
менных потоках мощности, значитель
но превосходящих балансовые, и от
ключении ВЛ 750 кВ намечается

быстродействующее деление. В энергосистемах Киевэнерго, Винница
энерго и Львовэнерго нет крупных потребителей, сконцентрирован
ных в системах, допускающих кратковременный перерыв электро-
снабжения Поэтому быстродействующее отключение потребителей
средствами противоаварийной режимной автоматики в этих системах
при отключении передачи 750 кВ намечается путем использования
устройств частотного циркулярного телеуправления (ЦТУ) для
отключения потребителей, подключенных к АЧР.

В тех случаях, когда нарушение синхронизма нс мо/кст быть
предотвращено противоаварийной автоматикой, должны действовать
делительные устройства (АПАХ). При их разработке учитывались
следующие требования: неооходпмо обеспечить надежное действие
при асинхронных режимах нт данной передаче и отстройку от асин-
хронных режимов па смежных участках; необходимо обеспечить ре-
зервирование при отказах комплектов делительной автоматики
с одного из концов линии, необходимо выявлять и ликвидировать
асинхронный режим в неполпофазных режимах, связанных с отка-
зом одной или двух фаз выключателей; необходимо обеспечивать
по возможности быстрое деление, поскольку асинхронные режимы
сопровождаются длительными снижениями напряжения на шинах
330 кВ мощных электростанции и крупных узловых подстанций.

На электропередаче 750 кВ в качестве основной намечается при
меление автоматики прекращения асинхронного режима, реагирую
щей па угол с уставкой около +150° и позволяющей надежно вы
явить нарушение устойчивости в первом цикле. Для обеспечения
взаимного резервирования установка реле измерения утла намечает
ся на обоих концах каждого из участков электропередачи 750 кВ
В соответствии с исследованиями устойчивости при принятых устав
ках делительная автоматика отстроена от максимального угла по
передаче 750 кВ при затухающих качаниях в случае аварийного ре
гулирования турбин а также при нарушениях устойчивости на
смежных участках. В качестве дополнительных на каждом из концов
этектропередачи 750 кВ устанавливаются делительные устройства
с пусковыми органами по току и чередованию знака активной мот
пости со с 1етчиком двух-трех циклов и дополнительной выдержкой
времени и направленным реле сопротивления для контроля положе
ния центра качаний на ВЛ 750 кВ, а также с пусковыми органами,
реагирующими на пульсации тока нулевой последовательности
в асинхронном нсполпофазиом режиме и с выдержкой времени
Какой из этих видов деления окажется предпочтительней, будет
определено после натурных испытаний

На шунтирующих связях 330 кВ для осуществления деления
в первом цикле намечаются делительные устройства с пусковыми
органами, реагирующими на скорость изменения измеряемого сопро
тивлепия, а в качестве дополнительных — устройства со счетчиком
двух-трех циклов асинхронного режима и устройства, реагирующие
на пульсации тока путевой последовательности

Г гав а шестая

АВТОМАТИЗАЦИЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

УСТОЙЧИВОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ
ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ

6-1 Постановка задачи

Развитие энергообъсдинснии приводит к созданию
столь больших (по территории, количеству элементов и
связей между ними) систем, что управление ими стано
вптся возможным лишь с помощью современной управ-
ляющей техники, создаваемой на базе ЭВМ ([12, 53J
и Др )

В настоящее время создается Автоматизированная
система управления энергетикой (АСУ «Энергия») Од
ной из важнейших сс подсистем является автоматизи
роваппая система диспетчерского \ правления (АСДУ)
Задачи АСДУ сформулированы в полном объеме пока
лишь для первого этапа ес создания В основном эта
задача заключается в помощи персоналу на всех сгу
пенях диспетчерского х правления при планировании и
ведении режимов энергосистем причем в первый, доста
точно длительный, перпот АСДУ должна выполнять
800 МВт и подстанции с мощными потребителями в сложной энер-
госистеме с разветвленными кольцевыми шунтирующими связями.

На следующих участках электропередачи 750 кВ Днепр — Вин-
ница и Винница — Львов намечается применение, в основном, тех
же принципов противоаварийной режимной автоматики, что и для
электропередачи 750 кВ Донбасс — Днепр, по с некоторыми особен
ностями: противоаварийная режимная автоматика рассчитывается
hi реверсивную передачу мощности; поскольку шунтирующие связи

Рис. 5 28. Изменение углов между
эквивалентными генераторами при
неуспешном БАПВ на ЛЭП 750 кВ
Донбасс — Днепр

1 — угол между эквивалентными генерато
рами ОЭС «Мир» и Львовэнерго; 2 — угол
между эквивалентными генератора1Ми ОЭС
«Мир» и Киевэнерго; 3 — угол между экви
валентными генераторами ОЭС «Мир> и
Донбассэнерго

330 кВ па участках Днепр — Винни
ца— Львов являются сравнительно
слабыми, мероприятия по лредотвра
щению нарушения устойчивости на
мечаются при предшествующих пото
ках по ВЛ 750 кВ, несколько превы
шающих планируемый балансовый
поток (ГМакс=500 ч); при кратковре
менных потоках мощности, значитель-
но превосходящих балансовые, и от-
ключении ВЛ 750 кВ намечается

быстродействующее деление В энергосистемах Киевэнерго Винница
энерго и Львовэнерго нет крупных потребителей, сконцентрирован-
ных в системах, допускающих кратковременный перерыв электро-
снабжения. Поэтому быстродействующее отключение потребителей
средствами противоаварийной режимной автоматики в этих системах
при отключении передачи 750 кВ намечается путем использования
устройств частотного циркулярного телеуправления (ЦТУ) для
отключения потребителей, подключенных к АЧР.

В тех случаях, когда нарушение синхронизма не может быть
предотвращено противоаварийной автоматикой, должны действовать
делительные устройства (АПАХ). При их разработке учитывались
следующие требования: необходимо обеспечить надежное действие
при асинхронных режимах на данной передаче и отстройку от асин-
хронных режимов на смежных участках- необходимо обеспечить ре-
зервирование при отказах комплектов делительной автоматики
с одного из концов линии; необходимо выявлять и ликвидировать

асинхронный режим в неполиофазных режимах, связанных с отка
зом одной или двух фаз выключателей; необходимо обеспечивать
по возможности быстрое деление, поскольку асинхронные режимы
сопровождаются длительными снижениями напряжения на шинах
330 кВ мощных электростанции и крупных узловых подстанций.

На электропередаче 750 кВ в качестве основной намечается при
менение автоматики прекращения асинхронного режима, реагирую-
щей на угол с уставкой около ±150° и позволяющей надежно вы
явить нарушение устойчивости в первом цикле Для обеспечения
взаимного резервирования установка реле измерения угла намечает
ся на обоих концах каждого из участков электропередачи 750 кВ
В соответствии с исследованиями устойчивости при принятых устав
ках делительная автоматика отстроена от максимального угла чо
передаче 750 кВ при затухающих качаниях в случае аварийного ре
г}лирования турбин а также при нарушениях устойчивости на
смежных участках. В качестве дополнительных на каждом из концов
электропередачи 750 кВ устанавливаются делительные устройства
с пусковыми органами по току и чередованию знака активной мощ-
ности со счетчиком двух-трех циклов и дополнительной выдержкой
времени и направленным реле сопротивления для контроля положе
ния центра качаний на ВЛ 750 кВ, а также с пусковыми органами,
реагирующими на пульсации тока нулевой последовательности
в асинхронном иеполнофазпом режиме и с выдержкой времени
Какой из этих видов деления окажется предпочтительней, будет
определено после натурных испытаний.

На шунтирующих связях 330 кВ для осуществления деления
в первом цикле намечаются делительные устройства с пусковыми
органами реагирующими на скорость изменения измеряемого сопро-
тивления а в качестве дополнительных — устройства со счетчиком
двух-трех циклов асинхронного режима и устройства, реагирующие
на пульсации тока нулевой последовательности

Глава шестая.

АВТОМАТИЗАЦИЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ
УСТОЙЧИВОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ
ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ

6-1 Постановка задачи

Развитие энергообъединении приводит к созданию
столь больших (по территории, количеству элементов и
связей между ними) систем, что управление ими стано
вится возможным лишь с помощью современной управ
ляющей техники, создаваемой на базе ЭВМ ([12, 53J
и ДР )

В настоящее время создается Автоматизированная
система управления энергетикой (АСУ «Энергия») Од-
ной из важнейших ее подсистем является автоматизи-
рованная система диспетчерского управления (АСДУ)
Задачи АСДУ сформулированы в полном объеме пока
лишь для первого этапа ее создания В основном эта
задача заключается в помощи персоналу на всех сту-
пенях диспетчерского управления при планировании и
ведении режимов энергосистем причем в первый доста
точно длительный перво г АСДУ должна выполнять
главным образом лишь функции советчика (автомати-
зированная система) и лишь затем постепенно к АСДУ
будут переходить функции управления (автоматическая
система)

В этой главе рассматриваются функции АСДУ и из-
лагаются ее основные принципы структура построения
и задачи в части обеспечения устойчивости энергоси
стем

6-2. Функции АСДУ и ее место в АСУ «Энергия»

Материал данного раздела представляет собой глав
ным образом краткий обзор и некоторое развитие ряда
работ по научным и методическим основам кибернетиче
ского угр. явления энергетикой, разработок по созданию
АСУ «Энергия» и опыта аналогичных зарубежных раз-
работок ([12, 53] и др )

Под термином АСУ понимается система, включаю-
щая датчики, каналы связи, цифровые и аналоговые
ЭВМ, автоматические у стройства и устройства общения
человека с ЭВМ Эта система осуществляет сбор, пере-
дачу' и обработку информации, формирование чправ
ляющих воздействий и их реализацию (частично авто
матпчески и частично в виде советов персоналу)

Социалистическая система управления народным хо
зяйством характеризуется высоким уровнем цешрализа
цпи Это обстоятельство обусловило передовую роль
СССР как в организации п осуществлении иерархиче-
ской системы диспетчерского управления, так и в управ-
лении энергетикой в целом

Однако недостатки в развитии вычислительной тех
ники, отставание ее от запросов энергетики привели
к тому что в оснащении вычислительной и управляю
щей техникой энергосистемы СССР несколько отстают
от энергосистем США, Великобритании, Франции, Япо
ни При этом следует отметить, что научная, методи-
ческая, а в ряде случаев и практическая разработка
решения многих энергетических задач в СССР стоит
на наиболее высокой ступени.

Диспетчерские управления в США и ряде других
стран создаются лишь в последние годы. При этом они
проектируются с применением ЭВМ как для решения
задач планирования, так и для решения оперативных
задач Как правило схема управления строится на двух
машинной основе Одна цифровая ЭВМ занята, в основ-
300
ном, задачами планирования, а другая — задачами
управления При необходимости задачи планирования
снимаются и первая ЭВМ также подключается к реше-
нию задач управления Следует отметить, что задачи
обеспечения устойчивости в зарубежных АСДУ играют
меньшую роль чем в АСДУ для энергосистем СССР.
Объясняется это главным образом, тем, что в нашей
стране энергосистемы охватывают значительно боль-
шую территорию и тем, что строительство электри-
ческих сетей ведется более экономно, чем за рубежом
Однако в последние годы во многих зарубежных стра-
нах (в том числе и в США) вопросы устойчивости на
чали привлекать все большее внимание

Принципам построения, структуре и задачам АСУ
«Энергия» и АСДУ посвящены [53 155] и др В соот
ветствии с принятыми решениями АСУ «Энергия», соз
даваемая под руководством ЦДУ ЕЭС СССР, состоит
из двух, в основном автономных, АСУ, а именно управ-
ления энергетическим строительством и управления про
изводством, передачей и распределением энергии (АСУ
ПРЭ)

Последняя в свою очередь включает в себя подси-
стемы производственно-хозяйственного управления
(АСУ ПХ), автоматизированную систему диспетчерского
управления (АСДУ)

Создание АСДУ является важнейшей задачей, реше-
ние которой необходимо для дальнейшего развития ЕЭС
СССР и обеспечения надежного и экономичного элек
троснабжения народного хозяйства В то же время
АСДУ — наиболее подготовленная из всех подсистем
АСУ «Энергия», так как ее развитие основывается на
существующей иерархической системе диспетчерского
управления, оснащении энергосистем средствами автома-
тики, телемеханизации, связи и вычислительной тех-
ники Дальнейшее развитие АСДУ и АСУ «Энергия»
в целом должно основываться на комплексном исполь-
зовании средств автоматики телемеханики связи и вы
числительной техники Для создания АСУ «Энергия»
при ЦДУ ЕЭС СССР и территориальных ОДУ соору
жаются Главный и зональные управляющие вычисли-
тельные центры (УВЦ)

Оснащение УВЦ проектируется в следующем объеме
вычислительный комплекс (ВК) с мошными ЭВМ
третьего поколения, выполняющий основную часть рас-
четов для АСДУ и других подсистем АСУ ПРЭ, опера-
тивно информационный комплекс (ОИК), обеспечиваю-
щий в основном обработку и отображение информации
для оперативного управления режимов, система кана-
лов связи, телемеханики и аппаратуры передачи данных
для сбора информации

Основные функции АСДУ заключаются в оптимиза
ции режимов работы Единой энергосистемы СССР
с целью удовлетворения потребности народного хозяй
ства в электроэнергии при минимальных затратах В эти
затраты входят расходы иа производство электроэнер
гии, ущербы от нарушений электроснабжения потреби-
телей, от низкого качества энергии от повреждений или
ускоренного износа оборудования

Поскольку в настоящее время практически невоз
можно достаточно достоверно определить ущерб всех
трех категорий, то основной цетью АСДУ можно счи
тать удовлетворение потребности народного хозяйства
в электрической энергии при минимальных затратах иа
ее производство и распределение с соблюдением ограни
чений по устойчивости и надежности параллельной ра
боты энергосистемы и электроснабжения потребителей,
качеству энергии и при соблюдении заданных ограннче
ний режима работы оборудования

6-3 Структура и основные задачи АСДУ

Структура алгоритмов АСДУ строится па иерархи-
ческой основе в соответствии со структурой диспетчер-
ского управления по следующим признакам территори-
альному, временному, функциональному

При этом АСДУ разрабатывается для четырех тер-
риториальных уровней: единая энергосистема, объеди
ненная энергосистема, районная энергосистема, энерго-
объект (электростанция сетевой район)

Временная иерархия диспетчерского управления опре-
деляется следующими уровнями долгосрочное планиро-
вание (от недели до года), краткосрочное планирование
(от суток до недели), оперативное управление (от не-
скольких минут до суток) автоматическое управление
(в темпе процесса).

