М. А. БЕРКОВИЧ, А Н. КОМАРОВ,
В.А.СЕМЕНОВ

ОСНОВЫ
АВТОМАТИКИ
ЭНЕРГО-

СИСТЕМ
М. А. БЕРКОВИЧ, А. Н. КОМАРОВ,
В. А. СЕМЕНОВ

ОСНОВЫ
АВТОМАТИКИ
ЭНЕРГО-
СИСТЕМ

ВТОРОЕ ИЗДАНИЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ

МОСКВА
ЭНЕРГОИЗ ДАТ
1981
ББК 31.27-05
Б 48

УДК 621.311:681.5

Рецензент: инженер У. К. Курбангалиев

Беркович М. А, и др.

Б 48 Основы автоматики энергосистем/ М. А. Берко-
вич, А. Н. Комаров, В. А. Семенов. — М.: Энерго-
издат, 1981. —432 с., ил.

1 р. 50 к.

Рассматриваются назначение и область применения основных тех-
нических средств автоматизации энергосистем. Приводя1ся принци-
пиальные схемы и описания принципов действия устройств АПВ,
АВР, АРВ, АЧР, АРЧМ, автоматической синхронизации и противо-
аварийной автоматики. Излагаются методы расчетов параметров на-
стройки устройств автоматики.

Первое издание вышло в 1968 г. Во втором издании рассмотрено
новое оборудование.

Для инженерно-технических работников, занятых проектированием
и эксплуатацией устройств системной автоматики. Может быть исполь-
зована студентами вузов и техникумов.

Б^ц^у|^59-8Г(Э). 2302040000

ББК 31.27-05
6П2. 11

Михаил Арнольдович Беркович
Николаевич Комаров

✓Владимир Александрович Семенов

ЯСНОВЫ АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Редактор В. В. Овчинников
Редактор издательства И. А. Сморчкова
Переплет художника В. Я. Батищева
Технический редактор Л. Ф. Шкилевич

Корректор И. А. Володяееа

ИБ № 1473 (Энергия)

Сдано в набор 14.08.81. Подписано в печать 24.11.81.	Т-29829

Формат 84X108788. Бумага типографская № 2. Гарнитура литературная
Печать высокая	Усл. печ. л. 22,68	Уч.-изд.л. 25,02.

Тираж 25000 экз. Заказ 1251. Цена 1 р. 50 к.

Энергоиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб.. 10

Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государственном коми-
тете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 113114,
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
ПРЕДИСЛОВИЕ

В «Основных направлениях экономического и соци-
ального развития СССР на 1981 —1985 годы и на период
до 1990 года», принятых XXVI съездом КПСС, преду-
сматривается дальнейшее развитие Единой энергосисте-
мы (ЕЭС) СССР, крупнейшего в мире централизованно
управляемого энергетического объединения. Ввод в
эксплуатацию линий электропередачи высокого и сверх-
высокого напряжения, электростанций большой мощнос-
ти, интенсивное развитие основных и распределительных
сетей, подключение к ЕЭС СССР на параллельную ра-
боту по сравнительно слабым связям новых энерго-
объединений — все это чрезвычайно усложнило проблему
управления нормальными и особенно аварийными ре-
жимами работы энергосистем.

Существенное развитие за последние годы получили
устройства и системы автоматического управления нор-
мальными режимами, обеспечивающие оптимальное ве-
дение режима с учетом ограничений по качеству элек-
троэнергии. Создана и успешно работает централизо-
ванная система автоматического регулирования частоты
и активной мощности (АРЧМ) в ЕЭС СССР. Все более
широкое распространение находят местные устройства
автоматического регулирования напряжения на подстан-
циях.

Большое внимание уделяется автоматизации распре-
делительных сетей и подстанций. Разнообразные устрой-
ства автоматики обеспечивают комплексную автомати-
зацию сетей, оптимизацию нормального режима по нап-
ряжению, автоматическое восстановление питания пот-
ребителей при аварийных нарушениях.

Особо важное значение для предотвращения развития
аварий в энергосистемах имеет быстро развивающаяся
область автоматизации — противоаварийная автоматика.

Совершенствование средств автоматики, повышение
требований к их надежности, быстродействию, селектив-
ностй действия определяют необходимость привлечения
к их выполнению современных технических средств: по-
лупроводниковых элементов, устройств телеотключения,
элементов аналоговой и цифровой вычислительной тех-
ники.

В связи с этим второе издание книги существенно
переработано; в него включены описания новых уст-
ройств и систем автоматики, выполненных на современ-
ных технических средствах. Значительно расширена гла-
ва о противоаварийной автоматике, введена новая глава,
посвященная автоматическому регулированию частоты и
активной мощности.

Материал книги изложен таким образом, чтобы дать
читателю представление о назначении каждого вида ав-
томатики, об основных принципах ее построения, струк-
туре выполнения отдельных устройств и систем автома-
тики. Математический аппарат привлекается в мини-
мальном объеме там, где это необходимо для пояснения
физических основ рассматриваемых устройств.

Книга предназначена для специалистов, занятых
проектированием и эксплуатацией автоматики энергосис-
тем, и содержит описание схем и устройств автоматики,
широко применяемых в нашей стране. Материал книги
изложен в достаточно полном объеме, что позволяет ис-
пользовать ее при изучении соответствующих курсов
студентами средних и высших технических учебных за-
ведений, обучающимися специальности техника или ин-
женера— электрика по автоматизации.

Авторы приносят благодарность рецензенту У. К. Кур-
бангалиеву и редактору В. В. Овчинникову за ценные
замечания и помощь при подготовке рукописи.

Все замечания и пожелания по содержанию и офор-
млению книги следует направлять по адресу: 113114,
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоиздат.

Авторы
ВВЕДЕНИЕ

В СССР создана мощная энергетическая база, обес-
печивающая ускоренное развитие всех отраслей народ-
ного хозяйства и широкое внедрение различных элек-
трических приборов для бытовых нужд городского и
сельского населения.

Создано 11 объединенных энергетических систем
(ОЭС), в составе которых уже сейчас работают почти
все электростанции страны, а электрические сети раз-
ных напряжений до 750 кВ включительно охватывают
большую часть ее обжитой территории. Завершается
формирование Единой энергетической системы Союза
ССР —ЕЭС СССР.

Характер и содержание задач по обеспечению надеж-
ности и устойчивости работы энергосистем в составе
ЕЭС СССР существенно изменяются по мере её разви-
тия. При этом такие специфические особенности энерге-
тического производства, как взаимосвязанность и взаи-
мозависимость режимов, непрерывность и единство тех-
нологического процесса выработки, передачи и распреде-
ления электрической энергии, проявляются все сильнее,
особенно при нарушениях нормального режима работы.

Нарушение нормального режима работы одного из
элементов энергосистемы, например отключение мощного
генератора или сильно загруженной линии электропере-
дачи, может отразиться на работе многих других эле-
ментов энергосистемы, а при неблагоприятных условиях
привести к нарушению всего технологического процесса.

В связи с этим возникает требование как можно бо-
лее быстрого восстановления нормального режима рабо-
ты аварийного элемента или быстрой замены его дру-
гим резервным элементом, а также восстановления ба-
ланса вырабатываемой и потребляемой электроэнергии.

Другая не менее важная особенность состоит в том,
что электромеханические процессы при нарушении элек-
трической схемы или нормального режима возникают и
протекают обычно так быстро, что обслуживающий пер-
сонал электростанций и подстанций оказывается не в
состоянии своевременно обнаружить начало и предот-
вратить развитие этих процессов. Поэтому контроль и
управление режимами энергосистемы представляют со-
бой весьма сложные технические задачи. Выполнение
этих задач без применения специальных технических
средств во многих случаях оказывается невозможным.

Рассмотренные выше, а также другие особенности
энергетического производства определили необходимость
широкой автоматизации энергетических систем.

Под автоматизацией энергосистем по-
нимается оснащение их автоматически-
ми устройствами, осуществляющими
управление технологическим процессом
производства, передачи и распределе-
ния электрической энергии в нор-
мальных и аварийных условиях без
участия человека в соответствии с
программой, заложенной в эти устрой-
ства, и их настройкой/

Единичные устройства автоматики на отдельных
электростанциях и подстанциях стали применяться в
СССР уже в 1935—1936 гг. Однако начало массового
внедрения различных устройств автоматики в энергосис-
темах следует отнести к 1943—1944 гг. Благодаря боль-
шой работе, проделанной советскими учеными, работни-
ками проектных организаций и энергосистем, энергетика
в настоящее время является высокоавтоматизированным
производством.

Все устройства автоматики по своему назначению и
области применения можно подразделить на две
группы: технологическую и системную
автоматику.

В свою очередь, устройства автоматики в каждой из
этих групп делятся на устройства автомати-
ческого управления и устройства авто-
матического регулирования.

Технологическая автоматика обеспечивает автомати-
ческое управление или регулирование в основном в нор-
мальном режиме работы, например, автоматическое
включение синхронного компенсатора или автоматичес-
кое регулирование напряжения (гл. 3), автоматическую
синхронизацию генераторов (гл. 4). Устройства техноло-
6
гической автоматики имеют, как правило, местное значе-
ние.

Системная автоматика обеспечивает автоматическое
управление или регулирование в основном в аварийных
условиях. Поэтому к ней относятся устройства, обеспе-
чивающие предотвращение или наиболее эффективную
локализацию аварий, возникающих в энергосистеме, на-
пример, устройства автоматического регулирования и
форсировки возбуждения генераторов (гл. 5), автомати-
ческой частотной разгрузки (гл. 7), противоаварийной
автоматики (гл. 8).

К системной автоматике обычно относят также уст-
ройства АПВ (гл. 1) и устройства АВР (гл. 2). Однако
эти устройства во многих случаях имеют местное значе-
ние.

Автоматическое регулирование частоты и перетоков
активной мощности (гл. 6) относится к системной авто-
матике нормального режима.
ГЛАВА ПЕРВАЯ

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ
ВКЛЮЧЕНИЕ (АПВ)

1.1.	НАЗНАЧЕНИЕ АПВ

Значительная часть коротких замыканий (КЗ) на
воздушных линиях электропередачи, вызванных пере-
крытием изоляции, схлестыванием проводов и другими
причинами, при достаточно быстром отключении повреж-
дений релейной защитой самоустраняется. При этом
электрическая дуга, возникшая в месте КЗ, гаснет, не
успевая вызвать существенных разрушений, препятству-
ющих обратному включению линии под напряжение. Та-
кие самоустраняющиеся повреждения принято называть
неустойчивыми.

Статистические данные о повреждаемости воздушных
линий электропередачи за многолетний период эксплуа-
тации показывают, что доля неустойчивых повреждений
весьма высока и составляет 50—90%.

Поскольку отыскание места повреждения на линии
электропередачи путем ее обхода требует длительного
времени и многие повреждения носят неустойчивый ха-
рактер, обычно при ликвидации аварии оперативный
персонал производит опробование линии путем обратно-
го включения под напряжение. Эту операцию называют
повторным включением.

Линия, на которой произошло неустойчивое повреж-
дение, при повторном включении остается в работе. По-
этому повторные включения при неустойчивых повреж-
дениях принято называть успешными.

Реже на воздушных линиях электропередачи возни-
кают такие повреждения, как обрывы проводов, тросов
или гирлянд изоляторов, падение или поломка опор и
т. д. Такие повреждения не могут самоустраниться, по-
этому их называют устойчивыми.

При повторном включении линии, на которой прои-
зошло устойчивое повреждение, вновь возникает КЗ, и
она вновь отключается защитой. Поэтому повторные
включения линий при устойчивых повреждениях цазь^
вают н е у с п е щ н м з.
Повторное включение линий на подстанциях с посто-
янным оперативным персоналом или на телеуправляе-
мых объектах занимает несколько минут, а на подстан-
циях нетелемеханизированных и без постоянного опера-
тивного персонала 0,5—1 ч и более. Поэтому для
ускорения повторного включения линий и уменьшения
времени перерыва электроснабжения потребителей ши-
роко используются специальные устройства автома-
тического повторного включения (АПВ).
Время действия АПВ обычно не превышает нескольких
секунд, поэтому устройства АПВ при успешном включе-
нии быстро подают напряжение потребителям.

Согласно Правилам устройств электроустановок
(ПУЭ) [1] обязательно применение АПВ на всех воз-
душных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях на-
пряжением выше 1 кВ. Успешность действия АПВ весь-
ма высока и составляет в сетях разного напряжения
50—90%. Автоматическое повторное включение восста-
навливает нормальную схему также и в тех случаях,
когда отключение выключателя происходит вследствие
ошибок персонала или ложного действия релейной за-
щиты.

Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с
односторонним питанием, так как в этих случаях каждое
успешное действие АПВ восстанавливает питание потре-
бителей и предотвращает аварию.

В кольцевых сетях отключение одной из линий не
приводит к перерыву питания потребителей. Однако и в
этом случае применение АПВ целесообразно, так как
ускоряет ликвидацию ненормального режима и восста-
новление нормальной схемы сети, при которой обеспечи-
вается наиболее надежная и экономичная работа.

Неустойчивые КЗ часто бывают не только на воз-
душных линиях, но и на шинах подстанций. Поэтому
на подстанциях, оборудованных быстродействующей за-
щитой шин, также применяется АПВ, которое произво-
дит повторную подачу напряжения на шины в случае их
отключения релейной защитой; АПВ шин имеет высокую
эффективность, поскольку каждый случай успешного
действия предотвращает аварийное отключение целой
подстанции или ее части.

Устройствами АПВ оснащаются также все одиночно
работающие трансформаторы мощностью 1000 кВ-А и
более и трансформаторы меньшей мощности, питающие
ответственную нагрузку [1]. На трансформаторах уст-
ройства АПВ выполняются так, чтобы их действие про-
исходило при отключении трансформатора максималь-
ной токовой защитой. Повторное включение при
повреждении самого трансформатора, когда он от-
ключается защитами от внутренних повреждений, как
правило, не производится. Успешность действия АПВ
трансформаторов и шин так же высока, как и АПВ воз-
душных линий, и составляет 70—90%.

В ряде случаев АПВ используется на кабельных и
на смешанных кабельно-воздушных тупиковых линиях
напряжением 6—10 кВ. При этом несмотря на то что
повреждения кабелей бывают, как правило, устойчивы-
ми, успешность действия АПВ составляет 40—60%. Это
объясняется тем, что АПВ восстанавливает питание пот-
ребителей при неустойчивых повреждениях на шинах,
при отключении линий вследствие перегрузки, при лож-
ных и неселективных действиях защиты.

Применение АПВ позволяет в ряде случаев упрос-
тить схемы релейной защиты и ускорить отключение
КЗ в сетях, что также является положительным качест-
вом этого вида автоматики.

1.2.	КЛАССИФИКАЦИЯ АПВ. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К СХЕМАМ АПВ

В эксплуатации получили применение следующие ви-
ды АПВ: трехфазные, осуществляющие включение
трех фаз выключателя после их отключения релейной
защитой; однофазные, осуществляющие включение
одной фазы выключателя, отключенной релейной защи-
той при однофазном КЗ; комбинированные, осу-
ществляющие включение трех фаз (при Междуфазных
повреждениях) или одной фазы (при однофазных КЗ).

Трехфазные АПВ в свою очередь подразделяются на
несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие
(БАПВ), с проверкой наличия напряжения (АПВНН),
с ожиданием синхронизма (АПВОС), с улавливанием
синхронизма (АПВУС) и др.

По виду оборудования, на которое действием АПВ
повторно подается напряжение, различают: АПВ ли-
ний, АПВ шин, АПВ трансформаторов.

По числу циклов (кратности действия) различают
АПВ однократного действия и АПВ многократного дей-
ствия.
Устройства автоматического повторного включения,
которые осуществляются с помощью специальных ре-
лейных схем, называются электрическими, а уст-
ройства АПВ, встроенные в грузовые или пружинные при-
воды — механическими.

Схемы АПВ в зависимости от конкретных условий
могут существенно отличаться одна от другой. Однако
все они должны удовлетворять следующим основным
требованиям:

1.	Схемы АПВ должны приходить в действие при ава-
рийном отключении выключателя (или выключателей),
находившегося в работе. В некоторых случаях схемы
АПВ должны отвечать дополнительным требованиям,
при выполнении которых разрешается пуск АПВ: напри-
мер, при наличии или, наоборот, при отсутствии напря-
жения, при наличии синхронизма, после восстановления
частоты и т. д.

2.	Схемы АПВ не должны приходить в действие при
оперативном отключении выключателя персоналом, а
также в тех случаях, когда выключатель отключается
релейной защитой сразу после его включения персона-
лом (т .е. при включении выключателя на КЗ), посколь-
ку повреждения в этом случае обычно бывают
устойчивыми. Схемы АПВ должны также предусматри-
вать возможность запрета действия АПВ при срабаты-
вании отдельных защит. Так, например, как правило, не
допускается действие АПВ трансформаторов при внут-
ренних повреждениях, когда срабатывает газовая или
дифференциальная защита. В отдельных случаях не до-
пускается действие АПВ линий при срабатывании диф-
ференциальной защиты шин.

3.	Схемы АПВ должны обеспечивать определенное
количество повторных включений, т. е. действовать с за-
данной кратностью. Наибольшее распространение полу-
чили АПВ однократного действия. Применяются также
АПВ двукратного, а в некоторых случаях и трехкратно-
го действия, АПВ с большей кратностью в энергосисте-
мах Советского Союза не применяются.

4.	Время действия АПВ должно быть минимально
возможным, для того чтобы обеспечить быструю подачу
напряжения потребителям и восстановление нормаль-
ного режима работы. Наименьшая выдержка времени, с
которой производится АПВ на линиях с односторонним
питанием, принимается 0,3—0,5 с. Вместе с тем в неко-
торых случаях, когда наиболее вероятны повреждения,
вызванные набросами и касаниями проводов передвиж-
ными механизмами, целесообразно для повышения ус-
пешности АПВ принимать выдержки времени порядка
нескольких секунд.

5.	Схемы АПВ должны обеспечивать автоматический
возврат в исходное положение готовности к новому
действию после включения в работу выключателя, на
который действует АПВ.

1;3. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ АПВ ОДНОКРАТНОГО ДЕЙСТВИЯ

Электрические АПВ однократного действия с авто-
матическим возвратом получили наиболее широкое рас-
пространение. Наиболее часто такие АПВ выполняются
с помощью комплектного устройства РПВ-58.

\рПУ Ускорение

РПВ-58	| защиту

Рис. 1.1. Принципиальная схема электрического АПВ однократного
действия для линии с масляным выключателем.

Принципиальная схема АПВ для линии с масляным
выключателем приведена на рис. 1.1. В комплектное
устройство РПВ-58 входят: реле времени РВ1 типа
ЭВ-133 с добавочным резистором R1 для обеспечения
термической стойкости реле; промежуточное реле РП1 с
двумя обмотками, параллельной и последовательной;
12
конденсатор С (20 мкФ), обеспечивающий однократ-
ность действия АПВ; зарядный резистор R2 (1,1 МОм)
и разрядный резистор R3 ($10 Ом).

В рассматриваемой схеме дистанционное управление
выключателем производится ключом управления КУ,
у которого предусмотрена фиксация положения послед-
ней операции, и таким образом после операции включе-
ния ключ остается в положении «Включено» (В2), а после
операции отключения — в положении «Отключено» (Ог).
Когда выключатель включен и ключ управления нахо-
дится в положении «Включено», к конденсатору С под-
водится плюс оперативного тока через контакты ключа,
а минус — через зарядный резистор R2. При этом кон-
денсатор заряжен и схема АПВ находится в состоянии
готовности к действию.

При включенном выключателе реле~лтояежепия«От-
ключено» РПО, осуществляющее контроль исправности
цепи включения, током не обтекается й контакт его в це-
пи пуска АПВ разомкнут. Пуск АПВ происходит при
отключении выключателя под действием релейной защи-
ты в результате возникновения несоответствия между
положением ключа, которое не изменилось, и положени-
ем выключателя, который теперь отключен.. Несоответ-
ствие положений ключаупдадления и выключателя ха-
рактеризуется тем, что через контакты ключа 1—3 на
схему АПВ по-прежнему подается плюс оперативного
тока, а ранее разомкнутый вспомогательный контакт
(блок-контакт) выключателя БКВ переключился и за-
мкнул цепь обмотки реле РПО, которое, срабатывая,
подает минус на обмотку реле времени РВ1.

При срабатывании реле времени размыкается его
мгновенный размыкающий контакт РВ1.1, вводя в цепь
обмотки реле дополнительное сопротивление (резистор
R1). Это приводит к уменьшению тока в обмотке реле,
благодаря чему обеспечивается его термическая стой-
кость при длительном прохождении тока.

По истечении установленной выдержки времени реле
РВ1 замыкает замыкающий контакт РВ1.2 и подключа-
ет параллельную обмотку реле РП1 к конденсатору С.
Реле РП1 при этом срабатывает от тока разряда кон-
денсатора и, самоудерживаясь через свою вторую обмот-
ку, включенную последовательно с обмоткой контак-
тора КП, подает импульс на включение выключателя.
Благодаря использованию у реле РП1 последовательной
обмотки обеспечивается необходимая длительность им-
пульса для надежного включения выключателя, посколь-
ку параллельная обмотка этого реле обтекается током
кратковременно при разряде конденсатора. Выключа-
тель включается, размыкается его вспомогательный кон-
такт БКВ, и возвращаются в исходное положение реле
РПО, РП1 и РВ1.

Если повреждение на линии было неустойчивым, то
она останется в работе. После размыкания контакта реле
времени РВ1.2 конденсатор С начнет заряжаться через
зарядный резистор R2. Сопротивление этого резистора
выбирается таким, чтобы время заряда составляло 20—
25 с. Таким образом, спустя указанное время схема
АПВ будет автоматически подготовлена к новому дей-
ствию.

Если повреждение было устойчивым, то выключатель,
включившись, вновь отключится защитой и вновь срабо-
тают реле РПО и РВ1. Реле РП1, однако, при этом вто-
рой раз работать не будет, так как конденсатор С был
разряжен при первом действии АПВ и зарядиться еще не
успел. Таким образом, рассмотренная схема обеспечи-
вает однократное действие при устойчивом КЗ на ли-
нии.

При оперативном отключении выключателя ключом
управления КУ несоответствия между положением клю-
ча управления и выключателя не возникает и АПВ не
действует, так как одновременно с подачей импульса на
отключение выключателя контактами ключа 6—8 раз-
мыкаются контакты 1—3, чем снимается плюс оператив-
ного тока со схемы АПВ. Поэтому срабатывает только
реле РПО, а реле РВ1 и РП1 не сработают. Одновре-
менно со снятием оперативного тока контактами 1—3
ключа КУ замыкаются контакты 2—4, конденсатор С
разряжается через резистор R3. При оперативном вклю-
чении выключателя ключом управления готовность АПВ
к действию наступает после заряда конденсатора С че-
рез 20—25 с. Поэтому при оперативном включении вы-
ключателя отключать АПВ не требуется.

При отключении линии защитой РЗ, когда действие
АПВ не требуется, через резистор R3 производится раз-
ряд конденсатора С.

Для предотвращения многократного включения вы-
ключателя на устойчивое КЗ, что могло бы иметь место
в случае застревания контактов реле РП1 в замкнутом
14
состояний, в схеме управления (рис. Ы) устанавлива-
ется специальное промежуточное реле РБМ типа РП-232
с двумя обмотками: рабочей последовательной и удер-
живающей параллельной. Реле РБМ срабатывает при
прохождении тока по катушке отключения выключателя
и удерживается в сработавшем положении до снятия ко-
манды на включение. При этом цепь обмотки ^77 разом-
кнута размыкающим контактом РБМ, чем предотвраща-
ется включение выключателя.

1.4.	ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ АПВ
НА ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЯХ

Рассмотренная выше схема АПВ применяется в слу-
чаях, когда в нормальном режиме положение ключа
управления выключателем соответствует положению
выключателя: выключатель включен—ключ находится в
положении «Включено»; выключатель отключен—ключ в
положении «Отключено». Это, однако, имеет место не
всегда. Так, например, на телемеханизированных под-
станциях без дежурного персонала имеется как местное
дистанционное управление, осуществляемое с помощью
ключа, установленного на щите управления данного
объекта, так и телеуправление, осуществляемое с дис-
петчерского пункта. При телеуправлении ключ управле-
ния, находящийся на самом объекте, остается неизменно
в том положении, в которое он был поставлен при пос-
ледней операции с ним.

Очевидно, что в этом случае схема АПВ, приведенная
на рис. 1.1, неприменима, так как она будет произво-
дить повторное включение выключателя при его опера-
тивном отключении через устройство телеуправления.
Поэтому на телемеханизированных подстанциях для
управления выключателем используются ключи управле-
ния без фиксации положения типа ПМОВ или МКВ, а
для запоминания предыдущей команды управления пре-
дусматриваются специальные реле фиксации команды.
Указанные выше ключи управления имеют три положе-
ния: «Включить», «Отключить» и «Нейтральное», при-
чем после операций включения и отключения ключ воз-
вращается в нейтральное положение. Ключи без фикса-
ции крайних положений применяются также и на объек-
тах, не имеющих телеуправления.

В качестве реле фиксации используются двухпо-
зиционные промежуточные реле типов РП8 и РП11. Схе-
ма включения обмоток и контактной системы реле РГ111
приведена на рис. 1.2. Промежуточное реле типа РП11
(РП8) имеет два электромагнита с обмотками В и О,
между которыми расположен якорь, связанный с кон-
тактной системой. Когда ток в обмотках обоих электро-

магнитов отсутствует, якорь реле находится в правом
или левом положении в зависимости от того, в обмотку

Рис. 1.2. Схема включения об-
моток двухпозиционного про-
межуточного реле типа РП11.

какого электромагнита был
подан последний импульс
тока.

Последовательно с обмот-
ками электромагнитов вклю-
чены вспомогательные кон-
такты этого реле БВ и БО,
поэтому напряжение может
быть подано только на об-
мотку того электромагнита,
который подготовлен к дей-
ствию. При подаче напряже-
ния на эту обмотку якорь ре-
ле перекидывается и, перехо-
дя через нейтральное поло-

жение, переключает как вспомогательные, так и основные
контакты. Обмотки электромагнитов не рассчитаны на
длительное прохождение тока и поэтому включаются
вспомогательными контактами только на время, необхо-
димое для действия реле.

При любом включении выключателя (от ключа
управления, устройства телеуправления или от АПВ) сра-
батывает реле положения «Включено» РПВ и подает
плюс оперативного тока на обмотку В реле фиксации,
которое при этом срабатывает и, переключая свои кон-
такты, фиксирует команду «Включить», а также подго-
тавливает цепь обмотки О. При отключении выключате-
ля от ключа управления или устройства телеуправления
одновременно подается плюс оперативного тока на об-
мотку О реле фиксации, которое при этом, снова пере-
ключая свои контакты, фиксирует команду «Отключить»
и подготавливает цепь обмотки В.

Таким образом, при включенном выключателе поло-
жение реле фиксации всегда соответствует положению
выключателя. При отключенном же выключателе такое
соответствие имеет место только при оперативном от-
ключении выключателя от ключа управления или уст-
роиства телеуправления. При отключении вЫкЛючателй
под действием релейной защиты реле фиксации остает-
ся в положении «Включено», благодаря чему возникает
несоответствие между положениями выключателя и ре-
ле, используемого для пуска АПВ.

На рис. 1.3 приведена схема электрического АПВ од-
нократного действия для масляного выключателя, схе-

- Рис. 1.3. Принципиальная схема электрического АПВ однократного
действия для линии с масляным выключателем телемеханизирован-
ной подстанции.

ма управления которого выполнена с использованием
ключа управления без фиксации и двухпозиционного
промежуточного реле фиксации положения РФ. Эта схе-
ма может применяться как на подстанциях с телеуправ-
лением, так и на подстанциях без телеуправления. В
последнем случае цепи, связанные с устройством телеуп-
равления, не выполняются.

Схема показана в положении, когда выключателе
отключен. При этом ключ КУ находится в нейтр^дкйом
2—1251	17
положении, реле РФ в положении «Отключено», реле
РПО и РПВ — в положениях, соответствующих обесто-
ченному положению их обмоток. При включении выклю-
чателя реле РФ переключает свои контакты, подготавли-
вая цепь пуска АПВ, реле РПО размыкает свой кон-
такт.

При срабатывании релейной защиты выключатель
отключается и замыкается его вспомогательный контакт
БКВ, а реле РФ остается в положении «Включено». Ре-
ле РПО, срабатывая, замыкает свой контакт и запу-
скает АПВ через замкнутый контакт РФ.1.

По истечении установленной выдержки времени АПВ
подает импульс на включение выключателя. Если по-
вреждение было неустойчивым, выключатель останется
включенным. Вспомогательный контакт выключателя
БКВ разомкнется, вследствие чего возвратятся реле РПО
и РВ1. После возврата реле времени конденсатор С нач-
нет заряжаться, подготавливая АПВ к новому действию.

Если повреждение на линии оказалось устойчивым,
то вновь сработает защита и отключит выключатель.
Вновь сработают реле РПО и РВ1, но второго повтор-
ного включения не произойдет. В таком положении схе-
ма будет находиться до квитирования несоответствия
между положением выключателя, который отключен, и
реле РФ, которое осталось в положении «Включено».
Квитирование осуществляется подачей импульса на от-
ключение, при этом реле РФ переключается в положе-
ние «Отключено».

При отключении выключателя от ключа управления
или от устройства телеуправления ТУ автоматического
включения выключателя не произойдет, так как одновре-
менно с замыканием цепи отключающей катушки вы-
ключателя КО замкнется цепь обмотки О реле РФ, ко-
торое при этом переключит свои контакты, осуществляя
следующие операции. Контактом РФ.2 реле фиксации
положения производится разряд конденсатора С через
резистор R3 для предотвращения срабатывания АПВ
при последующем включении выключателя. Контактом
РФ.1 размыкается цепь пуска АПВ для того, чтобы из-
бежать длительного обтекания током реле времени, так
как при отключенном выключателе реле РПО будет дер-
жать свои контакты замкнутыми. Одновременно вспомо-
гательные контакты реле РФ отключают обмотку О и
подготавливают цепь обмотки В для последующей опе-
18
рации включения выключателя. При оперативном вклю-
чении выключателя от ключа /СУ или устройства телеуп-
равления ТУ вспомогательный контакт БКО замыкает
цепь обмотки реле РПВ, которое при этом срабатывает
и подает импульс на обмотку В реле РФ. Реле РФ сра-
батывает и, переключая свои контакты, производит сле-
дующие действия: размыкает цепь разряда конденсато-
ра С, который при этом начинает заряжаться; подготав-
ливает цепь пуска АПВ и подготавливает цепь обмотки
О реле РФ. Спустя 20—25 с (после заряда конденсато-
ра), АПВ автоматически приводится в состояние готов-
ности к действию.

1.5.	ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ АПВ
НА ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ

Нормальная работа воздушного выключателя обес-
печивается при условии, что сжатый воздух в его резер-
вуарах находится под определенным давлением. При
снижении давления сжатого воздуха ниже минимально
допустимого выключатель работать не может. Эта осо-
бенность требует осуществления контроля за давлением
сжатого воздуха и блокировки цепей управления при
снижении давления до недопустимого значения.

При отключении и включении выключателя расходу-
ется часть воздуха, запасенного в его резервуарах, что
сопровождается снижением давления. Особенно большой
расход воздуха и соответственно снижение давления
наблюдаются при отключении выключателя.

Наиболее тяжелые условия работы создаются у воз-
душного выключателя, оборудованного АПВ. В этом
случае запас и давление воздуха должны обеспечить
нормальную работу выключателя в цикле неуспешного
АПВ, т. е. в цикле отключение-включение-отключение
(цикл О-В-О). Этот цикл требует наибольшего расхода
воздуха и сопровождается соответственно наибольшим
снижением давления.

Для каждого типа воздушных выключателей наряду
с другими данными заводы-изготовители указывают:
номинальное давление сжатого воздуха в резервуарах,
наименьшее давление воздуха, при котором разрешается
АПВ, т. е. цикл О-В-О, и наименьшее давление, при ко-
тором сохраняется номинальная мощность отключения.
Для современных отечественных воздушных выключате-
лей 110—500 кВ с воздухонаполненным отделителем
2*	19
типов ВВ и ВВН эти давления составляют соответствен-
но 2,2; 1,9 и 1,6 МПа*. В настоящее время выпускается
также унифицированная серия воздушных выключателей
с рабочим давлением 4 МПа.

Контроль за давлением сжатого воздуха и блокиров-
ка цепей управления выключателем производятся с по-
мощью электроконтактных манометров, настроенных на
соответствующие уставки.

На рис. 1.4 приведена принципиальная схема элек-
трического однократного АПВ, пуск которой осущест-
вляется, как и в схеме, рассмотренной выше, при замы-
кании контактов реле РПО и РФ в цепи обмотки реле
времени РВ1. Цепь пуска АПВ контролируется также
контактом РП2.1 реле РП2 — повторителя положения
контакта манометра КМ, который срабатывает при дав-
лении 1,6 МПа и выше, разрешая действовать АПВ.

Контакты РП2.2 и РП2.3 реле РП2 включены также
в цепях катушек включения КВ и отключения КО, пред-
отвращая действие выключателя при давлении ниже
1,6 МПа. Поскольку давление воздуха в резервуарах
выключателей 35—500 кВ при включении выключателя
понижается незначительно, включение выключателя при
давлении 1,6 МПа допустимо. В случае включения на
устойчивое КЗ выключатель под действием релейной за-
щиты вновь будет отключен, так как минимально допу-
стимое давление для отключения составляет 1,6 МПа.
Для предотвращения действия АПВ в случае дистанци-
онного включения выключателя на КЗ одновременно с
подачей импульса на включение осуществляется разряд
конденсатора устройства АПВ через резистор R3 с по-
мощью замыкающего контакта ключа управления.

Промежуточное реле РП2 'кроме параллельной обмот-
ки имеет две последовательные обмотки, включенные
последовательно с катушками включения и отключения.
Наличие этих обмоток обеспечивает завершение процес-
са включения или отключения выключателя в случае
размыкания при этом контактов манометра КМ. Парал-
лельно последовательным обмоткам РП2 включен рези-
стор R6, благодаря чему обеспечивается контроль ис-
правности цепей КВ и КО при разомкнутом положении
контактов РП2.2 и РП2.3, что может иметь место при
снижении давления ниже 1,6 МПа.

1 -МПа =10 кгс/см2.
Следует отметить одну особенность схемы АПВ, при-
веденной на рис. 1.4. Если после отключения поврежден-
ной линии давление в резервуарах упадет ниже 1,6 МПа,
реле РП2 разомкнет свой контакт РП2.1, не разрешая

Рис. 1.4. Принципиальная схема электрического АПВ однократного
действия для линий с воздушным выключателем.

работать реле времени АПВ. После того как давление
восстановится, осуществится пуск АПВ и спустя выдерж-
ку времени, установленную на реле РВ1, произойдет
включение выключателя. Поэтому схему АПВ с пуском
по рис. 1.4 называют схемой АПВ с ожиданием
восстановления давления.

Как показывает опыт эксплуатации, после отключе-
ния воздушного выключателя в течение времени около
1 с в воздушной системе происходят резкие колебания
давления, вследствие чего контакты манометра вибриру-
ют, то размыкая, то замыкая цепь, что 'может привести
к отказу АПВ. Поэтому на АПВ, выполненных по схеме
на рис. 1.4, устанавливают выдержку времени больше 1 с.

1.6	ВЫБОР УСТАВОК ОДНОКРАТНЫХ АПВ
ДЛЯ ЛИНИЙ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

Для обеспечения правильной работы АПВ выдержка
времени на повторное включение выключателя и время
автоматического возврата схемы АПВ в исходное поло-
жение выбираются по определенным условиям.

Выдержка времени АПВ на повторное включение
выключателя определяется двумя условиями:

1)	Повторное включение отключившегося выключа-
теля становится возможным после того, как привод уста-
новится в положение готовности для включения. Для
этого необходимо определенное время, различное для вы-
ключателей разных типов. Следовательно, выдержка вре-
мени АПВ на повторное включение должна быть боль-
ше времени готовности привода, т. е.

^АПВ,1 ^^г.п+^зап,	(1.1)

где /г,п— время готовности привода, которое может из-
меняться в пределах 0,2—1 с для приводов разных ти-
пов; /зап — время запаса, учитывающее непостоянство
/г,п и погрешность реле времени АПВ; принимается рав-
ным 0,3—0,5 с.

2)	Для того чтобы повторное включение было успеш-
ным, необходимо, чтобы за время от момента отключе-
ния линии до момента повторного включения и подачи
напряжения не только погасла электрическая дуга в
месте КЗ, но и восстановились изоляционные свойст-
ва воздуха. Следовательно, выдержка времени АПВ на
повторное включение должна быть больше времени де-
ионизации, т. е.:

^АПВ,1 /д““Н^заш	(1*2)

где /д — время деионизации, составляющее 0,1—0,3 с.

При выборе уставок АПВ принимается большее зна-
чение /АПВ! из полученных по выражениям (1.1) и (1.2).

Следует отметить, что второе условие, как правило,
обеспечивается тем, что время включения выключателя
больше времени, необходимого для деионизации.
В некоторых случаях выдержки времени принима-
ются больше определенных по выражениям (1.1) и (1.2),
около 2—3 с, что бывает целесообразно для повышения
успешности действия АПВ на линиях, где наиболее час-
ты повреждения вследствие набросов, падений деревьев
и касаний проводов передвижными механизмами.

Время автоматического возврата АПВ в исходное по-
ложение выбирается из условия обеспечения однократ-
ности действия. Для этого при повторном включении на
устойчивое КЗ возврат АПВ в исходное положение дол-
жен происходить только после того, как выключатель,
повторно включенный от АПВ, вновь отключится релей-
ной защитой, имеющей наибольшую выдержку времени.

В рассмотренных выше схемах АПВ с использова-
нием комплектных устройств типа РПВ-58 время воз-
врата схемы в исходное положение должно быть не мень-
ше значения, определенного согласно следующему вы-
ражению:

^АПВ,2 ^защ”^отк+^зап,	(1 • 3 )

где Азащ — наибольшая выдержка времени защиты; /Отк—
время отключения выключателя.

Обычно время заряда конденсатора устройства
РПВ-58 составляет 20—25 с и, как правило, удовлетво-
ряет выражению (1.3).

В схемах АПВ, возврат которых в исходное положе-
ние производит реле времени, запускаемое в момент от-
ключения выключателя, выдержка времени автоматиче-
ского возврата определяется выражением

^АПВ,2~^АПВ,1 +/вк л ~f~ защЧ~ ^отк"Wsan»	(1-4)

где fAnB1 определяется из выражений (1.1), (1.2);/Вкл—
наибольшее время включения выключателя.

1.7.	УСКОРЕНИЕ ДЕЙСТВИЯ
РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПРИ АПВ

Ускорение защиты после АПВ. Повторное включение
на устойчивое повреждение линии, не имеющей быстро-
действующей защиты, вредно отражается на работе по-
требителей, приводит к увеличению размеров поврежде-
ния в месте КЗ и усугубляет опасность нарушения устой-
чивости параллельной работы электростанций. Поэтому
перед повторным включением выключателя линии произ-
йбДитсй ускорение действия ее защиты, т. е. автоматиче-
ское снижение или исключение полностью выдержки
времени.

Ускорение защиты после АПВ предусматривается
директивными материалами не только для линий, не
имеющих быстродействующую защиту, но также для ли-
ний, имеющих сложные быстродействующие защиты, как
мера-повышения надежности защиты линии в целом.

Рис. 1.5. Принципиальная схема ускорения действия защиты,
а —после АПВ; б —до АПВ.

На кабельных линиях ускорение защиты после АПВ
необходимо применять для предотвращения поврежде-
ния кабелей из-за перегрева при длительном прохожде-
нии тока.

На рис. 1.5,а показана схема выполнения ускорения
максимальной токовой защиты после АПВ. Ускоренное
действие защиты осуществляется через мгновенный кон-
такт РВ1.1 реле времени РВ. Цепь ускоренного дейст-
вия нормально разомкнута контактом промежуточного
реле ускорения РПУ, которое срабатывает перед повтор-
ным включением выключателя и, имея замедление на
возврат, держит свой контакт замкнутым в течение
0,7—1 с. Поэтому если повторное включение происхо-
дит на устойчивое КЗ, то защита второй раз подейству-
ет без выдержки времени по цепи ускорения через кон-
такт реле РПУ, в качестве которого обычно использует-
ся реле типа РП-252.

Для запуска промежуточного реле ускорения наряду
со схемой, показанной на рис. 1.1, применяется схема,
24
РПО

РПУ

Рис. 1.6. Пуск реле ускорения
защиты от контактов реле по-
ложения «Отключено» РПО.

К ускоряемой
защите

приведенная на рис. 1.6. При отключении выключателя
срабатывает реле РПО и кроме рассмотренных ранее
действий замыкает контакт в цепи обмотки реле РГГУ,
которое, сработав, в свою очередь замыкает цепь уско-
рения. При подаче команды на включение выключателя
реле РПО возвращается и снимает плюс с обмотки ре-
ле РПУ. Однако последнее
возвращается не сразу, а с
замедлением 0,7—1 с, что
является достаточным для
срабатывания защиты по
цепи ускорения при включе-
нии выключателя на устой-
чивое КЗ.

Для ускорения защиты
могут использоваться непо-
средственно контакты реле

РПО. При этом специальное реле РПУ не устанавлива-
ется, а в качестве РПО используется замедленное на
возврат реле типа РП-252.

Схема, приведенная на рис. 1.6, обеспечивает ускоре-
ние защиты при любом включении выключателя, как от
АПВ, так и от ключа управления КУ. что является ее
достоинством.

Ускорение защиты до АПВ. Ускорение защиты до
АПВ позволяет ускорить отключение КЗ и обеспечить
селективную ликвидацию повреждений. В сети, показан-
ной на рис. 1.7, ’максимальная токовая защита МТ31,
установленная на линии Л1, по условию селективности
должна иметь выдержку времени больше, чем макси-
мальные токовые защиты МТ32 и МТЗЗ линий Л2 ъЛЗ.

Одним из способов, обеспечивающих быстрое отклю-
чение повреждений на линии Л1 без применения слож-
ных защит, является ускорение максимальной токовой

рцс. 1.7. Участок сети с односторонним питанием.
защиты этой линии до АПВ. С этой целью защита
МТ31 выполняется так, что при возникновении КЗ она
первый раз действует без выдержки времени независи-
мо от того, на какой из линий произошло КЗ, а после
АПВ действует с нормальной выдержкой времени.

В случае КЗ на линии Л1 срабатывает защита
МТ31 по цепи ускорения и отключает эту линию без вы-
держки времени. После АПВ, если повреждение устра-
нилось, линия остается в работе; если же повреждение
оказалось устойчивым, линия вновь отключится, но уже
с выдержкой времени.

При КЗ на линии Л2 происходит неселективное от-
ключение линии Л1 защитой МТ31 по цепи ускорения
без выдержки времени. Затем линия Л1 действием
АПВ включается обратно. Если повреждение на
линии Л2 оказалось устойчивым, то эта линия от-
ключается своей защитой МТ32, а линия Л1 остается
в работе, так как после АПВ защита МТ31 действует
с нормальной селективной с МТ32 выдержкой времени.

Ускорение защиты до АПВ выполняется аналогично
ускорению после АПВ. Пуск реле РПУ при осуществле-
нии ускорения защиты до АПВ осуществляется при сра-
батывании выходного реле АПВ (см. рис. 1,5,6). У ре-
ле РПУ при этом используется размыкающий контакт.
В схеме на рис. 1.5,6 цепь ускорения будет замкнута до
АПВ и разомкнется при действии АПВ на включение
выключателя. Реле РПУ при этом будет удерживаться
в сработавшем положении до тех пор, пока не отклю-
чится КЗ и не разомкнутся контакты реле защиты.

1.8.	ВЫПОЛНЕНИЕ АПВ НА ПЕРЕМЕННОМ
ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ

Рассмотренные выше схемы электрических АПВ ра-
ботают на постоянном оперативном токе; при этом энер-
гия, необходимая для включения и отключения выклю-
чателей и работы реле, входящих в схему АПВ, посту-
пает от аккумуляторной ’батареи.

В схемах на переменном оперативном токе в качестве
источников энергии используются измерительные транс-
форматоры тока и напряжения, а также трансформато-
ры собственных нужд (СН).

Наиболее просто выполняются устройства АПВ на
выключателях, оборудованных грузовыми или пружин-
ными приводами. В этих приводах энергия, необходимая
для операции включения, запасается в предварительно
натянутых пружинах или поднятом грузе. Подъем гру-
за или натяжение пружин производится вручную или
с помощью специального автоматического электродви-
гательного редуктора (АДР), который состоит из элек-
тродвигателя типа МУН мощностью 80—100 Вт и ре-
дуктора. Наибольшее распространение получили: гру-
зовые приводы ПГМ-10, пружинные приводы ППМ-10,
ПП-61, ПП-61-К, ВМП-10П и пружинно-грузовые приво-
ды УПГП.

В пружинных и грузовых приводах имеются специ-
альные механические устройства, выполняющие повтор-
ное включение выключателя без выдержки времени при
отключении его от реле прямого действия, встроенных в
привод. При оперативном отключении выключателя
(вручную или дистанционно через катушку отключения)
механическое АПВ блокируется и выключатель остается
отключенным.

В случае автоматического повторного включения на
устойчивое КЗ и повторного отключения выключателя
от защиты АПВ второй раз не подействует, так как пру-
жина (или груз) находится в незаведенном состоянии.
Для подготовки АПВ к новому действию необходимо
вручную или от АДР завести пружину (или груз). Та-
ким образом, механические АПВ обладают однократ-
ностью действия. При необходимости механическое АПВ
может быть выведено из действия с помощью специаль-
ного устройства.

Механические АПВ, представляющие собой систему
рычагов и других механических деталей, требующих
весьма тщательной регулировки, недостаточно надеж-
ны и, как правило, не допускают изменения уставки по
времени действия. Поэтому наряду с механическими
АПВ получили широкое распространение электрические
АПВ на переменном оперативном токе, воздействующие
на включающие катушки грузовых или пружинных при-
водов мгновенно или с выдержкой времени.

На рис. 1.8,а приведена схема однократного электри-
ческого АПВ мгновенного действия [3] для выключате-
лей с приводом ПП-67. При включенном выключателе,
когда пружины его привода натянуты, контакт готовно-
сти привода КГП замкнут. В цепи катушки включения
выключателя имеется также специальный вспомогатель-
ный контакт привода БКА. Этот вспомогательный кон-
Такт замкнут, когда выключатель включен, при бтклю-
чении выключателя от защиты остается замкнутым, а

Рис. 1.8. Принципиальные схемы электрических АПВ однократного
действия на переменном оперативном токе для выключателей с гру-
зовыми или пружинными приводами.

а — мгновенного действия с проскальзывающим вспомогательным контактом;
б — с выдержкой времени, создаваемой проскальзывающим контактом реле
времени; в —с выдержкой времени, создаваемой реле прямого действия; г —
с выдержкой времени для телемеханизированных подстанций.

При отключении выключателя от защиты замыкает-
ся вепомогательный контакт выключателя БКВ и крат-
ковременно проскальзывающий вспомогательный кон-
такт привода БКП, чем на время замыкается цепь вклю-
чающей катушки КВ. Включающая катушка сра-
батывает и освобождает механизм зацепления, удер-
живающий пружины в заведенном состоянии, которые три
этом производят включение выключателя. Одновременно
28
замыкается концевой выключатель ЁК и включает элек-
тродвигатель устройства АДР, которое вновь натягива-
ет пружины. Процесс натяжения пружин продолжается
6—20 с. По окончании натяжения пружин концевой вы-
ключатель’ ВК отключает электродвигатель.

Если АПВ было успешным, то схема приходит в со-
стояние готовности к новому действию после натяжения
пружин и замыкания контакта готовности привода КГП.
Если АПВ было неуспешным, то выключатель остается
отключенным, но пружины будут вновь натянуты и при-
вод подготовлен к дистанционному включению.

Для обеспечения однократности действия минималь-
ное время натяжения пружин должно быть больше наи-
большей выдержки времени защиты, действующей на
этот выключатель, т. е.

^пруж ^защ-ЬАзап,

(1.5)

ГДе /зап = 24-3 С.

На линиях 6—35 кВ АПВ с выдержкой времени
(около 1—3 с) имеют 'более высокий процент успешных
действий по сравнению с АПВ без выдержки времени.

На рис. 1.8,6 приведена схема электрического одно-
кратного АПВ с выдержкой времени (3]. Эта схема от-
личается от приведенной на рис. 1.8,а наличием реле
времени РВ типа ЭВ-228 с проскальзывающим контак-
том РВ.1. При отключении выключателя замыкаются его
вспомогательные контакты БКВ и БКД\ последний за-
пускает реле времени РВ, которое своим проскальзыва-
ющим контактом РВ.1 кратковременно замыкает цепь
включающей катушки КВ. Далее АПВ работает так же,
как показано в схеме на рис. 1.8,а.

В схеме, показанной на рис. 1.8,в, для создания вьь
держки времени используется реле прямого действия
РВ. Это реле выполнено на базе токового реле прямого
действия серии РТВ, у которого токовая обмотка заме-
нена обмоткой напряжения. Реле РВ устанавливается
в приводе вместо включающей катушки и срабатывает
от напряжения, подаваемого на реле от трансформатора
напряжения вспомогательным контактом БКВ при от-
ключении выключателя. Назначение вспомогательных
контактов привода КГП и БКА такое же, как в схемах
на рис. 1.8,а и б. В рассматриваемой схеме также преду-
смотрено автоматическое натяжение пружин с помощью
АДР. В цепь электродвигателя включен вспомогатель-
ный контакт привода ВК, замкнутый, когда выключа-
тель включен. Благодаря этому исключается действие
АПВ после однократного включения на устойчивое КЗ,
а также при включении на КЗ от руки. В случае необ-
ходимости пружина может быть натянута и при отклю-
ченном выключателе подачей напряжения на электро-
двигатель АДР вручную рубильником Р. При этом на-
кладка Н устанавливается в положение 1—3.

Рис. 1.9. Схема группового АПВ для выключателей с пружинным

или грузовым приводом.

Вместо указательного реле в схеме (рис. 1.8,в) иног-
да используется специальный счетчик Сч, что позволяет
фиксировать количество срабатываний на подстанциях
без обслуживающего персонала.

Следует отметить, что недостатком рассматриваемой
схемы управления является то, что при включении вы-
ключателя вручную от ключа КУ необходимо длительно
держать замкнутой цепь включения, пока не дорабо-
тает реле времени РВ.

Схема на рис. 1.8,г лишена этого недостатка. В этой
схеме для создания выдержки времени АПВ использу-
ется реле времени переменного напряжения РВ, замы-
кающее цепь катушки включения своим упорным контак-
том. Оперативное включение выключателя осуществля-
30
ется ключом управления /СУ, контакты которого подают
напряжение непосредственно на катушку включения,
минуя элемент выдержки времени.

В схеме предусмотрены цепи включения выключате-
ля от устройства телемеханики ТУ. При замыкании кон-
такта ТУ срабатывает и самоудерживается промежуточ-
ное реле РП, которое своими замыкающими контакта-
ми замыкает цепь катушки включения и двигателя АДР,
осуществляющего подъем груза. Возврат реле РП осу-
ществляется после включения выключателя, когда ра-
зомкнется его вспомогательный контакт БКВ.

На рис. 1.9 приведена схема группового АПВ для
подстанций 6—35 кВ. Особенность этой схемы состоит
в том, что в ней используется одно реле времени для
создания выдержки времени АПВ нескольких присоеди-
нений (трех на рис. 1.9). Благодаря этому достигается
экономия нескольких реле времени.

Пуск реле времени осуществляется контактами
РП1.1, РП2.1, РП3.1 промежуточных реле РП1, РП2,
РПЗ. Каждое из этих реле срабатывает в случае отклю-
чения выключателя соответствующего присоединения,
так как цепь его обмотки замыкается через замкнутые
при автоматически (или самопроизвольно) отключенном
выключателе контакты БКВ, КГП, Б КА.

После того как реле времени доработает, оно замы-
кает цепь обмотки промежуточного реле РП, которое
замкнет цепи катушек включения выключателей всех
присоединений, входящих в схему группового АПВ. При
этом произойдет включение только одного выключателя
того присоединения, которое отключилось аварийно при
срабатывании релейной защиты. Катушки включения
выключателей, отключенных вручную ключом управле-
ния, не сработают, так как цепи их обмоток останутся
разомкнутыми на контактах БКА.

На рис. 1.10 приведена схема электрического одно-
кратного АПВ для подстанций с переменным оператив-
ным током для выключателей, оснащенных электромаг-
нитными приводами [3]. В качестве источника питания
для схемы управления выключателем и АПВ использу-
ется блок питания БПН типа БПН-101. Схема выполне-
на с помощью комплектного устройства РПВ-358. Это
устройство выпускается специально для работы на пере-
менном оперативном токе и отличается от рассмотрен-
ного ранее комплектного устройства типа РПВ-58 нали-
чием в схеме диода Д. Диод предотвращает разряд
конденсатора С устройства РПВ-358 при снижениях вы-
прямленного напряжения, вызванных КЗ вблизи под-
станции.

Для питания отключающей катушки выключателя,
которая потребляет мощность около 500 Вт, используется
конденсаторная батарея КБ, предварительно заряжен-
ная от зарядного устройства УЗ типа УЗ-401.

При срабатывании АПВ контактор КП замыкает
цепь электромагнита включения КВ на 'мощное выпря-

Рис. 1.10. Схема электрического АПВ однократного действия на пе-
ременном оперативном токе для выключателей с электромагнитны-
ми приводами.

а — оперативные цепи АПВ; б — цепи отключения; в — цепи включения,
з?
мительное устройство В, которое питается от трансфор-
матора собственных нужд ТСН.

При шитании цепей электромагнита отключения КО
от конденсаторной батареи КБ выдержка времени АПВ
должна быть больше времени заряда конденсаторов от
зарядного устройства УЗ-401, которое составляет
0,3—1,5 с в зависимости от емкости конденсаторов КБ.

Для обеспечения надежного отключения выключате-
ля при включении на устойчивое КЗ предусматривается
замедление на возврат реле РБМ, несколько превышаю-
щее время отключения выключателя. При этом само-
удерживание реле будет обеспечено после отключения
выключателя и восстановления напряжения на выходе
блока питания БПН.

Однократность действия АПВ в случае включения на
устойчивое КЗ обеспечивается так же, как в схемах на
постоянном оперативном токе.

Ручное отключение выключателя производится
ключом КУ через реле команды «Отключить» РКО, ко-
торое замыкает цепь катушки отключения на предвари-
тельно заряженные конденсаторы батареи КБ. Одновре-
менно с отключением выключателя контактами 2—4
ключа КУ подается плюс на разрядное сопротивление
R3, что приводит к разряду конденсатора С.

Если для питания оперативных цепей защиты и уп-
равления используются не только трансформаторы на-
пряжения, но и трансформаторы тока и применяются
достаточно мощные блоки, например типов БПН-1002
и БПТ-1002, то цепи АПВ также подключаются к этим
блокам. При этом для АПВ может применяться обыч-
ное комплектное устройство РПВ-58. Диод в этом слу-
чае не нужен, так как благодаря питанию от трансфор-
маторов тока на выходе блоков питания нормальное
напряжение выпрямленного тока обеспечивается также
и при КЗ вблизи подстанции. В качестве реле РБМ при
этом может применяться обычное, не замедленное на
возврат промежуточное реле.

Комплектное реле РПВ-358 целесообразно применять
также в установках с постоянным оперативным током
напряжением 24 или 48 В, поскольку реле РПВ-58 на
такие напряжения промышленностью не выпускаются.

1.9.	ДВУКРАТНОЕ АПВ

Схема двукратного АПВ для масляных выключате-
лей. Применение двукратного АПВ позволяет повысить
Э~-12б|	33
эффективность этого вида автоматики. Как показывает
опыт эксплуатации, успешность действия при втором
включении составляет 10—20%, что повышает общий
процент успешных действий АПВ до 75—95%. Двукрат-
ное АПВ применяют, как правило, на линиях с односто-
ронним питанием и на головных участках кольцевых

Рис. 1.11. Схема электрического АПВ двукратного действия с ком-
плектным устройством РПВ-258 для линий с маслянмми выключа-
Тёлями,

34
сетей, гДё возможна работа в режиме одностороннего
питания.

На рис. 1.11 показана схема АПВ двукратного дейст-
вия с комплектным устройством типа РПВ-258 для ли-
ний, на которых установлены масляные выключатели.
В отличие от устройства РПВ-58, рассмотренного выше,
РПВ-258 содержит два конденсатора С1 и С2 и реле
времени РВ1 с тремя контактами: РВ1.1, размыкающим-
ся без выдержки времени, и двумя контактами, замы-
кающимися с выдержками времени (временно замыкаю-
щий— проскальзывающий РВ1.2 и упорный РВ1.3).

Пуск схемы двукратного АПВ осуществляется так
же, как и схемы однократного АПВ, контактами реле
РПО, которое срабатывает при отключении выключате-
ля и подает минус на обмотку реле времени АПВ. Спус-
тя установленную выдержку времени замкнется про-
скальзывающий контакт реле времени РВ1.2 и создаст
цепь для разряда конденсатора С1 на обмотку промежу-
точного реле РП, которое, сработав, включит выключа-
тель.

В случае успешного АПВ работа схемы прекратится.
Если же АПВ было неуспешным и выключатель отклю-
чился вновь, опять сработает РПО и запустит релъРВ1.
В этом случае при замыкании контакта РВ1.2 промежу-
точное реле РП не сработает, так как конденсатор С1
к этому времени не успеет зарядиться. Реле времени,
продолжая работать, замкнет контакт РВ1.3\ при этом
под действием разряда конденсатора С2 вновь сработает
реле РП и произойдет второй цикл АПВ.

В схеме, приведенной на рис. 1.11, используются ре-
ле-повторители ключа управления — PRO и PRB.

Для предотвращения срабатывания АПВ в случае
отключения выключателя после включения его ключом
управления на КЗ в схеме на рис. 1.11 осуществляется
разряд конденсаторов С1 и С2 через замыкающие кон-
такты PRB и резисторы R3 и R5. Аналогично осущест-
вляется запрет АПВ контактами реле защит.

Цепь пуска АПВ контролируется контактом реле
фиксации РФ. Работа АПВ сигнализируется указатель-
ными реле: РУ1— первый цикл; РУ2 — второй цикл;
РУЗ — срабатывание АПВ.

В схеме предусмотрены два отключающих устройст-
ва: Н1—выводящее из действия схему АПВ полностью
и Н2 — исключающее второй цикл АПВ.

3*	35
Ёыдержка времени первого Цикла АПВ определяет-
ся согласно выражениям (1.1) и (1.2) так же, как и для
АПВ однократного действия. Второй цикл согласно [1]
должен происходить спустя 10—20 с после вторичного
отключения выключателя. Такая большая выдержка вре-
мени АПВ во втором цикле диктуется необходимостью
подготовки выключателя к отключению третьего КЗ в
случае включения на устойчивое повреждение. За это
время из гасительной камеры удаляются разложившие-
ся и обугленные частицы, камера вновь заполняется мас-
лом, и отключающая способность выключателя восста-
навливается. В комплекте РПВ-258 время готовности к
последующим действиям после второго цикла составляет
60—100 с.

Особенности выполнения двукратного АПВ на воз-
душных выключателях. Схема двукратного АПВ для
воздушных выключателей имеет некоторые особенности,
что определяется ограниченностью запаса сжатого воз-
духа в резервуарах. Поскольку при использовании дву-
кратного АПВ необходимо обеспечить трехкратное от-
ключение КЗ (один раз до АПВ и дважды при неуспеш-
ном АПВ в первом и втором циклах), объемы воздуха,
как правило, оказываются недостаточными.

Поэтому для того, чтобы использовать двукратное
АПВ, на линиях с воздушными выключателями устанав-
ливают дополнительные резервуары сжатого воздуха.
В этом случае может применяться схема двукратного
АПВ, аналогичная приведенной на рис. 1.11. Цепи пус-
ка при этом выполняются так же, как и в схеме одно-
кратного АПВ на рис. 1.4. Независимо от наличия до-
полнительных резервуаров сжатого воздуха для осуще-
ствления двукратного АПВ на воздушных выключате-
лях может быть применена схема с ожиданием восста-
новления давления, приведенная на рис. 1.12. В эту схе-
му кроме устройства РПВ-58 входят реле времени РВД
типа ЭВ-142, промежуточное реле РПЗ и два указатель-
ных реле РУ1 и РУ2.

Пуск АПВ производится замыкающим контактом
РПО.1 реле РПО при условии, если будут замкнуты кон-
такты реле РФ.1 и РП2.1. Реле РП2 является повтори-
телем контакта манометра КМ, контролирующего давле-
ние воздуха, с уставкой 1,6 МПа.

Спустя заданную выдержку времени доработает ре-
ле РВ1 и замкнет контактом РВ1.2 цепь разряда кон-
36
Дейёа1ора Cl на обмотку реле РП1. Последнее, срабо^
тав, контактом РП1.1 подаст импульс на включение вы-
ключателя, а контактом РП1.2 запустит реле времени
РВД, которое после запуска самоудерживается через
свой мгновенный замыкающий контакт РВД.1. Одновре-

Рис. 1.12. Принципиальная схема электрического АПВ двукратного
действия воздушных выключателей ПО—500 кВ с ожиданием вос-
становления давления перед вторым циклом АПВ.
Менно срабатывает реле РПЗ и удерживается до завер-
шения работы АПВ и подачи команды на включение
выключателя.

Если первый -цикл АПВ был успешным, после воз-
врата якоря (Промежуточного реле ускорения РПУ его
контакт РПУ.1 шунтирует обмотки реле РВД и РПЗ,
возвращая их в исходное положение.

Если же первый цикл АПВ окажется неуспешным, то
якорь реле РПУ останется 'подтянутым, не успев от-
пасть за -время, пока выключатель был включен и кон-
такт РП0.2 был разомкнут. Поэтому реле РВД 'будет
продолжать работать, удерживаясь через свой мгновен-
ный контакт РВД.1. При замыкании упорного контакта
РВД.2 сработает реле РП4. Это реле обеспечивает под-
готовку устройства АПВ к выполнению второго повтор-
ного включения. Контактом РП4.1 оно замыкает цепь
заряда конденсатора РПВ-58, производит переключение
своих контактов -в выходной цепи, обеспечивая прохож-

Рис. 1.13. Принципиальная схема АПВ двукратного действия вы-
ключателей с пружинным приводом.
дение импульса на второе повторное включение через об-
мотку указательного реле РУ2, и размыкает цепь пуска
реле времени. Благодаря этому исключается возмож-
ность пуска последнего, в случае если реле контроля
давления РП2 замкнет свой контакт РП2.1 прежде, чем
успеет зарядиться конденсатор С1.

Реле РВД по истечении выдержки времени 20 с
замкнет свой упорный контакт РВД.З, чем обеспечит
возврат реле РПЗ, которое своим размыкающим кон-
тактом РП3.2 обеспечит цепь пуска реле РВ1. Если дав-
ление в резервуарах будет достаточным для однократ-
ного отключения выключателя в случае включения на
устойчивое КЗ, через замкнутый контакт РП2.1 реле
РП2 сработает реле РВ1 и начнется второй цикл работы
РПВ-58. Если же давление будет недостаточным, схема
будет ждать восстановления давления и реле РВ1 запу-
стится после замыкания контакта РП2.1. После замыка-
ния контакта РВ1.2 конденсатор С/, успевший зарядить-
ся за время работы реле времени РВД, разрядится на
обмотку промежуточного реле РП1, которое подаст им-
пульс на включение выключателя. Если выключатель во
втором цикле АПВ останется включенным, то после отпа-
дания якоря РПУ произойдет возврат реле РВД и РПЗ,
и через время, необходимое для заряда конденсатора
С/, АПВ подготовится к новому действию.

Если же после второго повторного включения вновь
подействует релейная защита, то в момент замыкания
контакта РБМ.4 реле РБМ будет произведена деблоки-
ровка находящихся на самоудерживании реле РВД и
РПЗ.

Реле РПЗ должно иметь небольшое замедление на
возврат, превышающее время возврата реле РВД.

Двукратное АПВ на выключателях, оборудованных
пружинными приводами. Для осуществления двукратно-
го АПВ на выключателях с пружинными приводами
можно использовать комплектное устройство РПВ-258.
Наряду с этим двукратное АПВ может быть выполнено
с помощью упрощенных схем, одна из которых приведе-
на на рис. 1.13. Эта схема обеспечивает подачу импуль-
са на включение в первом цикле без выдержки време-
ни, а во втором — с выдержкой времени, определяемой
упорным контактом реле времени РВ.З (типа ЭВ-248).

Схема работает следующим образом. При включен-
ном выключателе, когда замкнуты вспомогательные

ЗЭ
контакты выключателя БКД1 и готовности привода
КГП2, двухпозиционное реле РП срабатывает под дей-
ствием нижней обмотки и замыкает контакт РП.1 в це-
пи обмотки реле времени РВ и РП.З в цепи катушки
включения.

В случае аварийного отключения выключателя зам-
кнется его вспомогательный контакт БКД2, подавая че-
рез указательное реле РУ1 и вспомогательный контакт
БКА, который остается замкнутым при отключении вы-
ключателя защитой, импульс на катушку включения.

Если первый цикл АПВ будет успешным, работа схе-
мы прекратится. В случае же неуспешного АПВ и вто-
ричного отключения выключателя контакт БКД2 вновь
запустит реле времени, обмотка которого кратковременно
обесточивалась при включении выключателя. Реле вре-
мени по истечении заданной выдержки времени замыка-
ет проскальзывающим контактом РВ.2 цепь обмотки 2
двухпозиционного реле РП. Последнее переключит свои
контакты, размыкая контакт РП.1 и цепь первого цикла
АПВ (контакт РП.З) и замыкая цепь второго цикла
АПВ (контакт РП.2). При размыкании контакта РП.1
реле времени удерживается через шунтирующий его кон-
такт РВ.1.

Второе повторное включение выключателя произой-
дет после замыкания контакта реле времени РВ.З, если
к этому времени 'будет натянута пружина и замкнут се
контакт КГП1. Если же к моменту замыкания контакта
РВ.З пружина еще не будет натянута, импульс на вклю-
чение 'будет подан с дополнительным замедлением, пос-
ле того как замкнется контакт КГП1.

В случае если второй цикл АПВ будет также неус-
пешным, работа схемы прекратится и она останется за-
блокированной (контакты РП.1 и РП.З разомкнуты, об-
мотка реле времени обесточена).

Схема вернется в исходное положение после опера-
тивного включения выключателя, когда замкнется его
контакт БКД1 в цепи обмотки 1 двухпозиционного ре-
ле, которое, переключив свои контакты в положение,
указанное на рис. 1.13, подготовит цепь обмотки реле
времени и катушки включения.

В случае успешного включения выключателя во вто-
ром цикле АПВ будет подготовлено к новому действию
сразу же после натяжения пружин и замыкания контак-
тов КГП1 и КГП2. Для предотвращения действия АПВ
49
В случае отключения выключателя ключом управления
вторым контактом этого ключа подается плюс на обмот-
ку 2 реле РП, которое, срабатывая, размыкает контак-
ты РП.1 и РП.З. Поскольку при подаче импульса на
включение выключателя контакт КГП2 в цепи обмотки
2 реле РП разомкнется и будет замкнут вновь лишь пос-
сле натяжения пружины, АПВ не может подействовать
при оперативном включении выключателя на КЗ.

Время действия АПВ во втором цикле может осу-
ществляться с замедлением до 20 с, но не меньше вре-
мени подготовки привода к повторному включению, т. е.
6—15 с.

1.10.	ТРЕХФАЗНОЕ АПВ НА ЛИНИЯХ
С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

Общие сведения. Автоматическое повторное включе-
ние линий с двусторонним питанием имеет некоторые
особенности, что определяется наличием напряжения по
обоим концам линии. Первая особенность состоит в том,
что АПВ линии должно производиться лишь после того,
как она будет отключена с обеих сторон, что необходимо
для деионизации воздушного промежутка в месте по-
вреждения. Поэтому при выборе выдержки времени АПВ
линий с двусторонним питанием необходимо кроме усло-
вий (1.1) и (1.2), действительных так же, как и для ли-
ний с односторонним питанием, учитывать еще и третье
условие

^АПВ, 1 ^защ, t ^защ. п"4~/отк, г ^отк. 1Я““ ^д ^вкл, i “F ^зап»

(1.6)
где /защ,ь ^откд, ^вкл,1 — наименьшие выдержка времени
защиты, времена отключения и включения выключателя
на своем конце (индекс 1) линии, на котором выбирает-
ся выдержка времени АПВ; /Защ,2> ^отк,2 — выдержка
времени второй ступени защиты и время отключения вы-
ключателя на противоположном конце (индекс 2) ли-
нии; /зап^0,54-0,7 с.

Принимая с целью упрощения ^otk,i = ^otk,2 и
£защ,1 = 0, получаем более простое выражение для опре-
деления /АПв,1 :

^АПВ, 1 ^защ. 2 “F ^д ^вкл. i ^зап- (1,6я)
б)

Рис. 1.14. Схема связи между
двумя частями энергосистемы.
а —• с тремя линиями; б — с одной
линией.

Если вторая ступёйь зйщйты не обеспечивает доста-
точной надежности при повреждениях в конце рассмат-
риваемой линии (коэффициент чувствительности &ч=
=1,3-4-1,4), в выражения (1.6) и (1.6а) необходимо под-
ставлять выдержку времени третьей ступени защиты.

Выдержка времени АПВ для обоих концов линии
подсчитывается по выражениям (1.1), (1.2), (1.6) или
(1.6а); принимается наи-
большее из трех полученных
значений.

Вторая особенность опре-
деляется тем, что успешное
включение линии (замыка-
ние в транзит) может со-
провождаться большими
толчками тока и активной
мощности, поскольку по
обоим концам отключив-
шейся линии имеется на-
пряжение.

В тех случаях, когда две
электростанции или две ча-
сти энергосистемы связаны
несколькими линиями
(рис. 1.14,а), отключение одной из них не приводит к на-
рушению синхронизма и значительному расхождению
по углу и значению напряжений по концам отключив-
шейся линии. АПВ в этом случае не будет сопровож-
даться большим толчком уравнительного тока. Вслед-
ствие этого на линиях с двусторонним питанием до-
пускается применение простых АПВ, аналогичных рас-
смотренным выше, если две электростанции или две
части энергосистемы имеют три или более связей близ-
кой пропускной способности

В некоторых случаях простое АПВ, установленное
с одного конца, дополняется устройством контроля на-
личия напряжения на линии. Благодаря этому включе-
ние от АПВ на устойчивое КЗ производится только
один раз с той стороны, где отсутствует устройство кон-
троля напряжения на линии. С той же стороны, где
контролируется напряжение, включение выключателя
будет происходить лишь в том случае, если поврежде-
ние устранилось и линия, включенная с противополож-
ного конца, держит напряжение.
Условия (1.6) и (1.6а) для АПВ с контролем нали-
чия напряжения на линии имеют следующий вид:

^АПВ, 1 === ^зшц, 2 ^защ. i 4“ ^отк, 2 ^отк. i ^зап» 0 *®б)

^АПВ, 1 7=2 ^защ, 2 4“ ^зап-	(1.6в)

При включении действием АПВ линии с двусторон-
ним питанием, когда синхронизм между двумя частя-
ми энергосистемы не был нарушен, могут возникать
синхронные качания, вызванные толчком активной мощ-
ности в момент включения. Синхронными качаниями
называются периодические колебания угла между
ЭД С, не превышающие 180°. Обычно синхронные ка-
чания не сопровождаются большими колебаниями угла
и быстро затухают.

Если две электростанции или две части энергосисте-
мы связаны единственной линией электропередачи, как
показано на рис. 1.14,5, по которой передается активная
мощность, каждое отключение этой линии будет приво-
дить к несинхронной работе разделившихся частей энер-
госистемы. При этом в одной из частей энергосистемы
возникнет дефицит активной мощности, вследствие чего
частота в ней будет уменьшаться, а в другой будет из-
быток активной мощности, что вызовет повышение ча-
стоты. Поскольку напряжения в разделившихся частях
энергосистемы будут иметь разную частоту, при включе-
нии отключившейся линии угол между напряжениями
по ее концам может иметь большое значение, вследст-
вие чего АПВ вызовет большой уравнительный ток.
Кроме того, замыкание двух частей энергосистемы в
этом случае будет сопровождаться более или менее
длительным асинхронным режимом.

При асинхронном режиме угол между ЭДС увели-
чивается, проходя через значения 180°, 360°. Ток при
этом изменяется от минимального значения, близкого
к нулю, до максимального, которое может превышать
токи КЗ. Вместе с тем асинхронный режим сопровожда-
ется резким снижением напряжения в пределе до ну-
ля на промежуточных подстанциях, расположенных на
электропередаче, связывающей две части энергосисте-
мы, работающие несинхронно.

Большие толчки тока и резкие понижения напряже-
ния при длительном асинхронном режиме представляют
опасность для электрооборудования и могут привести
к серьезному расстройству работы энергосистемы.
В большинстве случаев асинхронный режим завер-
шается ресинхронизацией, т. е. выравниванием частот
несинхронно работающих частей и восстановлением
синхронизма. В тех случаях когда асинхронный режим
затягивается, осуществляется деление несинхронно ра-
ботающих частей оперативным персоналом или авто-
матически с помощью специальных делительных ус-
тройств (см. гл. 8).

В Советском Союзе для линий с двусторонним пита-
нием разработано и эксплуатируется большое количе-
ство ТАПВ разных типов, которые можно объединить в
три группы:

устройства, допускающие несинхронное включение
разделившихся частей энергосистемы, — несинхрон-
ное АПВ (НАПВ);

устройства, допускающие АПВ, когда напряжения
по концам отключившейся линии синхронны или когда
разность частот этих напряжений невелика, т. е. усло-
вия близки к синхронным, — быстродействующие
АПВ (БАПВ), АПВ с улавливанием синхрониз-
м а (АПВУС) и др.;

устройства, осуществляющие АПВ после отключе-
ния источников несинхронного напряжения (генерато-
ров или синхронных компенсаторов),.— АПВ линий с
выделенной нагрузкой или после снятия с генераторов
и синхронных компенсаторов возбуждения — АПВ с
самосинхронизацией (АПВС).

Несинхронное АПВ. Несинхронное АПВ (НАПВ) является наи-
более простым устройством, допускающим включение разделивших-
ся частей энергосистемы независимо от разности их напряжений.
Схема АПВ при этом выполняется, как описано выше, без каких-
либо дополнительных блокировок. Для предотвращения включения
с обоих концов линии на устойчивое КЗ, а также для обеспечения
при НАПВ правильной* работы релейной защиты АПВ с одного кон-
ца линии иногда выполняется с контролем наличия напряжения на
линии. Включение линии при успешном НАПВ сопровождается
сравнительно большими толчками тока и активной мощности, а так-
же более или менее длительными качаниями. На основании теорети-
ческих и экспериментальных исследований предложены следующие
нормы, определяющие допустимость применения НАПВ, если крат-
ность периодической составляющей тока при включении не превьи-
шает следующих значений [6]:

для гидрогенераторов с успокоительными контурами и для тур-
богенераторов с косвенным охлаждением обмоток

/нс R 0,625.

1 ном л а

(1-7)
для гидрогенераторов без успокоительных контуров и для тур-
богенераторов с непосредственным охлаждением обмоток типов ТВВ
и ТВФ

(1.8)

(1-9)

(1-Ю)

для синхронных компенсаторов

/нс	0,84

I	Х"^	>

1	ном	Л а

для трансформаторов и автотрансформаторов
/нс 100
Люм	’

где X"d — сверхпереходное сопротивление генераторов и синхронных
компенсаторов; ик — напряжение КЗ трансформаторов (автотранс-
форматоров); /ном — номинальный ток соответствующего генератора,
компенсатора, трансформатора (автотрансформатора); 7Нс— макси-
мальный возможный ток несинхронного включения (периодическая
составляющая), определенный согласно следующему выражению:

здесь Х^— суммарное сопротивление между ЭДС Е"т и напряжением
энергосистемы Uc.

Расчет тока асинхронного режима производится по эквивалент-
ной расчетной схеме, в которой генераторы замещаются сверхпере-
ходными сопротивлениями X"d и сверх'переходными ЭДС £"г. Гене-
раторы, не имеющие успокоительных контуров на роторе, замещают-
ся переходными реактивными сопротивлениями X'd и переходными
ЭДС £'г. Трансформаторы, автотрансформаторы и линии электропе-
редачи замещаются своими реактивными сопротивлениями.

Допускается при расчете несинхронного включения не опреде-
лять значение ЭДС, а принимать приближенно:

^c=E"r=l,05i/HoM.	(1.12)

Для вычисления тока асинхронного режима расчетная схема
приводится к результирующему сопротивлению по одну сто-
рону которого находится результирующая ЭДС генераторов Е"т, а по
другую — напряжение энергосистемы Uc (или другой электростан-
ции, относительно которой возник асинхронный режим).

При расчете несинхронного включения необходимо исходить из
такого режима, при котором по рассматриваемому оборудованию
будет проходить наибольший ток.

В выражениях (1.7) — (1.10) значения токов, допустимые при не-
синхронном включении, могут быть увеличены на 13% для турбоге-
нераторов и на 35% Для гидрогенераторов с успокоительными кон-
турами, если заведомо известно, что включение происходит при
значениях частот и напряжений, отличающихся от номинальных не
более чем на ±5% [6].

Расчетное значение тока, проходящего при несинхронном вклю-
чении по генераторам и трансформаторам, определенное по формуле
(1.11),	несколько превышает действительное значение, так как в рас-
чете не учтено влияние нагрузки, подключенной параллельно гене*
раторам. Поэтому если токи несинхронного включения, определенные
при расчете по формуле (1.1’1), превышают допустимые значения,
необходимо выполнить уточненный расчет с учетом нагрузки, под*
ключенной параллельно генераторам. При этом нагрузка вводится
в схему замещения следующими параметрами: 2?п —0,9 и хн = 0,35
(приведенное к номинальной мощности нагрузки). Учет нагрузки не-
обходим в тех случаях, когда мощность нагрузки равна мощности
отделившихся генераторов или превышает ее.

Преимуществами схем НАПВ, обусловившими на определенном
этапе их широкое распространение в энергосистемах Советского
Союза, являются их простота и возможность применения на выклю-
чателях всех типов. Обычно после НАПВ происходит успешная ре-
синхронизация двух частей энергосистемы или электростанции
с энергосистемой. Вместе с тем следует иметь в виду, что поскольку
НАПВ сопровождается большими толчками тока и снижением на-
пряжения, асинхронным ходом и синхронными качаниями, создаются
условия для неправильной работы релейной защиты. Поэтому не-
обходимо тщательно анализировать поведение защит, установленных
на транзите, соединяющем две включаемые на параллельную рабо-
ту части энергосистемы.

Применение НАПВ на линиях, несинхронное замыкание которых
приводит к длительному асинхронному ходу, нецелесообразно, так
как может вызвать расстройство работы потребителей.

, Быстродействующее АПВ. Как уже отмечалось выше,
после отключения единственной линии, соединяющей
две части энергосистемы, угол между напряжениями по
концам отключившейся линии увеличивается. Процесс
этот, однако, происходит не мгновенно, а в течение не-
которого времени, тем большего, чем больше механи-
ческая инерция машин в разделившихся частях энерго-
системы и чем меньше была мощность, передававшаяся
по линии до ее отключения.

Механическая инерция агрегата характеризуется
постоянной инерцией (Tj) и измеряется в секун-
дах. Физически постоянная инерции агрегата равна вре-
мени, в течение которого агрегат, работавший с номиналь-
ной частотой вращения, остановится под действием по-
стоянной тормозящей мощности, равной номинальной
мощности агрегата при отсутствии вращающего момен-
та на валу турбины. Аналогично, если на турбину оста-
новленного агрегата подать номинальную мощность, он
развернется до номинальной частоты вращения за вре-
мя, равное постоянной инерции. Обычно для расчетов
значение постоянной инерции энергосистемы принимает-
ся равным 8—15 «с. Точное значение постоянной инерции
в каждом "конкретном случае может быть определено с
помощью специальных испытаний,
46
Для сшрёделейия Изменения угла между напряжениями iio кон-
цам отключившейся линии за определенный промежуток времени
можно воспользоваться следующим выражением:

ДГ = 9000 Рл -------+7--------} t2,	(1.13)

V Л И г» 1 7 /, 2/ г> 2 /

где Рл — мощность, передававшаяся по линии до ее отключения,
/МВт; Рг>1 и Рг>2 — суммарные мощности генераторов в разделив-
шихся частях энергосистемы, МВт; Tj,i и Tj,2—постоянные инер-
ции в разделившихся частях энергосистемы, с; t — время, прошедшее
от момента отключения линии, с.

В случаях, когда можно принять, что постоянные инерции
в обеих частях разделившейся энергосистемы равны: Тj,i = Tj,2=T
можно записать более простое выражение для определения угла
между напряжениями по концам отключившейся линии:

Д8° = 9000 •—	/2-	О'14)

Принцип БАПВ заключается в том, чтобы после от-
ключения выключателей включить их с обеих сторон
повторно возможно быстрее, так, чтобы за время, на-
зываемое бестоковой паузой, угол между напряжения-
ми не успел значительно увеличиться. Включение ли-
нии при этом будет происходить без больших толчков
тока .и длительных качаний.

В Советском Союзе БАПВ применяется только на
линиях, оборудованных воздушными выключателями, ко-
торые обеспечивают необходимое быстродействие. Для
того чтобы БАПВ было успешным, должны быть соблю-
дены условия (1.2) и (1.6). Поскольку время включения
воздушных выключателей составляет 0,2—0,3 с, деио-
низация среды будет обеспечена при выполнении БАПВ
без выдержки времени или с небольшой выдержкой
времени (0,1—0,2 с).

Быстродействующее АПВ применяется только в тех
случаях, когда линия оснащена быстродействующей за-
щитой, обеспечивающей отключение повреждения без
выдержки времени с обоих ее концов.

Достоинствами БАПВ являются простота схемы и высокая
эффективность действия, что обеспечивает восстановление парал-
лельной работы без длительных качаний и с меньшими толчками
тока, чем при НАПВ. Указанное объясняется тем, что толчок тока
при включении от БАПВ происходит при угле б»кл, меньшем 180°:

бвкл =ба“ЬДб,	(1.15)

где бн — угол налрузки в доаварийном режиме; Дб — изменение угла
за время цикла БАПВ, определенное по формуле (1.14).

Наиболее целесообразно применять БАПВ на оди-
ночных линиях, связывающих две энергосистемы, когда
47
изменение угла AS невелико, что будет иметь место при
малых отношениях мощности Рл, передаваемой по ли-
нии, к суммарной мощности генераторов энергосистемы,
т. е. на слабозагруженных линиях. Применение БАПВ
целесообразно также на межсистемных транзитах 220—
750 кВ, когда параллельно им включены более слабые
связи ПО—220 кВ. В этом случае после отключения ос-
новной линии может возникнуть перегрузка слабых свя-
зей, что приведет к нарушению устойчивости параллель-
ной работы. При успешном БАПВ основной линии элек-
тропередачи нарушение устойчивости будет предотвра-
щено благодаря быстрому включению отключавшейся
линии и восстановлению нормальной схемы.

Автоматическое повторное включение с ожиданием
синхронизма. Принцип действия АПВ с ожиданием син-
хронизма (АПВОС) заключается в том, что включение
разделившихся частей энергосистемы разрешается, ког-
да напряжения по концам отключившейся линии син-
хронны или близки к синхронным, а угол между напря-
жениями не превышает определенного значения. Когда
напряжения по концам отключившейся линии синхрон-
ны, АПВОС контролирует угол между ними и осуществ-
ляет включение линии, если угол невелик и включение
не будет сопровождаться большим толчком тока. Когда
напряжения несинхронны, АПВОС осуществляет замы-
кание линии в транзит, если разность частот невелика,
и включение не будет сопровождаться большим толчком
тока и длительными качаниями.

Если напряжения по концам линии будут несинхрон-
ными и разность частот недопустимо велика, схема
АПВОС будет ожидать, пока не восстановится синхро-
низм между разделившимися частями энергосистемы
или когда разность частот будет столь незначительна,
что замыкание линии в транзит не повлечет за собой
асинхронного хода и не будет сопровождаться большим
толчком тока.

Схема АПВОС приведена на рис. 1.15. Она отлича-
ется от схем АПВ, рассмотренных ранее, наличием двух
дополнительных реле: контроля напряжения на линии
РНЛ и контроля синхронизма РКС. Рассматриваемая
схема АПВ устанавливается по обоим концам линии,
при этом с одной стороны линии действие АПВ разре-
шается при отсутствии на линии напряжения (через
верхний размыкающий контакт РНЛ, когда включена
йакладка Н2), а с другой стороны — прйиалнчийна ли-
нии напряжения и при синхронности встречных напря-
жений (замкнут нижний замыкающий контакт РНЛ и
контакт РКС). Цикл АПВ происходит в следующей по-
следовательности. После отключения линии сначала по-
действует АПВ с той стороны, где контролируется от-
сутствие напряжения, и включит выключатель. В случае
наличия на линии устойчивого повреждения выключа-
тель отключится вновь. Устройство АПВ на другой сто-
роне линии при этом действовать не будет. Если же
повреждение устранилось, линия останется под напряже-

Рис. 1.15. Принципиальная схема АПВ с ожиданием синхронизма
для присоединений с масляными выключателями.
Рис. 1.16. Схема
включения реле
контроля синхро-
низма.

Яйем и всТупйт в действие устройство АПВ, установлен-
ное с другого конца линии. Реле напряжения РНЛ, кон-
тролирующее наличие напряжения на линии, сработает
и замкнет свой нижний замыкающий контакт. Если угол
между напряжениями по концам линии будет невелик,
реле контроля синхронизма РКС также замкнет кон-
такт, разрешая после истечения за-
данной выдержки времени включение
выключателя, чем линия будет зам-
кнута в транзит.

В схеме АПВ, показанной на
рис. 1.15, с помощью накладки Н2
изменяются функции АПВ. С той сто-
роны линии, где осуществляется кон-
троль синхронизма и наличия напря-
жения, накладка Н2 отключена. С той
стороны линии, где осуществляется
контроль отсутствия напряжения, на-
кладка Н2 включена. Следует отме-
тить, что с той стороны линии, где кон-
тролируется отсутствие напряжения,
последовательно включенные контак-

ты РНЛ и РКС из работы не выводятся. Благодаря это-
му предотвращается отказ АПВ при одностороннем от-
ключении линии.

В рассматриваемой схеме предусмотрено также ис-
пользование АПВОС лля оперативного замыкания
транзита при наличии синхронизма. Для этого установ-
лены накладки НЗ и Н4, При необходимости осуществить
синхронизацию накладка НЗ отключается, чем снимает-
ся блокировка АПВ после перевода ключа управления
в положение «Включено», а Н4 устанавливается в ниж-
нее положение. При подаче импульса от ключа управ-
ления сработает реле РКВ и одним контактом шунти-
рует обмотку указательного реле, установленного в вы-
ходной цепи АПВ, а вторым контактом подает плюс на
обмотку В реле фиксации РФ. Контакт БВ реле фик-
сации в этот момент был замкнут. Реле фиксации сра-
батывает и замыкает свои контакты в цепях пуска
АПВ, удерживания реле РКВ и своей обмотки О. Син-
хронизация при этом происходит автоматически. Устрой-
ство АПВ, срабатывая при условиях, допустимых для
замыкания транзита, подает импульс на включение вы-
ключателя.
Для контроля синхронизма обычно используется ре-
ле напряжения типа РН-55, принципиальная схема
включения которого показана на рис. 1.16. Это реле
имеет две обмотки, к каждой из которых подключается
одно из синхронизируемых напряжений. Под действием

Рис. 1.17. Реле типа РН-55.

а — схема, поясняющая принцип действия; б — монтажная схема.

каждого из напряжений в обмотках реле проходят то-
ки /1 и /2, создающие в магнитопроводе магнитные по-
токи Ф\ и Ф2. Поскольку, как показано на рис. 1.17,а,
эти потоки направлены встречно, реле реагируют на
разность напряжений, подведенных к его обмоткам. По-
лярность обмоток реле указана точками на рис. 1.17,6,
а полярность напряжений, подведенных к его обмоткам,
стрелками на рис. 1.17,а.

При равных по абсолютным значениям напряжениях
разность напряжений в зависимости от угла между ни-
ми определяется следующим выражением (рис. 1.18):

Д/7 = 2€7 sin-J-.	(1.16)

Из этого выражения следует, что реле напряжения,
замыкающее контакт при снижении разности напряже-
ний до заданной уставки, будет реагировать на угол S
между напряжениями.

Реле РН-55 выпускаются на разные номинальные на-
пряжения, для чего последовательно с обмотками реле
4*	51
AU

Рис. 1.18. Векторная
диаграмма, поясняю-
щая принцип действия
реле типа РН-55.

включены разные добавочные рези-
сторы. При номинальных напряже-
ниях на обмотках реле может быть
отрегулирован угол срабатывания
20—40° при коэффициенте возврата
не меньше 0,8.

Выдержка времени АПВ, уста-
новленных с обеих сторон линии,
определяется выражениями (1.1),
(1.2), (1.6) и принимается равной
наибольшему из трех расчетных
значений. Как уже отмечалось вы-
ше, АПВОС допускает включение

линии не только при синхронных напряжениям, но и ко-
гда существует небольшая (допустимая) разность

частот.

Угол срабатывания реле контроля синхронизма бс,Р,
т. е. угол, при котором реле РКС замыкает контакт,
разрешая действие АПВ, выбирается с учетом следую-
щих соображений:

а)	При наличии обходной связи между частями
энергосистемы угол срабатывания, при котором якорь
реле подтягивается и реле размыкает контакт, не разре-
шая включение выключателя, должен быть больше дей-
ствительного угла бд между двумя напряжениями по
концам отключившейся линии:

$с, р —:

(1.17)

где ян— коэффициент надежности, равный 1,2—1,3.

б)	При отсутствии обходной связи, когда после от-
ключения линии разделившиеся части энергосистемы ра-
ботают несинхронно, устройство АПВ не должно допу-
стить замыкания линии в транзит при большом угле

между напряжениями,
что будет сопровождать-
ся большим толчком тока
и может привести к воз-
никновению асинхронно-
го хода.

На рис. 1.19 показано,
как будет изменяться
угол между напряжения-
ми в зависимости от вре-
мени при наличии неко-
торой разности частот.
52

Рис. 1.19. Диаграмма, поясняю-
щая работу реле контроля синхро-
низма.
При этом контакт реле контроля синхронизма будет за-
мкнут от момента /, соответствующего возврату реле
РКС, бв, до момента 2, когда реле вновь сработает, бс,Р
Очевидно, что если время, в течение которого кон-
такт РКС будет замкнут, превысит выдержку времени
АПВОС, то будет подан импульс на включение выклю-
чателя. При этом угол, соответствующий моменту вре-
мени, когда произойдет замыкание контактов выключа-
теля, не должен превышать некоторого максимально
допустимого значения 5тах-

На основании рис. 1.19 можно записать следующую
пропорцию:

^1-2 4“ ^2-3 _^тах 4" $в

| ^1-2	$с, р + $в *

Учитывая, что Л_2=/Апв;' /2-з = ^вкЛ; бв = &вбс,р, по-
лучаем:

я ____$	^АПВ

°C, р’ °тах	I	•

\1 гвкл -г fAriB

Для того чтобы замыкание транзита происходило
при угле меньше бтах, бс,Р выбирается по следующему
условию:

8с. р *тах й	+ & ’	(1 ’8 * * * * * * * * * 18)

где бтах — максимально допустимый угол между напря-

жениями по концам линии, принимаемый обычно рав-

ным 70—75°; kB — коэффициент возврата реле контроля

синхронизма, равный 0,8; /Апв—выдержка времени

АПВ; /Вкл — максимальное время включения данного

выключателя; ku— коэффициент надежности, равный 1,1.

При асинхронном ходе двух разделившихся частей
энергосистемы АПВОС разрешается, когда разность ча-

стот сравнительно невелика. Допустимая разность ча-
стот, при которой разрешается включение, определяется

выдержкой времени /АПВ и уставкой срабатывания реле
контроля синхронизма на том конце, где линия замыка-
ется в транзит. Чем больше выдержка времени /АПВ и

чем меньше уставка срабатывания реле контроля син-
хронизма 6с,р, тем меньше разность частот, при кото-
рой схема АПВОС допускает включение:

^JOc,p(l+feB)
. 360°^АПВ ’

(1.19)

где fs — максимальная разность частот, Гц, при которой
разрешается АПВ*

Напряжение срабатывания реле контроля напряже-
ния принимается равным:

[7с.р = (0,5 + 0,7)С7НОМ.	(1.20)

Обычно АПВОС применяется на линиях с двусто-
ронним питанием, когда имеется вторая параллельная
связь между двумя частями энергосистемы. В этом слу-
чае при отключении одной из связей синхронизм между
частями энергосистемы не нарушается и отключившая-
ся линия может быть включена в работу, если повреж-

дение устранится и угол между напряжениями по кон-
цам линии не превысит уставки, заданной на реле кон-

троля синхронизма.

В случае отключения обеих линий связи замыкание
транзита может затянуться, пока не будут уравнены ча-

стоты в разделившихся частях энергосистемы.

На одиночных линиях

Рис. 1.20. Цепи пуска АПВ с кон-
тролем синхронизма и с контролем
напряжения на линии и на шинах.

с двусторонним питанием
АПВОС находят приме-
нение в тех случаях, ко-
гда вследствие недопу-
стимо больших толчков
тока не могут бытв нс*
пользованы более про-
стые устройства НАПВ и
БАПВ. Для повышения

эффективности применения АПВОС на одиночных ли-
ниях с двусторонним питанием разработаны более
сложные схемы, чем приведенная на рис. 1.15 [2, 6],

обеспечивающие включение выключателя с разными

углами опережения в зависимости от разности ча-
стот. Благодаря этому ускоряется включение линии.
Подобные устройства называют также АПВ с улавли-
ванием синхронизма (АПВУС).

К достоинствам АПВОС по сравнению с НАПВ и
БАПВ следует отнести тот факт, что замыкание транзи-
та при этом виде ТАПВ происходит при небольшой раз-
йостй частот и малых углах. Благодаря этому действие
АПВОС не сопровождается асинхронным ходом, вслед-
ствие чего, как правило, не приходится принимать до-
полнительных мер для предотвращения ложных дейст-
вий релейной защиты.

В случае нарушения цепей напряжения, подведенно-
го к одной из обмоток реле контроля синхронизма, реле
может работать неправильно. Для предотвращения это-
го в цепь пуска АПВ вводится дополнительный контакт
реле напряжения, контролирующего наличие напряже-
ния на шинах подстанции, как показано на рис. 1.20.
При исчезновении напряжения, подаваемого к реле
контроля синхронизма от трансформатора напряжения,
установленного на шинах подстанции, реле РНШ ра-
зомкнет свой контакт, предотвращая пуск АПВ.

напряжения от конденсаторов

Рис. 1.21. Схемы устройства отбора
связи.

Поскольку реле РН-55 не позволяют выполнить
уставку срабатывания больше 40°, при необходимости
применяют реле РКС специального исполнения. Иногда
используются и реле РН-55, последовательно с обмотка-
ми которых включаются дополнительные сопротивления,
что приводит к снижению напряжения на обмотках ре-
ле, а следовательно, позволяет увеличить угол сраба-
тывания.

Устройства отбора напряжения с линии для цепей АПВ. Реле
РКС (см. рис. 1.16) подключено к двум трансформаторам напряже-
ния, один из которых установлен на шинах подстанции, а другой —
на линии. Поскольку на линиях напряжением 220 кВ и ниже транс-
55
форматоры напряжения обычно не устанавливают, для Измерения нА-
пряжения линии используют специальные схемы отбора напряжения,
основанные на принципе емкостных делителей напряжения, более
простые и дешевые, чем электромагнитные трансформаторы напря-
жения.

В качестве емкостных делителей для устройств отбора напряже-
ния от линий электропередачи используются конденсаторы связи,
изоляторы вводов масляных выключателей, силовых трансформато-
ров и трансформаторов тока, колонки опорных и гирлянды подвес-
ных изоляторов.

Конденсаторы связи, используемые для отбора напряжения от
линий электропередачи, устанавливаются на линиях, по которым осу-
ществляется высокочастотный

Рис. 1.22. Векторная диаграмма,
поясняющая принцип действия ре-
ле контроля синхронизма, одна из
обмоток которого подключена
к устройству отбора напряжения
от конденсатора связи.

дит в землю через конденсатор С1
этого тока определяется значением

канал связи между двумя под-
станциями. Емкостное сопро-
тивление конденсатора связи
для тока высокой частоты ма-
ло, поэтому ток проходит с ли-
нии в конденсатор связи и по-
ступает в высокочастотный ап-
парат (ВЧА), Поскольку сопро-
тивление конденсатора С! для
токов промышленной частоты

и

очень велико, ответвляющийся
в него ток мал. На рис. 1.21
показаны схемы отбора на-
пряжения от конденсатора
связи, к которому подключен
трансформатор отбора напря*
жения TOIL Ток отбора прохо-

трансформатор ТОН. Значение
сопротивления конденсатора С1.
Сопротивление самого трансформатора не влияет на значение и фазу
тока отбора, так как оно значительно меньше емкостного сопротив-

ления Xci.

Ток промышленной частоты проходит через трансформатор отбо-
ра, на вторичной обмотке которого включены реле напряжения РНЛ
и реле контроля синхронизма РКС. Реактор со сталью (дроссель)
Др, включенный в схеме на рис. 1.21,а последовательно с первичной
обмоткой трансформатора ТОН, не допускает утечки токов высокой
частоты при запуске высокочастотного аппарата. Параллельно пер-
вичной обмотке ТОН для защиты от перенапряжений установлен
разрядник Р и шунтирующий рубильник ШР для вывода из дей-
ствия устройства отбора. В разряднике Р должны устанавливаться
вилитовые токоограничивающие резисторы, а пробивное напряжение
должно составлять 2,5—3 кВ. Установка вилитовых резисторов не-
обходима для предотвращения длительного горения дуги в разряд-
нике после его пробоя при импульсных перенапряжениях, что вызы-
вает подгар или даже сваривание электродов.

Ток /от61, проходящий в первичной обмотке трансформатора
ТОН, опережает фазное напряжение, к которому подключен конден-
сатор связи, на угол 90° (Од на рис. 1.22).

Изменяя значение компенсирующей емкости Ск (на рис. 1.21 не
показана), подключенной параллельно нагрузке трансформатора ТОН
(обмоткам реле РНЛ и РКС), можно добиться, чтобы вектор на-
пряжения #отб2 опережал вектор фазного напряжения Од на 90°.
Это напряжение подается к одной из обмоток реле РКС, ко второй
обмотке которого подведено междуфазное напряжение О вс от
трансформатора напряжения, установленного на шинах подстанции.
При этом, когда выключатель линии включен, к обеим обмоткам
реле РКС будут поданы напряжения, сдвинутые на угол 180°. После
отключения выключателя реле, к обмоткам которого подано напря-
жение с обеих сторон выключателя, будет реагировать на угол меж-
ду этими напряжениями.

Рис. 1.23. Схема, поясняющая принцип осуществления АПВ линий
с выделенной нагрузкой.

Автоматическое повторное включение линии с выделенной на-
грузкой. В схеме, приведенной на рис. 1.23, основная мощность
к потребителЯлМ передается от энергосистемы по линии АБ. В случае
отключения этой линии генераторы электростанции не смогут обес-
печить питание всей нагрузки, подключенной к ее шинам. Недоста-
ток генераторной мощности в отделившемся районе повлечет за со-
бой резкое понижение частоты и напряжения, что может привести
к полному расстройству работы потребителей.

Авария может быть предотвращена бысгрьш включением отклю-
чившейся линии связи с энергосистемой. Это, однако, не можег быть
осуществлено, если генераторы или трансформаторы выделившейся
электростанции не допускают несинхронного включения, а быстро-
действующее АПВ не может быть применено, так как на линии
установлены выключатели, имеющие большое время включения.

В этом случае для восстановления питания потребителей может
быть использовано АПВ линии с выделенной нагрузкой,
которое действует следующим образом. При отключении линии АБ
специальная делительная защита ДЗ отключит шиносоединительный
выключатель, вследствие чего электростанция отделится с частью на-
грузки, сбалансированной с ее мощностью. После этого ТАПВ линии
АБ с контролем отсутствия напряжения на линии включит выклю-
чатель на подстанции А, обеспечивая при неустойчивых поврежде-
ниях восстановление питания выделенного района от энергосистемы.
Если во время КЗ на линии одновременно с шиносоединительным
выключателем отключался выключатель линии со стороны подстан-
ции Б, он будет включен действием установленного на нем АПВ.

Восстановление нормальной схемы работы (замыкание отделив-
шейся электростанции на параллельную работу с энергосистемой)
осуществляется дежурным персоналом.

Достоинствами рассматриваемого АПВ являются простота вы-
полнения и восстановление питания потребителей без асинхронного
&ода и большие толчков тока. Недостаток же этого вида автомати-
ки определяется в первую очередь трудностью создания в ряде слу-
чаев необходимой схемы коммутации для выделения части нагрузки
без генераторов.

Схемы делительных защит рассмотрены в гл. 8.

Автоматическое повторное включение с самосинхронизацией ге-
нераторов. Автоматическое повторное включение генераторов с са-
мосинхронизацией (АПВС) применяется на линиях, связывающих
гидроэлектростанции с энергосистемой, а также на подстанциях
с синхронными компенсаторами, если более простые типы АПВ
(БАПВ, НАПВ) не могут быть применены.

Рис. 1.24. Схема, поясняющая принцип осуществления АПВ с само-
синхронизацией генераторов.

Принцип действия АПВС рассмотрим на примере схемы, приве<
денной на рис. 1.24. В случае отключения линии связи с энергоси-
стемой устройство АПВС, установленное на шинах ГЭС, дает
импульс на отключение автоматов гашения поля (АГП) генераторов.
После того как АГП будут отключены и исчезнет напряжение на
шинах электростанции, АПВ включат выключатели с обеих сторон
линии. Толчок тока при этом будет значительно меньше, чем при
НАПВ, так как генераторы не возбуждены.

После появления напряжения на шинах электростанции автома-
тика включит АГП генераторов, которые, как правило, спустя не-
большое время втянутся в синхронизм (самосинхронизируются). Для
того чтобы АПВС не сопровождалось длительными качаниями и
асинхронным ходом, включение выключателя линии со стороны элек-
тростанции и АГП генераторов производится, когда частота враще-
ния генераторов отделившейся электростанции незначительно (на
2—5%) отличается от частоты вращения генераторов энергосистемы
(см. гл. 4).

В рассматриваемом случае АПВ со стороны подстанции А осу-
ществляется с контролем отсутствия напряжения на линии, а со
стороны ГЭС — с контролем наличия напряжения на линии и отсут-
ствия напряжения на шинах. Благодаря применению этих блокировок
исключается несинхронное включение генераторов в случае односто-
роннего отключения линии или отказа в отключении АГП генера-
торов.

Выдержки времени АПВ по концам линии выбираются по усло-
виям (1.1), (1.2) и (1.6), как и для других АПВ линий с двусторон-
ним питание^.
Lil. СОЧЕТАНИЕ АПВ С РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТОЙ

Поочередное АПВ. В § 1.7 были рассмотрены способы ускорения
действия релейной защиты до и после АПВ. Ниже рассмотрен еще
один способ взаимодействия АПВ и релейной защиты, который обес-
печивает селективное отключение повреждений с помощью простых
токовых защит.

Рассмотрим случай, когда на двух последовательно включенных
линиях Л1 -и Л2 (рис. 1.25) установлены защиты, имеющие одина-
ковые выдержки времени. Такое решение может быть принято для
уменьшения выдержек времени защит, установленных на цепочке
последовательно включенных линий. При этом в случае поврежде-
ния на линии Л2 будет неселективно отключаться выключатель ли-
нии Л1. Это неселективное действие защиты может быть исправлено
с помощью выполнения поочередного АПВ, принцип осуществления
которого заключается в следующем.

Рис. 1.25. Схема, поясняющая принцип действия поочередного АПВ.

При КЗ на линии Л2 одновременно отключатся выключатели В1
и В2. Действием АПВ сначала будет включен В1. Спустя выдержку
времени, достаточную для того, чтобы успела подействовать защита,
установленная на выключателе В1У эта защита выводится из дей-
ствия или действие ее автоматически замедляется. (Поскольку за-
щита линии имеет несколько ступеней, выводится из действия или
замедляется лишь одна из них, неселективная с защитами смежной
линии.)

После этого устройство АПВ линии Л2, которое начинает рабо-
тать после подачи напряжения от Л1 на шины подстанции Б, вклю-
чит выключатель В2. Если КЗ на линии Л2 не устранилось, вновь
сработает ее защита и отключит выключатель В2. Защита, уста-
новленная на В/, при этом не подействует, так как будет выведена
из действия после АПВ или замедлена на заданное время.

Недостатком рассмотренной схемы является то, что ступень за-
щиты, установленной на В1, на длительное время оказывается вы-
веденной из действия. Если в это время на линии Л1 возникнет
повреждение, оно должно будет отключаться другми защитами.

Многократное АПВ. Селективная ликвидация повреждения на
линии Л2 (рис. 1.25) может быть обеспечена при установке на вы-
ключателях Bl in В2 АПВ, имеющих разную кратность действия:
однократного на В2 и двукратного на В1. Допустим', что при по-
вреждении линии Л2 могут отключиться обе линии — Л1 и Л2.
После первого цикла АПВ и включения на устойчивое КЗ на линии
Л2 вновь сработают защиты, установленные на обеих линиях, и
отключат выключатели В1 и В2. Второй раз АПВ включит только
выключатель В1, так как на нем установлено АПВ двукратного
действия. При этом будет восстановлено питание линии ЛЗ, отходя-
щей от шин подстанции Б.
R выполнению схем АПВ и выбору выдержек времени в эток
случае не предъявляется никаких дополнительных требований, и они
выбираются так же как для однократных и двукратных АПВ, уста-
новленных на линиях с односторонним питанием.

Автоматическое повторное включение с контролем наличия на-
пряжения. Рассмотрим еще один способ, применяющийся в эксплуа-
тации для исправления неселективного отключения линии Л1

Рис. 1.26. Схема, поясняющая сочетание АПВ с контролем наличия
напряжения и неселективной релейной защиты.

(рис. 1.26). На подстанции Б (выключатель В2) устанавливается
АПВ с контролем наличия напряжения на линии Л2,- На подстанции
А (выключатель В1) устанавливается простое АПВ.

Допустим, что при повреждении линии Л2 одновременно отклю-
чатся две линии — Л1 и Л2. На поврежденную линию Л2 напряже-
ние будет подано от шин подстанции В включением выключателя
В4. Если повреждение не устранится, оно будет отключено защита-
ми, установленными на В4. Со стороны подстанции Б выключатель
В2 включаться не будет, так как установленное на нем АПВ имеет
контроль наличия напряжения на линии. Выключатель же В1 будет
включен в работу своим АПВ, и линия Л1 будет замкнута в транзит.

При неустойчивом повреждении на
линии Л2 от АПВ успешно включится В4,
после чего от АПВ с контролем наличия
Т	напряжения будет включен выключатель В2.

I	Использование неселективной отсечки

П/тУ1| ~]$i	в сочетании с АПВ для снижения мощно-

I--->4-1	сти КЗ. При развитии энергосистем может

----* 1 Г ' ' *-- возникнуть такое положение, когда вы-
I----------------ключатели, установленные на подстанции,

| | В2 не будут обеспечивать отключения возрос-
шего тока КЗ. Для уменьшения мощности
КЗ иногда применяют деление шин под-
станции, чтобы при повреждении наотходя-
щей линии или трансформаторе ток к ме-

Рис. 1.27. Схема, по-
ясняющая действие
АПВ в сочетании
с устройством деле-
ния сети для умень-
шения тока КЗ.

сту повреждения подходил только от ча-
сти источников питания. Такое решение,
однако, может быть нежелательным, так
как оно приводит к снижению надежности,
а в ряде случаев и экономичности работы
(за счет повышения потерь в сетях). Поэтому
в практике эксплуатации с целью сохране-
ййя в рассматриваемом случае замкнутой схемы подстанции при-
меняется специальная неселективная токовая отсечка в сочетании
с АПВ одного из источников питания.

В качестве примера рассмотрим схему, приведенную на рис. 1.27.
При повреждении на линии, отходящей от шин подстанции, для
снижения мощности КЗ неселективная отсечка отключает выклю-
чатель В1 одного из источников питания, после чего уже может
быть отключен выключатель В2. Спустя некоторое время В1 бу-
дет вновь включен в работу действиехм АПВ.

Для того чтобы обеспечить более быстрое отключение выклю-
чателя источника питания (В1 на рис. 1.27), на нем устанавлива-
ются специальные быстродействующие реле. В отдельных случаях
предусматривается также небольшое замедление защит отходящих
элементов (В2 на рис. 1 27).

1.12. ОДНОФАЗНОЕ АПВ

Общие сведения. Опыт эксплуатации воздушных се-
тей высокого напряжения, работающих с заземленной
нейтралью, показывает, что доля однофазных КЗ на ли-
ниях электропередачи весьма высока. Очевидно, что при
однофазных КЗ достаточно отключить одну поврежден-
ную фазу с обеих сторон линии -и затем автоматически
включить ее повторно. При этом две другие неповреж-
денные фазы линии все время остаются включенными.
Этот принцип и положен в основу выполнения однофаз-
ного автоматического повторного включения (ОАПВ).

Основными преимуществами ОАПВ по сравнению с
ТАПВ являются: сохранение в цикле ОАПВ по двум
фазам, оставшимся в работе, связи между двумя ча-
стями энергосистемы (включение при этом происходит
без толчков); возможность выполнения АПВ на одно-
фазных выключателях любого типа, как быстродейст-
вующих, так и медленнодействующих.

К основным недостаткам ОАПВ можно отнести: ус-
ложнение схемы АПВ за счет введения специальных
устройств, выбирающих поврежденную фазу линии,—
избирателей и дополнительных блокировок; услож-
нение, загрубление и замедление релейной защиты на
данной линии, а также в прилежащей сети, для того
чтобы предотвратить ее ложное срабатывание от токов
и напряжений нулевой и обратной последовательностей,
которые появляются в цикле ОАПВ; вредное влияние
несимметрии при работе линии двумя фазами на гене-
раторы электростанций, а также на линии телефонной
связи; блокировка ОАПВ (по принципу действия) при
между фазных КЗ.
Ё некоторых случаях выполняются комбинировав
ные устройства АПВ, которые при однофазных КЗ дей-
ствуют как ОАПВ, а при междуфазных— как ТАПВ.

В Советском Союзе ОАПВ ‘получило распростране-
ние главным образом на одноцепных или двухцепных
линиях электропередачи напряжением 330—750 кВ.
Успешность действия ОАПВ такая же, как и ТАПВ, и
составляет от 50 до 85% для линий разного напряжения.

Однофазное АПВ для линий с двусторонним пита-
нием. На линиях электропередачи 330—500 кВ применя-
ется устройство типа АПВ-503, которое совместно с ре-
лейными защитами, установленными на линии, обеспе-
чивает:

при однофазных КЗ на линии, отключаемых быстро-
действующей защитой, — отключение только повреж-
денной фазы и ее однократное автоматическое повтор-
ное включение;

при включении отключившейся фазы на устойчивое
однофазное КЗ—отключение трех фаз линии без их
повторного включения;

при междуфазных КЗ на линии — отключение трех
фаз линии и их повторное включение;

при отключении трех фаз неповрежденной линии
вследствие ложного срабатывания релейной защиты
или автоматики — однократное трехфазное АПВ линии.

Таким образом, рассматриваемое устройство являет-
ся комбинированным АПВ, обеспечивающим отключе-
ние и последующее включение одной или т{5ех фаз в за-
висимости от вида КЗ.

В схеме ОАПВ можно выделить следующие функцио-
нальные блоки: избиратели поврежденных фаз; цепи
действия на отключение поврежденных фаз; реле вре-
мени и цепи включения при действии ОАПВ; цепи пере-
вода действия защит на отключение трех фаз; цепи за-
щиты линии в неполнофазном режиме работы.

Избиратели определяют вид КЗ и поврежденные фа-
зы. Наиболее просто возникновение КЗ на той или иной
фазе можно определить с помощью токовых реле, сра-
батывающих при увеличении тока в поврежденной фазе.
Однако на длинных сильно нагруженных линиях токи
нагрузки могут быть соизмеримыми или большими то-
ков КЗ при повреждениях в конце линии, что не поз-
воляет использовать токовые реле для определения пов-
режденной фазы.
В качестве реле-избирателей поврежденной фазы в
устройствах типа АПВ-503 используются реле сопротив-
ления, включенные- на фазные напряжения и сумму
фазных токов и токов нулевой последовательности. Ус-
тавки реле сопротивления выбираются таким образом,
чтобы они срабатывали только в случае повреждения
данной фазы. При однофазном КЗ сработает только
один избиратель, который определит поврежденную
фазу.



ЦД1 ЦД2 ЧДЗ НЮ ЧН16

1----KF-

W31 чдз

W5 WZ

Рис. 1.28. Избиратели поврежденной фазы в ОАПВ устройства

АПВ-503.
а —схема; б — характеристика реле сопротивления.

Л

Для лучшей отстройки от нагрузки и обеспечения
необходимой чувствительности при КЗ в конце защи-
щаемой линии избирательный орган каждой фазы ли-
нии выполняется в виде двух реле сопротивления (кон-
такты реле 4РС1 и 4РС2), характеристики которых
представляют две пересекающиеся окружности
(рис. 1.28).

Поскольку контакты реагирующих органов реле со-
противления — магнитоэлектрических реле — имеют не-
достаточную коммутационную способность, в схеме уста-
новлены их повторители—поляризованные $еле4РП1—
4РПЗ. Для облегчения работы контактов магнитоэлек-
трических реле и предотвращения их перекрытия при
1РП12.1

1Д13

Реле перевода на
отключение трех
(раз при. отказе все?.,
избирателей при.
к"> и к(1>1}

Реле перевода на от >
ключение трех (раз
при отказе одного
избирателя при к(1’1)

Релеt срабатываю-
щее при действии на
отключение трех /раз

Реле-повтори теле
действия защиты

Пусковое реле
0АП8

Цепи трехфазного
отключения

Отключающие

реле

Реле - повторители
то ковах (разных
блокирующих ре>,е

гпцз

1РП9.5^,
1РП61^
1РП105^'

1РП71^

, 2РП13^
1РП11.Ч^
1PI1J\5

1РП51^

1РП85

Реле фиксации
действия избира-
тельных органов

Реле фиксации
действия на отк лю-
мену е трех фаз
перенапряжениях на постоянном оперативном токе в
схеме используются стабилитроны 4Д1—4ДЗ, конден-
саторы 4СЗ—4С5, резисторы 4R27—4R32 и диоды
4Д4—4Д6.

В схеме на рис. 1.28,а предусмотрена накладка НИ
для подключения при проверке избирателей лампы ЛС
через резистор 4R33 к контактам реле сопротивления.

Цепи действия на отключение поврежденных фаз.
При возникновении однофазного КЗ плюс от защит, дей-
ствующих через ОАПВ, подается к обмоткам реле
1РП4 и 1РПЗ (рис. 1.29). Первое из них, сработав, че-
рез контакт 1РП4.1 самоудерживается до возврата ус-
тройства ОАПВ в исходное положение, а второе следит
за положением контактов защит, действующих на его
запуск и отстроенных от неполнофазного режима цикла
ОАПВ.

Одновременно при срабатывании защит подается
плюс к контактам реле-повторителей избирателей
(4РП1—4РПЗ). Реле-повторитель, например 4РП1, при
повреждении фазы А срабатывает одновременно с за-
щитой и подает плюс на обмотку промежуточного реле
1РП5, которое отключает поврежденную фазу линии.
Одновременно срабатывает указательное реле 1РУ2,
фиксируя действие через ОАПВ на отключение фазы А.

Рис. 1.29. Оперативные цепи ОАПВ в схеме устройства АПВ-503.

12 — цепи отключения; б — цепи включения.
Реле времени и цепи включения от ОАПВ. Реле
1РП5, сработав, контактом 1РП5.1 приводит в дейст-
вие реле 1РП8, которое самоудерживается через кон-
такт 1РП4.3 до возврата устройства ОАПВ в исходное
положение, фиксируя повредившуюся фазу.

Через замкнутый контакт 1РП8.6 (рис. 1.29,6) осу-
ществляется срабатывание реле 1РП12 и пуск реле вре-
мени ОАПВ 1РВ1. Одновременно подготавливаются це-
пи включающих реле 2РП5, ЗРП7, 2РП6, 5РП7 (для
двух выключателей линии).

Реле времени 1РВ1 через указательное реле 2РУ
проскальзывающим контактом 1РВ1.3 замыкает цепь
обмоток реле 2РП5, 2РП6, ЗРП7 и 5РП7. Эти реле, сра-
ботав, подают команды на включение выключателей.
В цепи реле включены параллельно контакты реле по-
ложения «Включено» РПВ всех фаз выключателей.
Действие ОАПВ на включение выключателей выводит-
ся накладками Н3.2 и НЗ.З.

Благодаря тому что импульс на включающие реле
подается проскальзывающим контактом реле времени
1РВ1, обеспечивается однократность действия ОАПВ
при устойчивых однофазных КЗ. В случае успешного
повторного включения поврежденной фазы линии схема
устройства ОАПВ остается в таком положении до исте-
чения выдержки времени конечного контакта 1РВ1.2,
который, закорачивая обмотку реле 1РП4, осуществляет
возврат устройства в исходное положение (рис. 1.29,а).

Цепи перевода действия защит на отключение трех
фаз. Как уже отмечалось выше, отключение трех фаз ли-
нии через цепи ОАПВ должно осуществляться: при
междуфазных КЗ; в случае отказа избирателей при од-
нофазном КЗ на землю; при включении от устройства
ОАПВ на устойчивое однофазное КЗ; при повреждении
в цикле ОАПВ оставшихся в работе фаз линии.

При трехфазном КЗ сработают избиратели всех трех
поврежденных фаз, сработают выходные отключающие
реле всех фаз и полностью отключат линию.

В случае двухфазного КЗ на землю сработают изби-
ратели двух фаз и выходные отключающие реле двух
фаз. При любом сочетании поврежденных фаз через
попарно соединенные контакты реле 1РП8—1РП10 и
диоды 1Д21—1Д23 (рис. 1.29,а) подается плюс на об-
мотки реле 1РП5—1РП7, отключающих все три фазы
линии. Одновременно срабатывает реле 2РП1 и через
его контакт 2РП1.3 — реле 1РП11, последнее самоудер-
66
живается до возврата схемы ОАПВ .и своим контактом
1РП11.6 (рис. 1.29,6) размыкает цепь включения от
ОАПВ.

При двухфазном КЗ без замыкания на землю реле
сопротивления — избиратели замеряют повышенное соп-
ротивление и могут не сработать при повреждении на
линии. Отключение линии в этом случае обеспечивается
через контакты реле нулевой последовательности: тока
(с торможением от фазных токов) —2РТ5.1 и напряже-
ния— 2РН2.1. В работу могут быть введены оба или
один из контактов указанных реле накладками 13-15 и
15-17 (рис. 1.29,а).

В случае однофазных или двухфазных КЗ на землю
контакты 2РН2.1 (2РТ5.1) будут размыкаться, предотв-
ращая действие защиты На отключение трех фаз. При
междуфазных КЗ без замыкания на землю, когда на-
пряжение и ток нулевой последовательности отсутст-
вуют, контакты 2РН2.1 (2РТ5.1) останутся замкнутыми,
вследствие чего сработает реле 2РП1, и будут поданы
команды на отключение всех фаз.

При исключении из схемы контакта реле 2РН2, а
также при питании обмотки этого реле от трансформа-
тора напряжения, установленного на шинах подстанции,
размыкается накладка 3-5, чем в схему вводится кон-
такт 1РП12.3, размыканием которого при срабатывании
реле 1РП12 предотвращается ложное отключение трех
фаз линии в цикле ОАПВ, если вследствие малой не-
симметрии вернутся и замкнут свои контакты реле
2РТ5 (2РН2).

В схеме ОАПВ предусмотрено резервирование на
случай отказа избирателя поврежденной фазы. При по-
даче от защит в схему ОАПВ плюса сработает проме-
жуточное реле 1РПЗ и разомкнет контакт 1РП3.1 в цепи
обмотки реле 1РП1. При этом, если в случае однофазно-
го КЗ откажут избиратель поврежденной фазы или в
случае двухфазного КЗ на землю — избиратели обеих
фаз, реле 1РП1, отпадая с замедлением 0,28—0,33 с,
контактом 1РП1.1 замкнет цепь действия защит на от-
ключение трех фаз через диоды 1 Д.21—1Д23.

При нормальной работе избирателей реле 1РП12
(рис. 1.29,6) сработает после действия отключающих
реле 1РП5—1РП7 и своим замыкающим контактом
1РП12.1 шунтирует контакт 1РП3.1, предотвращая воз-
врат реле 1РП1.

Ь

67
В случае, если при двухфазном КЗ на землю отка-
жет избиратель одной из фаз, реле 1РП1 не отпадет,
так как будет удерживаться через контакт 1РП12.1 При
этом* не вернется защита, запустившая ОАПВ, так как
одна из поврежденных фаз останется включенной и ос-
танется сработавшим реле 1РПЗ. Реле 1РП2, цепь об-
мотки которого останется разомкнутой контактом
1РП3.2, отпадая с замедлением 0,38—0,43 с, замкнет
контактом 1РП2.2. цепь отключения трех фаз. Одновре-
менно контактами 1РП2.3 и 1РП2.4 объединяются цепи
выходных отключающих реле всех трех фаз
(1РП5—1РП7).

Для надежности создается дополнительная цепь на
отключение трех фаз через диоды 1Д21—1Д23 (парал-
лельная контакту 1РП22), контактом 1РП1.1 реле
1РП1, обмотка которого размыкается контактом 1РП2.1.

В случае включения выключателя поврежденной фа-
зы на устойчивое однофазное КЗ цепи трехфазного от-
ключения линии подготавливаются следующим образом.
При срабатывании реле 1РП12 размыкается его кон-
такт 1РП12.2 в цепи обмотки нормально подтянутого,
замедленного на возврат реле 1РП2, которое, возвра-
щаясь с замедлением, объединяет обмотки промежуточ-
ных реле 1РП5—1РП7. После включения на устойчивое
однофазное КЗ и срабатывания избирателя поврежден-
ной фазы будет подан импульс на отключающие реле
одновременно всех трех фаз. Одновременно создается
и другай цепь на отключение трех фаз через замкну-
тые контакты реле тока и напряжения нулевой последо-
вательности (2РТ5.1 и 2РН2.1). Эти реле не будут сра-
батывать при включении на устойчивое однофазное КЗ,
так как обмотка трансформатора 2РТ5 будет закорочена
контактом реле 1РП2.6, а цепь реле напряжения 2РН2
разомкнута контактом 1РП2.7 (на рис. 1.29 эти цепи
не показаны).

Цепи защиты линии в неполнофазном режиме. Схема
ОАПВ построена таким образом, что все защиты для
правильного взаимодействия с ОАПВ разделены на три
группы: защиты 1РЗ, которые могут сработать непра-
вильно за счет несимметрии токов и напряжений, су-
ществующей в цикле ОАПВ, подключаются к точке А;
защиты 2РЗ, которые не могут сработать за счет не-
симметрии токов и напряжений, подключаются к точке
Б; резервные защиты, которые имеют выдержку време-
ни больше цикла ОАПВ и на пуск ОАПВ не действуют,
68
подключаются помимо схемы ОАПВ к выходному про-
межуточному реле, отключающему три фазы линии.

В первый момент работы схемы ОАПВ обе точки А
и Б, в которые действуют защиты /РЗ и 2РЗ, объеди-
нены через замкнутые контакты 1РП12.4 и 1РП12.5,
включенные для надежности параллельно, и при сраба-
тывании любой из защит (1РЗ или 2РЗ) подается плюс
на контакты реле-повторителей избирателей 4РП1—
4РПЗ. Затем после отключения поврежденной фазы и
возникновения неполнофазного режима действие за-
щит 2РЗ переводится на отключение трех фаз линии
помимо контактов реле-избирателей через замкнувший-
ся контакт реле 1РП2.2. Поскольку эти защиты (2РЗ)
не могут ложно сработать в неполнофазном режиме,
так как они отстроены от возникающей несимметрии по
принципу действия (как, например, высокочастотная
защита ДФЗ) или уставками срабатывания (как, напри-
мер, токовая отсечка нулевой последовательности и
первая ступень дистанционной защиты), им разрешает-
ся действовать в цикле ОАПВ на отключение линии все-
ми фазами.

Защиты же группы 1РЗ, к которым обычно относят-
ся вторые ступени защит от замыканий на землю и от
междуфазных КЗ, имеющие небольшие выдержки вре-
мени (0,4—0,6 с), могут ложно сработать в цикле
ОАПВ под действием увеличившихся токов нагрузки в
неповрежденных фазах, и токов нулевой последователь-
ности. Во избежание этого действие этих защит на от-
ключение трех фаз в цикле ОАПВ выводится контакта-
ми 1РП12.4 и 1РП12.5. При выводе ОАПВ из работы
действие защит 1РЗ и 2РЗ с помощью специальных на-
кладок переводится на выходное промежуточное реле
резервных защит (в схеме на рис. 1.29,а не показано).

Таким образом, защита линии в неполнофазном ре-
жиме ослабляется, так как часть защит оказывается вы-
веденной из действия, а оставшиеся в работе защиты
при повреждениях здоровых фаз в некоторых случаях
могут отказать. Поэтому для повышения надежности
защиты линии в цикле ОАПВ в ряде случаев на изби-
рательные органы возлагается дополнительная функ-
ция— защиты оставшихся в работе фаз линии. В схеме
на рис. 1.29,а это осуществляется контактом 1РП4.2,
подающим плюс через замкнутый контакт 1РП2.5 на
контакты реле 2РП2.1, 2РП3.1, 2РП4.1, Если в неполно-
фазном режиме в результате повреждения одной или
69
обеих оставшихся в работе фаз сработают их избирате-
ли, произойдет отключение этих фаз. Избиратели бу-
дут действовать на отключение линии и при включении
действием ОАПВ — на устойчивое однофазное КЗ.

Однако разрешать реле-избирателям действовать на
отключение оставшихся в работе фаз можно не всегда,
поскольку на дальних линиях электропередачи эти реле
могут срабатывать при увеличении угла между ЭДС в
результате* качаний в неполнофазном режиме и ложно
отключать линию. Для предотвращения этого на двух-
цепных линиях электропередачи используется специаль-
ная блокировка с помощью реле напряжения параллель-
ной линии (накладка Н3.1 при этом разомкнута). Су-
щество данной блокировки состоит в следующем. При
наличии параллельной линии неполнофазный режим не
будет сопровождаться значительным увеличением угла
между ЭДС и через замыкающий контакт 2РП4.1 бу-
дет разрешено действие избирателей на отключение.
При отключении параллельной линии угол между ЭДС
в неполнофазном режиме может увеличиться значитель-
но, что может привести к срабатыванию избирателей и
ложному отключению линии. Это предотвращается раз-
мыканием контакта 2РН4.1.

На одиночных линиях, когда избиратели не отстрое-
ны от качаний в неполнофазном режиме, может быть
использован кратковременный ввод в действие избира-
тельного реле повредившейся фазы через контакт то-
кового реле нулевой последовательности 2РТ4.1 и на-
кладку 63-65. При этом в случае включения от ОАПВ
на устойчивое однофазное КЗ разрешается действие на
отключение через контакт соответствующего реле
1РП8.4 (1РП9.4, 1РП10.4) только одного избирателя
поврежденной фазы.

Последовательно с контактами реле 4РП1 (4РП2,
4РПЗ') в цепях пофазного отключения включены кон-
такты реле 2РП2.1 (2РП3.1, 2РП4.1), повторяющих по-
ложение контактов 2РТ1.1 (2РТ2.1, 2РТ3.1) токовых
блокирующих реле 2РТ1 (2РТ2, 2РТЗ), обмотки кото-
рых включены на фазные токи. В первый момент рабо-
ты схемы эти контакты не влияют на действие ОАПВ,
так как они зашунтированы контактами 1РП8.3
(1РП9.3, 1РП10.3), благодаря чему исключается допол-
нительное замедление отключения линии. После размы-
кания контактов 1РП8.3—1РП10.3 цепь отключения по-
врежденной фазы будет контролироваться контактами
70
соответствующего реле 2РП2—2РП4. Благодаря этому
размыкается цепь отключения отключенной фазы, ко-
торая могла бы остаться замкнутой контактом реле со-
противления— избирателя, питающегося от трансфор-
матора напряжения, установленного на линии.

Выключатели могут включать отключившуюся фазу
неодновременно с обеих сторон линии. Для повышения
в этом случае надежности действия дифференциально-
фазной защиты на том конце, где линия включается с
запозданием, при неуспешном ОАПВ предусматривается
задержка возврата реле 2РП1, останавливающего пе-
редатчик высокочастотной защиты на конце линии, ко-
торый включился первым. Это осуществляется путем
самоудержания реле 2РП1 через контакты 2РП5.1 и
2РП6.1 замедленных на возврат включающих реле
2РП5 и, 2РП6.

Реле 1РП11 срабатывает через контакт 2РП1.3, са-
моудерживается через свои контакты 1РП11.4 и 1РПП.5
до возврата устройства ОАПВ и размыкает контактом
1РП11.1 питание обмотки реле 2РП1 через контакт
1РП4.1 пускового реле ОАПВ 1РП4.

Однократность действия рассматриваемой схемы
ОАПВ обеспечивается за счет соответствующего выбора
выдержек времени, регулируемых на проскальзывающем
и упорном контактах реле времени 1РВ, так, чтобы в
случае неуспешного ОАПВ отключение поврежденной
линии тремя фазами произошло до того, как замкнется
упорный контакт реле 1РВ и произойдет возврат схемы.

Выдержка времени на проскальзывающем контакте
реле времени принимается по условию (1.6). При этом
следует иметь в виду, что на линиях с двусторонним
питанием ОАПВ, как правило, осуществляется только
с быстродействующими защитами, а в некоторых случа-
ях также со вторыми ступенями защит от замыканий
на землю, имеющими выдержку времени 0,5—0,7 с.
Время деионизации среды должно приниматься в зави-
симости от номинального напряжения линии, ее длины,
а также наличия шунтирующих реакторов (6]. Выдерж-
ка времени на упорном контакте /у>к выбирается по сле-
дующему выражению:

^у,к=^п,к + ^вкл4“£защ_|~^отк+4ап,	(1.21)

где tn,K — выдержка времени на проскальзывающем кон-
такте; £защ — время действия защиты после включения
на неустранившееся повреждение, принимаемое 0,1 с;
#зап—время запаса, равное 0,7—1 с; tBK3t и £Отк — вре-
мена включения и отключения выключателя.

Для осуществления ТАПВ при отключении трех фаз
линии в устройстве АПВ-503 предусмотрены специаль-
ные комплекты ТАПВ. При однофазных КЗ цепи пуска
ТАПВ остаются разомкнутыми на контактах реле РПВ
остающихся включенными фаз линии. Для исключения
возможности действия ТАПВ при повреждениях на ли-
нии, которые могут возникнуть на ней непосредственно
после успешного ОАПВ, контактами включающих реле
ОАПВ ЗРП7 и 5РП7 разряжаются конденсаторы ТАПВ
обоих выключателей линий. Если же в цикле ОАПВ
произойдет повреждение и отключение оставшихся в ра-
боте фаз, подействует ТАПВ и включит все фазы в ра-
боту. В схеме АПВ-503 предусмотрено также осущест-
вление БАПВ при отключении линии тремя фазами бы-
стродействующей защитой.

1.13.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ ШИН

Выше уже говорилось о неустойчивости большинст-
ва повреждений на шинах, ^что позволяет успешно при-
менять АПВ шин.

Для подстанций с односторонним питанием, отклю-
чение повреждений на шинах которых обеспечивается
защитами, установленными на противоположных кон-
цах питающих линий или на трансформаторах, повтор-
ная подача напряжения на шины обеспечивается дейст-
вием АПВ питающих элементов (линий и трансформа-
торов) .

При наличии на подстанции специальной защиты
шин повторное включение шин также может быть осу-
ществлено с помощью АПВ выключателей питающих
присоединений. Схема АПВ при этом выполняется с.
пуском от несоответствия положений выключателя и
ключа управления (реле фиксации). В этом случае при
срабатывании защиты шин не должно осуществляться
блокирование действия АПВ линии.

При наличии на подстанции не одной, а нескольких
питающих линий целесообразно осуществлять АПВ не-
скольких или всех линий, отключающихся при срабаты-
вании защиты шин. С этой целью при срабатывании
защиты шин запускаются АПВ всех питающих линий.
В случае успешного АПВ первой линии поочередно
включаются выключатели других линий. Если первая ли-
72
ния включится на устойчивое КЗ, снова сработает за-
щита шин. При этом блокируется действие АПВ других
линий, и их выключатели не включатся, благодаря чему
обеспечивается однократность АПВ шин.

Такая блокировка может быть обеспечена с помощью
дополнительного промежуточного реле РП2 на рис. 1.30,
имеющего замедление на возврат якоря 0,4—0,5 с и
устанавливаемого в схеме АПВ каждой линии. Когда
выключатель линии включен, реле РП2 обтекается током

Рис. 1.30. Принципиальная схема ТАПВ с индивидуальной блокиров-
кой при повторном срабатывании защиты шин.

и держит разомкнутым свой контакт РП2.1 в цепи бло-
кировки АПВ (цепь разряда конденсатора) при сраба-
тывании защиты шин. При отключении выключателя
реле РП2 обесточивается, однако контакт его остается
разомкнутым еще 0,4—0,5 с. За это время будет отклю-
чено КЗ и разомкнутся контакты защиты шин {ДЗШ).

Таким образом, после первого срабатывания защиты
шин АПВ не блокируется. Если первая линия, АПВ ко-
Рис. 1.31. Схема пуска АПВ
с контролем синхронизма и на-
пряжения на шинах и линии.

торой имеет наименьшую выдержку времени, включится
на устойчивое КЗ, вновь подействует защита шин и от-
ключит включившийся выключатель. При этом в схемах
АПВ каждой из линий опять замкнется контакт ДЗШ и,
поскольку уже будут замкнуты контакты РП2.1, про-
изойдет разряд конденсаторов С, что предотвратит дейст-
ствие АПВ других линий.

Возможен и принципиально другой путь обеспечения
однократности АПВ шин с помощью реле, контролирую-
щих наличие напряжения на
шинах. В комплекте АПВ
линии или трансформатора,
которые должны включать-
ся первыми, действие авто-
матики разрешается при от-
сутствии напряжения на ши-
нах подстанции. Цепи же
пуска других присоедине-
ний замыкаются контактами
реле напряжения при нали-
чии напряжения на шинах.
Таким образом, если первое
включение будет неуспеш-
ным и защита шин вновь от-
ключит включившееся при-
соединение, напряжение на

шинах не сохранится и другие элементы включаться не
будут.

В эксплуатации на линиях с двусторонним питанием
применяются типовые схемы АПВ, в которых установ-
лены все три реле: контроля наличия напряжения на
линии РНЛ, контроля синхронизма РКС и контроля от-
сутствия напряжения на шинах РНШ (рис. 1.31). Выбор
соответствующей пусковой схемы, которая необходима
в каждом конкретном случае, осуществляется с помощью
накладок Н1 и Н2, Когда накладка Н1 включена, осу-
ществляется АПВ с контролем отсутствия напряжения
на шинах. При отключении Н1 цепь пуска АПВ при от-
сутствии напряжения на шинах подстанции выводится.
При установке накладки Н2 в положение 1-2 через кон-
такт РПН.З подготавливается цепь пуска АПВ при от-
сутствии напряжения на линии. Одновременно при этом
будет осуществляться пуск АПВ при наличии напряже-
ния на линии, на шинах и наличии синхронизма (по це-
пи РНШ.2 — РКС—РПН.2). Устанавливая накладку Н2
в положение 1-3, можно ввести в работу цепь пуска
АПВ с контролем синхронизма и наличия напряжения
на линии и на шинах.

По сравнению со схемой, приведенной на рис. 1.30,
обеспечение однократности действия АПВ шин с по-
мощью реле, контролирующих наличие напряжения на
шинах подстанции, имеет следующие недостатки.

В случае отказа на включение выключателя или АПВ
присоединения, которое должно включаться первым,
АПВ шин не произойдет. В схеме же с блокировкой
при повторном срабатывании защиты шин при этом по-
действует АПВ другого присоединения, имеющего
большую выдержку времени.

При выводе из работы элемента, который должен
включаться первым, необходимо производить оператив-
ные переключения так, чтобы АПВ одного из элементов,
остающихся в работа, осуществлялось с контролем от-
сутствия напряжения на шинах. В схемах же с блоки-
ровкой при повторном срабатывании защиты шин ни-
каких оперативных переключений производить не нужно.

При выполнении АПВ шин с блокировкой при повтор-
ном срабатывании защиты шин выдержки времени АПВ
линий и трансформаторов должны быть согласованы по
времени. Так, разность выдержек времени АПВ присо-
единения, включаемого первым, и присоединения, вклю-
чаемого вторым, должна быть достаточной, чтобы подей-
ствовала блокировка, запрещающая вторичное включе-
ние на устойчивое повреждение шин. Для этого должно
быть соблюдено следующее условие:

^АПВ, 2 = АПВ, 1 4“ ^вкл, 1 4“ ^защ 4“ ^зап>	(1 • 22)

где /зап — время запаса, равное 0,5—0,8 с; /Защ — время
срабатывания защиты шин.

Частным случаем АПВ шин является АПВ тран-
сформаторов. Наиболее целесообразно применение
АПВ на одиночных трансформаторах, отключение кото-
рых может привести к аварии. АПВ трансформаторов
применяется и на параллельно работающих трансфор-
маторах, установленных на подстанциях без обслужи-
вающего персонала, для максимальной автоматизации
восстановления нормального режима работы (см. гл. 3).
Как правило, не допускается действие АПВ трансформа-
тора при внутренних повреждениях в трансформаторе,
когда срабатывает газовая или дифференциальная за-
щита.

1.14.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ
ВКЛЮЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Автоматическое повторное включение электродвигателей при-
меняется для обеспечения их самозапуска после восстановления
питания. На рис. 1.32 показаны схемы включения магнитных пуска-
телей, обеспечивающие АПВ электродвигателей после восстановле-
ния напряжения.

В схеме на рис. 1.32,а обмотка магнитного пускателя ПМ
подключена к напряжению через рубильник Р или ключ. При зна-
чительном снижении или полном исчезновении напряжения на в вы-
водах магнитного пускателя его обмотка обесточится и магнитный
пускатель разомкнет свои контакты. После восстановления напря-

Рис. 1.32. Схемы АПВ электродвигателей напряжением 0,4 кВ.
а — с включением магнитного пускателя после восстановления напряжения;
б — с включением магнитного пускателя после восстановления питания при
кратковременном исчезновении напряжения; РТ° — электротепловое реле; П —
предохранитель.

жения магнитный пускатель сработает вновь и включит двигатель
в работу. Таким образом будет осуществлено АПВ отключившегося
двигателя.

Иногда схема, приведенная на рис. 1.32,а, не может быть при-
менена по соображениям техники безопасности или вследствие
возможности повреждения технологического оборудования. В этом
случае АПВ магнитного пускателя предусматривается лишь при
кратковременных перерывах питания около 1—2 с. Такая схема
может быть выполнена, как показано на рис. 1.32,6. Когда маг-
нитный пускатель включен, реле РВ находится * под напряжением
76
и контакт его замкнут. При исчезновении напряжения якорь реле
вернется не сразу, а с замедлением 1—2 с. Если за это время на-
пряжение восстановится, обмотка магнитного пускателя ПМ вновь
окажется под напряжением и магнитный пускатель включится в ра-
боту. Если же время восстановления напряжения превысит допу-
стимую выдержку времени, якорь реле РВ вернется и контакт его
разомкнется. В этом случае цепь обмотки ПМ окажется разомкну-
той и магнитный пускатель при последующем восстановлении на-
пряжения не включится.

Автоматическое повторное включение электродвигателей при-
меняется также в установках 3—10 кВ в тех случаях, когда для
обеспечения самозапуска наиболее ответственных электродвигате-
лей приходится отключить кроме неответственных также часть от-
ветственных электродвигателей. При этом целесообразно приме-
нить схему, осуществляющую АПВ отключившихся электродвига-
телей после восстановления напряжения [2, 6].

ГЛАВА ВТОРАЯ

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО
ПИТАНИЯ И ОБОРУДОВАНИЯ (АВР)

2.1. НАЗНАЧЕНИЕ АВР

Высокую степень надежности электроснабжения по-
требителей обеспечивают схемы питания одновременно
от двух и более источников литания (линий, трансфор-
маторов), поскольку аварийное отключение одного из
них не приводит к нарушению питания потребителей.
Несмотря на эти очевидные преимущества многосторон-
него питания потребителей, большое количество подстан-
ций, имеющих два и более источников питания, работа-
ют по схеме одностороннего питания. Одностороннее
питание имеют также секции шин собственных нужд.
Применение такой менее надежной, но более простой
схемы электроснабжения во многих случаях оказывает-
ся целесообразным для снижения токов КЗ, уменьшения
потерь электроэнергии в питающих трансформаторах,
упрощения релейной защиты, создания необходимого ре-
жима по напряжению, перетокам мощности и т. п. При
развитии электрической сети одностороннее питание час-
то является единственно возможным решением, так как
ранее установленное оборудование и релейная защита
не позволяют осуществить параллельную работу источ-
ников питания. Используются две основные схемы одно-
стороннего питания потребителей при наличии двух или
болёе источников.
В 'Первой схеме один источник включен и питает
потребителей, а второй отключен и находится в резерве.
Соответственно этому первый источник называется
рабочим, а второй резервным (рис. 2.1,а, б). Во
второй схеме все источники включены, но работают раз-
дельно на выделенных потребителей. Деление осущест-
вляется на одном из выключателей (рис. 2.1,в, г).

Рис. 2.1. Принципы осуществления АВР при различных схемах пи-
тания потребителей.

Недостатком одностороннего питания является то,
что аварийное отключение рабочего источника приводит
к прекращению питания потребителей, т. е. к аварии.
Этот недостаток может быть устранен быстрым автома-
тическим включением резервного источника или вклю-
чением выключателя, на котором осуществлено деление
78
сети. Для выполнения этой операции широко исполь-
зуются специальные автоматические устройства, полу-
чившие наименование автоматов включения
резерва (АВР). При наличии АВР время перерыва
-питания потребителей в большинстве случаев определя-
ется лишь временем включения выключателей резервно-
го источника и составляет 0,3—0,8 с. Рассмотрим прин-
цип использования АВР на примере схем, приведенных
на рис. 2.1.

1.	Питание подстанции А (рис. 2.1,а) осуществляет-
ся по рабочей линии Л1 от подстанции Б. Вторая линия
Л2, приходящая с подстанции В, является резервной и
находится под напряжением (выключатель ВЗ нормаль-
но отключен). При отключении линии Л1 автоматически
от АВР включается выключатель ВЗ линии Л2, чем
вновь подается питание потребителям подстанции А.
Схемы АВР могут иметь одностороннее или двусторон-
нее действие. При одностороннем АВР линия Л1 всегда
должна быть рабочей, а линия Л2 — всегда резервной.
При двустороннем АВР любая из этих линий может
быть рабочей и резервной.

2.	Питание электродвигателей и других потребителей
собственных нужд каждого агрегата электростанции
осуществляется обычно от отдельных рабочих трансфор-
маторов (Т1 и Т2 на рис. 2.1,6). При отключении рабо-.
чего трансформатора автоматически от АВР включает-
ся выключатель В5 и один из выключателей — Вб (при
отключении Т1) или В7 (при отключении Т2)—резерв-
ного трансформатора ТЗ.

3.	Трансформаторы Т1 и Т2 являются рабочими, но
параллельно работать не могут и поэтому со стороны
низшего напряжения включены на разные системы шин
(рис. 2.1,в). Шиносоединительный выключатель Вб нор-
мально отключен. При аварийном отключении любого
из рабочих трансформаторов автоматически от АВР
включается выключатель Вб, подключая нагрузку шин,
потерявших питание, к оставшемуся в работе трансфор-
матору. Каждый трансформатор в рассматриваемом
случае должен иметь мощность, достаточную для пита-
ния всей нагрузки подстанции. В случае, если мощность
одного трансформатора недостаточна для питания всей
нагрузки подстанции, при действии АВР должны прини-
маться меры для отключения части наименее ответствен-
ной нагрузки.
4.	Подстанции В и Г (рис. 2.1,г) нормально питают-
ся радиально от подстанций А и Б соответственно. Ли-
ния ЛЗ находится под напряжением со стороны подстан-
ции В, а выключатель В5 нормально отключен. При ава-
рийном отключении линии Л2 устройство АВР, установ-
ленное на подстанции Г, включает выключатель В5, чем
питание подстанции Г переводится на подстанцию В по
линии ЛЗ. При отключении линии Л1 подстанция В и
вместе с ней линия ЛЗ остаются без напряжения. Исчез-
новение напряжения на трансформаторе напряжения
TH также приводит в действие устройство АВР на под-
станции Г, которое включением выключателя В5 подает
напряжение на подстанцию В от подстанции Г.

Опыт эксплуатации показывает, что АВР является
весьма эффективным средством повышения надежности
электроснабжения. Успешность действия АВР составля-
ет 90—95%. Простота схем и высокая эффективность
обусловили широкое применение АВР на электростанци-
ях и в электрических сетях.

2.2.	ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СХЕМАМ АВР

В эксплуатации находится большое количество АВР
разных типов, которые имеют свои специфические осо-
бенности. Однако все устройства АВР должны удовлет-
ворять следующим основным требованиям:

1.	Схема АВР должна приходить в действие в слу-
чае исчезновения напряжения на шинах потребителей по
любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном
или самопроизвольном отключении выключателей рабо-
чего источника питания, а также при исчезновении на-
пряжения на шинах, от которых осуществляется питание
рабочего источника. Включение резервного источника
питания допускается также при КЗ на шинах потреби-
теля.

2.	Для того чтобы уменьшить длительность переры-
ва питания потребителей, включение резервного источ-
ника питания должно производиться возможно быстрее,
сразу же после отключения рабочего источника.

3.	Действие АВР должно быть однократным, чтобы
не допускать нескольких включений резервного источни-
ка на неустранившееся КЗ.

4.	Схема АВР не должна приходить в действие до
отключения выключателя рабочего источника, чтобы
избежать включения резервного источника на КЗ в не-
80
отключившемся рабочем источнике. Выполнение этого-
требования исключает также в отдельных случаях не-
синхронное включение двух источников питания.

5.	Для того чтобы схема АВР действовала при ис-
чезновении напряжения на шинах, питающих рабочий
источник, когда его выключатель остается включенным»
схема АВР должна дополняться специальным пусковым
органом минимального напряжения.

6.	«Для ускорения отключения резервного источника
при его включении на неустранившееся КЗ должно пре-
дусматриваться ускорение защиты резервного источника
после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда по-
требители, потерявшие питание, подключаются к друго-
му источнику, несущему нагрузку.

Ускоренная защита обычно действует по цепи ускоре-
ния без выдержки времени. В установках же собствен-
ных нужд, а также на подстанцях, питающих большое'
число электродвигателей, ускорение осуществляется до-
0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо-
для предотвращения ее неправильного срабатывания в
случае кратковременного замыкания контактов токовых
реле в момент включения выключателя под действием*
толчка тока, обусловленного сдвигом по фазе между
напряжением энергосистемы и затухающей ЭДС тормо-
зящихся электродвигателей.

2.3.	ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ АВР

Рассмотрим принцип действия АВР на примере двух-
трансформаторной подстанции, схема которой приведена
на рис. 2.2,а. Питание потребителей нормально осущест-
вляется от рабочего трансформатора Т1. Резервный:
трансформатор Т2 отключен и находится в автоматиче-
ском резерве.

При отключении по любой причине выключателя В1
трансформатора Т1 его вспомогательный контакт БК1.2
разрывает цепь обмотки промежуточного реле РП1.
В результате якорь реле РП1, подтянутый при включен-
ном выключателе, при снятии напряжения отпадает с
некоторой выдержкой времени и размыкает контакты..

Второй вспомогательный контакт БК1.3 выключателя.
В1, замкнувшись при отключении В/, подает плюс через
еще замкнутый контакт РП1Л на обмотку промежуточ-
ного реле РП2, которое своими контактами производит
включение выключателей ВЗ и В4 резервного трансфор-
6—1251	8>
матора, воздействуя на контакторы включения КВЗ и
К.В4. По истечении установленной выдержки времени
реле РП1 размыкает контакты и разрывает цепь обмот-
ки РП2. Если резервный трансформатор будет включен

Рис. 2.2. Принципиальная схема АВР трансформатора односторон-
него действия.

а схема первичных соединений; б — цепи переменного напряжения; в — цепи
оперативного тока.

82
действием АВР на неустранившееся КЗ и отключится
релейной защитой, то его повторного включения не про-
изойдет. Таким образом, реле РП1 обеспечивает одно-
кратность действия АВР и поэтому называется реле
однократности включения. Реле РП1 вновь
замкнет свои контакты и подготовит схему АВР к ново-
му действию лишь после того, как будет восстановлена
нормальная схема питания подстанции и включен вы-
ключатель В1. Выдержка времени на размыкание кон-
тактов реле РП1 должна быть больше времени включе-
ния выключателей ВЗ и В4 для того, чтобы они успели
надежно включиться.

Выше было рассмотрено действие АВР при отклю-
чении выключателя В1 рабочего трансформатора. Наря-
ду с этим следует иметь в виду возможность отключе-
ния выключателя В2 со стороны высшего напряжения
рабочего трансформатора. В этом случае потребители
подстанции В также потеряют питание. Для того чтобы
обеспечить действие АВР и в этом случае, при отклю-
чении В2 от его вспомогательного контакта БК2.2 по-
дается импульс на катушку отключения КО1 выключа-
теля В1. После отключения В1 АВР запускается и дей-
ствует, как рассмотрено выше.

Кроме рассмотренных случаев отключения выключа-
телей В1 или В2 рабочего трансформатора, потребители
также потеряют питание, если по какой-либо причине
останутся без напряжения шины высшего напряжения
подстанции Б. Схема АВР при этом не подействует, так
как оба выключателя рабочего трансформатора оста-
лись включенными. Для того чтобы обеспечить дейст-
вие АВР и в этом случае, предусмотрен специальный
пусковой орган минимального напряжения, в который
входят реле PHI, РН2, РНЗ, РВ1 и РПЗ. При исчезнове-
нии напряжения на шинах подстанции 5, а следователь-
но, и на шинах подстанции В реле минимального напря-
жения, подключенные к трансформатору напряжения
ТН1, замкнут свои контакты и подадут плюс оператив-
ного тока на обмотку реле времени РВ1 через контакт
реле РНЗ, Реле РВ1 при этом запустится и по истече-
нии установленной выдержки времени подаст плюс на
обмотку выходного промежуточного реле РПЗ, которое
отключит выключатели В1 и В2 рабочего трансформато-
ра. После отключения В1 АВР подействует, как рассмот-
рено выше.

6*

83
Реле напряжения РНЗ предусмотрено для того, что-
<бы предотвратить отключение Т1 от пускового органа
минимального напряжения в случае отсутствия напря-
жения на шинах высшего напряжения А резервного
трансформатора Т2, когда действие АВР будет заведомо
бесполезным. Реле напряжения РНЗ, подключенное к
трансформатору напряжения ТН2 шин А, при отсутст-
вии напряжения размыкает свой контакт и разрывает
цепь от контактов реле РН1 и РН2 к обмотке реле вре-
мени РВ1.

Ц4. ПУСКОВЫЕ ОРГАНЫ МИНИМАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Пусковые органы минимального напряжения должны
выполняться таким образом, чтобы они действовали
только при исчезновении напряжения на шинах подстан-
ции и не действовали при неисправностях в цепях на-
пряжения. Так, в рассмотренной схеме на рис. 2.2 кон-
такты двух реле минимального напряжения РН1 и РН2
включены последовательно, что предотвращает отклю-
чение рабочего трансформатора Т1 при отключении од-
ного из автоматических выключателей (предохраните-
лей) и цепях напряжения. Однако ложное отключение
трансформатора Т1 все же может произойти, если по-

Рис. 3.3. Принципы выполнения пусковых органов АВР.

л, б, в — минимального напряжения; г — минимального тока и напряжения.
«4
вредится трансформатор напряжения ТН1 или отключат-
ся оба автоматических выключателя в цепях напряже-
ния. Более надежна в этом отношении схема, приведен-
ная на рис. 2.3,а, в которой используются два реле ми-
нимального напряжения, включенные на разные транс-
форматоры напряжения.

Схемы пусковых органов минимального напряжения
могут быть выполнены также с помощью двух реле вре-
мени типа ЭВ-235 переменного напряжения, как пока-
зано на рис. 2.3,6. Эти реле, подключаемые непосредст-
венно к трансформаторам напряжения, выполняют од-
новременно функции двух реле: реле минимального
напряжения и реле времени. При исчезновении напря-
жения реле начинают работать и с установленной вы-
держкой времени замыкают цепь отключения выключа-
телей рабочего источника питания. В схемах пусковых
органов минимального напряжения обычно предусмат-
ривается сигнализация при нарушении цепей напряже-
ния, которая действует в случае замыкания контакта од-
ного реле напряжения или реле времени. В схеме на
рис. 2.3,6 для сигнализации используется один из двух
упорных замыкающих контактов реле времени.

Пусковой орган минимального напряжения может
быть выполнен с одним реле времени типа ЭВ-235К,
включенным через вспомогательное устройство ВУ-200,
представляющее собой трехфазный выпрямительный
мост (рис. 2.3,в). Это реле времени начинает работать
лишь в том случае, если напряжение исчезнет одновре-
менно на трех фазах. При отключении одного из авто-
матических выключателей в цепях напряжения реле не
сработает, так как на его обмотке останется напряже-
ние от двух других фаз.

В схеме на рис. 2.3,г блокировка от нарушения це-
пей напряжения осуществляется с помощью реле мини-
мального тока РТ, включенного в цепь трансформатора
тока рабочего источника питания. В нормальных услови-
ях, когда рабочий источник питает нагрузку, по обмотке
реле РТ проходит ток и оно держит свой контакт ра-
зомкнутым. В случае отключения рабочего источника
или при исчезновении напряжения на питающих шинах,
когда исчезает ток нагрузки, реле РТ замыкает кон-
такт и совместно с реле минимального напряжения* РН
отключает рабочий источник питания. Замыкание кон-
такта только одного реле минимального напряжения,
когда контакт реле минимального тока разомкнут, не
приводит к отключению рабочего источника.

При отключении источника, питающего шины высше-
го напряжения рабочего трансформатора или линии
(например, шины Б на рис. 2.2), пусковой орган
минимального напряжения может приходить в действие
не сразу, так как в течение некоторого времени (при-
мерно 0,5—1,5 с) синхронные и асинхронные электродви-
гатели будут поддерживать на шинах остаточное на-
пряжение, превышающее напряжение срабатывания ре-
ле минимального напряжения. Крупные синхронные
электродвигатели и синхронные компенсаторы могут
поддерживать остаточное напряжение на шинах значи-
тельно дольше. Это обстоятельство задерживает работу
АВР.

Для ускорения в этих условиях действия АВР пуско-
вой орган целесообразно дополнять реле понижения
частоты, которое выявляет прекращение питания рань-
ше, чем реле минимального напряжения [5]. Это проис-
ходит потому, что после отключения источника пита-
ния электродвигатели начинают резко снижать частоту
вращения, благодаря чему частота остаточного напря-
жения также быстро снижается. При уставке срабаты-
вания реле понижения частоты 48 Гц оно сработает при
снижении частоты вращения электродвигателей и син-
хронных компенсаторов всего на 4%, что происходит
уже через 0,1—0,2 с.

Схема пускового органа АВР с двумя реле пониже-
ния частоты приведена на рис. 2.4,а. В части пускового
органа минимального напряжения схема соответствует
приведенной на рис. 2.3,6. Пусковой орган понижения
частоты включает в себя два реле понижения частоты
РЧ1 и РЧ2 и одно промежуточное реле РП1. Реле РЧ1
подключено к трансформатору напряжения ТН1 шин
низшего напряжения, к которому подключаются также
реле напряжения РН1 и реле времени РВ1 и РВ2. Реле
РЧ2 подключено к трансформатору напряжения ТН2
шин резервного источника питания, к которому подклю-
чено также реле РН2.

Рассматриваемый пусковой орган работает следую-
щим образом. При отключении источника, питающего
шины высшего напряжения Б (см. рис. 2.2,а), электро-
двигатели, питающиеся от шин подстанции В, поддержи-
вают на этих шинах остаточное напряжение, частота
86
которого быстро снижается. При снижении частоты до
уставки реле РЧ1 оно сработает и через контакт реле
РН1, замкнутый за счет остаточного напряжения, и раз-
мыкающий контакт промежуточного реле РП1 воздей-
ствует на отключение выключателей рабочего источни-
ка питания. Благодаря наличию контакта реле напря-
жения РН1 предотвращается ложное срабатывание пу-
скового органа при кратковременном снятии напряжения
с обмотки реле частоты РЧ1, когда могут замкнуться
его контакты.

От ТН1 шин низшего

напряжения

Р81 РВ2 РЧ1 РН1

On ТН2 резервного
источника

РЧ2 РН2

Рис. 2.4. Принципы выполнения пусковых органов АВР, реагирую-
щих на понижение частоты.

а —цепи переменного напряжения для схемы с двумя реле частоты; б — цепи
оперативного тока для схемы с двумя реле частоты; в —цепи оперативного
тока для схемы с одним реле частоты в сочетании с пусковым органом ми-
нимального тока и напряжения.

В рассмотренном случае, когда срабатывание реле
РЧ1 происходит вследствие отключения рабочего источ-
ника питания, реле РЧ2 не замыкает контакт, так как
на шинах подстанции А сохраняется нормальное напря-
жение. Реле РЧ2 предназначено для того, чтобы предот-
вратить отключение рабочего источника питания при об-
щесистемном понижении частоты. В этом случае часто-
та напряжения будет снижаться одинаково на всех ши-
нах (Д, Б, Б), но первым сработает реле РЧ2, которое
настраивается на более высокую уставку, чем реле
РЧ1. Сработав, реле РЧ2 воздействует на промежуточ-
ное реле РП1, которое своим размыкающим контактом
размыкает цепь от контакта реле РЧ1, предотвращая
отключение рабочего источника питания при ^срабаты-
вании реле РЧ1.

На рис. 2.4,в изображена более простая схема пуско-
вого органа с одним реле понижения частоты в сочета-
нии с пусковым органом минимального тока. В случае
отключения источника, питающего шины высшего на-
пряжения 5, исчезнет ток в рабочем трансформаторе и
понизится частота остаточного напряжения на шинах В.
При этом сработают и замкнут свои контакты реле
минимального тока РТ1 и реле частоты РЧ1, что приве-
дет к созданию цепи на отключение рабочего трансформа-
тора. Реле частоты РЧ1 может сработать и при обще-
системном снижении частоты, но цели на отключение
рабочего источника при этом не создастся, так как по
рабочему трансформатору будет проходить ток нагруз-
ки и поэтому контакт реле РТ1 останется разомкнутым.

С помощью реле напряжения PHI, РН2 и реле вре-
мени РВ1 в рассматриваемой схеме выполняется пуско-
вой орган минимального напряжения.

В [8] предложено для подстанций с двумя раздельно
работающими секциями шин низшего напряжения ис-
пользовать в качестве пускового органа АВР реле раз-
ности частот (вместо реле понижения частоты), к кото-
рому подводятся напряжения от двух секций и мини-
мальное реле активной мощности (вместо токового
реле).

25. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
РЕЗЕРВНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

, На рис. 2.5 приведена схема АВР трансформаторов
собственных нужд тепловой электростанции. Собствен-
ные нужды питаются от трех рабочих трансформаторов
Tl, Т2, ТЗ, которые нормально включены на соответ-
ствующие секции собственных нужд. Резервный транс-
форматор Т4 нормально отключен и находится в автома-
тическом резерве (рис. 2.5,а). При отключении рабочего
трансформатора от АВР включается выключатель ВР4
и один из выключателей ВР1У ВР2 или ВРЗ — в зави-
симости от того, какой из трансформаторов отключился.

В отличие от схемы на рис. 2.2 функцию реле одно-
кратности включения выполняет не специальное про-
межуточное реле (реле РП1 на рис. 2.2), а реле поло-
88
Рис. 2.5. Принципиальная схема АВР трансформаторов собственных
нужд.

, а — поясняющая схема; б — цепи переменного напряжения; в —цепи опера-
тивного тока.
жения «Включено», например РПВ1 в схеме управления
выключателя В1 (рис. 2.5,в). При включенном выклю-
чателе В1 вспомогательный контакт БКВ1.1 замкнут,
реле РПВ1 обтекается током, его якорь притянут и кон-
такты РПВ1.1 и РПВ1.2 замкнуты.

При отключении выключателя В1 размыкается его
вспомогательный контакт БКВ1.1 в цепи отключающей
катушки КОВ1 и замыкаются вспомогательные контак-
ты БКВ1.2 и БКВ1.3. Вспомогательный контакт БКВ1.1
размыкает цепь обмотки реле РПВ1, но, поскольку оно
имеет замедление на отпадание, его контакты РПВ1.1
и РПВ1.2 размыкаются не сразу, а с выдержкой време-
ни. Поэтому замкнувшиеся впомогательные контакты
БКВ1.2 и БКВ1.3 образуют цепи на включение выклю-
чателей ВР1 и ВР4 резервного трансформатора Т4 че-
рез еще замкнутые контакты реле РПВ1. При этом, по-
скольку при отключении любого из рабочих трансфор-
маторов необходимо включить выключатель высшего
напряжения резервного трансформатора ВР4, цепь от
вспомогательного контакта БКВ1.3 параллельно с та-
кими же цепями от вспомогательных контактов выклю-
чателей и контактов реле РПВ выключателей ВР2 и
ВРЗ других рабочих трансформаторов Т2 и ТЗ (эти це-
пи на рис. 2.5,в не показаны) действует через соответ-
ствующие переключатели блокировки рабочих трансфор-
маторов ПБ2, ПБЗ) и резервного трансформатора
(ПБ) на контактор включения КП выключателя ВР4.
Второй вспомогательный контакт БКВ1.2 действует че-
рез контакт РПВ1.1 и контакт ПБ1.2 переключателя
блокировки рабочего трансформатора (ПБ1) на вклю-
чение выключателя ВР1, благодаря чему обеспечивает-
ся подача напряжения на первую секцию собственных
нужд от резервного'трансформатора Т4.

Для того чтобы обеспечить действие АВР при отклю-
чении выключателя ВВ1 со стороны высшего напряже-
ния рабочего трансформатора, в схеме предусмотрена
подача импульса от вспомогательного контакта этого
выключателя БКВВ1 на отключение выключателя В1.
После отключения выключателя В1 АВР работает, как
рассмотрено выше. В цепи отключения выключателя
В1 от вспомогательного контакта выключателя ВВ1
введен контакт ПБ1.1 переключателя ПБ1. При ре-
монте рабочего трансформатора переключатель ПБ1
отключается и данная блокировка не действует, что по-
зволяет свободно оперировать выключателями транс-
форматора Т1.

Для осуществления пуска АВР при исчезновении
напряжения на питающих шинах РУ собственных нужд,
когда выключатели рабочего трансформатора ос-
таются включенными, предусмотрен пусковой орган
минимального напряжения.

Аналогично схеме пускового органа минимального
напряжения, приведенной на рис. 2.2, для пуска схемы
АВР в рассматриваемом случае необходимо срабаты-
вание двух реле напряжения (РЗН и РЗН1 на рис. 2.5,6)
и реле РВИ и РВН1. В качестве дополнительных реле
РЗН1 и РВН1 используются реле первой ступени защи-
ты минимального напряжения, предназначенной для от-
ключения неответственных электродвигателей в режиме
самозапуска. На реле РЗН1 выполняется обычно устав-
ка 70 В, и оно срабатывает одновременно с реле РЗН
при исчезновении напряжения на шинах 3—6 кВ, обес-
печивая пуск схемы АВР. Для исключения ложного сра-
батывания пускового органа АВР и защиты минималь-
ного напряжения электродвигателей при отключении ав-
томатического выключателя А, установленного во вто-
ричных цепях трансформатора напряжения, плюс на
контакты реле напряжения подается через его замыкаю-
щий контакт БКА, замкнутый при включенном автома-
тическом выключателе.

Предусмотренные в схеме на рис. 2.5,в блокировки не
исключают возможности ложного срабатывания пусково-
го органа в случае перегорания предохранителя в сред-
ней фазе на стороне высшего напряжения ТН1У когда
могут одновременно сработать оба реле напряжения
РЗН и РЗН1. Для предотвращения ложного срабатыва-
ния пускового органа АВР в этом случае плюс на схему
подается через размыкающий контакт фильтр—'реле
напряжения обратной последовательности РНФ (типа
РНФ-1М), установленного в схеме защиты минимально-
но напряжения электродвигателей, питающихся от дан-
ной секции шин собственных нужд (14}.

В цепи отключения выключателя трансформатора от
пускового органа АВР включены замыкающие контакты
реле РПН, замкнутые при наличии напряжения на ре-
зервном источнике питания. Промежуточное реле РПН
приходит в действие от контактов реле максимального
напряжения РН и служит для размножения контактов
последнего с целью использования их в цепях отключе-
ния других рабочих трансформаторов.

В случае вывода в ремонт резервного трансформа-
тора Т4 АВР может остаться включенным. При этом
резервирование обеспечивается от наименее загружен-
ного рабочего трансформатора. При выводе в ремонт
резервного трансформатора отключаются его разъедини-
тели РВ4 и РН4 и на шины резервного питания подает-
ся напряжение, например, от трансформатора ТЗ вклю-
чением выключателя ВРЗ. Переводом переключателя ПБ
в положение О отключается действие АВР на включение
выключателя ВР4 резервного трансформатора Т4 (кон-
такт ПБ.1). Контактом ПБ.2 этого переключателя шун-
тируется контакт реле напряжения РН для того, чтобы
контроль наличия напряжения на шинах резервного
трансформатора не влиял на работу пускового органа
АВР. При выведенном из работы резервном трансфор-
маторе отключение рабочих трансформаторов Т1 и Т2
резервируется автоматическим включением соответст-
вующих выключателей — ВР1 или ВР2. Отключение ра-
бочего трансформатора ТЗ не резервируется. Схема АВР
для реактированных линий собственных нужд выполня-
ется аналогично, при этом, однако, отсутствует цепь на
включение выключателя резервной линии со стороны
питания. Этот выключатель постоянно включен, так как
в реакторе отсутствуют потери холостого хода.

Схема АВР для трансформаторов собственных нужд
блочных тепловых электростанций приведена на рис. 2.6.
Показанный в этой схеме рабочий трансформатор lTVBe
Имеет расщепленные обмотки и подключен отпайкой к
генератору Г1. Два резервных трансформатора /Грез и
2Трез присоединены к магистралям резервного питания
6 кВ А и Б. Выключатели высшего напряжения резерв-
ных трансформаторов В1 и В2 нормально отключены, а
выключатели стороны низшего напряжения ВА\, ВБ1,
Baz, включены. В рассматриваемой схеме предусмат-
ривается возможность замены рабочего трансформатора
любого блока любым из двух резервных /Грез, 2Трез.
В зависимости от того, какой из резервных трансформа-
торов используется для резервирования, включаются
выключатели 1ВА, 1ВБ или 2ВА, 2ВБ.

При отключении рабочего трансформатора /Граб
(выключатели 1В и 2В на рис. 2.6,а) вспомогательные
+81 РАВ1

+ABPZ

П61.3

о в

------^Включение В1

РПВ1.2 БК1В.З РПЛ1 М^-АвРг

У* 9	П I

M8Z-	UI

3-BZ	:

Включение от КУ

Включение 82
1PW 1РБН1-1В1

Рис. 2.6. Схема АВР трансформаторов собственных нужд блочных
тепловых электростанций.

а — поясняющая схема; б — цепи переменного напряжения на питающей сто-
роне резервных трансформаторов; в—-цепи оперативного тока; г — цепи опе-
ративного тока реле, контролирующих питание магистралей от резервных

* трансформаторов.
контакты отключившихся выключателей через контакты
реле однократности включения РПВ1 замыкают цепи
включения выключателей 1В1 (вспомогательный контакт
БК1В.4) и 2В1, а также обмоток промежуточных реле
РАВ1 (БК1В.2) или РАВ2 (БК1В.З), включающих вы-
ключатели В1 или В2 резервных трансформаторов соот-
ветственно. Для выбора направления действия АВР в
схеме рис. 2.6,г предусмотрены специальные промежу-
точные реле РПА1, РПБ1, РПА2, РПБ2, контролирую-
щие, от какого резервного трансформатора питаются
вводы резервного питания к секции 6 кВ соответствую-
щего блока (в рассматриваемом случае блока Г1).

В схеме АВР выключателя 1В, показанной на
рис. 2.6,в и г, при использовании для резервирования
/Т'рез замкнуты контакты реле напряжения РН1, контро-
лирующего наличие напряжения на питающей стороне
трансформатора 1Трез, и контакты реле положения
«Включено» РПВА\, РПВБ\ выключателей ВАХ и В£1
Поэтому под напряжением находятся реле РПН1 ,РПА1
и РПБ1, и контакты их в схеме АВР (рис. 2.6,в) замкну-
ты. При использовании же для резервирования 2Грез
под напряжением будут находиться реле РПН2; РПА2,
РПБ2 (рис. 2.6,в,г).

При исчезновении напряжения на шинах секции 6 кВ,
когда выключатель рабочего трансформатора 1В оста-
нется включенным, вступит в действие пусковой орган
минимального напряжения АВР, выполненный аналогич-
но схеме на рис. 2.5. Реле времени РВН1 и РВН замы-
кают цепь отключения выключателя 1В через замыкаю-
щие контакты реле РПН1, РПА1 или РПН2, РПА2, в за-
висимости от того, какой резервный трансформатор ис-
пользуется для резервирования рабочего трансформато-
ра /Граб-

Схема АВР выключателя 2В выполняется аналогич-
но, но с действием на включение выключателей Bl (В2)
и 2В1. В схеме должны использоваться контакты реле
РПБ1 и РПБ2 вместо РПА1 и РПА2, а пусковой орган
минимального напряжения должен быть подключен к
трансформатору напряжения второй секции.

В схеме АВР трансформаторов собственных нужд
3,15—6,3/0,4 кВ, приведенной на рис. 2.7, обеспечивается
автоматическое включение выключателя В1 резервного
трансформатора и автоматического выключателя 1А1
ввода резервного питания к шинам 0,4 кВ. Действие
94
АВР при отключении автоматического выключателя 1А
происходит так же, как в схемах, рассмотренных выше.
Для ускорения действия АВР в случае отключения вы-
ключателя В рабочего трансформатора Траб предусмот-
рена цепь отключения автоматического выключателя 1А
подачей плюса через вспомогательный контакт БКВ на
независимый расцепитель HP,

Для срабатывания АВР при исчезновении напряже-
ния на шинах 3—6 кВ рабочего трансформатора преду-

Рис. 2.7. Схема АВР трансформаторов собственных нужд 3,15—
6,3/0,4 кВ.

а — поясняющая схема; б—*цепи оперативного тока АВР; в — цепи перемен-
ного напряжения.
“Смотрен пусковой орган минимального напряжения,
.выполненный с одним реле времени переменного тока
РВ1 тийа ЭВ-235. Реле времени на номинальное напря-
жение 127 В включено на фазное напряжение 220 В че-
рез добавочный резистор R, нормально шунтированный
размыкающим контактом реле времени РВ1.1. При таком
-включении реле срабатывает при напряжении примерно
•50% номинального, а возвращается при 20%. Такое выпол-
нение пускового органа не исключает его ложного сраба-
тывания в случае нарушения цепи напряжения или об-
рыва обмотки реле РВ1.

С помощью реле напряжения РН и промежуточного
реле РПН фиксируется наличие напряжения на резерв-
ном источнике питания. Для отключения АВР служат
переключатели ПБ и ПБ1.

Ц.6. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА
НА ПОДСТАНЦИЯХ

На подстанциях высокого напряжения наряду с АВР
трансформаторов, которые могут выполняться по схе-
мам, аналогичным рассмотренным выше, применяются
АВР секционных и шиносоединительных выключателей
и АВР линий.

Схема АВР секционного выключателя, приведенная
на рис. 2.8, отличается от рассмотренных выше некото-

Рис. 2.8.' Принципиальная схема АВР секционного выключателя для
v подстанции с синхронным электродвигателем.

а —поясняющая схема; б — оперативные цепи.
рыми особенностями. Питание секций шин подстанции,
к одной из которых ’подключен синхронный электродви-
гатель большой мощности СД, производится от двух
рабочих трансформаторов Т1 и Т2. При отключении
любого из них происходит автоматическое включение
секционного выключателя В5. Однократность действия
АВР в схеме на рис. 2.8 обеспечивается так же, как и в
схемах, рассмотренных выше, с помощью реле РПВ1 и
РПВЗ (реле положения «Включено» в схеме управления
соответствующими выключателями).

В случае отключения 'выключателя В1 трансформа-
тора Т1, питающего первую секцию, замыкается вспо-
могательный контакт этого выключателя БК1.2 и через
замкнутый в рабочем состоянии схемы контакт РПВ1.1
реле РПВ1 подает импульс на катушку включения КВ5
выключателя В5,

Из-за наличия на второй секции синхронного двига-
теля СД (или синхронного компенсатора) действие АВР
при отключении выключателя ВЗ будет происходить
по-другому. После отключения трансформатора Т2, пи-
тающего вторую секцию, частота вращения синхронного
электродвигателя (синхронного компенсатора) будет
уменьшаться постепенно, вследствие чего при действии
АВР он может быть включен несинхронно через транс-
форматор Т1. Если толчок тока при несинхронном вклю-
чении превышает величину, допустимую для синхронно-
го электродвигателя (компенсатора) или трансформато-
ра, синхронный электродвигатель (компенсатор) необ-
ходимо предварительно отключить и лишь затем вклю-
чить секционный выключатель. Отключение выключате-
ля Вб синхронного электродвигателя (компенсатора) в
схеме на рис. 2.8 производится от вспомогательного
контакта БК3.2 выключателя ВЗ при его отключении.
В цепи отключения предусмотрена накладка Н1 для
вывода цепи отключения из действия, что необходимо на
случай питания обеих секций от трансформатора Т1 при
замкнутом секционном выключателе. После отключения
выключателя синхронного электродвигателя (компенса-
тора) его вспомогательным контактом БД6.2 будет зам-
кнута цепь на включение выключателя В5.

Допускается вместо отключения выключателя син-
хронного электродвигателя (компенсатора) кратковре-
менно отключать автомат'гашения поля (АГП) и вклю-
чать его вновь после включения секционного выключа-
теля В5. Толчок тока при таком способе будет меньше,
чем при несинхронном включении, а после обратного
включения АГП синхронный электродвигатель (компен-
сатор) втянется в синхронизм, т. е. произойдет его са-
мосинхронизация (см. гл. 4). При наличии на подстан-
ции нескольких синхронных электродвигателей контроль
допустимости включения секционного выключателя от
АВР обычно осуществляется с помощью реле минималь-
ного напряжения, т. е. АВР осуществляется с ожидани-
ем снижения напряжения до 0,5—0,6 номинального.

1-я секция

Рис. 2.9. Схема АВР с блоки-
ровкой действия при срабаты-
вании АЧР.

а — поясняющая схема; б — цепи
переменного напряжения; в — цепи
оперативного тока.

От ТН1

1РВ1 1РВ1

Для быстрого отключения секционного выключате-
ля в случае включения на неустранившееся КЗ на шинах
подстанции в схеме предусмотрено ускорение защиты
секционного выключателя В5 после АВР. Ускорение
осуществляется контактами РПВ1.2 и РПВ3.2 реле
РПВ1 и РПВЗ, которые подают плюс на мгновенный
контакт реле времени защиты секционного выключате-
ля. При работе с включенным секционным выключате-
лем ускорение может быть выведено из действия наклад-
кой Н2.
В отличие от схем АВР, рассмотренных выше, в схе-
ме на рис. 2.8 отсутствует пусковой орган минимально-
го напряжения, который в данном случае не нужен, так
как оба источника питаются от общих шин высшего на-
пряжения. При исчезновении напряжения на этих шинах
действие АВР будет бесполезным. Таким образом, в слу-
чаях, когда рабочий и резервный источники питаются от
общих шин, пусковой орган минимального напряжения
устанавливать не требуется.

0.2 Действие АВР должно согласовываться с действием
других устройств автоматики и, в частности, с действи-
ем автоматики частотной разгрузки АЧР (см. гл. 7), от-
ключающей потребителей при аварийном снижении ча-
стоты в энергосистеме. Для предотвращения снижения
эффективности АЧР действие АВР на восстановление
питания потребителей, отключенных АЧР, должно за-
прещаться.

Схема АВР с блокировкой действия при срабатыва-
нии АЧР приведена на рис. 2.9. В этой схеме питание
более ответственных потребителей осуществляется от
первой секции, поскольку питающая эту секцию линия
Л1 не отключается при действии АЧР. Менее ответствен-
ные потребители подключены ко второй секции, питае-
мой линией Л2, которая отключается на питающей под-
станции от действия АЧР.

Включение секционного выключателя В5 при отклю-
чении выключателей питающих линий В1 или ВЗ проис-
ходит так же, как в схемах АВР, рассмотренных выше.
Для обеспечения пуска АВР в случае исчезновения на-
пряжения со стороны питания, когда выключатели В1 и
ВЗ остаются включенными, предусмотрены пусковые
органы минимального напряжения с реле времени, под-
ключенными к трансформаторам напряжения ТН1 и
ТН2. К ТН2 подключено также реле частоты РЧ, с по-
мощью которого предотвращается действие АВР в слу-
чае отключения выключателя В4 питающей линии Л2 от
действия АЧР. Реле частоты, уставка срабатывания ко-
торого на 0,2—0,3 Гц превышает уставку срабатывания
АЧР на питающей подстанции, срабатывает при пони-
жении частоты в энергосистеме и подает плюс на обмот-
ку промежуточного реле РПЧ. Реле РПЧ размыкает
цепь отключения ВЗ от пускового органа минимального
напряжения, предотвращая тем самым его срабатывание
после отключения В4 действием АЧР, и самоудержива-
7*	99
ется через .свой замыкающий контакт РПЧ.2, Плюс на
самоудерживание реле РПЧ подается через размыкаю-
щие мгновенные контакты реле времени 1РВ2.1 и2РВ2.1.
После восстановления нормальной частоты в энергоси-
стеме и питания второй секции от линии Л2 схема АВР

Рис. 2.10. Схема АВР секционного выключателя на переменном опе-
ративном токе.

а — поясняющая схема; б —цепи управления и АВР выключателя В1 (цепи
выключателя В2 выполняются аналогично); в —цепи управления и АВР вы-
ключателя ВЗ; пунктиром обведены цепи, относящиеся к трансформаторам^
100	--
возвращается в исходное положение и пусковой орган
минимального напряжения будет готов к действию.
оДНаряду с устройствами АВР, работающими на по-
стоянном оперативном токе, большое распространение
на подстанциях получили АВР на переменном оператив-
ном токе. На рис. 2.10 приведена схема АВР секцион-
ного выключателя на переменном оперативном токе для
подстанции с двумя трансформаторами, питающимися
ответвлениями от двух линий без выключателей на сто-
роне высшего напряжения. Секционный выключатель
ВЗ нормально отключен. Оперативный ток для питания
схемы автоматики подается от трансформаторов собст-
венных нужд ТСН1 и ТСН2. Особенностью схемы явля-
ется то, что при исчезновении напряжения на одной из
линий (Л1 или Л2) устройство АВР включает секцион-
ный выключатель, а при восстановлении напряжения на
линии автоматически собирает нормальную схему под-
станции.

Пусковым органом схемы являются реле времени
РВ1 и РВ2 типа ЭВ-235, контакты которых РВ1.2 и
РВ2.2 включены последовательно в цепи КО1. Последо-
вательно с контактами этих реле включен мгновенный
контакт РВ3.1 реле времени РВЗ трансформатора Т2,
которое контролирует наличие напряжения на этом
трансформаторе. Обмотки реле РВ1 и РВ2 включены на
разные трансформаторы (ТСН1 и TH Г), что исключает
возможность ложного действия пускового органа в слу-
чае неисправности в цепях напряжения одного из них.

Реле РВ1, подключенное к трансформатору собствен-
ных нужд ТСН1, установленному до выключателя транс-
форматора Т1, используется также для контроля за по-
Яхзлением напряжения на трансформаторе Т1 при вклю-
чении линии JI1. В случае исчезновения напряжения пос-
ле отключения линии Л1 запускаются реле времени
РВ1 и РВ2 и размыкают свои мгновенные контакты
РВ1.1 и РВ2.1, снимая напряжение с обмотки реле вре-
мени РВЗ типа ЭВ-248. Это реле при снятии напряже-
ния мгновенно возвращается в исходное положение, а
при подаче напряжения срабатывает с установленной
выдержкой времени.

Если действием АПВ линии напряжение не будет
восстановлено (например, вследствие устойчивого КЗ на
линии), то с установленной выдержкой времени (боль-
шей времени АПВ линии) замкнутся контакты релевре-
мени РВ1.2 и РВ2.2 и создадут цепь на катушку отклю-
чения КО1 выключателя В1. При отключении выклю-
чателя В1 замкнется его вспомогательный контакт
БК1 (рис. 2.10,в) в цепи катушки включения КВЗ секци-
онного выключения S3 через еще замкнутый кон-
такт РПВ1.1 реле однократности включения. Сек-
ционный выключатель включится и подаст напряжение
на первую секцию подстанции. При этом подтянется ре-

Рис. 2.11. Схема АВР односто-
роннего действия на выключа-
теле с грузовым или пружин-
ным приводом без АДР для
подстанции с переменным опе-
ративным током.



скальзывающим контактом

ле времени РВ2, замкнет
контакт РВ2.1 и разомкнет
РВ2.2. Реле РВ1 останется
без напряжения. Поэтому
его контакт РВ1.1 останется
разомкнутым, а реле време-
ни РВЗ будет по-прежнему
находиться в исходном по-
ложении, держа разомкну-
тыми все свои контакты.
При восстановлении напря-
жения на линии Л1 напря-
жение появится и на транс-
форматоре Т1, поскольку его
отделитель оставался вклю-
ченным. Реле РВ! подтянет-
ся, замкнет контакт РВ1.1
и разомкнет РВ1.2. При за-
мыкании контакта РВ1.1
начнет работать реле време-
ни РВЗ, которое своим про-
РВ3.2 создаст цепь на вклю-

чение выключателя В/, а конечным контактом РВЗ.З—
на отключение секционного выключателя S3, чем авто-
матически восстанавливается исходная схема подстан-
ции. При этом цепь на отключение секционного выклю-
чателя создастся при условии, что включен выключа-
тель В2 трансформатора Т2.

Для действия автоматики все выключатели должны
быть оснащены пружинными или грузовыми приводами. 1

На рис. 2.11 приведена схема АВР одностороннего
действия для подстанции с переменным оперативным
током с выключателями, имеющими грузовые или пру-
жинные приводы без АДР, т. е. без устройства для ав-
томатического завода груза или пружин. Нормально
подстанция питается от рабочего источника через вы-
102
ключатель Bl. Этот выключатель может быть оборудо-
ван любым приводом, даже без устройства для его ав-
томатического включения, например приводом типа
ПРБА. Резервный источник питания находится под на-
пряжением, и его выключатель В2 отключен. Выключа-
тель В2 должен быть оборудован пружинным или грузо-
вым приводом.

При показанной на рис. 2.11 нормальной схеме пита-
ния подстанции и включенном АВР груз или пружины
привода выключателя В2 должны быть заведены. Пита-
ние переменным оперативным током включающей ка-
тушки КВ2 выключателя В2 производится от однофаз-
ного трансформатора напряжения ТН2, подключенного
к вводу резервного питания. Таким образом, АВР мо-
жет работать только при наличии напряжения на резерв-
ном источнике. Пусковым органом АВР является реле
минимального напряжения РНВ прямого действия с вы-
держкой времени, встроенное в привод ПРБА выключа-
теля В1. Обмотка реле включена на трансформатор на-
пряжения ТН1.

В случае исчезновения напряжения на шинах под-
станции реле РНВ запускается и, срабатывая с уста-
новленной выдержкой времени, отключает выключатель
В1. При отключении выключателя В1 замыкается его
вспомогательный контакт БК1 в цепи включающей ка-
тушки КВ2 выключателя В2 резервного источника пи-
тания. Включающая катушка КВ2, срабатывая, осво-
бождает механизм зацепления, который удерживает
груз или пружины привода в заведенном положении.
При этом ’производится включение выключателя В2, чем
подается напряжение на шины ’подстанции. Если вы-
ключатель В1 отключится не от реле РНВ, а от релей-
ной защиты или самопроизвольно, то схема АВР рабо-
тает так же.

При включении резервного источника питания на
устойчивое КЗ в зависимости от того, где установлена
релейная защита, произойдет отключение выключателя
В2 или ВЗ. В случае отключения В2 его обратное вклю-
чение невозможно, так как груз или пружины привода
этого выключателя не заведены. Если же отключится
выключатель ВЗ, то исчезнет напряжение на ТН2 и со
схемы АВР будет снят переменный оперативный ток.
Таким образом, АВР обладает однократностью действия
во всех рассмотренных случаях.
На рис. 2.12 приведена аналогичная схема АВР одно-
стороннего действия для подстанции с переменным опе-
ративным током. В этой схеме выключатель В2 резерв-
ного источника питания оборудован грузовым или пру-
жинным приводом с АДР, а в качестве пускового орга-
на используется реле времени РВ1 типа ЭВ-235К, вклю-
ченное через вспомогательное устройство ВУ-200 на
трансформатор напряжения ТН1 шин подстанции. При
исчезновении напряжения на шинах подстанции реле
РВ1 запускается и с выдержкой времени замыкает

Рис. 2.12. Схема АВР одностороннего действия на выключателе
с грузовым или пружинным приводом с АДР для подстанции с пере-
менным оперативным током.