Первые три временных уровня АСДУ дают возмож
ность диспетчеру принимать наиболее правильные ре
шенпя, г с АСДУ работает при этом в режиме совет-
302
чика Последний уровень — автоматическое управле-
ние— исключает участие человека Следует отметить,
что по мере совершенствования АСДУ все большее чис-
ло задач будет включаться в сферу автоматического
управления

Все задачи, выполняемые АСДУ можно разделить
на три группы переработка исходной информации,
определение допустимой области управления и пара
метров настройки автоматики и релейной защиты, опти-
мизация режимов работы

Р1К 6 1 Структура алгоритмов АСДУ

На рис 6-1 показана трехмерная структура алгорит-
мов АСДУ, иллюстоиру ющая многообразие и сложность
их взаимодействия

Для решения одной и той же задачи на различных
иерархических уровнях (территориальных или времен
ных) могут потребоваться различные алгоритмы Все
алгоритмы объединены общей информационной базой
имеют общую систему отображения информации для
общения человека с машиной Результаты решения од
них задач могут быть использованы при решении дру
гих смежных задач или же решение ряда задач может
быть объединено в общий цикл с итеративным определе-
нием общего решения
Задачи обеспечения устойчивости являются значи-
тельной частью всех задач и решаются, в основном, прн
долгосрочном планировании на верхних территориаль
них уровнях. Однако следует подчеркнуть, что решение
задач обеспечения устойчивости при оперативном и
автоматическом управлении является наиболее важным
для безаварийной работы энергообъединеиий и должно
иметь приоритет по отношению к другим задачам

Создание АСДУ для ЕЭС СССР является весьма
трудоемкой задачей В настоящее время в СССР име-
ется более 10 объединенных энергосистем и около
100 районных энергосистем, в каждой из которых на
считывается несколько десятков энергообъектов С уче-
том большого объема работы и трудностей в обеспече-
нии вычислительной и информационной техникой и
в освоении техники и математического обеспечения
предполагаются три этапа работ по созданию АСДУ

На первом этапе ЭВМ второго поколения использу-
ются для планирования режимов ЕЭС и ОЭС Опера-
тивное и автоматическое управление осуществляется без
применения ЭВМ с помощью устройств автоматиче-
ского регулирования, противоаварийной автоматики, те-
лемеханики и связи.

На втором этапе, который должен быть закончен
к концу7 70 х годов, применение ЭВМ третьего поколе-
ния и современных средств сбора и обработки инфор-
мации позволит использовать АСДУ в режиме советчика
диспетчера при оперативном управ тении, улучшить ре-
шение задач планирования режимов и начать введение
ЭВМ для задач автоматического управления При этом
следует отметить, что внедрение ЭВМ для оперативного
управления начнется с верхнего территориального уров
ня иерархии, а для автоматического управления — с от-
дельных энергообъектов

На третьем этапе (после 1980 г ) будет осуществлен
постепенный переход к использованию ЭВМ третьего
поколения для решения задач планирования и управле-
ния на всех территориальных и временных уровнях

6-4. Задачи АСДУ в обеспечении устойчивости
энергосистем

В отечественной и зарубежной литературе высказы-
вается общее мнение, что применение АСУ особенно
эффективно в тех случаях, когда перед этой системой
304
ставятся задачи, существенно отличные от тех, которые
до этого времени решались человеком Поэтому иа
АСДУ в первую очередь следует возлагать те задачи,
решение которых вызывает наибольшие затруднения
у персонала

Задачи обеспечения устойчивости энергосистем при
долгосрочном планировании режима являются в значи-
тельной степени традиционными При решении этих за-
дач заданными, как правило, являются схема энергоси-
стемы и ее нагрузки и требуется определить максималь-
но допустимые по условиям устойчивости режимы рабо-
ты, состав оборудования и уставки противоаварийной
автоматики В ряде случаев состав оборудования или
автоматика также являются заданными В других слу
чаях (таких случаев в эксплуатации мало) требуется
сравнить по условиям у< тойчивости различные схемы
энергосистемы. При проектировании энергосистем ряд
задач обеспечения устойчивости близок к задачам экс-
плуатационным (эго прежде всего относится к выбору
режимных принципов автоматики) Ряд других задач,
таких как разработка средств компенсации параметров
электропередач для повышения ее устойчивости, обосно-
вания требований к оборудованию (генераторам, транс-
форматорам и т п), существенно отличаются от экс-
плуатационных задач и в данной работе не рассматри-
ваются.

Имеется почти десятилетняя практика использования
ЭВМ второго поколения для решения эксплуатационных
задач устойчивости и аналогичных проектных задач
Используемые при этом методы, алгоритмы и програм-
мы непрерывно совершенствуются и внедряются все
в большем числе ОД1у и энергосистем Следует отметить,
что решение задач устойчивости при дотгосрочном пла-
нировании режимов необходимо в основном на верхних
ступенях территориальной иерархии (ЦДУ ЕЭС, ОДУ
и некоторые энергосистемы)

Весьма важной особенностью решения задач устой-
чивости при долгосрочном планировании режимов явля-
ется органическое сочетание экспериментальных и рас-
четных методов. Многолетняя практика выполнения та-
ких комплексных работ показала, что только при по-
стоянной ориентации на сочетание опытов и расчетов
можно добиться достаточно точного определения преде
лов устойчивости Объясняется это тем, что на устойчи-
личных предложений При этом на расчеты, сопоставле-
ние вариантов и их обсуждение могут быть затрачены
недели и месяцы При оперативном управлении режи-
мом дежурный диспетчер, как правило, не имеет воз
можности затратить на подготовку и принятие оешений
более нескольких минут Возможность для квалифици
рованных консультаций у него также весьма ограничена
В этом отношении особенно острым является положение
диспетчера в аварийных ситуациях, когда не хватает
времени ни па всестороннее обдумывание принимаемых
решений, ни на консультации со специалистами

Для того чтобы разработать такой порядок приия
тия диспетчером решений при оперативном управлении
режимом, который обеспечивал бы оптимальную или
субоптимальную стратегию его действий, необходимо ис-
пользовать кибернетический подход, так как в этой за-
даче тесно взаимосвязаны энергосистема как объект
управления, вычислительная техника, средства передачи
и приема информации диспетчером, общения персонала
с ЦВМ, ввода информации в ЦВМ и средства управле-
ния энергообъектами. При этом главнейшим элементом
этой кибернетической системы является персонал и его
психические и физические возможности которые, в ос-
новном, определяют максимальное быстродействие си
стемы

Здесь не рассматриваются все аспекты этой пробле
мы, так как она решается совместно большим коллек-
тивом специалистов, а лишь анализируется тот круг за
дач, который связан с разработкой методов, алгоритмов
и программ для помощи диспетчеру в обеспечении
устойчивости режимов в условиях оперативного управ-
ления При этом считаются заданными психические и
физические возможности персонала и выдвигаются тре-
бования к техническим средствам для решения этих
задач

Общей тенденцией дальнейшего совершенствования
диспетчерского управления должна быть постепенная
передача функций управления (в первую очередь по
обеспечению устойчивости) автоматическим системам
Целесообразность такой тенденции обусловлена тем, что
решение задачи обеспечения устойчивости в аварийных
условиях требует от человека больших психических пере
грузок, при которых создаются предпосылки ошибочных
действий Это положение подтверждается многочислен
ними примерами, наблюдаемыми при авариях в энерго-
системах Естественно, что переход к автоматическому
управлению аварийными процессами осуществляется и
будет осуществляться по этапам, которые определяются
научной и технической подготовленностью и технико-эко-
номической целесообразностью передачи части функций
диспетчера автоматическим системам

Рассмотрим с указанных позиции диспетчерское
управление в части задач устойчивости и выделим те из
этих задач, которые в ближайшее время целесообразно
решать с помощью АСДУ при оперативном управлении
Оценка эффективности такого решения рассмотрена
в следующем параграфе

В настоящее время диспетчер при ведении режима
системы учитывает ограничения по устойчивости, кото
рые даются ему в виде инструкции (максимальные по-
токи мощности по основным линиям электропередачи и
минимальные напряжения в основных узлах системы)
Изменения схемы системы — плановые или аварийные
отключения различных ее элементов (генераторов,
трансформаторов, линий, устройств релейной защиты и
автоматики) влияют на ограничения по устойчивости
Изменение этих ограничений также отражается в ин-
струкциях в тех случаях, когда оно существенно Как
указывалось в предыдущих главах, для определения
ограничений по устойчивости, вносимых в инструкции,
и выбора эффективной противоаварийной автоматики
службы режимов ЦДУ ОДУ и в ряде случаев энерго
систем выполняют расчеты устойчивости, дополняя их
системными испытаниями Эти расчеты выполняются,
как правило, 2 раза в год (на зимний и летний перио-
ды), т е на уровне долгосрочного планирования В ЦДУ
и ряде ОДУ имеется тенденция выполнять также рас-
четы устойчивости при краткосрочном планировании
При таких расчетах рассматриваются нормативные рас-
четные возмущения [130], которые корректируются в со-
ответствии с местными условиями

Такая система учета ограничений, обусловленных
\словпями устойчивости имеет ряд недостатков

возникновение в эксплуатационных условиях таких
ситуаций, которые не предусмотрены инструкциями.
В этих случаях действия персонала, не имеющего
возможности правильно оценить устойчивость систе
мы могут привести к ее нарушению Нарушения устой
чивости вследствие этого имеют место достаточно часто,
ограничения по условиям устойчивости меняются
в значительной степени при изменении схемы и режима,
но учесть все эти изменения в инструкциях практически
невозможно Поэтому ограничения в инструкциях опре
деляются для наиболее неблагоприятного сочетания ре
жимов и схем, вследствие этого для большинства имею
щих место условий запас устойчивости избыточен Это
обстоятельство не позволяет во многих случаях иметь
экономичный режим, а иногда приводит к излишнему
ограничению потребителей или сливу воды на ГЭС,

ввод и вывод из действия и изменение уставок про
тивоаварийной автоматики осуществляется персона
лом в соответствии с инструкциями Поэтому в некото
рых аварийных ситуациях такая автоматика не обеспе-
чивает сохранения устойчивости (в то время как прин
ципиально такая возможность имеется), а в других слу
чаях не позволяет иметь более экономичные режимы,

обычные расчетные возмущения на основании кото-
рых определяются ограничения по устойчивости, приня-
ты на основе обобщения опыта эксплуатации. В норма
тивном документе [130] предусмотрена некоторая гиб
кость, позволяющая изменять расчетные возмущения
в зависимости от ущерба, вносимого ограничениями по
устойчивости (слив воды на ГЭС ограничения потреби
телей и т п ), и от ущерба, вызываемого нарушением
устойчивости, однако использовать эту гибкость в уело
виях эксплуатации трудно Особенно эта трудность воз
растает, когда требуется оперативно решить, при каких
расчетных возмущениях для ремонтной схемы должен
быть устойчив режим Связано это с гем, что в этом
случае при определении возможного ущерба при наруше-
нии устойчивости вследствие тех или иных возмущений
необходимо учитывать вероятность возникновения этих
возмущений в течение времени существования расчетной
схемы и режима

Рассмотренные недостатки существующей диспетчер
ской практики решения задач устойчивости можно пы
таться устранить в рамках АСДУ двумя путями услож
нять диспетчерские инструкции, увеличивая в них ко
личество различных сочетаний схем и режимов, и закла-
дывать эти инструкции в память управляющей машины
В этом случае по запросу диспетчера ему должен да
ваться ответ на вопрос, устойчив ли намеченный на
определенную длительность режим в данной схеме,
а если нет, то какие должны быть ограничения режима
и какие изменения в противоаварийной автоматике, гать
диспетчеру возможность получать ответ на тот же во
прос путем выполнения па управляющей машине всех
необходимых расчетов для данной конкретной ситуации,
т е переходить к управлению с моделью

С точки зрения простоты действий диспетчера эти
пути одинаковы, так как информация вводится в ЦВМ
автоматически, а действия диспетчера в обоих случаях
одинаковы причем независимо от диспетчера может вы-
полняться периодический анализ устойчивости сущест
вующего режима с выдачей ему, если это требуется, со-
ветов по изменению противоаварийной автоматики и
изменению режима системы