а — поясняющая схема; б —цепи АВР.

цепь отключающей катушки КО1. Выключатель В1 от-
ключается и своим вспомогательным контактом БК1
замыкает цепь включающей катушки КВ2 выключателя
резервного источника питания. Цепь катушки включения
выключателя В2 проходит через вспомогательный кон-
такт готовности привода БКП2, замкнутый, когда под-
нят груз или натянуты пружины и АВР готов к действию,
а также через вспомогательный контакт БКВ2, замкну-
тый при отключенном выключателе. Таким образом, ес-
ли выключатель В2 был отключен и его привод находил-
ся в состоянии готовности, то аналогично рассмотренной
выше схеме АВР на рис. 2.11 груз или пружины осво-
бождаются и производят включение выключателя, чем
подается напряжение на шины подстанции от резервного
источника питания. При отключении выключателя В1 не
104
от пускового органа минимального напряжения, а по
любой другой причине схема АВР работает так же.

Однократность действия АВР обеспечивается тем, что
после включения выключателя В2 цля подготовки его к
новому действию необходимо с помощью АДР натянуть
пружины или поднять груз. Цепь электродвигателя А ДР
замыкается конечным выключателем привода ВКД. Этот
выключатель замыкается в конце хода пружины или
груза на включение выключателя В2 и размыкается,
когда груз поднят или пружины натянуты до исходного
положения.

Рис. 2.13. Схема АВР одностороннего действия для подстанции с пе-
ременным оперативным током с использованием энергии предвари-
тельно заряженных конденсаторов.

а — поясняющая схема; б —цепи АВР.

Кроме того, цепь питания электродвигателя АДР
проходит через вспомогательный контакт БДД1 выклю-
чателя В/, замкнутый при включенном выключателе.
Таким образом, если при отключении рабочего источни-
ка питания выключатель В2 действием АВР будет вклю-
чен на устойчивое КЗ и затем отключен релейной защи-
той, включиться второй раз он не сможет, так как цепь
питания электродвигателя АДР будет разомкнута кон-
тактом БКД1 и груз или пружины не будут заведены.
Если же после включения резервного источника питания
на устойчивое КЗ он отключится со стороны питания,
останется без напряжения трансформатор напряжения
ТН2, питающий оперативным током схему АВР и элек-
тродвигатель АДР. В этом случае привод выключателя
В2 также не будет подготовлен к повторному автомати-
ческому включению.

С помощью накладки Н2 питание может быть пода-
но непосредственно на двигатель АДР, когда выключа-
тель рабочего источника питания отключен.

На рис. 2.13 приведена схема АВР, применяемая в
тех случаях, когда на резервной линии нет трансформа-
тора напряжения. В этой схеме для действия катушек
отключения и включения выключателей используется
энергия предварительно заряженных конденсаторов С1
и С2. В рассматриваемой схеме используется пусковой
орган, состоящий из реле минимального тока РТ1 и ре-
ле времени РВ1 типа ЭВ-235. При отключении рабочей
линии или исчезновении напряжения на шинах, питаю-
щих рабочую линию, сработают реле РТ1 и РВ1, под-
ключающие своими контактами цепь катушки отключе-
ния КО1 к предварительно заряженному конденсатору
С2. При этом происходит срабатывание катушки отклю-
чения под действием тока разряда конденсатора и от-
ключение выключателя В1. Вспомогательный контакт
выключателя БК1.1 замыкает цепь катушки включения
КВ2 выключателя резервной линии В2 на предваритель-
но заряженный конденсатор С1. Катушка включения
срабатывает под действием тока разряда конденсатора
и освобождает груз или пружины, которые и производят
включение В2. В случае отключения выключателя В1
не от пускового органа, а по другой причине, АВР рабо-
тает так же.

В цепь катушки отключения В1 введен контакт готов-
ности привода выключателя В2 КГП2, замкнутый, ког-
да пружина заведена (груз поднят). Таким образом,
схема АВР будет действовать на отключение В1 только
в том случае, если В2 готов к автоматическому вклю-
чению.

Для заряда конденсаторов от ТН1 установлено спе-
циальное зарядное устройство ЗУ. Для предотвращения
разряда конденсаторов в случае исчезновения напряже-
ния от ТН1 в схеме АВР предусмотрено промежуточное
реле РП1, которое, отпадая, отключает заряженные
конденсаторы от зарядного устройства.
В случае включения резервной линии на устойчивое
КЗ на шинах подстанции она отключится своей защитой.
При этом схема АВР будет подготовлена к новому дей-
ствию лишь после восстановления нормальной схемы
подстанции, когда появится напряжение на ТН1 и вновь
зарядятся конденсаторы.

2.7.	СЕТЕВЫЕ АВР

Схемы АВР, рассмотренные в предыдущем парагра-
фе, обеспечивали восстановление питания потребителей,
подключенных к шинам подстанции, на которой уста-
новлено рассматриваемое устройство автоматики. Наря-
ду с этим в распределительных сетях широкое примене-
ние находят АВР, обеспечивающие при своем срабаты-
вании восстановление питания нескольких подстанций
сети,— так называемые сетевые АВР. Схема такого АВР
приведена на рис. 2.14. Устройство АВР двустороннего

Рис. 2.14. Схема АВР линии (сетевой АВР).

а — поясняющая схема; б — цепи переменного напряжения; в — цепи опера-
тивного тока.
действия обеспечивает восстановление питания участ-
ков сети, расположенных слева и оправа от подстанции
В, в случае нарушения питания от подстанций А и Д
соответственно. Пуск АВР осуществляется контактами
реле напряжения РН1 и РН2, подключенными к транс-
форматорам напряжения ТН1 и ТН2. В цепи обмотки
реле времени РВ1 пускового органа АВР включены за-
мыкающие контакты автоматов А1 и А2, предотвращаю-
щие ложное срабатывание пускового органа в случае
неисправности цепей напряжения, а также замыкающие
контакты реле напряжения РНЗ и РН4, контролирую-
щие наличие напряжения со стороны резервного источ-
ника.

В схеме пускового органа АВР предусмотрено второе
реле времени РВ2 для возможности осуществления двух
различных уставок по времени в случае отключения пи-
тания от подстанций А и Д.

Однократность действия рассматриваемой схемы
АВР обеспечивается двухпозиционным реле РПФ1. Это
реле типа РП-9 переменного тока имеет две обмотки,
которые включены со встречной полярностью.
Срабатывание реле и переключение его контактов про-
исходят за один из полупериодов поданного на обмотки
напряжения переменного тока, когда в якоре реле на-
правление управляющего потока противоположно на-
правлению поляризующего потока, создаваемого посто-
янными магнитами.

В нормальном режиме замкнут контакт РПФ1.1 и
подготовлена цепь выходного промежуточного реле РП.
После срабатывания реле РП, подающего импульс на
включение В1, и замыкания контактов РПВ.1 реле по-
ложения «Включено», фиксирующего включение В1, ре-
ле РПФ1 срабатывает и переключает свои контакты,
размыкая РПФ1.1 в цепи обмотки РП. Возврат реле
РПФ1 и подготовка схемы АВР к новому действию осу-
ществляются нажатием кнопки К. Эту операцию вы-
полняет персонал оперативно-выездной бригады, прибы-
вающей на подстанцию при поступлении сигнала о
срабатывании АВР. В цепи обмотки реле РП преду-
смотрен также контакт РПФ двухпозиционного реле,
аналогичного РПФ1, фиксирующего отключенное поло-
жение в нормальном режиме В1.

Действие сетевого АВР увязывается с АПВ линий,
что обеспечивает наибольшую эффективность действия
108
автоматики. Релейная защита в рассматриваемой сети
должна выполняться с учетом возможности питания про-
межуточных подстанций как от одного, так и от друго-
го источника.

2.8.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ РЕЗЕРВНЫХ МЕХАНИЗМОВ

В установках собственных нужд тепловых электро-
станций наряду с рабочими предусматривается установ-
ка резервных механизмов, предназначенных для замены
рабочего механизма при ремонте или неисправности.



Рис. 2.15. Схема АВР электродвигателей насосов,
а — поясняющая схема; б — цепи оперативного тока.

Кроме того, резервный механизм используется для
участия в совместной работе с рабочим механизмом,
когда последний один не может обеспечить нормального
ведения технологического режима. Для выявления нару-
шения технологического режима используются специ-
альные реле, реагирующие на неэлектрические величи-
ны. Так, например, реле давления, срабатывающие при
понижении давления питательной воды в напорных
линиях, могут быть использованы как датчики для пуска
электродвигателя резервного питательного насоса. Для
ускорения пуска резервного агрегата включение в рабо-
ту его электродвигателя (АВР резервного агрегата) про-
изводится также от вспомогательного контакта выклю-
чателя электродвигателя рабочего агрегата при его от-
ключении.

На рис. 2.15 приведена схема АВР двух электронасо-
сов, каждый из которых может быть рабочим или ре-
зервным. Выбор рабочего электронасоса производится
ключом Кавр- На рис. 2.15,6 показаны общие цепи АВР.
Цепи управления выключателей В1 и В2 выполняются
по обычным схемам. Пусковым органом АВР является
электроконтактный манометр КМ, контролирующий дав-
ление в магистрали за насосом после обратных клапа-
нов. Положение ключа Кавр в схеме на рис. 2.15,6 соот-
ветствует случаю, когда электронасос НС2 находится
в работе, а электронасос НС1 в резерве. После пуска
электронасоса НС2 и появ-
ления нормального давления
в магистрали контакт КМ.1
замыкается, а КМ.2 размы-
кается. При этом срабаты-
вает промежуточное реле
РП1 (типа РП-252), которое
контактом РП1.1 шунтирует
контакт КМ.1 для его раз-
грузки, а контактом РП1.2
подготавливает цепь вклю-
чения реле РП2 (также типа
РП-252). В таком положении
АВР готов к действию.

Рис. 2.16. Схема АВР на кон- В случае отключения выклю-
такторах низкого напряжения, чателя В2 замыкается его
вспомогательный контакт и
через еще замкнутый
контакт реле однократности включения этого выключате-
ля РПВ2 (реле положения «Включено») воздействует на
РП2, включающее через контакт РП2.2 выключатель
В1. Аналогично действует АВР, если в работе находился
электронасос НС1 и отключился выключатель BI.

В случае снижения давления в магистрали контакт
КМ.1 размыкается, КМ.2 замыкается и также воздей-
ствует на реле РП2, которое включает В1. В обоих слу-
чаях реле РП2,сработав, размыкает контактом РП2.1
цепь обмотки реле РП1, чем разбирается схема АВР и
обеспечивается однократность включения при действии
АВР от контакта манометра.
2.9.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
РЕЗЕРВНЫХ ЛИНИЙ НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Рабочий	Резервный.

асточнак РП.2	источник

Нагрузка,

Рис. 2.17. Схема АВР на контакторах
низкого напряжения с механической
защелкой.

На рис. 2.16 приведена схема одностороннего АВР
на контакторах. Нормально контактор рабочего источ-
ника питания К1 включен и удерживается во включен-
ном положении своей удерживающей обмоткой, а кон-
тактор резервного источника питания К2 отключен. В
случае исчезновения
напряжения на рабо-
чем источнике питания
удерживающая обмот-
ка К1 остается без на-
пряжения и контактор
отключается. При этом
замыкается его вспомо-
гательный контакт БК1
в цепи удерживающей
обмотки К2. Последний
включается и подает
напряжение на шины
подстанции. После вос-
становления напряже-
ния на рабочем источ-
нике питания контак-
тор К1 включается и от-
ключается контактор

К2, разрывая своим вспомогательным контактом БК1
цепь его удерживающей обмотки. Таким образом, АВР
автоматически восстанавливает питание подстанции от
рабочего источника и отключает резервный. Электриче-
ская схема АВР выполнена так, что одновременное вклю-
чениетэбоих контакторов исключается. Однако для боль-
шей надежности между контакторами выполняется ме-
ханическая блокировка. Для отключения контакторов
и шунтирования вспомогательного контакта БК1 в схе-
ме предусмотрены рубильники Pl, Р2, РЗ.

Существенным недостатком рассмотренной схемы
АВР является то, что контактор рабочего питания К1
постоянно включен и удерживается своей втягивающей
обмоткой, что приводит к излишним потерям электро-
энергии. Кроме того, постоянно работающая магнитная
система К1 создает излишний нагрев и вибрацию. Для
устранения отмеченного недостатка применяется спе-
циальная механическая защелка, удерживающая кон-
тактор во включенном положении при обесточенной втя-
гивающей обмотке, а схема АВР дополняется проме-
жуточным реле и изменяется, как показано на
рис. 2.17 [9].

Контактор К1 в нормальном положении включен и
удерживается механической защелкой. Цепь обмотки

Рис. 2.18. Схема АВР двустороннего действия на контакторах низ-
кого напряжения.

контактора К1 разомкнута вспомогательным контак-
том БК2. Реле РП находится под напряжением, его
контакт РП.1 замкнут, а контакты РП.2 и РП.З
разомкнуты/ При исчезновении напряжения со
стороны рабочего питания реле РП возвращается, при
этом замыкается его контакт РП.З и создается цепь на
включение контактора К2. Включаясь, контактор К2 ос-
вобождает защелку, удерживающую К1 во включенном
положении; последний отпадает и дает возможность
контактору К2 завершить включение. Контактор К2,
включившись, удерживается своей втягивающей об-
моткой, цепь которой помимо контакта РП.З реле РП
будет дополнительно замкнута вспомогательным кон-
тактом БК1 (для повышения надежности).
При восстановлении напряжения на рабочем источ-
нике реле РП сработает и контактом РП.1 подаст на-
пряжение на обмотку Л7. В начале хода на включение
К1 разомкнется его вспомогательный контакт БК1 и
снимет напряжение с контактора К2, который отключит-
ся и позволит включиться контактору К1. Для надеж-
ного включения К1 вспомогательный контакт БК2 в це-
пи его втягивающей обмотки должен размыкаться в са-
мом конце хода контактора на включение.

Рассмотренная схема могла бы правильно работать
и без контакта РП.1, который введен для обеспечения
однократности срабатывания АВР в случае сгорания
обмотки реле РП. Термическая стойкость реле РП по-
вышается с помощью добавочного резистора зашун-
тированного при отпавшем положении реле его контак-
том РП.2.

На рис. 2.18 приведена схема сетевого АВР двусто-
роннего действия. Линия ЛЗ, связывающая две подстан-
ции А и Б, нормально включена только на подстанции
А и находится под напряжением. На обеих подстанциях
к линии ЛЗ подключены промежуточные реле РП1 и
РП2, которые при наличии напряжения держат свои
контакты разомкнутыми.

В случае исчезновения напряжения на линии Л1 и
шинах подстанции А отключатся контакторы К1 и К2.
Исчезнет напряжение и на линии ЛЗ. Реле РП2 на под-
станции 5, которое при этом также останется без на-
пряжения, замкнет контакты РП2.1 и РП2.2 и подаст
напряжение на обмотку контактора К4 через замкнутые
контакты БК3.1 и БК3.2 включенного контактора КЗ.
Контактор К4 включится и подаст напряжение на ли-
нию ЛЗ от подстанции Б. На подстанции А это напря-
жение через замкнувшиеся вспомогательные контакты
БК1.3 и БК1.4 контактора К1 попадет на обмотку кон-
тактора К2, который при этом включится и подаст на-
пряжение на шины подстанции А от линии ЛЗ.

При восстановлении напряжения на линии Л1 кон-
тактор К1 включится и, размыкая вспомогательные
контакты БК1.3 и БК1.4, разомкнет цепь удерживаю-
щей обмотки контактора К2, который при этом отклю-
чится, и линия ЛЗ вновь останется под напряжением,
но теперь со стороны подстанции Б.

Если в исходной схеме исчезнет напряжение на ли-
нии Л2 и шинах подстанции Б, то отключится контак-
тор КЗ и своими вспомогательными контактами БКЗ.З и
8—1251	113
БК3.4 подаст на обмотку контактора К4 напряжение
от резервной линии ЛЗ. Контактор К4 включится и
подаст напряжение на шины подстанции Б от подстан-
ции А по линии ЛЗ.

Схема АВР, приведенная на рис. 2.18, будет обес-
печивать восстановление питания потребителей, дейст-
вуя аналогично описанному выше, и в случае, если в
исходном режиме линия ЛЗ будет находиться под на-
пряжением со стороны подстанции Б.

2.10.	РАСЧЕТ УСТАВОК АВР

Реле однократности включения. Выдержка вре-
мени промежуточного реле однократности включения
i0,в от момента снятия напряжения с его обмотки до
размыкания контактов должна с некоторым запасом
превышать время включения выключателя резервного
источника питания:

^о,в=^вкл 4* ^зап»	(2.1)

где /вкл — время включения выключателя резервного
источника питания (если выключателей два, то выклю-
чателя, имеющего большее время включения); /зап—
время запаса, принимаемое равным 0,3—0,5 с.

Если реле однократности включения используется
также для ускорения защиты (например, защиты сек-
ционного выключателя, как показано на рис. 2.8), вы-
держка времени этого реле должна обеспечить не толь-
ко рассмотренное выше условие, но также надежное
отключение выключателя защитой при включении ре-
зервного источника питания на устойчивое КЗ. В этом
случае выдержка времени реле однократности включе-
ния определяется по формуле

^о,в—^вкл Ь^защ.уЬ^отк+^зап,	(2.2)

где /Защ,у — время срабатывания ускоренной защиты
выключателя резервного источника питания; /Отк — вре-
мя отключения выключателя резервного источника пи-
тания.

Если резервный источник питания был включен от
АВР на устойчивое КЗ и отключился своей защитой
то реле однократности включения предотвращает по-
вторное включение на КЗ в тех случаях, когда его вы-
держка времени, выбранная по формулам (2.1) и (2.2),
удовлетворяет условию

/о,в==^вкл4"^защ_Ь^отк»	(2-3)
где /Защ — выдержка времени защиты резервного источ-
ника питания.

Это условие не всегда выполнимо. Например, если
?вкл=0,25 с и /отк=0,06 с, то согласно (2.1) выдержка
времени реле однократности включения должна быть
равна:

/о;в=0,25+0,3=0,55 с.

Сумма времен включения и отключения выключате-
ля составляет:

/вкл+/отк=0,25 + 0,06=0,31 с.

Следовательно, условие (2.2) будет выполнено, если
выдержка времени защиты превышает:

/защ==:0,55—0,31=0,24 с.

Таким образом, если в рассматриваемом примере сра-
ботает быстродействующая защита, имеющая время
срабатывания меньше 0,24 с, то к моменту отключения
выключателя резервного источника питания контакт
реле однократности включения будет еще замкнут и в.
цепь управления этого выключателя будет по-прежне-
му подаваться команда на включение. Однако это не
приведет к повторному включению выключателя на КЗ,,
так как при одновременной подаче команд на отключе-
ние и включение сработает блокировка от многократно-
го включения, имеющаяся в схемах управления выклю-
чателями, и переключит команду включения на цепь ка-
тушки отключения. Реле однократности включения по
истечении установленной выдержки времени, размыкая
свой контакт, разрывает цепь включения от АВР.

Пусковой орган минимального напряжения. Напря-
жение срабатывания реле минимального напря-
жения при выполнении пускового органа по схемам на
рис. 2.2 и 2.3,а выбирается так, чтобы пусковой орган
срабатывал только при полном исчезновении напряже-
ния и не приходил в действие при понижениях напряже-
ния, вызванных КЗ или самозапуском электродвига-
телей. Для выполнения этого условия напряжение сра-
батывания реле минимального напряжения (напряже-
ние, при котором возвращается якорь реле) должно
быть равным:

<2-5>

8е

115
где С/ост,к — наименьшее расчетное значение остаточно-
го напряжения при КЗ; (Лап — наименьшее напряже-
ние при самозапуске электродвигателей; kn— коэффи-
циент надежности, принимаемый равным 1,1 —1,2; Ки—
коэффициент трансформации трансформатора напря-
жения.

Для определения наименьшего остаточного напряже-
ния производятся расчеты при трехфазных КЗ за реак-
торами и трансформаторами (точки 1, 2, 3 на рис. 2.19)
и расчет самозапуска электродвигателей. Принимается
меньшее значение напряжения срабатывания из полу-
ченных по формулам (2.4) и (2.5).

В большинстве случаев обоим условиям удовлетво-
ряет напряжение срабатывания, равное:

[/с,р= (0,254-0,4) CW	(2.6)

где (7ном — номинальное напряжение электроустановки.

Поэтому обычно можно принимать напряжение сра-
батывания согласно формуле (2.6). В схемах пусковых

Рис. 2.19. К выбо-
ру уставок пуско-
вых органов мини-
мального напряже-
ния и минимально-
го тока.

органов минимального напряжения
должны применяться термически стой-
кие реле напряжения типа РН-53/60Д,
которые имеют пределы уставок 15—
60 В и допускают длительное включе-
ние на напряжение НО и 220 В.

При выполнении пускового органа
минимального напряжения с помощью
реле времени переменного напряжения
по схемам на рис. 2.3,6 и в необходимо
иметь в виду следующее. Напряжение
срабатывания реле времени типов
ЭВ-215—ЭВ-245 не регулируется и
составляет (0,25-М),55) [/Ном,р, где
[/ном,р — номинальное напряжение ре-
ле. Поэтому при использовании этих
реле в схемах пусковых органов ми-
нимального напряжения нужно отби-
рать реле с напряжением срабатыва-
ния не выше предусмотренного по
(2.6). Напряжение срабатывания реле
времени типов ЭВ-215К—ЭВ245К так-
же не регулируется, но по данным за-
вода не превышает 0,35 [/НОм,р. Поэто-
му в схемах пусковых органов можно
применять любые реле этих типов.
Выдержка времени пускового органа минимального
напряжения должна быть на ступень селективности
больше выдержек времени защит, в зоне действия кото-
рых остаточное напряжение при КЗ оказывается ниже
напряжения срабатывания реле минимального напря-
жения или реле времени. Такой зоной являются участ-
ки до реакторов (точки 5, 6) и до трансформаторов
(точка 4) на рис. 2.19.

Таким образом, выдержка времени пускового орга-
на минимального напряжения /п,о должна быть равна:

/п>о=Л+Д/,	(2.7)

/п;О == ^2 + Д Л	(2.8)

где t\ и t2— наибольшие выдержки времени защит при-
соединений, отходящих от шин высшего и низшего на-
пряжений подстанции; Д/ — ступень селективности, рав-
ная 0,4—0,5 с.

Чем меньше выдержка времени пускового органа
АВР, тем меньше перерыв питания потребителей. По-
этому при выборе уставок пускового органа следует
стремиться к тому, чтобы выдержка времени была по
возможности меньше.

Пусковой орган минимального тока и напряжения. Н а-
пряжение срабатывания реле минимального
напряжения пускового органа минимального тока и на-
пряжения (см. рис. 2.3,г) выбирается, как рассмотрено
выше, по формулам (2.4) — (2.6). При этом отстраивать-
ся следует только от КЗ в точке 3 (рис. 2.19), так как
при КЗ в точках 4 и 5 через трансформатор проходит
большой ток КЗ и реле РТ держит контакт разомк-
нутым.

Ток срабатывания реле минимального тока дол-
жен быть меньше минимального тока нагрузки и опре-
деляется по формуле

г ____Лгагп, min

С-Р“ kj^ >

(2.9)

где /нагр, min — минимальный ток нагрузки трансформа-
тора; kH — коэффициент надежности, принимаемый
равным 1,5; Kz — коэффициент трансформации транс-
форматора тока.

Выдержка времени определяется только по
формуле (2.7) из условия согласования с защитой, дей-
ствующей при КЗ в точке 6 (рис. 2.19). Согласования
с защитами присоединений шин низкого напряжения не
требуется.

Реле контроля наличия напряжения на резервном
источнике питания. Напряжение срабатывания этого
реле определяется из условия отстройки от минималь-
ного рабочего напряжения по формуле

тг ____ ^раб, mln

uc.p= knkBKu >

(2.Ю)

где (7раб, min — минимальное рабочее напряжение; kB—
коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2;
kB — коэффициент возврата реле.

ГЛАВА ТРЕТЬЯ

КОМПЛЕКСНАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

3.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Полностью и частично автоматизированные и теле-
механизированные подстанции получили широкое рас-
пространение в электрических сетях. Объем автомати-
зации и телемеханизации подстанций должен обеспечить
надежное электроснабжение потребителе при наиболее
экономичном режиме работы, ликвидацию в кратчай-
ший срок аварийных и ненормальных режимов, обна-
ружение поврежденных участков сети при наименьшей
затрате труда, по возможности без оперативного вме-
шательства персонала. Опыт эксплуатации показывает
целесообразность широкого применения сравнительно
простых устройств различной автоматики.

Внедрение большого числа устройств автоматики,
органически связанных и дополняющих друг друга для
выполнения разнообразных операций, или, как говорят,
комплексная автоматизация подстанций, обеспечивает
решение основных задач автоматизации энергосистем:
повышения надежности электроснабжения, качества
электроэнергии и экономичности работы электроуста-
новок; сокращения оперативного персонала. На под-
станциях применяются разнообразные устройства авто-
матики: автоматика нормального режима, обеспечиваю-
щая необходимое качество электроэнергии и
118
наиболее экономичный режим работы оборудования
(регулирование напряжения на подстанциях, отключе-
ние по режиму одного из параллельно работающих
трансформаторов и др.); автоматика аварийного режи-
ма, осуществляющая отключение и включение обору-
дования (АПВ и АВР, автоматическая частотная раз-
грузка и др.); технологическая автоматика, выполняю-
щая функции контроля и управления работой отдель-
ных устройств на подстанции (автоматика включения
компрессоров для поддержания давления воздуха, ав-
томатика регулирования напряжения на шинах акку-
муляторной батареи и др.).

Рассмотрим некоторые типы устройств автоматики,
применяемые на подстанциях в распределительных се-
тях наряду с устройствами АПВ и АВР, рассмотрен-
ными в двух первых главах.

3.2.	АВТОМАТИКА ДЛЯ ПОДСТАНЦИИ БЕЗ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
НА СТОРОНЕ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

Комплексная автоматика с переключением отделите-
лей. Ниже рассмотрен комплекс устройств автоматики,
обеспечивающий восстановление питания потребителей
в различных аварийных ситуациях для двухтрансфор-
маторной подстанции (рис. 3.1,а). Нормально каждый
из трансформаторов Т1 и Т2 питается от одной из па-
раллельных линий Л1 и Л2, к которым они подключены
через отделители ОД1 и ОД2. Секционный выключа-
тель на стороне низшего напряжения нормально от-
ключен.

Рис. 3.1. Схема трансформаторной подстанции без выключателей
на стороне высшего напряжения.

а — схема подстанции; б — цепи напряжения автоматики.
Предусмотрены следующие 'пути ликвидации аварии,
возникшей при отключении одного из источников пи-
тания или при КЗ на шинах низшего напряжения:

в случае отключения, выключателя В1 или В2 мак-
симальной токовой защитой трансформаторов при по-
вреждении на шинах низшего напряжения или на от-
ходящих линиях производится АПВ отключившегося
трансформатора;

в случае отключения поврежденного трансформатора
Т1 или Т2 действием защиты от внутренних поврежде-
ний (газовой или дифференциальной) производится
АВР секционного выключателя ВЗ;

в случае устойчивого повреждения линии, от кото-
рой питается один из трансформаторов, производится
автоматическое переключение трансформатора, поте-
рявшего питание, на линию, оставшуюся в работе.

Автоматическое повторное включение трансформато-
ра может осуществляться с помощью одной из схем,
рассмотренных в гл. 1. Для предотвращения действия
АПВ в случае повреждения трансформатора Т1(Т2)
предусматривается блокировка при включении корот-
козамыкателя К31 (К32). Питание схем АПВ пере-
менным оперативным током осуществляется от транс-
форматоров собственных нужд ТСН1 и ТСН2. При этом
в схеме оперативного тока предусматривается АВР,
благодаря чему обеспечивается наличие оперативного
тока, если хотя бы на одном из трансформаторов собст-
венных нужд имеется напряжение.

Автоматическое включение секционного выключа-
теля может осуществляться схемой, приведенной на
рис. 2.10. Так же, как и в схеме АПВ, питание схемы
АВР оперативным переменным током осуществляется
от трансформаторов собственных нужд.

В случае отключения одной из параллельных линий,
например Л1 (рис. 3.1), исчезнет напряжение на соот-
ветствующей секции низшего напряжения и на транс-
форматоре собственных нужд. При этом сработает за-
щита минимального напряжения (реле РВ1 и РВ2 на
рис. 3.1,6), мгновенный РВ1.1 и проскальзывающий
РВ1.2 контакты реле времени РВ1 и упорный контакт
реле РВ2 (рис. 3.2) замкнут цепь обмотки промежу-
точного реле РП1. В цепи обмотки РП1 должен быть
также замкнут контакт РВ5.1 реле РВ5, фиксирующего
наличие напряжения на трансформаторе Т2. Этот кон-
120
троль обеспечивает действие автоматики лишь при на-
личии напряжения на резервном источнике питания
(линии Л2). Размыкающий контакт токового уелеРТ!
предотвращает срабатывание реле РП1 при протекании
по трансформатору тока нагрузки.

Реле РП1 срабатывает под действием разряда кон-
денсатора С1 и замыкает цепь отключения выключате-
ля В1. Отключение выключателя трансформатора мо-
жет осуществляться с помощью конденсатора или под
действием оперативного напряжения от трансформато-
ра собственных нужд соседней секции.

Рис. 3.2. Принципиальная схема АВР на отделителях.

После того как отключится выключатель В1, реле
времени РВ1 упорным контактом РВ1.3 замкнет цепь
электромагнита отключения отделителя ОД1 (ЭООД1).
Для предотвращения разрыва отделителем тока транс-
форматора в цепи его электромагнита отключения
включены размыкающие вспомогательные контакты
БКВ1.1, БКК31.1, БКОДЗ, фиксирующие отключенное
положение соответственно выключателя и короткоза-
мыкателя трансформатора Т1, а также секционного от-
делителя ОДЗ.
После отключения отделителя ОДЦ когда дорабо-
тает реле времени РВЗ и замкнется его упорный кон-
такт РВ3.2, произойдет включение секционного отдели-
теля ОДЗ. Цепь электромагнита включения секционно-
го отделителя ЭВОДЗ контролируется размыкающими
контактами БКОД2, БКК31.2, БКВ1.2 и замыкающим
контактом БКОД2. Таким образом, включение отдели-
теля ОДЗ разрешается, когда отключены выключатель,
отделитель и короткозамыкатель трансформатора Т1
и включен отделитель ОД2. Отключение и включение
отделителей происходят под действием разряда кон-
денсаторов С2 и СЗ.

После успешного включения секционного отделите-
ля и появления напряжения на ТСН1 сработает АПВ
выключателя В1 и восстановит напряжение на секции,
потерявшей питание.

Выдержки времени защиты минимального напряже-
ния (пускового органа) в схеме автоматики отделите-
лей отстраивают от времени действия АПВ линий выс-
шего напряжения, чтобы предотвратить работу авто-
матики, переключающей отделители при успешном АПВ.
Если автоматика отделителей откажет, напряжение на
ТСН1 не восстановится. При этом должно сработать
устройство АВР секционного выключателя и восстано-
вить питание потребителей.

Питание зарядного устройства осу-
ществляется от трансформаторов соб-
ственных нужд. С помощью переклю-
чателя ПБЦ установленного в схеме
автоматики, производится переключе-
ние цепей управления отделителями
ОДЦ ОДЗ на ручное и автоматиче-
ское. При ручном управлении цепь от-
ключения отделителя ОД1 замыкается
ключом КУЦ а цепь включения отде-
лителя ОДЗ — ключом КУЗ. Цепь об-
мотки промежуточного реле РПЦ от-
ключающего ВЦ размыкается наклад-
кой Н.

Аналогичная автоматика, состоя-
щая из АПВ трансформатора и АВР
отделителей, применяется также
на подстанциях с одним трансформа-
тором, подключенным через раз-

устройство

/!2

/11

Рис. 3.3. Схема
однотрансформа-
торной подстанции
с двумя отделите-
лями на стороне
высшего напряже-
ния.
вилку отделителей к одной из двух питающих линий.
Нормально трансформатор (рис. 3.3) подключен
к линии Л1. При повреждении этой линии автома-
тика, аналогичная рассмотренной выше, будет действо-
вать в следующей последовательности: защита мини-
мального напряжения отключит выключатель В сторо-
ны низшего напряжения трансформатора; автоматика
переключения отделителей отключит отделитель ОД1 и
включит отделитель ОД2; АПВ включит выключатель В.

Автоматика транзитных подстанций с отделителями.
Автоматика, повышающая надежность электроснабже-
ния потребителей, применяется и на транзитных под-
станциях, подключенных к линиям электропередачи
через отделители (рис. 3.4). В этой схеме питание по-
требителей отпаечной подстанции обеспечивается даже
в случае устойчивого повреждения на линии, связываю-
щей подстанции А и Б. Это осуществляется с помощью
специальной автоматики, установленной на отпаечной
подстанции, и двукратных АПВ на выключателях В1 и
В2в Автоматика действует следующим образом. При
КЗ на линии в точке К сработают устройства релей-
ной защиты, установленные на подстанциях А и Б, и
отключат выключатели В1 и В2. Затем действием АПВ
(первый цикл) будут включены оба выключателя. Если
КЗ устранилось, линия останется в работе. При устой-
чивом повреждении иа линии вновь подействуют за-
щиты и. отключат выключатели В1 и В2. В этом слу-
чае вступит в действие автоматика, установленная на
отпаечной подстанции. После первого включения вы-
ключателей линии устройства направленной защиты от
КЗ на землю или от междуфазных КЗ, подключенные к
трансформаторам тока ТТ1 и ТТ2, установленным на
отпаечной подстанции, сработают, определяя место пов-
реждения на линии. Так, при повреждении в точке К сра-
ботает защита, подключенная к трансформаторам то-
ка ТТ1. Защита же, подключенная к трансформаторам
тока ТТ2, в этом случае работать не будет.

В бестоковую паузу, следующую за первым циклом
АПВ, автоматика отключит отделитель ОД1, отсоеди-
няя место повреждения от неповрежденной части ли-
нии. В результате после включения В1 и В2 во втором
цикле АПВ питание отпаечной подстанции будет вос-
становлено от подстанции Б. Выключатель же В1 после
включения на устойчивое КЗ отключится вновь.
Схема автоматики отпаечной подстанции, выполнен-
ная на переменном оперативном токе, действует сле-
дующим образом. В нормальном режиме, когда на
шинах ТСН есть напряжение, контакты РВ1.1 и РВ1.2
реле времени РВ1 замкнуты и двухпозиционные реле

Рис. 3.4. Автоматика транзитных подстанций с отделителями.

а —схема подстанции; б — токовые цепи автоматики; в — цепи напряжения;
г — оперативные цепи.
РП1 и РП2, сработав, держат свои контакты в положе-
нии, показанном на рис. 3.4. После первого отключения
линии, когда исчезнет напряжение на выводах высшего
напряжения трансформатора отпаечной подстанции, в
цепи нижней обмотки двухпозиционного реле РП2 зам-
кнутся контакты реле напряжения PHI, РН2, РНЗ и
трехфазного токового реле РТ, контролирующего от-
сутствие тока во всех фазах линии. Реле РП2, срабо-
тав, переключит свои контакты, фиксируя отключение
линии. После включения выключателя В2 сработает на-
правленная защита РЗ и замкнет цепь верхней обмотки
двухпозиционного реле РП1 (контакт РП2.1 реле РП2
в цепи верхней обмотки РП1 замкнулся раньше, при
исчезновении напряжения на линии). Реле РП1 срабо-
тает и контактам РП1 подготовит цепь обмотки элек-
тромагнита отключения отделителя ОД1. Отделитель
ОД1 будет отключен после замыкания контакта реле
времени РВ2, которое начнет работать при исчезновении
напряжения в бестоковую паузу, предшествующую вто-
рому действию АПВ. После отключения отделителя
ОД1 и восстановления питания отпаечной подстанции
от подстанции Б сработает реле времени РВ1, которое
начинает работать при появлении напряжения на ши-
нах собственных нужд подстанции. Контакт РВ1.1
замкнет цепь нижней обмотки реле РП1, а контакт
РВ1.2 — цепь верхней обмотки реле РП2. Реле РП1 и
РП2, переключая свои контакты, восстанавливают нор-
мальную схему автоматики.

В случае, если действие АПВ уже в первом цикле
будет успешным, питание отпаечной подстанции) и
транзит будут восстановлены, а схема автоматики вер-
нется в исходное положение после того, как доработает
реле времени РВ1. Питание схемы автоматики опера-
тивным током осуществляется от трансформатора собст-
венных нужд ТСН через зарядное устройство УЗ-401.

В тех случаях, когда в качестве направленной защи-
ты от междуфазных КЗ на рассматриваемой подстанции
установлена направленная дистанционная защита, в
момент снятия напряжения с линии реле сопротивления
могут кратковременно замкнуть контакты независимо
от того, где находится КЗ. Для предотвращения непра-
вильной работы автоматики в схеме дистанционной за-
щиты последовательно с контактами реле сопротивле-
ния включаются замыкающие контакты токовых реле,
включенных на фазные токи (эти контакты остаются ра-
зомкнутыми при снятии напряжения с линии).

На отпаечной подстанции устанавливаются две схе-
мы автоматики, аналогичные схеме, показанной на
рис. 3.4, для отключения отделителей ОД1 и ОД2.

3.3.	АВТОМАТИЧЕСКАЯ РАЗГРУЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

В случае отключения одного из параллельно рабо-
тающих трансформаторов ток нагрузки оставшихся в
работе трансформаторов может превышать номиналь-
ный. Длительная перегрузка трансформатора вызывает
перегрев его обмоток, что может привести к разруше-
нию изоляции и повреждению трансформатора, поэтому
перегрузка допускается в течение ограниченного вре-
менщ тем меньшего, чем больше перегрузка. На авто-
матизированных подстанциях выполняется автоматиче-
ская разгрузка, отключающая при значительной пере-
грузке трансформатора часть потребителей, так чтобы
с оставшейся нагрузкой трансформатор мог работать
1—2 ч. За это, время должны быть приняты меры по
переводу питания потребителей на другие подстанции
или включены резервные трансформаторы.

Автоматика действует однократно. Наиболее простая
схема автоматической разгрузки трансформатора приве-
дена на рис. 3.5,а. Токовое реле РТ срабатывает при

Рис. 3.5. Автоматика разгрузки трансформатора.

а — с одним токовым реле; б — с двумя токовыми реле и контактным термо-
метром.
перегрузке трансформатора и подает плюс на обмотку
многопозиционного реле времени РВ типа РВТ, имею-
щего несколько контактов. Потребители отключаются
ступенями — по степени ответственности. С помощью
реле времени типа РВТ может быть выполнена раз-
грузка в 4—5 ступеней. Принимаются уставки первой
ступени реле времени /1 = 54-10 мин, а каждой после-
дующей ступени — на 30 с выше предыдущей. Ток сра-
батывания реле РТ в схеме автоматики принимается
примерно 1,3—1,4 /ном трансформатора.

Для предотвращения ложного срабатывания авто-
матики в случае застревания контакта токового реле
иногда включают последовательно контакты двух то-
ковых реле.

В схеме автоматической разгрузки, приведенной на
рис. 3.5,6, дополнительно используется контактный тер-
мометр КТ, измеряющий температуру верхних слоев-
масла в трансформаторе. Цепь обмотки реле времени
РВ замыкается в случае, если сработает токовое реле
РТ1, фиксирующее перегрузку трансформатора током,
на 30—40% выше номинального, и замкнутся контакты
промежуточного реле РП, которое управляется контакт-
ным термометром КТ. Уставка срабатывания контакт-
ного термометра 70—80°С. Таким образом, в рассматри-
ваемой схеме разгрузка трансформатора происходит,,
когда температура верхних слоев масла достигнет опас-
ного значения. В сх*еме на рис. 3.5,6 предусмотрено так-
же второе токовое реле РТ2, действующее на реле вре-
мени без температурного контроля. Уставка срабатыва-
ния этого реле принимается равной 1,5 1,6 /ном*

Как уже отмечалось, отключение групп потребите-
лей в рассмотренных схемах происходит ступенями. Если
после отключения первых групп потребителей перегруз-
ка трансформатора снизится до допустимого значения*
токовое реле возвратится, прекращая действие схемы*
вследствие чего потребители последних ступеней оста-
нутся в работе. Возврат токового реле определяется его
коэффициентом возврата (/в=/с>р^в). Поэтому чем
меньше будет коэффициент возврата, тем при меньшем
токе будет возвращаться сработавшее токовое реле и,
следовательно, придется отключить больше потребите-
лей. Так например, при использовании в схеме авто-
матики токового реле типа РТ-40, коэффициент возвра-
та которого равен 0,8, /в=0,8/с,р. При этом если допу-
скается перегрузка трансформатора на 40% и /С>Р=
= 1,4 /ном, ТО /в= 1,12/ном-

Таким образом, при использовании реле с /гв=0,8
пришлось бы отключить потребителей больше, чем это
нужно по допустимой перегрузке трансформатора
(1,4/ном). Во избежание этого в схеме автоматики раз-
грузки применяется, как правило, реле специальной
конструкции с высоким коэффициентом возврата
Лв=0,954-0,97.

3.4.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
НА ПОДСТАНЦИЯХ

Назначение регулирования напряжения. Работа по-
требителей электроэнергии в большей или меньшей сте-
пени зависит от значения напряжения. Наиболее эко-
номично и надежно потребитель работает при опреде-
ленном оптимальном значении напряжения. Отклонение
напряжения от нормального (оптимального) значения
в сторону как понижения, так и повышения приводит
к ухудшению условий работы, снижению производитель-
ности механизмов, сокращению срока службы электро-
оборудования и т. п. Так, например, при снижении на-
пряжения на 10% вращающий момент асинхронных
электродвигателей, пропорциональный квадрату напря-
жения, уменьшается на 19%, а следовательно, умень-
шается и производительность приводимого механизма.
Резко снижается производительность электропечей, вре-
мя плавки в которых увеличивается в 1,5—2 раза при
снижении напряжения на 5%. Еще более нежелательно
снижение напряжения для таких производственных про-
цессов, как контактная сварка, высокочастотная закал-
ка, и некоторых других, где отклонение напряжения на
3—4% приводит к браку. В осветительных установках
снижение напряжения на 5% вызывает резкое снижение
на 17,5% световой отдачи ламп. Нежелательно и чрез-
мерное повышение напряжения, следствием чего явля-
ется ускоренный выход из строя осветительных ламп,
нагревательных установок и другого электрооборудова-
ния. Так, например, срок службы накальных осветитель-
ных ламп сокращается на 15% при повышении напря-
жения на 1% и в 3 раза при повышении напряжения
на 10%. Согласно правилам устройства электроуста-
новок [1] обычно, за исключением наиболее ответствен-
128
ных установок, допускается отклонение напряжения у по-
требителей ±5%.

Напряжение на шинах низшего напряжения прием-
ной подстанции (рис. 3.6) равно:

Р^ + 1
и'п

(3.1)

где £Л/ — напряжение на шинах высшего напряжения
приемной подстанции; Ur — напряжение на шинах гене-
ратора; R, X — активное и реактивное сопротивление
питающей линии и трансформатора; Р, Q — активная и
реактивная мощности, передаваемые по линии; п — ко-
эффициент трансформации силового трансформатора.

Рис. 3.6. Схема сети, поясняющая принципы регулирования напря-
жения на подстанциях.

На основании выражения (3.1) можно сделать за-
ключение, что изменить напряжение у потребителя Un
можно следующими способами: изменением напряже-
ния на шинах генератора, что достигается регулирова-
нием его тока ротора; изменением коэффициента тран-
сформации п трансформатора, установленного на под-
станции; изменением реактивной мощности Q, переда-
ваемой по линии, что может осуществляться регулиро-
ванием возбуждения синхронных компенсаторов или
электродвигателей, а также включением и отключением
статических конденсаторов, установленных на под-
станции.

Регулирование возбуждения синхронных машин рас-
смотрено в гл. 5. В настоящей главе рассматривается
регулирование напряжения с помощью трансформато-
ров и статических конденсаторов на приемной под-
станции.
Автоматический регулятор напряжения трансформа-
торов (АРНТ). Отечественные заводы, выпускающие
трансформаторы, комплектуют их автоматическими ре-
гуляторами напряжения (АРНТ) типов БАУРПН и
АРТ-1Н, которые выпускаются Рижским заводом про-
изводственного объединения «Союзэнергоавтоматика»
Минэнерго СССР.

3.7. Структурная схема АРТ-1Н.

Устройство типа АРТ-1Н осуществляет автоматиче-
ское управление электроприводами переключателя от-
паек на обмотках силового автотрансформатора (тран-
сформатора) РПН импульсным сигналом, длительность
которого определяется временем запуска электроприво-
да. Устройство [25] имеет возможность введения внеш-
него изменения уставки по напряжению, контроля, бло-
кировки и сигнализации при неисправности тракта регу-
лирования и электроприводов РПН, группового регули-
рования, контроля и блокировки при рассогласовании
параллельно работающих трансформаторов. Структур-
ная схема устройства, представленная на рис. 3.7, содер-
жит три основных функциональных звена: тракт ре-
гулирования с двумя каналами управления (Убавить—
на понижение напряжения, Прибавить — на повышение
напряжения); блок управления и контроля БУК; гене-
ратор тактовых импульсов ГТИ с элементом изменения
периода следования тактовых импульсов.
В состав тракта регулирования входят следующие
элементы: сумматор 1, датчик тока 2, элементы фор-
мирования и изменения зоны нечувствительности и ус-
тавки АРНТ, измерения и разделения каналов с преоб-
разователями 3, элементы времени 4 и 5, элементы за-
прета 6 и 7, исполнительные элементы 8 и 9.

Контролируемое напряжение
UK вырабатывается в сумматоре
/: входное напряжение йк сумми-
руется с напряжением /7ТК от
датчика тока 2 (осуществляется
токовая -компенсация). Благода-
ря токовой компенсации обеспе-
чивается так называемое
«встречное регулирование», не-
обходимое для поддержания на-
пряжения на шинах у потребите-
ля. Без токовой компенсации
АРНТ поддерживал бы постоян-
ным напряжение в том месте, где
он установлен, т. е. на шинах пи-
тающей подстанции.

Напряжение на шинах потре-
бителя t/потр отличается от на-
пряжения на шинах низшего на-
пряжения питающей подстанции
Un на величину падения напряже-
ния в линии и будет изменяться

нагрузки /Нагр (см. рис. 3.6), проходящего по линии Л2:

Рис. 3.8. Схема подклю-
чения токовой компенса-
ции к измерительному
органу АРНТ.

при изменении тока

(3.2)

^потр— Un /нагрел

где 2Л — сопротивление линии Л2.

Чем больше ток нагрузки, проходящий по линии Л2,
тем ниже окажется напряжение у потребителей, если
АРНТ будет поддерживать постоянным напряжение на
шинах питающей подстанции. Для того чтобы поддержи-
вать постоянным напряжение у потребителя, измери-
тельный орган АРНТ дополняется токовой компенсаци-
ей (рис. 3.8). При включенной токовой компенсации
(сопротивления 7? и X на рис. 3.8) к измерительному ор-
гану АРНТ будет подаваться напряжение

П — /нагр 7	("П

ирег	Ат,к>	(°-0?

где Zt,k—сопротивление токовой компенсации; Ki, Ки—

9*	131
коэффициенты трансформации трансформаторов тока и
напряжения соответственно.

Умножим обе части выражения (3.3) на Ки-

= /HarpZT.K-^-.	(3.4)

Если с учетом коэффициентов трансформации транс-
форматоров тока и напряжения выбрать сопротивление
Zt,k таким, чтобы удовлетворялось соотношение

2Л = 2

«и
т*к ’

(3.5)

можно записать

t/per^ = t>n-Лагр^л-	(3-6)

Сравнивая выражения (3.2) и (3.6), можно сделать
ВЫВОД, ЧТО U perKlZ •— б^потр.

Следовательно, на измерительный орган АРНТ будет

подаваться напряжение

Рис. 3.9. Характеристика
АРНТ с токовой компенса-
цией.

, пропорциональное напряжению
на шинах потребителя (7Потр, и
автоматика будет поддержи-
вать постоянным напряжение
на шинах у потребителя.
При этом напряжение на ши-
нах питающей подстанции бу-
дет изменяться в зависимости
от тока нагрузки, как показа-
но на рис. 3.9.

Рассмотренный случай со-
ответствует питанию от шин
подстанции одного потреби-

теля. В действительности же

к шинам подстанции подключено несколько потребите-
лей, питающихся по линиям разной длины и имеющим
разные сопротивления. При этом предусматривается то-
ковая компенсация либо до шин наиболее мощного по-
требителя, либо до некоторой средней точки, в которой
целесообразно поддерживать постоянное напряжение.

Элемент 3 (см. рис. 3.7) обеспечивает: преобразова-
ние сигналов, поступающих от сумматора, формирование
зоны нечувствительности, изменение уставки АРНТ и
выдачу сигналов на элементы времени 4 и 5. Уставка

регулятора по напряжению регулируется ступенями от
85 до 110% номинального напряжения («грубо» через
5% и «точно» через 1%). Уставки регулятора по зоне не-
чувствительности, необходимость в которой объясняется
стремлением предотвратить излишние переключения
РПН при небольших колебаниях напряжения, регулиру-
ются ступенями через 0,5% от 0 до 4% номинального на-
пряжения.

С помощью элементов 4 и 5 создается выдержка вре-
мени на срабатывание (пределы регулировки 60—180 с)
и осуществляется задержка сброса накопленного време-
ни для отстройки от кратковременных бросков контро-
лируемого напряжения. В цепи каждого из исполнитель-
ных элементов 8 и 9, отрабатывающих команды Уба-
вить и Прибавить, включены элементы запрета 6 и 7 со-
ответственно. Действие АРНТ прекращается элементами
запрета при достижении приводными механизмами кон-
цевых положений, а также при неисправностях электро-
приводов и элементов схемы регулятора.

Управляющие команды на элементы запрета пода-
ются от БУК, в состав которого входят три элемента:
исправности регулятора 10, исправности'электропривода
//и фиксации команды «Переключение» электроприво-
да 12. Одновременно с командами на запрет действия
АРНТ БУК подает сигнал о наличии неисправности. Ис-
правность электроприводов контролируется по результа-
ту исполнения команды управления («Пошел» или «Не
пошел») и по времени («Закончил» или «Застрял»).

Блок управления и контроля управляет также изме-
рительным органом 3 и генератором тактовых импуль-
сов (ГТИ) 13. При переключении электропривода РПН
через элемент 3 БУК дает сигнал проверки, через
исправный тракт регулирования выключает исполни-
тельные элементы и одновременно дает команду на
изменение периода следования тактовых импульсов
ГТ И. По завершении цикла переключения электроприво-
дами БУК, получающий сигнал через элемент 12, вос-
станавливает исходный период следования импульсов
ГТ И и возвращает элемент 3 в исходное положение.

Генератор тактовых импульсов выдает в разные точ-
ки схемы АРНТ импульсы с определенной частотой,
обеспечивая работу отдельных элементов схемы и за-
давая масштаб времени для оценки правильности после-
довательности и длительности действия разных элементов
устройства. При снижении напряжения ниже границы
зоны нечувствительности элемент времени 5 запускается
и с установленной выдержкой времени срабатывает, вы-
давая сигнал на исполнительный элемент АРНТ. Анало-
гично будет работать АРНТ при повышении напряжения
через элемент времени 4.

Если переключение электропривода задержится и
произойдет лишь после определенного такта, выдавае-
мого ГТИ, фиксируется его неисправность — «Застрева-
ние». Как уже отмечалось выше, с запуском электропри-
водов изменяется частота следования импульсов. Сохра-
нение прежней частоты свидетельствует о неисправности
в системе регулирования.

При использовании однофазных устройств РПН в
группе однофазных трансформаторов и в трехфазных
автотрансформаторах с регулированием в обмотке сред-
него напряжения предусматривается блокировка дей-
ствия АРНТ при длительном рассогласовании на одну
ступень РПН. Аналогичная блокировка предусматрива-
ется и при воздействии АРНТ на несколько параллельно
работающих трансформаторов.

Управление батареями конденсаторов. Как уже отме-
чалось выше, отключение батарей конденсаторов, когда
напряжение на шинах повышено, и включение при сни-
жении напряжения позволяют уменьшить колебания на-
пряжения на шинах подстанции. В практике эксплуата-

Рис. 3.10. Схема автоматики
отключения и включения бата-
реи конденсаторов с помощью
электрических часов.

ции применяются различ-
ные схемы автоматики, уп-
равляющие батареей кон-
денсаторов, в зависимости от
значения напряжения на
шинах подстанции, тока на-
грузки или направления ре-
активной мощности в линии.
Все эти схемы по тому или
другому признаку обеспечи-
вают поддержание опреде-
ленного экономически вы-
годного напряжения на ши-
нах подстанции.

Применяются также схе-
мы управления батареями
конденсаторов по заранее
заданной программе, напри-
мер с помощью электричес-
ких часов ЭЧ. Как показано
на рис. 3.10, при замыкании контакта электрических
часов ЭЧ срабатывает реле времени РВ1, контакт кото-
рого РВ1.1 замыкает цепь на включение выключателя
конденсаторной батареи. При включении выключателя
переключается его вспомогательный контакт БК, размы-
кая цепь обмотки реле РВ1 и замыкая цепь обмотки ре-
ле времени РВ2, теперь уже при новом замыкании кон-
такта ЭЧ, что должно произойти к тому времени суток»
когда уменьшится потребление реактивной мощности е
шин подстанции, сработает реле времени РВ2 и подаст
импульс на отключение конденсаторной батареи.
Поскольку контакт ЭЧ держится в замкнутом состоянии
около 15 с, в схеме рассматриваемой автоматики ис-
пользовано два реле времени — РВ1 и РВ2 с уставками
9—10 с. При таких выдержках времени каждое замыка-
ние контакта ЭЧ будет сопровождаться только одной
операцией включения или отключения конденсаторной
батареи. Второе же реле времени, которое начнет рабо-
тать после переключения -вспомогательных контактов
выключателя, не успеет доработать за время, оставшееся
до размыкания контакта ЭЧ.

Цепь включения батареи конденсаторов размыкается
контактом РП.З промежуточного реле РП, которое сра-
батывает при действии релейной защиты конденсатор-
ной установки и самоудерживается. Питание автоматики
оперативным током осуществляется от трансформатора
собственных нужд, установленного на шинах подстан-
ции.

Поскольку суточные графики нагрузки промышлен-
ных предприятий существенно не отличаются друг от
друга, схема автоматики с электрическими часами обес-
печивает экономически целесообразное регулирование
напряжения по заданному графику. Для более плавного
регулирования напряжения применяются схемы автома-
тики, в которых отключение и включение конденсатор-
ных батарей осуществляются несколькими ступенями.

3.5.	ОТКЛЮЧЕНИЕ И ВКЛЮЧЕНИЕ ПО РЕЖИМУ
ПАРАЛЛЕЛЬНО РАБОТАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Основные сведения. Потери электроэнергии в транс-
форматоре, несущем нагрузку, определяются двумя со-
ставляющими:

рЕ==Рх + Рк,	(3.7)
«где Рх — потери холостого хода, значение которых посто-
янно для данного трансформатора при работе с номи-
нальным напряжением ине зависит от нагрузки; Рк — по-
тери короткого замыкания, зависящие от нагрузки:

Рк=--Рк н M-Y;	(3.8)

\/НОМ )

здесь Рк,н—’потери короткого замыкания при номинальной
/

нагрузке; 7------отношение тока нагрузки к номиналь-

*ном

ному току трансформатора.

При наличии на подстанции двух однотипных транс-
форматоров, работающих параллельно, суммарные по-
тери мощности в них равны:

Pt = 2PK + 2PKJ-^-} ,	(3.9)

^Z/HOM/

где /—суммарный ток нагрузки.

В зависимости от значения нагрузки для уменьшения
потерь электроэнергии может оказаться целесообразным
отключить один из параллельно работающих трансфор-
маторов. Очевидно, это целесообразно делать при малых
нагрузках, когда значение Рк сравнительно мало и сум-
марные потери мощности определяются в основном по-
терями холостого хода. Наоборот, при больших нагруз-
ках, когда значение Рк велико и потери холостого хода
меньше влияют на суммарное значение потерь, целесо-
образно включить на параллельную работу оба транс-
форматора и тем самым уменьшить потери короткого за-
мыкания.

Значение критической нагрузки, при которой целесо-
образно отключать или включать один из двух транс-
форматоров, определится, если приравнять выражения
(3.7) и (3.9):

Лс + Л.Лт2-) =2РХ + 2РК,И(-/-) ;

1 ном /	ном /

отсюда значение тока критической нагрузки

Г _	/

КР /ном

'Х
Рк, н

(3.10)

Обычно значение критической нагрузки для однотип-
ных трансформаторов составляет 60—80% номинальной
мощности одного трансформатора.
Схемы автоматики. В эксплуатации применяются схе-
мы автоматики двух типов: программного управления—
отключающие и включающие трансформаторы согласно
заданной программе в определенное время суток (дни
недели) и управления по параметру — реагирующие на
значение тока нагрузки, проходящего по параллельно
работающим трансформаторам.

Схемы с программным управлением целесообразно
применять в тех случаях, когда график нагрузки под-
станции строго определен и мало изменяется в разные

От защит аКЗТ1 u,tz

Рис. 3.11. Автоматика отключения и включения трансформаторов для
уменьшения потерь электроэнергии.

а*»схема подстанции; б—-схема автоматики.

РПВЧ-
дни недели (или в разные недели месяца). При этом
используется программное реле времени, которое в соот-
ветствии с предполагаемым графиком нагрузки при сни-
жении ее до критического значения будет давать коман-
ду на отключение одного из трансформаторов, а при уве-
личении нагрузки — на включение. Схема автоматики
может быть выполнена аналогично рассмотренной выше
схеме управления конденсаторными батареями (см.
рис. 3.10).

На рис. 3.11 приведена схема с токовыми реле, фикси-
рующими нагрузку, близкую к критической. При умень-
шении нагрузки до значения, близкого к критическому,
сработает токовое реле PTmin, включенное на сумму то-
ков параллельно работающих трансформаторов, и, затем
промежуточное реле РП1. Контакт РП1.1 реле РП1 раз-
мыкает цепь обмотки промежуточного реле РП2, не до-
пуская его срабатывания, контакт РП1.2 подает плюс
на обмотку реле времени РВ, контакт РП1.3 подготав-
ливает цепи отключения выключателей трансформатора
Т1. Реле времени, доработав, подаст плюс на обмотку
промежуточного реле РПЗ, которое контактами РП3.1 и
РП3.2 отключит выключатели трансформатора Т1.

При увеличении нагрузки выше критической срабо-
тают токовое реле РТтах и промежуточное реле РП2, ко-
торое контактом РП2.1 запустит реле времени; контакт-
том РП2.2 подготовит цепи включения выключателей
отключенного трансформатора Т1 и блокирует размы-
кающим контактом РП2.3 цепь обмотки реле РП1. После
того как доработает реле времени РВ и подействует про-
межуточное реле РП4, будут поданы команды на вклю-
чение выключателей трансформатора Т1.

Для правильного взаимодействия реле в схеме токи
срабатывания и возврата токовых реле РТтах и PTmin
ДОЛЖНЫ уДОВЛеТВОрЯТЬ СЛедуЮЩИМ УСЛОВИЯМ: /в,тах>
>/c,p,min и /в.тпгп^/с.р.тах- ТОКИ Срабатывания ТОКОВЫХ
реле выбираются по следующим выражениям:

/с,р.тах=1>077кр; 7с.р.ш(П = 1^-	(З.П)

Коэффициент возврата токовых реле, используемых
в схеме автоматики, должен быть больше 0,9. Выдержка
времени реле РВ принимается около 5 мин, для того
чтобы предотвратить действие автоматики при кратко-
временных колебаниях нагрузки. В схеме предусмотрена
138
блокировка действия автоматики в случае отключения
любого выключателя трансформаторов Т1 или Т2 от за-
щиты, ключа управления или устройства телемеханики.
Блокировка осуществляется с помощью промежуточного
реле РП5, которое, сработав, самоудерживается через
свой замыкающий контакт РП5.1 и снимает плюс с реле
автоматики.

Для возврата схемы автоматики в исходное положе-
ние в цепи обмотки реле РП5 включены соединенные
параллельно контакты реле положения «Включено»
РПВ всех четырех выключателей трансформаторов Т1
и Т2. Контакт РПВ каждого выключателя замкнут,
когда соответствующий выключатель отключен. Автома-
тика будет деблокирована и вновь введена в работу
(контактом РП5.2) после того, как все выключатели бу-
дут включены в работу и, следовательно, разомкнутся
контакты всех реле РПВ, В схеме предусмотрена также
возможность деблокировки автоматики вручную на-
кладкой Н2.

3.6.	АВТОМАТИЧЕСКИЙ ПУСК
СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

Пуск остановленного синхронного компенсатора путем непо-
средственной подачи полного напряжения на обмотку статора (так
называемый «прямой пуск») может сопровождаться значительным
снижением напряжения на шинах подстанции и большим током.
Поэтому таким способом осуществляются пуск и включение в сеть
лишь синхронных компенсаторов малой мощности. На более мощ-

ных синхронных компенсаторах применяют специальные пусковые
схемы, благодаря чему ограничи-

ваются толчок тока и снижение
напряжения на шинах в момент
включения. Пуск большинства
синхронных компенсаторов осу-
ществляется через дополнитель-
ный реактор (рис. 3.12,а).

Перед пуском выключатели
В1 и В2 отключены. Пуск син-
хронного компенсатора произво-
дится в следующей последователь-
ности. Включаются автомат гаше-
ния поля (АГП) и выключатель
В1, и таким образом на останов-
ленный синхронный компенсатор
подается напряжение. Поскольку
АГП синхронного компенсатора
включен и обмотка ротора замк-
нута на возбудитель, синхронный
компенсатор начинает вращаться
как асинхронный двигатель. Ток,

Рис. 3.12. Схема реакторного
пуска синхронных компенсато-
ров.

а — с двумя выключателями; б —
с выключателем и шунтирующим
разъединителем.
проходящий при этом по обмотке
статора компенсатора, не превы-
шает (3—4) /ном, так как значе-
ние его ограничивается сопротив-
лением последовательно включен-
ного реактора. По мере разворота
синхронного компенсатора возра-
стает противодействующая ЭДС
и уменьшается ток, проходящий
в обмотке статора. При токе, рав-
ном (1—1,2) /ном, включается вы-
ключатель В2, который шунтирует
пусковой реактор, подавая на
обмотку статора синхронного ком-
пенсатора полное напряжение.
В другой пусковой схеме, показан-
ной на рис. 3.12,6, используется
только один выключатель В, вклю-
чением которого подается напря-
жение на обмотку статора оста-
новленного синхронного компенса-
тора и последовательно включен-
ный реактор. Шунтирование реак-
тора осуществляется разъедините-
лем Р, имеющим дистанционное
управление.

Пуск синхронного компенсато-
ра, требующий последовательного
осуществления ряда операций с
контролем завершения предшест-

вующих команд и состояния аппа-
Рис. 3.13. Схема автоматики	ратуры, как правило, автоматизи-

пуска синхронного компенса-	руется. Принципиальная схема

тора. '	основных цепей автоматики пуска

показана на рис. 3.13.

Пуск синхронного компенсатора осуществляется ключом управ-
ления /СУ, контакты которого замыкают цепь последовательно
включенных обмоток промежуточных реле РП1 и РП2. В цепь пус-

ка включены вспомогательные контакты выключателей В1 и В2

(БК1.1 и БК2.1), замкнутые при отключенных выключателях, а так-
же размыкающий контакт выходного промежуточного реле за-
щиты РЗ. Пусковые промежуточные реле РП1 и РП2 самоудер-
живаются через замыкающий контакт РП1.1 и размыкающий кон-
такт реле останова РО1.

Контакт Пускового реле РП1.2 замыкает цепь включения АГП.
Одновременно контакт второго пускового реле РП2.1 подготавли-
вает цепь обмотки контактора включения реакторного выключателя
В/, который будет включен после того, как замкнется вспомога-
тельный контакт БКАГП.1. Цепь обмотки контактора включения
В1 контролируется также замыкающим контактором РКС струйно-
го реле, фиксирующего наличие потока масла, охлаждающего
подшипники. После включения В1 начнется разворот синхронного
компенсатора. Поскольку ток, проходящий в обмотке статора в пер-
вое время после пуска синхронного компенсатора, превышает
уставку срабатывания токового реле РТ (/с,р = 1,2-ь1,3/НОм), реле
сработает и подает плюс на обмотку промежуточного реле РПЗ,
которое, сработав, в свою очередь замкнет цепь обмотки проме-
жуточного реле РП4. Выключатель В/, включившись, разомкнет
своим вспомогательным контактом БК1.1 цепь обмоток промежу-
точных реле РП1 и РП2. Последнее, вернувшись, замкнет свой
размыкающий контакт РП2.2 в цепи включения В2.

После того как синхронный компенсатор развернется и ток
статора снизится до тока возврата реле РТ, реле разомкнет свой
замыкающий контакт в цепи обмотки реле РПЗ, которое при этом
вернется и замкнет контактом РПЗ.2 цепь включения выключателя
В2. Включение В2 не сопровождается большим толчком тока, так
как синхронный компенсатор к этому времени уже достигнет ча-
стоты, близкой к синхронной. После включения выключателя В2
происходит втягивание синхронного компенсатора в синхронизм.
Весь процесс пуска занимает 30—40 с.

Плюс на включение выключателя В2 подается кратковременно,
что обеспечивается взаимодействием реле РПЗ и РП4. Последнее,
возвращаясь, после того как реле РПЗ разомкнет своим контактом
РП3.1 цепь его обмотки, разомкнет с некоторым замедлением цепь
включения В2. Этим заканчивается работа схемы автоматики пус-
ка. Замедление на возврат промежуточных реле РПЗ и РП4 при-
нимается соответственно 0,6—0,8 и 1—1,5 с. В случае, если в про-
цессе пуска синхронного компенсатора он будет поврежден или
возникнут какие-либо другие неисправности в пусковой схеме, бу-
дет подан импульс на реле останова РО, которое, сработав, кон-
тактом РО.1 разомкнет цепь обмоток пусковых реле РП1 и РП2,
прекращая пуск синхронного компенсатора.

3.7.	ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ДЛЯ КОМПЛЕКСНОЙ
АВТОМАТИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИИ

Для автоматизации подстанций разной мощности за рубежом,
главным образом в энергосистемах США, все более широкое при-
менение находят электронно-вычислительные машины (ЭВМ). С по-
мощью ЭВМ осуществляются сбор, обработка, отображение и доку-
ментирование оперативной информации, фиксируется срабатывание
устройств релейной защиты (при необходимости с указанием сту-
пеней резервных защит и поврежденных фаз) и технологической
автоматики, появление и исчезновение предупреждающих сигналов,
отключение и включение выключателей. Осуществляется контроль
за выходом текущих параметров режима за установленные преде-
лы. При этом имеется возможность контроля не только параметров,
непосредственно измеряемых, но и величин, определяемых расче-
том, как, например, перевозбуждение трансформаторов, длитель-
ность перегрузки синхронных компенсаторов при переменном зна-
чении тока статора и т. п.

С помощью ЭВМ на подстанциях осуществляются следующие
функции автоматического управления: автоматический контроль и
управление каналами связи (переход на резервные линии и аппа-
ратуру); разгрузка трансформаторов при аварийной перегрузке;
переключения выключателей и разъединителей в последовательно-
сти, заданной оперативным персоналом; осуществление АПВ с уче-
том хода развития аварии, повреждений или отказа оборудования
подстанции; автоматическое регулирование напряжения на шинах
подстанции по заданной программе или по параметру с воздей-
ствием на изменение коэффициентов трансформации трансформато-
ров, загрузка синхронных компенсаторов, отключение и включение
конденсаторных батарей; формирование состава потребителей, от-
ключаемых действием АЧР, и др.

Так, например, компания «Шибаура» (Япония) автоматизиро-
вала с помощью ЭВМ ряд функций управления подстанциями неф-
техимических предприятий. Установленная на подстанции ЭВМ
контролирует нагрузку трансформаторов связи с энергосистемой,
в случае опасной перегрузки осуществляет отключение части по-
требителей с учетом допустимого нагрева обмоток трансформатора
и реальной нагрузки отдельных линий.

Отключение части нагрузки предусматривается также в случае
отделения подстанции от энергосистемы с дефицитом активной мощ-
ности, когда мощности генераторов местной электростанции, под-
ключенной к шинам подстанции, оказывается недостаточно для
обеспечения всей нагрузки. При этом для определения необходи-
мого объема разгрузки непрерывно контролируется нагрузка всех
работающих линий и генераторов. С помощью ЭВМ определяется
допустимая перегрузка генераторов, а также, в зависимости от
объема необходимой разгрузки и нагрузки отдельных линий в те-
кущем режиме, выбираются линии, которые должны быть отклю-
чены в случае возникновения аварии. Объем необходимой разгруз-
ки определяется ЭВМ для каждого момента времени, и с помощью
специальных реле подготавливаются цепи для отключения соот-
ветствующих линий. Перечень линий, подготовленных к отключе-
нию, отображается на экране телевизора (дисплея). Конкретные
линии, подлежащие отключению в случае аварии, определяются
в зависимости от ответственности каждого потребителя и нагрузки
отдельных линий в данный момент времени. Линии с нагрузкой
ниже заданного уровня не отключаются, даже если они питают
неответственных потребителей, поскольку считается, что они при
этом обеспечивают только самые необходимые вспомогательные ме-
ханизмы и освещение. Аналогично определяется состав потреби-
телей, которые должны быть отключены в случае действия авто-
матической частотной разгрузки.

В энергосистеме штата Колорадо (США) ЭВМ обеспечивает
автоматическое управление необслуживаемой подстанции Врей
(одна линия 230 кВ, один трансформатор 112 МВА, 230/115 кВ и
3 линии 115 кВ). При этом выполняются все операции по под-
держанию заданного уровня напряжения путем отключения и
включения конденсаторных батарей и шунтирующих реакторов и
переключения отпаек трансформаторов. Кроме того, предусмотрена
программа автоматической разгрузки трансформатора при его ава-
рийной перегрузке. Сначала ЭВМ дает команду на снижение на-
пряжения на шинах подстанции для уменьшения потребления.
Если перегрузка продолжается, ЭВМ дает команду на автомати-
ческое отключение части потребителей; ЭВМ осуществляет также
фиксацию событий, происходящих на подстанции, и автоматически
передает информацию на диспетчерский пункт энергосистемы.

3.8.	КОМПЛЕКСНАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Общие положения. Рассмотрим схемы распредели-
тельных сетей с двусторонним питанием, в которых с по-
142
мощью комплексного использования средств автомати-
ки, расположенных на разных участках, обеспечивается
наиболее эффективная ликвидация возникающих пов-
реждений при сохранении питания наибольшего числа
потребителей. Основными мероприятиями являются
[11, 12, 13]: согласование выдержек времени АПВ и
АВР, установленных в разных точках сети; выделение
места повреждения с помощью секционирующих выклю-
чателей, отделителей и разъединителей с автоматичес-
кими приводами; автоматическое изменение уставок ре-
лейных защит в зависимости от режима работы.

Рис. 3.14. Схема распределительной сети с двусторонним питанием.

Согласование уставок АПВ и АВР. В схеме, приве-
денной на рис. 3.14, распределительная сеть с двусторон-
ним питанием работает в разомкнутом режиме с отклю-
ченным выключателем В2. На всех выключателях пре-
дусматривается установка устройства АПВ двукратного
действия. На подстанции Б установлено устройство АВР
двустороннего действия.

При КЗ в точке Д'/ релейная защита отключит вы-
ключатель В/, а установленное на нем устройство дву-
кратного АПВ дважды подаст команду на его повторное
включение. В случае, если действие АПВ в первом или
втором цикле будет успешным, питание потребителей,
подключенных к линии Л1, будет восстановлено от шин
подстанции А.

В случае неуспешного двукратного АПВ В1 срабо-
тает устройство АВР, установленное на подстанции В, и
включит выключатель В2. Выдержка времени АВР на
включение В2 должна быть отстроена от суммарного
времени двукратного включения и отключения релейной
защитой выключателя В1. В случае успешного действия
АВР .питание потребителей, подключенных к линии Л1,
будет восстановлено от подстанции Б. В случае же
включения В2 на устойчивое ‘КЗ выключатель отклю-
чится релейной защитой и линия Л1 останется отклю-
ченной с обеих сторон.

Для ускорения действия АВР может быть выполнена
отстройка выдержки времени на включение В2 только
от первого неуспешного действия АПВ В1. Чтобы не
допустить замыкания рассматриваемого транзита после
второго цикла АПВ выключателя В/, оно должно вы-
полняться с контролем отсутствия напряжения на ли-
нии Л1.

При КЗ в точке К2 аналогично предыдущему случаю
будет действовать двукратное АПВ, установленное на
выключателе В4. В случае неуспешного АПВ АВР на
подстанции Б включит выключатель В2. Если это вклю-
чение будет неуспешным, ускоренная защита отключит
выключатель ВЗ, а питание подстанции Б сохранится от
линии Л1.

АВР

АПВ Л1 ДЗН АПв/ \ АПВ ДЗН AZ

Н1 HZ НЗ ИН Н5 Н6

Рис. 3.15. Схема распределительной сети с двусторонним питанием,
секционированной в двух точках.

Выделение поврежденного участка. Для уменьшения
числа потребителей, теряющих питание в случае пов-
реждения отдельных линий, применяется секционирова-
ние. Схема сети, приведенная на рис. 3.15, отличается
от схемы на рис. 3.14 наличием двух секционирующих
выключателей СВ, установленных на линиях Л1 и Л2.
Благодаря наличию этих выключателей в случае устой-
чивых КЗ в точках К1 и К2 будет потеряна лишь часть
нагрузки, поключенной к линиям Л1 и Л2, так как бу-
дут отключены выключатели СВ1 и СВ2 соответственно.
Для обеспечения правильной ликвидации повреждений
в разных точках рассматриваемой сети на секционирую-
щих выключателях СВ1 и СВ2 могут применяться: спе-
циальные делительные защиты минимального напряже-
ния, токовые защиты, селективные с защитами, установ-
ленными на соседних выключателях, АПВ.

Рассмотрим наиболее простой случай, когда секцион-
ные выключатели СВ оснащены только делительными
144
защитами минимального напряжения. При этом в слу-
чае КЗ на линии Л1 в точках К1 или КЗ ликвидация
аварии будет происходить следующим образом: релей-
ная защита отключит выключатель ВЦ который затем
первым циклом АПВ будет включен в работу; в случае
устойчивого повреждения релейная защита вновь отклю-
чит ВЦ делительная защита минимального напряжения
отключит секционный выключатель СВ1\ подействуют
второй цикл АПВ В1 и АВР В2, подавая напряжение
на соответствующие участки линии ЛЦ в зависимости
от места устойчивого КЗ отключится выключатель В1
или В2, что приведет к нарушению электроснабжения
только одной из отпаечных подстанций. После этого
сеть перейдет на работу с двумя отключенными выклю-
чателями (В1 и СВ1 или СВ1 и В2 соответственно).
Аналогично будет происходить ликвидация повреждений
и на линии Л2.

Для того чтобы обеспечить описанное выше взаимо-
действие устройств автоматики, должны быть соблюде-
ны следующие условия: выдержка времени делительной
защиты отстроена от неуспешного АПВ в первом цикле
выключателя В1 (В4)\ выдержка времени АВР и второ-
го цикла АПВ отстроена от времени действия делитель-
ной защиты.

Для обеспечения селективности действия делитель-
ных защит минимального напряжения с АВР их напря-
жения срабатывания должны быть несколько выше, чем
у пусковых органов АВР, а включены эти органы (дели-
тельная защита по напряжению и пусковой орган АВР)
должны быть на одни и те же напряжения.

В отдельных случаях на секционирующих выключа-
телях могут устанавливаться АПВ с контролем наличия
напряжения со стороны источника питания. Благодаря
этому в случае успешного АПВ Bl (В4) во втором цик-
ле действием АПВ СВ может быть восстановлена пер-
воначальная схема сети. При этом выдержка времени
АВР должна быть отстроена от двукратного неуспешно-
го действия АПВ.

При установке на секционирующих выключателях
селективных токовых защит возможна и другая после-
довательность действия автоматики при ликвидации пов-
реждений на разных участках линий.

Для выделения поврежденных участков могут исполь-
зоваться не только выключатели, но и отделители и вы-
10—1251	145
ключатели нагрузки, оснащенные автоматическими при-
водами (см. также § 3.2).

В схеме участка сети на рис. 3.16 на выключателе
В1 предусмотрено двукратное АПВ, а на В2 АВР (так
же, как и в схемах, рассмотренных выше). Кроме того,
на каждом трансформаторе, включенном в рассечку пи-
тающей линии, установлено специальное устройство се-
тевой автоматики — УСА [12, 13], осуществляющее деле-
ние сети в бестоковую паузу, когда отключен выключа-

Рис. 3.16. Схема распределительной сети с устройствами сетевой
автоматики.

тель со стороны источника питания. Рассмотрим, как
будет работать автоматика при КЗ в точке /С. Под дей-
ствием релейной защиты отключится выключатель В1,
который будет включен первым циклом АПВ и в случае
устойчивого повреждения отключится вновь. Устройство
сетевой автоматики УСА2, установленное на трансфор-
маторной подстанции ТП2, последовательно, фиксируя
протекание тока КЗ и наступление второй бестоковой
паузы (неуспешное АПВ В1), с выдержкой времени от-
ключит отделитель ОД4. После этого УСА2 пошлет в
сеть высокочастотный импульс, который блокирует рабо-
ту смежных УСА. Затем подействует АВР на выключа-
теле В2. К этому моменту У С АЗ на ТПЗ переведет свое
действие на отделитель ОД5 и отключит его в случае
неуспешного АВР В2. После этого АПВ В1 и В2 вос-
становят питание неповрежденных участков. Выпускае-
мое ОЗАП Мосэнерго устройство УСА выполнено на
принципе максимальной токовой защиты с логической
частью, фиксирующей два толчка тока за время, нес-
колько большее времени АПВ на головном выключателе.

Автоматическое изменение уставок релейных защит.

Для осуществления релейной защиты рассмотренных
146
выше схем распределительной сети с двусторонним пи-
танием и переменной точкой деления необходимо приме-
нение направленных токовых защит, с помощью кото-
рых может быть обеспечено селективное действие во
всех возможных режимах работы. Использование же
простых токовых защит с постоянными выдержками вре-
мени не может обеспечить селективность во всех режи-
мах работы. Так, например, в схеме на рис. 3.14, когда
выключатель В1 отключен, а В2 включен и питание по-
требителей осуществляется от подстанции В, должно
быть выполнено условие

tB2<tB3,	(3.12)

Напротив, в режиме, когда отключен В4 и включен
В2, должно быть выполнено условие

(3.13)

Очевидно, что требования (3.12) и (3.13) несовмес-
тимы.

Однако в рассматриваемом случае селективность не-
направленных токовых защит может быть обеспечена
при условии автоматической перестройки их выдержек
времени, выполняемой в бестоковую паузу перед дейст-
вием АВР [11]. Схема устройства, осуществляющего из-
менение выдержки времени защиты В2, показана на
рис. 3.17.

В нормальном режиме, когда питание потребителей
производится от подстанций Л и В, а выключатель В2
отключен (см. рис. 3.14), у двухпозиционного реле РПФ

(типа РП-9) замкнут контакт
ку времени защиты В2,
вию (3.12).

В случае исчезновения
питания со стороны под-
станции А начинает рабо-
тать АВР на подстанции 5,
и, прежде чем будет по-
дана команда на включе-
ние В2, проскальзываю-
щий контакт реле време-
ни РВ АВР замкнет цепь
обмоток реле РПФ\ по-
следнее, сработав, переклю-
чит контакты РПФЗ и
РПФ.4. При этом будет изме-
10*

РПФ.4, вводящий выдерж-
удовлетворяющую усло-

Рис. 3.17. Схема устройства
для автоматического изменения
выдержек времени защит в рас-
пределительной сети.
иена выдержка времени токовой защиты В2 так, чтобы
удовлетворялось условие (3.13). Таким образом, при пи-
тании всей рассматриваемой сети от подстанции В бу-
дет обеспечена селективность между защитами В2 и ВЗ.
Возврат реле РПФ в исходное положение и восстанов-
ление первоначальной выдержки времени защиты В2 бу-
дут осуществлены после восстановления нормальной
схемы сети (В2 — отключен, ВЗ — включен) с дополни-
тельным контролем наличия напряжения на шинах под-
станции Б (РИШ). Возврат РПФ может быть осущест-
влен и вручную с помощью кнопки К.

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ
ГЕНЕРАТОРОВ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ

4.1. СПОСОБЫ СИНХРОНИЗАЦИИ

Общие сведения. Для успешного включения генера-
тора в сеть необходимо, чтобы толчок уравнительного
тока в момент включения не превышал допустимого зна-
чения, а ротор включаемого генератора втянулся в син-
хронизм без длительных качаний. Для выполнения этих
условий необходимо предварительно отрегулировать час-
тоту вращения генератора так, чтобы она стала близкой
к синхронной, а напряжение на его выводах (если ге-
нератор возбужден) сделать равным или близким на-
пряжению энергосистемы и выбрать момент подачи ко-
манды на включение выключателя. Этот процесс урав-
нивания частоты вращения и напряжения и выбора мо-
мента включения генератора в сеть называется синх-
ронизацией. В эксплуатации применяются два основ-
ных способа включения генераторов на параллельную
работу с энергосистемой: точная синхронизация и само-
синхронизация.

При включении способом точной синхрониза-
ции генератор разворачивается до частоты, близкой к
синхронной, и возбуждается. Затем вручную или с по-
мощью автоматики уравниваются частоты и напряжения
синхронизируемого генератора и сети. После этого по-
дается команда на включение генератора в сеть. Для
того чтобы толчок уравнительного тока в момент вклю-
чения не превышал допустимого значения, а качания ро-
тора генератора быстро затухли, необходимо очень точ-
148
ио уравнять частоты и напряжения генератора и сети и
выбрать соответствующий момент для включения вы-
ключателя.

При самосинхронизации генератор разворачи-
вается до частоты, близкой к синхронной, и включается
в сеть невозбужденным. Ток возбуждения подается в об-
мотку ротора сразу же после включения выключателя
генератора. Затем происходит нарастание тока ротора и
ЭДС, и генератор втягивается в синхронизм.

Рис. 4.1. Схема, поясняющая расчет процесса синхронизации генера-
торов.

« — схема электрических соединений; б —расчетная схема замещения; в —
диаграмма напряжений.

Точная синхронизация. Рассмотрим условия точной
синхронизации, которая может применяться для включе-
ния в сеть генераторов всех типов и мощностей при лю-
бой схеме коммутации. На рис. 4.1 приведена схема за-
мещения для расчета толчка тока при включении гене-
ратора в сеть. Стрелками обозначены принятые поло-
жительные направления ЭДС генератора Г и напряже-
ния энергосистемы С. Обходя контур (рис. 4.1, б), мож-
но записать согласно второму закону Кирхгофа:

t7c-£"r = /Zs.	(4Л)

Из этого выражения можно определить толчок урав-
нительного тока в момент включения:

=	(4.2)

где At7 —разность синхронизируемых напряжений
(ЭДС) в момент включения (генератор замещается
ЭДС £"г за сверхпереходным сопротивлением X"d);
/ур — периодическая составляющая тока в момент вклю-
чения;	—суммарное сопротивление между ЭДС
синхронизируемого генератора и напряжением энерго-
системы (генератор замещается сверхпереходным сопро-
тивлением x"d).

Соответственно амплитудное значение уравнительно-
го тока в момент включения

_К2-1,8Д£7

1 ур— Zz

(4.3)

Если ЭДС генератора и напряжение энергосистемы
равны по абсолютному значению и в момент включения
сдвинуты на угол 6 (рис. 4.1, в), ток будет равен:

8

2U sin —

В общем случае, когда ЭДС генератора и напряже-
ние энергосистемы не равны по абсолютному значению,
выражение для определения уравнительного тока при-
мет следующий вид:

1/ Е” 2 + игс — 2E"rUc cos 8

/ур = -----------tz------------•	<4-5>

Как следует из выражений, приведенных выше, урав-
нительный ток в момент включения будет тем больше,,
чем больше разность синхронизируемых напряжений и
угол между ними. Поскольку в реальных условиях при
синхронизации всегда имеется некоторая разница частот
синхронизируемого генератора [Г и энергосистемы /с, то
угол между напряжениями 6 и разность напряжений
А1/ все время изменяются. При этом разность мгновен-
ных значений синхронизируемых напряжений равна:

Ди=е"г—Uc=E"r sin сог/—Uc sin сос^

где сог и (Ос — угловые скорости вращения ЭДС генера-
тора и энергосистемы соответственно:

(Ог—2л/г И (Ос—2jtfс«

При условии E"r=Uc=U

.	гт/* 1	* j\ с\т г * (Ор —- (Op »	(Ор СОс »

b.u — U (sin wrt — sin	= 2(7 sin ——-1 cos----%---1.

(4.6)
График изменения на-
пряжения Au, показанный
на рис. 4.2,а, представля-
ет собой колебания, кото-
рые называются биени-
ями, а разность напря-
жений Ли — н а п р я ж е-
нием биения us.

В дальнейшем нас бу-
дет интересовать огибаю-
щая амплитудных: значе-
ний напряжения биения,
очерченная на рис. 4.2,а
штриховой линией. Мате-
матическое выражение
огибающей имеет следую-
щий вид:

Рис. 4.2. Напряжение биения.
а — кривая напряжения биения; б —
огибающая напряжения биения.

Us — 2Usin .yr.~-^/ = 2/7sin	(4.7)

где Us — текущее значение огибающей напряжения бие-
ния в каждый момент времени; сог—coc=(Os — разность
угловых скоростей синхронизируемых напряжений, или,
как говорят, угловая скорость скольжения.

Огибающая напряжения биения изменяется от нуля
до максимального значения, равного двойной амплитуде
2/7, и вновь уменьшается до нуля. Время полного цикла
изменения напряжения биения от нуля через максимум
до нуля или между двумя максимальными значениями
называется периодом скольжения

р __2я___ *

5	“ fs

(4.8)

где со® — в радианах в секунду (рад/с); fs — в герцах
(Гц); Ts — в секундах (с).

Чем больше разность частот, тем меньше период бие-
ния, как показано на рис. 4.2,а.

Для того чтобы при синхронизации не было толчка
уравнительного тока, согласно выражению (4.2) и рис.
4.2 контакты выключателя синхронизируемого генерато-
ра должны замыкаться в момент, когда огибающая на-
пряжения биения Us будет равна нулю (точка 1 на рис.
4.2,6). Этот момент называется моментом оптимума.
Выключатель имеет собственное время включения,
поэтому команда на включение должна быть подана не-
сколько раньше, чем будет достигнут оптимум, с опере-
жением, равным времени включения выключателя (точ-
ка 2 на рис. 4.2,6). Время от момента подачи команды
на включение до момента оптимума, когда синхронизи-
руемые напряжения совпадают по углу,называется вре-
менем опережения /Оп- Соответственно угол бОп>
при котором подается команда на включение выключа-
теля синхронизируемого генератора, называется углом
опережения.

Если выбрать момент подачи команды на включение
выключателя так, чтобы время опережения точно рав-
нялось времени включения выключателя, контакты вы-
ключателя будут замыкаться в момент оптимума и син-
хронизация будет происходить без толчка уравнительно-
го тока. Таким образом, для того чтобы включение ге-
нератора в сеть не сопровождалось большим толчком
уравнительного тока, должны быть соблюдены два сле-
дующих условия точной синхронизации:

равенство синхронизируемых напряжений

Ur=UG	(4.9)

и совпадение фаз синхронизируемых напряжений

фг=фс.	(4.Ю)

Третьим условием, которое должно быть выполнено
при точной синхронизации, является близкое совпадение
частот синхронизируемых напряжений

Нс	(4.11)

Необходимость соблюдения этого последнего требо-
вания определяется реальными условиями синхрониза-
ции, в процессе которой включение выключателя может
происходить не точно в момент оптимума, а раньше или
позже оптимума на величину ошибки Д/Ош-

Возникновение ошибки Д/Ош объясняется тем, что
действительное время опережения /оп,д может отличать-
ся от расчетного из-за погрешности устройства синхро-
низации. Действительное время включения выключателя
^в,в,д также может отличаться от расчетного:

Д^ОШ=^В,В,Д-^оп,д«	(4.12)

Очевидно, что наибольшее значение Д/Ош будет иметь
место при разных знаках ошибок выключателя и вре-
мени опережения.
Угол ошибки бош, рад, при котором будет происхо-
дить включение выключателя, равен:

боШ=='^^^ОШ’	(4*13)

Из выражения (4.13) следует, что чем больше угло-
вая скорость скольжения, тем больше может быть угол
ошибки бОш, а следовательно, больше и толчок уравни-
тельного тока. Для того чтобы толчок уравнительного
тока при определенном значении Д/Ош, известном для
данного типа выключателя и устройства синхронизации,
не превышал допустимого значения, должно выполнять-
ся третье условие точной синхронизации

СОз^^О ИЛИ С*

Следует иметь в виду, что соблюдение условия (4.11)
необходимо также для того, чтобы процесс синхрониза-
ции не сопровождался длительными качаниями после
включения генератора в сеть. Действительно, когда ге-
нератор, частота которого выше частоты энергосистемы,
включается в сеть, он обладает избытком кинетической
энергии относительного движения:

Тм>2

=	(4.14)

где Tj — механическая постоянная инерции синхронизи-
руемого агрегата.

Чем больше разность частот синхронизируемых на-
пряжений cos, тем больше избыток кинетической энергии
в момент включения генератора в сеть и тем длительнее
будут качания. Если разность частот будет достаточно
большой, генератор может не втянуться в синхронизм.

На практике условия точной синхронизации выпол-
няются не абсолютно точно, а допускаются некоторые
отклонения, при которых обеспечивается успешная син-
хронизация. Частота скольжения fs допускается пример-
но 0,05—0,2 Гц, что соответствует периоду биения Ts=
=20-?—5 с. Разность напряжений синхронизируемого ге-
нератора и сети допускается около 5—10%. Значение
допустимого угла ошибки бОш определяется в зависимо-
сти от параметров сети и синхронизируемого генерато-
ра. Допустимым можно считать включение, при котором
периодическая составляющая уравнительного тока в мо-
мент включения не превосходит номинального тока ге-
нератора.
Самосинхронизация. Согласно правилам технической
эксплуатации способ самосинхронизации разрешается
применять в аварийных условиях на турбогенераторах
мощностью до 200 МВт включительно и гидрогенерато-
рах мощностью до 500 МВт включительно; генераторы
большей мощности разрешается включать этим спосо-
бом при условии, что кратность сверхпереходного тока
к номинальному не превышает 3,0. В нормальных усло-
виях разрешается включение способом самосинхрониза-
ции (в зависимости от условий работы электростанции
и состояния агрегата) турбогенераторов с косвенным
охлаждением обмоток, работающих по схеме генератор—
трансформатор; гидрогенераторов с косвенным охлаж-
дением обмоток, а также синхронных компенсаторов
с разгонными электродвигателями [1].

В первый момент после включения генератора в сеть
способом самосинхронизации периодическая составляю-
щая тока, определяемая сверхпереходным сопротивлени-
ем Xz,d, будет несколько больше значения, подсчитанно-
го по выражению



пер ^+Zpe3

(4.15)

где Zpe3 — наименьшее результирующее сопротивление
энергосистемы, приведенное к выводам генератора;
X'd — переходное сопротивление генератора.

Спустя несколько десятых долей секунды ток сни-
зится до значения, определяемого переходным сопротив-
лением Следует также иметь в виду, что включение
генератора в сеть способом самосинхронизации сопро-
вождается значительным снижением напряжения на вы-
водах генератора, что может вызвать нарушение нор-
мальной работы потребителей, подключенных к шинам
генераторного напряжения. Значение остаточного напря-
жения может быть подсчитано по следующей формуле:

Ur--=U

X’d

рез

(4.16)

При включении синхронной машины в сеть способом
самосинхронизации должны быть соблюдены следующие
условия: генератор не возбужден, АГП отключен, оста-
точное напряжение на выводах статора не должно пре-
вышать 0,1—0,3 С/ном; скольжение машины не должно
превышать допустимого значения; ускорение машины
154
в момент включения не должно превосходить допусти-
мого значения (0,5 Гц/с для гидрогенераторов без успо-
коительных обмоток и 2—5 Гц/с для турбогенераторов и
гидрогенераторов с успокоительными обмотками).

Если самосинхронизация будет происходить при
большом остаточном напряжении на выводах генерато-
ра, она будет сопровождаться большими толчками тока
как несинхронное включение возбужденного генератора.
В случае включения генератора в сеть при большом
скольжении или ускорении процесс самосинхронизации
может затянуться и будет сопровождаться длительными
качаниями. Поскольку генератор, включаемый в сеть ме-
тодом самосинхронизации, не возбужден, момент его
включения в сеть относительно фазы напряжения систе-
мы не имеет значения.

Сравнение способов синхронизации. Основными до-
стоинствами способа самосинхронизации являются уско-
рение процесса синхронизации и его сравнительная про-
стота, вследствие чего он легко может быть автоматизи-
рован. Преимущества самосинхронизации особенно важ-
ны в аварийных условиях при значительных колебаниях
частоты и напряжения в энергосистеме. Недостатком
способа самосинхронизации следует считать сравнитель-
но большие толчки тока в момент включения, вследствие
чего подгорают контакты выключателей и подвергаются
дополнительным динамическим усилиям обмотки гене-
раторов и трансформаторов.

Достоинство точной синхронизации состоит в том, что
включение генератора, как правило, не сопровождается
большими толчками тока и длительными качаниями.
Вместе с тем жесткие требования, предъявляемые усло-
виями точной синхронизации, делают ее более сложной
и длительной операцией. Особенно это относится к ава-
рийным условиям, когда вследствие резких колебаний
частоты и напряжения становится практически невоз-
можным точное уравнивание частот и напряжений син-
хронизируемого генератора и сети.

4 2. УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ
ПРОЦЕССА СИНХРОНИЗАЦИИ

Общие положения. Синхронизация генераторов весь-
ма ответственная операция, требующая от дежурного
персонала определенных знаний и опыта работы. Авто-
матизация этой операции облегчает условия труда опе-
ративного персонала и позволяет ускорить включение
генератора в сеть, что особенно важно в аварийных ус-
ловиях. Различают ручную, автоматическую и
полуавтоматическую синхронизацию. В соответ-
ствии с этим устройства автоматики подразделяются на
автоматические и полуавтоматические.

При автоматической синхронизации весь процесс
включения генератора в сеть выполняется автоматиче-
ски, без вмешательства дежурного персонала. Так, на-
пример, автоматический точный синхронизатор осущест-
вляет регулирование частоты вращения и напряжения
синхронизируемого генератора, контролирует допусти-
мость для включения разности частот и напряжений, да-
ет импульс на включение в момент, когда выполняются
условия точной синхронизации.

При полуавтоматической синхронизации устройства
автоматики играют вспомогательную роль, помогая де-
журному персоналу синхронизировать генератор. Так,
например, устройство полуавтоматической самосинхро-
низации контролирует разность частот и дает импульс на
включение, когда она станет допустимой для включения.
Регулирование частоты вращения синхронизируемого ге-
нератора при этом возлагается на дежурный персонал.
В ряде случаев устройства полуавтоматической точной
синхронизации используются в качестве блокировок,
разрешающих включение генератора вручную при допу-
стимых для синхронизации условиях.

Полуавтоматический синхронизатор с постоянным уг-
лом опережения. В эксплуатации применяются синхро-
низаторы двух типов: с постоянным углом опе-
режения и с постоянным временем опере-
жения. Одна из схем полуавтоматического синхрони-
затора с постоянным углом опережения приведена на
рис. 4.3. Рассматриваемый синхронизатор состоит из
двух узлов: контроля угла опережения и контроля сколь-
жения— и является полуавтоматическим устройством,
так как осуществляет только часть операций, выполне-
ние которых необходимо при точной синхронизации,
а именно: проверяет допустимость разности частот
(скольжения) и в определенный момент подает импульс
на включение выключателя синхронизируемого генера-
тора. Другие операции: регулирование частоты враще-
ния и напряжения синхронизируемого генератора, а так-
же контроль разности напряжений — осуществляет де-
156
журный персонал. Узел опережения синхронизатора
дает импульс, разрешающий включение генератора всег-
да при одном и том же угле опережения, каково бы ни
было скольжение синхронизируемого генератора. Вклю-
чение выключателя происходит, если скольжение не
превышает заранее заданного допустимого значения, что

Рис. 4.3. Схема полуавтоматического синхронизатора с постоянным
углом опережения.

проверяется с помощью узла контроля скольжения.
Рассмотрим, как работает полуавтоматический синхро-
низатор, схема которого состоит из двух реле напряже-
ния, реле времени и двух промежуточных реле.

К реле напряжения РН1 и РН2 подведено напряже-
ние биения, т. е. разность синхронизируемых напряже-
ний. Для этого одна из фаз обоих трансформаторов на-
пряжения объединена (обычно заземленная), а от дру-
гой фазы напряжение подано на зажимы реле напряже-
ния. Определение угла опережения, при котором должна
быть подана команда на включение выключателя син-
хронизируемого генератора, осуществляет реле напря-
жения РН2. Когда напряжение на реле РН2 больше на-
пряжения срабатывания, якорь реле подтянут и контакт
замкнут. Промежуточное реле РП1 при этом обтекается
током и контакт РП1.1 в цепи включения выключателя
разомкнут. В каждый период при любом скольжении ре-
ле РН2 возвращается, когда напряжение биения снижа-
ется до уставки его срабатывания (точка б на рис. 4.4),
и размыкает свой контакт. Реле РП1, отпадая, замыкает
контакт в цепи включения выключателя. Поскольку на-
пряжение биения в каждый момент зависит от угла меж-
ду векторами синхронизируемых напряжений, согласно
157
(4.7) реле РН2 в каждом периоде срабатывает при од-
ном и том же постоянном угле опережения:

50Пг—2arcsin --С^Н2--	(4.17)

Контроль угловой скорости скольжения — разности
частот синхронизируемых напряжений — осуществляется
с помощью двух реле напряжения РН1 и РН2 и реле
времени следующим образом. Реле напряжения РН1,
уставка срабатывания которого (7с,р,рн1 выше, чем

Рис 4.4. Диаграмма, поясняющая принцип работы синхронизатора

с постоянным углом опережения.

у РН2, замыкает свой контакт каждый период биения
в точке а и пускает реле времени. При этом осуществ-
ляется сравнение отрезка времени /а-б (от момента сра-
батывания РН1 № момента срабатывания РН2) с устав-
кой реле времени.

При большой разности частот, когда угловая ско-
рость скольжения велика и недопустима для включения,
отрезок /а-б меньше уставки реле времени tK и синхро-
низатор не разрешает включать выключатель. С умень-
шением разности частот отрезок времени /а-б увеличи-
вается, и, когда он становится больше ZK, синхронизатор
дает команду на включение выключателя.

Рассмотрим, как будут взаимодействовать реле в схе-
ме синхронизатора при разных скольжениях. Когда на-
пряжение биения выше уставок срабатывания реле РН1
и РН2, реле РН1 держит контакт разомкнутым, а РН2—
замкнутым. При снижении напряжения до точки а реле
РН1 срабатывает и подает плюс на обмотку реле време-
ни. В дальнейшем схема работает по-разному, в зависи-
158
мости от того, допустима или нет угловая скорость
скольжения для включения генератора в сеть.

Если скорость скольжения меньше допустимой или
равна ей (cozzzs^cos^0n, рис. 4.4), напряжение снижается
медленно, так что к моменту, когда сработает реле РН2,
реле времени успеет доработать и замкнуть свой кон-
такт: /а-б>^к-

При этом через контакт РП1.2 реле РП1 проходит
импульс на обмотку реле РП2, которое срабатывает и
самоудерживается через контакт РП2.1, Контакт РП2.2
замыкается, подготавливая цепь включения выключате-
ля. При дальнейшем снижении напряжения биения сра-
ботает и разомкнет свой контакт реле РН2, а промежу-
точное реле РП1, вернувшись, контактом РП1.1 замкнет
цепь на включение выключателя.

В случае, если скорость скольжения превышает до-
пустимую для включения (cos>cDS^on), напряжение от
точки а до б снижается быстро (Za-6<^). При этом
раньше, чем доработает реле времени, сработает реле
РН2 и промежуточное реле РП1 разомкнет свой контакт
РП1.2. Вследствие этого при замыкании контакта реле
времени не произойдет срабатывания реле РП2, поэтому
не будет подана команда на включение выключателя.

Достоинство рассматриваемого синхронизатора —
простота выполнения. Основным же недостатком этого
и других синхронизаторов с постоянным углом опере-
жения является то, что они по принципу действия допу-
скают при малой скорости скольжения включение гене-
ратора с толчком уравнительного тока.

Время опережения, задаваемое синхронизатором
с постоянным углом опережения при разной частоте
скольжения, определяется следующим выражением:

^оп=^;	(4-18}

здесь доп — величина постоянная, следовательно, чем
меньше скорость скольжения, тем больше будет время
опережения, задаваемое синхронизатором, и тем больше
будет угол ошибки при. включении генератора в сеть,
так как время включения выключателя постоянно. Дей-
ствительно, если при частоте скольжения cozzs (рис. 4.4)
включение генератора происходит точно в момент опти-
мума (так как при этом /оп=^в,в), т0 при меньшей ча-
стоте скольжения cozzzs выключатель включится раньше
оптимума, поскольку в этом случае /оп>^в,в.
Уставки срабатывания реле в схеме полуавтомати-
ческого синхронизатора с постоянным углом опереже-
ния (см. рис. 4.3) выбираются по следующим выраже-
ниям.

Напряжение срабатывания реле напряжения РН2,
определяющего заданный угол опережения,

^c.P,PH2 = 2[7HOMsin^	(4.19)

или при вторичном напряжении С7НОм=100 В

t/c.p.PH2 = 200sinb!i,	(4.19а)

где бош — максимальное значение угла ошибки, при
включении с которым толчок тока не превосходит допу-
стимого значения:

/	7

8OUI=2arcsin-^±;	(4.20)

здесь /доп — допустимый ток (периодическая составляю-
щая), принимается равным /ном-

Поскольку при малых углах можно принять sin 6=^
г=^б, расчет можно производить по упрощенной формуле
/	7

*ДОП-"'£	/Л ПА \

§ош = ~й---	(4.20а)

и ном

Максимально допустимое скольжение определяется
по выражению (4.21) так, чтобы максимально возмож-
ный угол включения не превышал 60пь

^.тах<т^.	(4.21)

ДВ, в

На реле времени принимается выдержка времени tK=
= 1-4-1,5 с.

Напряжение срабатывания реле напряжения РН1
в схеме на рис. 4.3 выбирается по следующему выра-
жению:

^с. р. PH! = 2^ном sin	(4.22)

или при вторичном напряжении (7ном==Ю0 В

ис. р. phi = 200 sin as’	.	(4.22а)

В некоторых случаях полуавтоматические синхрцни-
заторы с постоянным углом опережения используются
160
в качестве блокирующих устройств, контролирующих
правильность действий оперативного персонала. При
этом выходная цепь синхронизатора включается после-
довательно с контактами ключа управления. Дежурный,
синхронизирующий генератор, дает команду на включе-
ние выключателя вручную, наблюдая за движением
стрелки синхроноскопа, а синхронизатор разрешает
включение выключателя при угле опережения, меньшем
заданного, и при допустимой скорости скольжения.

Рис. 4.5. Структурная схема автоматического синхронизатора.

Автоматический синхронизатор с постоянным временем опере-
жения, структурная схема которого приведена на рис. 4.5, обес-
печивает автоматизацию всех операций при точной синхронизации.
Автосинхронизатор имеет следующие основные узлы:

узел опережения, определяющий момент подачи импуль-
са на включение выключателя;

узел контроля разности частот, определяющий до-
пустимость скольжения для включения синхронизируемого гене-
ратора;

узел контроля разности напряжений, сравни-
вающий напряжения сети и синхронизируемого генератора;

узел выравнивания частоты вращения синхрони-
зируемого генератора и энергосистемы;

узел выравнивания напряжения синхронизируемо-
го генератора и энергосистемы;

узел блокировок, обеспечивающий соответствующее взаи-
модействие элементов в схеме автосинхронизатора.
Узел опережения выбирает

Рис. 4.6. Диаграмма, поясняющая
принцип работы синхронизатора
с постоянным временем опереже-
ния.

момент подачи импульса на
включение выключателя, кото-
рый должен подаваться с по-
стоянным временем опереже-
ния, не зависящим от разности
частот синхронизируемы* на-
пряжений.

Если установить время
опережения, задаваемое авго-
синхронизатором, равным вре-
мени включения выключателя
^оп=^в,в, включение выключа-
теля в идеальном случае (без
учета погрешности самого авто-
синхронизатора и разброса

времени включения выклю-
чателя) всегда будет происходить точно в момент оптимума.
На рис. 4.6 показаны моменты подачи импульса на включение вы-
ключателя автосинхронизатором с постоянным временем опереже-
ния при разных значениях скольжения. Большая точность работы
по принципу действия является преимуществом автосинхронизато-
ра с постоянным временем опережения по сравнению с автосин-
хронизатором с постоянным углом опережения. Недостатком же
автосинхронизаторов с постоянным временем опережения является
их сложность.

Наибольшее распространение в энергосистемах Советского Сою-
за получил автосинхронизатор типа АСТ-4, разработанный в Лен-
энерго. Автосинхронизатор АСТ-4 выполняет все операции точной
синхронизации, за исключением уравнивания синхронизируемых на-
пряжений. Регулирование напряжения синхронизируемого генера-
тора осуществляется вручную.

На автосинхронизатор (рис. 4.7) подается напряжение от двух
фаз TH энергосистемы и напряжение от трех фаз TH синхронизи-
руемого генератора (заземленная фаза в — общая для TH генера-
тора и энергосистемы). Узел опережения автосинхронизатора
(рис. 4.7,а) состоит из трансформатора Т1 и двухобмоточного по-
ляризованного реле РО (реле опережения). Одна из обмоток этого
реле включена последовательно с резистором R1 и параллельно
с первичной обмоткой трансформатора Т1, а вторая — включена
в цепь вторичной обмотки Т1 последовательно с резистором R2.

Ток, проходящий по первой обмотке реле РО, пропорционален
выпрямленному напряжению биения и изменяется по синусоиде:

(Ос
2(7 sin-у- t
Uki	Z

‘1ро=я^"=	’	<4-23)

где — суммарное сопротивление цепи первой обмотки РО, состоя-
щее из сопротивления обмотки РО и резистора R1.

По второй обмотке РО проходит ток под действием напряже-
ния, наведенного на вторичной обмотке трансформатора Т1. Это
напряжение пропорционально скорости изменения магнитного пото-
ка, создаваемого током, который проходит в первичной обмотке
трансформатора.
Ток, проходящий в первичной обмотке трансформатора Т1,
определяется следующим выражением, аналогичным (4.23):

СОо

2U sin -у- t

Us	2

•T1 =	= klU sin T(4-24>

где 7?i,ti — сопротивление цепи первичной обмотки 77; k[— коэф-
фициент пропорциональности.

Рис. 4.7. Схема автоматического синхронизатора с постоянным вре-
менем опережения типа АСТ-4.

а — цепи переменного напряжения; б — цепи оперативного тока.

И*

163
Поскольку активное сопротивление первичной обмотки транс-
форматора Т1 значительно превышает индуктивное сопротив-
ление первичной обмотки Т1, последнее в выражении (4 24) не учи-
тывается.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора Т1 опре-
деляется следующим выражением:

CDS	COS

^2, Т1 —	^2 2~ COS Q

(4.25)

где k2 — коэффициент пропорциональности.

Ток, проходящий в цепи вторичной обмотки трансформатора
Т1, равен:

(Ое

2U cos -тг t

(Ое	2	CO«j	(Ос

i2, Т1 = — k2 -------т>------= kz 2U cos t, (4.26)

где	активное сопротивление цепи вторичной обмотки Т1,

состоящее из сопротивления его вторичной обмотки и сопротивления
резистора R2\ k3 — коэффициент пропорциональности.

Рис. 4.8. Диаграмма, поясняющая принцип изменения уставок узла
опережения в синхронизаторе с постоянным временем опережения.

Поскольку активное сопротивление цепи вторичной обмотки Т1
значительно превышает индуктивное, последнее в выражении (4 26)
не учитывается. Обмотки реле РО включены таким образом, что
в первую половину периода биения на участке 0-1 (рис. 4.8), когда
токи в обеих обмотках имеют положительный знак, на подвижную
систему реле действует тормозной момент. Реле РО сработает
и переключит свои контакты лишь после того, как ток г*2ро изменит
знак и станет равным току в первой обмотке (точка б). Таким об-
разом, условие срабатывания реле РО определяется следующим
выражением:

ilPO^I—*2РО | •

Запишем в соответствии с (4 23) и (4.26) для момента вре-
мени, когда токи в обеих обмотках РО равны, следующее равен-
164
ство:

to$

Ш sin t

Z	toe	toe

------------ = k3-± 2U cos-f- t.	(4.27)

Преобразуя последнее выражение, получаем:

toe	~ toe

-f.	(4.28)

Поскольку при малых углах между напряжениями можно
принять

(tist	(£)st

2	2 ’

получим окончательно t=k^T\* Таким образом, момент времени,
в который происходит срабатывание реле опережения РО, являет-
ся постоянной величиной и не зависит от скольжения <os. Это и
будет время опережения, которое задается узлом опережения авто-
синхронизатора:

^оп	= const.	(4.29)

Для настройки времени опережения в рассматриваемой схеме
используется набор резисторов R1, включаемых последовательно
с первой обмоткой РО накладкой Н2. Чем больше значение со-
противления резистора R1, тем меньше ток в первой обмотке РО
(на рис. 4.8 показан синусоидой i'ipo), тем больше время опере-
жения (точка б на рис. 4.8).

Рис. 4.9. Диаграмма, поясняющая принцип действия узла контроля
скольжения автосинхронизатора АСТ-4.

Узел контроля разности частот в рассматриваемом автосин-
хронизаторе (рис. 4.7) состоит из поляризованного реле КЧ, вклю-
ченного через выпрямитель В2 и добавочные резисторы R4 и R5
на напряжение биения Us. Реле КЧ срабатывает при снижении
напряжения биения до его уставки. Контроль допустимости разно-
сти частот осуществляется сочетанием работы реле РО и КЧ.

При большой разности частот cos,i (рис. 4.9) реле РО сраба-
тывает раньше, чем реле КЧ. С уменьшением разности частот от-
резок времени от момента срабатывания реле КЧ (точка k на
рис. 4.9) до оптимума все увеличивается, и при малой разности
частот ((Ов.з, рис. 4.9) оно переключает свои контакты раньше, чем
срабатывает РО. Схема постоянного тока (см. рис. 4.7,6) выпол-
нена так, что выходное реле автосинхронизатора РП2 срабаты-
вает лишь в том случае, если якорь реле КЧ вернется раньше, чем
сработает реле РО. Это обеспечивается следующим образом. При
максимальном напряжении биения будет замкнут контакт РО.2 и
разомкнут РО.1, якорь реле КЧ подтянут, замкнут его контакт
КЧ.2 и разомкнут КЧ.1. Поляризованное реле РП1 сработает по
цепи РО.2-КЧ.2-КН.1-РП2.1 и удерживается через замыкающие
контакты РП 1.1-РП 1.2-РО.2. Контакт РП1.3 будет замкнут. Если
скольжение недопустимо велико, реле РО, срабатывая раньше реле
КЧ, разомкнет контакт РО.2 и реле РП1 отпадет, размыкая кон-
тактом РП1.3 цепь обмотки реле РП2. Последующее срабатывание
реле КЧ, при котором замкнется контакт КЧ.1 и разомкнется
КЧ.2, не приведет к срабатыванию реле РП1, так как цепь его
обмотки останется разомкнутой контактом КЧ.2.

При уменьшении скольжения до значения, допустимого для
включения генератора в сеть, реле КЧ сработает раньше, чем
разомкнется контакт РО.2 и реле РП1 останется подтянутым. Вы-
ходное реле РП2 сработает и контактом РП2.3 подаст импульс
на включение выключателя синхронизируемого генератора, когда
сработает реле опережения и замкнется его контакт РО.1. Реле
РП2, срабатывая, своим размыкающим контактом РП2.1 разомкнет
цепь обмотки реле РП1, которое возвратится в исходное положе-
ние. Возврат реле РП2, которое самоудерживается через свой
замыкающий контакт РП2.2, осуществляется после включения вы-
ключателя, вспомогательный контакт которого БК разомкнет цепь
обмотки реле РП2. Для облегчения работы контактов РО.2 и КЧ.1
параллельно им включен искрогасительный контур R12, С4.

Уставка срабатывания реле минимального напряжения КЧ, из-
менение которой осуществляется переключением резисторов R5,
выбирается по следующему выражению:

Ue о = 2U sin тЛ2— 180°,	(4.30)

J S, доп

где U — вторичное напряжение синхронизируемого генератора, В;
ton — время опережения, задаваемое автосинхронизатором, с;
7\,доп — период биения, допустимый для включения генератора, с.

При такой уставке срабатывания реле КЧ будет переключать
контакты одновременно со срабатыванием реле опережения, когда
скольжение станет допустимым для включения генератора в сеть.

Параллельно обмотке реле КЧ включен конденсатор С2
(рис. 4.7,а), благодаря которому предотвращается возможность
ложной работы схемы, осуществляющей контроль разности частот,
при очень большой разности частот, примерно 0,5—1 Гц, когда мо-
жет произойти нарушение правильного взаимодействия отдельных
элементов и последовательности их работы. Благодаря наличию
конденсатора напряжение на обмотке реле КЧ при большой раз-
ности частот не снижается до нуля, а изменяется, как показано
пунктирной линией на рис. 4.9, так как вследствие разряда кон-
денсатора поддерживается напряжение на обмотке реле. Якорь КЧ
при этом не успевает отпадать и все время остается подтянутым.
Разомкнутое положение контакта КЧ.1 исключает возможность
срабатывания реле РП2, а следовательно, и ложного действия авто-
166
синхронизатора при большой разности частот. При малой разности
частот наличие конденсатора не влияет на работу реле К 7, так
как напряжение на его обмотке в этом случае снижается по кривой
напряжения биения.

Недостатком рассмотренного способа контроля скольжения яв-
ляется зависимость от разности синхронизируемых напряжений.
При снижении одного из синхронизируемых напряжений на 10%
примерно на столько же увеличится и допустимое для включения
скольжение, определяемое с помощью реле КЧ.

Рис. 4.10. Диаграмма, поясняющая принцип действия узла контроля
разности напряжений.

а —угол О’, t7r=t/c; б —угол 180°, С7г=»С7с; в — угол 0°, UT<UC; г— угол 180е,
^г<^с-

В цепи обмоток реле РП1 и РП2 включены контакты поляри-
зованного реле КН, с помощью которого осуществляется контроль
разности напряжений синхронизируемого генератора и сети. Об-
мотка этого реле включена через выпрямитель ВЗ, как показано на

рис. 4.7,61, одним концом к обшей
точке вторичных цепей транс-
форматоров напряжения (фа-
за Ь), а вторым — к средней точ-
ке потенциометра R7, соединяю-
щего фазы синхронизируемых на-
пряжений. Как видно из диа-
грамм, приведенных на рис. 4.10,
при совпадении векторов напря-
жений одноименных фаз напря-
жение на обмотке КН макси-
мально, и якорь реле при этом
подтянут. Напротив, при угле

Рис. 4.11. Кривые, поясняющие
работу реле контроля разности
напряжений.
между одноименными фазными напряжениями 180° напряжение на
обмотке КН равно нулю (C7r=f7c, рис. 4.10,6).

Когда синхронизируемые напряжения равны или отличаются
на небольшую величину, меньшую уставки срабатывания реле
КН, последнее при угле между напряжениями 180° возвращается
и замыкает контакт КН.1, разрешая работать реле РП1 (рис. 4.11).
Таким образом, контроль разности значений синхронизируемых на-
пряжений осуществляется при угле 180°. Если разность напряже-
ний превышает уставку реле КН, которая изменяется с помощью
резисторов R8, переключаемых накладкой Н5, контакт КН.1 не
замкнется и реле РП1 не сможет сработать (рис. 4.11).

Второй контакт реле КН, контролирующего разность напря-
жений, КН.2 включен в цепь обмотки реле РП2. Этот контакт
замкнут при углах, близких к оптимуму, и позволяет сработать
выходному реле РП2.

Рис. 4.12. Диаграммы, поясняющие действие узла регулирования ча-
стоты вращения при разных углах между синхронизуемыми напря-
жениями.

а-6=0°; 6 — 6-60°; в — 6=180°.

Регулирование частоты вращения синхронизируемого генерато-
ра осуществляется с помощью поляризованных реле УЧ и . ПЧ,
включенных через выпрямители В4 и В5 на напряжения (17с,с—
—Ос,г) и (t/c,c—На,г) соответственно, как показано на рис. 4.7,а.

Уставки срабатывания реле УЧ и ПЧ одинаковы. В схеме осу-
ществлена взаимная блокировка размыкающими контактами реле
УЧ и ПЧ, включенными в цепях обмоток реле и в выходных цепях
регулирования частоты вращения генератора.

Напряжения на обмотках реле УЧ и ПЧ будут изменяться
в течение периода биения, как показано на диаграммах, приведен-
ных на рис. 4.12. При угле 0° векторы Ос,с и Ос>г совпадают, вслед-
ствие чего равно нулю напряжение на обмотке реле УЧ, а напря-
жение на обмотке реле ПЧ равно междуфазному. При угле 60°
(рис. 4.12,6) становится равным нулю напряжение на обмотке ПЧ,
а напряжение на обмотке УЧ увеличивается до междуфазного.
Изменение напряжения на обмотках обоих реле при изменении
угла между напряжениями генератора и системы в пределах
0—360° показано на рис. 4.13.
Как видно из кривых, приведенных на рис. 4.13, в зависимо-
сти от знака разности частот синхронизируемого генератора и сети
напряжения на обмотках УЧ и ПЧ будут нарастать по-разному.
Если частота напряжения синхронизируемого генератора меньше
частоты сети, в каждом периоде биения первым срабатывает реле
ПЧ, подавая импульс на Прибавить и одновременно размыкая
цепь обмотки реле УЧ и выходную цепь на Убавить (см. рис. 4.7,6).
Наоборот, если частота напряжения синхронизируемого генератора
превышает частоту сети, первым срабатывает реле УЧ, подавая
импульс на Убавить и блокируя действие реле ПЧ.

Рис. 4.13. Кривые, поясняющие принцип работы узла регулирования
частоты вращения.

Для того чтобы обеспечить правильную работу рассматривае-
мого уравнителя частоты вращения агрегата, к настройке реле
напряжения УЧ и ПЧ предъявляются следующие требования:

1)	Напряжения срабатывания обоих реле принимаются обыч-
но одинаковыми.

2)	Напряжение возврата каждого реле должно быть значи-
тельно ниже напряжения срабатывания, т. е. коэффициент воз-
врата должен быть низким. Выполнение этого требования необхо-
димо для того, чтобы при возврате одного из реле УЧ или ПЧ
напряжение на обмотке другого реле было ниже его напряжения
срабатывания. В противном случае уравнитель частоты вращения
может подавать неправильные импульсы регулирования.

3)	Напряжение возврата реле УЧ и ПЧ должно быть не ниже
0,1 t/ном для того, чтобы обеспечить правильную работу уравнителя
частоты вращения при разности синхронизируемых напряжений до
10%.

Для обеспечения пропорционального регулирования частоты
вращения генератора при разных значениях скольжения, в схему
введено промежуточное реле РВ. Напряжение на обмотку этого»
реле подается контактами реле УЧ и ПЧ каждый период биения.
Реле РВ срабатывает с небольшим замедлением 0,2—0,3 с, опреде-
ляемым временем заряда конденсатора С5, и размыкает контактом
РВ.З цепь регулирования частоты вращения агрегата. Одновремен-
но контактами РВ.1 и РВ.2 конденсатор С5 переключается на раз-
рядное сопротивление R13, чем схема подготавливается к новому
действию в следующий период биения.

Таким образом, с помощью реле РВ обеспечивается определен-
ная продолжительность импульса на регулирование частоты вра-
щения в течение одного периода биения. Чем больше будет раз-
ность частот, тем чаще будут срабатывать реле УЧ и ПЧ и тем
чаще будут подаваться импульсы определенной продолжительно-
сти на регулирование частоты вращения. Время срабатывания реле
РВ регулируется сопротивлением R14.

При очень большой разности частот, когда реле УЧ или ПЧ,
сработав, не успевают отпадать, контакт РВ.З размыкает цепь
регулирования и узел регулирования частоты вращения прекра-
щает работать.

На кафедре автоматизации и релейной защиты Московского
энергетического института разработан и выпускается «Союзэнерго-
автоматикой» автосинхронизатор на полупроводниковых элементах
типа С А, отличающийся следующими особенностями. В автосин-
хронизаторе устранена погрешность в определении времени опе-
режения от разности синхронизируемых напряжений (в пределах
Д£Л=2О°/о). Как известно, в синхронизаторе с постоянным временем
опережения типа АСТ-4, принцип действия которого рассмотрен
выше, время опережения в каждом периоде биения определяется,
исходя из постоянства разности частот синхронизируемых напря-
жений. На практике же всегда имеется ускорение того или иного
знака, неучет которого обусловливает некоторую погрешность
в определении времени опережения. В автосинхронизаторе типа
СА предусмотрена компенсация этой погрешности путем введения
поправки, пропорциональной ускорению синхронизируемого гене-
ратора. Аналогично осуществляется учет ускорения и при опреде-
лении допустимой разности частот синхронизируемых напряжений.
В уравнителе частоты вращения, выполненном в основном так же,
как в автосинхронизаторе АСТ-4, предусмотрен дополнительный
элемент, осуществляющий кратковременное воздействие на систему
регулирования частоты вращения генератора для вывода его из
зоны зависания при очень малом скольжении (менее 0,08—0,05%).

Схема полуавтоматической самосинхронизации, приведенная на
рис. 4.14, выполняет следующие функции: с помощью реле РН про-
веряет отсутствие напряжения на выводах генератора; с помощью
реле РЧ осуществляет кбнтроль скольжения синхронизируемого
генератора относительно напряжения сети и при допустимом сколь-
жении дает импульс на включение выключателя генератора; по-
сле включения генератора в сеть подается импульс на включение
АГП. Изменение частоты вращения агрегата осуществляется, де-
журным персоналом, вследствие чего рассматриваемое устройство
самосинхронизации называется полуавтоматическим.

Рассмотрим, как работает схема, приведенная на рис. 4.14.
Включением ключа самосинхронизации КСС на схему подается
оперативный ток, и в то же время одна из обмоток реле разности
частот РЧ, контролирующего скольжение генератора, подключает-
ся к трансформатору напряжения сети. Вторая обмотка реле РЧ
будет подключена к трансформатору напряжения генератора спустя
170
выдержку времени реле РВ (1—2 с), если генератор отключен и
отсутствует напряжение на его выводах (АГП отключен и кон-
такт реле напряжения РН замкнут). Когда скольжение станет до-
пустимым для включения, реле РЧ замкнет контакт и подаст плюс
на обмотку промежуточного реле РП1, которое, сработав, подаст
контактом РП1.1 импульс на включение выключателя генератора.
После этого включится АГП, цепь катушки включения которого
будет замкнута вспомогательным контактом выключателя БК.

Рис. 4.14. Схема полуавтоматической самосинхронизации.

После срабатывания реле РП1, размыкающий контакт кото-
рого РП1.2 разрывает цепь обмотки реле РП2, последнее возвра-
щается с замедлением и размыкает цепь включения выключателя
и АГП, чем обеспечивается однократность действия схемы. Воз-
врат схемы осуществляется после отключения ключа КСС, чем сни-
мается оперативный ток с обмотки реле РП1, которое самоудер-
живается через свой замыкающий контакт РП1.3.

Для контроля скольжения синхронизируемого генератора ис-
пользуется реле типа ИРЧ-01А, выполненное на базе реле направ-
ления мощности индукционного типа. Реле имеет две пары не-
подвижных контактов, соединенных параллельно, и два контактных
мостика, укрепленных на подвижной системе. Две обмотки реле
подключаются к синхронизируемым напряжениям. Обмотка на-
пряжения, имеющая высокое сопротивление, подключается к транс-
форматору напряжения сети, а токовая обмотка, имеющая неболь-
шое сопротивление, через последовательно включенный резистор R
подключается к трансформатору напряжения синхронизируемого
генератора. Так как при самосинхронизации генератор до вклю-
чения в сеть не возбужден, к токовой обмотке реле подается
остаточное напряжение генератора. Высокая чувствительность реле
ИРЧ обусловливает его надежную работу при небольшом остаточ-
ном напряжении генератора, примерно 0,2% (0,2 В на вторичной
обмотке трансформатора напряжения).
После включения выключателя синхронизируемого генератора
на токовую обмотку реле РЧ будет подано полное напряжение
100 В. Для того чтобы предотвратить повреждение обмотки реле,
не рассчитанной на такое большое напряжение, обмотка отклю-
чается размыкающими контактами РП14, РН и вспомогательными
контактами выключателя и АГП.

При наличии на обмотках реле РЧ двух синхронизируемых
напряжений его подвижная система будет совершать колебательное
движение между двумя парами неподвижных контактов. При этом
амплитуда колебаний будет тем больше, чем меньше разность
частот синхронизируемых напряжений. Когда разность частот ста-
нет меньше уставки реле, то в каждый период колебаний под-
вижной системы будет происходить поочередное замыкание правой
и левой пар неподвижных контактов.

Рассмотренная схема применяется для самосинхронизации тур-
богенераторов. На гидрогенераторах применяются обычно схемы
автоматической самосинхронизации.

ГЛАВА ПЯТАЯ

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ

ВОЗБУЖДЕНИЯ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
И КОМПЕНСАТОРОВ

5 1. СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИНХРОННЫХ МАШИН

Общие сведения. Система возбуждения синхронного генератора
или компенсатора состоит из обмотки ротора генератора, источни-
ка постоянного напряжения, подводимого к обмотке ротора, и ком-
мутационной аппаратуры.

Напряжение, подводимое к обмотке ротора, и проходящий в ней
ток называются напряжением и током ротора или
напряжением и током возбуждения генератора.

Источник постоянного или выпрямленного напряжения и тока
возбуждения генератора называется возбудителем. В каче-
стве возбудителей используются: генераторы постоянного тока,
ртутные или тиристорные выпрямители, генераторы переменного
тока повышенной частоты с полупроводниковыми выпрямителями.

Напряжение и ток ротора, при которых генератор отдает но-
минальную мощность при номинальном напряжении и номинальном
cos ф, называются номинальными

Быстрое и значительное увеличение напряжения ротора назы-
вается форсировкой возбуждения генератора. Мак-
симально возможные напряжение и ток ротора, которые может
обеспечить возбудитель при форсировке возбуждения, называются
потолком возбуждения генератора.

При отсутствии ограничений форсировка возбуждения генера-
тора, как правило, производится до потолка. Отношение напряже-
ния ротора или возбудителя при форсировке к его номинальному
напряжению называется кратностью форсировки воз-
буждения.

Возбудители синхронных генераторов и компенсаторов должны
обеспечивать:
1)	необходимую мощность возбуждения как в нормальных
эксплуатационных, так и в аварийных режимах;

2)	изменение тока ротора генератора по заданному закону
при ручном или автоматическом регулировании возбуждения;

3)	возможно более высокий потолок возбуждения;

4)	максимально возможную скорость нарастания тока ротора,
что особенно важно для крупных генераторов электростанций, свя-
занных с энергосистемой линиями электропередачи большой длины.

Рис. 5.1. Схемы электромашинного возбуждения с генераторами по-
стоянного тока (возбудителями), соединенными с валом генератора,
а —схема параллельного самовозбуждения; б — схема независимого возбужде-
ния; Т — турбина; Г — статор генератора; Р — ротор генератора; В — возбуди-
тель; ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя; РВВ — реостат возбуждения
возбудителя; ПВ — подвозбудитель, ОВП — обмотка возбуждения подвозбуди-
теля; РВП — реостат возбуждения подвозбудителя.

Скорость нарастания напряжения возбудителя принято изме-
рять в единицах возбуждения в секунду (ед. возб./с), за единицу
возбуждения принимается напряжение возбудителя при номиналь-
ном режиме работы генератора.

Согласно действующим ГОСТ системы возбуждения должны
обеспечивать кратность форсировки возбуждения не менее двух
и скорость нарастания напряжения возбудителей не менее 2 ед.
возб./с.

Электромашинное возбуждение с генератором постоянного тока.
Принципиальные схемы систем возбуждения с электромашинными
возбудителями показаны на рис. 5.1. В схеме на рис. 5.1,а, которая
называется схемой параллельного самовозбужде-
ния, обмотка возбуждения возбудителя ОВВ, расположенная на
полюсах статора, подключена через реостат возбуждения РВВ па-
раллельно обмотке якоря возбудителя. В этой схеме напряжение
возбудителя, а следовательно, и ток ротора генератора изменяются
с помощью реостата РВВ. При полностью выведенном реостате
(когда его сопротивление равно нулю) ток в обмотке ОВВ имеет
наибольшее значение, чему соответствует предельное (потолочное)
напряжение возбудителя и максимально возможный ток ротора ге-
нератора.
Схема, приведенная на рис. 5.1,6, называется схемой не-
зависимого возбуждения. В этой схеме возбуждение
возбудителя производится от дополнительного генератора постоян-
ного тока ПВ, который называется подвозбудителем. На-
пряжение возбудителя, а следовательно, и ток ротора генератора
в схеме с подвозбудителем могут изменяться как реостатом РВВ,
так и реостатом РВП. Схема независимого возбуждения применяет-
ся реже из-за большей сложности.

Рис. 5.2. Схема электромашинного возбуждения с возбудителем,
приводимым во вращение асинхронным электродвигателем.

Т — повысительный трансформатор; ТСН — трансформатор собственных нужд;
ЛД — асинхронный электродвигатель; М — маховик; ШСН — шины собственных
нужд (остальные обозначения см. на рис. 5.1).

В большинстве случаев вал якоря возбудителя соединяется
с валом генератора непосредственно (рис. 5.1). Реже применяются
отдельно установленные агрегаты возбуждения, т. е. возбудители,
приводимые во вращение электродвигателями, которые питаются
от источников собственных нужд (рис. 5.2). Недостатком такой
системы возбуждения является ее зависимость от режима работы
основной сети. При возникновении КЗ вращающий момент электро-
двигателя агрегата возбуждения резко снижается из-за снижения
напряжения на его зажимах. В результате снижаются мощность
и напряжение возбудителя, что совершенно недопустимо, так как
приводит к снижению форсировки возбуждения генератора в усло-
виях КЗ. Для устранения указанного недостатка на валу агрегата
возбуждения устанавливается массивный маховик 2И, который в пе-
риод нормальной работы запасает энергию, достаточную для того,
чтобы обеспечить нормальную частоту вращения возбудителя на
время, пока не будет отключено КЗ в сети.

Электромашинное возбуждение с генератором переменного тока
500 Гц (высокочастотное возбуждение). Упрощенная схема си-
стемы высокочастотного возбуждения, которой оборудуются турбо-
генераторы типа ТВВ мощностью 165, 200 и 300 МВт, приведена
на рис. 5.3.

Источником питания обмотки ротора, т. е. возбудителем, яв-
ляется в этой системе высокочастотный генератор переменного тока
174
500 Гц ВГТ, связанный непосредственно с валом турбогенератора
и представляющий собой синхронный генератор индукторного типа,
у которого как обмотки переменного тока, так и обмотки возбуж-
дения расположены в пазах статора. Благодаря этому возбудитель
не имеет коллектора, что существенно повышает надежность его
работы.

Рис. 5.3. Схема электромашинного возбуждения с высокочастотным
генератором переменного тока и твердыми выпрямителями.

Г —статор генератора; Р —ротор генератора; ВГТ — генератор переменного
тока 500 Гц (возбудитель); ОВВ1 — основная обмотка возбуждения возбуди-
теля; ОВВ2 — согласно-включенная обмотка управления (форсировочная);
ОВВЗ — противовключенная обмотка управления (развозбуждающая); ВЧП—
генератор переменного тока 400 Гц (подвозбудитель); ТПС — высокочастотный
трансформатор; УАТ — установочный автотрансформатор; TH — трансформатор
напряжения; 1Т — трансформатор тока; АГП — автомат гашения поля ротора
генератора; RI, R2, R3 — шунтирующие резисторы; КП — контактор; ПА —
устройство регулирования и форсировки возбуждения.

Ротор высокочастотного возбудителя выполнен r виде десяти-
зубцового сердечника, который, вращаясь с частотой 3000 об/мин,
при наличии тока в обмотках возбуждения создает пульсирующее
магнитное поле с частотой 500 Гц, индуктирующее ЭДС той же
частоты в обмотках переменного тока.

Обмотка переменного тока трехфазная, состоит из двух вет-
вей, каждая из которых соединена в звезду и подключена к свое-
му выпрямителю. На стороне выпрямленного тока выпрямители В1
и В2 соединены последовательно. В качестве выпрямителей исполь-
зуются выпрямительные устройства типа ВУТГ-3000, выполненные
на силовых кремниевых выпрямителях типа В2-200 с воздушно-
водяным охлаждением.
Возбуждение возбудителя ВГТ осуществляется одной основ-
ной обмоткой ОВВ1 и двумя управляющими обмотками ОВВ2 и
ОВВЗ. Основная обмотка ОВВ1 включена непосредственно в цепь
обмотки ротора генератора по схеме последовательного возбуж-
дения.

Обмотка ОВВ2 — форсировочная, получает питание от устрой-
ства быстродействующей форсировки возбуждения УБФ и включена
согласно с основной обмоткой, т. е. так, чтобы ток в ней проходил
в том же направлении, что и в основной обмотке.

Обмотка ОВВЗ — развозбуждающая, получает питание от ав-
томатического регулятора возбуждения АРВ и включена встречно
1 основной обмоткой, т. е. так, чтобы ток в ней проходил в про-
тивоположном направлении по отношению к току в основной об-
мотке.

Как УБФ, так и АРВ входят в комплект панели автоматиче-
ского регулирования ПА на рис. 5 3. Питание панели ПА произво-
дится от высокочастотного подвозбудителя ВЧП, в качестве кото-
рого используется генератор 400 Гц индукторного типа с постоян-
ными магнитами на роторе.

Разработана и внедряется так называемая одномашинная си-
стема высокочастотного возбуждения без подвозбудителя ВЧП

Ионное возбуждение с ртутными выпрямителями. В системах
ионного возбуждения в качестве источников питания обмотки ро-
тора генератора используются вспомогательные генераторы перемен-
ного тока или выпрямительные трансформаторы, напряжение ко-
торых выпрямляется с помощью управляемых ртутных выпрями-
телей.

Схема возбуждения с питанием от вспомогательного генера-
тора называется схемой независимого возбуждения
и применяется на крупных гидрогенераторах.

На турбогенераторах большой мощности (серии ТГВ), а так-
же на синхронных компенсаторах применяется схема возбуждения
с питанием от выпрямительного трансформатора, подключенного
к выводам статора генератора. В этой схеме, называемой схемой
параллельного самовозбуждения, напряжение, под-
водимое к обмотке ротора, зависит от напряжения на выводах ге-
нератора, что является ее существенным недостатком, так как при-
водит к снижению форсировки возбуждения при КЗ.

Для турбогенераторов типа ТГВ-300 принята более надежная
схема так называемого смешанного самовозбуждения
с дополнительным питанием вентилей форсировочной группы от
трансформатора последовательного регулирования (вольтодобавоч-
ного) ТПР, установленного со стороны нулевых выводов генера-
тора (рис. 5.4). В этой схеме напряжение на вентилях определяется
суммой двух составляющих: напряжения, поступающего от выпря-
мительного трансформатора ВТ, и напряжения, создаваемого током
генератора на вторичной обмотке трансформатора ТПР. В нор-
мальном режиме, когда ток статора не превышает номинального,
ток ротора определяется в основном напряжением на выводах ге-
нератора. При КЗ ток статора увеличивается, обеспечивая подпит-
ку цепи возбуждения генератора, благодаря чему компенсируется
снижение составляющей тока от напряжения статора.

Изменение напряжения и соответственно тока ротора генера-
тора производится через устройство сеточного управления ртутными
176
ZZI	ISSl

Рис 5 4. Упрощенная схема ионного возбуждения турбогенератора ТГВ-300.

Г — статор генератора; Р — ротор генератора: ВТ — выпрямительный трансформатор; УР — уравнительный реактор; ТПР — транс-
форматор последовательного регулирования, ВРР — рабочая группа вентилей; ВРФ — форсировочная группа вентилей; СУР, СУФ —
схемы сеточного управления рабочей и форсировочной групп вентилей; ПФРР, ПФРФ — поворотные фазорегуляторы рабочей и
форсировочной групп вентилей; СФРР, СФРФ — статические фазорегуляторы рабочей и форсировочной групп вентилей; АГП —
автомат гашения поля ротора; 77/трансформатор напряжения; ТТ—трансформатор тока; АРВ — автоматический регулятор воз-
буждения.
выпрямителями с помощью ручного или автоматического воздей-
ствия.

В приведенной на рис. 5.4 схеме ионного возбуждения турбо-
генератора ТТВ-300 используется две группы вентилей: рабочая и
форсировочная. В нормальном режиме обмотка ротора турбоге-
нератора получает основное питание (60—70%) от рабочей группы
и 30—40% от форсировочной группы вентилей. При форсировке
возбуждения форсировочная группа полностью открывается и обес-
печивает резкое увеличение (форсировку) напряжения на роторе
до двукратного номинальному значению.

Рис. 5.5. Диаграммы работы вентилей при разных углах зажига-
ния

На управляющие сетки вентилей (рис. 5.5) подается постоян-
ное отрицательное запирающее напряжение—£/с, на которое в мо-
менты времени, когда необходимо произвести зажигание вентиля,
накладываются положительные импульсы напряжения Ч-С/3, пере-
крывающие запирающее напряжение. Дуга в вентиле горит от
момента зажигания др конца положительного полупериода анодно-
го напряжения.

На рис. 5.5 приведены диаграммы работы управляемых вен-
тилей при различных углах зажигания, которым соответствует раз-
личное время горения: tx на рис. 5.5,а и t2 на рис. 5.5,6. Из диа-
граммы видно, что среднее значение выпрямленного напряжения
t/Cp, которое подводится к ротору генератора, зависит от времени
горения дуги в вентиле: чем больше это время, тем больше £/ср.
Таким образом, изменением угла зажигания вентиля можно плавно
и в широких пределах от нуля до форсировочного значения регу-
лировать значение выпрямленного тока, поступающего в ротор ге-
нератора. Рассмотренная система называется системой импульсно-
фазового управления ртутными вентилями.

Разработка и создание силовых управляемых кремниевых вы-
прямителей — тиристоров открыли возможность использования
их для систем возбуждения генераторов. Поэтому с 1972 г. заводы
перешли на изготовление более простых и надежных тиристорных
возбудителей. Ранее выпущенные и находящиеся в эксплуатации
ионные возбудители постепенно заменяются тиристорными возбу-
дителями.

Тиристорное возбуждение. Тиристоры (рис. 5.6) относятся к по-
лупроводниковым диодам четырехслойной структуры с чередую-
178
щейся проводимостью слоев р и п. Вывод от крайней области р
называется анодом А, крайней области п — катодом К и
средней области р — управляющим электродом У.

Тиристор, как и обычный диод, может

Проводить ток только в прямом направле-
нии, т. е. при подаче на анод положительного
напряжения относительно катода. Однако в
отличие от обычного диода для того, чхобы
тиристор начал проводить ток, его необходи-
мо вначале перевести (переключить) из не
проводящего состояния в проводящее. Это мо
жет быть сделано либо кратковременным по-

Р

Рис. 5.6. Тиристор.
а —»устройство; б —
условное обозначе-

вышением приложенного в прямом направле-
нии напряжения t7np до напряжения включе-
ния ивкл, либо кратковременной подачей то-
ка через управляющий электрод.

Тиристоры, используемые в системах воз-	ние.

буждения генераторов, работают в режимах,
когда ипр<ивкл, поэтому для их переключения в проводящее со-
стояние используется второй способ. При этом полярность тока че-

рез управляющий электрод должна быть положительной относи-

тельно катода.

После того как тиристор переключился в проводящее состоя-
ние, управляющий электрод теряет свои управляющие свойства

Рис. 5.7. Структурная схема тиристорного возбуждения турбогене-
ратора ТГВ-300.

12

179
и через тиристор будет проходить ток, значение которого опреде-
ляется приложенным напряжением и сопротивлением нагрузочной
цепи. Для обратного переключения тиристора в непроводящее со-
стояние необходимо снизить проходящий через него ток до значе-
ния, меньшего тока выключения. Практически эго достигается раз-
рывом анодной цепи или изменением полярности напряжения анод-
катод или шунтированием тиристора.

Если к тиристору между анодом и катодом приложено напря-
жение переменного тока, то при подаче тока через управляющий
электрод тиристор будет проводить ток в течение положительного
полупериода и будет заперт в течение всего отрицательного полу-
периода. Изменением момента подачи тока через управляющий
электрод тиристор может быть открыт в любой момент положи-
тельного полупериода и будет после этого проводить ток до конца
этого полупериода. Таким образом, изменяя время работы тири-
стора в проводящем режиме, можно изменять среднее значение
выпрямленного напряжения и соответственно ток ротора.

Упрощенная структурная схема тиристорного возбуждения тур-
богенератора ТГВ-300 приведена на рис. 5.7. Возбудитель вклю-
чает в себя следующие основные элементы:

выпрямительный трансформатор ВТ для питания тиристорных
выпрямителей, подключенный к выводам статора генератора; вто-
ричная обмотка ВТ имеет отпайку; номинальное фазное напряже-
ние полной обмотки 440 В, отпайки 238 В;

последовательный трансформатор ПТ, включенный в цепь об-
мотки статора генератора со стороны нулевых выводов; предназна-
чен для питания тиристорных выпрямителей при КЗ, сопровож-
дающихся глубоким снижением напряжения на выводах статора
генератора; параметры ПТ обеспечивают двукратную форсировку
возбуждения при трехфазном КЗ на стороне высшего напряжения
блочного автотрансформатора;

рабочую РГ и форсировочную ФГ группы управляемых тири-
сторных выпрямителей, включенных по трехфазной мостовой схеме;
в системе возбуждения турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300 ис-
пользуются кремниевые тиристорные преобразователи КУВ с тири-
сторами типа ТЛ-250 6—10-го классов с водяньим охлаждением.

Рабочая группа РГ получает питание от отпайки вторичной
обмотки ВТ, а форсировочная группа ФГ от полной вторичной об-
мотки. Кроме того, в каждую фазу цепи. от ВТ, питающей ФГ,
включены последовательно соответствующие фазы вторичной об-
мотки последовательного трансформатора ПТ.

Управление тиристорными преобразователями, т. е. подача
в нужный момент управляющего тока, производится системами
управления тиристоров СУТР и СУТФ рабочей и форсировочной
групп, которые получают питание от специальных трансформаторов
собственных нужд (на рис. 5.7 не показаны).

Возбуждение генератора регулируется с помощью АРВ,
воздействующего на СУТР и СУТФ, а также вручную изменением
уставки АРВ. Возбуждение генератора при пуске, когда на ВТ
нет напряжения, производится от специального агрегата началь-
ного возбуждения АНВ, состоящего из трансформатора, выпрями-
теля и контактора. При появлении напряжения на ВТ, в начале
работы тиристорного возбудителя и нарастании тока ротора генера-
тора до определенного значения АНВ автоматически отключается
своим контактором.
Бесщеточная система возбуждения. Система разработана для
мощных турбогенераторов. Структурная схема приведена на рис. 5.8.
Свое наименование «бесщеточная» система получила потому, что
в ней из контура выпрямитель В — обмотка ротора ОР исключены
контактные кольца и щетки, чем существенно повышена надеж-
ность работы всей системы возбуждения.

Источником питания обмотки ротора генератора, т. е. возбу-
дителем, является в этой системе трехфазный синхронный генера-
тор, у которого соединенные в звезду обмотки переменного тока
ВГ расположены на роторе, а обмотка возбуждения ОВГ — на ста-
торе. Такой генератор называется обращенным.

Рис. 5.8. Бесщеточная система возбуждения.

Ротор возбудителя связан непосредственно с валом ротора
генератора. Тиристорный выпрямитель В конструктивно также со-
вмещен с валом ротора генератора и вращается вместе с ним и
с обмотками ротора возбудителя. Поэтому обмотки ротора воз-
будителя ОВГ, выпрямитель В и обмотка ротора генератора ОР
могут быть жестко соединены между собой. Обмотка возбуждения
возбудителя питается от высокочастотного подвозбудителя ВЧП,
аналогичного приведенному на рис. 5.3, через тиристорный выпря-
митель ТВ.

Регулирование возбуждения генератора производится путем
воздействия на управление выпрямителем ТВ с помощью автома-
тического регулятора возбуждения или вручную изменением устав-
ки АРВ, аналогично тиристорной системе возбуждения.

5.2.	НАЗНАЧЕНИЕ И ВИДЫ
АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Назначение АРВ. Основным назначением АРВ является бы-
строе и значительное увеличение (форсировка) возбуждения гене-
раторов и синхронных компенсаторов до наибольшего значения,
которое обеспечивают и допускают системы возбуждения при на-
рушениях нормального режима, сопровождающихся понижением
напряжения или увеличением тока.

Реагируя на небольшие отклонения регулируемого напряжения
(около ±0,5% и меньше), устройства АРВ значительно повышают
предел статической устойчивости электростанций.
При снижениях напряжения, вызванных КЗ, форсировка воз-
буждения, увеличивая ЭДС генераторов и синхронных компенса-
торов, повышает также их динамическую устойчивость.

Правила технической эксплуатации [20] требуют такой на-
стройки АРВ, которая обеспечивает полное использование макси-
мального (потолочного) напряжения возбуждения, допускаемого
заводами-изготовителями. Форсировка возбуждения генераторов
ускоряет восстановление напряжения после отключения КЗ, что
способствует быстрому самозапуску электродвигателей.

Положительным результатом форсировки возбуждения являет-
ся также увеличение токов при КЗ, что повышает надежность дей-
ствия релейной защиты, имеющей выдержки времени.

В нормальном режиме АРВ облегчают работу персонала по
распределению реактивной мощности между параллельно работаю-
щими генераторами и по поддержанию требуемого уровня напря-
жения на шинах электростанции. Используя специальную схему
включения измерительных органов АРВ, можно поддерживать
постоянным напряжение на шинах приемной подстанции или в иной
точке энергосистемы. Ранее эта задача АРВ считалась главной, по-
этому автоматические регуляторы возбуждения осуществляли в ос-
новном регулирование напряжения и назывались автоматиче-
скими регуляторами напряжения.

z Виды АРВ. Устройства АРВ синхронных генераторов
и компенсаторов различают по параметру, на кото-
рый они реагируют. Раньше других появились в экс-
плуатации АРВ, реагирующие на отклонение напряже-
ния на шинах электростанции от заданного уровня и
поддерживающие его постоянным с определенной сте-
пенью точности. К этой группе относятся электромеха-
нические и электрические регуляторы, а также электро-
магнитные корректоры напряжения, работающие совме-
стно с устройствами компаундирования. Устройства
компаундирования, осуществляющие регулирование воз-
буждения возбудителя в зависимости от тока статора
генератора, широко распространены в энергосистемах
Советского Союза. Автоматическое поддержание посто-
янства тока статора часто применяется на синхронных
компенсаторах для ограничения их перегрузки.

Все АРВ, реагирующие на знак и величину отклоне-
ния регулируемого параметра (напряжения или тока),
называются регуляторами пропорциональ-
ного действия.

На генераторах электростанций, связанных с энерго-
системой длинными и сильно загруженными линиями
электропередачи, применяются более сложные АРВ, так
называемые регуляторы сильного действия.
Эти АРВ регулируют возбуждение генераторов по слож-
ному закону, реагируя не только на знак и величину
182
отклонения напряжения и тока, но также на скорость и
ускорение их изменения. Регуляторы сильного действия
значительно повышают устойчивость параллельной ра-
боты генераторов.

По способу воздействия на изменение возбуждения
возбудителей АРВ могут быть разделены на две груп-
пы, принцип действия которых показан на рис. 5.9.

К первой группе относятся электромеханические АРВ
(рис. 5.9,а), которые изменяют ток в обмотке возбужде-

Рис. 5.9. Принцип действия автоматических регуляторов возбуж-
дения.

а — электромеханического, реостатного типа; б и в — электрического типа.
ния возбудителя ОВВ путем изменения сопротивления
реостата возбуждения РВВ, К таким АРВ относятся
применявшиеся ранее регуляторы напряжения реостат-
ного и вибрационного типов.

Ко второй группе относятся электрические АРВ, ко-
торые -осуществляют подпитку обмотки возбуждения
возбудителя выпрямленным током от внешнего источни-
ка питания (трансформаторов тока, трансформаторов
напряжения или собственного расхода), как показано
на рис. 5.9,6. К этой группе относятся электронные АРВ,
устройства компаундирования, электромагнитные кор-
ректоры напряжения и др.

К этой же группе относятся также электрические
АРВ, которые только управляют работой возбудителей
(рис. 5.9,в). Такие АРВ применяются в основном с вы-
прямительными (ионными и тиристорными) системами
возбуждения.

5.3.	УСТРОЙСТВА БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩЕЙ
ФОРСИРОВКИ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Устройство быстродействующей форсировки возбуж-
дения (УБФ) является наиболее простым устройством,
обеспечивающим быструю форсировку возбуждения при
снижениях напряжения, вызванных главным образом КЗ.

Рис. 5.10. Принципиальная схе-
ма УБФ.

На рис. 5.10 приведена
принципиальная схема УБФ,
которая состоит из реле ми-
нимального напряжения РН,
включенного на междуфаз-
ное напряжение трансфор-
матора напряжения TH, и
одного промежуточного ре-
ле РП,

Уставка напряжения сра-
батывания реле минималь-
ного напряжения выбирает-
ся из условия возврата реле
после отключения КЗ по
формуле

IJ - ^ном

(5.1)

где t/c,p — напряжение срабатывания реле; {7НОМ — но-
минальное напряжение генератора; k3 — коэффициент
184
запаса, принимаемый равным 1,1; £в— коэффициент воз-
врата, не превышающий 1,05; Ки— коэффициент транс-
формации трансформатора напряжения.

Обычно уставка реле минимального напряжения со-
ставляет 80—85% номинального напряжения генерато-

ра. При понижении напряжения генератора до уставки
реле оно срабатывает и подает плюс оперативного тока

на обмотку промежуточного
реле РП, которое, сработав,
своими контактами шунтирует
реостат в цепи обмотки воз-
буждения возбудителя РВВ.
При этом ток возбуждения воз-
будителя увеличивается до
максимально возможного зна-
чения, т. е. происходит форси-
ровка возбуждения до по-
толка.

Поскольку к обмотке воз-
буждения возбудителя при-
кладывается полное напряже-
ние возбудителя, то ток в об-
мотке возбуждения возбуди-
теля нарастает сравнительно

Рис. 5.11. Графический спо-
соб определения максималь-
ного напряжения возбудите-
ля при форсировке возбуж-
дения.

быстро, вследствие чего рассматриваемая схема называ-
ется устройством быстродействующей форсировки воз-
буждения.

Значение тока ротора генератора при форсировке
возбуждения определяется следующим образом. Строит-
ся нагрузочная характеристика возбудителя, представ-
ляющая собой зависимость напряжения на возбудителе
от тока в обмотке возбуждения /0,в> т. е. [/в=/(/0,в)
(рис. 5.11). Затем строится прямая падения напряже-
ния в обмотке возбуждения возбудителя, которое опре-
деляется по формуле

где /?о,в — сопротивление обмотки возбуждения возбуди-
теля при рабочей температуре.

Прямая строится по двум точкам. Первой точкой яв-
ляется начало координат, так как при /о>в=0 [7о,в=0.
Вторая точка определяется по формуле (5.2) при любом
произвольном значении /0>в.

При зашунтированном реостате РВВ напряжение
возбудителя [7В равно напряжению на обмотке возбуж-
дения t/о.в, поэтому точка пересечения прямой /о,в^о,в
с нагрузочной характеристикой определяет наибольшее
напряжение возбудителя UB,max при форсировке возбуж-
дения. Ток ротора генератора при форсировке возбуж-
дения определяется по выражению

рот

^в, max
^рот

(5.3)

где /?Рот — сопротивление обмотки ротора генератора
при рабочей температуре.

Чтобы уменьшить возможность ложного действия
УБФ при перегорании предохранителей у трансформато-
ров напряжения, к которым подключаются УБФ, предо-
хранители со стороны вторичной обмотки не устанавли-
ваются. Однако возможность ложного действия УБФ
этим мероприятием полностью не исключается: УБФ мо-
жет подействовать ложно при обрыве цепи напряжения,
при нарушении целости предохранителей со стороны
первичной обмотки и т. п. Поэтому на генераторах, для
которых ложное действие УБФ опасно, УБФ следует
выполнять с помощью двух реле минимального напря-
жения, контакты которых включаются последовательно.

Схема УБФ с двумя реле минимального напряжения
применяется также на мощных турбогенераторах с фор-
сированным охлаждением, которые не допускают дли-
тельной перегрузки обмоток ротора и статора, что мо-
жет иметь место при ложной работе УБФ.

Недостатком схемы УБФ, приведенной на рис. 5.10,
является то, что она приходит в действие не при всех
видах КЗ, а только при таких, которые сопровождаются
понижением напряжения между фазами,» где включено
реле минимального напряжения.

Избежать этого недостатка позволяет включение реле
минимального напряжения через фильтр напряжения
прямой последовательности.

Оперативный ток в схеме УБФ (см. рис. 5.10) пода-
ется на контакт РН реле минимального напряжения че-
рез контакт реле-повторителя вспомогательного контак-
та выключателя генератора РПВ, замкнутый при вклю-
ченном положении выключателя, и вспомогательный кон-
такт автоматического выключателя в цепи TH. При от-
ключении выключателя генератора контакт реле РПВ
размыкается и выводит УБФ из работы для того, чтобы
оно не подействовало, когда генератор отключен от сети.
186
То же происходит при отключении автоматического вы-
ключателя А. Срабатывание УБФ и форсировка возбуж-
дения генератора, работающего на холостом ходу, могут
привести к значительному повышению напряжения ста-
тора, опасному для изоляции обмоток.

На мощных турбогенераторах с форсированным ох-
лаждением, которые не допускают длительной перегруз-
ки обмоток статора и ро-
тора, применяются специ-
альные устройства для
ограничения длительно-
сти форсировки возбужде-
ния. Одна из применяемых
схем устройства для огра-
ничения ' длительности
форсировки возбуждения
приведена на рис. 5.12.

Пусковым органом
схемы является реле мак-
симального напряжения
РЯ, включенное на на-
пряжение обмотки ротора
ОР через делитель напря-
жения, составленный из
резисторов R1 и R2
Уставка реле РН состав-
ляет примерно 1,61/нсм-
При срабатывании реле
РН запускает реле вре-
мени РВ1, которое че-

рез заданное время запускает промежуточное реле РП.
Реле РП, сработав, самоудерживается своими контакта-
ми, запускает реле времени РВ2 и размыкающим кон-
тактом выводит из действия УБФ. Если вывод из дей-
ствия УБФ не привел к снижению напряжения на ро-
торе, то реле РВ2, доработав, производит отключение
выключателя и АГП генератора.

Рис. 5.12. Принципиальная схема
устройства для ограничения дли-
тельности форсировки возбужде-
ния.

5.4.	КОМПАУНДИРОВАНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

Устройство компаундирования возбуждения. Прин-
цип компаундирования возбуждения генераторов состо-
ит в следующем [46—51]. Вторичный ток /2 трансфор-
матора тока ТТ, пропорциональный току генератора /г,

187
проходит через промежуточный трансформатор ПТ, вы-
прямляется с помощью полупроводникового выпрямите-
ля ВС и подается в обмотку возбуждения возбудителя
ОВВ (рис. 5.13). Выпрямленный ток /к, который назы-
вается током компаундирования, проходит по
обмотке ОВВ в том же направлении, что и ток от воз-
будителя /в. Поэтому суммарный ток в обмотке возбуж-
дения возбудителя /0,в=/в+Л{ зависит не только от по-
ложения реостата возбуждения РВВ, но и от тока
генератора /г.

Рис. 5.13. Принцип действия устройства компаундирования возбуж-
дения генератора.

Благодаря этому при увеличении тока нагрузки ге-
нератора устройство компаундирования (УК) увеличи-
вает ток в обмотке ОВВ, т. е., действуя аналогично ре-
регулятору возбуждения, обеспечивает поддержание
напряжения и форсировку возбуждения генератора.
Уменьшение нагрузки генератора сопровождается
уменьшением тока и соответственно тока /0,в, что
предотвращает повышение напряжения.

Основным назначением промежуточного трансформа-
тора ПТ является согласование тока компаундирования
й вторичного тока трансформаторов тока, а также от-
деление цепей трансформаторов тока от цепей возбуж-
дения генератора. Изменяя коэффициент трансформации
трансформатора ПТ и сопротивление установочного рео-
стата УР, можно изменять ток /к, поступающий в обмот-
ку ОВВ. Установочный реостат УР используется также
для плавного увеличения или уменьшения тока /к при
включении и выводе из работы УК.
При подборе сопротивления установочного реостата
УР и коэффициента трансформации трансформатора ПТ
должна быть обеспечена, с одной стороны, возможно
большая форсировка возбуждения, а с другой — устой-
чивая работа устройства компаундирования.

Устойчивая работа УК обеспечивается при условии^
что с увеличением тока генератора ток компаундирова-
ния, а следовательно, ток в обмотке возбуждения воз-
будителя возрастают до значений, необходимых и доста-
точных для поддержания нового режима.

Рис. 5.14. Включение устройства компаун-
дирования на дополнительную обмотку воз-
буждения возбудителя ДОВВ.

Устройство компаундирования потребляет от транс-
форматоров тока значительную мощность, около 300—
400 В-А при нормальных режимах и около 2000—
2500 В-A при форсировке. Поэтому УК подключаются
к отдельному комплекту трансформаторов тока.

Особенностью схемы подключения УК к основной об-
мотке возбуждения возбудителя является наличие так
называемого порога компаундирования. Это
явление состоит в том, что ток от УК начинает поступать
в обмотку возбуждения возбудителя не сразу, а лишь
после того, как напряжение на выходе УК превысит на-
пряжение на обмотке ОВВ, которое создается током /в-

В другой схеме, приведенной на рис. 5.14, выходные
цепи УК подключены к дополнительной обмотке воз-
буждения возбудителя ДОВВ. Эта схема не имеет поро-
га компаундирования и, кроме того, создает меньшую
нагрузку на трансформаторы тока.

Основным недостатком устройства компаундирования
является то, что оно, реагируя только на изменение зна-
чения тока и не реагируя на изменение напряжения и
189
Рис. 5.15. Упро-
щенная векторная
диаграмма токов и
напряжений гене-
ратора.

равным вектору

coscp генератора, не может поддерживать постоянным
напряжение на шинах генератора, если при этом ток ге-
нератора остается неизменным.

Напряжение на выводах генератора определяется
значением ЭДС и падением напряжения в сопротивле-
нии генератора, т. е.

иг=Ёг—jtTXT.	(5.4)

На рис. 5.15 приведена упрощенная векторная диа-
грамма генератора при двух значениях угла ср между
напряжением и током статора. При
угле <р'=0 для определения напряже-
ния на выводах генератора необходи-
мо согласно выражению (5.4) вычесть
из вектора £г вектор падения напря-
жения в индуктивном сопротивлении
генератора ]1'ГХГ. На диаграмме этот
вектор откладывается перпендикуляр-
но направлению тока Гг. Замыкаю-
щий вектор является искомым векто-
ром напряжения О'г.

Если теперь при неизменном векто-
ре Ёг вектор тока, также оставаясь не-
изменным по величине, изменит фазу
и займет положение /"г, то век-
тор ji"TXr, оставаясь по величине
]Г'ТХТ, также изменит фазу. Новому

положению вектора ]'1"гХг будет соответствовать угол
(р"=90° и новое значение напряжения на выводах гене-
ратора и"г меньше, чем значение й'т.

Таким образом, изменение угла между напряжением
и током статора генератора, даже без изменения вели-
чины тока, приводит к изменению напряжения на выво-
дах генератора. Однако поскольку УК реагирует только
на изменение величины полного тока, которая осталась
неизменной, то оно действовать не будет и напряжение
останется пониженным.

Из рассмотренного следует, что УК не обеспечивает
поддержания постоянства напряжения генератора при
изменении режима его работы. В результате в зависи-
мости от cos ср напряжение на выводах генератора будет
изменяться по-разному, как показано на рис. 5.16, и мо-
жет существенно отклоняться от нормального уровня.
Пунктиром на рис. 5.16 показано изменение напряжения
генератора при отсутствии УК.
Другим существенным недостатком УК является то,
что оно не обеспечивает достаточной форсировки воз-
буждения при удаленных КЗ и других нарушениях нор-
мальных режимов работы, при которых ток статора из-
меняется незначительно. Этот недостаток устраняется
применением УБФ.

Рис. 5.16. Изменения напряжения генератора, оснащенного устрой-
ством компаундирования, при разных значениях cos ср.

Z K-порог компаундирования.

Поэтому УК, как правило, дополняется автоматиче-
ским регулятором напряжения, получившим названий
корректора напряжения. Корректор напряже-
ния реагирует на величину отклонения напряжения, со-
вместно с УК поддерживает его на заданном уровне
в нормальном режиме и обеспечивает форсировку воз-
буждения при КЗ.

Электромагнитный корректор напряжения. Электро-
магнитный корректор напряжения (ЭМК) представляет
собой автоматический регулятор напряжения, предна-
значенный для использования совместно с устройством
компаундирования возбуждения генераторов.

Как показано на структурной схеме рис. 5.17, ЭМК
состоит из измерительного и силового органов. Измери-
тельный орган ИО подключен к трансформатору напря-
жения генератора TH через установочный автотрансфор-
матор УАТ и, реагируя на отклонение напряжения от
уровня, заданного УАТ, управляет работой силового ор-
гана.
Силовой орган СО получает питание от того же TH и
подает в дополнительную обмотку возбуждения возбу-
дителя ДОВВ выпрямленный ток корректора напряже-
ния /к,н. Ток корректора проходит по обмотке ДОВВ
в том же направлении, что и ток в основной обмотке
возбуждения возбудителя ОВВ.

Таким образом, магнитный поток полюсов возбудите-
ля, на которых расположены обмотки возбуждения, оп-
ределяется суммой намагничивающих сил, создаваемых
токами /в, /к, /к,н. Ток /в зависит в основном от положе-
ния реостата возбуждения и, поскольку этот реостат

Рис. 5.17. Принцип действия электромагнитного корректора напря-
ч	жения.

обычно находится в неизменном, так называемом рабо-
чем, положении, изменяется в небольших пределах. Ток
/к изменяется при изменении тока статора генератора и
соответственно увеличивает или уменьшает возбужде-
ние возбудителя. Значение тока /к,н зависит от знака и
величины отклонения напряжения от заданного уровня.
При понижении напряжения ток /к,н увеличивается, при
повышении напряжения уменьшается.

Таким образом, ЭМК обеспечивает поддержание не-
изменного уровня напряжения, а также форсировку воз-
буждения возбудителя при небольших понижениях на-
пряжения, когда действие УК проявляется недостаточно.
Поскольку силовой орган ЭМК получает питание от
трансформатора напряжения генератора, то ток /к,н
ограничивается допустимой нагрузкой на трансформатор
напряжения. С другой стороны, при глубоких понижени-
ях напряжения генератора понижается также и напря-
жение, питающее силовой орган корректора, что приво-
дит к уменьшению тока /к,н- Поэтому рассмотренное вы-
ше действие корректора проявляется лишь в определен-
ных пределах изменения напряжения генератора.

При совместном использовании УК и ЭМК могут
быть осуществлены две принципиально отличные систе-
мы компаундирования возбуждения генераторов:
компаундирование полным током, кото-
рое осуществляется путем суммирования токов от транс-
форматоров тока и напряжения после их выпрямления;

фазовое компаундирование, которое осу-
ществляется путем суммирования токов от трансформа-
торов тока и напряжения на стороне переменного тока
до их выпрямления.

5.5.	СИСТЕМА КОМПАУНДИРОВАНИЯ
ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ ПОЛНЫМ ТОКОМ

На рис. 5.18 приведена схема компаундирования воз-
буждения генератора полным током, состоящая из
устройства компаундирования типа УК и электромаг-
нитного корректора напряжения типа ЭМК.

Устройство компаундирования состоит из установоч-
ного реостата УР, промежуточного трансформатора ПТ
и выпрямителя ВК. Устройство компаундирования полу-
чает питание от трех трансформаторов тока ТТ, соеди-
ненных в звезду. Благодаря использованию трансформа-
торов тока всех трех фаз обеспечивается действие
устройства компаундирования при любых видах КЗ,
а также увеличивается мощность, поступающая от токо-
вых цепей. Выход устройства компаундирования под-
ключен к основной обмотке возбуждения возбудителя
ОВВ так, чтобы ток от устройства компаундирования 7К
проходил по обмотке ОВВ в том же направлении, что и
ток 7В.

Электромагнитный корректор напряжения включает
в себя силовой орган, измерительный орган, установоч-
ный автотрансформатор, трансформатор стабилизации
и промежуточный трансформатор.

13-1?51	|93
Рис. 5.18. Принципиальная схема системы компаундирования возбуждения генератора
полным током, состоящая из устройства компаундирования и электромагнитного корректора напряжения*
Силовой орган состоит из трехфазного магнитного
усилителя МУ и выпрямителя ВКН. Выпрямленный ток
корректора поступает в дополнительную обмотку воз-
буждения возбудителя ДОВВ.

Магнитный усилитель МУ представляет собой сталь-
ной сердечник с несколькими обмотками. К силовым об-
моткам СО переменного тока подается переменное на-
пряжение от трансформатора напряжения TH, под дей-
ствием которого через эти обмотки, выпрямитель и об-
мотку ДОВВ проходит ток. Значение этого тока, кото-
рый называется током корректора /к,н, зависит от со-
противления обмоток СО магнитного усилителя и обмот-
ки возбуждения возбудителя ДОВВ,

Первичные обмотки трансформатора напряжения со-
единены в треугольник для увеличения в 1,73 раза на-
пряжения на вторичной стороне и соответственно мощ-
ности, получаемой от трансформатора напряжения.

Кроме силовых обмоток на сердечнике магнитного
усилителя расположены обмотки подмагничивания, с по-
мощью которых производится управление работой МУ,
Поэтому обмотки подмагничивания называются также
управляющими. При подаче в управляющую обмотку
постоянного или выпрямленного тока стальной сердеч-
ник подмагничивается, что приводит к уменьшению ин-
дуктивного сопротивления силовых обмоток и, следова-
тельно, к увеличению тока в обмотке возбуждения
ДОВВ. Таким образом, магнитный усилитель представ-
ляет собой устройство, которое путем изменения срав-
нительно небольших токов в обмотках подмагничивания
позволяет управлять в широких пределах большими то-
ками, проходящими по силовым обмоткам.

В схеме, приведенной на рис. 5.18, магнитный усили-
тель имеет три управляющие обмотки. Две обмотки Л
и НЛ с одинаковым числом витков обтекаются токами
линейного и нелинейного элементов измерительного ор-
гана. Третья обмотка ПОС включена согласно с обмот-
кой Л. При увеличении тока в силовых обмотках вы-
прямленный ток, проходя по обмотке ПОС, производит
дополнительное подмагничивание сердечника МУ, что
вызывает дополнительное увеличение тока в обмотках
СО и ДОВВ. Таким образом, обмотка ПОС, называемая
обмоткой внешней положительной обратной
связи, усиливает действие магнитного усилителя (уве-
личивает его коэффициент усиления).

13*	195
реактор

Рис. 5.19. Ток выхода линейно-
го /л.э и нелинейного /ил,э эле-
ментов в зависимости от на-
пряжения на входе измеритель-
ного органа ЭМК.

Измерительный орган действует на принципе сравне-
ния токов линейного и нелинейного элементов. На рис.
5.19 приведены характеристики, показывающие зависи-
мость тока выхода линейного и нелинейного элементов
от напряжения на их входе.

В качестве линейного элемента используется
ли три однофазных), сталь-
ной сердечник которого име-
ет немагнитный (воздуш-
ный) зазор (рис. 5.18). По-
скольку индуктивное сопро-
тивление такого реактора
не зависит от приложенного
напряжения, то ток /л,з» про-
ходящий через оеактор и
выпрямленный выпрямите-
лем ВЛЭ, прямо пропорцио-
нален напряжению, подво-
димому к измерительному
элементу от трансформато-
ра напряжения TH через
установочный автотранс-
форматор УАТ. Характери-
стика линейного элемента

представляет собой прямую линию (рис. 5.19), что и
определяет название элемента.

Нелинейный элемент включает в себя транс-
форматор ТИ (трехфазный пйтистержневой или три
однофазных), первичная обмотка которого соединена
в звезду, а вторичная — в разомкнутый треугольник, и
выпрямитель ВНЭ. Сердечник трансформатора ТИ вы-
полнен насыщающимся. В начальной части характери-
стики, пока сердечник не насыщен, фазные напряжения
на вторичной обмотке трансформатора ТИ имеют сину-
соидальную форму, поэтому напряжение на разомкнутом
треугольнике, равное сумме фазных напряжений, равно
нулю, и ток нелинейного элемента отсутствует.

При насыщении стали сердечника трансформатора
ТИ форма кривой фазных напряжений на вторичной об-
мотке искажается и становится несинусоидальной вслед-
ствие появления составляющих высших гармоник. Наи-
большую величину имеют составляющие третьей гармо-
ники, изменяющиеся с частотой 150 Гц. Мгновенные зна-
чения фазных напряжений третьей гармоники одинаковы
и совпадают по фазе. Поэтому сумма их фазных напря-
жений на выходе ТИ не равна нулю, а равна утроенному
значению фазного напряжения. Под воздействием этого
напряжения проходит ток от нелинейного элемента.

При повышении напряжения третья гармоника резко
возрастает. Поэтому зависимость тока нелинейного эле-
мента от напряжения носит нелинейный характер (кри-
вая /нл,э на рис. 5.19).

Выходы линейного и нелинейного элементов подклю-
чены к отдельным управляющим обмоткам магнитного
усилителя так, чтобы токи в
них проходили в противопо-
ложных направлениях.	л

Из характеристик, приве- з
денных на рис. 5.19, видно, что
при определенном значении на- 6
пряжения на шинах генерато-
ра t/б токи линейного и нели-
нейного элементов равны. Сум-
марный магнитный поток под-
магничивания в магнитном
усилителе при этом будет ра- о
вен нулю, чему соответствует

минимальный ток 1к,н,пип, КО- Рис. 5.20. Характеристика
торый поступает от электро- ,	„ ЭМК.

1	*	х аб — рабочий участок; ав и о«—

магнитного корректора В ОО-	нерабочие участки,

мотку возбуждения возбудите-
ля (рис. 5.20). При понижении
напряжения на шинах генератора (например, до U\ —
рис. 5.19) равенство токов в управляющих обмотках на-
рушается, так как ток линейного элемента становится
больше тока нелинейного элемента. За счет разности
намагничивающих сил, создаваемых линейным и нели-
нейным элементами, происходит подмагничивание сер-
дечника магнитного усилителя. При этом сопротивление
его силовых обмоток уменьшается, что приводит к уве-
личению тока корректора.

При повышении напряжения генератора (например,
до U2 — рис. 5.19) ток нелинейного элемента становится
больше тока линейного элемента, что также могло бы
вызвать подмагничивание магнитного усилителя и уве-
личение тока выхода корректора.

Для предотвращения неправильного действия кор-
ректора в схеме установлен блокирующий вентиль ВБ
(рис. 5.18), который соединяет управляющие обмотки
линейного и нелинейного элементов. Благодаря этому
напряжение на вентиле ВБ со стороны нелинейного эле-
мента будет выше, чем со стороны линейного, и токи
в обмотках распределятся примерно поровну, поэтому
подмагничивание будет минимальным.

При понижении напряжения на генераторе, когда ток
линейного элемента больше тока нелинейного элемента,
блокирующий вентиль тока не пропускает и, следова-
тельно, на работу корректора не влияет.

Характеристика электромагнитного корректора, пред-
ставляющая собой зависимость тока корректора /к,н от
напряжения на шинах генератора, представлена на рис.
5.20. Наклон рабочего участка характеристики аб зави-
сит от степени подмагничивающего действия обмотки
ПОС магнитного усилителя. Чем круче характеристика,
тем точнее поддерживает корректор заданный уровень
напряжения, но тем хуже устойчивость его работы.

Характеристика электромагнитного корректора на-
пряжения, приведенная на рис. 5.20, определяет возмож-
ную зону работы корректора. В частности, точка а, в ко-
торой имеет место максимальный ток корректора
!к,я,тах, определяет наибольшую форсировку возбужде-
ния, которую может обеспечить корректор. Минималь-
ный ток корректора 7к,н,т/п, который имеет место в точ-
ке б, определяет возможности корректора в области раз-
возбуждения генератора при повышении напряжения на
сто шинах.	_

Снижение характеристики тока выхода корректора
на участке ав определяется тем, что одновременно со
снижением напряжения на генераторе понижается и на-
пряжение питания корректора от трансформатора на-
пряжения. Рабочая точка на характеристике корректора
(точка д) показана на рис. 5.20.

Установочный автотрансформатор УАТ служит для
изменения режима работы генератора. Если, например,
нужно повысить напряжение генератора, то переводом
УАТ в новое положение понижают напряжение на входе
измерительного органа корректора. Измерительный ор-
ган воспринимает это искусственное понижение напря-
жения как понижение напряжения на шинах генератора
и воздействует на увеличение тока силового элемента
корректора до тех пор, пока на входе измерительного
органа восстановится прежнее напряжение, чему будет
198
теперь соответствовать более высокое напряжение на
шинах генератора. Аналогично с помощью У АТ произ-
водится понижение напряжения на генераторе.

Трансформатор стабилизации ТС (см. рис. 5.18),
первичная обмотка которого включена на напряжение

возбудителя, а две вторич-
ные— последовательно с об-
мотками управления Л и
НЛ магнитного усилителя,
осуществляет отрицатель-
ную обратную связь, необхо-
димую для обеспечения ус-
тойчивости процесса регули-
рования. Поскольку обмот-
ка ротора генератора имеет
большую индуктивность,
процесс восстановления нор-

Рис. 5.21. Процесс восстанов-
ления напряжения при отсут-
ствии (кривая /) и при нали-
чии (кривая 2) отрицательной
обратной сцязи.

мального напряжения на шинах происходит не мгновен-
но, а со значительным запаздыванием (до нескольких
секунд). Поэтому, если не принять специальных мер,
процесс регулирования напряжения будет протекать
с длительными колебаниями (кривая 1 на рис. 5.21).

В нормальном установившемся режиме, когда напря-
жение возбудителя неизменно, оно не трансформируется
на вторичную сторону трансформатора ТС. Следова-
тельно, в установившемся режиме трансформатор ТС не
влияет на работу корректора.

При изменении напряжения возбудителя (повышении
или понижении) на вторичной стороне трансформатора
ТС появляется напряжение, которое действует так, что
при повышении напряжения возбудителя ток в обмотке
линейного элемента уменьшается, а ток в обмотке нели-
нейного элемента увеличивается. Соответственно при
понижении напряжения возбудителя напряжение на вто-
ричных обмотках трансформатора ТС действует так, что
ток линейного элемента увеличивается, а нелинейного—
уменьшается. Такое действие трансформатора ТС за-
медляет изменение тока корректора в процессе регули-
рования и обеспечивает более устойчивое регулирование
напряжения генератора без колебаний (кривая 2 на
рис. 5.21).

Отрицательная обратная связь, замедляя работу кор-
ректора, с одной стороны, обеспечивает устойчивость
процесса регулирования возбуждения генератора, а с
Рис. 5.22. Характеристики ре-
гулирования напряжения гене-
ратора.

А — астатическая; С — статические.

другой — увеличивает время восстановления нормально-
го напряжения. Поэтому отрицательная обратная связь
применяется только в тех случаях, когда без нее про-
цесс регулирования возбуждения получается неустойчи-
вым. В этих случаях при наладке системы регулирова-
ния подбирается минимально необходимая интенсив-
ность отрицательной обратной связи.

Поскольку отрицательная обратная связь в рассма-
триваемом случае оказывает влияние на регулирование
возбуждения лишь в пере-
ходном режиме, она называ-
ется гибкой отрицатель-
ной обратной связью в отли-
чие от жесткой обратной
связи, влияние которой про-
является постоянно как в
установившемся, так и в пе-
реходном режиме.

Промежуточный транс-
форматор ГР, на первичную
обмотку которого подается
напряжение с части сопро-
тивления установочного рео-
стата Рс,к (рис. 5.18), пред-
ставляет собой устройст-
во статизма и служит

для задания регулятору такой характеристики, которая
обеспечивает нужный закон регулирования. Различают
два принципиально отличных закона регулирования.

Регулирование по астатической харак-
теристике, когда при изменении тока статора гене-
ратора напряжение на его шинах остается неизменным.
Такая характеристика (Л на рис. 5.22) обеспечивается
регуляторами, которые реагируют только на регулируе-
мое напряжение.

Регулирование по статической харак-
теристике, когда при изменении тока статора генера-
тора напряжение на его шинах несколько понижается
или повышается (характеристики С на рис. 5.22). Для
получения таких характеристик необходимо, чтобы ре-
гулятор реагировал не только на регулируемое напря-
жение, но и на ток статора генератора.

Электромагнитный корректор напряжения не обеспе-
чивает работу по астатической характеристике, несмот-
200
ря на то, что его измерительный орган реагирует только
на значение регулируемого напряжения. Объясняется
это тем, что рабочий участок характеристики корректо-
ра аб (см. рис. 5.20) имеет наклон, на протяжении ко-
торого каждому значению напряжения генератора соот-
ветствует определенный ток корректора. Таким образом,
электромагнитный корректор напряжения имеет так на-
зываемый естественный статизм. Чем круче характери-
стика корректора, тем меньше естественный статизм.

Используя рассмотренное выше устройство статизма,
можно при необходимости либо увеличить естественный
статизм корректора, либо его уменьшить и обеспечить
практически астатическое регулирование.

Для этого к нелинейному элементу подается сумма
напряжения от TH и падения напряжения на резисторе
Rc,к, пропорционального току статора генератора, кото-
рое подводится через разделительный трансформа-
тор ТР.

На рис. 5.23 приведена несколько иная схема систе-
мы компаундирования возбуждения генератора полным
током. Измерительный орган корректора состоит из на-
сыщающегося трансформатора ТИ, выпрямителей ВЛЭ
и ВНЭ и регулируемого резистора Rm. Последовательно
с первичной обмоткой трансформатора ТИ, которая вы-
полняет функции нелинейного элемента, включен через
выпрямитель ВНЭ регулируемый резистор /?из, а ко вто-
ричной обмотке, которая выполняет функции линейного
элемента, подключены через выпрямитель ВЛЭ управ-
ляющая обмотка УО магнитного усилителя МУ и регу-
лируемые резисторы Ras и Rp.

Ток во вторичной обмотке ТИ равен:

Г __fj'r

г~ Z2 ’

где С/'г —напряжение генератора, приведенное ко вто-
ричной обмотке трансформатора ТИ; Z2 — сопротивле-
ние цепи вторичной обмотки.

Этот ток находится в линейной зависимости от на-
пряжения генератора и является током линейного эле-
мента измерительного органа /л>э, характеристики кото-
рого приведены на рис. 5.24.

Ток в первичной обмотке трансформатора ТИ равен
геометрической сумме тока во вторичной обмотке и то-
ка намагничивания трансформатора:

Л=^/2“|_^нам>

где j'2 — вторичный ток трансформатора ТИ, приведен-
ный к его первичной обмотке.

Если сердечник ТИ не насыщен, ток Ц имеет линей-
ную зависимость от напряжения генератора. Парамет-
ры элементов подобраны так, чтобы при этом ток Ц был
меньше тока /г- С увеличе-
нием напряжения происхо-
дит насыщение сердечника
трансформатора ТИ, что со-
провождается резким рос-
том тока намагничивания
/нам, а следовательно, и то-
ка /ь При этом линейность
зависимости тока Ц от на-
пряжения генератора нару-
шается и при определенном
значении этого напряжения
(7б на рис. 5.24 ток 1\, яв-

ляющийся ТОКОМ нелинейно- Рис 5 24 Характеристики из-
го элемента измерительного мерительного органа АРВ по
органа /нл.э, сначала стано-	схеме на рис. 5.23.

вится равным, а затем боль-
ше тока /л>э.

Силовой орган корректора связан с измерительным
органом с помощью однофазного управляемого магнит-
ного усилителя МУ, на сердечнике которого расположе-
ны две силовые обмотки СО, управляющая обмотка
У О, обмотка стабилизации СТО и обмотка положитель-
ной обратной связи ПОС.

Выпрямители ВСО в цепи силовых обмоток, вклю-
ченных разной полярностью, обеспечивают дополнитель-
ное подмагничивание сердечника магнитного усилителя
выпрямленным током, проходящим по силовым обмот-
кам. Магнитный усилитель, в котором силовые обмотки
используются для дополнительного подмагничивания
сердечника, называется магнитным усилителем
с внутренней обратной связью.

Магнитный усилитель работает на первичную обмот-
ку /70 выходного трансформатора ТК, к вторичной об-
мотке ВО которого подключен силовой выпрямитель ВС.
Трансформатор ТК предназначен для согласования па-
раметров обмотки возбуждения возбудителя ДОВВ, на
которую работает корректор, с параметрами последне-
го, а также для улучшения характеристики корректора.
Для снижения тока корректора при повышении на-
пряжения генератора используется также компенсирую-
щая обмотка КО трансформатора ТК, включенная через
насыщающийся реактор встречно с первичной обмоткой
ПО этого трансформатора. Нормально через КО прохо-
дит небольшой ток. При повышении напряжения гене-
ратора реактор насыщается и ток компенсирующей об-
мотки возрастает, препятствуя увеличению выходного
тока корректора.

Положительная обратная связь и стабилизация име-
ют то же назначение, что и в рассмотренном выше элек-
тромагнитном корректоре напряжения типа ЭМК (см.
рис. 5.18). Отличие состоит только в том, что ток от
трансформатора стабилизации ТС подается в отдельную
управляющую обмотку СТО магнитного усилителя МУ.
Эта обмотка включается так, чтобы создаваемый ею
магнитный поток противодействовал изменению магнит-
ного потока, создаваемого управляющей обмоткой УО.
Таким образом, при изменении напряжения возбудителя
трансформатор ТС ослабляет действие измерительного
органа, чем замедляет процесс регулирования и делает
его более устойчивым.

Разделительный трансформатор ТР и сопротивление
/?с,к, представляющие собой устройство статизма, пред-
назначены для задания регулятору нужного закона ре-
гулирования (см. рис. 5.22).

Рассмотренные электромагнитные корректоры напря-
жения являются весьма надежными и простыми устрой-
ствами. К их недостаткам следует отнести: медленность
действия, вследствие чего электромагнитные корректоры
значительно меньше способствуют повышению устойчи-
вости параллельной работы генераторов, чем быстродей-
ствующие регуляторы возбуждения; малый ток выхода,
что в ряде случаев требует параллельного включения
двух корректоров; большое потребление мощности от
трансформаторов напряжения.

Ток, потребляемый корректором от трансформатора
напряжения, имеет большую реактивную составляющую.
Для ее компенсации применяется включение на вход
корректора конденсаторов С (см. рис. 5.18), что позво-
ляет разгрузить трансформатор напряжения на 50—
70%. Включение конденсаторов повышает также устой-
чивость работы корректора. Емкость конденсаторов
в микрофарадах на фазу определяется по формуле
204
С-(0,6-0.7) 314'sH7-Ю-,

где I, U, q> — ток, напряжение, угол между ними на вхо-
де корректора при максимальном токе на его выходе.
Все величины определяются экспериментально путем
измерений.

Конденсаторы должны быть на рабочее напряжение
400 В.

1к,Н,С

Рис. 5.25. Принципиальная схема включения двухсистемного ЭМК.
а — схема включения; б — характеристика; УК— устройство компаундирова-
ния; УАТ — установочный автотрансформатор.

Двухсистемные электромагнитные корректоры напря-
жения применяются на мощных гидрогенераторах, где
рассмотренные выше системы компаундирования воз-
буждения полным током, включающие в себя односи-
стемный корректор напряжения, не обеспечивают, как
правило, ни необходимой мощности, ни развозбуждения
генератора при сбросах нагрузки, которые в большин-
стве случаев сопровождаются значительным увеличе-
нием частоты вращения агрегата.

Двухсистемный корректор напряжения, как показано
на рис. 5.25,а, состоит из двух односистемных коррек-
торов, один из которых, согласно-включенный
ЭМК-С, дает ток в обмотку возбуждения возбудителя
ДОВВ1 согласно с током в основной обмотке ОВВ,
а второй, противовключенный ЭМК-П, дает ток
во вторую дополнительную обмотку ДОВВ2 в противо-
положном направлении.

Характеристика - двухсистемного корректора
(рис. 5.25,6) подбирается так, чтобы при понижении на-
пряжения генератора работал корректор ЭМК-С, а при
повышении напряжения генератора—корректор ЭМК-П,
обеспечивая как режим форсировки, так и необходимое
развозбуждение.

5.6.	ФАЗОВОЕ КОМПАУНДИРОВАНИЕ

В отличие от рассмотренного выше компаундирова-
ния полным током в устройствах фазового компаундиро-
вания токи от трансформаторов тока и напряжения сум-
мируются до выпрямления, и в обмотку возбуждения
возбудителя подается ток, выпрямленный общим выпря-

Рис. 5.26. Структурная схема фазового компаундирования.

мителем. Выпрямленный ток в этом случае пропорцио-
нален току генератора, напряжению на его шинах и
углу сдвига между этим током и напряжением [49—
51].

Принцип действия фазового компаундирования рас-
смотрен на упрощенной схеме (рис. 5.26). Основным
элементом устройства является специальный трансфор-
матор с подмагничиванием ТПМ. На сердечнике этого
206
трансформатора расположены две первичные обмотки:
тока wT и напряжения wB, вторичная обмотка wK и об-
мотка подмагничивания wB.