С точки зрения тех, кто должен готовить инструкции,
закладываемые в память ЦВМ, первый путь значительно
тяжелее второго, поскольку составить инструкции на
все возможные сочетания схем и режимов даже теорети-
чески невозможно а если еще учесть необходимость
вероятностного подхода при определении расчетных воз
мущений для ремонтных схем, го задача еще более
усложняется. Следовательно, от «инструкций», заклады-
ваемых в память ЦВМ, невозможно получить такие же
«у иные» советы в части оценки устойчивости и мер по
ее улучшению, как это можно ожидать от управления
с моделью, т е от расчета для конкретной схемы и ре-
жима Таким образом, второй путь — управление с мо-
делью представляется лучшим

Для оценки устойчивости намеченного режима тре-
буется, как минимум, определить, достаточен ли запас
статической и синхронной динамической устойчивости
Для оценки достаточности запаса статической устойчи-
вости системы, имеющей около 100 узлов и 30 генера
торов, требуется примерно 0,5—1 ч машинного времени
на ЭВМ типа М-220 (при использовании существующих
программ) Примерно такое же время необходимо для
одного расчета переходного процесса при к з Чтобы
оценить уровень устойчивости системы, необходимо про-
вести несколько десятков расчетов переходных процес-
сов т е решение задачи займет несколько десятков ча-
сов, что неприемлемо Таким образом, возможности при-
меняемых в настоящее время ЭВМ средней мощности
и используемых програглм не позволяют достаточно бы-
Стро выполнять оценку устойчивости по запросу диспет-
чера Однако возможность проведения таких расчетов
появляется при использовании машин третьего поколе-
ния, имеющих достаточное быстродействие Таким обра-
зом, оба пути имеют свои преимущества и недостатки,
и в настоящее время, по-вндимому, целесообразно раз-
вивать и то и другое направление

Для создания АСДУ при использовании обоих путей
необходим практически один и тот же комплекс алго
ритмов и программ, который требуется разработать
в кратчайшие сроки Эти алгоритмы должны позволить
определять а) запас статической устойчивости (или
достаточность этого запаса), б) запас динамической
синхронной или результирующей устойчивости (или до-
статочность этого запаса), в) управляющие воздействия,
оптимальные по условиям повышения устойчивости,
г) уставки противоаварийной автоматики, близкие к оп-
тимальным (субоптимальные) по условиям устойчиво
сти, д) изменения режима, необходимые для работы
с заданным запасом устойчивости, е) уровень надежно-
сти режима1, ж) расчетные аварии, при которых уро-
вень устойчивости режима, имеющего заданную дли-
тельность, близок к оптимальному

Алгоритмы «а» и «б» будут разработаны в первую
очередь; «в», «г» и «д» — во вторую, а «е» и «ж» —
в последнюю очередь Такая последовательность разра-
боток определяется и состоянием научных исследований
и тем, что последующие задачи не могут решаться до
тех пор, пока не решены задачи предшествующие

Решение указанных задач при оперативном управле-
нии режимом даст возможность персоналу уточнить
ограничения по устойчивости и уставки противоаварий-
ной автоматики при внеплановых изменениях схемы и
режима энергосистем. Кроме того, диспетчер получит
возможность оценивать последствия своих действий по
изменению схемы и режима и определять, как нужно
изменить режим или противоаварийную автоматику, что-
бы можно было выполнить требуемые изменения в схе-
ме. Решение этих задач может выполняться по запросу
персонала в тех случаях, когда текущий режим вы-

1 Хотя методы оценки надежности энергосистем еже лишь раз-
рабатываются в ряде организаций [113 151, 153], их быстрейшее
использование может дать существенный эффект
ходит на ограничения по устойчивости, и при выходе на
ограничения по устойчивости намеченного режима при
его оптимизации

6-6. Оценка эффективности оперативного решения задач
устойчивости с помощью АСДУ

Эффективность решения задач устойчивости с по-
мощью АСДУ определяется тремя факторами: уменьше-
нием недооценки запасов устойчивости, предотвращени-
ем системных аварий, вызванных переоценкой запасов
устойчивости, возможностью оптимизации уровня устой-
чивости с учетом вероятности возникновения возмуще
ний в течение времени существования регкима

Оценим возможную эффективность оперативных рас-
четов устойчивости в АСДУ, обусловленную уменыпени
ем недооценки запасов устойчивости При определении
предельных значений передаваемых мощностей в слож-
ной энергосистеме часто приходится предусматривать
увеличенный запас устойчивости, чтобы не изменять
ограничения при изменениях режима или схемы в со
седних частях системы Эти дополнительные запасы
можно в среднем на основании опыта эксплуатации оце-
нить примерно в 10% Экономичные режимы ОЭС, как
правило, выходят на ограничения по устойчивости в ка-
ких либо частях эиергообъединения Оперативное уточ-
нение этих ограничений за счет применения АСДУ мо-
жет дать экономический эффект до нескольких миллио-
нов рублей в год

В энергосистемах происходит ежегодно несколько
нарушений устойчивости, часть которых, обусловленная
тем, что возникали ситуации, не предусмотренные
инструкциями, могла бы быть предотвращена, если
у диспетчера была бы возможность для оперативной
оценки уровня устойчивости и определения необходимых
изменений в противоаварийной автоматике Анализ этих
нарушений устойчивости показывает, что можно было
бы с помощью АСДУ предотвратить в среднем не меиее
нескольких таких нарушений в год При этом можно
было бы предотвратить недоотпуск электроэнергии и со
ответствующий ему ущерб, оцениваемый также в сотнях
тысяч рублей в год.
6-7 Иерархия и эквивалентирование при оперативном
решении задач устойчивости

В данной главе рассматриваются лишь те аспекты
иерархического построения АСДУ, которые имеют значе-
ние для оперативного решения задач устойчивости При
этом следует учесть, что для долгосрочного планирова
ния вопросы построения иерархической структуры и
обусловленных этой структурой эквивалентных схем не
имеют такого значения, какое они имеют для оператив-
ного управления

Поскольку иерархия АСДУ решающим образом
влияет на потоки информации (т е. на всю сеть теле-
каналов, каналов связи и т п), определение иерархиче-
ской системы и ее развития является одним из важней-
ших вопросов создания АСДУ Наиболее вероятный
вариант схемы иерархической структуры АСДУ показан
на рис 6-2. Эта схема построена на базе существующей
схемы диспетчерского управления с учетом перспективы
развития энергосистем В соответствии с этой структу
рой определены эквивалентные схемы ЕЭС СССР (для
верхнего уровня иерархии) п отдельных ОЭС (для сред-
него уровня иерархии)

Эти эквивалентные схемы были составлены исходя
из следующих соображений' отражать системы необхо-
димо с достаточной полнотой, чтобы с помощью этой
схемы можно было контролировать устойчивость энерго
системы в той ее части которая соответствует данному
уровню иерархии, эквивалентная схема должна содер
жать по возможности меньше элементов, не относящих
ся к данному уровню иерархии, схема должна быть до-
314
Статочно гибкой, чтобы можно было легко учесть
ремонты пиний и основного оборудования, ввод в экс-
плуатацию новых элементов, демонтаж или замену обо
рудования, эквивалентная схема сеги меньшего объема
составляется на основе схемы большего объема за счет
исключения узлов, несущественных для данного уровня
иерархии

При создании эквивалентных схем можно было идти
по двум путям первый — автоматизированное эквива-
лентирование, представляющее возможно более полную
схему (охватывающую несколько уровней иерархии)
в виде схемы заданного объема, второй — предваритель-
ная разработка эквивалентной схемы, в которой меня-
ются некоторые параметры эквивалентных элементов
В настоящее время более выгодным является второе ре
шение, так как оно требует передачи по телеканалам
меньшего объема информации, поскольку эквивалент
ные параметры для схем верхнего уровня иерархии б\
дут определяться на нижней ее ступени

Для оценки объема эквивалентных схем, которые це-
лесообразно использовать в расчетах устойчивости, были
составлены несколько вариантов схем ЕЭС СССР, ОЭС
Центра, Юга, Сибири и др на уровень 1975—1980 гг
Эти схемы являются лишь первым приближением и дол-
жны уточняться при последующей проработке Каждая
ОЭС представлена в ЦДУ своей эквивалентной схемой
При этом окраинные ОЭС (Средняя Азия, Сибирь и др.)
представлены в схеме ЕЭС весьма грубо (не более не
скольких узлов и генераторов), а остальные ОЭС пред
ставлены солее подробно (15—30 узлов, 5—10 генера-
торов)

Для расчетов устойчивости целесообразно иметь не
сколько вариантов схемы, имеющих меньший объем,
каждый из которых позволяет определять устойчивость
лишь для возмущений в определенном районе При этом
изменения основной схемы и ее режима должны пере
считываться для эквивалентных схем меньшего
объема Е

С точки зрения упрощения структуры АСДУ, просто
ты ее работы и обмена информацией между ее частями
желательно иметь одну и ту же эквивалентную схему

1 Эквивалентные схемы, используемые при долгосрочном плайя
ровании п оперативном управлении, естественно будут иметь раз
личную степень подробности
Как для анализа устойчивости, так и для оптимизации
установившихся режимов Анализ вариантов таких схем
показал, что увеличение их объема не оказалось чрез-
мерным.

Гибкость схем, требуемая для учета ремонтов, до-
стигается за счет отключения тех или иных ветвей или
изменения сопротивлений, эквивалентирующих несколь-
ко элементов схемы-оригинала

При вводе в энергосистеме новых линий, электро-
станций и т п в эквивалентной схеме производится ли-
бо изменение отдельных ее параметров (если новые
элементы несущественны для данного уровня иерархии),
либо меняется конфигурация и объем этой схемы Изме-
нение параметров элементов схемы или отключение ее
элементов выполняется оперативно по мере надобности
(несколько раз в день или час), а изменение ее объема
и конфигурации значительно реже (несколько раз
в год).

6-8. Структурная схема АСДУ в части решения задач
устойчивости

Структурная схема решения задачи устойчивости
с помощью АСДУ при оперативном управлении и те
кущем планировании режима изображена на рис. 6 3
Эта схема является лишь одним из возможных вариан-
тов, с которых целесообразно начать работу, поскольку
окончательная схема должна быть определена с учетом
связи этой части АСДУ с остальными ее частями и иа
основе результатов опытной эксплуатации отдельных
программ и их комплексного использования

На этой схеме функции блоков следующие

1	— задание диспетчером режима работы АСДУ, где
1а — периодический контроль достаточности запаса
устойчивости существующего режима, 16— контроль за
паса устойчивости существующего режима по запросу,
1в — контроль запаса устойчивости намеченного режи-
ма, 1г — определение изменений уставок противоаварий-
ной автоматики для существующего или намеченного ре-
жима, 1д — определение изменений режима для обеспе-
чения необходимых запасов устойчивости,

2	— задание диспетчером изменений существующей
схемы, автоматики и режима, время, 3 — телеинформа-
ция о состоянии сети и оборудования, значениях эквива-
316
Рис 6 3 Структурная
схема решения задач
устойчивости с по-
мощью АСДУ при опе-
ративном управлении
и текущем планирова-
нии
Лентных параметров, коэффициентах трансформации и
уставках автоматики,

4	— телеизмерение напряжений, активных и реактив-
ных мощностей;

5	— телеизмерение векторов напряжений нескольких
контрольных точек,

б	— напряжения, активные и реактивные мощности,
нагрузки и коэффициенты трансформации из программы
оптимизации режима,

7	— вывод информации диспетчеру, где 7а— сигна-
лизация исправной работы, точного счета и достаточ
ности запаса устойчивости, 7б — сигнализация недоста
точности запаса устойчивости (часть системы, возмуще
ния) 7в — советы по изменению противоаварийной авто-
матики, 7г — советы по изменению режима,

8	— вывод информации (ограничения по устойчивости
и изменения режима) в программу оптимизации ре
жима,

9	— управляющая программа,

10—эквивалентная схема сети (и ее параметры),

11— возмущения (места и виды к з и т п);

12—задание способа утяжеления режима,

13	— расчет исходных данных и расчет переходного
процесса,

14	— оценка запаса статической устойчивости,

15	— оценка синхронной динамической устойчивости,

16	— оценка ресинхронизации;

17	— уставки автоматики;

18	— прогноз режима,

19	— оценка точности режима,

20	— определение изменений уставок автоматики,

21	— определение изменений режима,

22	— определение ограничений по устойчивости,

23	— определение уровня надежности,

24	— определение расчетных возмущений при опти-
мальном уровне надежности

Рассмотрим для примера работу АСДУ в одном из
характерных режимов — контроля запаса устойчивости
существующего режима

В блоке 1 выбирается данный режим и передается
команда в блок 9 на соответствующую программу управ
ления, блок 9 подключает блоки 3 и 4, сообщающие
телеинформацию о состоянии сети (схема, режим, устав-
ки автоматики) к блокам 10, 13 и 17, после чего в бло-
ке 13 определяется установившийся режим Этот режим
сопоставляется с режимом системы оригинала в блоке
19 по углам между векторами напряжения в основных
узлах схемы Для телеизмерения этих углов в системе
предназначен блок 5 При достижении удовлетворитель-
ной точности диспетчер получает сигнал (блок 7),
а управляющая программа через блок 12 производит
утяжеление режима Затем в блоке 13 происходит опре-
деление нового установившегося режима и оценка его
устойчивости Если вновь полученный режим устойчив,
то блок 14 через блок 7 сообщает диспетчеру о доста-
точности запаса статической устойчивости, а управляю
щая программа восстанавливает исходный режим, при
котором выполняется расчет динамической устойчивости
При этом блок 11 последовательно создает заранее за-
данные возмущения, блок 13 выполняет расчет переход
кого процесса, а блок 15 оценивает результат расчета
Оценка результата сообщается диспетчеру