Ток во вторичной обмотке wK создается результиру-
ющим магнитным потоком в сердечнике трансформато-
ра, который равен геометрической сумме магнитных по-
токов, создаваемых первичными обмотками и wB.
Магнитный поток обмотки о>т, подключенной к транс-
форматорам тока, пропорционален току генератора,
а магнитный поток обмотки wB, под- /к
ключенной к трансформатору на- / \\й''Хг
пряжения, пропорционален напря- /и!-Хг\Х
жению генератора. Поэтому ток во \	—।

вторичной обмотке wK пропорцио-
нален геометрической сумме двух
составляющих, одна из которых про-
порциональна току, а вторая — на-
пряжению генератора. Этот ток вы-
прямляется выпрямителем ВС и по-
ступает в обмотку возбуждения воз-
будителя.

Для того чтобы устройство фа-
зового компаундирования работало
правильно и обеспечивало посто-
янство напряжения на шинах при
изменении cos<p генератора, соче-
тание тока и напряжения, подводимых к обмоткам
Wt и аУн, должно быть таким, чтобы при увеличении
угла между током и напряжением ток в обмотке оук
возрастал. Необходимость такого включения поясняется
векторной диаграммой на рис. 5.27, на которой показаны
ток, напряжение и ЭДС генератора в двух режимах.
Если в исходном режиме напряжение генератора было
От, ток 1'г и угол между ними ср', то ЭДС генератора Ё\
для этого режима определяется как геометрическая
сумма вектора Ог и вектора падения напряжения в ин-
дуктивном сопротивлении генератора jl't-Xr, который на
диаграмме откладывается перпендикулярно к направле-
нию вектора Гг.

Если теперь при неизменном значении тока угол
между током и напряжением возрастет и станет равным,
например, ср", то вектор тока 1"г займет новое положе-
ние. При этом для того, чтобы напряжение От осталось
неизменным, вектор падения напряжения в индуктивном
207

5.27. Векторная

Рис.

диаграмма синхронно-
го генератора.
сопротивлении генератора, оставаясь неизменным по
величине, должен занять новое положение jI"rXr, чему
соответствует новое значение ЭДС Е", большее Е'. Но
ЭДС генератора зависит от тока ротора, который,
в свою очередь, зависит от возбуждения возбудителя.
Поэтому для увеличения ЭДС генератора при увеличе-
нии угла между током и напряжением нужно, чтобы
устройство фазового компаундирования увеличило ток
возбуждения возбудителя.

Необходимое действие устройства фазового компаун-
дирования обеспечивается таким сочетанием фаз токов
и напряжений, при котором при <р=0 (cos<p=l) ток
в обмотке Wt опережает ток в обмотке wH на угол 90°.
При этом суммарный магнитный поток, создаваемый
токами в обмотках wT и ш, имеет наименьшее значе-
ние. При увеличении угла <р угол между токами, прохо-
дящими в обмотках Wt и аун, будет уменьшаться, а сум-
марный магнитный поток — увеличиваться. Наибольшее
значение суммарного магнитного потока будет соответ-
ствовать случаю чисто реактивной нагрузки, когда
Ф=90°.

Устройство фазового компаундирования, реагирую-
щее не только на изменение тока генератора, но и на
изменение угла между током и напряжением, обеспечи-
вает более точное поддержание напряжения, чем устрой-
ство компаундирования полным током. Однако и при
фазовом компаундировании ЭДС генератора не будет
строго пропорциональна току статора, что приводит
к отклонению напряжения генератора от заданного
уровня при изменении тока или cos <р генератора. По-
этому устройство фазового компаундирования также
должно иметь орган для корректировки напряжения.
Таким органом является специальный электромагнитный
корректор напряжения небольшой мощности ЭМК, ко-
торый подключается к обмотке подмагничивания te»n
трансформатора ТПМ (рис. 5.26).

Подмагничивание сердечника трансформатора ТПМ
выпрямленным током корректора /к,н насыщает его,
вследствие чего изменяется магнитное сопротивление
ТПМ и соответственно условия трансформации тока из
первичных обмоток во вторичную.

При отсутствии подмагничивания или при небольшом
токе от ЭМК почти весь ток первичных обмоток, за
исключением небольшого тока намагничивания, транс-
206
формируется во вторичную обмотку и далее после вы*
прямления поступает в обмотку возбуждения возбуди-
теля. При увеличении тока подмагничивания от ЭМК.
магнитное сопротивление сердечника ТПМ возрастает,
вследствие чего возрастает ток намагничивания и, сле-
довательно, уменьшается доля первичного тока, которая
трансформируется во вторичную обмотку, благодаря че-
му при том же токе в первичных обмотках ток во вто-
ричной обмотке уменьшается.

Для того чтобы устройство фазового компаундиро-
вания при повышении напряжения генератора уменьша-
ло, а при понижении напряжения увеличивало ток в об-
мотке возбуждения возбудителя, ЭМК выполнен так,
что в первом случае ток в обмотке подмагничивания
трансформатора ТПМ увеличивается, а во втором —
уменьшается. Такое включение соответствует характери-
стике противовключенного корректора (нижняя часть
характеристики на рис. 5.25,6).

Трансформатор ТПМ с выпрямителем ВС представ-
ляют собой устройство фазового компаундирования,
а электромагнитный корректор напряжения ЭМК —
устройство управления фазовым компаундированием.
Соответственно весь комплект представляет собой
устройство управляемого фазового ком-
паундирования.

5.7.	БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИЕ РЕГУЛЯТОРЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
С УПРАВЛЯЕМЫМ ФАЗОВЫМ КОМПАУНДИРОВАНИЕМ

Быстродействующие регуляторы возбуждения разра-
ботаны Институтом электродинамики АН УССР на ос-
нове управляемого фазового компаундирования [49—
51]. Принципиальная схема быстродействующего регу-
лятора возбуждения с управляемым фазовым компаун-
дированием приведена на рис. 5.28.

Силовой орган регулятора состоит из универсального
трансформатора с подмагничиванием ТПМ, автотранс-
форматора АТ, реактора Р и выпрямителя ВС. Транс-
форматор ТПМ имеет четыре обмотки: две первичные
питающие тока Т и напряжения Н, обмотку подмагни-
чивания П, к которой подключен выход магнитного уси-
лителя МУ, и вторичную обмотку С.

Обмотка Т трансформатора ТПМ питается от транс-
форматоров тока ТТ генератора, которые соединяются
14—1251	209
сопротивлении генератора, оставаясь неизменным по
величине, должен занять новое положение //"Л, чему
соответствует новое значение ЭДС Е", большее Е'. Но
ЭДС генератора зависит от тока ротора, который,
в свою очередь, зависит от возбуждения возбудителя.
Поэтому для увеличения ЭДС генератора при увеличе-
нии угла между током и напряжением нужно, чтобы
устройство фазового компаундирования увеличило ток
возбуждения возбудителя.

Необходимое действие устройства фазового компаун-
дирования обеспечивается таким сочетанием фаз токов
и напряжений, при котором при <р=0 (cos<p=l) ток
в обмотке w-t опережает ток в обмотке wH на угол 90°.
При этом суммарный магнитный поток, создаваемый
токами в обмотках и ws, имеет наименьшее значе-
ние. При увеличении угла <р угол между токами, прохо-
дящими в обмотках Wt и w, будет уменьшаться, а сум-
марный магнитный поток — увеличиваться. Наибольшее
значение суммарного магнитного потока будет соответ-
ствовать случаю чисто реактивной нагрузки, когда
<р=90°.

Устройство фазового компаундирования, реагирую-
щее не только на изменение тока генератора, но и на
изменение угла между током и напряжением, обеспечи-
вает более точное поддержание напряжения, чем устрой-
ство компаундирования полным током. Однако и при
фазовом компаундировании ЭДС генератора не будет
строго пропорциональна току статора, что приводит
к отклонению напряжения генератора от заданного
уровня при изменении тока или cos <р генератора. По-
этому устройство фазового компаундирования также
должно иметь орган для корректировки напряжения.
Таким органом является специальный электромагнитный
корректор напряжения небольшой мощности ЭМК., ко-
торый подключается к обмотке подмагничивания wa
трансформатора ТПМ (рис. 5.26).

Подмагничивание сердечника трансформатора ТПМ
выпрямленным током корректора* /к,н насыщает его,
вследствие чего изменяется магнитное сопротивление
ТПМ и соответственно условия трансформации тока из
первичных обмоток во вторичную.

При отсутствии подмагничивания или при небольшом
токе от ЭМК почти весь ток первичных обмоток, за
исключением небольшого тока намагничивания, транс-
208
формируется во вторичную обмотку и далее после вьь
прямления поступает в обмотку возбуждения возбуди-
теля. При увеличении тока подмагничивания от ЭМК
магнитное сопротивление сердечника ТПМ возрастает,
вследствие чего возрастает ток намагничивания и, сле-
довательно, уменьшается доля первичного тока, которая
трансформируется во вторичную обмотку, благодаря че-
му при том же токе в первичных обмотках ток во вто-
ричной обмотке уменьшается.

Для того чтобы устройство фазового компаундиро-
вания при повышении напряжения генератора уменьша-
ло, а при понижении напряжения увеличивало ток в об-
мотке возбуждения возбудителя, ЭМК выполнен так,
что в первом случае ток в обмотке подмагничивания
трансформатора ТПМ увеличивается, а во втором —
уменьшается. Такое включение соответствует характери-
стике противовключенного корректора (нижняя часть
характеристики на рис. 5.25,6).

Трансформатор ТПМ с выпрямителем ВС представ-
ляют собой устройство фазового компаундирования,
а электромагнитный корректор напряжения ЭМК —
устройство управления фазовым компаундированием.
Соответственно весь комплект представляет собой
устройство управляемого фазового ком-
паундирования.

5.7.	БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИЕ РЕГУЛЯТОРЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
С УПРАВЛЯЕМЫМ ФАЗОВЫМ КОМПАУНДИРОВАНИЕМ

Быстродействующие регуляторы возбуждения разра-
ботаны Институтом электродинамики АН УССР на ос-
нове управляемого фазового компаундирования [49—
51]. Принципиальная схема быстродействующего регу-
лятора возбуждения с управляемым фазовым компаун-
дированием приведена на рис. 5.28.

Силовой орган регулятора состоит из универсального
трансформатора с подмагничиванием ТПМ, автотранс-
форматора АТ, реактора Р и выпрямителя ВС. Транс-
форматор ТПМ имеет четыре обмотки: две первичные
питающие тока Т и напряжения Н, обмотку подмагни*
чивания П, к которой подключен выход магнитного уси-
лителя МУ, и вторичную обмотку С.

Обмотка Т трансформатора ТПМ питается от транс-
форматоров тока ТТ генератора, которые соединяются
14—1251	209
либо йй раЗйосТь токов двух фаз, либо иа сумму токов
двух фаз и разность третьей фазы.

Обмотка Н питается от трансформатора напряжения
TH, в сердечнике трансформатора ТПМ замыкается
магнитный поток, равный геометрической сумме магнит-
ных потоков, создаваемых токами в первичных об-
мотках.

Напряжение на обмотку Н трансформатора ТПМ
подается через повысительный автотрансформатор АТ
и балластное сопротивление в виде реактора с немаг-

Рис. 5.28. Принципиальная схема быстродействующего АРВ с управ-
ляемым фазовым компаундированием возбуждения.

нитным зазором Р. Реактор имеет большое сопротивле-
ние, значительно превышающее сопротивление обмот-
ки Н трансформатора ТПМ. Благодаря этому ток в об-
мотке Н почти не зависит от ее сопротивления, которое
может изменяться при подмагничивании сердечника
трансформатора, и определяется только напряжением
Ur. Линейная зависимость тока в обмотке Н от напря-

210
жения Ur особенно необходима при работе генератора
на холостом ходу и при малых нагрузках (10—15% но-
минальной), когда ток генератора отсутствует или не-
достаточен и все регулирование возбуждения обеспечи-
вается только за счет тока в обмотке Н, т. е. напряже-
ния генератора. Ток в обмотке Н с реактором Р отстает
от приложенного напряжения на угол примерно 60°, что
должно учитываться при подборе сочетания фаз токов
и напряжений.

Рис. 5.29. Векторная диаграмма напряжений и токов, подводимых
к устройству управляемого фазового компаундирования.

а — первичные; б — вторичные.

Автотрансформатор АТ повышает напряжение на
реакторе и обмотке Н, что дает возможность увеличить
сопротивление реактора для обеспечения линейной зави-
симости тока в его цепи от напряжения. С другой сто-
роны, при более высоком напряжении уменьшается не-
обходимая емкость конденсатора С1, который включа-
ется для компенсации индуктивного сопротивления
обмотки Н и снижения нагрузки на трансформатор
напряжения.

Как уже указывалось, для правильного действия
устройства фазового компаундирования сочетание фаз
токов и напряжений, подводимых к устройству, должно
быть таким, чтобы при угле между током и напряже-
нием <р=0 ток в обмотке Т опережал ток в обмотке Н
на угол 90°.

В схеме на рис. 5.28 вторичные обмотки трансфор-
маторов тока, установленных на фазах А и С, соедине-
|4*	211
ны на разность токов. Поэтому в обмотку Т трансфор-
матора ТПМ поступает ток, равный:	/

1т=1а—/с,

где !а и /с — вторичные токи трансформаторов тока.

К обмотке И подводится через автотрансформатор
АТ междуфазное напряжение [7&с от трансформатора
напряжения TH, первичная обмотка которого соедине-
на в треугольник.

На рис. 5.29 приведена векторная диаграмма этих
токов и напряжений для режима, когда <р=0, т. е. ког-
да первичные фазные токи совпадают со своими фазны-
ми напряжениями (рис. 5.29,а).

К первичным обмоткам трансформатора напряжения
подведены соответственно междуфазные напряжения
Оав, Овс, Оса. Фазные напряжения Оа, Оь, Ос на вто-
ричных обмотках трансформатора напряжения, которые
соединены в звезду, совпадают по фазе с напряжениями
Оав, Овс, Оса- Таким образом, вследствие соединения
в треугольник первичных обмоток трансформатора на-
пряжения звезда вторичных напряжений 0а, Оь, 0с ока-
зывается повернутой относительно звезды первичных
напряжений фаз Оа, Ов, Ос на угол 30° в сторону опе-
режения (рис. 5.29,6).

Междуфазное вторичное напряжение Оьс, подведен-
ное к обмотке И трансформатора ТПМ, определяется
как разность фазных напряжений Оъ<~Оъ—Ос. С уче-
том указанного выше ток /н в обмотке И отстает от на-
пряжения Оьс на угол 60°.

Как видно из векторной диаграммы, ток /т, прохо-
дящий в обмотке Т, опережает напряжение Оы на угол
30°, а следовательно, ток /н, проходящий в обмотке И,
на угол 90°. Таким образом, рассмотренное включение
обеспечивает правильную работу устройства фазового
компаундирования.

Измерительный орган корректора (см. рис. 5.28) вы-
полнен с помощью трехфазного насыщающегося транс-
форматора ТИ так же, как в корректоре на рис. 5.23.
Последовательно с первичной обмоткой этого трансфор-
матора, которая используется как нелинейный элемент,
включена через выпрямитель ВИЭ обмотка управле-
ния И магнитного усилителя МУ. Ко вторичной обмот-
ке трансформатора ТИ, которая используется как ли-
нейный элемент, подключена через выпрямитель ВЛЭ
212
Ufi

Рис. 5.30. Характеристи-
ка магнитного усилителя
устройства управляемого
фазового компаундиро-
вания.

обмотка управления Л магнитного усилителя МУ. Об-
мотки Н и Л магнитного усилителя включены так, что
токи от нелинейного и линейного элементов, проходящие
в них, создают магнитные потоки, направленные
встречно.

Характеристика измерительного органа имеет вид,
приведенный на рис. 5.24, где /л,э соответствует /2,
а /нл,э соответствует 1\.

Магнитный усилитель корректора МУ имеет на
своем сердечнике две силовые обмотки СО с выпрями-
телями В и пять обмоток управ-
ления. К основным обмоткам
управления Л и Н подключены
выходы линейного и нелинейного
элементов измерительного орга-
на. Обмотка ВОС, включенная
последовательно с обмоткой под-
магничивания П трансформатора
ТПМ, является обмоткой вну-
тренней обратной связи. Дей-
ствуя согласно с обмоткой Н и
встречно с обмоткой Л, обмотка
ВОС усиливает управляющее
воздействие измерительного ор-

гана на трансформатор фазового компаундирования
ТПМ.

Характеристика магнитного усилителя, показываю-
щая зависимость тока магнитного усилителя от напря-
жения на входе регулятора, приведена на рис. 5.30.

Обмотка ПОС является обмоткой положительной об-
ратной связи, повышающей коэффициент усиления маг-
нитного усилителя МУ.

Обмотка ТС, включенная через выпрямитель ВТ по-
следовательно с токовой обмоткой Т трансформатора
ТПМ, предназначена для введения в регулятор зависи-
мости от тока статора генератора (статизма), необходи-
мого для обеспечения заданного распределения реактив-
ной нагрузки между параллельно работающими генера-
торами.

Регулирующее сопротивление 7?р предназначено для
подбора характеристики измерительного элемента при
наладке регулятора.

Установочный автотрансформатор У АТ имеет то же
назначение, что и аналогичный автотрансформатор
213
у электромагнитного корректора напряжения, рассмот-

ренного выше.

Характеристики регулятора, показывающие зависи-
мость тока регулятора от напряжения генератора, при-
ведены на рис. 5.31. Поскольку ток регулятора зависит

не только от напряжения, но также от тока статора ге-

нератора и угла между током и напряжением, то каж-

Рис. 5.31. Зависимость тока вы-
хода регулятора возбуждения
с управляемым фазовым ком-
паундированием от напряжения

генератора.

дой нагрузке генератора и
каждому значению coscp со-
ответствует своя характери-
стика. На рис. 5.31 приведе-
ны характеристики для трех
режимов работы генератора.
Нижняя характеристика со-
ответствует холостому ходу,
две средние — половинной
нагрузке генератора и двум
значениям cos ср и две верх-
ние — полной нагрузке ге-
нератора и также двум зна-
чениям cos <р. При этом мень-

шим значениям cos ф при
одной и той же нагрузке

генератора соответствуют более высокие характеристики.
На рассмотренном принципе выполняются выпускае-

мые промышленностью автоматические регуляторы воз-
буждения типа РВА-62. Отличием их от рассмотренной
схемы на рис. 5.28 является несколько иное выполнение
измерительного органа электромагнитного корректора.

5.8.	УСТРОЙСТВО АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
И ФОРСИРОВКИ ВОЗБУЖДЕНИЯ ДЛЯ ГЕНЕРАТОРОВ
С ВЫСОКОЧАСТОТНЫМИ ВОЗБУДИТЕЛЯМИ

Автоматическое регулирование и форсировка возбуж-
дения турбогенераторов серии ТВВ, оснащенных высо-
кочастотными возбудителями, осуществляются с по-
мощью типовых панелей автоматики: ЭПА-325Б для
ТВВ-165-200, ЭПА-325В для ТВВ-300, ЭПА-500 для
ТВВ-500.

Панель автоматики типа ЭПА-325В, схема которой
приведена на рис. 5.32, включает в себя: автоматический
регулятор возбуждения АРВ, устройство быстродейст-
вующей форсировки возбуждения УБФ, блок ограниче-
ния форсировки возбуждения БОФ, блок ограничения
214
Рис. 5.32. Принципиальная схема устройства автоматического регулирования и форсировки возбуждения типа
ЭПА-325В для генераторов ТВВ-150—ТВВ-300 с высокочастотными возбудителями.
минимального возбуждения BOMB, гибкую ГОС н
жесткую ЖОС обратные связи, защиту от перегрузки
обмотки ротора и выпрямительной установки систему
возбуждения.

Возбуждение высокочастотного возбудителя ВГТ
в нормальном режиме обеспечивается совместным дей-
ствием двух обмоток возбуждения: основной ОВВ1,
включенной последовательно с обмоткой ротора ОР, и
обмоткой ОВВЗ, включенной встречно к основной об-
мотке. При этом параметры высокочастотного возбуди-
теля выбраны так, что возбуждение, создаваемое обмот-
кой ОВВ1, превышает величину, необходимую для нор-

Рис. 5.33. Характеристики ли-
нейного и нелинейного элемен-
тов измерительного органа
устройства ЭПА-325В.

мальной работы генератора,
а избыток возбуждения ком-
пенсируется АРВ, кото-
рый подает ток в обмотку
ОВВЗ.

В обмотке возбуждения
ОВВ2, которая включена со-
гласно с основной обмоткой
и подключена к УБФ, в нор-
мальном режиме проходит
небольшой ток.

Измерительный орган
АРВ и УБФ работает по
принципу сравнения токов
линейного и нелинейного эле-
ментов, аналогично рассмо-
тренному выше, и включает в
себя: трехфазный трансфор-
матор ТИ с насыщающимся
сердечником и выпрямители
ВЛЭ и ВИЭ. Нелинейным

элементом измерительного органа является первичная
обмотка ТИ, представляющая собой реактор; ток в цепи
этой обмотки изменяется нелинейно при изменении на-
пряжения генератора Ur. Линейным элементом является
вторичная обмотка трансформатора ТИ, напряжение
которой изменяется линейно при изменении Ur. Харак-
теристики линейного и нелинейного элементов измери-
тельного органа приведены на рис. 5.33.

Токи линейного и нелинейного элементов после вы-
прямления подводятся к силовому органу АРВ и УБФ.

Параллельно выпрямленному напряжению линейною

216
элемента подключено неизменное опорное напряжение,
источником которого является промежуточный трехфаз-
ный трансформатор ТП2 и выпрямитель ВОН. Первич-
ная обмотка ТР2 питается от подвозбудителя ВЧП на-
пряжением 230 В, 400 Гц.

В нормальном режиме и при небольших пониже-
ниях ит напряжение на выходе выпрямителя ВЛЭ выше
опорного и является определяющим. При более глубо-
ких понижениях напряжение на выходе ВЛЭ стано-
вится ниже опорного. В этих условиях ток от линейного
элемента будет определяться опорным напряжением.
Как видно из рис. 5.33, даже при J7r=0 токи /л,э,арв
и /ЭЛ>УБФ имеют определенное значение и обеспечивают
управление силовым органом АРВ и УБФ.

Силовой орган АРВ и УБФ включает в себя два маг-
нитных усилителя МУ АРВ и МУ УБФ и два трехфаз-
ных выпрямителя В АРВ и В УБФ.

Обмотки НЭ обоих усилителей подключены к нели-
нейному элементу, соединены последовательно и обте-
каются поэтому общим током /н>э. Обмотки ЛЭ подклю-
чены к линейному элементу и соединены параллельно
через отдельные регулировочные резисторы. Поэтому
на рис. 5.33 токи от линейного элемента /л и
/л,э,арв показаны отдельна.

На сердечниках магнитных усилителей расположены
силовые обмотки СО и по нескольку обмоток подмагни-
чивания, с помощью которых производится управление
работой этих магнитных усилителей.

Питание силовых обмоток СО производится от высо-
кочастотного подвозбудителя ВЧП напряжением 230 В,
400 Гц. Включенные в цепь обмоток СО выпрямители
В обеспечивают внутреннюю обратную связь.

Основное управление магнитными усилителями МУ
АРВ и МУ УБФ производится встречно-включенными
обмотками линейного и нелинейного элементов измери-
тельного органа. При этом в МУ УБФ обмотка ЛЭ дей-
ствует согласно с внутренней обратной связью, а обмот-
ка НЭ встречно, в МУ АРВ, наоборот, обмотка ЛЭ
действует встречно, а обмотка НЭ — согласно с внут-
ренней обратной связью магнитных усилителей.

В результате, как видно из характеристик на
рис. 5.34, при нормальном напряжении генератора (7г,н
ток /дрв.н, поступающий в обмотку ОВВЗ, имеет значе-
Рис. 5.34. Характеристи-
ки УБФ и АРВ устрой-
ства ЭПА-325В.

ние, необходимое и достаточное для компенсации избы-
точного возбуждения, создаваемого обмоткой ОВВ1.
Ток /УБф н поступающий в обмотку ОВВ2, имеет при
этом минимальное значение и заметного влияния на
возбуждение ВГТ не оказывает.

При эксплуатационных понижениях напряжения ге-
нератора ток /Арв уменьшается, а ток /УБФ увеличива-
ется. Благодаря этому ток в обмотке’ОВВЗ, направлен-
ный в сторону развозбужде-
ния, уменьшается, а в обмотке
ОВВ2, направленный в сторо-
ну подвозбуждения, увеличи-
вается, что обеспечивает уве-
личение тока ротора генерато-
ра и восстановление напряже-
ния.

При КЗ, сопровождающих-
ся более глубокими пониже-
ниями напряжения, ток выхо-
да АРВ снижается до мини-
мального значения, а ток вы-
хода УБФ, наоборот, достигает
максимального значения, что
обеспечивает форсировку воз-
буждения генератора.

При повышениях напряжения ток выхода АРВ рез-
ко возрастает, увеличивая развозбуждающее действие
обмотки ОВВЗ, а ток УБФ несколько уменьшается или
остается неизменным, что приводит к восстановлению
напряжения генератора.

Гибкая ГОС и жесткая ЖОС обратные связи предна-
значены для обеспечения устойчивости процесса автома-
тического регулирования. Гибкая обратная связь осу-
ществляется от напряжения ротора генератора через
резистор R и конденсатор С. Нормально, когда напря-
жение ротора неизменно, конденсатор С заряжен и ток
в обмотках ГОС МУ АРВ и МУ УБФ отсутствует.

В процессе регулирования, когда под воздействием
АРВ и УБФ происходит увеличение или уменьшение
/рот, происходит также подзаряд или разряд конденса-
тора С. При этом ток заряда или разряда, проходя по
обмоткам ГОС, ослабляет действие АРВ и УБФ и, не-
сколько замедляя процесс регулирования, делает его
218
более устойчивым без перерегулирования и колебаний.

Жесткая обратная связь осуществляется от напря-
жения выхода АРВ. Ток, создаваемый этим напряже-
нием в обмотке ЖОС МУ АРВ, действует в сторону
снижения крутизны характеристики АРВ, что также
стабилизирует процесс регулирования напряжения.

К возбудителю ВГТ

pnz.1

Рис. 5.35. Принципиальная схема БОФ.

Блок ограничения форсировки возбуждения БОФ
предназначен для ограничения потолка форсировки тока
ротора до заданной величины; БОФ подключается к од-
ной из обмоток переменного тока высокочастотного воз-
будителя ВГТ и работает по принципу противовключен-
ного корректора напряжения (рис. 5.35).

В состав БОФ входит промежуточный трансформа-
тор ТПВ, имеющий две вторичные обмотки. Одна из
обмоток используется для питания магнитного усилите-
ля МУВ, а ко второй подключен измерительный орган
ТИВ. Обмотка ТИВ, соединенная в звезду, и выпрями-
тель ВЛЭ являются линейным элементом, а обмотка,
соединенная в разомкнутый треугольник, и выпрямитель
ВНЭ — нелинейным элементом измерительного органа
БОФ.

Токи от линейного и нелинейного элементов подво-
дятся к обмоткам управления ЛЭ и НЭ магнитного уси-
Рис. 5.36. Характеристики то-
ков на выходе БОФ.

/ — без подмагничивания ТИВ-, 2 —
при подмагничивании ТИВ.

подключается к обмоткам

лителя МУ В, который, кро-
ме того, имеет управляю-
щую обмотку внешней об-
ратной связи ОС, а также
внутреннюю обратную связь,
создаваемую выпрямителя-
ми В.

Подмагничивание сер-
дечника МУ В от нелинейно-
го элемента направлено со-
гласно с внутренней обрат*-
ной связью, а от линейно-
го— встречно. Выход МУ В
ОФ МУ АРВ и МУ УБФ (см.

рис. 5.32).

Характеристики БОФ приведены на рис. 5.36. Превы-
шение допустимой кратности приводит к резкому увели-
чению тока выхода БОФ, который, проходя по обмоткам
ОФ МУ АРВ и МУ УБФ, препятствует недопустимому
повышению напряжения. Предусмотрено автоматическое
смещение характеристики БОФ в область более низких
напряжений путем подмагничивания сердечника ТИВ
от специальной обмотки ОН. Ток в обмотку ОН подает-
ся от выпрямителя ВОП
(см. рис. 5.32) при срабаты-
вании защиты от перегруз-
ки, что обеспечивает эффек-
тивную расфорсировку ВГТ.

Защита от перегрузки ро-
тора и выпрямителей ВГТ.
Защита состоит из двух пус-
ковых реле максимального
напряжения PHI и РН2 (см.
рис. 5.32), обмотки которых
включены непосредственно
на напряжение ВГТ, двух
реле времени РВ1 и РВ2 и
двух промежуточных реле
РП1 и РП2 (рис. 5.37).

Реле РН1 настроено на
уставку, соответствующую
началу крутой части харак-
теристики БОФ (см. рис.
5.36). При повышении напря-
жения ВГТ до этой уставки
22'0

PHZ

РВ1

+ РН1

К АРВ

PHZ.1

В УБФ

PBZ

Рис. 5.37. Принципиальная схе-
ма защиты от перегрузки рото-
ра и выпрямителей ВГТ,

К БОФ
Отключение АГП
или генератора.

РП1.5

РП.1
реле PHI срабатывает и запускает реле РВ1, которое С
выдержкой времени 15—20 с воздействует на двухпозици-
онное промежуточное реле РП1. Реле РП1, срабатывая,
запускает контактом РП1.1 реле РП2. При срабатыва-
нии этп реле своими контактами РП1.2 и РП2.2 замы-
кают цепь управляющих обмоток 077 (ограничение пе-
регрузки) МУ АРВ и МУ УБФ, которые воздействуют
на увеличение тока от АРВ и уменьшение тока от УБФ.
При этом происходит развозбуждение ВГТ примерно до
номинального значения напряжения. Кроме того, реле
РП2 контактом РП2.1 одновременно замыкает цепь от
того же выпрямителя ВОП на обмотку подмагничива-
ния ОН трансформатора ТИВ устройства БОФ для сме-
щения его характеристики (см. рис. 5.36). Резкое уве*
личение тока через управляющие обмотки БОФ (на ри-
сунке не показаны) 7ИУ АРВ и МУ УБФ также воздей-
ствует на развозбуждение ВГТ.

Второе реле напряжения РН2 имеет уставку, при-
мерно равную 1,2 уставки реле РН1, и при срабатыва-
нии через реле времени РВ2 с выдержкой времени при-
мерно 1 с воздействует на отключение АГП или генера-
тора полностью.

Опасная перегрузка может возникнуть также в слу-
чае внезапного отключения автоматического выключате-
ля А в цепи трансформатора напряжения TH (см.
рис. 5.32). Поскольку при этом пропадают напряжение
на элементах измерительного органа и токи в соответ-
ствующих управляющих обмотках МУ АРВ и МУ УБФ,
то токи, поступающие в обмотки ОВВ2 и ОВВЗ ВГТ,
будут определяться только внутренней обратной связью
этих магнитных усилителей.

Для предотвращения перегрузки в этих случаях
предусматривается цепь от вспомогательного контакта
автоматического выключателя А (см. рис. 5.37) на реле
РП2, которое производит рассмотренные воздействия на
развозбуждение ВГТ. Возврат реле РП1 в исходное по-
ложение производится вручную кнопкой 7<.

Устройство статизма состоит из промежуточного
трансформатора ТП1 и установочного реостата СУ (см.
рис. 5.32). Падение напряжения от вторичного тока
трансформатора тока ТТ в сопротивлении реостата СУ
пропорционально току статора генератора и совпадает
с ним по фазе. Это напряжение через трансформатор
ТП1 трансформируется на первичную обмотку транс-
форматора измерительного органа ТИ, где геометриче-
ски складывается с вторичным напряжением от TH, про-
порциональным напряжению генератора и?.

Необходимая зависимость регулируемого напряже-
ния иг от реактивного тока статора /р,г обеспечивается
подбором сопротивления реостата СУ и групп соедине-
ния обмоток TH, ТТ, ТП1 (см. § 5.10).

Блок ограничения минимального возбуждения БОМВ
предназначен для обеспечения устойчивой работы гене-
ратора в режиме недовозбуждения, необходимость ко-
торого возникает в энергосистемах при избытке реак-
тивной мощности, создаваемой емкостью линий электро-
передачи высокого напряжения.

Значение потребляемой реактивной мощности в ре-
жиме недовозбуждения не может быть произвольным,
а имеет ряд ограничений по условиям нагрева стали ге-
нератора, току статора, статической и динамической
устойчивости. Для учета всех этих условий'БОМВ изме-
ряет активную и реактивную нагрузки генератора и под-
держивает заданное соотношение между ними путем
воздействия на МУ АРВ через обмотку управления
ОМВ. Если при работе в режиме недовозбуждения по-
требление генератором реактивной мощности из сети
достигнет максимально допустимого значения, БОМВ
указанным способом препятствует дальнейшему развоз-
буждению генератора.

Рассмотренное устройство ЭПА-325В обеспечивает:
непрерывное автоматическое регулирование возбуж-
дения во всех эксплуатационных режимах, включая ре-
жимы форсировки возбуждения и развозбуждения;

форсировку возбуждения генератора до допустимых
кратностей тока ротора со скоростью нарастания
напряжения возбудителя при форсировке не менее
2 отн. ед. возб./с;

поддержание напряжения на шинах электростанции
со статизмом по реактивной мощности 4—6%;

изменение уставки регулируемого напряжения с по-
мощью установочного автотрансформатора в пределах
±10%.

5.9.	АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ
ВОЗБУЖДЕНИЯ СИЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ

Принцип действия. Как уже указывалось в § 5.2, ав-
томатические регуляторы возбуждения сильного дейст-
вия (АРВ СД) применяются для повышения устойчи-
222
вости параллельной работы турбо- и гидрогенераторов
электростанций, связанных с энергосистемой протяжен-
ными, сильно загруженными линиями электропередачи.
Эти АРВ позволяют также компенсировать неблагопри-
ятное влияние на устойчивость несколько увеличенных
реактивных сопротивлений новых мощных турбогенера-
торов с непосредственным охлаждением обмоток.

Повышение устойчивости параллельной работы обес-
печивается тем, что АРВ СД оказывают на системы воз-
буждения генераторов более интенсивное воздействие,
чем АРВ пропорционального действия (отсюда термин
«сильное регулирование»). Это достигается за счет того,
что в АРВ СД учитывается отклонение от нормальных
значений не только напряжения на шинах электростан-
ции, но также других параметров, характеризующих
нарушение нормального режима. К таким параметрам
относятся ток статора, угол ЭДС генератора относитель-
но системы или частота.

Теоретические и экспериментальные исследования
принципов сильного регулирования показали, что ввод
в АРВ СД информации об отклонениях не одного, а не-
скольких параметров, характеризующих аварийный ре-
жим, и учет их в определенных соотношениях дают наи-
лучшие результаты.

Для обеспечения стабилизации процесса регулирова-
ния в АРВ СД используются дополнительные устройст-
ва, реагирующие не только на отклонение абсолютных
значений регулируемых параметров, но также на ско-
рость и ускорение их изменения.

Учет этих дополнительных факторов делает АРВ спо-
собным с опережением выявлять тенденцию дальнейше-
го протекания процесса и" оказывать сильное воздейст-
вие на системы возбуждения генераторов в самом на-
чале изменения режима.

Скорость изменения электрических параметров ха-
рактеризуется первой, а ускорение — второй производ-
ной данного параметра по времени. Поэтому выявление
этих факторов производится специальными дифференци-
рующими устройствами.

В АРВ СД различных типов и исполнений использу-
ются следующие параметры, характеризующие наруше-
ние нормального режима: отклонение напряжения А(/г
и скорость и'г его изменения; скорость Гст и ускорение
/"ст изменения тока статора генератора или тока в ли-
нии электропередачи; отклонение угла Дб и скорость б'
его изменения; отклонение частоты Д/ и скорость f' ее
изменения; скорость изменения тока ротора генерато-
ра /'рот*

Частота и угол являются параметрами взаимно свя-
занными, так как f=8', а f's6". Исходя из целесооб-
разности и практических возможностей реализации,
в последних конструкциях АРВ СД, как правило, ис-
пользуются АСУ, U'f Af, f', /'рот. Соответственно регуля-
торы имеют каналы регулирования по указанным пара-
метрам.

Применяются АРВ с быстродействующими безынер-
ционными системами возбуждения с управляемыми вы-
прямителями (см. § 5.1).

Автоматический регулятор возбуждения сильного дей-
ствия типа АРВ СД. Рассматриваемый регулятор явля-
ется одной из последних разработанных ВЭИ модифика-
ций регуляторов сильного действия, в которой учтен и
использован многолетний опыт разработок и эксплуата-
ции. Регулятор типа АРВ СД обеспечивает: автоматиче-
ское регулирование возбуждения генератора по задан-
ному закону для поддержания постоянства напряжения
на шинах электростанции или в заданной точке сети;
форсировку возбуждения и развозбуждение генератора;
ограничение минимального тока ротора; ограничение то-
ка ротора при форсировке двукратным значением и дли-
тельной перегрузке ротора генератора.

В соответствии с принятым законом регулирования
АРВ СД имеет следующие каналы регулирования: по
отклонению напряжения статора, по отклонению часто-
ты, по первой производной отклонения частоты по вре-
мени, по первой производной отклонения напряжения
статора по времени, по первой производной изменения
тока ротора.

Регулятор АРВ СД обеспечивает нарастание напря-
жения на роторе при форсировке за время, не превы-
шающее 0,05 с. Структурная схема АРВ СД приведена
на рис. 5.38.

Напряжение статора генератора Ur подводится от
трансформатора напряжения TH к блоку напряжения
БН через блок компаундирования БКТ, который исполь-
зуется для создания необходимого статизма, обеспечи-
вающего устойчивое распределение реактивной нагруз-
ки между параллельно работающими генераторами.
К блоку БКТ подводится ток статора генератора от
трансформаторов тока ТТ.

Блок БН включает в себя измерительный элемент,
который выявляет отклонения напряжения от заданной
уставки Д(/г, элемент релейной форсировки возбуж-
дения РФ и дифференцирующее устройство dUr, кото-
рое выявляет скорость изменения отклонения U'r. Сиг-

Рис. 5.38. Структурная схема автоматического регулятора возбуж-
дения сильного действия.

налы Д(/г, РФ и U'r подаются на суммирующий магнит-
ный усилитель У1. Уставка напряжения, которое должен
поддерживать регулятор, задается с помощью потен-
циал-регулятора УПР, имеющего ручное и дистанцион-
ное управление.

Напряжение от TH генератора подводится также
к блоку частоты и защиты БЧЗ, Имеющийся в БЧЗ
измерительный элемент выявляет отклонение частоты от
нормального значения и формирует сигнал Д/. Одновре-
менно дифференцирующее устройство df выявляет ско-
рость изменения частоты f', Оба эти параметра посту-
пают в усилитель У1.

Для предотвращения ложных воздействий на систему
возбуждения генератора по каналам U' и f при внезап-
ных сбросах нагрузки, отключении КЗ и в других слу-
15—1251	225
чаях, когда возможны резкие изменения напряжения
или частоты, предусмотрены защитные блокировки, от-
ключающие эти каналы.

Для ограничения тока ротора генератора при форси-
ровке и для предотвращения длительной перегрузки ро-
тора регулятор содержит специальный блок ограниче-
ния (ограничитель перегрузки) БОР (ОП).

При форсировке возбуждения и увеличении тока ро-
тора генератора до (1,84-2)/рот,ном блок БОР (ОП) воз-
действует непосредственно на систему управления фор-
сировочной группы тиристоров СУТ Ф, не допуская уве-
личения тока ротора выше двукратного значения. Ток
ротора подводится к блоку БОР (ОП) от трансформа-
тора постоянного тока ТПТ или от трансформаторов то-
ка, устанавливаемых в фазах выпрямительного транс-
форматора, питающего тиристорные преобразователи
(на рис. 5.38 не показаны). Ограничитель перегрузки
ОП блока БОР (ОП) срабатывает с выдержкой вре-
мени, зависящей от кратности перегрузки к номиналь-
ному току ротора, и воздействует на снижение тока ро-
тора через суммирующий усилитель У1 и путем измене-
ния уставки АРВ СД потенциал-регулятором У ПР,

Устойчивая работа генератора в режиме недовозбуж-
дения и ограничение в этих условиях чрезмерного по-
требления реактивной мощности из сети обеспечивают-
ся ограничителем минимального возбуждения ОМВ. При
срабатывании ОМВ воздействует на суммирующий маг-
нитный усилитель У1 и на повышение уставки АРВ СД
потенциал-регулятором У ПР.

Канал регулирования по скорости изменения тока
ротора генератора /'рот образуется дифференцирующим
устройством d/p0T, к которому подводится ток ротора
генератора от трансформатора тока постоянного тока
ТПТ. Сигнал от d/p0T подается на усилитель У1.

Для стабилизации процесса регулирования возбуж-
дения генератора в АРВ СД применена обратная связь
по скорости изменения напряжения ротора {7'рот. На-
пряжение ротора генератора через делитель напряжения
ДБОС подводится к блоку обратной связи БОС, кото-
рый по своим выходным цепям воздействует на усили-
тель У1.

Суммирующий магнитный усилитель производит сум-
мирование и усиление всех сигналов, поступающих на
его вход. Суммарный сигнал с его выхода поступает на
226
операционные усилители У2 и УЗ, которые воздействуют
на системы управления форсировочной и рабочей групп
тиристорных выпрямителей генератора СУТ Ф и СУТ Р.
Питание магнитных усилителей У1, У2 и УЗ, а также
блока БЧЗ осуществляется от магнитного преобразова-
теля частоты ПЧМ, на вход которого подается напряже-
ние от трансформатора собственных нужд ТСН, а с вы-
хода снимается напряжение ПО В, 450 Гц.

5.10.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
НА ШИНАХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Параллельная работа генераторов на общие шины.
Как было указано, регулирование напряжения может
производиться по астатической и статической характе-
ристикам (см. рис. 5.22).

Астатическую характеристику имеют АРВ, измери-

тельные органы которых включены только на напряже-

ние генератора. Положительным
свойством таких АРВ является то,
что они обеспечивают постоянство
напряжения на шинах генератора.

Однако регулирование напряже-
ния по астатической характеристике
имеет и недостатки. Основной недо-
статок состоит в том, что при парал-
лельной работе на общие шины
двух и более генераторов с АРВ,
имеющими астатические характери-
стики, возникает неопределенность
в распределении реактивной мощ-



9-------?

4

ности между генераторами. Так,
например, если при напряжении U\
реактивный ток генераторов был /Рд

^Pt1 ^p,z lp,1

Рис. 5.39. Характери-
стики при параллель-
ной работе на общие
шины генераторов с
АРВ, имеющими аста-

тическую настройку,
и /р,2 (рис. 5.39),

то при снижении* напряжения до значения (/2 АРВ каж-

дого генератора будут стремиться восстановить перво-

начальное напряжение путем увеличения токов роторов
генераторов. Однако, поскольку измерительные органы
АРВ реагируют только на отклонение напряжения и не
реагируют на изменение токов статора, распределение
реактивной мощности между параллельно работающи-
ми генераторами может быть совершенно произвольным.
Так, если АРВ первого генератора имеет несколько
большую чувствительность и система возбуждения обес-
печивает несколько большие скорости нарастания на-
15*	227
пряжения ротора, то этот генератор может нагрузиться
реактивной мощностью больше параллельно работаю-
щего второго генератора. При неблагоприятных соотно-
шениях параметров АРВ и систем возбуждения второй
генератор может остаться с прежней нагрузкой, если
загрузка первого генератора до /'Р,1 восстановит перво-
начальное напряжение. Возможно также, что второй
генератор начнет нагружаться реактивной мощностью
после того, как первый нагрузится полностью, если при
этом напряжение еще не восстановилось.

Рис. 5.40. Характеристики при параллельной работе на общие шины
генераторов с АРВ, имеющими статическую настройку,
а —с одинаковым статизмом; б —с разным статизмом.

По-иному протекает процесс автоматического регули-
рования напряжения и распределения реактивной мощ-
ности между генераторами в случае использования
АРВ со статическими характеристиками.

Статические характеристики имеют АРВ, измеритель-
ные органы которых включены не только на напряже-
ние, но и на ток статора генератора. В этом случае
(рис. 5.40,я), если, например, два генератора, работаю-
щих параллельно на общие шины, имеют АРВ с одина-
ковыми характеристиками (прямая С), то при исходном
напряжении U\ оба будут нагружены одинаковой реак-
тивной мощностью, пропорциональной 7p,j,2- Если теперь
напряжение понизится и станет равным U2, то оба ге-
нератора увеличат загрузку реактивной мощностью до
значения, пропорционального и будут поддержи-
вать новый уровень напряжения.

В случае неодинаковых характеристик АРВ парал-
лельно работающих генераторов, например Ci и С2 на
рис. 5.40,6, при исходном напряжении U\ каждый гене-
ратор также будет нагружен строго определенным зна-
228
чением реактивной мощности, пропорциональным соот-
ветственно реактивным токам /Р,1 и /Р,2. Если теперь
напряжение понизится и станет равным (Л, то оба гене-
ратора увеличат загрузку реактивной мощностью до
значений, пропорциональных ре-

активным токам, соответственно
/Лрд И /^,2*	их

Таким образом, в обоих слу-
чаях имеет место строго опреде- ир>»
ленное распределение реактив-
ной мощности между параллель-
но работающими на общие шины
генераторами.

Рис. 5.41. К определению
коэффициента статизма.

Коэффициент статизма стати-
ческой характеристики определя-
ется по формуле

^х , н

100,

где ZA — напряжение при холостом ходе генератора
(рис. 5.41); С/р.н — напряжение при номинальной реак-
тивной нагрузке.

Практически коэффициент статизма принимается
равным 5%.

Существуют различные способы создания статизма
по реактивному току генератора. Так, если измеритель-
ный орган АРВ включен на одно из междуфазных
напряжений, например Ове (рис. 5.42,а), то для введе-
ния зависимости от реактивного тока последовательно
в цепь напряжения включается резистор /?с, к которому

АВС

Рис. 5.42. Способ получения статической характеристики АРВ при
включении измерительного органа на одно междуфазное напряжение.
а — схема включения; б — векторная диаграмма.
подводится ток от трансформатора тока фазы А. При
этом направление тока 1а должно быть таким, чтобы
полярность падения напряжения от тока 1а на резисто-
ре Rc совпадала с полярностью напряжения Овс.

Как видно из векторной диаграммы на рис. 5.42,6,
при сочетании междуфазного напряжения Овс с фаз-
ным током 1а падение напряжения на Rc от реактивной
составляющей тока 1a,?Rc совпадает по фазе с напря-
жением Овс, в то время как падение напряжения на Rc
от активной составляющей IaaRc сдвинуто относитель-
но Овс на угол 90°.

Модуль напряжения 0apb=0bcA-1aRc, подводимого
к АРВ, может быть определен по формуле

Однако, учитывая, что составляющая Ia^Rc, сумми-
руясь арифметически с вектором Овс, увеличивает век-
тор (7арв, а составляющая Ia^Rc практически только
поворачивает его на угол б, можно пренебречь состав-
ляющей Ia^Rc и с достаточной точностью считать, что
напряжение, подводимое к измерительному органу АРВ,
равно:

Сгарв==6гвс+/а,р/?с.

Из приведенного выражения и векторной диаграммы
видно, что при увеличении 1А,р напряжение, подводимое
к АРВ, увеличивается. Это воспринимается измеритель-
ным органом регулятора как повышение напряжения, и
АРВ действует в сторону его понижения. Таким обра-
зом обеспечивается зависимость регулируемого напря-
жения от реактивного тока генератора, т. е. работа по
статической характеристике.

В случае, если к измерительному органу АРВ под-
водится трехфазное напряжение, как, например, у регу-
лятора ЭПА-325В, показанного на рис. 5.32, статизм
создается также подачей в цепь измерительного органа
напряжения, пропорционального реактивной составляю-
щей тока статора генератора. Для этого падение напря-
жения от вторичного тока статора генератора на актив-
ных сопротивлениях СУ подается через промежуточный
трансформатор ТП1 в цепь нелинейного элемента изме-
рительного органа.

Результирующее напряжение на первичных обмотках
трансформатора нелинейного элемента ТИ

^,э=#тн+А#су»
О)	б)

Рис. 5.43. Работа генератора
с АРВ в блоке с повышающим
трансформатором (автотранс-
форматором).

л —схема включения АРВ: б — век-
торная диаграмма.

где tfTH — вектор вторичного фазного напряжения от
трансформатора напряжения TH, питающего регулятор;
△tfcy — вектор вторичного напряжения трансформатора
ТП1, пропорциональный падению напряжения от реак-
тивного тока на сопротивлении /?СУ.

Для создания статизма по реактивной составляющей
тока статора генератора направление вектора А{7су
должно быть таким, чтобы при чисто реактивной нагруз-
ке генератора оно совпада-
ло с направлением векто-
ров t7TH. Это достигается
подбором группы соедине-
ния обмоток TH, ТТ, ТП1
и необходимым сочетанием
фаз цепей напряжения и
тока.

Работа генераторов в бло-
ке с трансформатором. При
работе генератора в блоке с
трансформатором или авто-
трансформатором (рис.
5.43,а) к АРВ обычно подво-
дится напряжение о г TH ге-
нератора, поэтому если АРВ
имеет астатическую характе-
ристику, то при изменении
нагрузки им будет поддерживаться постоянным напря-
жение на выводах генератора Ur. Напряжение на шинах
иш отличается от иг на величину падения напряжения
в сопротивлении трансформатора. Поскольку трансфор-
матор имеет практически чисто реактивное сопротивле-
ние, то

и ш= Ur—

где / — ток, проходящий через трансформатор.

Из векторной диаграммы на рис. 5.43,6, построенной
для одной фазы А, видно, что падение напряжения
в сопротивлении Хт определяется в основном составля-
ющей от реактивного тока и, следовательно,

Um=Ur—/РХТ.	(5.5)

При необходимости обеспечить постоянство напряже-
ния на шинах электростанции Um применяется компен-
сация реактивного сопротивления трансформатора.
Принципиальная схема компенсации и поясняющая век-
торная диаграмма для случая, когда АРВ включается
на линейное напряжение UBc, приведены на рис. 5.44.

В цепь от трансформатора напряжения к АРВ вклю-
чается активное сопротивление /?к, равное XTi и к нему
подводится ток от трансформатора тока фазы А, но
обратной полярности по сравнению со схемой на
рис. 5.42,а. При этом, как видно из рис. 5.44,6, при уве-
личении реактивной нагрузки генератора напряжение

л в с

Рис. 5.44. Принцип компенсации реактивного сопротивления транс-
форматора (автотрансформатора) блока.

а — схема включения; б — векторная диаграмма; в — характеристики.

1?арв будет уменьшаться на величину

Это воспринимается измерительным органом как пони-
жение напряжения, и АРВ, действуя в сторону повыше-
ния напряжения /7Г, компенсирует падение напряжения
At7r и поддерживает неизменным напряжение £/ш

Рис. 5.45. Параллельная работа
энергоблоков на общие шины
высшего напряжения.

(рис. 5.44,в).

Аналогично действуют
АРВ, к измерительным ор-
ганам которых подводится
трехфазное напряжение.
В этих случаях пацение на-
пряжения в сопротивлении
компенсации от реактивной
составляющей гока должно
иметь направление, проти-
воположное вектору напря-
жения от трансформатора
напряжения, что достигается
подбором необходимого со-
четания фаз и групп соединения обмоток ТТ9 TH и про-
межуточных трансформаторов.

Параллельная работа энергоблоков генератор—транс-
форматор на общие шины. При параллельной работе
энергоблоков генератор — трансформатор на общие ши-
ны высшего напряжения к индивидуальным АРВ каж-
дого генератора подводится напряжение не от трансфор-
матора напряжения шин, а от трансформатора напря-
жения генератора (рис. 5.45). Из выражения (5.5) сле-
дует, что

Um=Ort\—=	—/^Р,2^т,2«

Если АРВ поддерживают на генераторах равные на-
пряжения: Ur,i=t/r,2, то, следовательно,

/р,1^Т,1=/р,2^Т,2»

откуда

2

^р. 2

(5-6)

Из выражения (5.6) следует, что суммарная реактив-
ная нагрузка электростанции распределяется между
параллельно работающими генераторами обратно про-
порционально реактивным сопротивлениям трансформа-
торов. Если параллельно работают одинаковые энерго-
блоки, то ХТ,1=ХТ,2 и, следовательно, /р>1=/р,2, т. е.
реактивная нагрузка распределяется между ними по-
ровну.

ТакилМ образом, при параллельной работе энергобло-
ков на общие шины высшего напряжения с АРВ, имею-
щими астатические характеристики, обеспечивается
определенное распределение реактивной нагрузки меж-
ду генераторами и дополнительных средств стабилиза-
ции не требуется.

Групповое управление возбуждением генераторов.
Рассмотренные устройства автоматического регулирова-
ния возбуждения поддерживают заданный режим работы,
изменяя значение реактивной мощности, выдаваемой ге-
нератором в сеть, и напряжение на его шинах. Для того
чтобы изменить режим, увеличить или уменьшить напря-
жение на шинах электростанции, необходимо изменить
уставку АРВ. На современных крупных электростанциях
с большим количеством генераторов эта задача услож-
няется, так как необходимо одновременно изменять
уставки АРВ на многих генераторах. На полностью ав-
томатизированных гидроэлектростанциях, работающих
без постоянного оперативного персонала, для этой цели
пришлось бы осуществлять телеуправление установоч-
ными реостатами или автотрансформаторами всех АРВ
с диспетчерского пункта.

Рис. 5.46. Структурные схемы группового регулирования напря-
жения.

а — с механической связью для одновременного изменения уставок АРВ; б —
с вводом дополнительного напряжения для одновременного изменения уставок
АРВ; в — с общим регулятором возбуждения.

Для облегчения работы оперативного персонала и
повышения качества регулирования, а также для полной
автоматизации гидроэлектростанций используются
устройства группового управления возбуждением гене-
раторов [55].

Устройства группового управления возбуждением
должны обеспечивать автоматическое распределение
реактивной нагрузки между генераторами и поддержа-
ние напряжения на шинах электростанции или в другой
точке энергосистемы согласно заданному режиму ра-
боты.
На рис. 5.46,а и б приведены две схемы управления
возбуждением при наличии на каждом генераторе
своего АРВ. В обеих схемах предусмотрено общее из-
менение уставки АРВ всех генераторов. В схеме на
рис. 5.46,а уставки всех АРВ изменяются ключом управ-
ления КУ одновременно с помощью одного электродви-
гателя Д, с валом которого связаны жестко ползунки
всех установочных реостатов УР. Такие системы с меха-
нической связью установочных реостатов могут приме-
няться, когда они расположены в непосредственной
близости (например, на одной панели пульта). При этом
должна быть предусмотрена возможность оперативного
отделения установочного реостата АРВ каждого генера-
тора от общего вала при отключении генератора от
устройства группового управления.

На рис. 5.46,6 приведена схема, в которой изменение
уставок АРВ производится введением в цепь их изме-
рительных органов дополнительного напряжения от
трансформаторов последовательного регулирования
ТПР. На первичные обмотки ТПР подается напряжение
от общего установочного трансформатора ОТ. Изменяя
напряжение на выходе ОТ, можно одновременно изме-
нять напряжение на всех ТПР, а следовательно, и устав-
ки АРВ всех генераторов. В этой схеме также должна
быть предусмотрена возможность отделения любого
ТПР от ОТ с переходом на индивидуальное управление
возбуждением данного генератора. Недостатком устрой-
ства группового управления по схеме рис. 5.46,6 являет-
ся возможность резкого изменения возбуждения всех
генераторов при внезапном отключении источника пита-
ния первичной обмотки QT или при обрыве общих це-
пей от ОТ к ТПР.

Другим принципиально отличным вариантом устрой-
ства группового управления возбуждением генераторов
является схема с центральным АРВ, приведенная на
рис. 5.46,в. На каждом генераторе сохраняются инди-
видуальные устройства компаундирования и быстродей-
ствующего возбуждения, а регулирование напряжения
производится центральным АРВ, который воздействует
на возбуждение всех генераторов через индивидуальные
исполнительные органы УС. Управление возбуждением
всех генераторов в этой схеме производится с помощью
установочного реостата центрального АРВ (в схеме на
рис. 5.46,в не показан).
Автоматическое распределение реактивных нагрузок.
Выше было показано, что для равномерного распреде-
ления реактивной нагрузки между генераторами, рабо-
тающими параллельно на общие шины, АРВ должны
иметь статические характеристики. При параллельной
работе энергоблоков на общие шины высшего напряже-
ния равномерное распределение реактивных нагрузок
обеспечивается за счет естественного статизма благодаря
падению напряжения в реактивных сопротивлениях *
трансформаторов. Однако даже у однотипных энерго-
блоков имеются различные отклонения от типовых ха-
рактеристик генераторов, трансформаторов и систем воз-
буждения. Все это нарушает равномерность распределе-
ния реактивной нагрузки и требует применения
специальных устройств для принудительного распреде-
ления. Наибольшее распространение получили устройст-

тивной
лельно

Рис. 5.47. Структурная схема
устройства уравнивания реак-

нагрузги между парал-
работающими генерато*
рами.

ва уравнивания, которые
производят распределение
суммарной реактивной на-
грузки электростанции по
среднему значению. Устрой-
ства выполняются по прин-
ципу контроля реактивной
мощности или тока стато-
ра, напряжения или тока
ротора.

На рис. 5.47 приведена
структурная схема устройст-
ва уравнивания на принципе
контроля реактивной мощ-
ности (или тока статора).
От датчика реактивной мощ-

ности

ДРН подается на потенциометр П выпрямленное

напряжение, пропорциональное реактивной нагрузке
генератора. Если напряжения, снимаемые с потенцио-
метров устройств всех генераторов, равны, ток в цепях
уравнивания между шинами Ш1 и Ш2 отсутствует. При
возникновении неравенства реактивных нагрузок гене-
раторов равенство напряжений, снимаемых с потенцио-
метров, нарушается и в цепях уравнивания появляются
токи, которые через исполнительные органы ИО воздей-
ствуют на изменение возбуждения, генераторов до тех
пор, пока не восстановится равенство их реактивных на-
грузок.
ГЛАВА ШЕСТАЯ

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПО ЧАСТОТЕ

И ПЕРЕТОКАМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (АРЧМ)

6.1. БАЛАНС МОЩНОСТИ, ЧАСТОТА И ПЕРЕТОКИ

Любое нарушение соответствия между выработкой
электроэнергии и ее потреблением немедленно отража-
ется на качестве электроэнергии. Критерием такого со-
ответствия является наличие баланса мощности между
генераторами энергосистемы и ее потребителями при
номинальной частоте электрического тока:

2РГ—SPn=0,	(6.1)

где SPr — суммарная мощность генераторов электро-
станций (суммарная нагрузка генераторов, генерация)
при номинальной частоте; 2РП — суммарная мощность
потребителей электроэнергии, включающая в себя кроме
собственно мощности потребителей также и потери
в сетях, расход на собственные нужды энергосистемы
и т. п. (суммарная нагрузка потребителей, энергопо-
требление) при номинальной частоте.

Равенство суммарной мощности генераторов и потре-
бителей является необходимым условием существования
установившегося режима в энергосистеме. Если система
работает с любой, в том числе и неноминальной часто-
той f, и частота эта неизменна, значит, в системе усло-
вие баланса выполняется при этой частоте:

SPr,y—SPn,f=0,	(6.2)

где SPr,y и —то же, что SPr и 2РП в (6.1), но при
частоте Д отличной от номинальной.

Как будет показано ниже, и нагрузка генераторов, и
нагрузка потребителей изменяются при изменении ча-
стоты. Характер этой зависимости таков, что при не-
больших нарушениях баланса (6.1), вызванных измене-
нием нагрузки генераторов или потребителей, соответст-
вие между выработкой и потреблением электроэнергии
(6.2) восстанавливается автоматически при новой часто-
те. Это свойство саморегулирования энергосистемы
обеспечивает устойчивость ее работы. При сильных на-
рушениях баланса возможно нарушение саморегулиро-
вания, что может привести к возникновению аварийной
ситуации в энергосистеме.
Рис. 6.1. Примерный вид суточно-
го графика энергопотребления
энергосистемы (зима).

Частота в энергосистеме является показателем со-
стояния баланса мощности; задача поддержания балан-
са сводится к поддержанию номинальной частоты [70].

Нагрузка потребителей во времени не остается по-
стоянной. На рис. 6.1 приведен примерный вид суточ-
ного графика суммарной нагрузки потребителей энерго-
системы (графика энергопотребления). Как видно из
графика, нагрузка существенно возрастает в утренние
и вечерние часы и мини-
мальна в ночные часы су-
ток. Суточные графики
рабочего и выходного дня
различны; сильное влия-
ние на них оказывает
время года. И даже в
смежные рабочие дни на-
грузка может оказаться
различной за счет влия-
ния погоды и других фак-
торов.

График суммарного

энергопотребления заранее неизвестен, он может лишь
более или менее точно прогнозироваться. Фактический
график всегда несколько отличается от прогнозируемо-
го. Сбор и обобщение статистических данных, примене-
ние современных технических средств получения и обра-
ботки информации позволяют повысить точность прогно-
зов и существенно снизить эти отклонения.

Регулирование режима энергосистемы по частоте
сводится к постоянному поддержанию баланса мощно-
сти путем ручного или автоматического (а чаще и того,
и другого одновременно) изменения нагрузки генерато-
ров электростанций таким образом, чтобы частота все
время оставалась близкой к номинальной. Стандартом
на качество электроэнергии предусмотрено поддержание
частоты в энергосистеме в пределах 50±0,1 Гц.

Регулирование режима по частоте складывается из
регулирования плановых и внеплановых нагрузок.

Регулирование плановых нагрузок энер-
госистемы обеспечивается путем точного выполнения
всеми электростанциями заданного каждой из них суточ-
ного графика нагрузки. Заданные электростанциям гра-
фики разрабатываются на основании прогнозируемого
графика суммарной нагрузки потребителей энергосисте-
238
мы таким образом, чтобы в любое время суток обеспе-
чивался баланс (6.1). В случае совпадения фактическо-
го и прогнозируемого графиков энергопотребления точ-
ное выполнение заданных электростанциям графиков
нагрузки обеспечивает постоянное поддержание балан-
са и нормальную частоту в энергосистеме.

Однако на самом деле частота в энергосистеме не
остается постоянной. Причины этого в следующем:

1.	Фактический график энергопотребления в силу ря-
да причин всегда несколько отличается от прогнозируе-
мого как по величине, так и по времени.

2.	График рассчитывается для конечных интервалов
времени, обычно часовых, нагрузка же потребителей
изменяется непрерывно. Следовательно, внутри интер-
валов неизбежны несовпадения.

3.	Нагрузка электростанций в соответствии с задан-
ным графиком может быть изменена лишь в определен-
ных пределах и с определенной скоростью, обусловлен-

Рис. 6.2. Утренний подъем нагрузки энергосистемы.

• — графики суммарной мощности, заданной генераторам (/), фактической
мощности генераторов 2РГ (2) и фактического энергопотребления 2РП (3);

б — внеплановая мощность энергосистемы РНП»2РГ—2РП.
ными технологическими особенностями современных
электростанций. В периоды резких изменений энергопо-
требления (утренние и вечерние часы) отдельные элек-
тростанции не успевают изменять нагрузку своих гене-
раторов с той же скоростью, с которой изменяется на-
грузка потребителей, что служит причиной временных
нарушений баланса.

Влияние на фактический график энергопотребления
факторов по п. 1, 2, 3 иллюстрируется рис. 6.2.

4.	Суммарная мощность как потребителей, так и ге-
нераторов электростанций в любой момент может изме-
ниться в силу непредвиденных обстоятельств: аварийные
отключения линий электропередачи, трансформаторов,
генераторов и т. п.

Прогнозирование графиков энергопотребления в со-
временных условиях производится с большой точностью,
поэтому отклонение их от фактических графиков энер-
гопотребления обычно не превышает нескольких про-
центов. Электростанции также довольно точно выпол-
няют заданные им графики нагрузки. Таким образом,
нормально в каждый момент времени разница между
фактической мощностью электростанций и суммарной
мощностью потребителей бывает относительно неболь-
шой, и этим в основном обеспечивается поддержание ча-
стоты, близкой к номинальной.

Тем не менее в отдельные периоды отклонения ча-
стоты могут быть существенными, в особенности они
возрастают в часы переменной части графика энергопо-
требления. Для поддержания частоты с требуемой точ-
ностью необходимо постоянно выявлять и устранять
разницу между генерируемой и потребляемой мощ-
ностью и обеспечивать постоянное точное поддержание
баланса.

Регулирование внеплановых нагрузок
энергосистемы заключается в выявлении текущей раз-
ницы между фактической мощностью генераторов и по-
требителей и изменении, ручном или автоматическом,
мощности одной или нескольких выделенных для этой
цели электростанций в целях ликвидации этой разницы.
О величине и знаке внеплановой нагрузки энергосисте-
мы, т. е. о степени и направлении нарушения баланса
(6.1), в каждый момент времени можно судить по вели-
чине и знаку отклонения частоты от ее номинального
значения. Регулирование внеплановой нагрузки допол-
240
няет регулирование частоты, осуществляемое путем по-
крытия плановой нагрузки.

Задача регулирования нагрузок не ограничивается
поддержанием баланса мощности энергосистемы в це-
лом, поскольку узлы генерации и потребления рассре-
доточены по территории энергосистемы неравномерно.
При этом связь между узлами (энергорайонами) осуще-
ствляется по линиям электропередачи, пропускная спо-
собность которых ограничена. В этих условиях возникает
необходимость регулирования перетоков по линиям свя-
зи, имеющим ограниченную пропускную способность.

Рис. 6.3. Энергосистема из четырех энергорайонов.

На рис. 6.3 показана схема энергосистемы, состоящей из не-
скольких энергорайонов, связанных между собой линиями электро-
передачи, которые в дальнейшем будем называть внешними связями
энергорайонов. Мощность, передаваемую по внешним связям энерго-
района, будем считать положительной, если она направлена из дан-
ного района в энергосистему. В этом случае энергосистема высту-
пает в качестве одного из потребителей электроэнергии данного
энергорайона. Индексы при обозначении мощности, передаваемой
по внешней связи, указывают номера энергорайонов, связанных
этими линиями электропередачи.

Поскольку мощность, выдаваемая из одного энергорайона, при-
нимается в другом, один и тот же переток по внешним связям
для одного из энергорайонов будет положительным, а для друго-
го— отрицательным. Первым в обозначении мощности будем ука-
зывать индекс энергорайона, из которого направлен условно поло-
жительный переток. На рис. 6.3 показаны стрелками условно по-
ложительные направления перетоков по связям и соответствующие
им обозначения. Очевидно, что переток между /-м и 4-м районами
может быть записан двояко:

Рг-	(6.3)

При номинальной частоте в энергосистеме условие баланса
мощности (6.1) 4-го энергорайона, которое в отличие от общего
16—1251	241
баланса энергосистемы назовем частным, запишется в виде
(2Рг)г-(2Рп)г-2Л-/ = 0.	(6-4)

/

где (ЕРг)г и (2Рп)г — суммарная мощность соответственно гене-
раторов электростанций и потребителей t-го энергорайона; Pi-j -
переток из данного t-ro энергорайона в смежный /-й энергорайон
(при условно положительном перетоке, направленном из t-ro энер-
горайона), a^Pi-j — суммарный переток по всем внешним свя-

/

зям данного энергорайона, называемый сальдо внешних пе-
ретоков t-го энергорайона (сальдо г-го энергорайона РСд,г):

Рсд,( = 2Л.Г	(6-5)

/

Сальдо энергорайона может быть положительным, отрицатель-
ным и нулевым. С учетом ранее сказанного сальдо положительное,
если по внешним связям энергорайона выдаваемая мощность пре-
вышает принимаемую. В этом случае энергорайон для остальной
энергосистемы выступает в качестве эквивалентной электростанции.

С учетом (6.5) частный баланс /-го энергорайона (6.4) запи-
шется в виде

(2РГ) i-(ХРа) i-Pc*,i = 0.	(6.6)

Как и для энергосистемы в целом, для энергорайона при лю-
бой частоте f сохраняется условие (6.2), однако применительно
к энергорайону оно записывается с учетом сальдо:

• (SPrJ) г- (SPnj) i-Pc д,м=0.	(6.7)

Из приведенных рассуждений следует также, что общий ба-
ланс энергосистемы получается как сумма частных балансов всех
энергорайонов, составляющих энергосистему.

Как уже отмечалось, причиной отклонения частоты от но-
минального значения является нарушение общего баланса мощ-
ности энергосистемы (6.1). Величину этого нарушения назовем
первичным небалансом мощности ДР:

АР=2Рг—2РП.	(6.8)

Нормально АР=О, и формула (6.8) превращается в (6.1). Не-
баланс положителен при избытке мощности генераторов (2РГ>
>>2РП) и отрицателен при дефиците мощности генераторов (2РГ<
<2Рп).

При возникновении небаланса (АР^О) частота изменяется та-
ким образом, чтобы при новом ее значении восстановилось равен-
ство между суммарными нагрузками генераторов и потребителей.
Новые значения мощности генераторов и потребителей можно
выразить следующим образом:

SPr,/=SPr+APrj;	(6.9)

2Рп,/=2Рп-ЬДРи,л	(6.10)

Из (6.2) с учетом (6.8)—(6.10) следует взаимосвязь между
небалансом мощности при номинальной частоте АР и изменения-
ми мощности генераторов ДРГ,/ и потребителей &Pn,t в результате
последовавшего за возникновением небаланса изменения частоты:

ДР=-(АРг,/-ДРп,/).	(6.11)
Реакцию генераторов и потребителей энергосистемы на измене-
ние частоты, проявляющуюся вслед за возникновением первичного
небаланса* АР, будем называть вторичным небалансом
энергосистемы по частоте АР/:

АР/=(АРГ,/—АРП)/).	(6.12}

Как следует из (6.11) и (6.12), вторичный небаланс энерго-
системы равен по величине первичному небалансу и противополо-
жен ему по знаку; его появление компенсирует первичный небаланс
и восстанавливает при новой частоте нарушенное равновесие

АР4-АР/-0.	(6.13}

Вторичный небаланс энергосистемы складывается из вторич-
ных небалансов всех входящих в нес энергорайонов:

п

£^=2, (bPf)i.	(6.14>

/=1

Если предположить, что первичный небаланс возник в одном-
/-м энергорайоне, то сальдо внешних перетоков каждого из осталь-
ных энергорайонов при новой частоте может быть записано в виде-

РсдЛ,г-Рсд,{~{-АРсдЛ,й	(6.15)

Тогда из (6.7) с учетом (6.6), (6.9), (6.10), (6.12) следует, что-
изменение сальдо перетоков каждого из этих энергорайонов опре-
деляется вторичным небалансом этого энергорайона:

APC3,/,i=(APr,/)i-(APn,/)i=AP/,i.	(6.16)

В /-м энергорайоне, где возник первичный небаланс АР/, усло-
вие частного баланса (6.6) было нарушено:

(2Рг)/-(2Рп)/-Рсд,/=АР;#:0.	(6.17}

При новой частоте в /-м энергорайоне, как и в других районах,
возникает вторичный небаланс \Pf,j. Из выражения (6.7) с учетом.
(6.17), (6.9), (6.10), (6.12) можно показать, что изменение сальдо’
/-го энергорайона, где возник первичный небаланс, при новой ча-
стоте составит:

АРс д,/, j==APj—]-АР/,/.	(6.18)'

Если согласно (6.13) в масштабах всей энергосистемы первич-
ный небаланс полностью компенсируется вторичным небалансом,

Рис. 6.4. Изменение перетоков по связям между энергорайонами при
возникновении первичного небаланса в одном из энергорайонов.

ДР1_а-ДРСд,/,1-Д^,1; А^-з“дрсд(/,1+арсд,/,2-др/,1+др/.2—ДРСД,/,3‘

1G*	243;
то в масштабах энергорайона согласно (6.18) компенсация происхо-
дит лишь частично, на величину вторичною небаланса данного
энергорайона. Нескомпенсированная часть первичного небаланса че-
рез изменение сальдо энергорайона передается в остальные энер-
горайоны и компенсируется полностью суммарным вторичным не-
балансом остальных энергорайонов.

На рис. 6.4 иллюстрируется компенсация первичного небаланса
в 3-м энергорайоне вторичными небалансами своего и остальных
энергорайонов и условно показаны вызванные этим изменения пе-
ретоков по связям между энергорайонами.

При определении изменений перетоков вначале определяется из-
менение сальдо каждого из энергорайонов по выражениям (6.16)
и (6.18), а затем уже изменение перетоков по связям. Из рисунка
видно, что сумма изменения внешних перетоков 3-го энергорайона
и его собственного вторичного небаланса согласно (6.13), (6.14)
компенсирует первичный небаланс.

6.2. ЧАСТОТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Как уже отмечалось, устойчивая работа энергосистемы в усло-
виях постоянных нарушений баланса обеспечивается свойством ее
саморегулирования, являющимся следствием естественного само-
регулирования потребителей электроэнергии и специально предус-
матриваемого саморегулирования турбоагрегатов электростанций.
Здесь рассматривается лишь установившееся состояние энергоси-
стемы (статическое). Переходные процессы подробно рассмотрены
в [73].

Частотная статическая характеристика потребителей опреде-
ляет изменение суммарной мощности потребителей SPn энергоси-
стемы в зависимости от изменения частоты f при постоянстве дру-
гих факторов, влияющих на мощность (напряжения и т. п. ).

Потребители большой энергосистемы могут быть условно под-
разделены на группы, в пределах которых потребители более или
менее одинаково реагируют на изменение частоты. Наиболее ха-
рактерные группы потребителей приведены в [72].

В общем случае частотная статическая характеристика потре-
бителей энергосистемы может быть представлена выражением

sP„., = £Pn.. + 2P|„,(7L) + z₽n.!(1i7)’+

+ SPn, 3(-г—Х + %РП.d-T—X,	(6-19)

\ /НОМ /	\ /НОМ /

где каждым из слагаемых учитывается суммарная мощность от-
дельных групп потребителей.

Как следует из (6.19), частотная статическая характеристика
потребителей существенно нелинейна, однако в узком интервале
частот (45—50 Гц) эта нелинейность сравнительно невелика и со-
гласно [72] при приближенных расчетах может не учитываться.

На рис. 6.5 приведена спрямленная частотная статическая ха-
рактеристика потребителей энергосистемы. Как видно из рисунка,
снижение частоты сопровождается снижением мощности потреби-
телей энергосистемы, и наоборот, что способствует установлению
244
равновесия (6.2) при новой ча-

стоте после нарушения баланса
(6.1). Это явление, получившее
название регулирующего
эффекта нагрузки, количе-
ственно оценивается коэффи-
циентом регулирующего
эффекта нагрузки:

Д^п. f [ном

Кн= ТрГ" ~КГ ’

(6.20)

где Д/=/—/ном — отклонение ча-
стоты, Гц.

Коэффициент регулирующего
эффекта нагрузки положителен
и показывает, на сколько процен-
тов увеличивается (снижается)
суммарная мощность потребите-
лей энергосистемы при повыше-
нии (снижении) частоты на 1 %
(т. е. на 0,5 Ги)

Рис. 6.5. Частотная статическая
характеристика обобщенных
потребителей энергосистемы (/>
и ее изменение при подключи
нии дополнительных потреби-
телей (2).

При ранее принятом допущении в интервале частот 45—50 Гц
Кн можно считать постоянным. Значение его зависит от структуры
потребителей энергосистемы, т. е. от процентного содержания раз-
личных по частотным свойствам групп потребителей, и в разных
энергосистемах различно; в среднем по опытным данным /<н=1-г-3
[73].

Величина, показывающая, как изменяется мощность потреби-
телей при изменении частоты на 1 Гц, называется крутизной ча-
стотной статической характеристики потребителей оп, МВт/Гц. Эта

величина связана с коэффициентом регулирующего эффекта на-
грузки соотношением

др„, f ХРЛК„

= —f------’	<6-21>

Прирост мощности потребителей при изменении частоты может
быть записан в виде

ДРп,/=огпД/.	(6.22)

Как и коэффициент регулирующего эффекта, крутизна совме-
щенной частотной статической характеристики потребителей по-
ложительна и в интервале частот 45—50 Гц может прини-
маться постоянной.

Мощность потребителей после изменения частоты может быть
представлена выражением

2Рп,/=2Рп+^пДД	(6.23)

При подключении или отключении отдельных потребителей
частотная характеристика смещается вдоль вертикальной оси на
значение мощности этих потребителей. Если последняя невелика
в сравнении с суммарной мощностью потребителей, изменением
крутизны характеристики при этом можно пренебречь и считать,
что характеристика перемещается параллельно самой себе. На
рис. 6.5 показано перемещение характеристики 1 при подключении
дополнительных потребителей с мощностью АРП. Новая характе-
ристика 2 представляет собой зависимость мощности нового со-
става потребителей от частоты:

£Р'п==2Рд+ДРп.

Частотная статическая характеристика генерирующей части
энергосистемы. Турбоагрегаты электростанций, как тепловых, так
и гидравлических, при неизменных параметрах пара (воды) и по-
стоянном впуске энергоносителя в турбину при небольших от-
клонениях частоты (до ±10%) имеют практически постоянную

Рис. 6.6. Функциональная схема автоматического регулятора часто-
ты вращения АРС турбоагрегата.

мощность [72]. Если бы турбоагрегаты в энергосистеме работали
в таких условиях, частотные характеристики энергосистемы пол-
ностью определялись бы характеристиками потребителей. Однако
это не так. Все турбоагрегаты как гидравлических, так и тепловых
(в том числе атомных) электростанций оснащаются автоматически-
ми регуляторами угловой частоты (скорости) вращения ротора тур-
боагрегата АРС.

Различные системы АРС для турбоагрегатов гидравлических и
тепловых электростанций подробно описаны в литературе [7, 25]
и здесь не рассматриваются. Рассмотрим лишь общую функцио-
нальную схему АРС, приведенную на рис. 6.6.

Вращающий момент турбоагрегата ТА определяется расходом
через турбину Т энергоносителя (пара, воды), зависящим, в свою
очередь, от положения регулирующего органа РО (регулирующие
клапаны парового ТА, направляющий аппарат гидравлического ГА),
от его фактического открытия 7ф. Угловая частота вращения о>
ротора ТА неизменна при соответствии вращающего момента тур-
бины электрической мощности генератора и изменяется при нару-
шении такого соответствия до тех пор, пока соответствие не бу-
дет вновь восстановлено. Изменение положения (фактического от-
крытия) РО на холостом ходу ведет к изменению частоты вра-
щения ТА, а при работе ТА под нагрузкой — к изменению мощ-
ности ТА (строго говоря, с некоторым изменением частоты вра-
щения).
Открытие РО задается за-
датчиком открытия 30, назы-
ваемым механизмом изменения
скорости вращения МИСВ
(изменения числа оборотов
МИЧО, изменения оборотов
МИО, механизмом управления
турбиной МУТ, синхронизато-
ром С).

Величина заданного от-
крытия Z3 корректируется сиг-
налом AZ/, пропорциональным
отклонению частоты вращения
от номинальной. Складываясь
с сигналом — заданием на сум-
маторе сшнал коррекции
AZ/ увеличивает заданное от-

крытие при частоте вращения
ниже номинальной и уменьша-
ет при повышенной частоте
вращения.

Величина дополнительного

Рис. 6.7. Частотная статическая
характеристика турбоагрегата,
оснащенного АРС.

/ — соответствует холостому ходу тур-
боагрегата при номинальной частоте;

2, 3 — промежуточному значению мощ-
ности туобоагрегата; 4 — номинальной
мощности турбоагрегата.

открытия по отклонению частоты AZ/ зависит от величины откло-
нения частоты и от установленного на задатчике ЗС статизма. Ста-
тизмом АРС и ТА в целом называют величину, характеризующую

взаимосвязь изменения частоты и дополнительного открытия РО
за счет сигнала коррекции по частоте AZ/, выраженного в соответ-
ствующем приращении мощности АРГ,/ турбоагрегата:

Део Рг ном

(6.24)

Г’ I шном

где Рг.ном — номинальная мощность турбоагрегата; соНОм—номи-
нальная угловая частота вращения турбоагрегата; Асо — изменение
угловой частоты вращения.

Заменяя угловую частоту вращения со на частоту напряжения
генератора f, выражение (6.24) можно записать в виде

(6-25)

Это выражение упрощается с учетом /ном=50 Гц:

2Af

*$°/о ~ f ном*	(6.26)

Сигнал заданного открытия Z3, скорректированный по часто-
те, сравнивается на сумматоре с сигналом фактического открытия
Z(f), поступающим по каналу обратной связи ОС с РО. При их ра-
венстве на выходе сумматора сигнал отсутствует и РО не изме-
няет своего открытия. При изменении любого из трех поступающих
на сумматор сигналов появляется сигнал регулирования, посту-
пающий с сумматора на усилительно-преобразовательный элемент
УПЭ и далее — на силовой элемент СЭ, изменяющий открытие РО
таким образом, чтобы было удовлетворено равенство

Z3—j—AZ/=Z(|).
На рис. 6.7 приведена частотная статическая характеристика
турбоагрегата, работающего в энергосистеме, при различных поло-
жениях задатчика открытия (МИСВ). В интервале мощностей от
холостого хода (Рг=0) до номинальной мощности генератора
(Л-,ном) характеристика представляет собой наклонную прямую ли-
нию. Горизонтальный участок характеристики Pr,HOM=const фор-
мируется имеющимся в АРС ограничителем открытия РО, не по-
зволяющим перегружать турбоагрегат.

Каждому положению задатчика открытия соответствует своя
характеристика на рис. 6.7; изменение задания ведет к параллель-
ному перемещению характеристики вдоль оси частоты (ограничение
открытия при этом остается на неизменном уровне). Характеристи-
ка 1 соответствует холостому ходу генератора (Рг=0); при этом
открытие РО таково, что обеспечивается покрытие потерь холо-
стого хода ТА при номинальной частоте вращения (/ном). Допу-
стим, что изменение нагрузки данного турбоагрегата практически
не влияет на частоту в большой энергосистеме. Тогда, перемещая
посредством МИСВ характеристику из положения 1 в положение
2, можно загрузить ТА до мощности Р'г (при неизменной /ном).
Перемещая далее характеристику из положения 2 в положение 3,
можно загрузить ТА до мощности Р"т, т. е. еще на АРГ и т. д.
Такихм образом, посредством МИСВ можно изменять нагрузку тур-
боагрегата в полном диапазоне от холостого хода до номинальной.

Однако на ту же величину АРГ загрузится генератор при
неизменном положении МИСВ, соответствующем характеристике 2,
если частота в системе, а вместе с ней и частота вращения син-
хронно работающего турбоагрегата, понизится на величину А/.
Очевидно, для этого требуется установить определенное соответ-
ствие между сигналами AZ/ и Z3 на входе сумматора АРС, что
достигается согласно (6.24) уставкой по статизму.

Взаимосвязь между А/ и соответствующим АРГ устанавливает-
ся крутизной частотно?! статической характеристики ТА ог,
МВт/Гц:

А^г, f
° г ~	’	(6.27)

где АРг,/=АРг (по рис. 6.7).

Крутизна характеристики связана со статизмом соотношением,
вытекающим из (6.25) и (6.26):

РГ, НОЛТ	106%

/нам	5 %	’

2^г, ном
°г ~	5%

(6.28)

(6.29)

Как видно из характеристик на рис. 6.7, знак приращения
мощности турбоагрегата по частоте обратен знаку отклонения ча-
стоты, следовательно, статизм турбоагрегата, крутизна и коэффи-
циент крутизны частотной характеристики турбоагрегата отри-
цательны.

Согласно ПТЭ статизм турбоагрегата должен находиться в пре-
делах минус (4,5±0,5) %. Это значит, что крутизна характеристи-
248
ки турбоагрегата мощностью 300 МВт должна быть аг=—(120-s—
150) МВт/Гц.

Из рассмотрения рис. 6.7 можно заключить, что при номи-
нальной нагрузке ТА крутизна его частотной характеристики раз-
лична в направлении загрузки и разгрузки: в направлении даль-
нейшей загрузки она мала или даже равна нулю, в то время как
в направлении разгрузки она соответствует норме. В реальных же
условиях она может быть различной и при других нагрузках. При-
чины этого в следующем:

регуляторы АРС имеют зону нечувствительности по частоте,
являющуюся, в частности, следствием наличия люфтов в электро-
механической части регулятора и регулирующего органа. Для тур-
боагрегатов мощностью более 50 МВт ПТЭ допускается зона не-
чувствительности до ±0,15Гц, следовательно, при малых откло-
нениях частоты крутизна может быть мала и даже равна нулю
при любой исходной нагрузке 7’Л;

регуляторы АРС настраиваются при номинальных папа метрах
энергоносителя (давление и температура пара, напор воды). При
изменении открытия регулирующего органа изменяется расход
энергоносителя через проточную часть турбины. Если при этом
происходит отклонение от нормы параметров энергоносителя, изме-
нение мощности оказывается, как правило, меньшим, чем это тре-
буется по настройке АРС, падает и крутизна частотной статической
характеристики ТА. При неэффективной системе автоматического
регулирования производительности парогенератора, наличии регу-
ляторов, препятствующих приведению в соответствие производи-
тельности парогенератора требующемуся при новой частоте рас-
ходу пара через турбину, реальная крутизна частотной характери-
стики турбоагрегата оказывается существенно ниже крутизны ха-
рактеристики АРС.

На тепловых электростанциях часто возникают ограничения
минимальных нагрузок, связанные с неустойчивостью работы паро-
генераторов в этих условиях. Тогда технологическая автоматика
парогенератора не может при повышении частоты и снижении
под действием АРС расхода пара через турбппу обеспечить соот-
ветствующее снижение производительности парогенератора, повы-
шаются параметры пара, и реальное снижение мощности турбо-
агрегата получается существенно меньшим, чем должно быть по
настройке АРС; снижается и реальная ог при Af>0.

Таким образом, реальная частотная статическая характери-
стика ТА существенно отличается от показанной на рис. 6.7, одна-
ко рассмотренные основные принципы остаются в силе. В дальней-
шем, говоря о крутизне характеристики турбоагрегата (или коэф-
фициенте крутизны, или о статизме), мы будем иметь в виду
реальную крутизну частотной характеристики, принимая во
внимание также и влияние на нее парогенератора с его автома-
тикой и т. п.

Введем понятие крутизны частотной характеристики генери-
рующей части энергосистемы:

(6.30)
где ДРг,/,с — суммарное изменение мощности всех генераторов си-
стемы, МВт, при изменении частоты на А/, Гц.

Прирост мощности турбоагрегатов энергосистемы при изме-
нении частоты может быть выражен следующим равенством:

Выражение (6.32) есть
рактеристики генерирующей

Рис. 6.8. Частотная статиче-
ская характеристика генери-
рующей части энергосистемы.

АРг,/,с—еГг.сАД	(6.3{)

Суммарная мощность генераторов после изменения частоты со-
гласно (6.9) составит:

SPrj=SPr+ar,cAf.	(6.32)

знение частотной статической ха-
ги энергосистемы, показанной на
рис. 6.8. Верхний загиб характе-
ристики обусловлен исчерпанием
регулировочных возможностей от-
дельных турбоагрегатов по мере
их загрузки при понижении часто-
ты, вследствие чего в регулирова-
нии принимает участие все мень-
шее количество турбоагрегатов.
Нижний загиб обусловлен техноло-
гическими ограничениями на от-
дельных турбоагрегатах, возника-
ющими по мере их разгрузки при
повышении частоты, в результате
чего также уменьшается количе-
ство турбоагрегатов, изменяющих
нагрузку при дальнейшем росте
частоты. Средний, наиболее кру-
той участок соответствует наи-
большему количеству участвующих
в регулировании турбогенерато-
агибам характеристики, крутизна

последней неодинакова при повышении и понижении частоты.

Совмещенная частотная статическая характеристика энергоси-
стемы. Как уже отмечалось, вторичный небаланс (6.12), являю-
щийся реакцией энергосистемы на отклонение частоты, есть ре-
зультат сложения вторичных небалансов потребителей (6.22) и
генерирующей части энергосистемы (6.31). Следовательно, крутиз-
на совмещенной частотной характеристики энергосистемы опреде-
ляется крутизной частотных характеристик (6.21) и (6.30) гене-
рирующей и потребляющей чаете?! энергосистемы:

ров. При частотах, близких к

5С --- Д^ — 5Г, с

5п-

(6.33)

Принимая во внимание знаки, отметим, что крутизна характе-
ристики системы отрицательна, и значение ее равно арифметиче-
ской сумме крутизны характеристик потребителей и генераторов.

Рассмотрим упрощенно процесс установления новой частоты
в энергосистеме после возникновения первичного небаланса. Пред-
положим, что причиной первичного небаланса является неожидан-
ный рост мощности потребителей на величину АР, при этом в ис-
ходном режиме обеспечивался баланс мощности при номинальной
частоте. На рис. 6,9,а и б, показаны частотные статические харак-
теристики генерирующей части системы (/) и потребителей до (2)
и после (3) возникновения небаланса. Исходный режим характе-
250
ризовался точкой а, соответствующей балансу мощности при но-
минальной частоте.

В начале переходного процесса, последовавшего за возникно-
вением первичного небаланса, частота в энергосистеме еще остава-

лась неизменной (энергосисте-
ма инерционна), поэтому мощ-
ность потребителей увеличи-
лась на всю величину первич-
ного небаланса, и режим по-
требителей характеризовался
точкой б. Этой же точкой
определялась и электрическая
мощность генераторов, равная
мощности потребителей. Мощ-
ность же турбин определяется
впуском в них энергоносителя,
и в первый момент времени
остается неизменной, опреде-
ляемой точкой а. Возникшее
в турбоагрегате преобладание
электрической мощности гене-
ратора над мощностью турби-
ны ведет к торможению ротора
турбоагрегата, т. е. к сниже-
нию частоты его вращения. По-
скольку это происходит одно-
временно на всех турбоагрега-
тах энергосистемы, частота в
последней понижается.

По мере снижения часто-
ты вращения турбоагрегатов
вступают в действие их АРС

Рис. 6.9. Изменение частоты
в энергосистеме при возникнове-
нии первичного небаланса мощ-
ности ЛР.

а — при достаточном регулировочном
диапазоне на электростанциях; б — при
недостатке регулировочного диапазона.

в. Снижение частоты ведет к сбли-

и в соответствии со своими
частотными характеристиками
увеличивают впуск энергоноси-
теля в турбины. Мощность тур-
бин растет со снижением ча-
стоты по характеристике 1
в направлении точки в. Одно-
временно снижается мощность
потребителей по характеристи.
ке 3 также в направлении точки

жению мощности турбин и мощности генераторов, торможение тур-
боагрегатов уменьшается, скорость снижения частоты также умень-
шается, и в точке в наступает новое положение равновесия (6.2).

За время переходного процесса мощность турбин возросла на
АРг./.с, мощность потребителей снизилась на АРП(/, а суммарное
изменение мощности турбин и потребителей, т. е. вторичный не-
баланс мощности, определяемый (6.12), в соответствии с (6.13)
скомпенсировал первичный небаланс.

Отклонение частоты, последовавшее за возникновением первич-

ного небаланса, согласно  (6.13) и (6.33) связано с первичным

небалансом соотношением





(6.34)
тропередачи, связывающим данную энергосистему со смежными
энергосистемами. При этом условно положительным принимается
направление перетока из данной энергосистемы в смежную. При-
ращение сальдо положительно, если оно направлено на увеличение
выдачи мощности из данной энергосистемы в смежные энергоси-
стемы (либо на уменьшение приема мощности из смежных энерго-
систем).

63. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (АРЧМ)

Как уже отмечалось, задача автоматического регу-
лирования частоты (АРЧ) сводится к задаче постоянно-
го поддержания баланса мощности в энергосистеме,
т. е. к задаче регулирования активной мощности. Разли-
чают астатическое и статическое регулирование частоты.

При астатическом регулировании часто-
ты поддерживается баланс мощности при заданной
частоте. Это значит, что при появлении отклонения ча-
стоты вступивший в работу регулятор частоты изменяет
мощности регулирующих электростанций в требуемом
направлении все то время, пока существует отклонение
частоты. Процесс регулирования прекращается лишь
при восстановлении заданной частоты, т. е. при полном
восстановлении баланса мощности в энергосистеме.
Очевидно, что изменение мощности регулирующих элек-
тростанций при этом оказывается равным по величине
первичному небалансу.

Критерий астатического регулирования (т. е. условие
недействия регулятора частоты)

Д/=0.	(6.39)

Отклонение мощности регулирующих электростанций
определяется первичным небалансом мощности, и непо-
средственно от отклонения частоты не зависит:

АРрег.эс^3—АР.	(6.40)

При статическом регулировании частоты
изменение мощности регулирующих электростанций
ставится в прямую зависимость от отклонения частоты:

АР рег^с^КщчА/,	(6.41)

ГДе АРрег,эс=Ррег,эс,/—Ррег,эс,0*, Ррег,эс,0—ИСХОДНЗЯ МОЩ-
НОСТЬ регулирующих электростанций; fQ — исходная ча-
стота; Af=f—f0; Кп,ч — коэффициент передачи регулято-
ра частоты регулирующих электростанций, МВт/Гц;
Кп,ч<0.
Из выражения (6.41) видно, что мощность регули-
рующих электростанций отлична от исходной (ДРре^эс^
#=0) лишь до тех пор, пока сохраняется некоторое от-
клонение частоты от заданного значения (Д/М=0).

При появлении первичного небаланса ДР в энерго-
системе, оснащенной системой статического регулирова-
ния частоты, возникает отклонение частоты в соответ-
ствии с (6.34). Крутизна совмещенной частотной харак-
теристики энергосистемы в этом случае может быть
представлена в виде

(Гс==О/с “Ь Кщч,	(6.42)

где ог'с — крутизна совмещенной частотной характери-
стики энергосистемы без учета регулирующих электро-
станций, выделенных для статического регулирования
частоты.

Этим слагаемым учитывается первичное регулирова-
ние частоты, осуществляемое всеми остальными элек-
тростанциями и потребителями. Слагаемое Лц,ч учиты-
вает регулирующие электростанции. Первичный неба-
ланс компенсируется за счет отклонения частоты:

АР=—Oc^f:=—	+ Д-Ррег,эс) *,	(6.43)

М = - —.	(6.44)

°C	° с + *п, ч

Доля участия регулирующих электростанций в регу-
лировании (т. е. в покрытии первичного небаланса)
пропорциональна коэффициенту передачи регулятора
частоты:

А^рег, эс /Сп ч	1	/с л Кх

-----Тр----< +	'	(6Л6)

Кп, ч + 1

При статическом регулировании не происходит пол-
ного восстановления частоты. Остаточное (по оконча-
нии процесса регулирования) отклонение частоты при
этом необходимо для сохранения изменившейся мощ-
ности как регулирующих, так и всех прочих электро-
станций и потребителей, так как именно это изменение
мощностей компенсирует согласно (6.43) первичный не-
баланс и вновь восстанавливает соответствие выработки
и потребления электроэнергии. Увеличивая коэффици-
ент передачи регулятора, можно это остаточное откло-
нение частоты снижать, однако при этом возрастает до-
ля участия регулирующих электростанций в покрытии
первичного небаланса, что требует повышения их регу-
лировочной способности. Очевидно, что при увеличении
коэффициента передачи статический регулятор частоты
приближается в конечном счете к астатическому, так
как при этом остаточное отклонение частоты (6.44) при
одном и том же первичном небалансе бесконечно умень-
шается, а доля участия регулирующих электростанций
в покрытии первичного небаланса стремится к единице,
что характерно для астатического регулирования.

Рассмотренное ранее первичное регулирование ча-
стоты является статическим, однако без выделения для
регулирования специальных регулирующих электростан-
ций.

На выделяемых для регулирования электростанциях
при статическом регулировании устанавливается мень-
ший в сравнении с прочими электростанциями статизм
их АРС (либо специально установленного на них АРЧ),
а именно такой, чтобы получить требуемый коэффи-
циент передачи регулирования частоты:

(2Рг, нам)рег, эс

«7о=- к—f----------100 /о-	(6.46)

Требуемый коэффициент передачи регулирующих
электростанций может быть определен по (6.44), если
задаться значением первичного небаланса в энергоси-
стеме и допустимым при этом отклонением частоты. Зна-
чение первичного небаланса может быть получено из
анализа реальных режимов и графиков нагрузки энер-
госистемы, а допустимое отклонение частоты определя-
ется ГОСТ на качество электроэнергии или иными со-
ображениями. Выражение (6.45) дает возможность
определить требующийся на регулирующих электростан-
циях регулировочный диапазон АРРег.эс при заданном
АР и Кп,ч- Крутизна совмещенной частотной характе-
ристики остальной части энергосистемы ст'с при этом
предполагается известной.

Автоматическое регулирование частоты в энергоси-
стеме, как астатическое, так и статическое, может быть
обеспечено использованием АРС турбоагрегатов. В этом
случае на выделенных для целей регулирования элек-
тростанциях АРС турбоагрегатов настраиваются либо
астатически, либо с нужным статизмом (6.46). При
астатической настройке для оптимального распределе-
256
ния нагрузки между генераторами регулирующих элек-
тростанций и между регулирующими электростанциями
требуется принятие дополнительных мер.

Методы регулирования частоты посредством АРС
турбоагрегатов подробно описаны в литературе [7, 22,
25, 70] и здесь не рассматриваются.

В настоящее время широко распространено автома-
тическое регулирование частоты с использованием так
называемых вторичных регуляторов частоты. Подклю-
чаемые к ним электростанции оснащаются системами
автоматического регулирования частоты и мощности
(АРЧМ). Системы АРЧМ электростанций обеспечивают
автоматическое поддержание заданной мощности соста-
тизмом по частоте, что необходимо для их участия на-
ряду с прочими электростанциями в первичном регули-
ровании частоты. Кроме того, эти системы позволяют
автоматически изменять мощность электростанции на
заданное значение и в нужном направлении по коман-
дарм от вторичных регуляторов. Последние могут быть
установлены на самих электростанциях либо в ином
месте (например, на диспетчерском пункте энергоси-
стемы) и называются системными устройствами
АРЧМ в отличие от ранее упомянутых станционных
устройств.

Система АРЧМ гидроэлектростанции. Турбоагрегаты
ГЭС ввиду ряда особенностей технологического процес-
са допускают наиболее полную автоматизацию. Пуск,
останов, изменение нагрузки турбоагрегатов ГЭС требу-
ют небольшого времени и, как правило, не сопряжены
с существенным снижением экономичности ГЭС. Поэто-
му ГЭС традиционно используются для регулирования
режима энергосистемы по активной мощности, в том
числе и для регулирования частоты.

Разработкой и внедрением систем автоматического
регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ)
на ГЭС, где они получили название групповых регуля-
торов активной мощности (ГРАМ), занимались многие
организации. С учетом накопленного опыта разработки
и эксплуатации в 1978 г. завершена разработка унифи-
цированной системы ГРАМ.

Упрощенная структурная схема унифицированной си-
стемы ГРАМ разработки ПО «Союзэнергоавтоматика»
приведена па рис. 6.10. Система состоит из задатчика
мощности электростанции ЗМС, сумматора фактической
17-1251
Рис. 6.10. Структурная схема унифицированной системы группового
регулирования активной мощности ГЭС.

БЧК — блок частотной коррекции; ЦР — центральный регулятор; АУ1 — агре-
гатный узел ГРАМ турбоагрегата № 1; БВ, БН— блокировка «выше» и «ниже»
при исчерпании регулировочного диапазона; 1 — внеплановое задание от си-
стемных устройств АРЧМ; 2 — фактическая мощность генераторов от датчиков
мощности ТА № 1........... п;	5 — сигнал о подключении к ГРАМ

ТА № 1.....п; 4 — задание АУ2 ...(?,
Мощности электростанции, управляемого делителя УД,
блока частотной коррекции БЧК, центрального регуля-
тора ЦР, агрегатных узлов АУ, регуляторов открытия
РО направляющего аппарата турбины.

Система ГРАМ получает задание плановой мощности
Рп станции от персонала через ЗМС и внеплановое за-
дание Рнп от системных устройств АРЧМ. Задания по-
ступают на сумматор, куда вводится также суммарная
фактическая мощность генераторов ГЭС, получаемая
с датчиков мощности турбоагрегатов. Выходным сигна-
лом сумматора является сигнал ошибки регулирования
станции ДРС, т. е. разность между заданной и фактиче-
ской мощностью электростанции:

&Рс=Рп + Рнп—2 Рг.	(6.47)

В установившемся режиме при нормальной частоте
сигнал ошибки равен нулю.

Управляемый делитель УД приводит сигнал ошибки
регулирования станции ДРС к сигналу ошибки регулиро-
вания турбоагрегата ДРГ, для чего в него вводится
информация о количестве п подключенных к ГРАМ тур-
боагрегатов.

Выходной сигнал УД поступает в блок частотной
коррекции БЧД, на сумматор которого одновременно
подается сигнал с частотного корректора ЧК. Назначе-
ние БЧК — обеспечить автоматическую коррекцию за-
данной турбоагрегатам мощности при отклонениях ча-
стоты в сети. Это необходимо в связи с тем, что при
установке на электростанции регулятора мощности (на-
пример, типа ГРАМ) автоматические регуляторы часто-
ты вращения турбоагрегатов перестают по существу
корректировать нагрузку турбоагрегатов с изменением
частоты, о чем более подробно сказано ниже.

Сигнал на выходе сумматора представляет собой
сигнал ошибки регулирования турбоагрегата, откоррек-
тированный с учетом отклонения частоты от заданной
уставки /уст:

дрг^=дрг4-др/==дрг+(f _/уст)) (6.48)

Л п	g>

где &нг = ~— сигнал ошибки регулирования станции,
приведенный к одному генератору; /г — количество ге-
нераторов; Рг,ном — номинальная мощность генератора
17*	.	259
(предполагается, что на ГЭС установлены одинаковые
генераторы); $, % — статизм ЧК (напомним, что ста-
тизм, как и крутизна частотной характеристики генера-
тора, есть величина отрицательная).

Далее скорректированный по частоте сигнал ошибки
попадает на центральный регулятор ЦР. Наличие в со-
ставе регулятора пропорционального (К) и интеграль-
ного (ИНТ) каналов обеспечивает пропорционально-
интегральный закон регулирования. Выходной сигнал
регулятора является заданием для агрегатных узлов
ГРАМ. При отсутствии сигнала ошибки регулирования
на входе регулятора выходной его сигнал постоянен и
определяется лишь интегральным каналом; пропорцио-
нальная составляющая отсутствует. Нагрузка генерато-
ров, подключенных к ЦР, неизменна. При появлении
сигнала ошибки интегральная составляющая начинает
изменяться; направление ее изменения выбирается та-
ким, чтобы следующее за ним изменение мощности тур-
боагрегатов, а значит, и суммарной мощности ГЭС при-
водило к снижению сигнала ошибки регулирования.
Пропорциональная составляющая, появляющаяся на
выходе ЦР одновременно с появлением сигнала ошибки,
действует в том же направлении и способствует ускоре-
нию процесса регулирования. Ее величина выбирается
при наладке в целях получения желаемого качества
переходного процесса регулирования. Изменение инте-
гральной составляющей продолжается все то время, по-
ка существует сигнал ошибки (6.48) на входе регулято-
ра. Следовательно, процесс регулирования продолжает-
ся до устранения сигнала ошибки ДРГ,/.

Все турбоагрегаты, подключенные к ГРАМ, получа-
ют от ЦР одинаковое задание. Это задание в агрегат-
ных узлах АУ ГРАМ поступает на регулятор открытия
РО направляющего аппарата турбины, частью которого
является автоматический регулятор частоты вращения
турбоагрегата (см. рис. 6.6). В зависимости от типа ре-
гулятора открытия (регулятора частоты вращения) —
гидромеханический или электрогидравлический — агре-
гатные узлы ГРАМ несколько различаются конструк-
тивно, однако отличия эти не носят принципиального ха-
рактера. Назначение агрегатного узла — возможно точ-
нее поддерживать открытие направляющего аппарата
в соответствии с заданием.

Для снижения влияния автоматических регуляторов
260
пйсюты вращения турбоагрегатов, Имеющих нёсколькд
различающиеся характеристики, на точность распреде-
ления заданной ГЭС мощности между турбоагрегатами,
статизм АРС в агрегатных частях искусственно повыша-
ется до 20—40%, что приводит к относительному ослаб-
лению их воздействия на регулятор открытия турбины
(сигнал AZ; на рис. 6.6).

Неучастие индивидуальных АРС в определении уста-
новившейся нагрузки турбоагрегатов обусловлено сле-
дующим. Предположим, что по некоторой причине из-
менился выходной сигнал АРС (см. рис. 6.6). При не-
изменном сигнале задатчика открытия Z3 (в нашем
случае его функции выполняет агрегатный узел ГРАМ,
преобразующий сигнал ЦР в задание открытия направ-
ляющего аппарата данного турбоагрегата) это ведет
к перемещению направляющего аппарата и соответствую-
щему изменению мощности турбоагрегата. Последнее
приводит к изменению суммарной мощности турбоагре-
гатов ГЭС, нарушению равенства между заданной и
фактической мощностью, появлению сигнала ошибки,
изменению под его влиянием задания турбоагрегатам
на выходе ЦР, направленному в сторону восстановления
прежней мощности. Соответствующим образом изменив-
шееся задание на входе регулятора открытия данного
турбоагрегата скомпенсирует первоначально возникшее
отклонение сигнала АРС. Если бы к ГРАМ был под-
ключен лишь один этот турбоагрегат, процесс измене-
ния выходного сигнала ЦР продолжался бы до тех пор,
пока мощность турбоагрегата не вернулась к исходному
значению. При этом компенсация изменения сигнала
АРС была бы полной. То же самое имело бы место,
если бы сигнал АРС одновременно и одинаково изме-
нился на всех подключенных к ГРАМ турбоагрегатах.
Если же изменение произошло на одном из нескольких
турбоагрегатов, ЦР установит такое новое задание, ког-
да суммарная мощность ГЭС сравняется с заданной,
однако полной компенсации изменения сигнала АРС
на данном турбоагрегате не произойдет, его установив-
шаяся мощность будет отличаться от мощности других
турбоагрегатов. Это отличие будет тем больше, чем
сильнее изменялся сигнал АРС. Повышение статизма
АРС, уменьшая сигнал, тем самым уменьшает и это
остающееся неравенство мощностей, вызванное дейст-
вием АРС турбоагрегата.
Введение сигнала ЧК в ГРАМ приводит к тому, что
при отклонении частоты процесс регулирования прекра-
щается тогда, когда откорректированный по частоте сиг-
нал ошибки (6.48) становится равным нулю; при этом
суммарная мощность ГЭС отличается от заданной на
величину, определяемую статизмом ЧК (в пересчете
на количество подключенных к ГРАМ турбоагрегатов);
АРС турбоагрегатов и в этом случае установившегося
значения мощности ГЭС не определяет.

Параметры динамической настройки ЦР ГРАМ (ко-
эффициент передачи пропорционального канала Ап и
постоянная времени интегрального канала Тинт) выби-
раются при настройке регулятора таким образом, что-
бы в условиях данной электростанции получить наибо-
лее быструю апериодическую отработку резких измене-
ний задания мощности без существенного перерегулиро-
вания.

Как следует из изложенного, динамические и стати-
ческие свойства рассмотренного ГРАМ определяются
центральным регулятором; агрегатные устройства вы-
полняют роль сопрягающих устройств между ГРАМ и
системой регулирования турбоагрегата. Известны и дру-
гие системы ГРАМ, где статические и динамические
свойства системы определяются индивидуальными авто-
матическими регуляторами турбоагрегатов. Эти системы
требуют высокой идентичности характеристик индивиду-
альных регуляторов либо специальных устройств для
уравнивания мощности турбоагрегатов, к тому же они
неудобны для изменения динамической и статической на-
стройки системы, требующейся при изменении режима
работы электростанции или энергосистемы.

Вместе с тем описанная система ГРАМ имеет и свои
недостатки. Так, при разделении электростанции на не-
синхронно работающие части один ЧК уже не может
обслуживать все турбоагрегаты; требуется автоматиче-
ское отключение турбоагрегатов от ГРАМ, ввод в дейст-
вие (путем восстановления нормальных характеристик)
АРС турбоагрегатов. Требуется это и при пуске-остано-
ве турбоагрегатов.

Система АРЧМ тепловой электростанции. Тепловая
электростанция, технологически более сложная в срав-
нении с гидроэлектростанцией, соответственно сложнее
и в автоматизации. Назовем хотя бы некоторые из свя-
занных с этим трудностей.
Изменение мощности турбоагрегата требует соответ-
ствующего изменения производительности котла, для че-
го требуется скоординированное управление подачей
топлива, воды, воздуха, поддержание оптимального ре-
жима в топке и открытия регулирующих клапанов тур-
бины, а также многое другое.

Ввиду тепловой инерционности котла результаты ре-
гулирования реализуются с задержкой, что требует при-
менения сложных законов регулирования. Возникают
также дополнительные осложнения, связанные с инер-
ционностью и задержками при регулировании подачи
топлива и др.

Изменение мощности турбоагрегата связано с изме-
нением расхода пара, следовательно, его давления и
температуры, что приводит к возникновению дополни-
тельных напряжений в металле турбины и котла. В со-
временных высокоиспользованных конструкциях, не
имеющих излишних запасов прочности, эти напряжения
могут привести к преждевременному износу оборудова-
ния, для предотвращения чего необходимо ограничение
темпа изменения мощности.

Устойчивая работа котла со всем комплексом его
технологической автоматики без участия человека в ре-
гулировании режима возможна лишь в сравнительно
узком интервале нагрузок, вследствие чего требуется
организация сложной системы технологических огра-
ничений и блокировок, не позволяющих котлу и турбо-
агрегату войти в зону опасных режимов в процессе авто-
матического изменения нагрузки.

Система управления современной крупной тепловой
электростанцией строится таким образом, что весь объ-
ем необходимой для управления энергоблоками инфор-
мации концентрируется на так называемых блочных
щитах управления и отсутствует на центральном щите.
В результате автоматическое управление тепловой элек-
тростанцией как единым комплексом встречает серьез-
ные трудности.

Работы по автоматизации тепловых электростанций
велись на протяжении многих лет рядом организаций.
Одной из основных задач, решавшихся на раннем этапе,
была задача обеспечения максимальной экономичности
энергосистем путем оптимизации распределения нагруз-
ки между электростанциями и в пределах электростан-
ции—между турбоагрегатами и котлами. Однако дости-
жению положительных результатов в решении этой
задачи препятствовали указанные выше трудности, преж-
де всего — узкий диапазон автоматически изменяемой
нагрузки (малый регулировочный диапазон) и труд-
ность управления электростанцией как единым целым.

С образованием объединенных и Единой энергоси-
стемы СССР задача экономичного распределения среди
функций АРЧМ отодвинулась на второй план, уступив
свое место задаче управления мощностью в целях обес-
печения автоматического регулирования режима энерго-
системы. Этому способствовало также и то, что широкое
внедрение в 9-й и 10-й пятилетках электронных вычис-
лительных машин на всех уровнях оперативного управ-
ления резко повысило оптимальность планируемых ре-
жимов, а применение оперативной дооптимизации режи-
ма в цикле оперативного управления еще более повыси-
ло экономичность работы энергосистем и без использо-
вания систем АРЧМ.

В настоящее время на системы АРЧМ тепловой
электростанции возлагаются следующие функции:

обеспечение устойчивого несения турбоагрегатом
(энергоблоком на блочной ТЭС) заданной графиком
нагрузки;

автоматическое изменение нагрузки в соответствии
с ПТЭ при изменениях частоты в целях обеспечения
первичного регулирования частоты в энергосистеме;

автоматическое изменение мощности в заданном на-
правлении на заданное значение и в заданном темпе
в целях автоматического регулирования режима энерго-
системы;

автоматическое экстренное изменение нагрузки по
командам технологических защит турбоагрегата, котла
и противоаварийной автоматики энергосистемы;

возможность внесения коррекции в распределение
нагрузки между турбоагрегатами (энергоблоками) в це-
лях оптимизации режима по командам от АСУ ТП элек-
тростанции или энергосистемы;

сохранение устойчивого несения нагрузки, возможно
более близкой к заданной, при возникновении внутрен-
них возмущений на котле (в энергоблоке), например,
при резком снижении теплотворной способности топ-
лива;

предохранение турбоагрегата (энергоблока) от недо-
пустимо быстрого изменения нагрузки в чрезмерно бод^
264
Шом диапазоне, опасного с точки зрения тепловых на*
пряжений в металле турбины и другого оборудования.

Эти задачи наиболее полно решаются в разработан-
ной в 1978 г. институтом «Теплоэлектропроект» типовой
системе АРЧМ блочной тепловой электростанции. На
рис. 6.11 приведена общая структурная схема системы
АРЧМ ТЭС.

Система АРЧМ ТЭС состоит из общестанционной
(АРЧМС) и блочных (АРЧМБ) частей. Блочной систе-
мой АРЧМБ оборудуется каждый из энергоблоков,
участвующих в автоматическом регулировании. Основ-
ное назначение блочной части — управление мощностью
энергоблока в соответствии с заданиями, получаемыми
от персонала (заданная блоку плановая мощность Рб,п),
от устройства дооптимизации электростанции (коррек-
тирующее задание Рк), от общестанционной части
АРЧМС (внеплановое задание блоку Рб,нп); автоматиче-
ское изменение заданной блоку мощности в соответст-
вии с установленной настройкой частотного корректора

Рис. 6.11. Структурная схема системы АРЧМ блочной ТЭС.

/—задание от системных устройств АРЧМ; 2 — задание от дежурного персо-
нала электростанции; 3 — информация в системные устройства АРЧМ; 4 — вне-
плановое задание на АРЧМБ других энергоблоков; 5 — задания от противо-
аварийной автоматики; 6 — задания от АСУ ТП; 7 — сигналы ограничения от
технологической автоматики котла и турбоагрегата (ТО); 8 — управление мощ-
ностью котла (РНК) и турбоагрегата (МУТ); 9 —от датчиков мощности гене-
ратора, частоты, давления пара, положения регулирующих клапанов турбины-
ф — сигнал форсировки регулирования; И — система сбора и обработки инфоэ-
мации АРЧМ.
Шри отклонениях частоты. Система АРЧМБ обеспечивает
также предотвращение выхода мощности блока за уста-
новленные персоналом пределы (максимальная Ртах и
минимальная Pmin мощности), ограничение скорости из-
менения мощности блока установленными пределами и
обеспечение технологической устойчивости блока при воз-
никновении внутренних возмущений либо при выходе за
допустимые пределы основных параметров режима блока
(технологические ограничения). Кроме того, АРЧМБ
используется для перевода блока в новый режим по
заданиям противоаварийной автоматики, управления
блоком в режимах пуска-останова, при действии тех-
нологических защит и в других случаях.

Общестанционная система АРЧМС устанавливается
одна на группу энергоблоков. Принимая от централизо-
ванной системы (ЦС АРЧМ) вышестоящего уровня
(энергосистемы, объединенной энергосистемы) задание
на изменение мощности электростанции (внеплановое
задание электростанции Р1Ш), АРЧМС распределяет это
задание между энергоблоками в заданной пропорции
(например, поровну), формируя для каждого из под-
ключенных к ней энергоблоков  внеплановое задание
Рб,нп- Все подключенные к АРЧМС энергоблоки изме-
няют по ее заданию мощность одновременно. Если на
электростанции имеются энергоблоки, для которых та-
кое одновременное управление нежелательно (например,
маневренные газомазутные и маломаневренные пыле-
угольные), то на каждую группу однотипных энерго-
блоков устанавливается собственная система АРЧМС.

Подобным же образом в АРЧМС осуществляется
распределение производной внепланового задания Р'ва,
формируемой в ЦС АРЧМ для обеспечения оптималь-
ных характеристик переходного процесса регулирования
режима энергосистемы. Выдаваемое на энергоблоки за-
дание внеплановой мощности содержит и собственно
внеплановое задание, и его производную.

В состав АРЧМС входит задатчик внеплановой на-
грузки (на рис. 6.11 не показан), посредством которого
в случае необходимости персонал может изменить на-
грузку всех энергоблоков одновременно вручную.

Общестанционная часть, получая информацию с блоч-
ных частей, обобщает ее по всем блокам и передает на
высший уровень в ЦС АРЧМ. Такой информацией,
в частности, являются регулировочные диапазоны на
266
Рис. 6.12. Структурная схема АРЧМБ блочной ТЭС.

/ — упрощенная модель нагрева турбины; 2 — орган контроля многоциклового
режима; 3 — орган контроля малоциклового режима; 4 — задание от АРЧМС,
5 —информация в АРЧМС; 6 — задание от АСУ ТП; 7 — задание от противо-
аварийной автоматики; 8 — блокировка АРЧМБ и РМК от технологической
автоматики (ТОВ —в направлении «Выше»; ТОН — «Ниже»), 9 -- от измери-
тельных трансформаторов тока и напряжения генератора энергоблока; 10 —
от датчика положения регулирующих клапанов турбины; 11 — от датчика дав-
ления свежего пара перед турбиной; 12 — система организации работы РМТ;
КРДВ, К.РДН — контроль наличия и величины регулировочного диапазона бло-
ка в направлении «Выше» и «Ниже»; РФ —реле форсировки регулирования;
БВ, БН — реле блокировки регулирования в направлении «Выше», «Ниже».
загрузку и разгрузку каждого из энергоблоков и элек-
тростанции в целом.

На рис. 6.12 представлена упрощенная структур-
ная схема системы АРЧМБ, состоящей из регу-
ляторов мощности котла РМК и турбоагрегата РМТ,
задатчика мощности блоку 3МБ, ограничителя темпа
задания ОТЗ, блока частотной коррекции БЧК, блока
формирования информации БФИ.

Заданная энергоблоку плановая мощность Рб,п уста-
навливается персоналом посредством задатчика мощно-
сти энергоблоку 3МБ. При необходимости изменения
заданной плановой мощности персонал посредством
3МБ устанавливает не только новое задание, но и тре-
буемую скорость изменения мощности.

Внеплановое задание мощности Рб.нп поступает' на
энергоблок из общестанционной части АРЧМ. Кроме то-
го, на энергоблок может поступать корректирующее за-
дание Рк от АСУ ТП.

Ограничитель темпа задания получает и суммирует
эти задания, формируя на выходе своего интегратора
ИНТ суммарное задание блоку:

Рб,з= (Рб,п + Рб,нп + Рк) К (/),	(6.49)

где K(t)—коэффициент передачи задания.

Если темп изменения суммарного задания энерго-
блоку, определяемый источниками задания, не представ
ляет опасности для турбины, ОТЗ практически без за-
держки передает сигнал задания со своего входа на вы-
ход, т. е.

К(/)=1.	(6.50)

Скорость изменения задания на выходе ОТЗ непре-
рывно контролируется устройством, входящим в ОТЗ
и определяющим максимально допустимую скорость.
При превышении последней приостанавливается даль-
нейшее изменение задания на выходе ОТЗ в данном
направлении. Запрет снимается по истечении некоторого
времени, и передача задания с входа на выход ОТЗ
возобновляется. Вступление в работу ОТЗ приводит
к нарушению соотношения (6.50), средняя скорость на-
растания задания на выходе ОТЗ ограничивается уста-
новленными пределами.

Основную опасность для оборудования при измене-
нии нагрузки мощных энергоблоков представляют тер-
мические напряжения в металле турбины, тем боль-
268
шие, чем быстрее изменяется нагрузка турбины и чем
шире пределы этих изменений. Последствия действий
этих напряжений накапливаются во времени, сокращая
срок службы турбины. Потому в ОТЗ предусмотрено
два предельных темпа изменения задания и соответст-
вующие пределы этих изменений: для малоциклового и
многоциклового режима.

Многоцикловый режим, характеризующийся частыми
изменениями мощности, возникает в процессе участия
энергоблока в автоматическом регулировании режима
энергосистемы, в частности, при регулировании перето-
ков мощности по линиям электропередачи. Внеплановое
задание мощности энергоблоку в этом случае может
меняться очень быстро, изменения эти могут следовать
одно за другим с малыми интервалами времени. В та-
ких условиях безопасны изменения мощности в очень
узких пределах — около ±(5—10)% номинальной мощ-
ности энергоблока. Дальнейшее изменение мощности
можно допустить лишь очень медленное, со скоростью
менее 1% в минуту.

Малоцикловый режим отличается редкими, но зато
в значительных пределах изменениями мощности. Такой
режим имеет место при выполнении заданного энерго-
блоку суточного графика нагрузки и предусматривает
до четырех изменений нагрузки в сутки (две загрузки и
две разгрузки). При таких редких изменениях могут
быть допущены большие термические напряжения в ме-
талле турбины, возникающие при изменении нагрузки
на 20% номинальной мощности со скоростью (2—4) %
в минуту.

Устройство контроля темпа в ОТЗ состоит из упро-
щенной модели нагрева турбины /, вырабатывающей
на своем выходе сигнал, пропорциональный термиче-
ским напряжениям в металле турбины, и двух органов
контроля значения этих термических напряжений. Орган
контроля малоциклового режима 3 вырабатывает на вы-
ходе сигнал при превышении напряжениями большой
уставки; орган контроля многоциклового режима 2 име-
ет уставку значительно меньше и вступает в работу
раньше. При отсутствии запрета на работу устройства
контроля многоциклового режима именно им определя-
ется допустимый темп изменения задания энергоблоку.
При наличии такого запрета темп изменения задания
определяется устройством контроля малоциклового ре-
жима. Запрет, осуществляемый сигналом форсировки Ф*
на устройство контроля многоциклового режима посту-
пает при операциях по изменению планового задания
от 3МБ, а также от АРЧМС. Последнее используется
в тех случаях, когда требуется экстренное изменение
мощности энергоблока в широких пределах по коман-
дам от систем автоматического регулирования режима
энергосистемы (например, для разгрузки перегрузив-
шихся линий электропередачи), либо от персонала цен-
трального щита управления электростанции. Форсиро-
вание регулирования энергоблока подобным образом
используется лишь эпизодически; частое использование
ведет к сокращению срока службы энергоблока.

При поступлении команд на изменение мощности
энергоблока от противоаварийной автоматики (ПА) за-
данное автоматикой значение мощности РбпА устанав-
ливается на выходе ОТЗ немедленно, независимо от
других источников задания и без контроля темпа изме-
нения задания. Поскольку такие задания на энергоблок
поступают редко (не чаще нескольких раз в году), воз-
никающие при этом большие термические напряжения
не ведут к заметному сокращению срока службы тур-
бины; задержка же в выполнении команд ПА угрожает
серьезным развитием аварии в энергосистеме.

При действии ПА задание на выходе ОТЗ опреде-
ляется не (6.49), а заданием от ПА:

Рб,з=Рб,ПА-	(6.51)

С выхода ОТЗ текущее задание энергоблоку Рбз по-
дается на блок частотной коррекции БЧК, где коррек-
тируется с учетом фактиче-
ской частоты в сети (точнее,
на выводах генератора энер-
гоблока) . Корректирующее
задание вырабатывается ча-
стотным корректором, ха-
рактеристики которого опре-
деляются уставкой по ча-
стоте ^уст, зоной нечувстви-
тельности Д/нч, статизмом
s, %. Входным сигналом ЧК
является сигнал датчика
частоты ДЧ, пропорциональ-
ный частоте генератора f.

Рис. 6.13. Характеристика ча-
стотного корректора энергобло-
ка ТЭС.
Выходным сигналом является сигнал корректирующего
задания мощности блока по частоте АРб,л Зависимость
этого сигнала от частоты следует из (6.27) и (6.29) и
показана на рис. 6.13:

ДРб> f = 0 при ^уст’- Д^'<^< fyer +	'

ЬРб. f = (f - fy» Ч-ЖЕпри f < fyc

f=- Ет - ДЕ,Епри f * fyCT+д/1Н

(6.52)

Выходным сигналом блока частотной коррекции
БЧК является текущее значение заданной энергоблоку
мощности Рб,з, откорректированное по частоте:

Рб,з,/=Рб,з+ДРб,у-	(6.53)

При выборе параметров настройки ЧК учитывается
необходимая степень участия энергоблока в первичном
регулировании частоты в системе, в том числе и в слу-
чае аварийного деления энергосистемы на части, отде-
ления данной электростанции или даже энергоблока от
энергосистемы, возникновения асинхронного режима
и т. п. Необходимость установки блока частотной кор-
рекции в составе АРЧМБ обусловлена исключением
АРС турбоагрегата из регулирования установившегося
значения мощности энергоблока в случаях, когда тур-
боагрегат оснащен автоматическим регулятором _ мощ-
ности и работает по заданию последнего, что подробно
рассмотрено при описании ГРАМ ГЭС.

С выхода блока частотной коррекции задание Рб,з,/
поступает на регулятор мощности котла РМК и регу-
лятор мощности турбоагрегата РМТ (рис. 6.12). Туда
же от датчика мощности ДМ генератора поступает сиг-
нал, пропорциональный фактической мощности энерго-
блока. На выходе сумматоров этих регуляторов форми-
руется сигнал ошибки регулирования

АРб=Рб,з,/—Рб-

(6.54)

Регулятор мощности котла под влиянием сигнала
ошибки изменяет задание регулятору нагрузки котла
РНК, который, управляя всей системой технологической
автоматики котла изменяет его нагрузку таким образом,
чтобы свести к нулю сигнал ошибки регулирования, т. е.
обеспечить равенство заданной и фактической мощно-
сти. Аналогично действует РМК и в том случае, если
произошло изменение мощности блока по любой причи-
не при неизменном задании. В случае выхода основных
параметров режима котла за допустимые пределы РМК
автоматически переводится в режим регулирования пре-
дельного параметра, обеспечивая поддержание техноло-
гической устойчивости блока. Возврат в режим регулиро-
вания мощности происходит автоматически после снятия
ограничения либо изменения задания в противополож-
ном направлении.

Управление мощностью турбоагрегата РМТ произво-
дит через регулятор давления РД путем поддержания
или изменения давления пара перед турбиной. При по-
вышении давления пара регулятор через механизм
управления турбиной МУТ открывает регулирующие
клапаны турбины, повышая расход пара через нее и
снижая тем самым давление; мощность турбоагрегата
при этом увеличивается. При снижении давления пара
происходит уменьшение мощности турбоагрегата.

Собственно для управления мощностью энергоблока
нет непосредственной необходимости в подключении
РМТ к АРЧМБ. В самом деле, при увеличении задания
на выходе БЧК регулятором мощности котла увеличи-
вается паропроизводительность котла. По мере ее роста
поднимается давление пара перед турбиной, и регулятор
давления, открывая регулирующие клапаны турбины
в целях увеличения расхода пара и снижения давления,
приводит ее мощность в соответствие с производитель-
ностью котла. Процесс закончится, когда мощность ге-
нератора, зависящая от мощности турбины, сравняется
с новым заданием. Однако такое регулирование было
бы слишком медленным.

В АРЧМБ сигнал ошибки регулирования (6.54) одно-
временно с подачей в РМК подается и в РМТ. При рос-
те задания это приводит как бы к временному пониже-
нию результирующей уставки регулятора давления
(с учетом указанных на рис. 6.12 знаков сигнала по
давлению, сигналов задания и мощности). Стремясь
понизить давление в соответствии с новой уставкой, ре-
гулятор давления сразу же начинает открывать регули-
рующие клапаны турбины, обеспечивая быстрое, хотя и
частичное, выполнение задания. В последующем, когда
производительность котла начнет расти, а вместе с нею
и давление, открытие клапанов продолжится, хотя и
272
медленнее, поскольку с ростом мощности турбины и геие-
ратора будет снижаться сигнал ошибки, повышаться,
точнее, восстанавливаться до прежнего значения, ре-
зультирующая уставка по давлению, замедляться рост
производительности котла. По достижении мощностью
нового заданного значения сигнал ошибки станет нуле-
вым. РМК прекратит дальнейшее изменение производи-
тельности котла, а РМТ — открытие регулирующих кла-
панов. Настройка регуляторов выполняется так, чтобы
давление пара при этом было нормальным. При сниже-
нии задания действие системы аналогично.

Для обеспечения работы РМТ в режиме скользя-
щего давления предусмотрен регулятор положения кла-
панов РПК, также входящий в РМТ, Организация
взаимодействия РПК и РД обеспечивается РМТ и здесь
не рассматривается.

Защитный регулятор минимального давления ЗРМД
нормально в процессе регулирования не участвует и
вступает в действие лишь при недопустимом понижении
давления пара. При этом дальнейший набор нагрузки
турбоагрегатом временно прекращается, возможна даже
его разгрузка в целях повышения давления пара.

Блок формирования информации БФИ, входящий
в состав АРЧМБ, формирует и выдает персоналу и
в АРЧМС следующую информацию, необходимую для
предотвращения ввода энергоблока в опасные режимы
в процессе автоматического регулирования:

о значении мощности, на которое еще может быть
автоматически загружен энергоблок (регулировочный
диапазон блока «Прибавить»);

о значении мощности, на которое может быть авто-
матически разгружен блок (регулировочный диапазон
энергоблока «Убавить»);

о невозможности дальнейшей автоматической за-
грузки энергоблока (исчерпание регулировочного диапа-
зона «Прибавить»);

о невозможности дальнейшей автоматической раз-
грузки блока (исчерпание регулировочного диапазона
«Убавить»);

о значении фактической внеплановой мощности на
энергоблоке;

о невозможности автоматического управления энер-
гоблоком.
Упрощенная структурная схема АРЧМС,
представленная на рис. 6.14, включает в себя регулятор
РНМ и распределитель Р внеплановой мощности, руч-
ной задатчик внеплановой нагрузки РЗН, блок форми-
рования информации БФИ.

Задание на внеплановую мощность (Р1Ш, Р'нп) посту-
пает от общесистемных устройств АРЧМ, установленных
как на самой электростанции, так и на других энерго-
объектах энергосистемы. Кроме того, персонал при не-
обходимости может ввести дополнительное внеплановое
задание посредством задатчика внеплановой нагрузки
РЗН. На сумматоре регулятора РНМ сумма внеплано-
вых заданий сравнивается с суммарным внеплановым
заданием, фактически отработанным всеми энергоблока-

Рис. 6.14. Структурная схема АРЧМС блочной ТЭС.

1 — задание от системных устройств АРЧМ; 2 — информация в системные
устройства АРЧМ; 3 — информация от АРЧМБ; 4 — задания на АРЧМБ трех
групп энергоблоков.
ми, которое формируется отдельным сумматором на ос-
новании информации, поступающей от АРЧМБ. При
несоответствии регулятор производит изменение внепла-
новых заданий энергоблокам до тех пор, пока не восста-
новится соответствие.

С выхода интегратора регулятора задание попадает
на распределители внеплановой мощности, представляю-
щие собой три усилителя, каждый из которых обслу-
живает до четырех энергоблоков. На каждом усилителе
может быть установлен свой коэффициент усиления,
определяющий долю общего внепланового задания, ко-
торая поступает на подключенные к нему энергоблоки.
Таким образом, все энергоблоки электростанции могут
быть разбиты на три группы, между которыми возмож-
но различное распределение задания. Внутри каждой
группы задание делится поровну. Все энергоблоки, под-
ключенные к АРЧМС, участвуют в регулировании одно-
временно.

Значение внепланового задания, поступающее на
энергоблоки, определяется выражениями:

(^б. nn)l = а1^нп’
(^б, нп)ц — ац^нп>
(Рб, нп)ц1 = аШ^нп>

(6.55)

где (Рб.нп)г, (Рб,нп)п; (Рб.нп)ш —внеплановое задание,
поступающее на каждый энергоблок соответственно I,
II и III групп; ai, an, am — коэффициенты усиления уси-
лителей распределителя.

В целях обеспечения точной отработки задания коэф-
фициенты связаны между собой соотношением

aiftj + aiiAZu + amftiii=I,	(6.56)

где ni, Пц, пт — количество блоков, подключенных к I,
II и III усилителям.

С выходов распределителя задание поступает на
АРЧМБ.

Система АРЧМС обеспечивает отработку энергобло-
ками суммарного внепланового задания до тех пор, пока
сохраняется регулировочный диапазон хотя бы на одном
энергоблоке. При исчерпании регулировочного диапазо-
на всеми энергоблоками в АРЧМС формируется сигнал
исчерпания регулировочного диапазона электростанцией
в целом, Этот сигнал передается в системную часть
18*	4	275
АРЧМ и блокирует регулятор внепланового задания
в этом направлении.

Для ускорения процесса регулирования внепланово-
го задания на вход регулятора от системных устройств
АРЧМ подается не только само внеплановое задание, но
и его производная. Производная действует лишь в пе-
риод изменения внепланового задания и на установив-
шемся значении мощности электростанции не сказыва-
ется. Однако ее использование позволяет повысить ка-
чество переходного процесса при регулировании. Вели-
чина производной подбирается при наладке системы.

Для ускорения процесса регулирования внепланово-
го задания в экстренных случаях от системной части
АРЧМ поступает сигнал форсировки Ф, который через
АРЧМС ретранслируется на АРЧМБ. Рядом с РЗН пре-
дусмотрена кнопка, посредством которой персонал мо-
жет подать сигнал форсировки на все АРЧМБ при не-
обходимости экстренного управления мощностью элек-
тростанции с помощью РЗН.

В блоке формирования информации, кроме ранее
упомянутых сигналов суммарного фактического внепла-
нового задания и исчерпания регулировочных диапазо-
нов, формируются также сигналы о значении суммарных
регулировочных диапазонов электростанции на «Приба-
вить» и «Убавить», также передаваемые в системную
часть АРЧМ. Кроме того, в блоке формирования инфор-
мации формируется сигнал о готовности либо неготов-
ности АРЧМС к принятию управляющих сигналов Рдп
от системной части АРЧМ.

Системные устройства АРЧМ. К ним относятся авто-
матические регуляторы частоты АРЧ, автоматические
регуляторы перетока АРП, комплексные автоматические
регуляторы перетока и частоты АРПЧ, автоматические
ограничители перетока АОП. Все указанные устройства
относятся к вторичным регуляторам, реагирующим на
параметры режима энергосистемы, в отличие от первич-
ных регуляторов — автоматических регуляторов частоты
вращения турбоагрегатов, контролирующих и регули-
рующих непосредственно частоту вращения роторов тур-
боагрегатов. Разработка принципов и создание аппара-
туры^ системных устройств АРЧМ ведутся рядом органи-
заций. Ниже рассмотрены принципы выполнения систем-
ных устройств АРЧМ, разработанных институтом
«Энергосетьпроект».
Автоматический регулятор частоты
(АРЧ), структурная схема которого показана на
рис. 6.15, состоит из датчика эталонной частоты ДЭЧ,
выявителя отклонения частоты ВОЧ, вычислительного
блока ВБ и интегратора ИНТ.

Датчик эталонной частоты разработан и изготавли-
вался ВНИИЭ. Он представляет собой высокостабиль-
ный генератор промышленной частоты, состоящий из за-
дающего высокочастотного генератора, рабочая частота
которого стабилизирована кварцевым резонатором,

На, АРЧМ
электро-
станций,

Рис. 6.15. Структурная схема автоматического регулятора частоты.

управляемого делителя-преобразователя частоты, усили-
теля мощности и блока контроля работы преобразова-
теля. Посредством выносного пульта управления часто-
та выходного сигнала ДЭЧ может устанавливаться рав-
ной 49,5; 49,55; 49,6 ... 50,0; ...; 50,45; 50,5 Гц. Этот
высокостабильный сигнал является эталонной частотой
уставки ^уст, с которой в выявителе отклонения частоты
ВОЧ сравнивается текущая частота энергосистемы f.

Сигнал, пропорциональный отклонению частоты
\f—f—поступает на вычислительный блок ВБ, где
на основании заданного коэффициента передачи регуля-
тора по частоте Ап,ч определяется расчетное управляю-
щее воздействие на изменение мощности регулирующих
электростанций, необходимое для устранения данного
отклонения частоты:

(6.57)

Если коэффициент передачи КПуЧ равен фактической
крутизне совмещенной частотной- характеристики энер-
госистемы, то расчетное управляющее воздействие близ-
ко к фактическому первичному, небалансу энергосисте-
мы, приведшему к зафиксированному отклонению ча-
стоты (6.34), и направлено противоположно этому не-
балансу.

Сигнал, пропорциональный расчетному управляюще-
му воздействию (6.57), поступает на интегратор, выход-
ной сигнал которого является текущим заданием регу-
лирующим режим электростанциям на изменение мощ-
ности (внеплановым заданием) по частоте:

t	t

Рт=± J	f Af dt.	(6.58)

о	о

Постоянная времени интегрирования Ти определяет
быстродействие регулятора и численно равна времени,
в течение которого выходной сигнал интегратора станет
равным по величине входному (при неизменной величи-
не входного сигнала). Знак внепланового задания дол-
жен быть обратен знаку первичного небаланса, следова-
тельно, и отклонения частоты (коэффициент передачи
Яп,ч<0).

От выбора постоянной времени зависит точность под-
держания частоты. Чем меньше Ти, тем лучше регули-
рование частоты, но тем чаще меняется задание элек-
тростанциям, регулирующим режим, и тем скорее изна-
шивается основное оборудование этих электростанций.
Обычно считается достаточным эффективное подавление
наблюдающихся в энергосистемах колебаний частоты
с периодом около 10 мин; для этого достаточна постоян-
ная времени 60—80 с. Одиночные резкие изменения ча-
стоты такой системой ликвидируются за 3—4 мин. Ниж-
ний предел Ти определяется быстродействием подклю-
ченных к АРЧ электростанций с учетом задержки во
всех звеньях системы управления; АРЧ не должен из-
менять задание быстрее, чем может изменяться мощ-
ность регулирующих электростанций их системами
АРЧМ.

Рассмотренный АРЧ является астатическим регуля-
тором, поскольку его выходной сигнал изменяется до
тех пор, пока частота не сравняется с заданной устав-
кой (критерий регулирования Af=O).

Несоответствие коэффициента передачи регулятора
фактической крутизне совмещенной частотной характе-
ристики энергосистемы не мешает астатическому под-
держанию регулятором заданной частоты; это ведет
лишь к отклонению фактической постоянной интегриро-
вания регулятора частоты от заданной в (6.58). Так,
повышение Кп,ч вдвое эквивалентно снижению в той же
пропорции постоянной интегрирования Ти, и наоборот.

Автоматический регулятор перетока
(АРП), структурная схема которого показана на рис. 6.16
278
состоит йз задатчика уставки ЗУ, выявителя отклонения
перетока ВОП, вычислительного блока ВБ, интегратора
ИНТ. Показанный на схеме датчик мощности ДМ непо-
средственно в АРП не входит.

Датчик мощности формирует сигнал, пропорциональ-
ный трехфазной активной мощности, передаваемой по
линии электропередачи, Рл (условно положительное на-
правление ее показано на схеме). Выявитель отклоне-
ния перетоков сравнивает этот сигнал с заданной устав-

Рис. 6.16. Структурная схема автоматического регулятора перетока.

1,2 — энергосистемы, связанные контролируемой линией; стрелкой указано
условное положительное направление перетока мощности по линии.

кой Рл,уст и формирует сигнал ошибки регулирования
АРЛ=РЛ—Рл.ует- Вычислительный блок в соответствии
с заложенным в него коэффициентом передачи по пе-
ретоку Кп,п определяет расчетное значение изменения
мощности регулирующих электростанций, необходимого
для ликвидации зафиксированного отклонения перетока:

ДРр=Лп,пДРл.	(6.59)

Интегратор обеспечивает преобразование расчетного
значения ДРр в текущее значение внепланового задания
регулирующим электростанциям, которое изменяется
с заданной динамикой (постоянной времени интегриро-
вания Ти):

t  : _!_ f ДР dt —  Tn J р	i  0	t  f ДР/Л.	(6.60)  и J  0
Значение и знак коэффициента передачи, определяю-
щие значение и знак внепланового задания при данном
отклонении перетока, зависят от места размещения ре-
гулирующих электростанций и от частотных свойств
энергосистемы.

Очевидно, что по окончании процесса регулирования
внеплановое задание должно быть таково, чтобы вы-
званное им изменение перетока мощности по контроли-
руемой линии ДРл,нп было равно по величине и обратно
по знаку первоначальному отклонению перетока ДРЛ,
приведшему к возникновению процесса регулирования:

ДРл,нп + ДРл=О.	(6.61)

Изменение перетока, происшедшее за счет действия
регулятора, может быть определено следующим обра-
зом.

При размещении регулирующих электростанций
в одной из связываемых контролируемой линией Л
энергосистем изменение перетока по Л обусловлено из-
менением частоты, вызванным действием АРП. В самом
деле, при изменении мощности регулирующих электро-
станций в передающей энергосистеме 2 согласно (6.376)
изменение перетока по линии Л составит:

АРЛ. нп., - Л,и., 7--?; (6.62а)
°C, 1 “Г °C,2

то же при изменении мощности в приемной энергоси-
стеме /:

АРЛ. нп., =-- - Рт., 7	" •	(6-626)

QC, 1Т°С,2

Знак минус связан с принятым на рис. 6.16 услов-
ным положительным направлением перетока по линии,
вследствие чего рост мощности генераторов энергосисте-
мы 1 ведет к снижению перетока по линии Л.

Из (6.59), полагая расчетную величину ДРр равной
конечному значению внепланового задания Ртл или
Рнп,2» с учетом (6.61), (6.62а) и (6.626) можно опреде-
лить требуемые коэффициенты передачи регулятора
в зависимости от места расположения регулирующих
электростанций:

при размещении в передающей энергосистеме

=	=	+	=	(6.63а)
при размещении в приемной энергосистеме

+ <6-63б>

Из (6.63а), (6.636) следует, что абсолютное значение
коэффициента передачи меньше (ближе к единице)
в случае размещения регулирующих электростанций
в энергосистеме с меньшей крутизной совмещенной ча-
стотной характеристики ас,/> что обычно имеет место
в энергосистеме с меньшей установленной мощностью.
В этом случае для изменения перетока на заданное зна-
чение потребуется меньшее внеплановое задание на ре-
гулирующие электростанции. Знак коэффициента пере-
дачи показывает, что при повышенном перетоке (ДРЛ>
>0) внеплановое значение мощности, вырабатываемое
регулятором для расположенных в передающей энерго-
системе электростанций, отрицательно (разгрузка),
а в приемной энергосистеме — положительно (загрузка).
Таким образом, регулирующие электростанции целесо-
образно размещать в меньшей по мощности энергосисте-
ме, поскольку в ней регулирование более эффективно.
Выигрыш тем больше, чем существеннее различие
энергосистем по установленной мощности.

Однако при регулировании перетока между энерго-
системами соизмеримой мощности такое размещейие ре-
гулирующих электростанций не дает должного эффекта:
при равных .мощностях энергосистем требуемый коэф-
фициент передачи возрастает до двух. Это значит, что
для изменения перетока на 100 МВт требуется изменить
мощность электростанций, расположенных в одной из
энергосистем, на 200 МВт. В этом случае целесообразно
разместить регулирующие электростанции в обеих энер-
госистемах, подавая на них равные по величине и про-
тивоположные по знаку внеплановые задания («баланс-
ное регулирование»). Тогда изменение перетока будет
обусловлено обоими регулирующими воздействиями
одновременно:

Д<Рл,пп = А-РлдшзЧ-ЛРл.нп.г-	(6.64)

Требуемые коэффициенты передачи регулятора на
каждую из групп электростанций

1;	(6.65)

Балансное регулирование — наиболее эффективный
способ регулирования.
Рис. 6.17. Неправильный выбор
регулирующей электростанции для
АРП по линии Л1.

Все сказанное в полной мере относится к случаю
регулирования суммарного перетока по группе линий
электропередачи, связывающих две энергосистемы. В
этом случае в ВОП подается сумма сигналов от датчи-
ков мощности каждой из линий электропередачи.

Однако на практике встречаются случаи, когда тре-
буется регулирование перетока по части линий, связы-
вающих данные энерго-
системы, или даже лишь
по одной (например, наи-
более мощной) линии.
В этих случаях в (6.59)
и (6.60) приходится до-
полнительно увеличивать
коэффициент передачи с
учетом того, что на кон-
тролируемую линию (пли
группу линий) при изме-
нении мощности регули-
рующих электростанций
приходится лишь часть

того	суммарного	изменения	перетока, которое на-

блюдается по всем линиям связи между данными
энергосистемами.	При	этом	приходится учитывать и

размещение регулирующих электростанций относительно
контролируемой линии (рис. 6.17). Нетрудно убедиться,
что почти равноудаленная от концов контролируемой
линии электростанция ЭСЗ мало влияет на переток по
этой линии; при ее использовании коэффициент переда-
чи АРП пришлось бы резко увеличивать (по абсолют-
ному значению).	[

Рассмотренный АРП является астатическим регуля-
тором перетока, поскольку его критерий регулирования

ДРл=0.

(6.66)

Выбор постоянной времени интегрирования Ти опре-
деляется требующимся быстродействием АРП и манев-
ренными характеристиками регулирующих электростан-
ций, а также характером колебаний контролируемого
перетока; обычно Т1Г=30^-80 с.

Комплексный автоматический регуля-
тор перетока и частоты (АРПЧ), структурная
схема которого показана на рис. 6.18, представляет со-
бой сочетание в едином регуляторе АРЧ и АРП.

Ж»
Канал частоты АРПЧ состоит из датчика эталонной
частоты ДЭЧ, выявителя отклонения частоты ВОЧ, вы-
числительного блока частоты ВБЧ, описанных ранее.
Канал перетока включает в себя задатчик уставки ЗУ,
выявитель отклонения перетока ВОП и вычислительный
блок перетока ВВП. Датчики мощности включаются
на ток и напряжение линий электропередачи, переток

Рис. 6.18. Структурная схема комплексного автоматического регу-
лятора перетока и частоты.

по которым должен контролироваться. Обычно это либо
все внешние линии электропередачи данного энергорайо-
на (энергосистемы), либо основные из этих линий. Сиг-
налы датчиков мощности суммируются (на схеме не
показано) и подаются на ВОП.

Сигналы обоих каналов суммируются и образуют
расчетное управляющее воздействие ДРр, на измене-
ние мощности регулирующих электростанций, необходи-
мое для восстановления регулируемого параметра:

АГр=Кп,пЛ^>л_ЬКп,ч^-	(6.67)

В (6.67) коэффициент передачи регулятора по пе-
ретоку —1 (с учетом условного положительного
Направления перетока из данной энергосистемы в смеж-
ные и расположения регулирующих электростанций
в этой энергосистеме), если контролем охвачены все ли-
нии электропередачи, связывающие данную энергосисте-
му со смежными. При контроле только части линий
(например, наиболее мощных) Кп,п должен быть больше
единицы в той же мере, в какой переток по контроли-
руемым линиям меньше суммарного перетока по всем
линиям.

Из сравнения (6.67) при Кп,п——1 с (6.37) .видно,
что при выборе коэффициента передачи по каналу ча-
стоты Лп,ч равным фактической крутизне совмещенной
частотной характеристики регулируемой г-й энергоси-
стемы

Кп»ч=0с,*

(6.68)

расчетное управляющее воздействие ДРр получается
равным по величине и обратным по знаку первичному
небалансу мощности в этой энергосистеме, фиксируемо-
му регулятором по сочетанию отклонения перетоков и
частоты:

ДР р— ЬР л + ЛщчД^—

=—ДРсд,/,/ + Vc,ikf==—APi.

(6.69)

В (6.69) ДРл=ДРсд,/,/; условие (6.68) выполнено.

Таким образом, выходной сигнал сумматора
представляет собой расчетное управляющее
воздействие, равное по значению и обрат-
ное по знаку первичному небалансу в ре-
гулируемой энергосистеме. Примечательно,что
эта величина не зависит от режима работы остальной
части ОЭС, от ее частотных свойств и состояния баланса
мощности.

Выходной сигнал сумматора подается на ИНТ, на
выходе которого формируется текущее внеплановое за-
дание регулирующим электростанциям:

t	t

= J	J (Кп, п^Рл + Ка.	(6.70)

О	о

Постоянная времени интегрирования Тп обеспечива-
ет те же функции и принимается в тех же пределах, что
и в АРЧ или АРП.
Регулирующие электростанции для АРПЧ выбирают-
ся в регулируемой энергосистеме, поскольку задачей
АРПЧ является регулирование баланса именно этой
энергосистемы.

Критерий регулирования АРПЧ следует из (6.70):

ДРР=АП>ПАРЛ+Ап,чД/—0,

(6.71)

поскольку лишь в этом случае внеплановое задание на
выходе регулятора неизменно, т. е. регулятор находится
в покое.

Из анализа критерия регулирования (6.71) следует,
что АРПЧ может рассматриваться как АРП с уставкой
перетока, автоматически корректируемой по фактическо-
му отклонению частоты, либо как АРЧ с уставкой ча-
стоты, автоматически корректируемой по отклонению
перетока. Учитывая, что ДРЛ=РЛ—Рл.уст, в Д/=/—/уст,
можно записать, эти автоматически корректируемые
уставки следующим образом:

^.ycT.f=A.ycT-^-AA	(6.72а)

/ycT,P=/yCT-^-A^.	(6-726)

Для случая, когда контролем охвачены все межси-
стемные связи данной энергосистемы (/<п,п=—1),

Р л, уст ,f=P л,уст + Кц.чД/*,	(6.73а)

/уст.Р^/уст+^-Д^л-	(6.736)

Выражения (б.73а) и (6.736) указывают, что при по-
вышении частоты (Д/>0) уставка регулятора перетока
АРПЧ автоматически понижается, а при повышении пе-
ретока, направленного в смежные энергосистемы (ДРЛ>
>0), уставка частоты АРПЧ автоматически понижает-
ся. Сравнивая второе слагаемое этих выражений соот-
ветственно с (6.33) и (6.37а), можно установите, что
в первом случае вносится коррекция уставки по пере-
току на вторичный (частотный) небаланс данной энер-
госистемы, а во втором — коррекция уставки по частоте
на отклонение частоты, соответствующее изменению
сальдо данной энергосистемы вследствие того же вто-
ричного небаланса
Следовательно, выбрав коэффициент передачи ЙЗ
каналу частоты равным фактической крутизне совме-
щенной частотной характеристики регулируемой энерго-
системы, получим регулятор, не вступающий в действие
при отклонениях частоты либо перетока, вызванных воз-
никновением первичного небаланса вйс данной энергоси-
стемы, поскольку его уставки автоматически приводятся
к значениям, соответствующим частоте и перетоку, кото-
рые должны иметь место при изменении режима по
внешним для данной энергосистемы причинам.

Таким образом, АРПЧ при надлежащим образом
выбранном коэффициенте Кп,ч является селективным
(избирательным) регулятором. При наличии первичного
небаланса в собственной энергосистеме он вступает
в действие и изменяет задание регулирующим электро-
станциям своей энергосистемы таким образом, чтобы
устранить этот небаланс; при отсутствии первичного не-
баланса в энергосистеме, в которой установлен регуля-
тор, он в действие не вступает, допуская отклонение и
перетока, и частоты, а нормализация режима осущест-
вляется регуляторами в тех энергосистемах, в которых
возник первичный небаланс.

Таким образом, устанавливая АРПЧ во всех энерго-
системах, входящих в ОЭС, можно получить систему
автоматического регулирования режима, способную нор-
мализовать режим ОЭС путем восстановления баланса
именно в тех энергосистемах, где он нарушен. При
наличии небаланса в некоторых или во всех энергоси-
стемах АРПЧ каждой энергосистемы фиксирует и устра-
няет собственный первичный небаланс независимо от
Других.

Вместе с тем вследствие своей селективности такой
регулятор не способен восстановить режим в том слу-
чае, если в энергосистеме — источнике первичного неба-
ланса— отсутствует АРПЧ, либо он неэффективен, на-
пример, из-за отсутствия регулировочного диапазона на
электростанциях энергосистемы. Но и в этом случае
он действует наилучшим образом, допуская определяе-
мую первичным регулированием частоты взаимопомощь
всех энергосистем энергосистеме, в которой возник пер-
вичный небаланс. Астатический АРЧ восстановил бы
частоту в ОЭС, однако поскольку он принял бы на свои
регулирующие электростанции весь небаланс ОЭС,
внешние перетоки этой энергосистемы изменились бы
286
в гораздо большей степени, что могло повести к пере
грузке линий электропередачи. Астатический АРП вер-
нул бы внешние перетоки «своей» энергосистемы к за-
данному значению, чем лишил бы энергосистему —
источник первичного небаланса взаимопомощи «своей»
энергосистемы и тем вызвал бы дополнительное увели-
чение отклонения частоты в ОЭС.

При невыполнении условия (6.68) селективность ре-
гулятора снижается; энергосистема, оснащенная таким
АРПЧ, по окончании регулирования остается в таком
режиме, какой был бы, если бы крутизна ее частотной
характеристики равнялась Кп,ч, а не фактической стс,ь

Некоторым недостатком АРПЧ является то, что он
не обеспечивает разгрузки внешних линий электропере-
дачи «своей» энергосистемы при перегрузке их по «чу-
жой вине». Этот недостаток преодолевается путем уста-
новки дополнительно к АРПЧ устройств автоматическо-
го ограничения перетоков, рассмотренных ниже и опре-
деленным образом взаимодействующих с АРПЧ.

Автоматический ограничитель перето-
к а (АОП) выполняется по структурной схеме, показан-
ной на рис. 6.19. Он представляет собой автоматический
регулятор перетока с зоной нечувствительности. Нижняя
и верхняя границы зоны нечувствительности являются
соответственно минимальной POrp,min и максимальной
Р огр,max уставками АОП.

При перетоке, находящемся в пределах зоны нечув-
ствительности,

Porp.min < Р п<Р огр,max	(6.74)

АОП в действие не вступает; выходной сигнал его оста-
ется нулевым.

При выходе перетока за пределы, определенные
уставками, на выходе выявителя перегрузки ВП появля-
ется сигнал

ДРОгр — РЛ	Рогр, max ПРИ Рл РОгр. max', I ’ (6 75)

△^огр — Рл	Л,гр. min ПРИ Рл Рогр, mln- f

После обработки в вычислительном блоке ВБ сиг-
нал, соответствующий расчетному значению управляюще-
го воздействия на регулирующие электростанции,
поступает на интегратор. В результате формируется ре-
гулирующее воздействие, необходимое для возвращения
перетока к соответствующей уставке АОП:

АРоц).	(6.76)
В зависимости от размещения регулирующих электро-
станций относительно контролируемых линий /СП)п может
принимать различные значения, что подробно рассмот-
рено ранее (см. описание АРП).

электро-
станций

Рис. 6.19. Структурная схема автоматического ограничителя пере-
тока.

БВ — блок возврата.

Текущее значение внепланового задания на регули-
рующие электростанции формируется в интеграторе по
закону, аналогичному закону АРП:

нп

О

(6-77)

△^огр^-

О

Критерий регулирования АОП

А7,огр=0 при Рл	огр,max’,

огр,min.

(6.78)

Имея широкую зону нечувствительности, АОП срав-
нительно редко вступает в работу. Уставки АОП выби-
раются обычно таким образом, чтобы он своим дейст-
вием препятствовал длительному выходу контролируе-
мого перетока за пределы зоны, безопасной с точки зре-
ния устойчивой параллельной работы энергосистем. По-
скольку основным назначением АОП является возможно
более быстрый возврат превысившего уставку перетока
в зону разрешенных режимов, быстродействие является
важнейшим его свойством. Постоянная времени интегри-
рования АОП выбирается минимальной по условиям ус-
тойчивости процесса регулирования и ограничивается
быстродействием систем АРЧМ регулирующих электро-
станций и задержками во всем тракте регулирования от
датчиков до генераторов, обычно Ти=7-т-15 с.

В отличие от АРП, АРЧ и АРПЧ, действующих не-
прерывно, редко вступающие в работу быстродействую-
щие АОП не могут вызвать существенного износа си-
стем регулирования и основного оборудования регули-
рующих электростанций.

Работа АОП прекращается, когда контролируемый
переток входит в зону допустимых режимов (6.74).

Если АРЧ, АРП и АРПЧ можно с большим основани-
ем назвать регуляторами нормального режима энерго-
системы, то АОП является по существу регулятором
предаварийного режима и может рассматриваться как
первый эшелон системы противоаварийной автоматики
энергосистем.

В ряде случаев АОП имеет в дополнение к описан-
ному режиму ограничения еще и режим возврата.
Назначение последнего двояко:

обеспечить подавление колебаний перетока вблизи
уставки АОП, что повышает устойчивость режима энерго-
системы при опасных перетоках по контролируемым
линиям электропередачи;

обеспечить автоматический возврат нагрузки регули-
рующих электростанций к исходному (плановому) зна-
чению после ликвидации перегрузки контролируемых ли-
ний электропередачи.

На рис. 6.20 приведены диаграммы, полученные на
регистрирующих приборах (регистрограммы), перетока
и внепланового задания на регулирующие электростан-
ции при отсутствии (а) и наличии (б) режима возврата
АОП. Автоматический ограничитель перетока, не имею-
щий режима возврата, регулирует таким образом, чтобы
колеблющийся переток оставался преимущественно ни-
же уставки. Среднее значение перетока на связях между
мощными объединениями оказывается при этом на
50—100 МВт ниже уставки АОП. Автоматический огра-
ничитель перетока, имеющий возврат, гасит колебания
вблизи уставки, поддерживая среднее значение перетока
равным уставке и обеспечивая лучшее использование
контролируемой линии.

19—1251

28?
В ряде случаев постоянная времени интегрирования
в режиме возврата принимается в 3—4 раза превышаю-
щей Ти в режиме срабатывания. Такой АОП занимает
промежуточное положение между АОП с наличием и от-
сутствием возврата.

Рис. 6.20. Диаграммы перетока по линии электропередачи при дей-
ствии АОП.

а —при отсутствии возврата АОП; б — при наличии возврата.

Следует отметить, что наличие режима возврата уве-
личивает длительность работы линии электропередачи с
предельным перетоком на время, пока длится возврат
регулирующих электростанций к исходной нагрузке, од-
нако это не представляет существенной опасности, по-
скольку АОП в любой момент готов перейти в режим
срабатывания.

Подготовка режима возврата, т. е. перевод АОП в ре-
жим регулирования, производится по факту появления
сигнала на выходе интегратора. Прекращение режима
290
Возврата осуществляется при подходе выхода интеграто-
ра к нулю. Непременным условием действия возврата
является выполнение (6.74).

6.4. СИСТЕМЫ АРЧМ

Системы автоматического регулирования режима объ-
единенной энергосистемы по частоте и перетокам актив-
ной мощности (АРЧМ ОЭС) создаются для выполнения
следующих функций: автоматического комплексного ре-
гулирования сальдо перетоков по связям ОЭС со смеж-
ными объединенными энергосистемами и частоты; авто-
матического ограничения перетоков по отдельным груп-
пам внешних связей; автоматического ограничения пере-
токов по наиболее загруженным внутренним участкам
транзитов данной ОЭС.

В зависимости от конкретных условий комплексное
регулирование сальдо внешних перетоков и частоты ОЭС
может быть заменено астатическим регулированием
сальдо перетоков ОЭС или суммарных перетоков по от-
дельной группе внешних связей либо регулированием ча-
стоты.

Системы АРЧМ энергосистем и ОЭС выполняются-на
базе устройств АРЧМ, рассмотренных ранее, и могут
быть как местными, так и централизованными.

Местными системами АРЧМ называются
устройства, которые расположены на одной электростан-
ции, контролируют режим по местным, здесь же распо-
ложенным датчикам (частоты, перетоков мощности) и
управляют режимом путем изменения мощности этой же
электростанции. Местные устройства наиболее просты и
надежны, поскольку для своего действия не требуют
телеканалов. Однако они способны контролировать ре-
жим ОЭС лишь в месте установки, а их возможности
по регулированию режима ограничены регулировочны-
ми возможностями электростанции. Лишенные инфор-
мации о режиме работы других линий электропередачи
ОЭС, они неспособны обеспечить оптимальное управле-
ние: регулируя контролируемый параметр, они могут
способствовать перегрузке других транзитов ОЭС.

Централизованными системами (ЦС)
АРЧМ называются устройства, которые обеопечивают
контроль нескольких, наиболее ответственных участков
транзитов ОЭС, и регулируют режим путем изменения
мощности нескольких регулирующих электростанций.
19*	291
Управляющий вычислительный комплекс таких систем
обычно устанавливается на крупных энергетических объ-
ектах ОЭС (подстанциях, электростанциях) или, что ча-
ще, на диспетчерских пунктах (ДП) объединенных дис-
петчерских управлений (ОДУ). Периферийные устрой-
ства, например датчики мощности и системы АРЧМ
регулирующих электростанций, размещаются на энерго-
объектах ОЭС. Комплекс связывается воедино системой
каналов телеизмерения, телеуправления, телесигнали-
зации. Располагая информацией о наиболее важных па-
раметрах режима ОЭС, ЦС АРЧМ способны координи-
рованно управлять режимом, оптимально устраняя воз-
никающие нарушения баланса. Степень оптимальности
управления зависит от полноты информации о текущем
режиме, от выбранного алгоритма управления режимом,
от наличия достаточного количества правильно разме-
щенных регулирующих режим электростанций, от нали-
чия достаточных регулировочных диапазонов на элект-
ростанциях, от быстродействия системы регулирования
как самих электростанций, так и всего комплекса АРЧМ
в целом. Очень важна правильно организованная систе-
ма взаимодействия различных устройств, входящих в
комплекс ЦС АРЧМ, а также способность комплекса
сохранять работоспособность при повреждении различ-
ных входящих в него устройств.

Местные системы АРЧМ являются системными уст-
ройствами, вырабатывающими внеплановое задание на
изменение мощности регулирующих режим электростан-
ций. Исполнительными устройствами служат системы
АРЧМС и АРЧМБ на ТЭС и ГРАМ на ГЭС.

Структурная схема местной системы АРЧМ, уста-
новленной на крупной ГЭС (рис. 6.21), включает в се-
бя следующие устройства: автоматический астатиче-
ский регулятор частоты (АРЧ); автоматический ограни-
читель перетока по Л1 (А0П1); автоматический ограни-
читель перетока по Л2 (АОП2); сумматор внеплановых
заданий; систему управления, контроля, защиты и орга-
низации взаимодействия (СУ).

Нормально, при неперегруженных Л1 и Л2, автома-
тические ограничители перетоков бездействуют; внепла-
новое задание на их выходах равно нулю. При измене-
ниях частоты АРЧ изменяет внеплановое задание элек-
тростанции Рнл, что приводит к изменению мощности
ГЭС через устройство ГРАМ и восстановлению задан-
292
ной частоты. Ёсли й процессе регулирования ГЭС пол-
ностью загружается или разгружается до минимальной
мощности, поступающий из ГРАМ сигнал исчерпания
регулировочного диапазона через СУ блокирует даль-
нейшее изменение внепланового задания ГЭС в этом на-
правлении. Станция вновь вступает в регулирование ча-

Рис. 6.21. Структурная схема местной системы АРЧМ.

а — схема сети и организации контроля режима; б — схема системы АРЧМ;
1 — от датчиков мощности (сумматоров) и частоты; 2 — задание на ГРАМ
(АРЧМС); 3 — сигналы исчерпания регулировочного диапазона от ГРАМ
(АРЧМС).

стоты либо при появлении регулировочного диапазона
(если персоналом ГЭС или автооператором будут пуще-
ны дополнительные турбоагрегаты), либо при отклоне-
нии частоты в обратном направлении, при котором регу-
лировочный диапазон существует.
При перегрузке контролируемых линий электропере-
дачи вступает в работу соответствующий АОП. Его вы-
ходной сигнал изменяет внеплановое задание ГЭС та-
ким образом, чтобы ликвидировать перегрузку линии
электропередачи. Одновременно через СУ ’блокируется
действие АРЧ либо полностью, либо в направлении, спо-
собствующем перегрузке этой линии (второе предпочти-
тельнее). Когда будет ликвидирована перегрузка, АОП
прекращает изменение внепланового задания, а следо-
вательно, и мощности ГЭС. В дальнейшем, когда пере-
ток по линии снизится ниже уставки АОП, произойдет
постепенный возврат АОП в исходное положение. При
этом вернется к нулю внеплановое задание от АОП, а
мощность ГЭС вернется к первоначальному значению.
Блокировка АРЧ снимается после возврата АОП, т. е.
после полной нормализации режима.

Блокирование АРЧ при работе АОП исключает про-
тиводействие АРЧ по отношению к АОП. Так, при пере-
грузке Л1 (рис. 6.21) в направлении ЭС1 АОП1 произ-
водит разгрузку ГЭС. Поскольку это сопровождается
снижением частоты, АРЧ приходит в действие, изменяя
внеплановое задание ГЭС в обратном направлении.
И хотя более быстродействующий АОП обеспечивает
изменение результирующего внепланового задания в
сторону снижения перегрузки Л1, все же противодейст-
вие АРЧ снижает эффективность АОП. К тому же из-
лишнее внеплановое задание, накапливающееся на выхо-
де АОП, ведет в последующем к затяжке процесса воз-
врата.

В рассматриваемом случае местная система АРЧМ
установлена на ГЭС, расположенной на транзитных ли-
ниях электропередачи, связывающих три энергосистемы.
В таких условиях возможна перегрузка одновременно
обеих контролируемых линий, например, вследствие
возникновения большого дефицита в одной из энергоси-
стем,

При дефиците в ЭС1 возможна перегрузка Л/ в на-
правлении к ЭС1, а Л2 — в направлении к ГЭС. В этом
случае вступающие в работу АОП1 и А0П2 выдают вне-
плановые задания разного знака. Изменение мощности
ГЭС в сторону увеличения и в сторону снижения вред-
но, поскольку при этом одна из линий разгружается, а
другая — загружается еще более. В этом случае целесо-
образно блокирование обоих АОП и АРЧ через СУ до
294
ликвидации перегрузки по одной из двух контролируе-
мых линий. Аналогично взаимодействуют АОП при воз-
никновении дефицита в ЭС2.

При дефиците в ЭСЗ возможна одновременная пере-
грузка Л1 и Л2 в направлении приема мощности на
ГЭС. В этом случае действия АОП не противоречат друг
другу и возможно суммирование их внеплановых зада-
ний. Регулятор АРЧ целесообразно блокировать в на-
правлении, препятствующем действию АОП, либо (при
невозможности селективного блокирования) — в обоих
направлениях. Очевидно, все сказанное может быть рас-
пространено на случай действия АОП при избытках
мощности, а также в более сложных случаях.

Действие АОП, как и АРЧ, целесообразно блокиро-
вать в соответствующем направлении при получении
сигнала о*б исчерпании регулировочного диапазона. Это
позволяет автоматике эффективно вступать в работу
при изменении режима.

Часто электростанции, оснащенные местными систе-
мами АРЧМ, одновременно входят в комплекс противо-
аварийной автоматики (ПА). В этом случае предусмат-
ривается организация взаимодействия систем АРЧМ с
комплексами ПА. В простейшем случае при получении
команды на противоаварийное изменение мощности элек-
тростанции производится блокирование всех устройств
АРЧМ в целях предотвращения с их стороны возможно-
го противодействия противоаварийному управлению.
В более сложных случаях организуется взаимодействие
АРЧМ и ПА, при этом задача АРЧМ сводится к норма-
лизации послеаварийного режима. Иногда системы
АРЧМ, в особенности системы АРЧМ электростанций,
входят в комплексы ПА в качестве исполнительных уст-
ройств.

Централизованные системы (ЦС) АРЧМ контроли-
руют режим работы энергосистемы (объединенной энер-
госистемы) в ряде наиболее ответственных участков ос-
новных транзитных сетей, а также частоту или внешние
перетоки энергосистемы (ОЭС) и автоматически регу-
лируют этот режим путем изменения мощности несколь-
ких выделенных для этой цели регулирующих электро-
станций. _	____________

Выбор контролируемых участков транзитных линий
электропередачи и регулирующих электростанций взаи-
мосвязан. Выбранные регулирующие электростанции как
295
to

8

В ОЭС
Рис. 6.22. Структурная схема централизованной системы АРЧМ объединенной энергосистемы.

f© а — схема сети ОЭС и размещения устройств ЦС АРЧМ. на энергообъектах ОЭС и на диспетчерском пункте ЦДУ ЕЭС; б

52 схема устройств на ДП объединенного диспетчерского управления ОЭС; 1 — аппаратура каналов связи и телемеханики; 2 датчики?
активной мощности; 3 — прочая информация АРЧМ; 4 — внутренние сети ОЭС; 5 каналы связи и телемеханики между ДП
ОДУ, энергообъектами ОЭС и ДП ЦДУ ЕЭС; БР — сумматор мощности генераторов электростанции.
Йо своему размещению в сети, так и по майевренности й
регулировочным диапазонам должны обеспечивать воз-
можность достаточно эффективного автоматического
регулирования (ограничения) перетоков мощности по
всем контролируемым участкам. С другой стороны, дол-
жен обеспечиваться автоматический контроль тех участ-
ков сетей, которые могут быть перегружены в процессе
автоматического изменения мощности каждой из регу-
лирующих электростанций.

Централизованная система АРЧМ. состоит из уп-
равляющего вычислительного комплекса
(УВК) и периферийных устройств, связанных
между собой системой каналов передачи ин-
формации и сигналов (команд) телеуп-
равления регулирующими режим электростанциями.
Исполнительными устройствами являются системы
АРЧМ регулирующих электростанций. Управляющий вы-
числительный комплекс обычно размещается на диспет-
черском пункте ОДУ (энергосистемы).

Централизованная система АРЧМ ОЭС, структурная
схема которой приведена на рис. 6.22, выполняет сле-
дующие функции:

комплексное регулирование частоты и суммарных
перетоков мощности (АРПЧ) по связям со смежными
ОЭС по линиям электропередачи Л1—Л3\

участие в регулировании режима Единой энергоси-
стемы (ЕЭС) путем приема и реализации вне-
плановых заданий от ЦС АРЧМ ЕЭС;

ограничение перетоков по наиболее загруженным
участкам внутренних транзитов ОЭС: Л4—JI6 (соот-
ветственно А0П1, А0П2, АОПЗ).

Режим ОЭС контролируется посредством измерения
частоты в ОЭС с помощью датчика частоты ДЧ, уста-
новленного на диспетчерском пункте ОДУ, и устройств
телеизмерения перетоков мощности по контролируемым
линиям Л1—Л6. Телеизмерение перетоков мощности по
линиям организовано с помощью датчиков мощности 2,
установленных на соответствующих энергообъектах ОЭС,
устройств телеизмерения УТИ и каналов связи
между энергообъектами и диспетчерским пунктом ОДУ.
Каждое УТИ работает по двум каналам связи (аппара-
тура каналов связи АДС), чем обеспечивается необхо-
димая надежность системы телеизмерения.
Управляющими режимом электростанциями являют-
ся ГЭС1, ГЭС2 и ТЭСЗ. Они оборудованы системами
АРЧМ (ГРАМ на ГЭС, АРЧМС и АРЧМБ на
ТЭС). Внеплановое задание на электростанции с дис-
петчерского пункта ОДУ передается <по устрой-
ствам телеуправления УТУ, работающим каждое по
двум каналам связи АКС, также в целях обеспе-
чения надежности. Сигналы телеуправления на электро-
станциях, принятые УТУ, передаются в АРЧМС (или
ГРАМ) через задатчик внеплановой мощности ЗВМ.
Кроме того, по устройствам телеуправления передаются
команды на подключение (или отключение) электро-
станции к ЦС АРЧМ, а на тепловые электростанции —
еще и команда форсировки при необходимости экстрен-
ного регулирования.

Задатчик внеплановой, мощности является выходным
устройством системной части АРЧМ и выполняет не-
сколько функций:

фиксацию принятого от УТУ внепланового задания и
запоминание его на случай неисправности УТУ или
обоих каналов связи, а также при сбоях в работе си-
стемы телеуправления;

формирование производной внепланового задания и
подача ее в АРЧМС (ГРАМ) наряду с внеплановым за-
данием для осуществления пропорционально-интеграль-
ного закона регулирования параметров режима ОЭС;

защиту системы телеуправления от сбоев, выражаю-
щихся в слишком резких изменениях принятого на элек-
тростанции внепланового задания;

подключение регулирующей электростанции к кана-
лу телеуправления ЦС АРЧМ и отключение от него как
оперативно, по командам дежурного персонала ОДУ или
электростанции, так и автоматически при неисправности
системы телеуправления;

блокировку подключения электростанции к каналу
телеуправления при неравенстве передаваемого по теле-
каналу внепланового задания внеплановому заданию,
зафиксированному на выходе ЗВМ и поступающему на
вход АРЧМ (ГРАМ).

Этим предотвращается резкое изменение мощности
электростанции при ошибочном подключении ее к
ЦС АРЧМ без предварительного выравнивания внепла-
новых заданий.
Для контроля процесса телеуправления на регули-
рующих режим электростанциях, для организации взаи-
модействия АРЧМ электростанций с ЦС АРЧМ ОЭС с
регулирующих электростанций на диспетчерский пункт
ОДУ передается ряд телеизмерений и телесигналов, та-
ких как суммарная мощность генераторов электростан-
ции (от сумматора мощности), частота напряжения на
шинах электростанции (от датчика частоты ДЧ), регу-
лировочный диапазон электростанции «Прибавить» и
«Убавить», значение зафиксированного на выходе ЗВМ
внепланового задания, сигналов о включенном состоя-
нии АРЧМС, ЗВМ, о неисправности канала телеуправ-
ления, об исчерпании регулировочного диапазона «При-
бавить» и «Убавить» и др.

Управляющий вычислительный комплекс УВД, яв-
ляющийся центральным устройством ЦС АРЧМ, может
состоять из аналоговых устройств либо быть выполнен
на базе цифровой ЭВМ. В обоих случаях алгоритмы
действия УВД сходны.

При выполнении УВД на базе аналоговых уст-
ройств [74] он включает в себя электромеханические
(или иные) автоматические ограничители перетока АОП,
по одному на каждый контролируемый участок сети,
комплексный автоматический регулятор перетока и ча-
стоты АРПЧ, распределители внепланового задания Р —
по числу автоматических регуляторов (ограничителей),
объектные сумматоры внепланового задания — по числу
регулирующих электростанций, систему управления, кон-
троля, защиты и организации взаимодействия СУ, вы-
полняемую на базе релейных логических систем.

При выполнении УВД на базе цифровой ЭВМ
функции всех этих устройств выполняются ЭВМ. Для по-
вышения надежности УВД используются две ЭВМ, по-
лучающие всю информацию и решающие все задачи
АРЧМ одновременно независимо друг от друга. Управ-
ляющие сигналы на вход УТУ нормально поступают с
выхода одной из ЭВМ, назначенной персоналом основ-
ной. Вторая ЭВМ сопоставляет свои выходные сигналы
с сигналами основной ЭВМ и при отсутствии существен-
ных расхождений в процессе регулирования непосредст-
венно не участвует. При неисправности основной ЭВМ
УТУ автоматически переключаются на выход второй
ЭВМ, которая в этом случае переходит в «активный»
режим. Основная ЭВМ переходит в режим диагностики
зоо
неисправности. При неисправности второй ЭВМ (послед-
ней) система автоматически останавливается. И в пер-
вом, и во втором случаях персоналу подается сигнал.
При обнаружении существенных расхождений при ра-
боте двух ЭВМ без фиксации неисправности одной из
них регулирование приостанавливается и обе ЭВМ пе-
реходят в режим диагностики.

Применение управляющих цифровых ЭВМ существен-
но расширяет вычислительные и логические возможности
УВД и повышает эффективность и оперативную гиб-
кость ЦС АРЧМ.

Распределители Р делят внеплановое задание, фор-
мируемое каждым регулятором (ограничителем) по за-
конам, изложенным в § 6.3, между регулирующими элек-
тростанциями, подключенными к данному виду регули-
рования, пропорционально ’ заранее назначенным
коэффициентам долевого участия (КДУ). Последние вы-
бираются для каждого вида регулирования и каждой
электростанции с учетом степени эффективности элек-
тростанции для данного регулятора (ограничителя), ре-
гулировочных возможностей и технологических особен-
ностей электростанций.

Для участия в регулировании частоты (перетока) в
первую очередь используются ГЭС — как наиболее ма-
невренные и менее всего страдающие от частых (или
непрерывных) изменений мощности. Использование для
этой цели ТЭС целесообразно в основном в часы пере-
менной части графика нагрузки, в направлении, совпа-
дающем с плановым изменением нагрузки ТЭС. Все
электростанции, подключенные к АРПЧ, получают вне-
плановое задание одного знака. Поэтому в задачу Р4
входит лишь разделить это задание между электростан-
циями в заданной пропорции. Коэффициент долевого
участия задается в долях от единицы; внеплановое зада-
ние, приходящееся на i-ю электростанцию от АРПЧ, оп-
ределяется выражением

Рнп,п,чд:= СЬп,ч,гРш1,п,ч»	(6.79)

где ап,чз — коэффициент долевого участия г-й электро-
станции в режиме АРПЧ; Рнпдч— внеплановое задание
на выходе АРПЧ.

Сумма КДУ электростанций, подключенных к Р4
(т. е. к АРПЧ), задается равной единице, что нужно для
обеспечения равенства суммы заданий электростанциям
(6.79) заданию на выходе АРПЧ.
Для участия в ограничении по каждому из участков
выбираются электростанции, наиболее эффективно раз-
гружающие этот участок и возможно ближе к нему
расположенные. Последнее снижает вероятность вред-
ных последствий регулирования для других участков
сети. Автоматическое ограничение перетоков по внутрен-
ним участкам наиболее эффективно при сбалансирован-
ном регулировании, что было показано в предыдущем
параграфе. Поэтому выбранные для ограничения перето-
ка в данном сечении сети (на данном участке) электро-
станции делятся на две группы. В группу объединяются
все электростанции, на которые для разгрузки данного
участка нужно подавать внеплановое задание одного
знака. В пределах каждой группы КДУ электростанций
выбираются исходя из соображений, изложенных выше,
включая сумму КДУ, равную единице. Суммарные вне-
плановые задания, поступающие с распределителя на
сумматоры электростанций, входящих в каждую группу,
равны по величине внеплановому заданию на выходе
АОП и различаются знаком. Так, применительно к АОП1
и АОП2 в одну группу входит ГЭС1, а в другую —
ГЭС2 и ТЭСЗ. Для АОПЗ одна группа состоит ъз ГЭС1
и ТЭСЗ, другая — из ГЭС2.

Предусмотрена возможность введения вручную опе-
ративным персоналом диспетчерского пункта ОДУ до-
полнительного корректирующего задания в отдельности
для каждой из регулирующих электростанций.

Кроме того, при наличии ЦС АРЧМ более высокого
уровня (например, Единой энергосистемы) предусмат-
ривается прием и распределение внепланового задания
от ЦС АРЧМ ЕЭС.

Внеплановое задание для каждой из регулирующих
электростанций формируется на сумматорах 214-23 как
сумма заданий, поступающих на нее от распределителей,
и задания от ручного корректора мощности этой элек-
тростанции

Рпн,г ~ Рнп,п,ч,г + Рнп,1г + РHn,2i~\~Pнп,ЗгЧ~
-\-Рна,с,1~\~Р^г*	(6.80)

Система управления, контроля, защиты и организа-
ции взаимодействия выполняет много функций, основные
из которых:

включение и отключение отдельных видов регулиро-
вания и регулирующих электростанций;
назначение уставок регулятора и ограничителей;
контроль действия системы и отдельных ее устройств;
защита системы от неправильных действий при по-
вреждении отдельных устройств и цепей передачи сигна-
лов, а также телеизмерения;

блокирование действия отдельных регуляторов (ог-
раничителей) при исчерпании регулировочного диапазо-
на на отдельных или всех регулирующих электростан-
циях;

блокирование действия АРПЧ на все или часть элек-
тростанций в направлении, препятствующем работе
АОП;

блокирование встречного действия двух и более АОП
па одну регулирующую электростанцию;

контроль параллельной работы каждой из электро-
станций с ОЭС ino равенству частоты на шинах электро-
станции частоте на диспетчерском пункте ОДУ и авто-
матическое отключение электростанции от ЦС АРЧМ
при обнаружении разности частот;

формирование сигнала форсировки для тепловых
регулирующих электростанций при срабатывании огра-
ничителей перетока;

автоматическое изменение уставок АОП и АРПЧ при
отключении отдельных линий электропередачи, при сра-
батывании противоаварийной автоматики;

блокирование действия системы на отдельные элек-
тростанции при повреждении или отключении их уст-
ройств АРЧМ (ГРАМ) или каналов телеуправления.

В состав СУ входит пульт оперативного управления
системой, посредством которого оперативный персонал
ОДУ назначает режимы регулирования, уставки, опре-
деляет состав регулирующих электростанций, получает
всю необходимую информацию о работе системы, вклю-
чая сигнализацию о неисправности отдельных ее уст-
ройств, как входящих в УВК, так и периферийных уст-
ройств.

Системы ЦС АРЧМ сложны, содержат большое коли-
чество протяженных каналов передачи информации и
сигналов (команд) телеуправления, развитую сеть пе-
риферийных устройств, сложные управляющие вычисли-
тельные комплексы. Располагая большими регулировоч-
ными возможностями (до нескольких тысяч мегаватт),
такие системы в случае их неправильного действия спо-
собны привести к серьезному нарушению нормального
303
режима, вплоть До крупной аварии. С другой стороны,
вывод из действия ЦС АРЧМ вследствие неисправности
резко снижает надежность работы энергосистемы. По-
этому ко всей системе АРЧМ, и к ее УВК, и к перифе-
рийным устройствам, а также к каналам передачи ин-
формации предъявляются весьма жесткие требования по
надежности, находящиеся на уровне требований к релей-
ной защите и противоаварийной автоматике.

Другое важное требование — быстродействие. Это
требование особо относится к устройствам автоматиче-
ского ограничения перетоков, телеизмерения перетоков
мощности и телеуправления регулирующими электро-
станциями. Система ЦС АРЧМ содержит большое коли-
чество последовательно включенных звеньев, запазды-
вания в действии которых суммируются и сказываются,
как было показано ранее, на эффективности АОП. Дат-
чики мощности, система телеизмерения, УВК, система
телеуправления, ЗВМ, АРЧМС, АРЧМБ, система регу-
лирования котла и турбоагрегата, динамические переход-
ные процессы в силовой части электростанции (напри-
мер, гидроудар на ГЭС) и в энергосистеме — все это со-
здает значительное запаздывание, снижающее эффек-
тивность прежде всего экстренного регулятора АОП.

В настоящее время технически оправданным считает-
ся запаздывание в канале телеизмерения (от датчика
до УВК) и в канале телеуправления (от УВК до ЗВМ
на электростанции)—до 0,5—1,0 с, а в управляющем
вычислительном комплексе — до 1—2 с.

Комплексы ЦС АРЧМ, подобные описанному, имеют-
ся в настоящее время либо создаются во всех объединен-
ных энергосистемах СССР. Обеспечивая автоматический
контроль наиболее загруженных участков транзитных
линий электропередачи, они облегчают работу диспет-
черов и позволяют лучше использовать линии электро-
передачи, полнее реализовать преимущества объедине-
ния энергосистем на параллельную работу. Их внедре-
ние дает большой экономический эффект.

Однако в современных условиях автоматизация регу-
лирования режима на уровне ОЭС не обеспечивает эф-
фективного решения задачи устойчивой параллельной
работы ОЭС в составе ЕЭС. Поэтому нужна высшая
ступень автоматизации — Центральная координирующая
система (ЦКС) АРЧМ ЕЭС. Ее основные функции:

автоматическое регулирование частоты в ЕЭС либо
комплексное регулирование частоты и внешних (экспорт-
ных) перетоков мощности;

автоматическое ограничение перетоков мощности по
межзональным (связывающим между собой ОЭС) лини-
ям электропередачи;

автоматическое ограничение перетоков мощности по
отдельным внутренним транзитам ОЭС, входящим в
транзитные связи между ОЭС, при недостаточной регу-
лировочной способности ЦС АРЧМ этих ОЭС.

Такая система в настоящее время осваивается в
эксплуатации.

ГЛАВА СЕДЬМАЯ

АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
(АЧР)

7.1.	НАЗНАЧЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ
ВЫПОЛНЕНИЯ АЧР

Пока в энергосистеме имеется вращающийся резерв
активной мощности, системы регулирования частоты и
мощности (см. гл. 6) будут поддерживать заданный уро-
вень частоты. После того как вращающийся резерв бу-
дет исчерпан, дефицит активной мощности, вызванный
отключением части генераторов или включением новых
потребителей, повлечет за собой снижение частоты в
энергосистеме.

Небольшое снижение частоты (на несколько деся-
тых герца) не представляет опасности для нормальной
работы энергосистемы, хотя и влечет за собой ухудше-
ние экономических показателей. Снижение же частоты
более чем на 1—2 Гц представляет серьезную опасность
и может привести к полному расстройству работы энер-
госистемы. Это в первую очередь определяется тем, что
при понижении частоты снижается частота вращения
электродвигателей, а следовательно и производитель-
ность приводимых ими механизмов собственных нужд
тепловых электростанций. Так, например, снижение
частоты на 3—5 Гц приводит к уменьшению на
20—40% подачи воды в конденсатор циркуляцион-
ными насосами. При таком же снижении частоты пита-
тельные насосы почти полностью прекращают подачу во-
ды в котел. Вследствие снижения производительности
механизмов собственных нужд резко уменьшается
располагаемая мощность тепловых.электростанций, осо-
20— 125.1 .	305
бейно электростанций высокого давления, что влечет за
собой дальнейшее снижение частоты в энергосистеме.
Таким образом, происходит лавинообразный процесс —
«лавина частоты», который может привести к пол-
ному расстройству работы энергосистемы. Следует так-
же отметить, что современные крупные паровые турби-
ны не могут длительно работать при низкой частоте из-
за опасности повреждения их рабочих лопаток.

Процесс снижения частоты в энергосистеме сопрово-
ждается также снижением напряжения, что происходит
вследствие уменьшения частоты вращения возбудителей,
установленных на одном валу с основными генератора-
ми. Если регуляторы возбуждения генераторов и син-
хронных компенсаторов не смогут удержать напряжение,
то также может возникнуть лавинообразный процесс —
«лавина напряжения», так как снижение напря-
жения сопровождается увеличением потребления реак-
тивной мощности, что еще более осложнит положение в
энергосистеме.