Аналогичным образом можно проследить работу схе
мы в других режимах

По описанной структурной схеме составлено техни
ческое задание на комплекс программ для решения за-
дач устойчивости энергосистем при оперативном управ
лении В соответствии с этим заданием во ВНИИЭ раз
работай комплекс программ для ЭВМ типа ЕС 1030
Внедрение этих программ в ЦДУ ЕЭС СССР ведется
с 1975 г

Рассмотрим несколько практических вопросов, свя-
занных с точностью и быстротой оперативного решения
задач устойчивости и практической реализации алгорит
мов для решения этих задач

Решение задач устойчивости требует различной точ
ности в зависимости от того, насколько близок режим
к пределу/ устойчивости По-вчдимому, никогда запас
статической устойчивости в системе не должен быть
меньше 5—10% [130]. Определение этого запаса будет
вполне удовлетворительным если предел устойчивости
определен с точностью 2-3% или даже 5% Однако
такая точность требуется далеко не всегда, поскольку
большая часть систем как правило работает со значи-
тельными запасами устойчивости Точность расчетов ди-
намической устойчивости (в том числе пределов дина-
мической устойчивости) обычно не требуется большей,
чем для расчетов статической устойчивсти Сопоставле-
ние расчетов устойчивости с результатами системных
испытаний, неоднократно выполнявшееся ВНИИЭ, ЦДУ,
ОДУ и другими организациями показывает что такая
точность вполне достижима, причем основным источни-
кам погрешностей в определении пределов устойчивости,
как правило, являются погрешности в определении па-
раметров системы и погрешности эквивалентирования,
а не погрешности расчета

Как уже указывалось, для оперативного решения за
дач устойчивости требуется большая скорость расчетов
Для того чтобы получить требуемую скорость расчетов
на ЭВМ третьего поколения, которыми эиергообъедине
ния предполагается оснастить в ближайшие годы, пред
полагается использовать в первую очередь следующие
направления упрощенное представление элементов энер
госистемы, существенное эквивалептпровапие энергоси-
стемы

Возможность и целесообразность такого подхода тре
буют пояснений, так как для получения большей точно
сти, казалось бы, необходимо моделировать элементы
энергосистемы возможно более полно и не прибегать
к эквивалентированию схемы

Изучение процессов в энергосистеме при решении за
дач долгосрочного планирования, при котором все эле
менты могут быть представлены значительно полнее и
результаты сопоставлены с экспериментом, дает воз
можность упрощенного представления энергосистем и
определения конфигурации эквивалентных схем, позво
ляет использовать эти направления без существенного
понижения точности расчетов Таким образом, при дол
госрочном планировании уточняются модель энергоси
стемы, структура, конфигурация, а при суточном плаип
ровании п оперативном управлении уточняются параме
тры схемы и режима При таком подходе, по-видимому,
можно будет обеспечить и быстроту и точность решения

Определение запаса статической устойчивости энерго
системы в том или ином режиме ее работы является
одной из основных задач При этом нс всегда иеобходи
ио определять величину этого запаса, а достаточно лишь
знать, что есть запас, равный нормируемому по [130]
или больший В настоящее время, как указывалось hoi
общепринятых методов, алгоритмов и программ, которые
позволили бы однозначно дать ответ ча этот вопрос
Определение запасов устойчивости выполняется обычно
путем расчета нескольких режимов при постепенном их
утяжелении При этом и в том, как производить утяже-
ление режима, и в том, как определять запас устойчи-
вости, нет единого подхода Поэтому при решении этой
задачи при оперативном управлении предполагается
предусмотреть различные возможности утяжеления ре-
жима’

увеличение мощности в одной группе электростанций
с одновременным уменьшением мощности на ту же ве-
личину в другой группе при заданном долевом участии
электростанций с учетом диапазонов изменения их мощ-
ности;

изменение э д с части (или всех) эквивалентных
генераторов

Является лн утяжеленный режим устойчивым, можно
определить, используя различные разработанные алго-
ритмы [174, 176, 180 и др.]. Проверка достаточности
запаса статической устойчивости может выполняться
следующим образом При заданном способе утяжеления
режима, способе определения запаса устойчивости и се-
чении, для которого проверяется запас устойчивости
(или запас по мощности), производится утяжеление ре-
жима на величину, определяемую нормативным запасом
Если полученный при этом режим устойчив, значит име-
ется требуемый запас

Определение синхронной динамической устойчивости
какого-либо режима выполняется на основе анализа
переходного процесса в системе после возмущения Ме-
сто, виды и длительность возмущения определяются за-
ранее на основании инженерных соображений и сущест-
вующих нормативов [130] Возмущения, опасные в одном
режиме, часто не опасны в других режимах, поэтому
в каждом конкретном режиме нет необходимости выпол-
нять расчеты для всего набора расчетных возмущений.
Для каких возмущений следует выполнять расчеты,
можно определить с помощью системы неравенств, свя-
зывающих углы между векторами э д с в исходном
режиме и расчетные возмущения Эта система нера-
венств тем ближе ограничивает зону устойчивых режи-
мов, чем больший опыт расчетов накоплен по данной
схеме.

Для уточнения ограничений по устойчивости, исполь-
зуемых при оптимизации режима, расчетные аварии
должны быть определены заранее (при долгосрочном
планировании)

Для определения пределов синхронной динамической
устойчивости для проверки достаточности запасов устой-
чивости может осуществляться утяжеление режима или
возмущение несколькими способами изменением пото
кораспределения заданным образом, уменьшением всех
или части э д с в заданном отношении, увеличением
длительности к з, уменьшением сопротивления шунта
к. з

Для расчета переходного процесса предполагается
использовать наложенный в приложении безытератив-
ный метод.

Разрабатываемые алгоритмы должны включать кри-
терии, в соответствии с которыми по характеру переход-
ного процесса определяют, сохраняется или нарушается
синхронная динамическая устойчивость В них должны
быть также заложены возможности учета в минимально
необходимом объеме действия регуляторов скорости, ре-
гуляторов возбуждения и различной противоаварийной
автоматики

Указанные возможности должны позволить выпол-
нять расчет переходного процесса для нескольких цик-
лов синхронных качаний В ряде случаев при оператив-
ном управлении может потребоваться решение вопроса
о том, обеспечивается или нет результирующая устойчи-
вость Выполнение таких расчетов является более слож-
ным и длительным процессом Предполагается, что та-
кие расчеты можно будет выполнять лишь на II и III эта-
пах развития системы оперативного решения задач
устойчивости

Определение изменений режима системы, необходи
мых для того, чтобы запасы устойчивости имели задан-
ную величину, может производиться следующим обра
зом Если математическая модель системы неустойчива
при том или ином возмущении, то при этом одна группа
генераторов ускоряется, а другая замедляется Для того
чтобы режим был устойчивым, должны быть уменьшены
углы между векторами напряжения этих групп генера-
торов Изменение режима в этом направлении можно
выполнять различными способами выбрать наиболее
экономичный вариант изменения режима или, что более
просто, изменить заданное распределение мощностей
между генераторами
Оперативное решение задач устойчивости в АСДУ
должно выполняться одновременно с решением других
задач, необходимых для управления режимом энергоси
стем, причем для расчетов устойчивости требуется по
лучение данных из следующих программ.

расчета установившегося режима, расчета шунтов
к з , оптимизации и расчета режима по активной н ре-
активной мощности, прогнозирования нагрузок, перера
ботки оперативной информации

Необходим вывод информации к диспетчеру, к инже
веру по режиму, в программу оптимизации режима

Весьма важным обстоятельством, определяющим
сложность стыковки, является вид эквивалентных схем,
применяемых в задачах устойчивости и соседних зада-
чах

Как указывалось выше, в настоящее время во
ВНИИЭ и ВЦГТУ по заданию и при участии ЦДУ ЕЭС
ведется разработка методов, алгоритмов и программ для
оперативного решения задач устойчивости АСДУ Сле-
дует отметить, что в этой опытно промышленной АСДУ
еще не будут решаться задачи оптимизации уставок
противоаварийной автоматики, оптимизации уровня
устойчивости и оценки надежности Разработка всего
комплекса методов, алгоритмов и программ является
весьма большой и трудоемкой задачей Для ее решения
предполагается сотрудничество ряда организаций
(ВНИИЭ, МЭИ, СЭИ, ИЭД АН УССР, ЭНИН) Это
относится прежде всего к разработке методов эквива-
лентирования, вероятностной оценке уровня устойчиво-
сти и оптимизации выбора управляющих воздействий
П риложение

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИХ ПЕРЕХОДНЫХ
ПРОЦЕССОВ В УПРАВЛЯЕМЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
С ПОМОЩЬЮ ЭВМ

Усложнение структуры электрических спетом и увеличение оспа
щенности средствами автоматики решающим образом влияет на ре
жимы этих систем и приводит к значительному увеличению ооъема
исследований и расчетов, связанных с выявлением условий работы
энергосистем при нарушениях нормального режима и определением
эффективного управления переходными процессами. Исследуемые
процессы в многомашинных схемах описываются нелинейными диф
ференциальиымп уравнениями высокого порядка, для которых не
имеется общих методов аналитического решения До недавнего вре
мени решение этих уравнений производилось вручную с помощью
приолиженных, подчас весьма громоздких численных методов. Одна
ко при таких методах анализа практически невозможно было удо
влетворить запросы проектирующих, эксплуатирующих и научно
исследовательских организации, поэтому потребовались новые мето
ды и средства анализа. Такими средствами явились физические
модели, аналоговые и цифровые вычислительные машины. Появление
этих новых средств потребовало создания методики их использова
ния для исследований электромеханических процессов Этим вопро
сам посвящается обширная литература ([22, 17, 76, 77] и др.), в ко-
торой отражены различные аспекты этой проблемы В настоящем
разделе рассматриваются лишь те вопросы, которые важны для ре
шения задач управления, обеспе ывающего устойчивость энергообъ
единений сложной структуры

При решении этих задач практически всегда приходится упро
щать систему исходных дифференциальных уравнений. Упрощая
исходные уравнения, обычно идут двумя путями Во-первых, свора
чивают схему, сокращая число электрических машин, линий и дру
гих элементов схемы При этом объединяют (эквивалентируют) те
генераторы (а также двигатели, линии или другие элементы), о ко
торых заведомо известно, что при исследуемых явлениях они ведут
себя одинаково и их объединение не влечет за собой изменения
качественной картины явлений или появления слишком больших по
грешностей Во-вторых, упрощают дифференциальные уравнения,
описывающие различные элементы. При этом, естественно, пренебре
гают некоторыми сторонами явлений, которые не играют существен
ной роли при решении данной задачи.

В целом упрощение исходных уравнении имеет целью получить
такую систему уравнений, которая облегчает расчеты и дает воз
мощность получить достаточно надежные н практически ооозримые
324
результаты, по превышая возможностей располагаемых расчетных
средств.

Применение тех или иных упрощении часто бывает недостаточно
строго обосновано математически, но тем не менее дает вполне удо
влетворительные результаты, причем основанием для принятия таких
упрощений служат инженерная интуиция, опыт аналогичных расче
тов или расчетов по более полным уравнениям и анализ результатов
эксперимента Прн решении рассматриваемых задач используются
различные дифференциальные уравнения, которые с большей ити
меньшей полнотой описывают исследуемые процессы. В зависимости
от принятых допущений ниже применяются в основном стедующле
системы записи уравнений:

принимается постоянство э. д. с., обычно переходной Все сопро
тпвлепия (в том числе сопротивления нагрузок) считаются линейны
ми. Магнитная и электрическая нссимметрия синхронных машин не
учитывается При таких допущениях из системы уравнений могут
быть исключены токи и получены уравнения движения. При этих
допущениях исследуются устойчивость энергосистем, действие авто
матики и асинхронные режимы в тех случаях, когда влияние регуля
торов возбуждения может быть учтено введением постоянной э д с
за некоторым сопротивлением, а характеристики нагрузки не влияют
на результаты. Регуляторы скорости турбин при этом могут быть
учтены сколь угодно полно,

часть системы, удаленная от места возникновения возмущения,
описывается уравнениями движения Вращающиеся машины, распо
тоженные вблизи места возникновения возмущений, описываются
более полными уравнениями (с учетом регулирования возбуждения,
переходных процессов в роторе нт д). Нагрузка в зависимости от
ее влияния на исследуемые процессы может быть представлена в ви
че постоянного сопротивления или постоянной мощности, своими
статическими или динамическими характеристиками или в виде экви
валентных двигателей (асинхронных или синхронных)

Применение аналоговых машин (А.ВМ) существенно расширяет
возможности расчетов переходных электромеханических процессов
в управляемых электрических системах однако для схем, в которых
число узлов измеряется сотнями а число эквивалентных генерато
ров — десятками нецелесообразно использовать ЭВМ Обусловлено
это тем что при таких сложных схемах решение задачи на АВМ тре
бует значительного числа решающих элементов в результате чего
резко снижается надежность получаемых результатов а разветвлен
ная сеть даже в случае использования специализированных АВМ,
делает работу весьма сложной и трудоемкой. ЭВМ позволяет вести
расчеты для большого числа машин и сложной сети с высокой сте-
пенью полноты и точности их математического описания. Уже в на-
стоящее время основные проектные и эксплуатационные расчеты
устойчивости многомашинных систем выполняются на ЭВМ, и их
использование в будущем будет все больше увеличиваться

Существует большое число работ, в которых рассмотрены
различные методы и алгоритмы для расчета электромеханических
переходных процессов в электрических системах ([1, 2, 22, 28 76,
78, 168, 174] и др.).