Аварийное снижение частоты в энергосистеме, выз-
ванное внезапным возникновением значительного дефи-
цита активной мощности, протекает очень быстро, в те-
чение нескольких секунд. Поэтому дежурный персонал
не успевает принять каких-либо мер, вследствие чего
ликвидация аварийного режима должна возлагаться на
устройства автоматики. Для предотвращения развития
аварии должны быть немедленно мобилизованы все ре-
зервы активной ’мощности, имеющиеся на электростан-
циях. Все вращающиеся агрегаты загружаются до пре-
дела с учетом допустимых кратковременных перегрузок.

На регуляторах частоты вращения паровых турбин,
работающих с неполной нагрузкой, не должны вводиться
в действие ограничители нагрузки турбин. На агрегатах,
оснащенных автоматическими регуляторами мощности,
должны быть установлены корректоры по частоте, обес-
печивающие мобилизацию резерва мощности при ава-
рийном снижении частоты.

При работе энергоблоков со скользящим давлением
пара полностью необходимо открывать только регули-
рующие клапаны цилиндра высокого давления (ЦВД)
турбины, сохраняя возможность приема дополнительной
нагрузки под воздействием регулятора частоты вращения
турбины при снижении электрической частоты сети. При
необходимости на энергоблоках, работающих со сколь-
306
зящим давлением пара, должна предусматриваться спе-
циальная автоматика, которая при аварийном снижении
электрической частоты сети* переводит котел на работу
с повышенной нагрузкой. В отдельных случаях объеди-
ненным диспетчерским управлением может быть приня-
то решение об ограничении числа генераторов, работаю-
щих на скользящем давлении пара. На агрегатах тепло-
вых электростанций, как правило, не должны применять-
ся регуляторы «До себя», поддерживающие постоянной
нагрузку котла. Если из-за неудовлетворительного со-
стояния системы регулирования агрегата регулятор «До
себя» не может быть выведен из работы, при аварийном
снижении частоты в сети должен быть предусмотрен ав-
томатический перевод котла на повышенную нагрузку
в пределах номинальной.

Дежурный персонал тепловых электростанций при
набросе нагрузки на турбины из-за снижения частоты,
а также по требованию диспетчера о срочной мобили-
зации вращающегося резерва мощности должен при-
нять меры к повышению производительности котлов до
уровня, обеспечивающего восстановление исходного дав-
ления перед турбиной.

На ГЭС также не должны вводиться ограничители
мощности. Важное значение имеют действующие при
снижении частоты в сети устройства автоматики, осуще-
ствляющие пуск гидроагрегатов, находящихся в резер-
ве, перевод в генераторный режим агрегатов, работаю-
щих в режиме синхронного компенсатора, загрузку
работающих генераторов.

При отсутствии вращающегося резерва единственно
возможным способом восстановления частоты в сети яв-
ляется отключение части наименее ответственных потре-
бителей. Это и осуществляется с помощью специальных
устройств — автоматов частотной разгрузки
(АЧР), срабатывающих при опасном снижении частоты
в сети.

Следует отметить, что действие АЧР всегда связано
с определенным народнохозяйственным ущербом, по-
скольку отключение линий, питающих электроэнергией
промышленные предприятия, сельскохозяйственных по-
требителей и др., влечет за собой недовыработку про-
дукции, появление брака и т. п. Несмотря на это АЧР

Далее — «частота в сети» или «частота».
широко используется в энергосистемах как средство
предотвращения значительно больших ущербов из-за
полного расстройства работы энергосистемы, если не бу-
дут приняты срочные меры по ликвидации дефицита ак-
тивной мощности.

Изменение частоты энергосистемы является сложным
процессом, связанным с изменением параметров от-
дельных ее элементов: активной мощности, развиваемой
агрегатами электростанций (см. гл. 6) и мощности на-
грузки, большая часть которой состоит из электродвига-
телей.

Глубина снижения частоты зависит не только от зна-
чения дефицита активной мощности в первый момент
аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощ-
ности одной группой потребителей, к которой относятся
электроосветительные .приборы и другие установки, име-
ющие чисто активную нагрузку, не зависит от частоты
и при ее снижении остается постоянной. Потребление
же другой группы потребителей (электродвигателей пе-
ременного тока) при уменьшении частоты снижается.
Чем больше в энергосистеме доля нагрузки первой груп-
пы, тем больше снизится частота при возникновении
одинакового дефицита активной мощности. Нагрузка
потребителей второй группы будет в некоторой степени
сглаживать эффект снижения частоты, поскольку одно-
временно будет уменьшаться потребление мощности
электродвигателями.

Уменьшение мощности, потребляемой нагрузкой при
снижении частоты или, как говорят, регулирующий
эффект нагрузки, характеризуется коэффициентом
регулирующего эффекта /Сн, равным отношению

Коэффициент Кн показывает, на сколько процентов
уменьшается потребление нагрузкой активной мощности
на каждый процент снижения частоты. Значение коэф-
фициента регулирующего эффекта нагрузки должно оп-
ределяться специальными испытаниями и принимается
при расчетах равным 1ч-3.

Отклонение частоты в процентах, входящее в выра-
жение (7.1),

100=2ДЬ

где Д/ — в герцах.
308
Подставляя это значение в выражение (7.1), полу-
чаем:

к _ ДРо/о
Лн— 2Д/ ’

откуда

(7.2)

Таким образом, зная коэффициент /Сн, можно по
выражению (7.2) определить, на сколько герц снизится
частота при определенном значении дефицита активной
мощности ДР, выраженном в процентах к полной на-
грузке энергосистемы. Зная величину снижения частоты
в аварийном режиме fan по сравнению с номинальной
частотой 50 Гц, можно определить установившееся зна-
чение частоты:

Га.=50 -	или L-50 -	.	(7.3)

Если до возникновения дефицита энергосистема ра-
ботала с частотой fc, отличной от 50 Гц, выражение
(7.3) будет иметь следующий вид:

(7.3а)

Устройства АЧР должны устанавливаться там, где
возможно возникновение значительного дефицита ак-
тивной мощности во всей энергосистеме или в отдельных
ее районах, а мощность потребителей, отключаемых при
срабатывании АЧР, должна быть достаточной для пре-
дотвращения снижения частоты, угрожающего наруше-
нием работы механизмов собственных нужд электростан-
ций, что может повлечь за собой лавину частоты. В со-
ответствии с [20] устройства АЧР должны исключать
возможность даже кратковременного снижения 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.

При выполнении АЧР необходимо учитывать все ре-
ально возможные случаи аварийных отключений генери-
рующей мощности и разделения энергосистемы или
энергообъединения на части, в которых может возник-
нуть дефицит активной мощности, а также то обстоя-
тельство, что нагрузка, а следовательно, и возможный
дефицит активной мощности меняются в зависимости
от сезона, времени суток, дней недели. Для того чтобы

суммарная мощность нагрузки потребителей, отключае-
мых действием АЧР, хотя бы примерно соответствовала
дефициту активной мощности, возникшему при данной
аварии, АЧР, как правило, выполняется многоступенча-
той, в несколько очередей, отличающихся уставками по

Рис. 7.1. Изменение частоты
при возникновении дефицита
активной мощности в энерго-
системе.

/ — при отсутствии АЧР; II — при
наличии АЧР.

частоте срабатывания.

На рис. 7.1 приведены
кривые, характеризующие
процесс изменения частоты
в энергосистеме при внезап-
ном возникновении дефици-
та активной мощности. Если
в энергосистеме отсутствует
АЧР, то снижение частоты,
вызванное дефицитом актив-
ной -мощности, будет продол-

жаться до такого установив-
шегося значения, при кото-
ром за счет регулирующего
эффекта нагрузки и дейст-
вия регуляторов частоты
вращения турбин вновь вос-

становится баланс генерируемой и потребляемой мощно-
сти при новом сниженном значении частоты (кривая I).
Для восстановления в энергосистеме нормальной частоты

в этом случае необходимо вручную отключить часть на-
грузки потребителей, суммарное потребление мощности
которыми при частоте 50 Гц равно дефициту мощности,
вызвавшему аварийное снижение частоты.

Иначе будет протекать процесс изменения частоты
при наличии АЧР (кривая //). Пусть, например, АЧР
состоит из трех очередей с уставками срабатывания 48;
47,5 и 47 Гц. Когда частота снизится до 48 Гц (точка/),
сработают АЧР первой очереди и отключат часть
потребителей: дефицит активной мощности уменьшится,
благодаря чему уменьшится и скорость снижения часто-
ты. При частоте 47,5 Гц (точка 2) сработают АЧР вто-
рой очереди и, отключив дополнительно часть потреби-
телей, еще больше уменьшат дефицит активной мощ-
ности и скорость снижения частоты. При частоте 47 Гц
(точка 3) сработают АЧР третьей очереди и отключат
потребителей, мощность которых достаточна не только
для прекращения снижения частоты, но и для ее восста-
нбвления. Устройства АЧ₽, используемые для ликвида-
ции аварийного дефицита активной мощности в энерго-
системах, подразделяются на три основные катего-
рии [20].

Первая категория АЧР1—быстродействующая
(/=0,14-0,3 с) с уставками срабатывания от 49 Гц (в
отдельных случаях от'49,2—49,3 Гц) до 46,5 Гц. Наз;
начение очередей АЧР1 — не допустить глубокого сниже^
ния частоты в первое время развития аварии. Уставки
срабатывания отдельных очередей АЧР1 отличаются од-
на от другой на 0,1 Гц.

Мощность потребителей, подключаемых к устройст-
вам АЧР1, РАЧР1 определяется по формуле [20]

РацР/^|АРг“Ь0,05 АРрез»	(7.4)

где ДРГ—дефицит генерирующей мощности; Ррез—учи-
тываемая часть резерва мощности; 0,05— запас.

В качестве АРрез учитывается только гарантирован-
ный вращающийся резерв тепловых электростанций,
обеспеченный по паропроизводительности котлов. Все
величины в формуле (7.4) указаны в относительных еди-
ницах, причем за базисную мощность принята потребля-
емая мощность энергосистемы (района) в исходном ре-
жиме до возникновения дефицита мощности. Мощность,
подключаемая к АЧР1, примерно равномерно распреде-
ляется между очередями.

Вторая категория АЧРП — предназначена для
восстановления частоты до нормального значения, если
она длительно остается пониженной, или, как говорят,
«зависает» на уровне около 48 Гц; АЧРП работает пос-
ле отключения части потребителей от АЧР1, когда сни-
жение частоты прекращается и она устанавливается на
уровне 47,5—48,5 Гц.

Уставки срабатывания всех АЧРП принимаются
одинаковыми, равными верхней уставке АЧР1 или не-
сколько большими (до 0,5 Гц), но не выше 49,2 Гц. Вы-
держки времени АЧРП отличаются друг от друга на 3 с
и принимаются равными 5—90 с. Большие выдержки
времени АЧРП принимаются для того, чтобы за это
время 'были мобилизованы резервы активной мощности,
имеющиеся в энергосистеме: загружены все работающие
агрегаты, пущены и загружены резервные гидроагрега-
ты. При этом наибольшие выдержки времени (70—90 с)
следует принимать в условиях возможной мобилизации
мощности ГЭС. Объем нагрузки, подключаемой к АЧРП,
зависит от способа осуществления этого вида автомати-
ки, который может быть раздельным и совмещенным с
АЧР1. В первом случае к АЧРП подключаются другие
потребители, а не те, которые подключены к АЧР1. При
совмещенном выполнении на отключение одних и тех
же потребителей действуют как АЧР1, так и АЧРП.

При раздельном выполнении АЧР1 и АЧРП суммар-
ная мощность потребителей, подключенных к АЧРП,
должна удовлетворять следующему условию;

^ачр п О’^ачр i *	(7.5)

но не менее 0,1.

При совмещении действия АЧР1 и АЧРП мощность
потребителей, подключенных только к устройствам
АЧРП, должна составлять:

.!><>.>•	р-6)

В результате суммарная мощность потребителей, под-
ключенных к устройствам АЧР, составит:

при раздельном действии АЧР1 и АЧРП

^Лачр == ^АЧР I + ^АЧР п =	4~ 0.05) 4=

+ 0,4 (ДРГ + 0,05) = 1,4ДРГ + 0,07;	' (7.7)

при совмещенном действии АЧР1 и АЧРП,

^ачр ~ Р&чр I 4“ ^ачр п =	4“ 0,05) +

4-0,1=ДРг4-0,15.	(7.8)

При определенных выше параметрах настройки ре-
ле АЧР и объемах разгрузки предотвращается снижение
частоты ниже 46 Гц и обеспечивается восстановление
нормальной частоты в энергосистеме за время не более
1—1,5 мин. При заданных уставках, отличающихся на
0,1 Гц, допускается неселективная работа смежных оче-
редей АЧР.

Кроме указанных категорий автоматической частот-
ной разгрузки АЧР1 и АЧРП в эксплуатации применя-
ется также так называемая дополнительная ка-
тегория разгрузки. Такие устройства АЧР применяются
для осуществления местной разгрузки при возникнове-
нии большого дефицита активной мощности в районе
энергосистемы или на отдельной подстанции, когда сум-
марной мощности потребителей, подключенных к очере-
дям АЧР1 и АЧРП, оказывается недостаточно, для лик-
312
видации возможного дефицита активной мощности в
этом районе. Дополнительная разгрузка может выпол-
няться как с помощью АЧР, так и с помощью других
устройств противоаварийной автоматики (см. гл. 8).

Действие устройств АЧР должно сочетаться с други-
ми видами автоматики. Так, например, для того чтобы
действие АЧР было эффективным, нагрузка потребите-
лей, отключенных при аварийном снижении частоты, не
должна подхватываться устройствами АПВ и АВР. По-
этому АПВ линии, отключенной действием АЧР, должно
блокироваться (не следует путать с АПВ после АЧР,
т. е. с особым видом автоматики, принципы выполнения
и схемы которой рассмотрены ниже). Линии и трансфор-
маторы, обеспечивающие, резервное питание в схемах
АВР, должны отключаться теми же очередями АЧР, что
и основные питающие линии и трансформаторы.

Следует также отметить, что устройства АЧР могут
применяться в сочетании с несинхронным АПВ (НАПВ)
для прекращения асинхронного режима. При этом уст-
ройства АЧР, установленные в той части энергосистемы,
где имеется дефицит активной мощности, и частота по-
нижена, сработают и отключат часть потребителей, что
приведет к уменьшению дефицита и уменьшению разно-
сти частот несинхронно работающих частей энергосисте-
мы. Это способствует ускорению ресинхронизации.

Впервые устройства АЧР были широко применены в
энергосистемах Советского Союза и до настоящего вре-
мени успешно эксплуатируются, предотвращая наиболее
тяжелые системные аварии. В последние годы АЧР на-
ходят все более широкое применение за рубежом.

7.2.	РЕЛЕ ЧАСТОТЫ

В качестве * основного органа устройств АЧР, определяющего
глубину снижения частоты, используются реле частоты. Широкое
применение в схемах АЧР нашли индукционные реле частоты типа
ИВЧ-ОПА (ИВЧ-3). В последнее время в схемах АЧР используется
полупроводниковое реле частоты типа РЧ-1, схема которого при-
ведена на рис. 7.2.

Напряжение сети ис через разделительный трансформатор Т и
фильтр высших гармоник Ф (РЗ и С1) подается на фазосдви-
гающую схему, состоящую из двух частотно-измерительных эле-
ментов И1 и И2 и активного делителя А. Цепь с элементом И1
служит для задания уставки реле по частоте срабатывания (Р/,
R1, С4, С5, R3), а цепь с элементом И2 (Р2, R2, С2, СЗ, R42) —
для задания уставки реле по частоте возврата (при использовании
реле в схеме АЧР с ЧАПВ). Цепь срабатывания подключена к фа-
зочувствительной схеме постоянно, цепь возврата подключается при
313
необходимости (через внешние контакты), например, при осуще-
ствлении ЧАПВ. Активный делитель A (R4, R5) служит для со-
здания опорного напряжения «2, относительно которого произво-
дится измерение углов сдвига фаз токов цепей И1 или И2, зави-
сящих от частоты сети на входе реле.

Принцип действия реле основан на изменении фазы тока в це-
пи И1 и И2 при изменении частоты напряжения на входе реле. Па-
раметры этих цепей подобраны таким образом, что при уставке
срабатывания реле возникает резонанс напряжений. При этом со-
противление цепи становится чисто активным, и ток в ней совпа-
дает по фазе с приложенным напряжением. Если частота прило-
женного напряжения выше частоты срабатывания реле, то в цепи
преобладает индуктивное сопротивление и ток отстает от напря-
жения. Если частота напряжения сети ниже частоты срабаты-
вания, то преобладающим становится емкостное сопротивление, и
ток опережает напряжение. Схема дает разрешение на срабаты-
вание реле, если ток в измерительной цепи совпадает с приложен-
ным напряжением или опережает его.

Фазочувствительная схема, реагирующая на угол между на-
пряжением на R5 и R3 (И1) или R42 (И 2), состоит из двух иден-
тичных формирователей импульсов Ф1 и Ф2, дифференцирующего
элемента ДЭ и логического элемента ЛЭ, выполняющего операцию
«Запрет». Формирователи импульсов преобразуют синусоидальные
напряжения, снимаемые с резисторов R5 и R3 (R42), в импульсы
прямоугольной формы с длительностью, близкой к полупериоду

Рис. 7.2. Схема реле
(йф1 й //ф2). Аоложение импульсов огнбсйтельйо друг друга йб
времени определяется соотношением частоты срабатывания реле
и частоты сети.

Дифференцирующий элемент формирует короткий импульс цд,
соответствующий переднему фронту прямоугольного импульса «ф,1
(рис. 7.3). Импульсы от элементов Ф1 и ДЭ поступают на логи-
ческий элемент, представляющий собой схему несовпадения. Про-
хождение импульса цд через элемент ЛЭ возможно только при ус-
ловии отсутствия на входе этой же схемы импульса «ф,г (fc>fc,p).
Наличие на входе элемента ЛЭ импульса «ф,1 блокирует прохож-
дение импульса цд (fc<fc,P). В первом случае на выходе элемента
ЛЭ появляются импульсы ц'д (рис. 7.3,а), поступающие на вход
расширителя импульсов РИ. При наличии этих импульсов выход-
ное реле не срабатывает. При исчезновении импульсов на входе
РИ (рис. 7.3,6) на его выходе появляется с выдержкой времени
сигнал постоянного тока, который через усилитель У вызывает
срабатывание исполнительного органа ИО.

Для предотвращения ложного срабатывания реле в случае ис-
чезновения напряжения в сети, а вместе с ним и импульсов на
входе РИ в схему введен пусковой орган ПО, который пускает РИ
только при наличии на входе реле переменного напряжения.
Рассмотрим подробнее работу отдельных узлов схемы реле типа
РЧ-1.

Формирователь импульсов (Ф1). При отсутствии сигнала тран-
зистор Т1 открыт током, проходящим через резисторы R7 и R*.
Транзистор Т1 остается открытым и при отрицательной полуволне

частоты типа РЧ-1.
Напряжения па вкоде дйодов Д4 и Д5. При положительной полу-
волне напряжения на входе одного из диодов Д4 или Д5 потен-
циал точки Б1 становится положительнее потенциала базы Т1.
При этом закрывается диод Д7, отделяя базу 7/ от шинки—12 В.
Потенциал базы Т1 при этом положителен и равен падению на-
пряжения на диоде ДР; транзистор Т1 закрыт. Таким образом,
при положительной полуволне напряжения измерительной цепи
транзистор Т1 закрыт, при отрицательной — открыт. Выходное на-
пряжение Ф1 с резистора R11 подается на ЛЭ. Аналогично тран-

зистору Т1 работает транзистор
Т2 формирователя импульсов Ф2.
Закрывание транзисторов Т1 иТ2
происходит при небольших на-
пряжениях на базе, равных долям
вольта, что позволяет формиро-
вать напряжение прямоугольной
формы между эмиттером и коллек-
тором каждого транзистора в те-
чение времени, близкого полупе-
риоду входного сигнала.

Дифференцирующий элемент
(ДЭ). При закрывании транзи-
стора Т2 происходит заряд кон-
денсатора С42 через резистор R10
и сопротивление перехода эмит-
тер-коллектор транзистора ТЗ
(при закрытом транзисторе Т1)

или сопротивление перехода эмит-

Рис. 7.3. Время-импульсные	тер-база транзистора Т4 (при

диаграммы реле частоты.	открытом транзисторе Т1 и за-

крытом транзисторе ТЗ). Время
заряда конденсатора С42 значительно меньше времени закрытого
состояния транзистора Т2, что позволяет получить на конденсаторе

кратковременный зарядный импульс, начало которого совпадает
с началом закрывания транзистора Т2.

Логический элемент (ЛЭ) выполнен на транзисторе
ТЗ. При открытом транзисторе Т1 транзистор ТЗ закрыт положи-
тельным потенциалом, поступающим на его базу с делителя
R12-R13. При закрывании Т1 транзистор ТЗ открывается током
базы, возникающим при перераспределений потенциалов на делите-
ле R12-R13.

Расширитель импульсов (РИ). Транзистор Т4, выполняющий
роль предварительного усилителя, при отсутствии на реле перемен-
ного напряжения открыт под действием тока через резистор R14.
При наличии переменного напряжения выпрямленное напряжение
пускового органа ПО (диоды Д/, Д2, резистор R41, конденсатор
С41) закрывает диод ДЮ, что приводит к закрыванию Т4 прямым
падением напряжения на диоде Д12. При закрытом Т4 закрыт так-
же и транзистор Т5, поскольку при выбранном соотношении со-
противлений в делителях R17-R18 и R22-R23 диоды Д14 и Д15
открыты.

При открывании транзистора Т4 импульсом и'д открывается
диод Д13, что приводит к закрыванию диодов Д14 и Д15 и от-
крыванию транзистора Т5, так как потенциал его базы, подклю-
ченной через резистор R17 к нулю схемы, оказывается выше по-
тейцйала ЭмнтТера, потенциал которого определяется параметрами
делителя R22-R23.

Усилитель (совмещен с цепями РИ) обеспечивает фиксацию,

усиление и передачу на исполнительный орган импульса на сра-
батывание, полученного от логического элемента.’ Кроме того, в со-
став усилителя входят конденсаторы С6, С7, С8, создающие за-

держку на срабатывание реле.
При закрытом транзисторе Т5
транзистор Тб также закрыт па-
дением напряжения на открытом -
диоде Д16, ток через который
определяется, в частности, сопро-
тивлением резистора R20. Откры-
вание транзистора Т5 приво-
дит к перераспределению потен-
циалов в цепи R19, R20, что
и обеспечивает открывание тран-
зистора Тб. При открытом тран-
зисторе Тб диод Д17 открыт,
а Д18 закрыт. Поэтому открыт,
и транзистор Т7 типа п-р-п,

Р 01

2208

Рис.

1218

1008
и8а

7.4. Вспомогательное

устройство ВУ-3 для реле ча-

стоты

на переменном опера-
тивном токе.

база которого заведомо положительнее

эмиттера, подключен-

ного к средней точке делителя R29-R30. Через открытые тран-
зисторы Т7 и Т5 открыты соответственно транзисторы Т8 и Тб.
При открытом транзисторе Т8 база транзистора T9 положительнее
его эмиттера, и транзистор T9 закрыт.

При исчезновении импульсов на входе РИ закрывается тран-
зистор Т5, прерывается путь для тока, открывающего транзистор
Тб, и последний закрывается, что приводит к закрыванию диода
Д17. После заряда конденсаторов С6, С7, С8 открывается диод
Д18, база Т7 подключается к делителю R25—Д18—R24, и транзи-
стор Т7 закрывается. Транзистор Т8 закрывается так же, как при
закрывании Т5 закрывается транзистор Тб. Закрывание транзисто-
ра Т8 создает возможность для прохождения тока, открывающего
выходной транзистор T9 по цепи: нулевая шинка-эмиттер ТР-база
T9-R31-R28-uimiKa—12 В. Транзистор T9 открывается, что приво-
дит к срабатыванию реле частоты.

Таким образом, для срабатывания реле частоты необходимо,
чтобы закрылся транзистор Т5 на время, большее времени заряда
конденсаторов С6, С7, С8, т. е. больше уставки времени срабаты-
вания реле. Частота срабатывания реле устанавливается ступен-
чато через 1 Гц, переключением числа витков реактора Р1 и плав-
но, в пределах 1 Гц, резистором R1. Разница между частотой сра-
батывания и возврата реле при неизменной уставке не превышает
0,1 Гц. Аналогично с помощью реактора Р2 и резистора R2 регу-
лируется уставка возврата реле частоты при использовании его
в схеме АЧР с ЧАПВ.

Для питания оперативных цепей реле РЧ-1 переменным опе-
ративным током используется вспомогательное устройство ВУ-3
(рис. 7.4), состоящее из входного трансформатора TH, выпрями-
теля В, реактора Р и конденсатора С1. Первичная обмотка TH
имеет отпайки для подключения на напряжения 100, 127 и 220 В.
Благодаря насыщению реактора, сопротивление которого изменяет-
ся в зависимости от напряжения питания, сохраняется напряжение,
близкое к постоянному, на выпрямителе В при значительном из-
Мёйений переменного напряжения. Для проверки работоспособности
реле частоты в схеме И1 (рис. 7.2) установлена кнопка К, шун-
тирующая реактор Р1 измерительной цепи срабатывания. При на-
жатии кнопки сопротивление цепи становится активно-емкостным,
и реле должно сработать.

Для питания реле частоты постоянным оперативным током
в реле встроен блок' питания БП. Напряжение -|-6 и —12 В со-
здается стабилитронами Ст1 и Ст2 через ограничивающие рези-
сторы. Для предотвращения неправильного срабатывания реле при
подаче или снятии постоянного оперативного тока предназначены
конденсаторы большой емкости С46 и С45.

7.3.	ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ЛОЖНЫХ ОТКЛЮЧЕНИЙ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПРИ КРАТКОВРЕМЕННЫХ СНИЖЕНИЯХ
ЧАСТОТЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

В энергосистеме могут возникать режимы, вызываю'

щие кратковременное

Рис. 7.5. Предотвращение
срабатываний АЧР при от-
ключении подстанции с син-
хронным компенсатором или
синхронными двигателями.
а — схема подстанции; б — бло-
кировка АЧР.

снижение частоты, не представ-
ляющее существенной опасно-
сти для работы энергосистемы.
Такие режимы, которые спо-
собны вызвать срабатывание
АЧР, могут иметь место в сле-
дующих случаях: при кратко-
временном снятии напряжения
питания с шин подстанций, на
которых установлены крупные
синхронные и асинхронные
электродвигатели; во время
КЗ в энергосистеме малой
мощности; во время асинхрон-
ного хода.

Снижение частоты при
кратковременном отключении
подстанции в цикле АПВ или
АВР. При отключении связи
с энергосистемой (обеих линий
или трансформатора Т1 в схе-
ме на рис. 7.5,а) питание по-
требителей, потерявших пита-
ние, может быть восстановле-
но спустя небольшое время
действием АПВ линий и транс-
форматора или АВР секцион-
ного выключателя. Однако за
время, пока будет наруше-
на связь с энергосистемой, потребители подстан-
ции могут быть отключены ложным действием АЧР.
Это происходит потому, что после отключения источ-
ника питания напряжение на шинах подстанции с
синхронными компенсаторами или мощными синхрон-
ными электродвигателями сразу не исчезает, а некото-
рое время поддерживается за счет инерции вращающих-
ся частей синхронных компенсаторов или электродвига-
телей и приводимых ими механизмов. Как отмечалось
в гл. 2, асинхронные электродвигатели могут поддержи-
вать напряжение на шинах подстанции выше 40—50%
номинального в течение примерно 1 с, а синхронные
двигатели и компенсаторы поддерживают напряжение в
течение нескольких секунд. При этом, поскольку часто-
та вращения электродвигателей и синхронных компенса-
торов, подключенных к шинам подстанции, будет умень-
шаться, снизится и частота поддерживаемого ими на-
пряжения. Поэтому АЧР, включенные на это напряже-
ние, могут подействовать ложно и отключить потреби-
телей до того, как подействует АПВ или АВР.

В практике эксплуатации применяются специальные
блокировки, предотвращающие ложное срабатывание
АЧР в рассматриваемом режиме. На рис. 7.5,6 показана
одна из таких схем, в которой плюс на контакт РЧ ре-
ле частоты АЧР подается через контакт блокирующего
реле направления мощности РМ. Реле направления мощ-
ности, включенное в цепи трансформатора связи с энер-
госистемой (рис. 7.5,а), реагирует на направление ак-
тивной мощности. При наличии связи с энергосистемой,
когда подстанция потребляет активную мощность, реле
направления мощности держит свой контакт замкнутым,
как показано на рис. 7.5,6, разрешая действовать АЧР.
После отделения подстанции от питающей сети активная
мощность по трансформатору проходить не будет или
будет направлена в сторону шин высшего напряжения.
При этом реле направления мощности разомкнет свой
контакт и снимет плюс с контакта реле частоты, предот-
вращая ложное срабатывание АЧР. При отсутствии бло-
кировки для направления ложного действия АЧР мож-
но применить АПВ после АЧР.

Снижение частоты вследствие наброса мощности при КЗ. Уве-
личение потерь мощности при КЗ в энергосистеме небольшой мощ-
ности может вызвать снижение частоты и срабатывание АЧР. Ак-
тивное сопротивление цепи КЗ состоит из сопротивлений элемен-
тов энергосистемы: линий, трансформаторов и переходного сопро-
§19
тивления в месте повреждения. Поскольку значение последнего
может изменяться в очень больших пределах, будут изменяться
и активные потери мощности при КЗ. Если известно значение мощ-
ности КЗ, определяемое обычно для выбора силового электрообо-
рудования, максимально возможный наброс активной мощности при
КЗ может быть подсчитан по следующему выражению:

APK=0,5SK.	(7.9)

Практически с возможностью значительного снижения частоты
при КЗ следует считаться лишь в энергосистемах сравнительно не-
большой мощности (до 500 МВт). Для предотвращения ложных
отключений потребителей в рассматриваемом режиме необходимо
либо снижать уставку срабатывания реле частоты, либо приме-
нять АПВ после АЧР.

Снижение частоты при асинхронном ходе. При включении ли-
нии действием несинхронного АПВ (см. гл. 1) может возникнуть
асинхронный ход. При этом АЧР, установленные на промежуточ-
ных подстанциях транзита, будут реагировать на некоторое среднее
значение частоты по отношению к частотам несинхронно работаю-
щих энергосистем. Если частота в одной из энергосистем будет
значительно ниже номинальной, АЧР, установленные на подстанци-
ях электропередачи, могут сработать и отключить часть потребите-
лей/ Чем ближе находится подстанция, на которой установлена
АЧР, к шинам дефицитной энергосистемы, тем более вероятно сра-
батывание АЧР. Срабатывание АЧР на подстанциях электропе-
редачи, расположенных ближе к дефицитной энергосистеме, приво-
дит к снижению дефицита мощности в этом районе, что способ-
ствует ресинхронизации и восстановлению нормального режима ра-
боты. Потребители, отключенные действием АЧР во время асин-
хронного хода, могут быть автоматически включены в работу с по-
мощью АПВ после АЧР.

7.4.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
ПОСЛЕ АЧР

Для ускорения восстановления питания потребителей,
отключенных при срабатывании АЧР, применяется спе-
циальный вид автоматики — АПВ после АЧР (или
ЧАПВ). Устройство ЧАПВ срабатывает после восстанов-
ления частоты в энергосистеме и дает импульс на вклю-
чение отключенных потребителей. В первую очередь
ЧАПВ следует выполнять на подстанциях с ответствен-
ными потребителями, ва подстанциях без постоянного
обслуживающего персонала, с дежурством на дому,
далеко расположенных от места размещения оператив-
но-выездных бригад.

Действие ЧАПВ должно осуществляться при частоте
49,5—50 Гц. Начальная уставка по времени ЧАПВ при-
нимается 10—20 с, конечная — в зависимости от конкрет-
ных условий. Минимальный интервал цо времени между
320
смежными очередями ЧАПВ в пределах энергосистемы
или отдельного узла — 5 с. Мощности нагрузки по очере-
дям ЧАПВ распределяются обычно равномерно. Очеред-
ность подключения потребителей к ЧАПВ обратна оче-
редности АЧР, т. е. к последним очередям АЧР под-
ключаются первые очереди ЧАПВ [20}.

Доля нагрузки, подключаемой к ЧАПВ, в каждом
конкретном случае должна определяться с учетом мест-
ных условий (возможности повторного снижения часто-
ты в отделившемся на изолированную работу районе,
перегрузки линий электропередачи, восстановления па-
раллельной работы действием АПВ с улавливанием син-
хронизма и т. д.).

7.5.	СХЕМЫ АЧР И ЧАПВ

На рис. 7.6,а приведена схема совмещенных АЧР1 и
АЧРП. Действие АЧР1 осуществляется с помощью реле
иастоты РЧ1, промежуточного реле РП1 и выходного
реле РП2, а действие АЧРП — с помощью реле частоты
РЧ2 и реле времени РВ1. Сигнализация срабатывания
АЧР1 и АЧРП выполняется указательными реле РУ1 и
РУ2 соответственно. При выполнении АЧР только одно-
го вида (АЧР1 или АЧРП) часть реле исключается из
схемы.

С целью экономии реле частоты во многих случаях
для осуществления совмещенного АЧР используются
специальные схемы, в которых устанавливается только
одно реле частоты с переключением уставок. Одна из
таких схем приведена на рис. 7.6,6. В схеме АЧР ис-
пользуется одно реле частоты РЧ типа РЧ-1, измери-.
тельные элементы которого имеют уставки, соответству-
ющие АЧР1 и АЧРП. В нормальном режиме до сраба-
тывания РЧ замкнут контакт РП2.1 двухпозиционного
реле типа РП8, чем обеспечивается готовность к дейст-
вию обоих измерительных элементов.

При снижении частоты до уставки АЧРП замкнется
контакт РЧ и реле РП1 контактом РП1.1 подаст плюс
на верхнюю обмотку реле РП2, которое, переключив
свои контакты, выведет из действия измерительный эле-
мент с уставкой АЧРП. Если частота понизилась до
уставки АЧР1, контакт РЧ при этом не разомкнется или,
разомкнувшись кратковременно, замкнется вновь, после
чего с небольшим замедлением сработает промежуточ-
ное реле РПЗ и подаст через указательное реле РУ1
21—1251	321
центу РЧ &) ключение

Рис. 7.6. Схемы АЧР1 и АЧРП.
а —а двумя реле частоты; б —
с одним реле частоты с переклю-
чением уставки.

ключения реле РП2 цепь

ъыкуяъь на выходное про-
межуточное реле РП5. На
этом закончится работа
схемы.

Если частота не снизится
до уставки АЧР1, схема бу-
дет продолжать работать.
Реле времени РВ1, срабо-
тав при замыкании контак-
та РП2.3У будет самоудер-
живаться через свой мгно-
венный замыкающий кон-
такт РВ1.1. Спустя выдерж-
ку времени, установленную
на проскальзывающем кон-
такте РВ1.2, будет подан
плюс на нижнюю обмотку
реле РП2 и оно переключит
свои контакты, вновь вводя
в действие измерительный
элемент с уставкой АЧРП.
В течение всего времени,
пока не замкнется проскаль-
зывающий контакт РВ1.2,
схема будет готова к дей-
ствию на отключение без
выдержки времени в слу-

чае снижения частоты до
уставки АЧР1. После замы-
кания проскальзывающего
контакта РВ1.2 и пере-
отключения от АЧР1 будет

выведена, и в работе останется только АЧРП. После
переключения РП2 вновь сработают реле РЧ (если ча-
стота будет ниже уставки срабатывания АЧРП) и РП1.
запустится реле времени РВ2, которое, доработав, через
указательное реле РУ2 подаст плюс на выходное реле
РП5.

Промежуточное реле РП4, обмотка которого вклю-
чена параллельно обмотке реле РВ1, будет держать сво-
им контактом РП4.1 разомкнутой цепь верхней обмотки
реле РП2, предотвращая его повторное срабатывание.

Возврат схемы в исходное положение осуществляет-
ся после срабатывания выходного реле РП5, которое
322
разомкнет контакт РП5.1 в цепи обмоток реле РВ1 и
РП4. Если схема не подействует на отключение вслед-
ствие восстановления частоты в энергосистеме выше
уставки АЧРП и возврата реле РЧ, возврат схемы будет
осуществлен шунтированием обмотки РВ1 по цепи:
упорный контакт РВ1.3—размыкающий контакт РП1.3—
размыкающий контакт РП2.4. Выдержка времени АЧРП
в рассматриваемой схеме определяется суммой выдер-
жек времени, установленных на РВ2 и на проскальзыва-
ющем контакте РВ1.2.

Л измерительному
элементу РЧ , а)

Рис. 7.7. Схема АЧР с ЧАПВ.
а — оперативные цепи; б — переключение уставок АЧР1 и АЧРП на реле
’	типа РЧ-1.

На рис. 1.1,а приведена схема одной очереди АЧР
с ЧАПВ. В схеме используется одно реле частоты, устав-
ка срабатывания которого автоматически переключа-
ется.	\

При снижении частоты до уставки срабатывания со-
ответствующей очереди АЧР сработает реле частоты РЧ
и запустит реле времени РВ1. После того как замкнется
контакт реле времени, сработают промежуточные реле
РП1 и РП2 и отключат группу потребителей. Одновре-
менно замыкающий контакт РП1.4 введет в работу из-
мерительный элемент реле частоты типа РЧ-1 с устав-
кой, соответствующей ЧАПВ. Теперь после ввода в ра-
21*	323
боту указанного измерительного элемента контакт реле
частоты разомкнется лишь после того, как частота
в энергосистеме восстановится до значения новой устав-
ки 49,5—50 Гц. Реле РП1 при срабатывании замыкает
также своим контактом РП1.2 цепь обмотки промежу-
точного реле РПЗ, которое срабатывает и самоудержи-
вается. После восстановления нормальной или близкой
к нормальной частоты реле РЧ и РВ1 разомкнут свои
контакты. При этом реле РП1 возвратится и замкнет
контакт РП1.3 в цепи обмотки реле времени РВ2. По-
скольку контакт РП3.2 уже замкнут, реле РВ2 начинает
работать и спустя выдержку времени, установленную на
проскальзывающем контакте РВ2.2, замкнет цепь об-
мотки промежуточного реле РП4. Последнее, сработав,
самоудерживается через свой замыкающий контакт
РП4.1 и подает импульсы на включение выключателей
потребителей, отключавшихся действием АЧР. Возврат
схемы осуществляется после замыкания упорного кон-
такта реле времени РВ2.3, выдержка времени на кото-
ром отличается от выдержки проскальзывающего кон-
такта РВ2.2 примерно на 1 с^ После замыкания упорно-
го контакта РВ2.3 реле РПЗ возвратится и разомкнет
контактом РП3.2 цепь обмотки реле времени РВ2. Ука-
зательные реле РУ1 и РУ2 предназначены для сигнали-
зации срабатывания АЧР и ЧАПВ. С помощью наклад-
ки Н1 рассматриваемая автоматика может быть выве-
дена из действия полностью, а с помощью накладки
Н2 — только ЧАПВ.

По схемам, приведенным на рис. 7.6,6 и 7.7,а, может
быть также выполнена схема совмещенного АЧР с
ЧАПВ. При этом на реле частоты должно быть выпол-
нено три уставки по частоте, соответствующие АЧР1,
АЧРП и ЧАПВ. Уставка ЧАПВ при этом осуществля-
ется на измерительном элементе И2 реле типа РЧ-1,
а уставки АЧР1 и АЧРП на И1. При этом в схеме реле
дополнительно включаются резисторы Ra, Рб (рис.
7.7,5). Уставка АЧР переключается контактами реле
РП2, а уставка ЧАПВ вводится в работу на реле РЧ
замыканием контакта РП1.4 (как в схеме на рис. 7.7,а).
На линиях, оснащенных устройствами электрического
АПВ, они могут быть использованы для осуществления
ЧАПВ, при этом пуск АПВ должен осуществляться по-
сле восстановления частоты, соответствующей уставке
ЧАПВ.
7.6.	ОТДЕЛЕНИЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
ПРИ СНИЖЕНИИ ЧАСТОТЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Как уже отмечалось выше, снижение частоты в энер-
госистеме приводит к уменьшению производительности
механизмов собственных нужд и снижению мощности,
вырабатываемой тепловой электростанцией. Для того
чтобы при сниженной частоте в энергосистеме обеспе-
чить выработку генераторами тепловых электростанций
максимально возможной мощности, применяют специ-
альные устройства автоматического отделения собствен-

Рис. 7.8. Схемы электрических соединений электростанций, обеспечи-
вающие отделение части генераторов для питания собственного рас-
хода при аварийном понижении частоты в энергосистеме.

ных нужд с генераторами, обеспечивающими поддержа-
ние на шинах собственных нужд напряжения нормаль-
ной частоты. Для этого создаются схемы электрических
соединений, показанные на рис. 7.8. В схеме на рис. 7 Да
электродвигатели механизмов собственных нужд СН
с одним или несколькими генераторами подключают
к одной из систем шин. На другую систему шин вклю-
чают остальные генераторы и трансформаторы связи
с энергосистемой. При снижении частоты в энергосисте-
ме до опасного уровня сработает реле частоты РЧ и
спустя выдержку времени подаст импульс на отключе-
ние шиносоединительного выключателя. Вследствие это-
го один или несколько генераторов будут выделены на
несинхронную работу с линиями или трансформаторами
собственных нужд. На шинах генераторов, отделивших-
ся от энергосистемы, будет поддерживаться нормальная
частота, вследствие чего обеспечивается максимально
возможная мощность агрегатов тепловой электростан-
ции. В отдельных случаях вместе с собственными нуж-
дами выделяется часть наиболее ответственных потре-
бителей.

На рис. 7.8,6 показана схема соединений другой элек-
тростанции. В этом случае предусматривается отделение
от энергосистемы всех генераторов электростанции, ра-
ботающих на шины генераторного напряжения, отклю-
чением обоих трансформаторов связи от автоматики по-
нижения частоты. Поскольку при этом может возник-
нуть дефицит активной мощности на шинах генератор-
ного напряжения, предусматривается местная частотная
разгрузка (или дополнительная разгрузка), действую-
щая на отключение части потребителей. В результате на
шинах генераторного напряжения вместе с генераторами
остаются включенными трансформаторы или линии соб-
ственных нужд и часть потребителей так, чтобы обеспе-
чивалась работа электродвигателей собственных нужд
при нормальной частоте. Следует иметь в виду, что ме-
стная частотная разгрузка будет срабатывать и в случае
возникновения общесистемного снижения частоты. Если
это нежелательно, ввод в действие автоматов местной
частотной разгрузки должен осуществляться после от-
ключения трансформаторов связи с энергосистемой, на-
пример вспомогательными контактами выключателей.
Рассмотренная автоматика, осуществляющая отделение
генераторов тепловой электростанции с потребителями
собственных нужд, весьма важна для восстановления
нормальной работы энергосистемы после тяжелой си-
стемной аварии, в результате которой основные генери-
рующие источники оказались без напряжения (так на-
зываемая «посадка на нуль»).

Ликвидация системной аварии, сопровождающейся
«посадкой на нуль» всей энергосистемы или большей ее
части, может быть чрезвычайно затруднена вследствие
остановки электродвигателей всех тепловых электро-
станций. Для того чтобы развернуть электродвигатели
собственных нужд и постепенно поднять нагрузку тепло-
вых электростанций, может потребоваться большое вре-
мя, что затянет ликвидацию аварии и восстановление
нормальной работы энергосистемы и питания потреби-
326
телей. Сохранение питания электродвигателей собствен-
ных нужд тепловых электростанций от выделенных ге-
нераторов при аварийном снижении частоты в энерго-
системе позволяет ускорить процесс восстановления
нормальной работы тепловых электростанций и питания
потребителей. Это обеспечивается с помощью рассмот-
ренной выше автоматики. При отсутствии такой автома-
тики отделение электростанции в аварийных условиях
осуществляется вручную персоналом.

Поскольку на блочных тепловых электростанциях
выделение генераторов для питания электродвигателей
собственных нужд в аварийных условиях, как правило,
невозможно, эти электростанции во время системной
аварии с понижением частоты могут полностью поте-
рять собственные нужды. Для разворота электродвига-
телей собственных нужд блочных электростанций в этом
случае предусматривается подача им напряжения поли-
ниям электропередачи от соседних ГЭС и тепловых
электростанций, оставшихся в работе.

7.7.	ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ МЕСТНАЯ РАЗГРУЗКА
ПО ДРУГИМ ФАКТОРАМ

Как уже отмечалось выше, в случае отделения элек-

тростанции или части энергосистемы с большим дефи-

цитом активной мощности (боль-
ше 50%) возможно резкое сни-
жение напряжения в отделив-
шемся районе, которое может по-
влечь за собой отказ реле часто-
ты АЧР. В этом случае наряду
с устройствами АЧР может быть
использована разгрузка по дру-
гим факторам, фиксирующим от-
деление рассматриваемого рай-
она от энергосистемы.

Так, например, в схеме, при-
веденной на рис. 7.9, дефицит
активной мощности на шинах
электростанции возникает вслед-

Рис. 7.9. Дополнительная
местная разгрузка, дей-
ствующая по факту от-
ключения трансформато-
ра связи с энергосисте-
мой.

ствие ее отделения от энергоси-
стемы при отключении единствен-
ного трансформатора связи Т.
При этом наряду с устройства-
ми АЧР, фиксирующими сни-
жение частоты на шинах отделившейся электростанции,
для отключения части потребителей может быть исполь-
зован сам факт отключения трансформатора. Это осу-
ществляется путем подачи импульса на отключение по-
требителей от вспомогательных контактов БК отключив-
шегося выключателя трансформатора, от выходных ре-
ле его защит РЗ, от контактов токовых реле РТ, фикси-
рующих исчезновение тока в трансформаторе.

Достоинством рассмотренного способа разгрузки яв-
ляется его простота и быстрота действия, так как потре-
бители будут отключены немедленно после отключения
трансформатора связи с энергосистемой, еще до того,
как понизится частота. Недостаток же по сравнению
с АЧР состоит в том, что значение разгрузки всегда, не-
зависимо от режима работы, предшествующего аварии,
остается неизменным, в то время как АЧР при наличии
нескольких очередей обеспечивает пропорциональную
разгрузку в зависимости от дефицита активной мощно-
сти.

7.8.	АВТОМАТИЧЕСКИЙ ПУСК ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
ПРИ ПОНИЖЕНИИ ЧАСТОТЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Для ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме, создав-
шейся вследствие отключения части работавших генераторов, не-
обходимо возможно быстрее ввести в действие имеющиеся резервы
активной мощности. Это осуществляется набором максимальной
нагрузки на всех работающих агрегатах. Остановленные турбо-
агрегаты не могут принять участия в ликвидации аварии, посколь-
ку их пуск в работу занимает сравнительно много времени (не-
сколько часов). Весьма эффективным резервом являются гидро-
агрегаты, которые могут быть быстро включены в сеть и загру-
жены. Поэтому на ГЭС выполняются специальные устройства авто-
матики, осуществляющие пуск и набор нагрузки гидрогенераторами
при аварийном снижении частоты в энергосистеме.

Схема автоматики пуска гидрогенераторов при понижении ча-
стоты в энергосистеме, приведенная на рис. 7.10, выполнена на
основании следующих принципов:

I)	пуск автоматики осуществляется при понижении частоты
в энергосистеме до 49,3 Гц;

2)	автоматика дает импульсы на пуск резервных агрегатов и
на загрузку вращающихся агрегатов при наличии на них вращаю-
щегося резерва;

3)	пуск агрегатов производится ступенями с разными выдерж-
ками времени, что необходимо по условию загрузки трансформа-
тора собственных нужд (в схеме на рис. 7.10 предусмотрены две
очереди пуска);

4)	импульсы на ускоренный набор нагрузки работающими агре-
гатами подаются сразу на все агрегаты после срабатывания реле
времени первой ступени;

5)	действие автоматики должно быть однократным.
Схема работает следующим образом. При снижении частоты
срабатывает реле частоты РЧ и подает плюс на обмотку реле вре-
мени первой очереди РВ1. Спустя выдержку времени, которая со-
ставляет 1—2 с, сработают промежуточные реле РП1 и РП2. Кон-
тактом РП1.1 реле РП1 подаются импульсы на пуск резервных
агрегатов первой очереди. Это же реле пускает реле времени вто-
рой очереди РВ2. Контакты реле РП2 замыкают цепи набора на-
грузки всеми работающими агрегатами. Импульс на набор нагруз-
ки каждым агрегатом проходит, если включен выключатель дан-

Рис. 7.10. Схема автоматического пуска гидрогенераторов при пони-
жении частоты в энергосистеме.

ного генератора (замкнуты вспомогательные контакты БК1, БК2)
и агрегат загружен не полностью (замкнуты контакты положения
направляющих аппаратов КП1, KJI2).

Если в процессе работы схемы автоматики частота в энерго-
системе восстановится до нормального значения 50 Гц, вернется
реле частоты, реле времени РВ1 и промежуточное реле РП1, вслед-
ствие чего прекратится подача импульсов на набор нагрузки. Одно-
временно будет снято напряжение с обмотки реле времени РВ2
и поэтому не будет подан импульс на пуск агрегатов второй оче-
реди.

Если частота в энергосистеме не восстановится, доработает реле
времени РВ2 и подаст плюс на обмотку промежуточного реле РПЗ,
контакты которого замкнут цепь пуска агрегатов второй очереди.
Однократность действия автоматики пуска гидроагрегатов осуще-
ствляется с помощью промежуточного реле РП4, которое размы-
кает свои контакты РП4.1 с небольшим замедлением после того,
как сработает промежуточное реле РПЗ, пускающее агрегаты вто-
рой очереди.
Возврат схемы в исходное положение осуществляется вручную
кнопкой К, в результате чего срабатывает и самоудерживается
реле РП4, замыкающий контакт РП4.2 которого подготавливает
цепь обмотки реле времени РВ1.

В случаях, когда на ГЭС предусмотрена работа гидроагрега-
тов в режиме синхронных компенсаторов, рассматриваемая авто-
матика, срабатывая при понижении частоты, дает импульс на
перевод агрегата в генераторный режим.

На гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) при сни-
жении частоты в энергосистеме предусматривается отключение агре-
гатов, работающих в режиме насосов.

Автоматика пуска гидроагрегатов при понижении частоты
(АЧП) обеспечивает быстрый набор нагрузки гидроагрегатами,
включенными в сеть и работающими в режиме генераторов или
синхронных компенсаторов, благодаря чему может быть предот-
вращено срабатывание устройств АЧРП, имеющих большие вы-
держки времени. Пуск и включение в сеть остановленных гидро-
генераторов, находившихся в резерве, способствует ускорению вос-
становления частоты и включения в работу действием ЧАПВ от-
ключенных потребителей.

ГЛАВА ВОСЬМАЯ

ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА (ПА)

8.1.	НАЗНАЧЕНИЕ ПА

Оснащение энергосистем устройствами автоматики,
рассмотренными в гл. 1—7, существенно повышает на-
дежность их работы.

Однако развитие энергосистем, появление объединен-
ных энергосистем (ОЭС), сооружение гидравлических и
тепловых электростанций большой мощности и протя-
женных сильно загруженных линий электропередачи
усложнило управление режимами энергосистем и выдви-
нуло новые требования в части их дальнейшей автома-
тизации, особенно в аварийных условиях.

В энергосистемах и ОЭС могут возникать следующие
нарушения нормальных режимов работы:

а)	опасные перегрузки линий электропередачи и
межсистемных связей из-за непредвиденных изменений
балансов мощности генераторов и нагрузки в одной или
нескольких связанных между собой ОЭС или энергоси-
стемах;

б)	опасные набросы мощности на электропередачи и
межсистемные связи при внезапных отключениях гене-
раторов-или нагрузки в смежных частях ОЭС или в со-
седних ОЭС;
в)	внезапные отключения одной из межсистемных
связей, в том числе наиболее мощной, отключения от-
дельных участков двухцепных или кольцевых электро-
передач, угрожающие нарушением динамической устой-
чивости;

г)	разрывы мощных электропередач, вызывающие
набросы мощности на слабые шунтирующие сети более
низких напряжений и опасное повышение частоты
в энергосистемах;

д)	затяжные КЗ, отключаемые действием резервных
защит или УРОВ;

е)	кратковременные неполнофазные режимы в цикле
ОАПВ или при отказах отдельных фаз выключателей;

ж)	односторонние отключения протяженных участ-
ков электропередач 330—750 кВ, вызывающие повыше-
ние напряжения, опасное для оборудования;

з)	асинхронный режим.

Быстрое протекание аварийных процессов при нару-
шениях нормальных режимов исключает возможность их
ликвидации и тем более предотвращения действиями
оперативного персонала даже при наличии хороших
средств телеконтроля и телеуправления.

В связи с этим возникла необходимость непрерывно-
го автоматического контроля за режимом работы линий
электропередачи, нагрузка которых может внезапно и
быстро возрасти, для своевременного выявления момен-
тов отключения линий, которые сопровождаются набро-
сами мощности и опасными перегрузками параллельных
линий и другого оборудования, выявления моментов раз-
рыва электропередач, выявления моментов нарушения
устойчивости и характера возникшего при этом асин-
хронного режима.

Поэтому предотвращение, локализация и ликвида-
ция нарушений нормального режима целиком возлага-
ется на специальные автоматические устройства, полу-
чившие общее наименование устройства против о-
аварийной автоматики (ПА).

Основными назначениями ПА являются:

а)	предотвращение нарушения статической устойчи-
вости линий электропередачи межсистемных связей
в нормальных и послеаварийных режимах;

б)	предотвращение нарушения динамической устой-
чивости в цикле работы ОАПВ или БАПВ, а также в ре-
жимах максимальной нагрузки при расчетных видах
КЗ, отключаемых как основными быстродействующими
защитами, так и резервными защитами или действиями
УРОВ;

в)	предотвращение асинхронного режима путем опе-
режающего деления энергосистем при приближении
к пределу устойчивости и невозможности ее сохранения
средствами автоматического регулирования или других
видов ПА;

г)	ликвидация асинхронного режима в случаях на-
рушения устойчивости путем ресинхронизации или се-
лективного деления энергосистем (ОЭС) в заранее пре-
дусмотренных сечениях;

д)	предотвращение опасного для паровых турбин и
механизмов потребителей повышения частоты в отделив-
шихся частях ОЭС, связанных с мощными ГЭС;

е)	предотвращение опасного повышения напряжения
при односторонних отключениях протяженных линий
электропередачи.

8.2.	ПОНЯТИЕ ОБ УСТОЙЧИВОСТИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ

Статическая устойчивость. На рис. 8.1 показана электростанция
ЭС, генераторы которой через повышающий трансформатор Т и
линию электропередачи Л работают на шины энергосистемы С,
имеющей по сравнению с электростанцией ЭС несоизмеримо боль-
шую мощность.

Если постепенно увеличивать активную мощность Р, переда-
ваемую по линии Л, то при вполне определенном ее значении про-
изойдет нарушение устойчивости, и электростанция ЭС выйдет из
синхронизма относительно энергосистемы С [70].

Максимальная мощность, которая при медленном увеличении
может быть передана в энергосистему по линии электропередачи,
называется пределом статической устойчивости па-
раллельной работы, или статическим пределом.

Активная мощность, поступающая от электростанции в при-
емную энергосистему, как известно, равна:

P—Uc I cos ф.

Учитывая, что I cos ф есть активная составляющая полного
тока /а, можно написать:

P=Uch.	(8.1)

На рис. 8.2 приведена векторная диаграмма напряжений и то-
ка электропередачи по рис. 8.1 для случая индуктивной нагрузки.

Рис. 8.1. Схема электропередачи.
На диаграмме: Uc— напряжение на шинах приемной энергоси-
стемы, I — ток, проходящий от генераторов по трансформатору Т
и линии Л.

Из прямоугольного треугольника О АБ (рис. 8.2) следует, что
его катет АБ равен:

^а-^рез=^г sin 6,
где Лрез — результирующее сопротивление генератора, трансформа-
тора и линии; Ег — ЭДС генератора.

Активная составляющая тока /а
£г
(8-2)

Подставляя значение /а из выражения (8.2) в выражение (8.1),
получаем:

Р= J sin$.	(8.3)

^рез

Выражение (8.3) действительно для неявнополюсных турбоге-
нераторов. При sin 6=1, чему соответствует 6=90°,

=	(М

Л рез

Подставляя значение Ртах в формулу (8.3), получаем:

Р=Ртах sin 6.	(8.5)

Графически выражение (8.5) изображается синусоидой
(рис. 8.3), имеющей максимальное значение при 6 = 90°.

Рис. 8.2. Векторная диаграмма токов и напряжений при передаче
активной мощности от электростанции в энергосистему.

Рабочей, устойчивой областью является левая часть синусоиды
в пределах углов от 0 до 90°. Правая часть синусоиды при углах
больше 90° является неустойчивой областью. Переход в эту об-
ласть обычно сопровождается нарушением устойчивости.

На рис. 8.3, кроме мощности электрической Р9Л, показана так-
же мощность, развиваемая турбиной, Рт. Эта мощность зависит
от впуска пара или воды и не зависит от угла 6 и поэтому изо-
бражается на диаграмме прямой линией.
При нормальной работе турбо- или гидрогенератора механи-
ческая мощность турбины и электрическая мощность генератора
уравновешены, т. е.

Р эа^=Р т,

Рис. 8.3. Зависимость пере-
даваемой по электропереда-
че активной мощности от
угла между напряжением и
ЭДС Рэл=/(б).

чему соответствуют точки 1 и 2 на диаграмме рис. 8.3.

Если при работе в режиме, соответствующем точке /, произой-
дет внезапное увеличение угла на Аб (точка /'), то это вызовет
увеличение электрической мощности
на АРэл. Поскольку Рт осталась не-
изменной, то мощность АРЭЛ будет
избыточной и будет воздействовать
в сторону торможения ротора, что
приведет к уменьшению угла и воз-
врату к режиму, соответствующему
точке 1, Таким образом, в рассмо-
тренном случае равновесие РЭл~Рт
восстанавливается, что является при-
знаком устойчивости. Аналогично бу-
дет происходить восстановление рав-
новесия при уменьшении угла на Аб.

При работе в режиме, соответ-
ствующем точке 2, и увеличении угла
на Аб (точка 2') электрическая мощ-
ность уменьшается и возникает из-
быточная мощность турбины АРТ,
которая воздействует в сторону уско-
рения ротора. Это приведет к даль-
избыточной мощности турбины и т. д.

В результате генератор выйдет из синхронизма. Таким образом,
режим в точке 2 неустойчивый и эта точка соответственно является
нерабочей.

Точка 3, соответствующая Ртах (при 6=90°), характеризует
предел статической устойчивости. Однако работать с предельной
передачей мощности нельзя, так как толчки нагрузки, которые име-
ют место в энергосистемах, могут вызвать переход в неустойчивую
область и выход из синхронизма.

Поэтому для каждой электропередачи устанавливается наиболь-
ший допустимый переток мощности Рдон, определяемый с помощью
коэффициента запаса статической устойчиво-
сти:

и

^3,СТ

Рршх. ^доп
р
'доп

(8.6)

С учетом нерегулярных колебаний мощности АРн,к> которые
накладываются на основной переток и увеличивают его, коэффи-
циент запаса статической устойчивости определяется выражением

&з, ст —

Рmax — ^доп	к

^доп

(8.7)

Коэффициент запаса статической устойчивости показывает, на-
сколько допустимый переток мощности должен быть меньше мак-
симального для того, чтобы обеспечить статическую устойчивость
334
электропередачи при эксплуатационных колебаниях нагрузки. На
основании расчетов и опыта эксплуатации приняты следующие ко-
эффициенты запаса статической устойчивости [63]. В нормальном
режиме коэффициент запаса статической устойчивости линии элек-
тропередачи, связывающей электростанцию с энергосистемой, или
линии межсистемной связи между ОЭС, должен составлять не ме-

Рис. 8.4. Схема электро-
передачи (а) и характе-
ристики Рэл=/($) для
нормального, аварийного
и послеаварийного режи-
мов (б).

нее 20%. В кратковременном послеаварийном режиме допускается
снижение коэффициента запаса статической устойчивости до 8%.
Снижение коэффициента запаса статической устойчивости до 5—
10% допускается также в нормальном режиме, если это необходи-
мо для предотвращения ограничения потребителей или для эконо-
мии гидроресурсов.

На основании выражения (8.7) и с учетом обеспечения необ-
ходимого запаса по статической устойчивости наибольший допу-
стимый переток мощности определяется как

Р _ Ртах ~~ к	/о о\

А0П“ *з,ст+1	’	(8‘8)

где ^з,ст — нормативный коэффициент запаса статической устой-
чивости.
Значение ДРн,к зависит от мощности соединяемых энергосистем
(ОЭС) и определяется выражением

А^н, к — У' Рм

где Pi — мощность меньшей энергосистемы (ОЭС); &=1,1ч-1,7.

Динамическая устойчивость. При КЗ в электрической сети
вследствие глубокого снижения напряжения происходит внезапное
и резкое уменьшение электрической мощности, потребляемой от ге-
нераторов электростанций. Так, если в нормальных условиях ре-
жим передаваемой мощности определялся синусоидой / (рис. 8.4,6),
рабочей точкой была точка 1 и угол 6о, то в момент КЗ, например,
в точке К1 (рис. 8.4,а) электрическая мощность снизится и будет
характеризоваться синусоидой //, а рабочая точка переместится
в точку 2.

Регуляторы частоты вращения турбин действуют с некоторым
замедлением. Поэтому при возникновении КЗ мощность, развивае-
мая турбиной, остается неизменной. В результате нарушения рав-
новесия между Рэд и Рт возникает избыточная мощность турбины
ДРт, под воздействием которой ротор агрегата начнет ускоряться
и угол 6 соответственно расти.

За время до отключения КЗ угол 6 успевает увеличиться до
значения, например, равного 61 (рис. 8.4,6), а ротор — накопить
кинетическую энергию, величина которой пропорциональна пло-
щадке Sy, называемой площадкой ускорения.

В момент отключения КЗ (точка 3) электрическая мощность
возрастает и становится больше мощности турбины, что на диа-
грамме (рис. 8.4,6) характеризуется точкой 4. Максимальная элек-
трическая мощность в послеаварийном режиме будет меньше, чем
в нормальном режиме, так как после отключения линии Л2 резуль-
тирующее сопротивление электропередачи увеличится. На диаграм-
ме (рис. 8.4,6) электрическая мощность послеаварийного режима
характеризуется синусоидой III.

В точке 4 начинается процесс торможения ротора, который бу-
дет продолжаться до тех пор, пока не будет полностью израсхо-
дована запасенная ротором кинетическая энергия. Этот процесс
характеризуется площадкой ST, которая называется площадкой
торможения. Если кинетическая энергия ротора будет израс-
ходована при углах 6, при которых РЭл>/?т, т. е. до точки 5 и
угла 62 на рис. 8.4,6, то генератор останется в синхронизме и ди-
намическая устойчивость будет сохранена. Новое устойчивое со-
стояние характеризуется точкой 6. Таким образом, условием со-
хранения динамической устойчивости является условие

ST>Sy

При невыполнении этого условия генератор выйдет из син-
хронизма.

Диаграмма на рис. 8.4,6 наглядно показывает, что динамиче-
скую устойчивость определяют следующие факторы:

а)	Вид, место и продолжительность КЗ. От вида
и места КЗ зависит глубина снижения напряжения на шинах элек-
тростанции, а следовательно, и снижение электрической мощности.
Наиболее опасным является трехфазное КЗ на шинах или вблизи
шин электростанции, так как в этом случае напряжение, а следо-
вательно, и электрическая мощность могут снизиться до нуля.
Наименее опасным является однофазное КЗ.
Продолжительность КЗ определяется значением угла, до кото-
рого будет происходить ускорение генераторов. Чем больше про-
должительность КЗ, тем больше площадка ускорения и меньше-
площадка торможения, и наоборот, чем быстрее отключается КЗ,
гем раньше прекращается ускорение генераторов и начинается их
торможение. Поэтому все ответственные линии электропередачи’
оснащаются быстродействующей релейной защитой.

б)	Нагрузка генераторов в режиме до КЗ. Этот
фактор определяет начальный угол 6о. Чем больше нагрузка гене-
раторов, тем выше будет расположена линия мощности турбин Рт
на диаграмме на рис. 8.4,6 и тем, следовательно, больше будет
значение ДРТ, под влиянием которой происходит ускорение рото-
ров генераторов. Поэтому увеличение нагрузки приводит к уве-
личению площадки ускорения и уменьшению площадки торможе-
ния. Из диаграммы видно, что предотвращение нарушения дина-
мической устойчивости может быть достигнуто быстрым уменьше-
нием мощности турбин при возникновении КЗ, что обеспечивается*
с помощью устройств ПА.

в)	Условия послеаварийного режима. Послеава-
рийный режим зависит от места возникновения КЗ и от проис-
шедших отключений. Так, КЗ в точке К/ (рис.. 8.4,а) приводит
к отключению линии Л2. В результате увеличивается сопротив-
ление электропередачи и соответственно снижаются максимальная
мощность и вся характеристика электрической мощности (синусои-
да III на рис. 8.4,6). В другом случае, при КЗ в точке К2 отклю-
чается только поврежденная система шин, а электропередача
остается в полном составе. Следовательно, во втором случае усло-
вия торможения будут лучше.

8.3.	ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПА

При всем многообразии конкретных исполнений
устройств ПА все они могут быть сведены к следующим
основным видам [63].

а)	П р о т и в о а в а р и й н а я автоматика для
предотвращения нарушения устойчивости
(АПНУ). Устройства АПНУ выявляют возникновение
опасных перегрузок или набросов мощности, внезапные
отключения участков электропередач или их полные
разрывы, возникновение неполнофазных режимов и дру-
гие аналогичные нарушения нормального режима рабо-
ты. Во всех случаях, когда возникшее нарушение нор-
мального режима угрожает нарушением устойчивости^
устройства АПНУ производят быструю дозированную
разгрузку электропередачи и межсистемных связей.

Для разгрузки используются три основных вида воз-
действий: отключение гидро- и турбогенераторов (ОГ)
или быстрая разгрузка паровых турбин (РТ) с последу-
ющим ограничением мощности (ОМ) по условиям по-
слеаварийного режима; деление энергосистем или ОЭС
22—1251	337
(ДС) по сечениям, обеспечивающим выделение в нуж-
ный район ограниченной мощности; отключение части
нагрузки (ОН).

Эти воздействия могут применяться в отдельности
или совместно в различных сочетаниях. Так, только ОГ
или РТ приводят к понижению частоты в системе, что
может вызвать перегрузку других межсистемных связей.
Поэтому в таких случаях целесообразно одновременно
с ОГ или РТ в избыточной части ОЭС производить ОН
в дефицитной части для сохранения общего баланса. Де-
ление энергосистем, как правило, также целесообразно
совмещать с ОГ или РТ для балансировки мощности
в частях ОЭС, имеющих дефицит и избыток мощности.

Кроме рассмотренных основных видов воздействий
применяются дополнительные воздействия, способствую-
щие повышению пределов передаваемой мощности;
к ним относятся: принудительная форсировка возбужде-
ния генераторов и синхронных компенсаторов; форси-
ровка установок продольной емкостной компенсации
(УПК) путем отключения части параллельных ветвей
(мостов); отключение шунтирующих реакторов.

В системах управления мощностью новых мощных
энергоблоков 200, 300 МВт и более, кроме воздействия
на регулирующие клапаны турбины через электродвига-
тель механизма управления (МУТ), предусмотрено воз-
действие на эти же клапаны через специальный электро-
механический преобразователь (ЭМП), который вместе
с гидроусилителем образует электрогидравлический пре-
образователь (ЭГП). Таким образом, ЭГП является вто-
рым электрическим входом в систему управления тур-
биной, который в отличие от МУТ обладает большим
быстродействием и используется поэтому для быстрого
аварийного снижения мощности турбины и соответствен-
но генератора при срабатывании устройств защиты тур-
бины, например при сбросе нагрузки, и при действии
устройств ПА. Глубина и время разгрузки зависят от
длительности и интенсивности импульсов, подаваемых
на ЭГП. Минимальное время полной разгрузки состав-
ляет примерно 0,6—0,7 с [39]. Через ЭГП может также
производиться быстрая форсированная нагрузка турбо-
генераторов при работе соответствующих устройств ПА
[40, 62].

б)	Противоаварийная автоматика для
ликвидации асинхронного режима (АЛАР).
338
Устройства АЛАР выявляют моменты приближения
к пределу устойчивости или момент возникновения асин-
хронного режима и воздействуют на его прекращение
путем деления энергосистем в заранее намеченных се-
чениях либо путем ресинхронизации энергосистем.
В этих случаях они производят ОГ или РТ в избыточной
части энергосистемы для выравнивания частот, что уско-
ряет процесс ресинхронизации. Возможно комбиниро-
ванное использование устройств АЛАР: вначале для ре-
синхронизации, а затем, если процесс ресинхронизации
затягивается, для деления энергосистем.

в)	П р о т и в о а в а р и й н а я автоматика для
ограничения повышения частоты (АОПЧ).
Устройства АОПЧ выявляют повышение частоты и при
превышении допустимых значений производят ОГ гидро-
генераторов ГЭС и при необходимости отделение ТЭС от
энергосистемы со сбалансированной нагрузкой.

г)	Противоаварийная автоматика для
ограничения повышения напряжения
(АОПН). Устройства АОПН выявляют повышения на-
пряжения до определенных установленных значений и
производят включение шунтирующих реакторов и от-
ключение линий, являющихся источниками повышенного
напряжения.

8.4.	ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ПА

Находящиеся в эксплуатации и проектируемые
устройства ПА выполняются для действия по постоянной
программе, которая закладывается в схему, а настройка
уставки осуществляется на основании предварительных
расчетов нормальных и аварийных режимов.

Состояние энергосистемы характеризуется рядом т.а-
ких факторов и параметров, как электрическая схема,
состав оборудования, перетоки мощности по электропе-
редачам и межсистемным связям, значения токов, уров-
ни напряжений, частота и т. п.

Устройства ПА непрерывно контролируют эти пара-
метры, выявляют и фиксируют моменты опасного от-
клонения или внезапного нарушения нормального режи-
ма, определяют их тяжесть и вырабатывают соответст-
вующие воздействия на объекты управления. При этом,
чем больше факторов и параметров контролирует ПА,
тем ближе к оптимальным будут ее воздействия.
Рис. 8.5. Общая структура
устройств противоаварийной
автоматики.

В каждом конкретном
случае структура устрой-
ства или комплекса уст-
ройств ПА определяется его
назначением и условиями
работы. Общая структура
ПА представлена на рис. 8.5,
из которого видно, что
устройства ПА состоят обыч-
но из трех частей: выявитель-
ной (ВЧ), логической (ЛЧ)
и исполнительной (ИЧ).

Выявительная часть

включает в себя пусковые органы (ПО), органы
контроля электрического режима (КЭР) и
органы автоматической дозировки воз-
действий (АДВ).

Сигналы, вырабатываемые в выявительной части,
поступают в логическую часть, включающую в себя ло-
гические элементы, которые, сопоставляя последователь-
ность, продолжительность и интенсивность сигналов, по-
ступающих от ВЧ, выбирают виды воздействий и подго-
тавливают соответствующие цепи.

Наконец, исполнительная часть включает в себя ор-
ганы или аппараты управления, с помощью которых
производятся рассмотренные выше воздействия ОГ, РТ,
ДС, ОН и др.

8.5.	ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К УСТРОЙСТВАМ ПА

Устройства и комплексы устройств ПА должны удов-
летворять следующим основным техническим требова-
ниям [24].

а)	Быстродействие. Требование является глав-
ным для устройств ПА, предназначенных для предотвра-
щения нарушения динамической устойчивости. Влияние
быстродействия ПА на ее эффективность можно иллю-
стрировать следующим примером.

На рис. 8.6 приведена схема электропередачи и ее
характеристика устойчивости. Нормально электропере-
дача работает с углом бн (рис. 8.6,6). При возникнове-
нии трехфазного КЗ в точке К, находящейся вблизи шин
ГЭС, активная мощность, поступающая от генераторов,
снижается до нуля, происходит ускорение генераторов
340
и к моменту отключения КЗ угол достигает значения бь
После отключения линии, на которой возникло КЗ, пере-
даваемая мощность будет определяться новой характе-
ристикой с амплитудой Ртах,2, меньшей Pmax>1, и устой-
чивость будет нарушена, так как площадка ускорения
превышает площадку торможения.

Рис. 8.6. Схема двухцепной элек-
тропередачи (а) и характеристики
устойчивости при трехфазном КЗ
вблизи шин ГЭС (б).

Повышение устойчивости может быть достигнуто
уменьшением площадки ускорения и одновременным
увеличением площадки торможения средствами ПА, ко-
торые при возникновении КЗ воздействуют на ОГ или

Рис. 8.7. Площадки ускорения и торможения при разгрузке элек-
тропередачи путем отключения части генераторов.

а —в момент отключения КЗ; б — до отключения КЗ.
На рис. 8.7 приведены харак-
теристики устойчивости, показы-
вающие результаты воздействия
ОГ на отключение гидрогенера-
торов ГЭС (рис. 8.6). Из сопо-
ставления диаграмм на рис. 8.7 и
8.6 видно, что отключение части
генераторов приводит к сущест-
венному увеличению площадки
торможения. Особенно эффектив-
но действие ОГ, если оно произ-
водится с опережением, т. е. до
отключения КЗ. В этом случае,
как видно из диаграммы на
рис. 8.7,6, не только увеличивает-
ся площадка торможения, но и
уменьшается площадка ускоре-
ния.

Таким образом, с повышением
быстродействия устройств ПА
возрастает эффективность их
действия, что дает возможность
предотвратить нарушение устой-
чивости при меньшем воздейст-
вии на ОГ.

Особенностью устройств ПА
является то, что входящие в их
состав органы могут находиться
в разных местах, как показано на
рис. 8.8. В этих случаях полное
время действия ПА /ПА склады-
вается из времени действия: вы-
явительного органа /в,о, канала
информации /<к,и> логической ча-
сти /л,ч» канала управления йк,у
и исполнительного органа/и,0,т. е.

^ПА.=^в,о_Ь^к,иЧ“^л,ч-Ь^к,у_Ь^и,о«

Современные устройства ос-
новной релейной защиты линий
электропередачи в сочетании
с воздушными выключателями
обеспечивают в сетях разногона-
пряжения полное время отклю-
чения КЗ примерно 0,12—0,2 с. В эти же пределы
должно укладываться и полное время действия ПА /ПА.

б)	Селективность. Требование в отношении
устройств ПА означает способность устройства выби-
рать объекты, виды и минимально необходимый объем
воздействий, обеспечивающие наиболее эффективную ло-
кализацию нарушений нормального режима работы.
Если на возникшее нарушение нормального режима реа-
гируют несколько устройств ПА, то их суммарное воз-
действие также должно удовлетворять требованию наи-
более эффективной локализации нарушения при мини-
мально необходимом объеме воздействий.

в)	Чувствительность. Требование относится
к функциональным органам ПА и полностью соответст-
вует аналогичным требованиям к устройствам релейной
защиты, как способность реагировать на такие откло-
нения и нарушения нормального режима, на действие
при которых они рассчитаны.

г)	Надежность. Требование состоит в том, что
устройства ПА, так же как и устройства релейной за-
щиты, должны безотказно действовать при нарушениях
нормального режима и не действовать излишне и ложно
в условиях, когда их действие не предусмотрено.

Ответственность устройств ПА, главное назначение
которых состоит в локализации местных нарушений нор-
мального режима и предотвращении их развития в си-
стемные и общесистемные аварии, требует высокой на-
дежности устройств’ ПА в целом, которая должна обес-
печиваться: совершенством принципов и схем, высокой
надежностью аппаратуры, приборов и элементов, вхо-
дящих в состав ПА, надежностью цепей и источников
питания, применением автоматического контроля наибо-
лее уязвимых частей и высоким уровнем эксплуатации.

Для повышения надежности ликвидации нарушений
нормального режима применяется дублирование каналов
информации и управления, а также резервирование од-
них устройств другими. Так, устройства типа АПНУ,
предназначенные для предотвращения нарушения устой-
чивости, резервируются устройствами АЛАР на случай,
если устройство АПНУ откажет в работе или его дей-
ствие окажется неэффективным, и возникнет асинхрон-
ный режим. Сами устройства АЛАР устанавливаются
для взаимного резервирования с обеих сторон линии
электропередачи.
8.8. АВТОМАТИКА РАЗГРУЗКИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ПРИ НАБРОСЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Назначение и принцип действия. Как известно из
§ 8.2, для каждой линии электропередачи устанавлива-
ется определяемое выражением (8.8) допустимое значе-
ние перетока мощности, которое может быть передано
по этой линии. При выборе коэффициента &3,ст должны
учитываться реальные условия работы линии электропе-

Рис. 8.9. Схема и режим-
ные параметры межсистем-
ной электропередачи (а) и
ее характеристики устойчи-
вости (б).

редачи и возможные случаи
нарушения нормального ре-
жима работы, приводящие к
набросу мощности на эту ли-
нию, а также наличие средств
ПА и их эффективность.

На рис. 8.9 показаны две
энергосистемы С1 и С2 и ли-
ния между ними. Энергия пе-
редается из энергосистемы С1
в энергосистему С2.

Каждая энергосистема ха-
рактеризуется суммарной мощ-
ностью работающих в ней
электростанций, которые соот-
ветственно равны Pi и Р2.
Кроме того, энергосистемы
характеризуются величиной
результирующего статизма
(см. гл. 6).

Межсистемная линия электропередачи характеризу-
ется максимальным значением перетока мощности Ртах

и значением наибольшего допустимого перетока мощно-
сти Рдоп.

Рассмотрим для примера возможные случаи откло-
нений от нормального режима и его нарушений, которые
приводят к опасному набросу мощности на межсистем-

ную линию электропередачи.

1.	Внезапное и резкое увеличение на-
грузки в энергосистеме С2. В этих условиях»
при наличии резерва мощности в энергосистеме С1 пе-
реток мощности по линии начнет достаточно быстро воз-
растать и, если оперативный персонал не успеет принять
меры, может превысить Ртах> что приведет к нарушению
статической устойчивости параллельной работы энерго-
систем С1 и С2.
2.	Внезапный, непредусмотренный оста-
нов или аварийное отключение мощных
генераторов на электростанциях энерго-
системы С2. Это нарушение нормального режима ра-
боты, возможность которого достаточно велика, особенно
в связи с наличием мощных энергоблоков 300—800 МВт,
по своим последствиям аналогично рассмотренному вы-
ше и также приводит к увеличению перетока мощности
из энергосистемы С1.

3.	Резкое уменьшение потребляемой
нагрузки в энергосистеме С1 также приводит
к набросам мощности на межсистемную линию электро-
передачи, угрожающим нарушением статической устой-
чивости.

Рассмотренные случаи набросов мощности на меж-
системную линию электропередачи поясняются диаграм-
мой на рис. 8.9,6. Нормальный доаварийный режим меж-
системной линии электропередачи характеризуется на
этой диаграмме точкой 1. При возникновении в системе
С1 дополнительного избытка мощности APi переток
мощности по линии должен возрасти до значения Pa,i
которому соответствует точка 2, Переход режима из точ-
ки 1 в точку 2 сопровождается увеличением угла от бн
до ба,1 и соответственно накоплением роторами генера-
торов кинетической энергии. Поэтому при подходе к углу
ба,1 (точка 2) движение роторов не приостановится, и
угол будет расти дальше до тех пор, пока не будет из-
расходована вся накопленная ими кинетическая энергия.
Е.сли при этом угол превысит максимальное значение
бтах (точка 3), произойдет нарушение устойчивости.

Может быть и другой случай, когда дополнительный
избыток мощности в энергосистеме С1 настолько велик,
например ДР2, что мощность Ра,2, которая при этом дол-
жна быть передана по линии, превышает Ртах- В этом
случае происходит нарушение устойчивости. Поэтому на
линиях электропередачи, где могут иметь место пере-
грузки или набросы мощности, устанавливается специ-
альная автоматика, обеспечивающая быструю разгрузку
перегрузившихся линий.

Передаваемая по линии электропередачи активная
мощность и угол между ЭДС генераторов и напряже-
нием шин приемной энергосистемы находятся во взаим-
ной зависимости, определяемой математически выраже-
ниями (8.3) и (8.4). Поэтому устройства ПА для пред-
345
отвращения нарушения устойчивости при перегрузках
или набросах активной мощности могут выполняться по
принципу контроля величины активной мощности или
соответствующего ей угла между эквивалентными ЭДС
энергосистем или сдвига фаз напряжений по концам
линии.

Возможно также выполнение устройства ПА на прин-
ципе контроля тока. Однако этот способ распростране-
ния не получил из-за того, что полный ток зависит не
только от активной, но и от реактивной мощности и,
следовательно, недостаточно полно характеризует усло-
вия устойчивости.

Выбор воздействий для разгрузки линий электропе-
редачи. Разгрузка межсистемных линий электропереда-
чи может быть осуществлена либо ОН в дефицитной
энергосистеме С2, либо ОГ в избыточной энергосистеме
С/, либо ДС энергосистемы С1 с выделением на линию
эл'ектропередачи и, следовательно, на энергосистему С2
ограниченной мощности, либо сочетанием этих воздей-
ствий.

Для обоснованного выбора способа разгрузки линии
электропередачи необходимо выявить, какой из них и
в каких условиях требует наименьших воздействий для
снижения перетока по межсистемной линии электропере-
дачи до допустимых значений.

Так, при ОН в дефицитной энергосистеме С2 на ДР2
изменение перетока мощности по межсистемной линии
электропередачи ДРЛ будет при условии $Рез,1=$Рез,2 оп-
ределяться следующим выражением [28]:

ДРЛ==ДР2Т-^-.	(8.9)

Если РХ=Р2, то из (8.9) следует, что ДРл=0,5 ДР2-
Таким образом, при одинаковой мощности энергосистем
ограничение нагрузки в энергосистеме С2, например на
100 МВт, приводит к снижению перетока только на
50 МВт. Это объясняется тем, что отключение нагрузки
нарушает баланс между генерируемой и потребляемой
мощностями в параллельно работающих энергосистемах
С1 и С2, что сопровождается общим повышением часто-
ты. При этом в обеих энергосистемах в силу регулирую-
щего эффекта нагрузки (см. гл. 7) потребление мощно-
сти увеличивается, а мощность, генерируемая электро-
станциями под воздействием регуляторов, уменьшается.
346
Увеличение потребления и уменьшение мощности
в энергосистеме С1 приводит к снижению перетока по
межсистемной линии, т. е. оказывает полезное действие.
Эти же факторы в энергосистеме С2 приводят, наоборот,
к увеличению перетока.

Результирующий эффект зависит от соотношения
мощностей энергосистем и определяется выражением
(8.9). Пользуясь этим выражением, можно определить
снижение перетока по межсистемной линии ЛРЛ при
других соотношениях мощностей энергосистем С1 и С2.
Так, например, если Р2=0,25 Рь то1

△Рл = ДР2 -р^^р = 0.8ДР,.

Из рассмотренного следует, что ОН в дефицитной
энергосистеме является эффективным воздействием при
передаче мощности из более мощной энергосистемы
в значительно менее мощную. При других соотношениях
эффективность ОН снижается и для достаточного сни-
жения перетока мощности по межсистемной линии элек-
тропередачи требуется отключение большой мощности
нагрузки.

Учитывая, что ОН приводит к прямому ущербу для
народного хозяйства, этот вид воздействий следует при-
менять в тех случаях, когда предотвратить нарушение
устойчивости другими способами не представляется воз-
можным. Область применения специальной автоматики
отключения нагрузки для предотвращения нарушения
устойчивости (САОН) определена в [63].

Снижение перетока мощности по межсистемной ли-
нии электропередачи для предотвращения нарушения
устойчивости может быть обеспечено также путем ОГ
или РТ в энергосистеме С1. При этом, как и в первом
случае, происходит нарушение баланса мощности и по-
требления в параллельно работающих энергосистемах
С1 и С2, сопровождающееся общим понижением часто-
ты. Это вызывает снижение потребления мощности на-
грузкой (см. гл. 7) и увеличение генерируемой мощности
под воздействием регуляторов частоты вращения тур-
бин.

Уменьшение потребления и увеличение генерируемой
мощности в энергосистеме С2 приводит к уменьшению

1 Пример заимствован из [28].
перетока мощности по межсистемои линии, т. е. оказы-
вает полезное действие; эти же факторы в энергосисте-
ме С1 приводят к увеличению перетока.

Результирующий эффект зависит от соотношения
мощностей параллельно работающих энергосистем и при
равенстве статизмов $Рез,1=$Рез,2 определяется выраже-
нием

(8л0)

Из (8.10) следует, что эффективность ОГ (или РТ)
в энергосистеме С1 тем выше, чем меньше ее мощность
относительно энергосистемы С2.

Третьим мероприятием для снижения перетока мощ-
ности по межсистемной линии электропередачи из энер-
госистемы С1 в энергосистему С2 является ДС энерго-
системы С1 по сечению, обеспечивающему выделение на
межсистемную линию ограниченной мощности. Это ме-
роприятие аналогично ОГ в энергосистеме С1, но более
эффективно, так как ограниченная мощность выделен-
ной части всегда имеет более благоприятное соотноше-
ние с мощностью энергосистемы С2. В зависимости от
конкретных условий ДС может не требовать или требо-
вать ОГ в выделяемой части энергосистемы для ограни-
чения перетока, а также в основной части энергосистемы
для балансирования мощности и потребления, если воз-
никает избыток мощности. Недостатком ДС является
прекращение параллельной работы энергосистем С1 и
С2 и необходимость операций по ее восстановлению,
а также необходимость (в ряде случаев) воздействия на
отключение нескольких выключателей, расположенных
в разных частях энергосистемы, что усложняет и пони-
жает надежность устройства ПА в целом.

Из рассмотренного было видно, что ОН, ОГ (или
РТ) и ДС приводят к нарушению баланса мощности и
потребления и, как следствие этого, к понижению или
повышению частоты в энергосистемах. Если в этих энер-
госистемах имеются слабые или сильно загруженные
внутренние линии электропередачи или они имеют
внешние межсистемные линии электропередачи с други-
ми энергосистемами, то отклонения частоты при воздей-
ствиях ПА могут вызвать нежелательные изменения пе-
ретоков и опасные перегрузки этих линий.

' Исключить или в какой-то мере уменьшить наруше-
ние баланса генерируемой и потребляемой мощности
348
можно путем одновременного воздействия на ОН в де-
фицитной энергосистеме С2 и ОГ (или РТ) в избыточ-
ной энергосистеме С1. Такое совместное применение двух
воздействий называется балансирующим дейст-
вием.

Схемы устройств ПА от наброса мощности с элек-
тромеханическими реле максимальной активной мощно-
сти. Автоматика от наброса активной мощности (АНМ)
устанавливается на линиях электропередачи, подвержен-
ных перегрузкам.

Рис. 8.10. Схема автоматики от наброса мощности с трехфазным
максимальным реле активной мощности.

а — цепи переменного тока; б —цепи переменного напряжения; в —цепи по-
стоянного оперативного тока.

На рис. 8.10 показана схема АНМ, в которой выяв-
ление и фиксация наброса активной мощности произво-
дится одним трехфазным максимальным реле активной
мощности РМ, действующим на группу выходных про-
межуточных реле РП1, РП2 через указательное реле
РУ. Устройство АНМ действует на ОГ и деление шин
электростанции.

К реле мощности подводятся фазные токи от транс-
форматоров тока ТТ контролируемой линий и фазные
напряжения от трансформаторов напряжения шин или
этой же линии.

Характеристика вращающего момента подвижной си-
стемы реле активной мощности имеет вид:

^Рр=^ t/p/p cos фр.	(8.11}

Трехфазные максимальные реле активной мощности
изготавливаются силами некоторых энергосистем. Выпу-
скаемые промышленностью однофазные максимальные
реле активной мощности типа РБМ-275 имеют такую же*
характеристику вращающего момента. Первичная мощ-
349'
ность срабатывания реле активной мощности, включае-
мых на фазные ток и напряжение, может быть опреде-
лена по следующему выражению:

Рср,1=Рср>2адл	(8.12)

где Рср,1 и РСр,2 — соответственно первичная и вторичная
мощность срабатывания на фазу; К.и и Кт — коэффици-
енты трансформации трансформаторов напряжения и то-
ка, к которым подключено реле.

Рис. 8.11. Схема автоматики от наброса мощности с одним одно-
фазным максимальным реле активной мощности.

а — цепи переменного тока; б — цепи переменного напряжения; в — цепи по-
стоянного оперативного тока; г — векторная диаграмма токов и напряжений,
подводимых к реле при двухфазном КЗ.

Схемы АНМ с однофазными максимальными реле
активной мощности имеют некоторые особенности. Одно-
фазное реле мощности, включенное на фазные ток и на-
пряжение, может сработать ложно при несимметричном
КЗ, например реле мощности, показанное на рис. 8.11.
Как видно из векторной диаграммы на рис. 8.11,г, при
металлическом двухфазном КЗ между фазами А, В век-
торы /А и Uа почти совпадают по фазе, благодаря чему
реле мощности будет работать в условиях, близких
к максимальной чувствительности. Поскольку ток при
КЗ может быть значительным, реле мощности сработает
несмотря на пониженное фазное напряжение [/a=0,5Z7$.

Для предотвращения ложного действия ПА в схеме
на рис. 8.11 установлены реле напряжения РН2, вклю-
ченное на фильтр напряжения обратной последователь-
ности, и токовое реле нулевой последовательности РТ,
срабатывающие и выводящие ПА из действия при не-
симметричных КЗ.
Второй вариант АНМ с однофазными максимальны-
ми реле активной мощности приведен на рис. 8.12. В этой
схеме для исключения ложных действий при несиммет-
ричных КЗ применено три таких реле. Реле настроены
на одинаковые уставки и включены на фазные токи и
напряжения, а контакты их соединены последовательно.
Устройство АНМ, выполненное по схеме на рис. 8.12,
производит необходимые воздействия только при усло-
вии срабатывания всех трех реле мощности РМА, РМВ,
РМС, что может быть только при увеличении мощности
до уставки срабатывания реле во всех фазах. При сра-
батывании по любой причине одного или двух реле мощ-
ности АНМ не действует.

Рис. 8.12. Схема автоматики от наброса мощности с тремя однофаз-
ными максимальными реле активной мощности.

а —цепи переменного тока; б —цепи переменного напряжения; в — цепи по-
стоянного оперативного тока.

В некоторых случаях применяют устройства АНМ,
которые реагируют на два параметра: мощность и на-
пряжение. Схема цепей постоянного тока одного из та-
ких устройств приведена на рис. 8.13.

Реле минимального напряжения PHI, РН2, РНЗ
включены на междуфазные напряжения Uab, Ubc, Uca
и имеют уставку около 80—90% нормального напряже-
ния. При симметричном понижении напряжения до
уставки реле они срабатывают и через промежуточное
реле РП1 подают постоянный ток на контакт трехфаз-
ного реле мощности РМ. Если при этом мощность так-
же превышает уставку реле РМ, то автоматика дейст-
вует на разгрузку электропередачи. При применении
однофазных реле мощности они могут включаться по
схемам, приведенным на рис. 8.11 или 8.12.
Рис. 8.13. Схема автоматики от
наброса мощности с блокиров-
кой от реле минимального на-
пряжения.

Кроме рассмотренных
устройств АНМ одноступен-
чатого исполнения применя-
ются также устройства АНМ
с двумя ступенями по мощ-
ности. Двухступенчатые
АНМ состоят соответственно
из двух реле мощности, на-»
строенных на разные ус-
тавки.

Уставка мощности сраба-
тывания максимальных реле
активной мощности в схемах
устройств АНМ должна
быть надежно отстроена от
наибольшего допустимого

перетока мощности в нор-
мальном режиме Рдоп, определяемого согласно (8.8), и
обеспечивать необходимую чувствительность действия
при максимальном (предельном) значении перетока мощ-
ности Ртах, соответствующем углу 6 = 90°.

По первому условию мощность срабатывания долж-
на быть равна:

ь р

(8.13)

где &н=1,05-4-1,1—коэффициент надежности отстройки,
учитывающий погрешности реле и расчетов; Лв^0,85—
коэффициент возврата максимального реле активной
мощности.

По второму условию коэффициент чувствительности
определяется как

=	(8.14)

'ср

где Ртах,рем — максимальное значение мощности в кон-
тролируемом сечении при угле 6=90° в ослабленном ре-
монтном режиме.

Чувствительность считается удовлетворительной при
£ч>1,2.

Достоинством схем устройств АНМ, приведенных на
рис. 8.10—8.13, является их простота и быстродействие.
При правильно выбранных уставках и правильной дози-
ровке воздействий на разгрузку линий электропередачи
устройства АНМ позволяют, не опасаясь нарушения ста-
352
тическои устойчивости, увеличивать загрузку электропе
редач, обеспечивая максимальное использование их про
пускной способности.

Вместе с тем рассмотренные схемы имеют и сущест
венный недостаток, который состоит в том, что устрой
ство не способно выявлять тенденции изменения пере

тока мощности и поэтому
может срабатывать при син-
хронных качаниях и кратко-
временных неопасных уве-
личениях перетоков мощ-
ности до уставки макси-
мальных реле активной
мощности.

Так, если в процессе нор-
мальной работы переток

Рис. 8.15. Схема автоматики от
наброса мощности с тремя од-
нофазными максимальными ре-
ле активной мощности и замед-
лением действия.

Рис. 8.14. Характер изменения
перетока активной мощности
в сечении, контролируемом
автоматикой от наброса мощ-
ности.