Значительный вклад в разработку методов использования ЭВМ
для расчетов устойчивости внесли ИЭД АН УССР ВНИИЭ, ЭНИН
СЭИ, МЭИ и др. В основном эти работы посвящены расчету син
хронной динамической устойчивости и в меньшей степени в них за
тронуты вопросы статической устойчивости и асинхронных режимов
Для расчета апериодической статичсскоп устойчивости сложных
энергосистем (без учета самораскачивания) создан ряд специальных
программ: СУС (ЛПИ) СУМ (ЭНИН), ХП-2 (ИЭД АН УССР),
РАПУС (СибНИИЭ) программы МЭИ и др. В них используются
различные модели энергосистем, критерии и методы расчета: методы
оценки устойчивости по знаку свободного члена характеристического
уравнения системы дифференциальных уравнений, путем отыскания
границы сходимости итерационного процесса, упрощенные практиче-
ские критерии и др [55 14, 117, 174].

В настоящее время пи одна из специальных программ расчета
статической устойчивости не нашла широкого применения па практи-
ке и дтя определения предельных по статической устойчивости ре-
жимов эксплуатирующие и проектные организации, как правило
пользуются программами расчета установившегося режима. В этом
случае в качестве предельного режима принимается наиболее тяже-
лый нз режимов, для которого сходится итерационный процесс.
Определение предельных по условию апериодической статической
устойчивости перетоков мощности но линии или сечению произво
дится посредством серин расчетов с постепенным утяжелением ре
жима

В наибольшей степени для этой цели в настоящее время подхо
дят и широко используются программы 1-8, 1-13 (ИЭД АН УССР),
СДО (СЭН)ЛЭР (ОДУ Юга).

Как показывает сопоставление полученных таким образом пре
дельных режимов с экспериментальными данными, точность расчета
предела мощности в большинстве случаев вполне удовлетвор 1тельна,
если нет самораскачивания. Кроме того этот метод позволяет также
определять предельные мощности как по приемному, так и по пе
редающему концам электропередачи с помощью переноса баланси
руклцего узла из приемной части системы в передающую, в то врс
мя как большинство специальных программ статической устойчиво
сти не дают возможности учесть различие в предельных режимах по
приемному п передающему концам электропередачи, которое, как
указывалось в гл. 3, в ряде случаев может явпяться определяющим
при анализе статической устойчивости.

Определение предела мощности (также нс строгое определение
предела устойчивости) может производиться с помощью некоторых
программ расчета динамической устойчивости, например программ,
разработанных ВНИИЭ (см. табл. П 1). Определение этой величины
производится следующим образом: в систему вводится небольшое
возмущение и в случае затухания колебаний взаимных углов элек
тростапций производится ступенчатое перераспределение мощности
между ними вновь вводится возмущение и т. д., процесс повторяет
ся до тех пор, пока не произойдет нарушения устойчивости энерго
системы Метод не является строгим прежде всего из-за конечности
вводимого возмущения. Для облегчения поиска предельных значении
применяются ввод усиленного демпфирования, автоматический под-
бор коэффициентов демпфирования для скорейшего затухания про-
цесса и т д

В 1972 г ЦДУ ЕЭС СССР совместно с ВНИИЭ, ИЭД АН
УССР ЛПИ и ЭНИН провело сопоставление ряда программ расчета
статической устойчивости, которое показало, что результаты расчетов
предельных режимов, полученные по различным программам опреде
ления предела статической устойчивости программам хстановпвше
гося режима и программам динамической устойчивости (при малых
возмущениях), практически совпадают

Расчет статической устойчивости энергосистем с учетом возмож
пости самораскачивания которое обычно в энергосистемах малове
роятно, целесообразно выполнять с учетом динамики систем авто
матического регулирования Такир расчеты даже при использовании
наиботее быстродействующих современных ЭВМ. целесообразно
лишь при значительном упрощении схемы замещения .системы. Цель
этих расчетов, как правило, заключается в выборе типа и параметров
настройки регуляторов на небольшом количестве объектов регулиро
вания при упрощенной схеме замещения системы. Для расчета ста
тической устойчивости энергосистемы с учетом самораскачивания
разработаны программы в ЧЭИ и ряде других организации

Наиболее отработанные методы, алгоритмы п программы для
расчета синхронной динамической устойчивости сложных энергоси-
стем созданы в Институте электродинамики А.Н ^ССР [1 2 и др.]
Решение уравнений динамического процесса в программе IV-4 раз-
работанной ИЭД АН УССР основано па расчете иа каждом шаге
стационарного режима итерационным методом Зейделя — Гаусса.
Использование для этого уравнений узловых напряжений оосспечи
вает этому методу преимущества в допустимом объеме задачи и
в возможности моделирования режимной и противоаварийной авто
матики. Основными достоинствами программы IV-4 являются
возможности моделирования различных систем возбуждения и
АРВ синхронных машин (ионная с АРВ сильного действия высоко
частотная, компаундирование с корректором и др.), учета действия
регуляторов скорости турбин, моделирования статических и динами-
ческих характеристик нагрузок, а также учета асинхронных и допол-
нительных тормозных моментов обусловленных влиянием апериоди
ческих составляющих токов. В программе предусмотрено также мо
делирование различных устройств релейной защиты и противоава
рийной автоматики.

Основным недостатком указанного метода является итерациои
ный характер расчета, обусловленный тем что часть пассивных эле
ментов электрической схемы (нагрузки) описывается нелинейными
алгебраическими уравнениями, которые решаются итеративным пу-
тем па каждом шаге интегрирования дифференциальных уравнений.
Вследствие этого разработанные программы, в основном, предназна-
чены для расчета одного-двух циклов качаний в переходном процее
се и мало эффективны при расчетах кратковременных асинхронных
режимов или при расчетах длительных переходных процессов свя-
занных с анализом действия противоаварийной автоматики.

По программе IV-4 ЦДУ ЕЭС СССР ОДУ, Эисргосстьпросктом
и другими организациями выполнено большое число расчетов метой
чивостп энергосистем, определены параметры ряда устройств режим-
ной и противоаварийной автоматики. В качестве примера можно
привести расчеты динамической устойчивости электропередачи Куи
бышев — Москва в связи с вводом Саратовской ГЭС и подстанции
•500 кВ Ключики (схема энергосистемы Средней Волги — 76 узлов,
23 генератора, из них 7 регулируемых), расчет динамической устой-
чивости Костромской ГРЭС в связи с вводом первых блоков (схема
энергосистем Центра и Верхней Волги — 60 узлов, 17 генераторов,
из них .5 регулируемых) расчеты устойчивости параллельной работы
энергообъединспий Юга и ЕЭС (173 узла, 43 генератора из них
5 регулируемых), Северо-Запада и ЕЭС (165 узлов 35 генераторов,
из них 5 регулируемых) и др

Во ВНИИЭ в лаборатории устойчивости энергосистем проводи
лась разработка методов, алгоритмов и программ для расчетов дли
тельных переходных процессов, связанных с анализом действия про
тивоаварийной автоматики и асинхронных режимов (программы
РУЭН) 1. В основу этих разработок был положен принцип безытера
тивного расчета переходного процесса Для его реализации электри-
ческая система описывается следующим образом: все источники
энергии и '’’слинейные нагрузки замещаются активными инерционны
ми элементами, которым соответствует система нелинейных гиффе
ренциальных уравнений, а все остальные линейные элементы пред-
ставляются пассивной схемой, которой соответствует система линей
пых алгебраических уравнений. Такое представление системы
позволяет исключить итеративный расчет электрического режима на
каждом шаге решения дифференциальных уравнений, поскольку
в линейной схеме при известных э. д. с. значения напряжений и то
ков определяются из системы линейных алгебраических уравнений 2
а затем по напряжениям и токам легко определяются активные и

реактивные мощности

Перейдем теперь к описанию основных элементов электрической
системы в соответствии с принятым подходом. Для этого могут
использоваться различные системы координат [162] Здесь примене
на следующая система записи уравнений. Уравнения почти всех эле
ментов схемы записаны в синхронно вращающихся координатах, и

Рис. П 1 Система коор
динат и векторная диа-
грамма

лишь уравнения части синхронных
машин, для которых учтены переход
пые процессы в роторах записаны
в координатах, жестко связанных
с ротором каждой из них. Такая за
пись уравнений целесообразна прн
решении поставленной задачи так
как большинство элементов системы
(как будет видно из дальнейшего)
описывается наиболее простыми урав
пениями Это положение не является
общим, поэтому при решении других
задач может оказаться более пелесо
образным использование иных систем
координат. Для того чтобы использо
вать стандартные численные методы
решения дифференциальных уравие
пий, система уравнений, описываю-
щая переходные процессы, должна
быть приведена к форме Коши т. е
разрешена относительно производных

1 В разработке этих программ принимали участие, инженеры
Л XI Горбунова II. Н Громова В. В. Могилев, А А. Окин
М А Полонская и математики II В Грекова, ‘Г Денисович
Н П Илышева, В И Иванова, Т, Г Петухов М Г Ригмант
Т 3 Сухопосова В М. Шибко

2 При этом предполагается что исследуемые процессы проте
кают достаточно медленно, чтобы можно было пользоваться методом
действующих значений и не учитывать электромагнитные переходные
процессы
Запишем уравнения активных элементов системы (синхронных и
асинхронных машин и комплексной нагрузки) в форме Коши
Генераторы могут быть представлены с различной степенью по
дробности Так же как и для исследований в [57], использова
лись две формы представления генераторов — упрощенная (при
постоянстве э д с. за некоторым реактансом) и полная (с учетом
переходных процессов в роторе). В первом случае уравнения генера
торов имеют следующий вид

г/о

7Г = Ч’

(И 1)

dt Fj 1 ^эл —	’	G1-~)

где 6 — угол э. д. с. Iоператора относительно синхронной оси,
Рзл — электрическая мощность; /?д — коэффициент демпфирования

Э д. с генератора при этом равна

Е = Eq 4- ]Eti = Е cos о + /£ sin <5	(П 3)

Во втором случае к (П 1, П 2) добавляются уравнения описи
вающие переходные процессы в роторе синхронной машины, которые
в форме Коши имеют следующий вид

г/Фр

— a^f +	+ bfD lD + Uf >	(П-4)

г/Ф

—£_ = «fo4P/ + (,D4?o + bDbid,	(П-5)

г/ф

_-0. -- а$Ф$ -J- bgiQ,	(П 6)

где а и b — постоянные коэффициенты определяемые параметрами
генератора

Э. д. с генератора в этом стуча? определяется следующими

уравнениями:

Е = (Ф"^~/$*"<?) (cos3 + j sin3),	(П-7)

W'rd=rtfdVf +aDlWd,	(П8)

Ф'^^Фф	(П-9)

Преобразование составляющих тока из синхронных осей в оси
связанные с ротором (i), производится по формуле

1(1 + fld (Jq -J- /Ау) (cos 5 — у sin 3)	(П 10)

1 Испоаьзовтнпая в раооте система осей координат показана на
рис 1Г-1
Асинхронные двигатели в соответствии с [57} описываются урав
нениями

-^~ = aEq — sEd + bIa>	(П 11)

cIEh

~^aEd + sEq-blq,	(П 12)

•^=7y[(-Wunp»- мт) (М+*-Ал1,	(П И)

где s — скольжение двигателя относительно синхронной оси; 0— ко
эффициент крутизны характеристики приводимого механизма, Ма —
пусковой момент нагрузки, Мсопро — момент сопротивления при син
хронной частоте вращения, Tj — постоянная инерции; Мэл— элек
тромагнитный момент; Eq, Ed — проекции вектора э д. с. двигателя
на поперечную и продольную синхронные оси; а и b — козффицие»
ты, равные

Для комплексной нагрузки обычно известны статические харак
теристики по напряжению и частоте /?=ф1(£/, /) и Q—f)
Представляя нагрузку в виде э д с Е за реактивным сопротивле
наем х и принимая, что переход от одной точки статической харак
теристики к другой происходит с постоянной времени Те, уравнения,
описывающие нагрузку, можно записать в следующем виде-

1

l^cjuG + i) ^'qn([)I>	(П-14)

[£dH(1+1)-£*,(,)]	Л-15)

где EiK и EqH — продольная и поперечная состав чяющие э. д с на
грузки в осях напряжения U, соответствующие ее статическим ха-
рактеристикам по напряжению и частоте.

Переход от статических характеристик Р=ф1(17, /) и Q=ty2(U>f)
к форме используемой в приведенных выше уравнениях, произво
дится по формулам

(П 16)

Е	J и

~ L и - J

EgS=E9„cosS + EdHsin0, 1

Eds = Eqn Sin 5 — Educos 0, j

где 0 —}гол вектора напряжения U в синхронно вращающихся осях
Eqs и Eds — проекции вектора э. д с нагрузки на синхронно вра
щающисся оси /?р,	— регулирующие эффекты нагрузки по

частоте.
Приведение уравнений к форме Коши является неполным, по
скольку правые части в основном остаются неявными функциями
дифференцируемых переменных Вследствие этого при решении диф
ференциальных уравнений определение их правых частей произво
дится несколько сложнее, чем при полном приведении к форме
Коши, поскольку на каждом шаге интегрирования требуется решать
систему линейных хравнении1.

Напряжения в узлах сети на каждом шаге интегрирования опре
деляются по известным э д с следующим образом-

~	(П 18)

где U —вектор напряжения в г-м узле сети (в синхронно вращаю
щихся осях), Е— э. д. с активного элементы схемы (синхронной
или асинхронной машины пли обобщенной нагрузки) а — комплекс
ный коэффициент, равный соответствующему элементу обратной мат-
рицы узловых проводимостей деленному на сопротивление ветви,
в которой взята э. д с

Коэффициенты а для линейной цепи постоянны и определяются
один раз для расчета процесса при неизменном состоянии сети. При
коммутации в сети эти коэффициенты изменяются.

В программе РУЭН II применен метод исключения узлов [69]
Этот метод является наиболее эффективным применительно к решае
мым задачам, поскольку выбор исключаемых узлов для каждой схе-
мы делается лишь один раз.

Во всех разработанных программах для решения дифферен
циаяьных уравнении использовался метод Рунге — Кутта 4 го порядка
(в виде стандартных программ, разработанных в составе основного
математического обеспечения ЭВМ «Урал-4» и М 220) Применение
этого метода обеспечивает достаточно высокую точность решения
при сравнительно небольших затратах машинного времени Преиму-
ществом этого метода является также то, что па каждом его шаге
не используются результаты предшествующего шага. Это преимуще
ство особенно важно при анализе процессов с многочисленными ком
мутациями в схеме при действии релейной защиты и автоматики2.

Рассмотрим ряд особенностей разработанных программ в части
моделирования автоматики Регуляторы скорости в этих программах
учитываются наиболее просто: одним апериодическим звеном с огра-
ничениями по мощности турбины и скорости со изменения [57] Та
кое представление регуляторов скорости, как было показано в [57]
лает возможность достаточно точно воспроизводить асинхронные ре
жимы. Действие автоматики быстрой разгрузки турбин (электропри
ставки, аварийные ограничители мощности) моделируется путем
изменения мощности турбин по заданной во времени программе

Противоаварийпая автоматика может учитываться с помощью
логических шкад, позволяющих выполнять изменение значений со

1 Решение сетевой задачи выполнено во многих работах [14 77
85 119 166, 168] и др.

2 Во ВНИИЭ под руководством Е. К Лохапипа развивается
также другое направление применения безытеративного метода рас
чета переходных процессов [102]. Основным отличием этого направ-
ления является предсказывающс-корректирующее решение дифферен-
циальных уравнений (программа КПУ-1)
Т а б 7 и ц а П-1

Объем программ, моделирование синхронных машин и турбин

Наименова ние про граммы	Организация разработчик	Максималь- ное число генерирую- щих источ- ников (гене- раторов и двигателей)	Максимальное чис- ло узлов электри- ческой сети	Коли- чество линий	1 Суммарное коли- чество ветвей элег । трической сети	Решение дифференциаль ных уравнений	Моде пирование генераторов
1	2	3	4	5	6	7	8
IV 4	иэд	50-J- 0	200	ЗоО	900	Метод Эйлера с автома тическим уменьшением шага в зависимости от лрнраще ния углов на шаге	a)	Ef = const;  б)	По уравнению Исб дева — Жда-юва
.Радиус"	СЭИ	4	303	00	-	Метод Эйлера с постоял ным шагом	а)	Е’ = const;  б)	По уравнению Чебедеза — Жданова
РУЭН Н	ВНИИЭ	0	200	‘’OJ	о00	Метод Рунге — Кутта четвертого порядка	а)	Е' = const.  б)	Уравнения Парка — Гсрева с учетом демп фнрующих контуров, б з учета переходных процессов в статоре
КПУ	ВНИИЭ	2204-100	300	400	1200	Метод прогноза коррек ции переменного пор,1дка с пе ременным шагом	а)	Е' = const (л 200)  б)	Уравнения Парка —Горева с учетом демп- фирующих контуров, без учета переходных процессов в статоре (гг 100), без учета демп ферных контуров ротора (л 128)

ч-eooi ।

Продолжение табл. П-1

Наименова ние программы	Учет дополните лы ы\ моментов	Ъчет регуляторов возбуждения (АРВ)	Учет регуляторов турбин (АРС)
1	9	10	II
IV 4	а)	Момент, зависящий! от частоты вращения  б)	Момент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока к 3.	АРВ с сигналами по U. I, U', I', f, f*. Фор сировка и расфорсировка возбуждения по и. Система возбуждения и регулятор возбужде- ния — дифференциальные уравнения второго порядка	АРС — дифференциальные уравнения второго порядка с учетом ограничений открытия регули рующих органов
.Радиус"	Момент учитывающий влияние демпферных контуров на роторе  Ч =	АРВ с сигналами по U I, U', U", I' I" f, М. Форсировка и расфорсировка возбужде ния по U t	АРС с учетом.  а)	программного управления моментом тур бины;  б)	действия по -\М,  В) ВТОрПЧапго регулирован!!! 41CTOTH и об ме.1ной мощности
РУЭН II	Момент, зависящий от частоты вращения	АРВ с сигналами по U, I U', I', f, [' Форсировка и расфорсировка возбуждения по U программное регулирование U .== <с,7), Е система возбуждения и регулятор возбужде кия — дифференциальные уравнения первого порядка	АРС — дифференциальное урав юние первого пор ;дка с учетом:  1) ограничений по моменту турбины;  б) программного управления моментом тур бины
КПУ	Момент зависящий от част ты вращения	АРВ с ci гналами по Е, L' /, I' f, f'  Компаундирование, форсировка и рзсфорсиров- ка возбуждения, программное регулирование возбуждения по параметрам или времени. Система возбуждения и регулятор возбужде- ния — дифференциальные уравнения втооэго порядка	АРС — дифференциальное уравзенне второю порядка с учетом:  а)	зоны нечувствительности о. ра шчелпй по моменту турбины;  б)	программного] управления моменте i тур бины
Моделирование элементов энергосистемы

Наименова- ние програм мы	Асинхронные двигатели	Нагрузки	Работа релейной защиты и противс?авариГшой автоматики	
[V 4	Уравнение движения (п 50)	a) SH = const, б) z1( = const;  D) Р, Q =  г) Р, Q — (С/ /)	Коммутация элемен тов сети по I и t	
«Радиус»	Уравнения движения, переходные процессы в роторе	Z , = const	а) Коммутация эле- ментов сети по t и параметрам ре- жима  б) АЧР с выдержка мн времени	
РУЭН-П	Уравнения движения, переходные процессы в роторе	а) zn = const,  б) Р, Q =	f, i)	а)	Коммутация эле ментов по t, I, и, Р, f, д,  б)	АЧР с выдерж ками времени и ЧАПВ	
КПУ	Уравнения движения (л<100)	a)	zn = const  6)	/1 = const; в) S(l = const	а) Коммутация эле ментов сети, па раметров и регу- ляторов по t, I Р, Q, и, 8,-;, sz  scp, гзв» ^ас,х> б) Автоматическое изменение уста вок релейной за щиты и автома- тики для получе- ния заданных ог- раничений пара- метров режима в ходе переходного процесса	
	Представление и расчет электрической сети	Электрическая сеть	Учет передач псстоян ного тока (ППТ)
	а)	Матрица проводи мости ветвей;  б)	Итерационный метод Зейделя — Гаусса	Расчет сети  а)	на различных сту пенях напряже НИЯ  б)	с неноминальны- ми коэффициента- ми трансформа- ции	Путем балансиро- вания с нагрузкой
	а)	Матрица собствен- ных и взаимных про- водимостей генери- рующих узлов;  б)	Безытерационный расчет	Задание сети на раз- личных ступенях на- пряжения с неноми нальными коэффициен- тами трансформации (приведение к одной ступени напряжения в процессе расчета)	Путем балансиро- вания с нагрузкой
	а)	Матрица коэффици ентов распределения;  б)	Безытерационный расчет методом Гаусса с выбором оптимального поряд ка исключения	Расчет сети:  а)	на различных сту пенях напряже- ния,  б)	с неноминальны- ми коэффициен- тами трансформа- ции	Путем баланси- рования с нагруз- кой
	а)	Продольная матрица с выбором оптималь- ного порядка исклю- чения,  б)	Безытерационный расчет при 2и — const  в)	Итерационный рас- чет с использовани- ем диагональных элементов матрицы при учете комплекс- ных характеристик нагрузок	Расчет сети  а)	на различных сту- пенях напряже- ния;  б)	с неноминальны- ми коэффициен- тами трансфор- мации	Дифференциаль- ным уравнением третьего порядка с тремя режимными ограничениями
s

S
S
св
Or

©
a.
в
сопротивлений пассивной части схемы, мощностей турбин, иперцион
иых постоянных, коэффициентов демпфирования и мощностей натру
зок (т е имитировать отключения и включения любых элементов
схемы) Эти изменения могут быть заданы как временной програм
мой, так и функционально при изменении тока, напряжения, актив
ной мощности, частоты или угла с соответствующими выдержками
времени. Ток и мощность могут быть взяты по любой ветви схемы,
напряжения и частота — в любой узловой точке, а угол — между
векторами напряжений в любых двух узловых точках. В программе
также предусмотрено автоматическое получение исходных данных
из программы расчета установившегося режима (программа 1-13
ИЭД АН УССР) и ряд других возможностей по подготовке исход-
ных данных и выводу результатов, облегчающих ее использование
в эксплуатирующих п проектных организациях В программе
РУЭН II генераторы мо1ут быть представлены с различной полнотой
их описания (по уравнениям движения, с учетом регуляторов ско-
рости, с учетом регуляторов возбуждения и скорости) По-разному
также может быть представлена нагрузка. Для того чтобы полнее
использовать оперативную память, в программе используется фор-
мирующая подпрограмма. Вследствие этого цифры, указанные в гра
фах 4—6 табл П 1, являются лишь ориентировочными, а возмож
ность анализа той или иной схемы проверяется по формулам, учи
тывающим число узлов, ветвей, вид моделирования генераторов,
асинхронных двигателей и т п

Первые модификации описанной выше программы РУЭН-П
(обладавшие при тех же методах расчета меньшими возможностями)
использовались для эксплуатационных и проектных расчетов рядом
организаций (ОДУ Сибири, Украинским отделением Энергосетьпро
екта и др.). По ним, в частности, были выполнены расчеты устой
чивости для выбора противоаварийной автоматики межсистемных
связей Центр — Юг, электропередачи 750 кВ в ОЭС Юга для раз
личных этапов ее развития, ряд расчетов в Институте энергетики
ПНР, Болгарском институте Энергопроект. Программа РУЭН-11
внедрена и применяется для расчетов устойчивости в ЦДУ ЕЭС,
ОДУ Сибири, ряде проектных (Украинское, Южное, Уральское, 1<а
захское, Азербайджанское, Горьковское отделения Энергосетьпроск
та, Энергопроект г София) и эксплуатирующих организаций (Мол-
давэнерго, Колэнерго, Днепроэнерго и др.) Опыт ее применения по-
казал, что она достаточно хорошо удовлетворяет запросы практики
для выполнения расчетов синхронной динамической устойчивости,
кратковременных асинхронных режимов и длительных переходных
процессов, связанных с анализом действия противоаварийной авто
матики

Наиболее широкое практическое применение для расчетов дина
мической устойчивости сложных энергосистем получили программы
IV-4 (ИЭД АН УССР), РУЭН-П и КПУ-I (ВНИИЭ), Радиус (СЭИ),
разработанные для ЭВМ М 220 и БЭСМ-4.

В табл. П-1—П 3 приведены характеристики этих программ
с точки зрения их возможностей и методов расчета
Список литературы

1.	Авраменко В Н, Цукерник Л В Анализ при помощи ЭЦВМ
электромеханических переходных процессов в сложной энергосисте-
ме с учетом полных уравнений Горева—Парка —«Электричество»,
1967, № 4 с 7—1'3.

2.	Авраменко В. Н., Умедьян В. В., Цукерник Л. В Исследо
ванне программ расчета динамической устойчивости и электромеха
нического переходного процесса энергосистем, — «Проблемы техни
ческой электродинамики». 1970, вып. 25, с 76—82

3,	Азарьев Д И Математическое моделирование электрических
систем. М.—Л., ГЭИ 1962. 206 с.

4.	Азарьев Д. И Поведение электроустановок и устойчивость
параллельной работы электрических систем — «Электричество» 1938
№ 7_с 59—65

5.	Андреюк В А .Методика расчета надежности параллелоной
работы энергосистем в условиях слабых межсистемкых связей.—
В кн.: Применение вероятностных методов к анализу режимов энер
госистем Киев, Гостехиздат УССР, 1963, с 124—ГЭ5

6.	Андреюк В А. Применение второго метода Ляпунова для
исследования динамической устойчивости электроэнергетических си
стем —В кн/. Второй метод Ляпунова и его применение в энергети
ке Новосибирск, «Паука», 1966. с. 171—183.

7	Андреюк В. А, Дижур Д. П Статистический метод опреде
ления вероятностных характеристик нагрузки энергосистемы в ста
ционариом режиме —В кн.. Применение вероятностных методов
к анализу режимов энергосистем Киев. Гостехиздат УССР, 1963,
с Г12—Ф2'4.

8.	Методика расчетов устойчивости автоматизированных элек
тричеоких систем. М «Высшая школа», 1966 248 с Авт. Аниси
мова Н Д Веников В. А., Ежков В В и др

9.	Устойчивость особых режимов энергосистем Доклад СИГРЭ,
№ 32’1, '1964. Авт.: Анисимова Н Д, Веников В А, Ежков В В
и тр

10.	Арзамасцев Д А., Рудницкий М П Некоторые вопросы
практического использования второго метода Ляпунова для иссле
дования динамической устойчивости многомашинных систем. В кн.
Второй метод Ляпунова и его применение в энергетике Новоси
бирск, «Наука», 1966 с 73—81

11.	Экспериментальное исследование статических частотных ха
рактерпстик объединенной энергосистемы Урала и входящих в ее
состав отдельных систем. — В кн.: Доклады на III Всесоюзном на-
учно-техническом совещании по устойчивости и надежности энерго
систем СССР Л, «Энергия», 1973 с 326—337 Авт • Арзамас-
цев Д А Гервиц М Н Кричепова И 4 и др
'1*2. Характеристика и взаимосвязь задач управления единой
энергетической системой СССР на различных временных и терри
ториальных условиях. — «Изв АН СССР. Сер. Энергетика и транс
порт», 1969,	6 с. 7—17 Авт- Астахов 10 Н Веников В А

Головицын Б И и др.

13. Барзам А. Б Применение делитстьных защит для предот
вращения и прекращения асинхронного режима. — «Электрические
станции» 1970 № 4, с 59—64

1'4. Баринов В. А., Крюков А. А., Маркович И М. О выявлении
статической устойчивости электроэнергетической системы при отсут
ствии самораскачивания — «Изв. АН СССР Сер Энергетика и
транспорт», 1969 № 6 с 59—65.

Т5. Беркович М А Опыт эксплуатации релейной защиты элек
тропередач 500 кВ ЕЭС Европейской части СССР. — В кн.: Опыт
эксплуатации релейной защиты и электроавтоматики в эпергосисте
мах М «Энергия», 1970, с. 3—15.

16 Системные испытания аварийного регулирования мощности
энергоблока 300 МВт на Черепетской ГРЭС —В кн.: Доклады
II совещания по устойчивости и надежности энергосистем СССР
М„ «Энергия», 1969 с 2.25—236 Авт: Беркович М А Герма
нов А П Дорошенко Г А. и др

Г7. Беркович М. А, Семенов В А Основы автоматики энерго
систем. М.. «Энергия» 1968. 432 с

18	Режим работы, устойчивость и автоматика электропередачи
750 кВ Донбасс—Днепр—Винница—Львов. — «Электричество», 1970
№ 6 с 7—1'3. Авт.: Берлянд Э. Г Гурарий М. И., Ершевич В В
И др.

19.	Богомолова И А., Зеккель А. С Оптимизация закона авто
магического регулирования возбуждения синхронного генератора —
«Труды Лснгидропроекта», 1970, вып. 1'2, с. 2'4—31.

20.	Болтянский В. Г Математические методы оптимального
управления. М., «Наука», 1966. 304 с

21.	Вайнер И. Г., Гуревич Ю. Е, Хачатуров А А. Влияние уче-
та переходных процессов в статоре иа расчеты устойчивости син-
хронных машин —«Труды ВНИИЭ», 1967, вып. 29, с 39—56.

22.	Веников В А Переходные электромеханические процессы
в электрических системах Д4., «Высшая школа», 1970. 472 с.

23.	Веников В. А.. Иванов-Смоленский А В. Физическое моле
пирование электрических систем. М.— П ГЭИ 1950. 358 с

2'4	. Веников В. А Мамиконянц Л. Г Современное состояние
электрических систем и их объединений. — <Изв АН СССР Сер
Энергетика и транспорт» 1968, №> 6 с 79—94.

2’	5. Веников В. А., Литкенс И В Математические основы тео
рии автоматического управтення режимами эчстросистем. Ч «Вис
шая школа», 1964. 201 с. с ил.

26.	Сильное регулирование возбуждения М—Л	ГЭИ 1963

|51 с. Авт.: Веников В. А.. Герпенбсрг Г. Р., Совалов С. А. и др.

27.	Об учете вероятностных факторов при управлении режимом
межсистемных электропередач. — «Электричество» 1972 К° 2 с 4—9
Авт Веников В А., Портной М Г Путятин Е. В и др

28	Веников Г. В., Строев В. А Применение математических
методов и средств вычислительной техники в проектировании и
эксплуатации энергетических систем М.—Л «Энергия», 1965 277 с

29.	Регулирование турбины как средство улучшения переход
вых процессов в электрических системах —«Электричество», 1967
№ 2 с 13—22 Авт Веников В А Никитин Д В Штробель В А
и до

30.	Веников В А., Жуков Л А. Регулирование режима элек
тричоских систем и дальних электропередач н повышение их устой
чнвости при помощи управляемых статических ИРМ —«Эчектриче
ство», 1967, № 6 с 8—14.

3'1	Оценка статической устойчивости электрических систем на
основе решения уравнений установившегося режима —«Изв АН
СССР Сер Энергетика и транспорт» 1971 № 5 с 18—24. Авт
Веников В А Строев В А., Идельчик В И и др

32.	Веселов А. Д., Михалева С. П, Хвощинская 3 Г Влияние
увеличения реактивного сопротивления мощных четырехполюсных
турбогенераторов на их устойчивость — «Изв АН СССР Сер Энер
’етика и транспорт». 1973 № 6 с 61—'68.

3'3	. Результаты натурных испытаний устойчивости турбогенера
тора 300 MB-А с диодной бесщеточной системой возбуждения —
«Электрические станции» 1972 № 10, с. 42—46. Авт Веселов А. Д
Хвощшккая 3 Г Ковальков Г А. и др.

34.	Виноградова Т Б, Портной М Г, Руденко Ю Н. Анализ
переходных процессов в энергосистемах со слабыми связями. —
«Изв АН СССР Сер Энергетика и транспорт», 1965 № 6 с. 49—59

35	Влияние вида регулирования тепловых электростанций на
переходный процесс изменения частоты в энергосистеме. — В кн
Доклады II совещания по устойчивости и надежности энергосистем
СССР. М.. «Энергия», 1969 с 313—'325 Авт Воисович М Я Пет
ряев К И и др

36	Гаджиев Г. Н Статические и динамические характеристики
нагрузок энергосистем. Автореф дне. на соиск ученой степени канд
техн наук, Баку, 1961

37.	Герценберг Г Р, Каштелян В Е. Хейфец М. 3 Повышение
устойчивости параллельной работы турбогенераторов с помощью
быстродействующего управления вращающим моментом турбины.—
«Труды ВЭН». 1966. вып. 73, с 109-442.

38.	Противоаварийный циркуляр Э 8/71 «О некоторых меропрня
тиях по предотвращению и ликвидации аварий с асинхронным хо
дом». М «Энергия» 1971 (М во энергетики и электрификации
СССР ОРГРЭС)

39.	Противоаварийный циркуляр № Э-14/70 «О предотвращении
аварий, связанных с возникновением асинхронного хода при дефи-
ците мощности». М., «Энергия», 1970 (M-во энергетики и электри
фикации СССР ОРГРЭС)

40.	Противоаварийный циркуляр К” Э.-8/72 «О некоторых мерах
по предотвращению развития аварий в системные» М «Энергия»
1972. (М-во энергетики и электрификации СССР. ОРГРЭС)

41.	Эксплуатационный циркуляр № Э-47/73 «О применении спе
циальной быстродействующей автоматики отключения части на
грузки потребителей для обеспечения устойчивости энергосистем»
М «Энергия» 1*97'3 (М во энергетики и электрификации СССР
ОРГРЭС)

42	Противоаварийный циркуляр Ко Э 3 75 и № Т 2/75 «О пред
отвращении и ограничении развития системных аварий путем авто-
матической мобилизации резервов мощности на блочных тепловых
электростанциях» М. «Энергия», 1974. (М во энергетики н электри-
фикации СССР ОРГРЭС)
43	Противоаварийный циркуляр № Э-6/75 и Т 3/75. «О режиме
работы регуляторов давления свежего пара «до себя» на энерго
блоках» М. «Энергия», 1975 (М-во энергетики и электрификации
СССР ОРГРЭС)

44	Головкин П И Оценка ущерба потребителей из-за пару
шения электроснабжения при определении оптимального резерва —
«Электрические станции» 1970 №11 с 6—9

45.	Горбунова Л. М, Гуревич Ю. Е Экспериментальное опре
деление характеристик нагрузки энергосистем — «Труды ВНИИЭ»
1967, вып 29 с. 152—1174

46.	Горбунова Л М Работа асинхронного двигателя при асин
хронном режиме в системе — «Труды ВНИИЭ», 1966 вып 24
с 99—1’1'2

47.	Горбунова Л М Влияние режима системы на устойчивость
нагрузки —В кл.: Доклады на II совещании по устойчивости и на-
дежности энергосистем СССР М «Энергия», 1969, с 325—335

48.	Аналоговая машина для исследования переходных электро
механических процессов в энергосистемах. — «Электричество» 1965
№ 5 с 1—7 Авт Горбунова Л М Лугинский Я Н, Новаков
екий А Н и др

49	Горбунова Л М Исследование устойчивости нагрузки энер
госистем (комплексная городская нагрузка и асинхронные двига
тели) Автореф дис на соиск. ученой степени канд техн, наук М,
1974

50	Горев А А Введение в теорию устойчивости параллельной
работы электрических станций Л КУБУЧ 1935. 204 с с ил

51.	Горнштейн В М Предотвращение нарушений устойчивости
энергетических систем со слабыми связями при любых возмуще
ниях. — «Труды ВНИИЭ» 1959, вып. 9 с 131—1160

52.	Горнштейн В М Статические характеристики потребите
чей. — «Электрические станции», 1940 № 5—6 с 4—8

53.	Принципы и методы решения задач управления режимом
ЕЭС СССР с помощью управления — В кн.: Доклады конференции
по математическому обеспечению АСУ в энергетике Ташкент, 1971
с 65—70. Авт.: Горнштейн В М Портной М. Г Силаков В Н
и др

54	Городским Д А Схема замещения индуктивно нтгружен
него синхронного генератора —«Электричество» 1934	№ 15

с 40—48

55.	Программа для расчета нормальных режимов и статической
устойчивости сложных энергетических систем для ЦВМ М-220
(БЭСМ-4) —В кн.: Конференция по состоянию и перспективам раз
работок специального математического обеспечения для ЦВМ
М-220 (БЭСМ-4) и АСУ в энергетике Ташкент 1971 с 175—177
Авт Горюнов Ю П Горюнова Н К Конторовнч А М и др

56	Груздев И А., Левинштейн М Л Применение математиче-
ских машин непрерывного действия для исследования переходных
процессов в электрических системах —«Электричество», 1960 № 3
с 1—44

57	Применение аналоговых вычислительных машин в энергети
чсских системах. М.—Л «Энергия» 1964 408 с с нл Авт Груз
лев И. А., Кадомская К П., Кучумов Л А. и др

58.	Гуревич Ю Е Физическое моделирование асинхронной на
грузки при исследовании устойчивости электрических систем Авто-
реф дне на соиск учен степени канд техи наук М, 1970

Иванова В И, Илышева Н П, Портной М Г

77	Идельчик В. И Ускорение сходимости решения при расчете
стационарного режима энергосистем —• «Изв АН СССР Сер Энер
гетика и транспорт», 1965 № 3 с 57—62

78	Идельчик В И , Крумм Л А. Методика экспериментального
исследования влияния случайных погрешностей исходных данных
иа результаты расчетов стационарных и мгновенных оптимальных
режимов электрических систем. — «Изв АН СССР. Сер Энергетика
и транспорт», 1969, № 6, с 44—52

79	Иофьев Б И Способы автоматической форсировки управ
ляющих воздействий подаваемых противоаварийной автоматикой.—
В кн. Доклады на III Всесоюзном научно-техническом совещании
по устойчивости и надежности энергосистем СССР Л, «Энергия»,
1973, с 178—186

80	Иофьев Б И Автоматическое аварийное управление мощ
иостью энергосистем М, «Энергия» 1974 416 с

81	. Иофьев Б. И., Лугинский Я И., Чекаловец Л Н Автома-
тическое управление мощностью паровых турбин с целью повыше-

82	Казовский Е Я Переходные процессы в электрических м i
шинах переменного тока М.—Л., Изд АН СССР, 1962. 623 с

83	. Карпов В А, Розанов М Н., Фадеев И. Б. Принципы по
строения устройств выявляющих опасные динамические возмущения
на электропередачах от мощных этектростанций. — «Электричество»,

84	Картвелишвили Н. А Некоторые особенности задач устой
чивости электроэнергетических систем. — «Труды ВНИИЭ», 1966,
вып 24, с 178—/193.

85	. Качанова Н А , Умедьян В. В Программа расчета услано
вившегося электрического режима энергосистемы с учетом статиче
ских характеристик нагрузки — В кн.: Применение вычистительных
машин для анализа устойчивости и токов короткого зтмыкишя
в энергосистемах Киев, «Наукова думка» 1968, с. 75—85.

86	. Кимбарк Э Синхронные машины и устойчивость электрнче
ских систем. М—Л, Госэнергоиздат 1960, 394 с с ил

87	Киракосов В Г., Лугинский Я Н., Портной М Г Устрой
ство для отключения агрегатов электростанции по углу передачи
АСЯ» 196981 (СССР) Опубл в бюл. «Изобретения Пром, образ
цы Товарные знаки» № 12 1967 с 65—66

88	. Киракосов В Г., Лугинский Я Н, Портной М Г Автома
тнческая разгрузка и отключение части гидрогенераторов при увели
чении угла электропередачи — «Электричество», 1967 № 3 с 1—4

89	Колесник Г В , Соколов Н И , Хвощинская 3. Г. Исследо
ванне высокочастотной системы возбуждения на анатоговых маши
нах — «Труды ВНИИЭ», вып 29, с 1'74—493

90	. Конкордия Ч Синхронные машины. Переходные и устапо
вившиеся процессы М—Л Госэнергоиздат, 1959. 271 с

91	Копылов И. В, Портной М. Г. Способ регулирования ста
ционариых и переходных режимов в объединенных энергетических
системах А С. № 265268 (СССР) Опубл, в бюл «Открытия Изо
бретения Пром образцы Товарные знаки». 1970, с 64.

92	Кузьмин Г. И Панфилов В А, Рубнн В Б. Регулирование
мощности крупных турбогенераторов —« Электри шские станции»,
1965, Я» 2, с 35—40
101’. Литкенс И. В., Пуго В. И Асинхронный ход в сложной
системе как гармоническое возмущение синхронной машины.—

102. Лохании Е

К ускорению численного интегрирования

уравнении переходных процессов — «Труды ВНИИЭ», 1966, вып 24,
с 218—252

103	Лытаев И А, Руденко Ю. Н, Шевченко В. С. Задачи и
условия автоматизации регулирования межсистемных перетоков
мощности в объединенных энергосистемах со слабыми связями.—
В кн.: Автоматическое регулирование мощности по межсистемным
связям М. «Энергия», 4965, с 97—’109

104	Лытаев И. А, Руденко Ю Н Нерегулярные колебания
активной мощности по межсистемным тяговым транзитам. — «Труды
ВНИИЭ», 1966 вып 23, с. 145—1'53

105	. Ляткер И И Построение законов регулирования возбуж
дения синхронных машин в электрической системе с целью новы
шения пределов динамической устойчивости и обеспечения быстрого
гашения качаний — «Изв АН СССР Сер. Энергетика и транспорт»,

И06 Маврычев Ю С. Влияние форсировки возбуждения гепера
тора на втягивание в синхронизм —«Электрические станции» 1970

'107 Мамиконянц Л. Г. О переходных процессах в синхронных
машинах с успокоительными контурами па роторе. — «Электриче-
ство», -19'54 № 7, с. 10—1'6.

108	. Мамиконянц Л. Г, Совалов С. А, Хачатуров А. А. Асин
хронпые режимы, несинхронные включения и ресинхронизация гене-
раторов Куйбышевской ГЭС —«Электричество» 1957 Л» 14,
409. Мамиконянц Л. Г., Портной М. Г. Исследование процесса
синхронизации гидрогенераторов — «Электричество», 1959, № 3,
с. 48—24

ПО Мамиконянц Л Г, Портной М Г, Хачатуров А. А. По по
воду статьи Ю С Маврычева «Влияние форсировки возбуждения
генератора на втягивание в синхронизм» — «Электрические стан
ции», 1971 № 4 с. 79—84.

4Г1 Мамиконянц Л Г, Портной М. Г., Хачатуров А А. Обоб
щепие опыта применения асинхронных режимов в энергосистемах. —

IIS Мамиконянц Л Г., Портной М Г., Хачатуров А А О на-
рушении устойчивости в энергосистеме вследствие асинхронного ре
жима по одной из электропередач. — «Электричество», 1966, Я0 6

1ТЗ. Маркович И М Режимы энергетических систем М, «Эиер
гия», 1959 350 с

144	Маркович И М, Совалов С. А О практических критериях
статической устойчивости. — «Электричество», 1945	3 с 17—22

145	. Маркович И М., Малов В. С., Мешков В. К. Устройство
для предотвращения нарушения статической устойчивости электро

4 Гб Маркович И. М., Совалов С А. Экспериментальное иссле
доваипе ресинхронизации генераторов —«Электричество» 1955

147 Маркович И. М., Баринов В. А О критерии статическоп
устойчивости базирующемся иа сходимости итерационного процесса
установления исследуемого режима —«Изв АН СССР Сер Энер
гетика и транспорт», 4970	4 с. 3—9.

448. Маркушевич Н С Автоматическая частотная разгрузка
с зависимой выдержкой времени. — «Электрические станции», 1969

149.	Мельников Н А Матричный метод анализа электрических
цепей. М.—Л «Энергия», 196'6. 246 с

420.	Методические указания по АЧР М СЦНТИ ОРГРЭС
1972. 80 с

421.	Мешков В. К.» Хачатуров А А. Испытания по определению

устойчивости параллельной работы Львовэиерго

энергосистемами

социалистических стран Европы. — «Электрические станции», ,1969,

1122. Михневич Г. В. Синтез структуры системы автоматического

регулирования возбуждения -пихронных машин М
234 с.

«Наука» ‘1964

123.	Могирев В В Влияние управляемой выпрямительной иа
грузки и способов ее регулирования на динамическую устойчивость
электроэнергетических систем. — «Изв АН СССР Сер Энергетика
и транспорт» 1969, № 4 с 145--420

424. Москалев А. Г Частотные характеристики энергосистем —
Электричество» 1952 № 9, с. 35—40

4’25. Москалев А Г Автоматическая частотная разгрузка энер
гетических систем Ч—Л Госэнергоиздат 1959 160 с

1126. Мотыгина С. А. Режимы работы энергетических систем н
статические характеристики нагрузки —«Эчектрические станции»,

Г27. Мургаиов Б. П Регулирование мощности турбогенераторов,
этающих в эпергети lecKoft системе —«Теплоэнергетика», 11961,
128 Мургаиов Б П, Черномзав И 3., Портной М Г, Рабино-
вич Р С Исследование эффективности автоматического регулиро
вания мощности (АРМ—ВТИ) на математической модели при рабо
те генератора на мощную энергосистему. — В кн.: Доклады III кон
ференции НТОЭ и ЭП при ВТИ, М. ОНТИ ВТИ, 4970 с 332—340.

1129 Орнов В Г. Анализ работы блоков 150—200 МВт при ава-
рийных понижениях частоты — «Электрические станции» 1972, № '12

130. Основные положения и временные руководящие указания
по определению устойчивости энергетических систем. М—Л «Энер
гия», 4964 19 с

'131. Первозванский А А. О качестве автоматического регулиро
вания частоты в энергосистемах — «Изв ХН СССР Сер ОТН»

132. Петров К) П. Вариационные методы в теории оптимального
управления. М—Л «Энергия» 4965 219 с

4 33. Пойдо А И., Соколов Н И Регулирование возбуждения
синхронных машин обеспечивающее наименьшее время переходного
процесса. — «Труды ВНИИЭ», 1967, вып. 29, «Энергия», с. 193—216

434. Поляк Н. А Короткие замыкания, асинхронный ход и ре
синхронизация турбогенераторов —«Электричество», 4958 № II
с 18—24.

135	. Понтрягин Л. С., Болтянский В Г, Гамкрелидзе Р В,
Мищенко Е. Ф. Математическая теория оптимальных процессов М

<Ha\ki

1969 84 <

136	. Портной М Г. Ресинхронизация в энергосистемах после
несинхронного ЛИВ Информ, материал ВНИИЭ № 66. М.—Л, Гос
энергопзлат 196'1. 80 т

187	Портной М Г Применение метода малого параметра в сл>
чае автоколебаний и резонансных колебаний в системах близких
к консервативным. — «Труды ВНИИЭ». 1963. вып. 35, с. 179—187

Ресинхронизация энергосистем соединенных

>138. Портной M

слабыми связями.— < Груды ВНИИЭ» 1963. вып. 15 с 4—21

'139 Портной М Г., Руденко Ю. Н, Ясников В Н Объединение
энергосистем Спбипи слабыми межсистемпыми 'связями — «Электрн
ческие станции». 4963. № 5. с. 37—43

140	Портной М Г. Устойчивость мсжсистемных электропередач
и автоматическое регулирование перетоков мощности —В кп.: Авто-
матическое регулирование перетоков мощности по мсжсистемиым
связям. М «Энергия». 1965, с. 14—36

141	Портной М Г Устойчивость синхронной машины при тар
монпчсском возмущении —«Труды ВНИИЭ», 1966 вып. 24 «Энер
гия». с. 442—424.

<142. Портной М Г Применение интеграла энергии как функции
Ляпунова для анализа устойчивости 'синхронной машины при перво
лпческпх возмущениях.— В кп.: II метод Ляпунова и его лримене
ние в энергетике. Новосибирск, «Наука», 4966. с. 34—51

143 Портной М. Г, Степуинн С. Е Современные требования
к защитам от несинхронного режима —«Труды ВНИИЭ», 4967
вып. 24, с 65—77

1'44. Портной М Г Хачатуров А А. Экспериментальное опре
деление \стойчиво тп электрических систем. М «Энергия», 1968

145. Портной М. Г., Тимченко В. Ф. Учет юлебапий мощности
itDjI определении устойчивости слабых связей в энергосистемах.—
347
1'77 Чеснов М П Исследование условий асинхронного хода и
ресинхронизации генератора. —«Электричество», I960, № 6, с. 21—25

178. Чесаченко В. Ф Уравнения динамической устойчивости
сложной энергосистемы для решения на ЭЦВМ —«Изв АН СССР
Сер Энергетика и транспорт», '1963, № 6, с 683—694

179	Шевченко В А , Азатова Л. А. Ущерб от внезапного пере
рыва электроснабжения промышленных предприятий — «Поомыш
ленная энергетика» '1965 № 2, с. 15—22

180	Шелухин Н Н Определение пределов передаваемой мощ
ности в сложных энергосистемах. — «Электричество», 1971, № 4,
с 7-12
181	. Щедрин H H Упрощение электрических систем при моде-
лировании М—Я «Энергия», 1956 156 с.

482 Эпштейн Г Л Применение принципа максимума для рас
чета совокупности траекторий в нелинейных системах высокого
порядка —«Труды МИИТ», 1963, вып 285, с. 47—61

183	Buotin G D, Markushevich N S, Portnoy M G., Rabino-
vich R S, Sovalov S. A, Zeilidron E. D Automatic frequency load
shedding in USSR Power Systems Paris, CIGRE, 1972, Report 34—04.

184	Aidreed A. S Electronic analog computer simulation of mul-
timachine power systems Networks Proc. IEE June 1962, p 1116—
1121.

185	. Chambers G S., Lane L J., Rubinstein A S Analog сотри

load flow

nstics of synchronous motors —«Transactions А1ЕЕ» 1935, vol 54,
p 1385—1391.

program —«Transaction А1ЕЕ», Oct 1959, p. 913—919.

189	. Dyrkacz M. S., Loung С. C, Maginnis F I. Digital ti ansient
stability program including the effects of regulator exciter and gover
nor response —«Power Apparatus and Systems» Feb 1961
p 1245—1257

190	Edgerton H J, Fourmaner P. The pulling into step of a sa

191 Hannakam L, Concordia C Stability limits oi synchronous
motors during power system disturbances.— «Power Apparatus and

192.	Johnson D L, Ward J В The solution of power system sta-
bility problems by means of digital computers —«Transactions
А1ЕЕ», col 75, p 1321-1327

193.	Undrill J M. Power system stability studies by the method
of Liapunov 11 — «Transactions Л1ЕЕ» 1967, vol PAS 8G № 7,

p 802—807

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие
Введение

Глава первая Управление для обеспечения устойчивости
энергосистем различной структуры Задачи н принципы

1 1 Постановка задачи

12 Структура электрических систем и ее влияние hi
устойчивость параллельной работы

1 3. Причины нарушения устойчивости энергосистем

1-4. Последствия нарушений устойчивости

1-5 Требования к управлению режимами для обеспечения
заданного уровня устойчивости .

I 6 Влияние изменения схем ц режимов работы энерго-
систем на управление для обеспечения устойчивости

1 7 Принципы выбора противоаварийной автоматики,
определения ее уставок и области устойчивых режимов

1 8. Некоторые общие вопросы эквивалентирования .

1-9. Принципы управления для обеспечения устойчивости
энергосистем

Глава вторая Управление для обеспечения устойчивости
энергосистем простой структуры, передающих мощность
в энергообъединения

2-2 Способы повышения статической устойчивости

устойчивости

повышения синхронной

динамической

Восстановление синхронной

воздействии, обеспечиваю

мы, представляемой в виде простои структуры

2 7 Методика определения треоовашш к противоаварпп-

ава третья. Обеспечение устойчивости энергосистем
простои структуры, потребляющих мощность из эиерго-
объединении

энергосисюм с дефицитом мощности
3-4 Повышение синхрон пои лпнамичесю
энергосистем с дефицитом мощности

мощности после их отделения от энергиоо’ьединения

108

108

109

132

142

147

351
Глава пятая Обеспечение устойчивости энергообъедиие-
ний сложной структуры с помощью управлеиня

5-1 Постановка задачи

5 2 Определение и обеспечение статической устойчивости
в энергосистемах сложной структуры

5 3 Взаимное влияние электропередач в переходных про

5 4 Определение управляющих воздействий для расшпре
пия области устойчивых режимов в энергосистемах
сложной структуры

5-5. Локализация и прекращение асинхронных режимов

5-6 Примеры определения областей устойчивых режимов
и выбора противоаварийной автоматики в энергоси
стемах сложной структуры

Глава шестая. Автоматизация решения задач устойчи-
вости при управлении режимами энергообъедииенин

6 1. Постановка задачи

6-2. Функции АСДУ и се место в АСУ «Энергия»

6-3. Структура и основные задачи АСДУ

6 4. Задачи АСДУ в обеспечении устойчивости энергоси

6 5 Задачи обеспечения устойчивости энергосистем кото
рые целесообразно решать на уровне оперативного
управления АСДУ

6 6 Оценка эффективности оперативного решения задач
устойчивости с помощью АСДУ

6 7 Иерархия и эквпвалентированне при оперативном ре
шении задач устойчивости

6 8 Структурная схема АСДУ в части решения задач
устойчивости

Приложение Расчет электромеханических переходных процес-
сов в управляемых энергосистемах с помощью ЭВМ

Список литературы.

232

232

257

270

279

299

299

300

302

304

307

314

316

324

350