мощности возрастет (рис. 8.14) и достигнет уставки сра-
батывания устройства АНМ (точка а), то устройство
сработает и произведет предусмотренные воздействия
для снижения перетока (сплошная линия после точ-
ки а). В то же время увеличение перетока могло быть
небольшим и кратковременным и переток мог быстро
через время Д/ снизиться до мощности возврата реле без
воздействий от АНМ (пунктирная линия после точки а).

Для устранения отмеченного недостатка в ряде слу-
чаев схема устройства АНМ дополняется реле времени,
которое, замедляя устройство, предотвращает не вызы-
ваемые необходимостью действия.

23-1251	353
Схема устройства АНМ с замедлением приведена на
рис. 8.15. Выявительным органом в этой схеме являются
три однофазных максимальных реле активной мощности
типа РБМ-275, контакты которых соединены последова-
тельно. Для повышения надежности срабатывания и
разгрузки контактов реле мощности в условиях, когда
переток мощности колеблется вблизи уставки реле, в схе-
ме применен подхват первого срабатывания реле мощ-
ности с помощью промежуточного реле РП1. Возврат
этого реле происходит при снижении перетока мощности
и возврате хотя бы одного из реле мощности. Выдержка
времени на реле РВ1 устанавливается 0,5—1 с.

Комплектное устройство противоаварийной автома-
тики УПА1 и УПА2. Выпускаемое промышленностью
комплектное устройство представляет собой кассетно-
модульную конструкцию, в которой могут в зависимости
от выполняемых функций устанавливаться следующие
полупроводниковые модули:

1)	статические однофазные датчики активной мощ-
ности (модуль МА401) —включаются на вторичные фаз-
ные ток и напряжение линии, измеряют активную мощ-
ность и преобразуют ее в постоянный ток, значение ко-
торого пропорционально значению мощности, а поляр-
ность соответствует направлению перетока;

2)	операционные усилители (модуль МАЗОЗ), кото-
рые используются: для усиления сигналов датчиков мощ-
ности, суммирования выходных токов датчиков мощно-
сти и преобразования их в напряжение, пропорциональ-
ное трехфазной мощности, для перемены знака выход-
ного напряжения (инвертирования) и в качестве устрой-
ства памяти (инерционного звена задержки);

3)	максимальное реле напряжения (модуль
МА304)—предназначено для фиксации мощности пред-
шествующего режима; имеет замедление на срабатыва-
ние и на возврат, регулируемое в пределах от 0,3 до 5 с;

4)	комбинированное максимальное реле напряжения
(модуль МА305) — предназначено для фиксации теку-
щего значения мощности, сброса или наброса мощно-
сти, скорости изменения мощности. Для выполнения этих
функций реле имеет как пропорциональную, так и диф-
ференцирующую цепи.

Кроме того, устройство включает в себя модуль пи-
тания БП180 и модули блокировок от различных неис-
правностей,
354
В зависимости от количества и типов устанавливае-
мых модулей устройство обозначается заводом УПА1
или УПА2.

На рис. 8.16 приведена в качестве примера структур-
ная схема АНМ, выполненного с помощью устройства
УПА1. Устройство состоит из трех однофазных датчи-
ков мощности ДМА, ДМВ, ДМС. Ток с выходов датчи-

ков, пропорциональный фазной активной мощности Ра,
Рв, Рс, поступает в суммирующий операционный усили-
тель У. На напряжение выхода У, пропорциональное
трехфазной мощности Рл,

включено реле РН типа
МА305, которое фиксиру-
ет мощность текущего ре-
жима и используется как
пусковой орган устрой-
ства АНМ. Один из вари-
антов включения этого
реле в схему приведен на
рис. 8.17. Возможны и
другие варианты.

Рис. 8.16. Пример выполнения
AIIM с использованием устройства
УПА1 (структурная схема).

Структурная схема
устройства АНМ, реаги-
рующего на медленное
возрастание перетока и
на быстрые набросы,
приведена на рис. 8.18.
Аналогично устройству,
приведенному на рис. 8.16,
на выходе операционного
усилителя У1 образуется
напряжение, пропорцио-
нальное трехфазной ак-
тивной мощности в кон-
тролируемом сечении. Это
напряжение подводится
к реле напряжения РН1
(МА305), которое фикси-
рует мощность текущего
режима и действует на
разгрузку через реле вре-
мени РВ. Напряжение
с выхода У1 подводит-
ся также на вход one-

Рис. 8.17. Схема автоматики от
наброса мощности с использова-
нием устройства УПА1.

PHI, РН2 — контакты максимальных
реле напряжения типа МА305; ПБ —
контакты реле блокировок при неис-
правностях операционных усилителей.

23’

355
рацибйных усилителей У2 и УЗ, а с выходов э^ИХ уси-
лителей—к реле РН2 (МА305).

Усилитель У2 используется как инерционное звено
задержки. Напряжение с его выхода подводится к про-
порциональной цепи реле РН2.

Усилитель УЗ выполняет в схеме роль инвертора для
того, чтобы оба напряжения, подводимые к реле РН2,
имели одинаковую полярность. Напряжение с выхода

^В
“в

ис

Рис. 8.18. Структурная схема комбинированного устройства автома-
тики от наброса мощности и перегрузки с использованием устрой-
ства УПА1.

УЗ подводится к дифференцирующей цепи реле РН2.
В результате реле РН2 реагирует на мощность реле,
равную

Р реле=^Р пред”Ь ^'тек,
где Рпред—мощность предшествующего режима; Р'тек—
скорость изменения текущей мощности (первая произ-
водная текущей мощности по времени).

Это реле действует без выдержки времени.

Уставка реле РН2 по скорости изменения мощности
Рср должна быть отстроена от возможных скоростей из-
менения мощности в условиях нормального режима и
при синхронных качаниях.

Схема АНМ, реагирующая на скорость изменения
мощности, кроме рассмотренных элементов включает
в себя органы блокировки, предназначенные для пред-
отвращения излишних действий устройства при качани-
ях и после отключения КЗ, а также при резких измене-
356
нйях мощности, вызванных оперативными itej)включени-
ями в сети.

Рассмотренные устройства АНМ имеют следующие
недостатки:

1)	трудность, а в ряде случаев и невозможность
обеспечения достаточной чувствительности устройства
по (8.14) и одновременной отстройки от максимально
допустимых перетоков по (8.13). Требование чувстви-
тельности является безусловно обязательным, так как
при его невыполнении возможен отказ автоматики. По-
этому иногда для снижения уставки максимальных ре-
ле активной мощности вынужденно принимаются умень-
шенные коэффициенты отстройки от максимально допу-
стимых перетоков, что повышает вероятность излишних
действий автоматики, или, если это допустимо, снижа-
ются допустимые перетоки;

2)	необходимость оперативного изменения уставок
при создании ремонтных схем, когда устанавливаются
новые пониженные значения допустимых перетоков мощ-
ности.

Принципы выполнения ПА от перегрузки и наброса
мощности с помощью измерения и фиксации угла между
ЭДС передающей и приемной энергосистем. Значение
перетока активной мощности по линии электропередачи
Р и угол между напряжениями по концам этой линии б
находятся в строгой зависимости, определяемой выра-
жением (8.5), поэтому в устройствах ПА от перегрузки
и набросов активной мощности можно заменить орган
(реле), фиксирующий активную мощность, органом, фи-
ксирующим угол б.

Характер взаимозависимости Р и б показан на рис.
8.3, из которого видно, что при увеличении угла б ак-
тивная мощность Р вначале также увеличивается и до-
стигает максимального предельного значения при б=
=90°. При дальнейшем увеличении угла ,6 мощность Р
начинает уменьшаться и при 6=180° становится равной
нулю. При углах 6=180-4-360° активная мощность имеет
отрицательный знак (направлена в обратную сторону).

Из изложенного видно, что применение устройства
ПА, фиксирующего не активную мощность, а угол 6, дает
следующие преимущества:

а)	угол 6 наиболее точно характеризует запас по
статической устойчивости электропередачи во всем диа-
пазоне, вплоть до ее нарушения;
6)	угол b и после ДоСтиЖейия максимального (пре-
дельного) значения активной мощности продолжает
расти, что обеспечивает высокую чувствительность дей-
ствия автоматики;

в)	автоматика, фиксирующая угол б при его прямом
измерении, не требует перестройки в ремонтных режи-
мах работы, так как при ослаблении схемы электропере-
дачи заданный угол срабатывания будет автоматически
достигаться при меньших перетоках активной мощно-
сти.

Рис. 8.19. Принцип действия автоматики от наброса мощности с фик-
сацией фазового угла электропередачи при его прямом измерении.

На рис. 8.19 приведена схема, поясняющая принцип
действия автоматики, фиксирующей угол 6 при его пря-
мом измерении. Основным элементом схемы является
реле разности фаз напряжений РФН, установленное со
стороны передающей энергосистемы С1. К реле подво-
дится напряжение непосредственно от трансформатора
напряжения TH, измеряющего напряжение UY в начале
линии электропередачи, соединяющей энергосистемы С1
и С2. Напряжение в конце линии электропередачи U2
передается в реле РФН с помощью специальной аппара-
туры передачи фазы напряжения, передатчик которой 77
установлен со стороны энергосистемы С2, а приемник
Пр — со стороны энергосистемы С1. Реле РФН настрое-
но на определенную уставку бСр, и если фазовый угол
в линии электропередачи достигает бср> реле срабаты-
вает и производит предусмотренные воздействия анало-
гично устройству АНМ.

Для того чтобы воздействие было дозированным,
можно использовать не одно, а два и более реле РФН
с разными уставками 6Ср,ь бср,2 и т. д., которые при сра-
358
батывании производят воздействия разной интенсивно-
сти.

На рис. 8.20 приведена другая схема автоматики,
фиксирующей фазовый угол в линии электропередачи,
в которой отсутствует передача фазы напряжения, а на-
пряжение шин приемной энергосистемы моделируется
непосредственно в месте установки реле РФН с помо-
щью модели линии МЛ.

Рис. 8.20. Принцип действия автоматики от наброса мощности
с фиксацией фазового угла электропередачи при моделировании
вектора напряжения противоположного конца,
а —схема включения; б и в — векторные диаграммы.

Из векторной диаграммы на рис. 8.20,6 видно, что
при прохождении по линии электропередачи тока 1а
векторы фазных напряжений энергосистем С1 и С2 свя-
заны соотношением

Oi—]1лХл
и сдвинуты относительно друг друга на угол б.

Таким образом, для того чтобы в месте установки
реле РФН получить напряжение 1?2> нужно из вектора
напряжения Oi вычесть вектор падения напряжения
в сопротивлении линии от тока /л, т. е. ]1ЛХЯ. Для этой
цели используется модель линии МЛ, которая представ-
ляет собой индуктивное сопротивление, значение кото-
рого равно сопротивлению линии, приведенному ко вто-
359
ричной стороне измерительных трансформаторов тока и.
напряжения, т. е.

*мл	,	(8.15)

где Ki и Ни— коэффициенты трансформации трансфор-
маторов тока и напряжения.

Напряжение к реле РФН подводится от трансфор-
матора напряжения TH своего конца линии (рис. 8.20,а).
При этом одно из сравниваемых напряжений Oip под-
водится непосредственно, а второе t?2p— через модель
линии, к которой подводится вторичный ток линии от
трансформаторов тока ТТ.

Из векторной диаграммы на рис. 8.20,в видно, что
если к модели линии подвести напряжение l?iP и ток
/р, то напряжение после модели будет равно:

[)2p=(7ip—Яр-^мл-

Из сопоставления векторных диаграмм на рис. 8.20,6
и в следует, что при выполнении ранее рассмотренных
условий

6р=^д.

Недостатком второго способа выполнения автомати-
ки, фиксирующей фазовый угол Ь, является необходи-

Рис. 8.21. Принцип действия
устройства ПА-501 для измере-
ния разности фаз напряжений.

мость перестройки модели
при отключении одной из
линий.

Для измерения разности
фаз напряжений разрабо-
тано специальное устрой-
ство ПА501, включающее
в себя измеритель разности
фаз и модель линии.

Принцип работы измери-
теля показан на рис. 8.21.
Сравниваемые напряжения
U\ и преобразуются в
прямоугольные импульсы

продолжительностью, рав-
ной половине периода переменного тока промышленной
частоты. Разность фаз измеряется как интервал времени
А/ между началами прямоугольных импульсов U\ и Uz,
который пропорционален фазовому углу между этими
напряжениями.

Устройство ПА501 может работать как с передачей
фазы напряжения, так и по схеме с моделированием.

8.7.	АВТОМАТИКА ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ
УСТОЙЧИВОСТИ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИЙ

ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Общие требования к автоматике. Как уже отмеча-
лось, для максимального использования пропускной
способности линий электропередачи принимаются все
возможные меры по предотвращению нарушения устой-
чивости этих линий при внезапных и резких нарушениях
нормального режима.

Главным средством, обеспечивающим повышение
устойчивости всех линий электропередачи, является бы-
строе отключение КЗ, что осуществляется с помощью
быстродействующей релейной защиты и быстродейст-
вующих выключателей. Полное время ликвидации КЗ
на современных линиях электропередачи 500 кВ соста-
вляет 0,12 с.

Однако с помощью одного лишь быстродействующе-
го отключения нельзя полностью обеспечивать необхо-
димый уровень устойчивости линий электропередачи, по-
скольку нарушение ее может явиться следствием других
причин, не связанных с 'повреждением на данной линии.
Поэтому устойчивость электропередачи обеспечивается
комплексом мероприятий, в том числе и установкой
специальной автоматики.

Как было установлено в § 8.2, устойчивость зависит
от вида, места и продолжительности КЗ, от нагрузки
линии электропередачи в предшествующем режиме и от
условий послеаварийного режима.

Каждый из указанных признаков характеризует от-
дельные стороны аварии, но не выявляет полностью ее
тяжести и последствий. Так, например, даже тяжелый
вид КЗ при небольшой нагрузке предшествующего ре-
жима опасности не представляет, а то же КЗ при боль-
шой нагрузке может вызвать нарушение динамической
устойчивости.

Наиболее полно тяжесть аварии и ее возможные по-
следствия определяются из совокупности указанных вы-
361
tile Признаков. При этбм, Нем болыйе признаков будет
учитываться, тем с большей точностью будет выявляться
характер аварии, а также необходимость и объем воз-
действий от ПА для предотвращения нарушения устой-
чивости.

Для выполнения этих функций устройства ПА, пред-
назначенные для предотвращения нарушения устойчи-
вости, в зависимости от назначения включают в себя:
один или несколько пусковых органов, выявляющих
и фиксирующих отключение линий электропередачи и
другого оборудования;

орган автоматической дозировки управляющих воз-

действий. контролирующий суммарную нагрузку элек-

РЗ РПеых

чениеВВ
гПвых

Рис. 8.22. Схема пуска
устройства ПА от вы-
ходного промежуточ-
ного реле релейной
защиты.

тростанций или групп генераторов,
перетоки мощности по линиям
электропередачи в предшествующем
режиме или углы между эквива-
лентными ЭДС, продолжительность
КЗ, глубину понижения напряжения
прямой последовательности или
сброс активной мощности в мо-
мент КЗ.

Пусковой орган для выявления

и фиксации отключения линий, дей-
ствующий при срабатывании релей-
ной защиты. Схема приведена на
рис. 8.22. В качестве пускового ор-
гана ПА используется выходное

промежуточное реле Р77ВЫх защиты линий РЗ. При сра-
батывании РЗ и РПвых одновременно с импульсом на

отключение выключателя линии подается импульс на
пуск ПА.

Использование импульсов от РПвых обеспечивает
выявление двух признаков аварии: факта возникновения
КЗ и последующего отключения линии. Этот способ
является весьма простым и надежным. Недостаток
пуска ПА от релейной защиты состоит в том, что схема
не действует при отключении выключателя линии не от
защиты, а например, при ошибочном или самопроиз-
вольном отключении выключателя, а также при одно-
стороннем отключении линии с противоположной сторо-
ны. Схема не запоминает факта отключения линии, так
как после отключения КЗ защита и ее выходное реле
возвращаются в исходное положение. Кроме того, схема
может отказать в действии в случае кратковременного
срабатывания РПВЪ1Х.

Пусковой орган для выявления и фиксации отключе-
ния линий, действующий при отключении выключателей
линии. Схема приведена -на рис. 8.23. В этой схеме, в
отличие от рассмотренной на рис. 8.22, в качестве вы-
явительного органа используются не выходные реле за-

Рис. 8.23. Схема пуска устройства ПА от реле РБМ и РПО схемы
управления выключателя.

щиты, а контакты реле блокировки от многократного
включения выключателя РБМ и реле положения «от-
ключено» РПО схемы управления выключателя.

Реле РБМ имеет две обмотки. Одна из них, токовая,
включена последовательно с катушками отключения
КО, поэтому реле РБМ срабатывает и замыкает кон-
такт в цепи пуска ПА при подаче команды на отключе-
ние выключателя как от ключа управления КУ, так и от
релейной защиты РЗ. Следовательно, пуск ПА от реле
РБМ более универсален, чем от реле РПВЫх (см.
рис. 8.22).

Однако реле РБМ, так же как и реле РПВЫХ, после
отключения выключателя возвращается в исходное по-
363
ложение. Поэтому для фиксации отключенного положе-
ния выключателя на все время, пока он находится в
таком положении, параллельно контактам реле РБМ
включены контакты реле положения «отключен,о» РПО
(рис. 8.23). При включенном выключателе его вспомо-
гательные контакты БКО замкнуты, а БКВ разомкну-
ты. Поэтому реле РПО находится в обесточенном со-
стоянии, и его контакт в цепи пуска ПА разомкнут. При

отключении выключателя вспомогательные контакты

Рис. 8.24. Типовая схема пуска
устройств ПА при отключении ли-
ний электропередачи по положе-
нию выключателей.

БКВ замыкаются, вслед-
ствие чего реле РПО сра-
батывает и замыкает
цепь пуска.

Недостатком схемы
является то, что при сня-
тии с отключенного вы-
ключателя постоянного
тока, а также при вклю-
чении выключателя при
отключенных его разъеди-
нителях реле РПО отпа-
дает и размыкает цепь
пуска. Поэтому в тех
случаях, когда для пра-
вильной работы ПА необ-
ходимо запоминание от-

ключенного положения выключателя на время вывода
выключателя из работы, контакты реле РПО должны
шунтироваться специальной накладкой Н. Необходи-
мость выполнения ручной операции является недостат-
ком схемы, так же как и возможность прерывания пус-
кового сигнала в случае, когда в процессе отключения
выключателя при размыкании вспомогательного кот ак-
та БКО контакт РБМ в цепи пуска разомкнется, а кон-
такт РПО еще не успеет замкнуться.

Институтом «Энергосетьпроект» разработана типо-
вая схема выявления и фиксации отключения линий
электропередачи по положению выключателей, приве-
денная в упрощенном виде на рис. 8.24 [29]. В этой
схеме пуск ПА, так же как в схеме на рис. 8.23, произ-
водится контактами реле РБМ и РПО, но устранены
некоторые ее недостатки. Так, для того чтобы не проис-
ходило прерывания сигнала пуска в момент переключе-
ния реле РБМ и РПО и чтобы сигнал пуска не снимался
364
При снятии постоянного тока,в схеме на рис. 8.24 кро-
ме обычного промежуточного реЛе РП1 (РП-222) уста-
новлено второе промежуточное реле РП2 с фиксацией
положения, которое, сработав при отключении выклю-
чателя, длительно остается в таком положении. Возврат
реле РП2 в исходное положение производится автома-
тически при включении выключателя от контактов
реле РПВ.

Рис. 8.25. Принцип действия схемы пуска устройств ПА по сбросу
мощности.

а —с электромеханическими реле; б —с использованием устройства УПА1.

Если выключатель будет включен при отключенных
его разъединителях, сигнал пуска снимается. Поэтому в
схеме на рис. 8.24 также предусмотрена ручная опера-
ция шунтирования контактов реле РПО специальным
ключом 7<Р. Одновременно при переводе ключа КР из
положения Н («нормально») в положение Р («ремонт»)
снимается минус постоянного тока со второй обмотки
реле РП2, чтобы оно не переключилось в исходное по-
ложение.

Типовая схема предусматривает сигнализацию, изве-
щающую персонал о необходимости производства опе-
раций с ключом КР при отключении и обратном вклю-
чении его шинных и линейных разъединителей (на
рис. 8.24 не показано). Недостатком схемы является
также то, что она не выявляет одностороннего отключе-
ния линии с противоположной стороны.

Пусковой орган для выявления и фиксации отклю-
чения линий, действующий при исчезновении активной
мощности. Схема устройства, действующего по принци-
пу выявления момента исчезновения в линии активной
мощности, приведена на рис. 8.25,а. Основным элемен-
том схемы являются реле активной мощности РМ1,
РМ2 с разными уставками, включенные на ток линии и
напряжение линии или шин подстанции (цепи перемен-
ного тока на рис. 8.23,а не показаны).

В режиме, когда по линии протекает активная мощ-
ность, превышающая уставки реле РАН и РМ2, указан-
ные реле находятся в сработанном состоянии, их кон-
такты замкнуты, контакт промежуточного реле РП1
замкнут и контакт промежуточного реле РП2 ра-
зомкнут.

При отключении линии с любой одной или с обеих
сторон одновременно мощность в линии исчезает, и оба
реле мощности, возвращаясь в исходное положение,
размыкают цепи обмоток промежуточных реле РП1 и
РП2. Промежуточное реле РП2 быстродействующее, а
РП1 — с замедлением на возврат около 0,1—0,15 с. Поэ-
тому реле РП2, отпадая первым, замыкает цепь проме-
жуточного реле РПЗ через замкнутые еще контакты ре-
ле РП1. Реле РПЗ, сработав, подает пусковую команду
в схему ПА. Спустя время замедления реле РП1 раз-
мыкает свой контакт. Таким образом, рассмотренная
схема срабатывает и производит пуск ПА при условии,
что реле РП2 замкнет свой контакт до того, как ра-
зомкнется контакт реле РП1.

Мощность срабатывания реле РМ1 принимается рав-
ной такому значению перетока, при котором аварийное
отключение линии должно сопровождаться действием
ПА во избежание нарушения устойчивости. Мощность
срабатывания реле РМ2 должна быть меньше мощно-
сти срабатывания реле РМ1, но больше активной мощ-
ности, протекающей по линии, когда она отключена с
противоположной стороны и находится под напряже-
нием от шин подстанции, где установлен пусковой ор-
ган ПА, т. е. больше мощности от потерь на корону.
Поскольку мощность срабатывания реле РМ1 значи-
тельно больше мощности срабатывания реле РМ2, то
при плавной разгрузке линии электропередачи первым
размыкает контакт реле РМ1, после чего с замедле-
нием Af=O, 14-0,15 с размыкает контакт реле РП1, чем
пусковой орган выводится из действия. Если теперь,
при дальнейшем снижении нагрузки разомкнутся кон-
такты реле РМ2, то пуска ПА не произойдет.

Таким образом, при нормальной разгрузке линии
электропередачи реле РП1 успевает вывести пусковой
орган из действия до того, как сработает реле РП2.
366
Однако если три резкам изменении режима нагрузкй
линии электропередачи снизитсяют уставки реле РМ1
до уставки реле РМ2 за время, Меньшее времени за-
медления на возврат реле РП1, то пусковой орган может
подействовать ложно.

Фактические схемы пусковых органов для выявле-
ния и фиксации отлючения линий, действующие при
исчезновении активной мощности, несколько сложнее,
чем схема на рис. 8.25,а, которая представлена только
для рассмотрения принципа действия.

Пусковой орган, действующий при исчезновении
мощности в линии, может быть выполнен также с по-
мощью устройства УПА1, как показано на структурной
схеме на рис. 8.25,6.

На один из входов реле PH (МА305) подается на-
пряжение с выхода У1, а на другой с выхода У2. Опе-
рационный усилитель У2 используется как инерционное
звено задержки. Напряжение, подаваемое на его вход,
передается на выход с задержкой в несколько секунд.
Поэтому когда мощность в линии неизменна или изме-
няется медленно, напряжения на выходах У1 и У2 рав-
ны и реле РН не работает. При отключении линии и ис-
чезновении мощности напряжение на выходе У1 также
исчезает сразу, а на выходе У2 — с задержкой, за время
которой реле РН успевает сработать.

Пусковой орган для выявления и фиксации отключе-
ния линий, действующий на дифференциальном принци-
пе. На параллельных линиях и линиях с шунтирующими
связями, кроме рассмотренных, могут использоваться
также пусковые органы, действие которых основано на
известном принципе поперечной дифференциальной за-
щиты (24].

Выявительные реле могут включаться на разность
токов или разность мощностей параллельных линий.
Пусковой орган, реагирующий на разность токов, 'при-
меняется на параллельных линиях с одинаковым со-
противлением, а реагирующий на разность мощностей—
также и на линиях с разными сопротивлениями и даже
разных напряжений, по которым мощность передается
в одном направлении.

Достоинством таких пусковых органов является то,
что они выявляют и фиксируют отключение любой од-
ной из линий с любой одной или двух сторон. Недоста-
ток состоит в том, что пусковой орган дифференциаль-
367
кого типа не работает /йри одновременном отключении
обеих параллельных л/ний, а также в режимах, когда
одна из линий была в: ремонте и отключалась вторая.

Автоматическая/Дозировка воздействий (АДВ). Сра-
батывание пускового органа, выявляющего и фиксирую-
щего отключение линий электропередачи, является не-
обходимым, еще не достаточным условием для дей-
ствия ПА. Так, если при отключении линии Л2 (см.

Рис. 8.26. Характеристика зави-
симости отключаемой мощности
Ротк от мощности предшествую-
щего режима Рп.р для обеспечения
устойчивости послеаварийного ре-
жима при КЗ и отключении линии
Л2 (на рис. 8.6).

Рис. 8.27. Принцип действия
схемы одноступенчатого
контроля предшествующего
режима по мощности (КПР).

рис. 8.6) производить непосредственно от пускового ор-
гана воздействие на ОГ генераторов электростанции,
то возможны излишние, не вызванные необходимостью
отключения в режимах малой загрузки двухцепной
электропередачи /, когда отключение одной цепи даже
при КЗ вблизи шин ГЭС не приводит к нарушению
устойчивости.

Зависимость необходимой отключаемой мощности
Ротк от суммарной нагрузки электропередачи в пред-
шествующем режиме Рп,р выявляется путем серии рас-
четов динамической устойчивости при разных нагруз-
ках и может быть приближенно представлена характе-
ристикой, показанной на рис. 8.26. Из характеристики
видно, что при суммарной мощности по линиям Л1 и
Л2 электропередачи I (рис. 8.6) в предшествующем ре-
жиме Рп,р<Рп,р,тт (от нуля до точки а на рис. 8.26)
устойчивость сохраняется без воздействий ПА на ОГ.
368
При />п,Р>А1,р, min требуется воздействие ПА на ОГ и
тем большее, чем больше Рп,р- Максимальное воздейст-
вие Ротк, max требуется при Рп,р, max- .

Схема простейшего органа контроля предшествую*
щего режима (КПР) представлена на рис. 8.27. Основ-

ным элементом схемы является максимальное реле ак-
тивной мощности РМ. Реле включается на мощность
контролируемого сечения (в случае на рис. 8.6 на сум-
марную мощность линий Л1 и Л2 электропередачи Г) и
настраивается на уставку срабатывания РСр=Рп,р,тгнп-

При перетоке мощности по контролируемому сече-
нию, равном или превышающем уставку реле РМ, по-
следнее находится в сработанном состоянии, его кон-

такт замкнут и соответственно замкнут контакт проме-
жуточного реле РП1. Если в этих условиях произойдет

отключение контролируемой
вой орган ПО, то через цепь,
уже подготовленную кон-
тактом реле РП1, сработает
промежуточное реле РП2 и
произведет предусмотрен-
ные воздействия ОГ.

При перетоках мощно-
сти, меньших уставки реле
РМ, его контакт размыкает-
ся, вследствие чего возвра-
щается и также размыкает
контакт реле РП1 в цепи
пускового органа ПО, в ре-
зультате чего ПА оказыва-
ется выведенной из дей-
ствия.

Промежуточное реле
РП1 имеет замедление на
возврат около 0,2 с для то-
го, чтобы предотвратить
размыкание цепи в случае,
если в момент КЗ реле РМ
кр атковременно р азомкнет
свой контакт.

Рассмотренный орган
КПР является весьма при-
митивным, так как он толь-
ко отсекает зону нагрузок, в

линии и сработает пуско-

Рис. 8.28. Принципиальная схе-
ма многоступенчатого органа
КПР.

24—1251

369
которой не требуется^воздействий Ft А и разрешает дей-
ствие ПА при нагрузках, превышающих указанную зо-
ну. Противоавариййая автоматика с таким КПР будет
производить одноЛи то же воздействие при любых на-
грузках выше Рп,р, min (рис. 8.26). Поэтому для того,
чтобы не допустить нарушения устойчивости в режиме
максимального перетока, которому соответствует точка
РП)Р, max (на'рис. 8.26), устройство ПА должно настра-
иваться на максимальное воздействие, соответствующее
точке РОтк,тах- Настроенное таким образом устройство
ПА будет производить изменение воздействия при на-
грузках, меньших Рп,р, max, что является существенным
недостатком ПА с таким упрощенным КПР, который

в данном случае является не столько органом дозиров-

ки, сколько дополнительным пусковым органом.

Более совершенные органы КПР, обеспечивающие
автоматическую дозировку воздействий, пропорциональ-
ную предшествующему режиму, включают в себя не-
сколько максимальных реле активной мощности с раз-
ными уставками срабатывания, как показано на
рис. 8.28.

На рис. 8.29 приведен график зависимости отключа-
мощности от мощности предшествующего режи-
ма, на котором нанесены

емои

Р°,г,Ч

?о,г, J
Po,r,z
Po,r,f

Чр,1 Чр,з Чр,ч

Рис. 8.29. Характеристика зави-
симости отключаемой мощно-
сти от мощности предшествую-
щего режима при ступенчатой
дозировке воздействий.

уставки срабатывания мак-

симальных реле активной
мощности и соответствую-
щие им воздействия Р0>г. Из
характеристики видно, что
от мощности предшествую-
щего режима, равной устав-
ке срабатывания первого ре-
ле Рсрд, до мощности устав-
ки срабатывания второго
реле РСр,2 воздействие со-
ставляет P0,r,i; от мощности,
соответствующей РСР(2, до
Рср,з — воздействие Р0,г,2

и т. д.

С помощью такого органа КПР обеспечивается ав-
томатическая ступенчатая дозировка воздействий ПА.
При этом чем больше ступеней разгрузки, тем ближе
ступенчатая зависимость Por=f(Pcp) приближается к
плавной расчетной кривой PoTK=f(Pn,p). Однако уве-
Рис. 8.30. Типовая схема КПР
(одна ступень).

личение количества ступеней прйводит к увеличению
количества реле и усложнению схемы, поэтому практи-
чески применяются КПР, имеющие4 две — четыре сту-
пени.

На рис. 8.27 и 8.28 рассматривались упрощенные
принципиальные схемы КПР. Фактические схемы КПР,
используемые в устройствах ПА, выполняются несколь-
ко сложнее. На рис. 8.30 для примера приведена схе-
ма одной ступени типового органа КПР, разработанно-
го институтом «Энергосетьпроект» (24]. Максимальное
реле активной мощности
РМ1 включается на фазные
ток и напряжение контро-
лируемого сечения (на схе-
ме рис. 8.30 цепи перемен-
ного тока и напряжения не
показаны). Контакты реле
РМ1 управляют промежу-
точным реле-повторителем
РП1. При срабатывании ре-
ле РМ1 его контакт РМ1.1
замыкается, а контакт
РМ1.2 размыкается. При
этом срабатывает реле РП1
и своим контактом РП1.1
шунтирует контакт РМ.1.1.
Это сделано для защиты
контакта реле мощности от
подгорания и приваривания
в условиях колебаний мощ-

ности, приводящих к срабатыванию и возврату реле
РМ1.

При срабатывании реле РП1 замыкается контакт
РП1.3 и размыкаются контакты РП1.2 и РП1.4. Через
замкнувшийся контакт РП1.3 и замкнутый контакт
РП2.2 запускается электронное реле времени РВ1.

Реле времени, сработав, замыкает контакт РВ1, в
результате чего срабатывает промежуточное реле с
фиксацией положения РП2. При этом размыкается его
контакт РП2.2 в цепи обмотки реле времени и оно воз-
вращается в исходное положение, размыкая при этом
контакт РВ1. Одновременно замыкаются контакты
РП2.1, подготавливая снова цепь на обмотку реле вре-
мени РВ1, и РП2.3 в цепи пускового органа ПА. Схе-
24*	371
ма остается в таксу положении до тех пор, пока пере-
ток мощности в контролируемом сечении превышает
уставку реле РМ1. Если в этот период сработает пу-
сковой орган устройства ПА, то команда на воздейст-
вие пройдет >по уже подготовленной цепи через кон-
такт РП2.3./

Если цёреток мощности снизится и станет м,еньше
уставки реле РМ1, оно вернется в исходное положение,
разомкнет контакт РМ1.1 и замкнет контакт РМ1.2. При
этом вернется в исходное положение реле РП1, разомк-
нет контакт РП1.3 и замкнет контакты РП1.2 и РП1.4.
Через замкнувшийся контакт РП1.2 и ранее замкнув-
шийся контакт РП2.1 снова запустится реле времени
РВ1, после его срабатывания снова сработает релеРП2

Рис. 8.31. Принципиальная схема КПР с использованием устройства
УПА1.

а — структурная схема; б —схема цепей постоянного тока для одной ступени.

и, переключившись в первоначальное положение, ра-
зомкнет цепь пускового органа на контакте РП2.3. Та-
ким образом, схема КПР производит замыкание и раз-
мыкание цепи пускового органа с выдержкой времени,
равной уставке реле времени РВ1, которая принимает-
ся равной 2—4 с.

Такое замедление выполнено для того, чтобы при
кратковременных толчках мощности при КЗ и качаниях
не размыкалась цепь ПО, если она была замкнута, и не
замыкалась, если была разомкнута.

В зависимости от коммутации выходных цепей
устройства ПА для предотвращения образования обход-
ных цепей может оказаться недопустимым, чтобы в цепи
пускового органа оказались замкнутыми контакты реле
двух и более ступеней КПР. В этих случаях выполняет-
ся блокировка чувствительных ступеней более грубы-
ми (на рис. 8.30 не показано).
Органы КПР могут выполняться также с помощью
рассмотренного выше устройства УПА1, УПА2 (см.
§ 8.6). Один из возможных вариантов схемы приведен
на рис. 8.31. К датчику мощности ДМ (рис. 8.31, а),
включенному на фазные ток и напряжение контролиру-
емой линии электропередачи, через операционный уси-
литель У подключены реле напряжения PHI, РН2, РНЗ
типа МА304 (при трех ступенях КПР).

Каждое реле максимального напряжения настроено
на мощность срабатывания, соответствующую данной
ступени КПР. Эти реле срабатывают и возвращаются в
исходное положение с замедлением, регулируемым в
пределах 0,3—5 с, поэтому КПР, выполняемый с по-
мощью устройства УПА, дополнительного реле времени
не требует.

Схема цепей постоянного тока одной ступени КПР
приведена на рис. 8.31, б. В этой схеме ПБ — контакт
устройства блокировки при неисправности операционного
усилителя и исчезновении питания. При поданном по-
стоянном токе и исправном состоянии операционного уси-
лителя этот контакт замкнут. При возникновении неис-
правности контакт размыкается и фиксирует реле РП1
в том положении, в котором оно находилось. В осталь-
ном эта часть схемы КПР аналогична схеме на рис. 8.30.

Учет тяжести КЗ. Рассмотренный способ автомати-
ческой дозировки воздействия по мощности предшеству-
ющего режима получил широкое распространение бла-
годаря его относительной простоте и возможности вы-
полнения КПР с помощью обычных серийных реле.

Недостатком рассмотренного способа является то,
что дозировка производится только по одному парамет-
ру, который учитывает предшествующий режим, но не
учитывает тяжести возникшего КЗ. Поэтому ПА с таким
КПР при неизменном значении перетока мощности в
предшествующем режиме будет воздействовать с одина-
ковой интенсивностью, как при самой тяжелой аварии —
трехфазном КЗ на линии Л1 у шин электростанции (см.
рис. 8.6),—так и при значительно более легком удален-
ном однофазном КЗ. По условиям первой аварии ПА
должна настраиваться на максимальную интенсивность,
что приведет к излишним воздействиям при менее тя-
желых авариях. Поэтому в ряде случаев в дополнение
к КПР устанавливается специальный орган фиксации
тяжести КЗ.
Наиболее полно тяжесть аварии характеризует ве-
личина сброса активной мощности в момент КЗ и дли-
тельность КЗ, которая зависит от времени действия ре-
лейной защиты и выключателей (см. рис. 8.7).

В практике проектирования получили большое рас-
пространение схемы, реагирующие на снижение напря-
жения прямой последовательности в момент КЗ, что
косвенно также характеризует сброс активной мощности,

Рис. 8.32. Упрощенная принци-
пиальная схема органа выявле-
ния и фиксации тяжести КЗ по
глубине и длительности сни-
жения напряжения прямой по-
следовательности.

PHI, РН2 типа

а следовательно, и тяжесть
аварии. Одновременно эти
схемы фиксируют и дли-
тельность отключения КЗ,
что еще больше повышает
точность дозировки воздей-
ствий от ПА.

На рис. 8.32 приведена
упрощенная принципиаль-
ная схема одной ступени ор-

РНФ2. Для

гана выявления и фиксации
понижения напряжения пря-
мой последовательности и
длительности отключения
КЗ. Пусковыми органами
являются фильтровые реле
предотвращения ложных

действий при неисправностях в цепях напряжения реле
PHI, РН2 включаются на разные трансформаторы на-

пряжения, а их контакты соединяются последователь-
но. При понижении напряжения прямой последователь-
ности до уставки реле PHI, РН2 и их срабатывании
образуется цепь на промежуточное реле РП1 через
замкнутый контакт блокировки от качаний БК. Блоки-
ровка от качаний типа КРБ126 с пуском по току обрат-
ной последовательности предусмотрена для того, чтобы
схема работала только при КЗ и не работала при кача-
ниях и понижениях напряжения по другим причинам.

Реле РП1, сработав, шунтирует контакт БК, запус-
кает реле времени РВ1 и контактом РП1.3 подготавли-
вает в схеме ПА цепь, замыкание которой является при-
знаком того, что возникшее КЗ сопровождается опасным
понижением напряжения прямой последовательности.

Выявление и фиксация длительности отключения КЗ
производится с помощью реле РБ1, которое запускается
от контакта РП1.2 и воздействует на промежуточное
реЛе РП2. Если КЗ отключается быстродействующей
защитой при нормальной работе выключателя, то реле
РВ1 и РП2 сработать не успевают. Если же продолжи-
тельность КЗ превышает нормативное время 7'К1Н, то сра-
батывают реле РВ1 и РП2 и подготавливают цепи до-
полнительных воздействий

от ПА.

Таким образом, время
срабатывания схемы долж-
но быть отстроено от нор-
мативного времени отключе-
ния КЗ, которое для сетей
разных напряжений состав-
ляет 0,12—0,2 с.

Как уже отмечалось,
срабатывание органов вы-
явления и фиксации тяже-
сти КЗ является признаком
необходимости увеличения
интенсивности воздействий
от ПА. Наиболее просто

------1 Основное
КПР воздействие

это достигается путем по-
дачи от этих органов до-
полнительных воздействий
через соответствующие сту-
пени КПР, как показано

|	1 До полните ль-

i / ные воздей-
)	|	стйия

Рис. 8.33. Структурные схемы
устройства дозировки воздей-
ствий ПА.

а —• с дополнительными воздейст-
виями от органов выявления и
фиксации тяжести КЗ; б — с пере-
стройкой КПР органами выявления
и фиксации тяжести КЗ; Тк н —
орган фиксации длительности КЗ.

на рис. 8.33,а. В этой схеме органы тяжести КЗ дей-
ствуют независимо от пусковых органов ПА при возник-
новении условий их срабатывания. На рис. 8.33,6 при-
ведена другая схема, в которой органы тяжести КЗ про-
изводят перестройку КПР путем переключения ступеней
на более интенсивное воздействие.

Органы выявления и фиксации тяжести КЗ могут
быть одно- и многоступенчатыми. При применении
многоступенчатых органов тяжести КЗ точность дози-
ровки возрастает, но одновременно усложняется схе-
ма ПА.

Дозировка воздействий ПА по мощности текущего
режима и сбросу мощности в момент КЗ. Оценка опас-
ности нарушения динамической устойчивости при КЗ, а
также необходимости и объема воздействий может про-
изводиться по так называемым границам областей
устойчивости. Эти границы, устанавливающие зависи-
мость между мощностью текущего режима и сбросом
МОЩНОСТИ в Момент КЗ, выявляется рйС^вТЯМи дЙнйМЩ
ческой устойчивости при различной удаленности КЗ от

шин электростанции и при разных перетоках мощности.

На рис. 8.34 приведен пример такой зависимости, где
фактические границы, имеющие нелинейную зависимость
ДР=/(РТек), заменены прямыми для облегчения воз-
можности их аппаратной реализации. Каждому КЗ в

Рис. 8.34. Границы областей
динамической устойчивости.

сети, охваченной данным
устройством ПА, соответст-
вует на рис. 8.34 точка с ко-
ординатами ДР, Ртек. Если
точка попадает в область О,
то устойчивость сохраняется
без отключения генераторов,
если в область /Г, то для
сохранения устойчивости не-
обходимо отключить один
генератор и т. д. Поскольку
границы областей устойчи-

вости построены для нормальной схемы и для нормаль-
ного времени отключения КЗ, то для ремонтных схем

границы автоматически смещаются в сторону начала
координат, а при затяжных КЗ увеличивается их наклон,
как показано пунктирными линиями.

Устройство ПА, основанное на рассмотренном принци-
пе (УПА), разработано и изготовлено ВЭИ на базе полу-
проводниковых решающих усилителей и находится в дли-
тельной эксплуатации [43, 44].

Размещение органов контроля предшествующего ре-
жима и тяжести КЗ. В зависимости от особенностей сети,
охватываемой комплексом ПА, применяется два спосо-
ба размещения органов контроля предшествующего ре-
жима и тяжести КЗ: децентрализованное
и централизованное.

Особенностью децентрализованного размеще-
ния КПР является то, что контроль предшествующего
режима, а следовательно, и дозировка воздействий от
ПА производится непосредственно там, где выявляется
нарушение нормального режима, т. е. там, где располо-
жены пусковые органы ПА.

На рис. 8.35 приведена структурная схема децентра-
лизованного размещения органов КПР. Межсистемная
электропередача состоит из двух участков I и II. Мощ-
ность передается от избыточной энергосистемы С1 в де-
376
Рис. 8.35. Структурная схема децентрализованного размещения органов КПР.
фицитную С2. На каждом участке производится с по-
мощью пусковых органов ПО выявление моментов от-
ключения выключателей В1—В4 и В5—В8 и установлен
с одной из сторон орган КПР. Таким образом, на каж-
дом участке формируются команды воздействий, кото-
рые с помощью устройств высокочастотного телеотклю-
чения (ВЧТО) передаются к месту их реализации на
разгрузку энергосистемы С1.

На участке II со стороны выключателей В7, В8 вы-
являются и фиксируются отключения двух или любой
одной линии, и сигнал о происшедшем отключении пе-
редается по ВЧТО на промежуточную подстанцию ПС,
где также производится выявление и фиксация отключе-
ния выключателей В5, Вб этих же линий. Однотипные
сигналы объединяются и поступают к органу КПРП,
контролирующему значение и направление суммарной
мощности в линиях на участке II.

Орган КПРП имеет четыре ступени по мощности. Две
из них, Pi и Рг, используются для случаев одновремен-
ного отключения двух линий и две другие для случаев
отключения одной из линий на контролируемом участ-
ке II.

Таким образом, в случае нарушения нормального ре-
жима работы на участке II на выходе КПРП появля-
ются сформированные команды воздействия на разгруз-
ку энергосистемы С1. Для передачи к месту реализации
команды подаются на передатчик ВЧТО-П участка I
раздельно каждая команда. С помощью этого же пере-
датчика передаются команды об отключении двух линий
участка I выключателями ВЗ, В4.

Со стороны энергосистемы С1 команды, сформиро-
ванные на подстанции ПС, принимаются приемником
ВЧТО-Пр и поступают на реализацию через коммута-
торы К, а сигнал об отключении двух выключателей
ВЗ, В4 объединяется с сигналами об отключении вы-
ключателей тех же линий Bl, В2.

На участке I выявление отключения одной из линий
производится с помощью пускового органа дифференци-
ального типа и используется более сложный орган
КПР1, контролирующий направление и значение перето-
ка суммарной мощности в линиях участка I и имеющий
семь ступеней по мощности. Ступени Рз—Ре используют-
ся при отключении одной из линий на участке I, причем
ступени Рз, Pi — когда на участке II рдлючены обе ЛИ-
378
ййи, а Р$, Рв~ когда оДйа Линий вЫВеДейа в ремойт й
требуется более сильное воздействие. Последняя сту-
пень Р7 используется в сочетании с органом тяжести КЗ
по снижению напряжения прямой последовательности
и длительности КЗ. При значении перетока суммарной
мощности из энергосистемы С1, равном или превышаю»
щем уставку ступени Р?, и глубоком и затяжном сниже-
нии напряжения прямой последовательности произ-
водятся дополнительные воздействия на разгрузку
энергосистемы С1. Контроль за выводом в ремонт ли-
нии на участке II может выполняться автоматически или
с помощью ручной операции. Команды, сформированные
с помощью КПР1, также поступают на реализацию че-
рез коммутатор К.

Коммутаторы типа КАП-6X6 состоят из шести го-
ризонтальных и шести вертикальных шинок, разделен-
ных изоляционной прокладкой. В местах пересечения
шинок предусмотрены гнезда, в которые при необходи-
мости соединения шинок вставляется штекер. К горизон-
тальным шинкам подведены сформированные команды,
а к вертикальным разные воздействия, например ОГ,
РТ, ДС. Вставляя штекеры в соответствующие гнезда,
можно от любой команды ПА подать необходимое воз-
действие.

Централизованное размещение применяется в
кольцевых и многоконтурных сетях, где контроль пред-
шествующего режима должен осуществляться по не-
скольким сечениям, охватывающим линии электропере-
дачи, находящиеся в различных участках сети, а реали-
зация воздействий осуществляется на нескольких объек-
тах.

На рис. 8.36 представлена ОЭС, состоящая из четы-
рех энергосистем С1—С4, охваченных кольцевой сетью
линий электропередачи I—IV, при этом энергосистема
СЗ имеет связь с другой ОЭС. Основное назначение цен-
трализованного устройства ПА (ЦПА) состоит в предот-
вращении нарушения устойчивости отдельных энерго-
систем относительно ОЭС и ОЭС в целом относительно
смежной ОЭС при нарушениях нормального режима ра-
боты, вызванного отключениями отдельных линий элек-
тропередачи.

Виды и интенсивность воздействий от ЦПА для вы-
полнения указанного назначения зависят от многих фак-
торов, в том числе от баланса мощности генераторов
379
й нагрузки в каждой энергосистеме и в ОЭС, в целом, от
перетоков мощности по линиям кольцевой сети и по меж-
системной линии, а также от вида нарушения нормаль-
ного режима. Решение этой задачи требует непрерыв-
ного контроля значений и направления перетоков мощ-
ности по разным сечениям, охватывающим как

Рис. 8.36. Структурная схема централизованного размещения орга-
нов КПР.

смежные линии, так и линии, находящиеся в противо-
положных частях ОЭС. На основании сопоставления
этих данных о режиме сети ЦПА заранее подготавли-
вает цепи воздействия для каждого пускового органа.

Для выполнения этих функций к ЦПА, расположен-
ной на объекте энергосистемы С/, передаются с по-
мощью телеизмерений ТИ по каналам, образуемым ап-
паратурой связи АКС, и каналам прямых измерений И
перетоки мощности по всем линиям, которые подводят-
ся в различных сочетаниях к устройству УПА1, образую-
щему сложный многофункциональный орган КПР. Раз-
работка структуры и настройка такого КПР производит-
380
Ся ИВ обнбвйний йредвйритеЛьнЫХ расчетов устойчивббтй.
Сигналы об отключении линий передаются от пусковых
органов по каналам ВЧТО с каждого конца линии. Ко-
манды воздействия передаются от ЦПА к объектам так-
же по каналам ВЧТО. При необходимости повышения
точности дозировки воздействий в ЦПА вводится также
информация о тяжести КЗ, а при необходимости расши-
рения функций — информация о текущих значениях мощ-
ности в «опасных» сечениях для действия при
перегрузках и набросах мощности.

Разработаны и осуществляются комплексы ЦПА, в
которых дозировка управляющих воздействий произво-
дится с помощью электронных вычислительных ма-
шин (ЭВМ).

8.8.	УСТРОЙСТВО ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ТЕЛЕОТКЛЮЧЕНИЯ

Принцип действия. Устройство высокочастотного те-
леотключения, упрощенная схема которого приведена на
рис. 8.37, состоит из высокочастотных передатчиков П
и приемника Пр. Передатчик устанавливается на под-
станции, откуда нужно передать команду, а приемник —
на электростанции, где производится разгрузка электро-
передачи отключением части генераторов или другие
воздействия от ПА.

В качестве высокочастотного канала используется
провод линии электропередачи. Для того чтобы энергия
высокочастотного передатчика, посылаемая в линию, не
уходила за ее пределы, на обоих концах линии устанав-
ливаются высокочастотные заградители 3, имеющие

Рис. 8.37. Принцип действия устройства телеотключения.
весьма большое сопротивление для токов высокой часто-
ты, на которой работает устройство высокочастотного
телеотключения, и малое сопротивление для токов про-
мышленной частоты. Передатчик и приемник присоеди-
няются к линии через конденсаторы связи К и фильтры
присоединения Ф.

При отключении линии Л2 срабатывает соответству-
ющий пусковой орган (ПО) устройства ПА и запускает
передатчик, который при этом посылает в линию высоко-
частотный сигнал. Сигнал передатчика принимается
приемником и поступает в схему ПА, которая реализует
его в виде воздействия на отключение части генераторов
электростанции или в другом виде.

Устройства высокочастотного телеотключения явля-
ются частью системы ПА и поэтому должны обладать
высокой надежностью. Работа устройств высокочастот-
ного телеотключения не должна зависеть от состояния
сети, в которой они установлены, и должен быть обес-
печен непрерывный контроль их исправности.

При КЗ в сети, при включении и отключении выклю-
чателей или разъединителей, при искрении разрядников
или в контактных соединениях, при грозовых разрядах
возникают высокочастотные колебания, под влиянием
которых в канале устройства высокочастотного тслеот-
ключения могут протекать токи с частотой, близкой к
частоте, на которой работает устройство. Токи высокой
частоты, возникающие в канале в указанных случаях,
называемые помехой, могут вызвать ложное действие.
Аналогичные помехи могут возникать и от других источ-
ников высокочастотных колебаний (высокочастотные за-
щиты линии, радиостанции и т. п.), работающих на близ-
ких частотах.

Для предотвращения ложной работы устройства вы-
сокочастотного телеотключения от помех в канале сиг-
нал от передатчика к приемнику передается посылкой не
просто единичного импульса, а комбинированного с дру-
гим признаком. Такая комбинация называется кодом.

Устройство высокочастотного телеотключения типа
ВЧТО-М. Устройство разработано ВНИИЭ, предназна-
чено для передачи пяти команд и в зависимости от схе-
мы высокочастотного канала включает в себя передат-
чик, приемник, промежуточный усилитель и инвертор,
являющийся источником питания аппаратуры
[36, 37, 38].
В устройстве ВЧТО-М применен код, основанный на
принципе смены частот. Нормально по высокочастотно-
му каналу от непрерывно работающего передатчика пере-
дается сигнал контрольной частоты. Этот сигнал прини-
мается приемником, и его нормальный прием является
признаком исправного состояния аппаратуры и элемен-
тов обработки высокочастотного канала. При срабаты-
вании ПА передача сигнала контрольной частоты пре-
кращается и посылается сигнал-команда на другой час-
тоте, несколько отличной от контрольной.

Комбинация, состоящая из смены сигнала контроль-
ной частоты на сигнал-команду другой частоты, и явля-
ется кодом или признаком для исполнения команды.

Аппаратура ВЧТО-М может передавать одновремен-
но только одну команду. При срабатывании одновремен-
но нескольких устройств ПА, требующих передачи ко-
манд, первой передается команда с меньшим номером.

Структурные схемы передатчика и приемника
ВЧТО-М приведены на рис. 8.38. Передатчик состоит из
задающего генератора ЗГ, частота которого может из-
меняться при срабатывании пусковых реле РП1—РП5.
Контрольная частота ЗГ равна 10 кГц, а частота сигна-
лов-команд—от 9,5 до 10 кГц через 0,1 кГц. Сигнал от
ЗГ подается на преобразователь частоты 77¥, на второй
вход которого подается сигнал от кварцованного генера-
тора высокой частоты ГВЧ, Сигнал с выхода ПЧ усили-
вается усилителем У и через линейный фильтр ЛФ по-
дается по высокочастотному кабелю к фильтру присо-
единения и далее в тракт высокочастотного канала.

Приемник состоит из входного фильтра ВФ, двух
преобразователей частоты ПЧ1, ПЧ2, двух генераторов
Г1, Г2, фильтра промежуточной частоты ФПЧ, фильтра
низких частот ФНЧ, двух усилителей-ограничителей
УО1, УО2, выходных узкополосных фильтров Ф1—Ф6,
усилителей У1—Уб, реле контрольной частоты РКЧ и
реле сигналов-команд РК1—РК5.

Выходные цепи приемника скоммутированы так, что
контакты реле РК1—РК5 включены последовательно с
контактом реле РКЧ. Нормально, когда по линии пере-
дается непрерывно сигнал контрольной частоты, реле РКЧ
обтекается током, и его контакт разомкнут. При передаче
команды контрольная частота снимается и передается
одна из частот сигнал-команды. При этом реле РКЧ
Отпадает и замьткает контакт. Одновременно срабатыва-
присоединения

FH1

Рис. 8.38. Структурная схема устройства телеотключения типа ВЧТО-М.
а — передатчик; б— приемник; в —выходные цепи приемника.
ет одно из реле РК1—РК5, благодаря чему образуется
цепь в схему ПА или на воздействие. Только отпадание
реле РКЧ или только срабатывание реле РК1—РК5 к
срабатыванию ВЧТО-М на выход не приводит.

Для предотвращения ложных действий ВЧТО-М пре-
дусмотрены блокировки и сигнализация. Так, если отпа-
дает только реле РКЧ, что свидетельствует о прекраще-
нии передачи сигнала контрольной частоты или если
срабатывают только реле РК1—РК5 при наличии сигна-
ла контрольной частоты, что свидетельствует о неис-
правности или влиянии помехи, запускается реле време-

°i

А

В

Б

И

' Рис. 8.39. Способы трансляции команд, передаваемых по ВЧТО-М.
а —путем переприема; б —с помощью промежуточного усилителя.

ни и через б—7 с замыкает цепь внешней сигнализации
и снимает питание с усилителей У/—Уб, чем приемник
выводится из действия. Имеются и другие виды контро-
ля и сигнализации.

При необходимости передачи команд через два и бо-
лее участков производится их трансляция путем пере-
приема или с помощью промежуточных усилителей.

Переприем (рис. 8.39,а) состоит в том, что команда,
посылаемая от ПА, установленной на подстанции А, по
ВЧТО-М участка/принимается на подстанции Б и вновь
посылается по ВЧТО-М участка II на подстанцию В. Кро-
ме того, с подстанции Б могут посылаться по ВЧТО-М
участка//другие команды от ПА, установленной на этой
25—1251	-	385
подстанции. Недостатком переприема является удвоение
(при двух участках) времени передачи команды. Наиболее
часто такой способ используется, когда часть команд,
передаваемых с подстанции А, реализуется на подстан-
ции Б и часть передается далее на подстанцию В.

Трансляция с помощью промежуточных усилителей
производится на промежуточной частоте (рис. 8.39,6).
Промежуточный усилитель ПУ составляется из прием-
ника и передатчика, которые соединяются между собой,
как показано пунктиром на рис. 8.38. Сигнал-команда
от ПА подстанции А, принятый приемником промежу-
точного усилителя подстанции Б, подается после УО/ на
ПЧ передатчика. При этом накладка Н между ЗГ и ПЧ
передатчика отключена.

В тех случаях, когда с подстанции Б также нужно
передать команду на подстанцию В, устанавливается
дополнительное реле РПУ, которое при срабатывании
ПА на подстанции Б размыкает цепь промежуточного
усилителя и подключает цепь от ЗГ своего передатчика.

Преимуществом использования промежуточных уси-
лителей для трансляции команд является безынерцион-
ность их передачи через промежуточные подстанции.

Инвертор, входящий в состав аппаратуры ВЧТО-М,
представляет собой преобразователь напряжения акку-
муляторной батареи 220 В в постоянное же напряжение
24 В, необходимое для питания аппаратуры.

Разработан и подготовлен к выпуску новый комплекс
аппаратуры телеотключения, состоящий из трех аппара-
тов: АНКА, АВПА и И-6. Новый комплекс может рабо-
тать не только по высокочастотному каналу, но и по
обычному телефонному каналу (например, по кабелю
связи). Предусмотрено два варианта аппаратуры на 4
и на 14 сигналов-команд. Предусмотрена также возмож-
ность передачи на контрольной частоте сигнала телеме-
ханики или сигнала фазы напряжения для противоава-
рийной автоматики разгрузки по фазовому углу между
напряжениями по концам электропередачи. При этом на
время передачи сигналов-команд телепередача сигналов
по контрольной частоте прекращается. Принцип дейст-
вия новой аппаратуры в основном тот же, но повышена
мощность передатчика и улучшена избирательность при-
емника, т. е. его отстройка от помех.

Разделение одного аппарата ВЧТО-М на два: АНКА
(аппаратура низкочастотная каналов автоматики) и
386
АВПА (аппаратура высокочастотная передачи сигналов
противоаварийной автоматики)—вызвана необходимо-
стью обеспечения возможности работы по телефонному
каналу; при этом используется только АНКА (АВПА в
этом случае не требуется].

8.9.	АВТОМАТИКА ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА

Признаки асинхронного режима. В нормальном режи-
ме генераторы, включенные на параллельную работу,
работают синхронно. Синхронный режим характеризу-
ется тем, что ЭДС всех генераторов имеют одинаковую
частоту и, следовательно, их векторы вращаются с оди-

Рис. 8.40. Эквивалентная схема работы электростанции на прием-
ную энергосистему.

наковой угловой скоростью. Асинхронный режим элек-
тростанции относительно энергосистемы или одной энер-
госистемы относительно другой (или других) возникает
при нарушении устойчивости параллельной работы
(см. § 8.2). Кроме того, асинхронный режим может воз-
никнуть при несинхронном включении линии, соединяю-
щей электростанцию с энергосистемой. Асинхронный ре-
жим сопровождается рассмотренными ниже явлениями
и признаками.

Периодическое изменение угла между несинхронными
ЭДС. На рис. 8.40 приведена эквивалентная схема для
случая работы электростанции ЭС на приемную энерго-
систему С через линию электропередачи Л. Результи-
рующее сопротивление между ЭДС генераторов £г и
энергосистемы Ес равно сумме сопротивлений отдельных
элементов, т. е.

^рез==-Хг_Ь-^лН_-^с.

Для упрощения сопротивления всех элементов приня-
ты чисто реактивными.

В нормальном режиме векторы ЭДС электростанции
и энергосистемы вращаются с синхронной угловой ско-
ростью ©ном, и угол между ними 6 (рис. 8.41) пропор-
ционален активной мощности, передаваемой по линии
электропередачи.

25*	38 7
Рис. 8.41. Вектор-
ная диаграмма
ЭДС генератора и
энергосистемы при
синхронной работе.

При нарушении устойчивости па-
раллельной работы передача активной
мощности от электростанции в энерго-
систему прекращается, и поскольку
мощность турбин осталась прежней,
частота вращения турбин и генерато-
ров увеличится. В энергосистеме про-
исходит противоположный процесс:
возникает дефицит мощности, и гене-
раторы, работающие в энергосистеме,
уменьшают частоту вращения. Поэто-
му частота ЭДС энергосистемы пони-
жается.

В результате векторы ЭДС генера-

торов электростанции и энергосистемы начинают вра-
щаться с разными частотами. Разность частот вращения
или разность электрических частот называется сколь-
жением:

(os=(or —(ос;	(8.16)

fs=fr — fc,	(8.17)

где cos и fs — угловая скорость и частота скольжения;
®г и fr — угловая скорость и частота ЭДС генераторов
электростанции; сос и fc — угловая скорость и частота
ЭДС энергосистемы.

Обычно скольжение выражается в герцах или в про-
центах от номинальной частоты:

f,7o = AlOO=2f„	(8.18)

/ном

где /ном — номинальная частота (50 Гц).

Таким образом, первым характерным призйаком
асинхронного режима является периодическое из-
менение угла между несинхронными ЭДС
от нуля до 360° с частотой скольжения.

Во время асинхронного режима частота скольжения
не остается постоянной, а изменяется. Частота ЭДС
электростанции уменьшается в результате работы ре-
гуляторов частоты вращения турбин, которые стремятся
восстановить нормальную частоту вращения и соответ-
ственно частоту ЭДС генераторов. Частота же ЭДС
энергосистемы увеличивается, так как в ней происходит
мобилизация резервов активной мощности, а при необ-
388
ходимости и ограничение потребления мощности потре*
бителями.

Периодическое изменение (качания) напряжения^
Рассмотрим процесс изменения напряжения в некоторых
характерных точках электропередачи при асинхронном
режиме, считая, что вектор £с неподвижен, а вектор
£г вращается относительно £с с частотой вращения, со*
ответствующей частоте скольжения fs, и что ЭДС чис-
ленно равны, т. е. ЕТ=ЕС.

Рис. 8.42. Векторная диаграмма ЭДС и напряжений электропереда-
чи по рис. 8.40 (при £с=1£г).

а —при угле между ЭДС 6-90°; б —при угле между ЭДС д-180%

Рассмотрим для примера момент, когда вектор Ёг
опережает вектор Ёс на угол 90° (рис. 8.42,а). Вектор
MNe соединяющий концы векторов Ег и Ёс, является
разностью этих ЭДС. Численно разность ЭДС равна
сумме падений напряжений в сопротивлениях Хг, Хл, Хо
от проходящего по ним токам 7:

Ёс - £г=/7Хг+/7Хл+/7Хс.

Отложив эти падения напряжения на линии вектора
MN, получим точки А и Б, которые соответствуют ши-
нам электростанции и шинам приемной энергосистемы.
Векторы, проведенные от начала диаграммы О в точки
Я и Б, являются векторами напряжений на шинах элек-

тростанции Ur и на шинах энергосистемы Uc.

При дальнейшем повороте вектора £г относительно
вектора Ёс напряжения Г7г и Uc изменяются. Из вектор-
ной диаграммы на рис. 8.42,6 видно, что при угле меж-
ду Ёг и Ес, равном 180°, векторы напряжений От и Vc

Рис. 8.43. Изменение напряже-
ния в процессе асинхронного
режима (при £г=£с).

Ur на шинах электростанции А
(рис. 8.40); ^ЭЦК^в электриче-
ском центре качаний.

занимают новые положения
и изменяются по величине.
Рассмотрев несколько
векторных диаграмм при
разных углах между Ёг и Ес,
можно убедиться, что на-
пряжения в разных точках
электропередачи периоди-
чески изменяются от макси-
мального до минимального
значения.

На рис. 8.43 приведен
для примера график изме-

нения напряжения на ши-
нах электростанции UT за один цикл (период) асинхрон-
ного режима. На рассматриваемой электропередаче
имеется характерная точка, напряжение в которой при
угле 6=180° снижается до нуля. Эта точка называется
электрическим центром качаний (ЭЦК).
Характер изменения напряжения в ЭЦК также показан
на рис. 8.43.

Рис. 8.44. Векторная
диаграмма для опре-
деления напряжения
в ЭЦК при £г=£с.

Напряжение в ЭЦК при равных ЭДС (ЕГ=Е,С) для
любого угла 6 можно определить на основании вектор-
ной диаграммы на рис. 8.44. При ЕГ=ЕС=Е ЭЦК распо-
ложен в середине вектора Ёс—Ёг. Поэтому вектор на-
пряжения в ЭЦК Цэцк делит угол 6 пополам, и, следо-
вательно, можно написать:

^эцк— cos 2 

(8.19)

Из этой же векторной диаграммы определяется раз'
ность ЭДС

£с — Ёт г? .	4

откуда

£c-£r = 2£sin4.	(8.20)

Рис. 8.45. Положение ЭЦК.

а —при Яг—£с; б—при Er>EQi

При равенстве ЭДС Ее=Ес сопротивления и
А7'эцк до ЭЦК от обеих эквивалентных ЭДС одинако-
вы (рис. 8.45,а) и равны:

Х> ____X" _____ А + Л'л + ^с _А’рез

л ЭЦК —Л ЭЦК—	2	—~2~‘

При неравных ЭДС сопротивления с обеих сторон
до ЭЦК не будут равны и величина их определяется по
следующим формулам (рис. 8.45,6):

от ЭДС Ес

^ЭЦК — %рез Ег + Бс ’

от ЭДС Ег

(8.23)
Напряжение в любой точке электропередачи при уг-
ле 6=180° определяется из следующих соотношений
(рис. 8.45,6):

Uf = EcJ^-;	(8.24)

л эцк

и"=Е'~х^-	(8-25)

На рис. 8.46 показано изменение векторов напряже-
ний в разных точках электропередачи при асинхронном
режиме.

Рис. 8.46. Диаграмма изменения напряжений в различных точках
электропередачи в процессе асинхронного режима при Ёт—Ёв.

Эта диаграмма строится следующим образом. По го-
ризонтали откладывается отрезок ОК, равный в масшта-
бе сопротивлению электропередачи между ЭДС Ег и Ес,
и из точек О и К откладываются вертикально векторы
этих ЭДС. Проводятся две линии из конца вектора Ёс,
соединяющие его с концом и началом вектора £г- Ли-
ния О — О а — Об является геометрическим местом цен-
тров окружностей, определяющих концы векторов на-
пряжений в разных точках рассматриваемой электропе-
редачи при изменении угла между ЭДС.

На рис. 8.46 построена окружность, на которой рас-
полагается конец вектора Ёг при изменении угла между
ЭДС от 0 до 360°, и две окружности, на которых распо-
лагаются концы векторов напряжений в точках А и Б
(см. рис. 8.40).

Из диаграммы на рис. 8.46 видно, что вектор напря-
жения в точке А, находящейся за ЭЦК от вектора £с>
последовательно занимает те же положения, что и век-
тор £г. Следовательно, вектор напряжения ОА вращает-
392
ся относительно вектора Ёс с той же частотой, что и век-
тор Ёт, т. е. с частотой скольжения. Аналогично изменя-
ются векторы напряжения во всех точках электропере-
дачи, находящихся за ЭЦК от вектора Ёс.

Иначе изменяется напряжение в точках электропере-
дачи, находящихся до ЭЦК от вектора Ёс. Как видно
из той же диаграммы, вектор напряжения в точке Б не
совершает оборота на 360°, а лишь колеблется по вели-
чине и по углу.

Из рассмотренного следует, что при асинхронном
режиме вращаются относительно друг друга не только
векторы ЭДС, но и все векторы напряжений, находящие-
ся по разные стороны от ЭЦК.

Таким образом, вторым характерным признаком
асинхронного режима является периодическое с
частотой скольжения изменение (кача-
ния) напряжения во всех точках электропередачи.
При этом в ЭЦК напряжение при угле 6=180° становит-
ся равным нулю.

Периодическое изменение (качания) тока. Ток, про-
ходящий по электропередаче при асинхронном режиме,
равен:

/a.p=-v~£r •	(8-26)

-Лрез

Подставляя в это выражение значение Ёс — Ёг из
формулы (8.20), для случая равных ЭДС.получим:

4.P=y^-sin-|-.	(8-27)

Из (8.27) видно, что ток асинхронного режима зави-
сит от угла б между ЭДС энергосистемы и генераторов
электростанции. Ток /а,р равен нулю при 6=0° и 6=360°
и достигает максимального значения при 6=180°.

Максимальное значение тока асинхронного режима
при равных ЭДС определяется по формуле

(8.28)

-‘рез

Диаграмма, показывающая зависимость тока асин-
хронного режима от угла 6, приведена на рис. 8.47.

При неравных ЭДС (ЕС^=ЕГ) максимальное значе-
ние тока асинхронного режима при угле 180° определя-
ется по формуле (8.26). При этом следует учитывать,
что разность ЭДС при угле 180° равна (рис. 8.48):

Ёс - Ёг=Ёс — (- Ет) =Ес+Ет-,	(8.29)

знак минус у ЭДС Ег показывает, что вектор Ёг направ-
лен противоположно вектору £с.

Подставляя значения ЭДС из (8.29) в (8.26), полу-
чим основную формулу для определения максимально-
го значения тока асинхронного режима, который имеет
место при угле 6= 180°:

I	+	(8.30)

‘a.p.max	Лрез ’	V '

Таким образом, третьим характерным признаком
асинхронного режима является периодическое с
частотой скольжения изменение (качания)
тока во всех элементах, связывающих несинхронные
ЭДС.

Рис. 8.47. Диаграмма зависимости
тока и активной мощности при
асинхронном режиме от угла 6
между ЭДС £г и £с.

Рис. 8.48. Векторная
диаграмма ЭДС при
6=180°.

Периодическое изменение (качания) активной мощ-
ности. Зависимость активной мощности от угла 6 харак-
теризуется формулой (8.3), из которой следует, что при
асинхронном режиме, в отличие от напряжения и тока,
которые зависят от половинного угла 6/2 [см. формулы
(8.19) и (8.27)], активная мощность зависит от полного
угла 6. Поэтому периодическое изменение активной мощ-
ности при асинхронном режиме происходит с двойной
частотой скольжения.
На рис. 8.47 приведена диаграмма, характеризующая
зависимость активной мощности от угла б. Из этой диа-
граммы видно, что за один цикл (период) асинхронного
режима, в течение которого несинхронные ЭДС соверша-
ют относительно друг друга полный оборот на 360°, знак
активной мощности изменяется дважды. При углах от
6=0° и до ,6=180° активная мощность имеет один знак
и достигает максимума при 6=90°. При 6=180° актив-
ная мощность Ра,р изменяет знак и от 6=180° до б'=360°
имеет противоположный знак, достигая максимума при
6=270°. Физически это означает, что генераторы элек-
тростанции работают в течение первой половины перио-
да качаний в генераторном режиме, а в течение второй
половины — в двигательном режиме. Поэтому средняя
активная мощность за период асинхронного режима
весьма мала, следовательно, электростанция, вышедшая
из синхронизма, мощности не выдает.

Если частота ЭДС генераторов электростанции Ет
больше частоты ЭДС энергосистемы Ес, то в первый по-
лупериод активная мощность имеет положительный, а во
второй отрицательный знак (сплошная кривая на
рис. 8.47). Если же частота Ег меньше частоты Ес, то
активная мощность будет иметь в первый полупериод
отрицательный, а во второй —положительный знак
(пунктирная кривая на рис. 8.47).

Таким образом, четвертым характерным признаком
асинхронного режима является периодическое из-
менение с двойной частотой скольжения
активной мощности генератора.

Способы ликвидации асинхронного режима. Из рас-
смотренного выше следует, что асинхронный режим со-
провождается глубоким понижением напряжения, осо-
бенно вблизи ЭЦК, .протеканием больших токов качаний,
которые могут превышать токи КЗ, и колебаниями
активной мощности. Все это является серьезным наруше-
нием нормального режима работы, опасным для обору-»
дования и потребителей электроэнергии. Поэтому асин-
хронный режим должен быть ограничен 2—3 циклами.
Предельная допустимая длительность асинхронного ре-
жима составляет 15—30 с [63]. За это время должны
быть приняты меры к восстановлению синхронизма. Если
сихронизм не восстанавливается, то энергосистемы, меж-
ду которыми возник асинхронный режим, должны быть
разделены в заранее намеченных местах.
1р

Рис. 8.49. Характер изменения
скольжения генераторов при
асинхронном режиме и ресин-
хронизации (точка а — момент
втягивания в синхронизм).

Восстановление синхро-
низма в процессе асинхрон-
ного режима называется
ресинхронизацией.

Асинхронный режим мо-
жет быть устойчивым и не-
устойчивым. При неустойчи-
вом асинхронном режиме ре-
синхронизация происходит
без специальных мер. В ре-
зультате воздействия регу-
ляторов частоты вращения

турбин скольжение не остается неизменным, а колеблет-
ся от максимального smax до минимального smin значе-
ний относительно среднего значения (рис. 8.49):

„ ____ smax 4“

dcp	2

(8.31)

Ресинхронизация происходит в момент равенства ча-
стот, когда кривая скольжения достигает или пересекает
ось времени, так как в этот момент скольжение равно
нулю, и следовательно, частота вращения векторов ЭДС
генераторов становится равной частоте вращения векто-
ров ЭДС энергосистемы. Процесс втягивания в синхро-
низм обычно сопровождается синхронными качаниями.

Установившееся значение скольжения, при котором
ресинхронизация происходит без специальных мероприя-
тий, называется критическим скольжением.
Приближенно значение критического скольжения оцени-
вается по формуле [28]

0,0565
С -- 	.

кр

гр _ TJ.

^.экв- ГЛ1 + /Л2 >

где Tj.bkb — эквивалентная постоянная механической
инерции; Tj,i и Tj,2 — постоянные механической инер-
ции соединяемых энергосистем.

Таким образом, ресинхронизация обеспечивается, если

^ср^С^кр-

Для обеспечения ресинхронизации при возникновении
устойчивого асинхронного режима, а также для ускоре-
ния ресинхронизации при неустойчивом асинхронном ре-
396
жиме должны проводиться мероприятия, направленные
на выравнивание частот несинхронно работающих ча-
стей энергосистемы.

В ряде случаев возникают условия, при которых ре-
синхронизация либо невозможна, либо может произойти
после весьма большой разгрузки. Пример такого случая
приведен на рис. 8.50. Мощная электростанция ЭС свя-
зана с энергосистемой С линией электропередачи Л1 на-
пряжением 330—500 кВ, имеющей большую пропуск-

Рис. 8.50. Схема сети, в которой применяется автоматическое пре-
вентивное деление до возникновения асинхронного режима.

ную способность. Кроме того, связь электростанции
с энергосистемой осуществляется также через распреде-
лительную сеть 110 кВ, пропускная способность которой
рассчитана только на питание подключенных к ней по-
требителей.

При отключении линии Л1 неизбежно возникает
асинхронный режим, так как большая мощность, переда-
вавшаяся по Л/, не может быть передана по слабой рас-
пределительной сети.

Ресинхронизация и устойчивая параллельная работа
электростанции ЭС по сети ПО кВ практически невоз-
можна, так как из-за большого сопротивления распреде-
лительной сети синхронизм будет нарушаться даже при
колебаниях нагрузки.

В таких условиях еще до возникновения и развития
асинхронного режима должно производиться опережаю-
щее автоматическое деление сети 110 кВ, например,
в точке Д с выделением большей части нагрузки этой
сети на электростанцию ЭС.
Таким образом, имеются два способа ликвидации
асинхронного режима — ресинхронизация и разделение
энергосистем. Эти операции производятся, как правило,
автоматически с помощью рассматриваемых ниже
устройств противоаварийной автоматики ликвидации
асинхронного режима .(АЛАР), а в редких случаях (при
отказах устройств АЛАР)—вручную оперативным пер*
соналом.

Рис. 8.51. Принципиальная схема устройства АЛАР мгновенного
действия, реагирующего на увеличение тока.

Принципы и схемы устройств АЛАР. Схемы устройств
АЛАР состоят из выявительной и логической частей.
Выявительная часть, являющаяся пусковым органом
устройств АЛАР, реагирует на один или на два из рас-
смотренных выше признаков асинхронного режима и
совместно с логической частью, которая определяет ха-
рактер его протекания, производит необходимые дей-
ствия.

Устройства АЛАР, действующие на первом цикле
асинхронного режима. Наиболее просто устройство
АЛАР выполняется с помощью токовых реле мгновенно-
го действия типа РТ-40, включенных на фазные токи, как
показано на рис. 8.51. Токовые реле срабатывают при
увеличении тока, вызванного ростом угла б между на-
пряжениями по концам электропередачи, и замыкают
цепь отключения выключателя, которым производится
разделение несинхронно работающих энергосистем.

Для того чтобы предотвратить неправильное сраба-
тывание АЛАР при однофазных и двухфазных КЗ, так-
же сопровождающихся увеличением тока, в схеме
используется три токовых реле, включенных на ток каж-
дой фазы. Контакты всех реле включены последователь-
но. Однако возможность неправильного срабатывания
сохраняется при трехфазных КЗ, при несинхронных АПВ
398
и при синхронных качаниях, когда происходит увеличе-
ние тока во всех трех фазах.

Устройство АЛАР по схеме на рис. 8.51 применяется
главным образом для деления сети в случаях, аналогич-
ных рассмотренному на рис. 8.50. В нормальном режи-
ме, когда по сети ПО кВ проходит ток нагрузки, токовые
реле АЛАР держат контакты разомкнутыми. При отклю-
чении линии электропередачи Л1 ток в сети ПО кВ рез-
ко увеличивается, и устройство АЛАР срабатывает и
производит деление сети в точке Д, предотвращая раз-
витие асинхронного режима.

Ток срабатывания токовых реле в схеме АЛАР на
рис. 8.51 отстраивается от максимального тока, который
может проходить по линии в нагрузочном режиме:

/ср=(1,2-1,3)/й,п1аа.	(8.32)

Коэффициент чувствительности токовых реле АЛАР
проверяется по току асинхронного режима при угле меж-
ду напряжениями 5=180°:

А, = -^.	(8.33)

'ср

Коэффициент чувствительности должен быть не ме-
нее 1,4—1,5. Если коэффициент чувствительности, опре-
деленный по формуле (8.33), получается более двух, то
целесообразно увеличить ток срабатывания токовых
реле.

Недостатком схемы АЛАР по рис. 8.51 является воз-
никающая в ряде случаев трудность отстройки токовых
реле от максимального тока нагрузки и одновременного
обеспечения необходимой чувствительности.

Для повышения чувствительности и избирательности
схем АЛАР применяются выявительные органы, приве-
денные на рис. 8.52.

В схеме на рис. 8.52,а последовательно с контактами
токовых реле РТа, РТв> РТ\С включены контакты мини-
мального реле напряжения РНАв, включенного на одно
из междуфазных напряжений. Такая схема дает возмож-
ность отстраивать токовые реле не от максимального,
а от нормального тока нагрузки, т. е. в формуле (8.32)
вместо /н,7пах подставлять /н,нор- При этом при протека-
нии по линии максимального тока нагрузки токовые реле
могут замкнуть контакты, но неправильного действия
АЛАР не произойдет, так как контакт минимального
реле напряжения останется разомкнутым.
Рис. 8.52. Схемы выявитель-
ных органов устройств

АЛАР.

а — а последовательным вклю-
чением контактов реле тока и
напряжения; б —с параллель-
ным включением контактов реле
тока и напряжения; в — о реле
направления мощности; г— с ре-
ле сопротивления.

Схема АЛАР с таким вы-
явительным органом может
применяться на подстанциях,
достаточно близко располо-
женных к ЭЦК, где происхо-
дит значительное понижение
напряжения при асинхронном
режиме.

Напряжение срабатывания
минимальных реле напряже-
ния выбирается по формуле

^;= г"йъ. <8-34>

где Umin — минимальное экс-
плуатационное напряжение
на шинах Подстанции.

Коэффициент чувствитель-
ности минимального реле на-
пряжения определяется по
остаточному напряжению на
шинах подстанции U0Ct при
угле между несинхронными
ЭДС 6=180° по формуле

4, = -^-	(8,35)

Ч и ост

и должен быть не менее 1,4—1,5.

В схеме на рис. 8.52,6 контакты минимальных реле
напряжения РНАВ, РНВС> РНСа соединены между собой
последовательно» и включены параллельно контактам
токовых'реле РТА, РТВ, РТС- Такая схема может приме-
няться для повышения чувствительности, когда в ослаб-
ленных режимах чувствительность токовых реле оказы-
вается недостаточной. Условия применения этой схемы
те же, что и схемы на рис. 8.52,а. Напряжение сраба-
тывания определяется по формулам (8.34) и (8.35),
а ток срабатывания — по (8.32) и (8.33).

В схеме на рис. 8.52,в срабатывание АЛАР при про-
текании максимального тока нагрузки предотвращается
с помощью реле направления мощности, замыкающий
контакт которого включен последовательно с контактами
токовых реле. Реле направления мощности РМ
типа РБМ.-171, вращающий момент которого пропорцио-
нален созфр+30°, включенное на фазный ток /д и меж-
дуфазное напряжение Uac, реагирует на направление
активной мощности. Оно включается так, чтобы в макси-
мальном нагрузочном режиме его контакт был разомк-
нут. Благодаря этому действие АЛАР будет предотвра-
щено, даже если в этом режиме замкнутся контакты то-
ковых реле.

'	В1 ।	1	I

ЭР—э—RP—ь©

/И	М-

Рис. 8.53. Принцип избирательного деления транзитной электропе-
редачи при асинхронном режиме.

При асинхронном режиме реле направления мощнос-
ти сработает и обеспечит правильную работу АЛАР
в первом же цикле асинхронного режима, когда угол
между несинхронными ЭДС превысит 180° (см.
рис. 8.47).

Ток срабатывания токовых реле выбирается по фор-
муле (8.32), но с учетом направления перетока мощ-
ности.

В схеме на рис. 8,52,г последовательно с контактами
роковых реле включен контакт направленного реле со-
противления PC. Направленное реле сопротивления так-
же предотвращает неправильную работу АЛАР при про-
текании максимального тока нагрузки и, кроме того,
ограничивает зону действия АЛАР, что в ряде случаев
необходимо для обеспечения селективности.

Схема на рис. 8.52,в используется также для осущест-
вления избирательного деления транзитной электропере-
дачи в зависимости от направления перетока мощности
до возникновения асинхронного режима.

Для этого, как показано на рис. 8.53,-устанавливают-
ся два комплекта АЛАР. Реле направления мощности
РМ каждого комплекта (рис. 8.52,в) включается так,
чтобы его контакт был замкнут при направлении перето-
ка мощности от шин подстанции в линию. Поэтому при
избытке мощности в энергосистеме С2 будет замкнут
контакт реле РМ у комплекта А1, а при избытке мощ-
ности в энергосистеме С1 — у комплекта А2. В случае

,	<Р1
вазникнавения асинхронного режима первым подействует
тот комплект, у которого был замкнут контакт реле РМ,
что обеспечивает прекращение асинхронного режима и
выделение подстанций транзита на- питание от избыточ-
ной энергосистемы.

Недостатком схем АЛАР, приведенных на рис. 8.51 и
8.52, является возможность их неправильного срабатыва-
ния при трехфазных КЗ, несинхронных АПВ и синхрон-

Рис. 8.54. Принципиальная схе-
ма устройства АЛАР с замед-
лением действия.

Рис. 8.55. Принципиальная схе-
ма устройства АЛАР с кратко-
временным выводом из дей-
ствия при возникновении КЗ.

ных качаниях. В отдельных случаях, когда такое непра-
вильное действие ^вляется недопустимым, в схему АЛАР
вводится замедление с помощью реле времени РВ
(рис. 8.54). Выдержка времени устанавливается пример-
но 0,4 с, что обеспечивает отстройку от быстродействую-
щих защит смежных, линий. Устройства АЛАР с -выдерж-
кой времени могут применяться с любым из рассмотрен-
ных выявительных органов.

На рис. 8.55 приведена -схема АЛАР с кратковремен-
ным выводом устройства из работы в момент КЗ от 'бло-
кировки .при качаниях дистанционной защиты линии.
Если асинхронный режим возникает без КЗ, токовые
реле срабатывают и через раз,мыкающий контакт ре-
ле РП2.1 запускают'реле РПЦ которое воздействует на
отключение выключателя.

Если же наступлению асинхронного режима предше-
ствовало КЗ, то срабатывает блокировка при качаниях
и -своим контактом БК воздействует на промежуточное
реле РП2, которое при этом размыкает цепь на реле
РП1 от -выявительных токовых реле. Контакт БК замы-
кается на время 0,3—0,4 с. Если КЗ было трехфазным и
время его отключения превышает время блокировки, то
402	’	5
Рис. 8.56. Принципиальная схема устройства АЛАР со счетчиком
циклов качаний.

а — схема АЛАР; б —диаграмма изменения тока асинхронного режима и по-
следовательность работы реле схемы при /р<?в.
реле РП2 удерживается в сработанном йоЛожеййи ОТ
контактов токовых реле до момента отключения КЗ.

Устройства АЛАР со счетчиками циклов асинхронно-
го режима. Одна из наиболее простых схем АЛАР со
счетчиком циклов приведена на рис. 8.56,а. В качестве
выявительного органа используются токовые реле РТ,
включенные на ток каждой фазы, контакты всех реле РТ
соединены последовательно.

В такт, пульсации тока асинхронного режима, харак-
тер изменения которого показан на рис. 8.56,6, срабаты-
вают и возвращаются реле РТ, а также промежуточные
реле РП1 и РП2, которые являются их повторителями.

Промежуточные реле РПЗ—РП8 представляют собой
счетчик циклов качаний. При каждом срабатывании и
возврате реле РП1 и РП2 последовательно Срабатывают
и после срабатывания самоудерживаются промежуточ-
ные реле РПЗ—РП8 (при срабатывании РПЗ, РП5, РП7,
а при возврате — РП4, РП6, РП8). Таким образом осу-
ществляется’счет циклов асинхронного режима? После
того как схбма отсчитывает заданное число циклов
(три — на рис. 8.56,а), на следующем, четвертом цикле
сработает выходное промежуточное реле РП9.

Возврат схемы осуществляется после прекращения
асинхронного режима с помощью реле времени РВ1,
контакт которого шунтирует обмотки промежуточных
реле РПЗ—РП8, вследствие чего они возвращаются
в исходное положение. Реле времени РВ1 запускается
в промежутки времени tp (рис. 8.56,6), когда токовые
реле возвращаются в исходное положение, и косвенно
контролирует продолжительность периодов асинхрон-
ного режима Т. Промежуток времени tp исчисляется
от момента возврата токовых .реле при снижении
тока (точка а) до момента их нового срабатывания
при увеличении тока (точка 6). Этим точкам соответст-
вуют определенные углы срабатывания бср и возврата
бв, через которые .может быть выражен промежуток вре-
мени tp:

^Р = 360 <8в+8сР)-

Заменяя в этом выражении 8в = &в8ср, получаем:

71	SUB!

/р=ж(1+^8^	<8-36>
Угол срабатывания 8Ср определяется на осйОваййи
следующего. Из1 формул (8.27) и (8.28) находим, что
значение тока для любого угла & между несинхронными^
ЭДС равно:

а- р — А, р, тах$'ш 2 •

(8.37)

Соответственно ток асинхронного режима, при кото-
ром срабатывают токовые реле, равен:

4P.cp==/..p.^sin^,	(8.38)

откуда

Вычислив по (8.39) синус половинного угла sin-|~,
определяют угол 6/2 в градусах, а по нему полный
угол 6. Полученный угол подставляют в формулу (8.36)
и вычисляют продолжительность промежутка време-
ни /р.

В правой части выражения (8.36) все величины, кро-
ме Т, являются неизменными. Обозначая их постоянным
коэффициентом

(1 + kB) вср

Л 360

получаем-:

tp=KT.

(8.40)

Выражение (8.40) показывает, что промежуток вре-
мени tp пропорционален периоду асинхронного режима Т,
Если продолжительность периода такова, что промежу-
ток времени tp меньше уставки реле времени РВ1
(tp<.tB), то оно, запускаясь в момента времени а, не
будет успевать срабатывать до .момента времени б, и
’счетчик циклов, доработав до конца, воздействует на
выходное реле РП9. Если же продолжительность перйо-
да такова, что промежуток времени tp равен или больше
405~
Рис. 8.57. Принципиальная схема
комбинированного выявительного
органа устройства АЛАР, реаги-
рующего на периодическое изме-
нение значения тока и знака
активной мощности.

а — принципиальная схема; б — диа-
грамма работы реле.

уставки реле времени
РВ1, то оно при первом
же возврате токовых реле
в точке а сработает и за-
шунтирует обмотки реле
РПЗ—РП8, чем приоста-
новит работу счетчика
циклов. .Таким образом,
подбирая уставку реле
времени РВ1, можно обес-
печить действие АЛАР
на разделение энергоси-
стем при асинхронном
режиме с таким скольже-
нием, при котором невоз-
можна ресинхронизация.
С помощью этого же ре-
ле времени РВ1 осуще-
ствляется возврат схемы
в исходное положение.

Ток срабатывания то-
ковых реле отстраивает-
ся от тока нагрузки по
формуле (8.32).

В случае расположе-
ния АЛАР вблизи ЭЦК
в качестве выявительных
органов ч целесообразно

устанавливать минимальные реле напряжения, которые
включаются, как показано пунктиром на рис. 8.56,а.
Напряжение срабатывания минимальных реле напряже-
ния определяется по (8.34).

Недостатком рассмотренных схем, как уже указыва-
лось, является невозможность надежной отстройки от
синхронных качаний, а также невозможность выявления
того, какая из несинхронных ЭДС имеет большую ча-
стоту.

На рис. 8.57,а приведена принципиальная схема ком-
бинированного выявительного органа устройства АЛАР
(разработан институтом «Энергосетьпроект»), который
реагирует на периодическое изменение величины тока, и
знака активной мощности.

Как следует из рассмотренного выше, периодическое
изменение величины и знака активной .мощности явля-
406
ется наиболее четким признаком возникновения асин-
хронного режима.

Из диаграммы на рис. 8.47 видно, что активная мощ-
ность изменяет свой знак при угле 6=180°, когда ток
асинхронного режима достигает максимального зна-
чения.

В схеме выявительного органа, приведенной нч
рис. 8.57,а, используются оба эти признака. Выявите л,
ный орган состоит из токового реле РТ типа РТ ' .
включенного на ток фазы А 1а, реле направления • ш-
ности РМ двустороннего действия типа РБМ-27] с л -sy -ия
контактами РМ.1 и РМ.2, включенного на тот же гок
1А и междуфазное напряжение UAc, и трех быстродейст-
вующих промежуточных реле РП1, РП2, РПЗ.

На диаграмме (рис. 8.57,6) показаны зоны работы то-
кового реле РТ и реле направления мощности РМ. Сек-
тор, ограниченный линией аОб, является зоной действия
реле направления мощности на замыкание контак-
та РМ.1. Сектор, ограниченный линией вОг, является
зоной действия реле направления мощности на замыка-
ние контакта РМ.2. Заштрихованный сектор, ограничен-
ный линией дОе, является зоной работы токового ре-
ле РТ\ в пределах этого сектора контакт реле РТ
замкнут.

Схема работает следующим образом. Если в нор-
мальном доаварийном режиме вектор ЭДС электростан-
ции £г опережает вектор напряжения энергосистемы [7С
на угол 6 и находится в секторе аОб, то контакт РМ.1
замкнут. Однако поскольку контакт реле РТ разомкнут,
схема не работает.

Если теперь возникает асинхронный режим, при кото-
ром частота Ёт будет выше частоты Ос, то вектор
ЁГ начнет перемещаться относительно вектора Ос в сто-
рону опережения. Когда вектор ЁГ дЪстигнет линии дО,
сработает реле РТ и через контакт РМ.1, который еще
замкнут, и замкнутый контакт РП2.3 замкнет цепь
обмотки реле РП1. Реле РП1 срабатывает и производит
следующие действия: контактом РП1.1 замыкает цепь
самоудерживания, контактом РП1.2 подготавливает цепь
обмотки реле РПЗ, контактом РП1.3 размыкает цепь
обмотки реле РП2. Когда при дальнейшем движении
вектор Ёг достигнет линии 60, контакт РМ.1 разомкнет-
ся, но реле РП1 останется в сработанном положении,
•рак как самоудерживается через свой контакт РП1.1.
В момент, когда вектор Ёг достигнет линии гО, замк-
нется контакт РМ.2 и через ранее замкнувшийся кон-
такт РП1.2 подаст оперативный ток на обмотку реле
РПЗ, которое при этом срабатывает. При дальнейшем
движении вектора £г он достигает вначале линии еО, где
происходит возврат реле РТ, а затем линии вО, где раз-
мыкается контакт РМ.2. При .возврате реле РТ возвра-
щаются также в исходное положение реле РП1 и РПЗ.
Реле РП2 в рассмотренном цикле не работало. При сле-
дующих циклах асинхронного режима работа схемы по-
вторяется.

Если возникнет асинхронный режим, при котором ча-
стота £г станет ниже частоты С7с, то вектор Ёт будет пе-
ремещаться относительно вектора 0с в сторону отстава-
ния. При этом срабатывают реле РП2 и РПЗ, а реле
РП1 работать не будет.

Из рассмотренного следует, что реле РПЗ срабаты-
вает при каждом цикле асинхронного режима независи-
мо от направления вращения вектора Ёт, причем сраба-
тывание реле РПЗ происходит; когда вектор Ёг перехо-
дит за угол 6=180°, т. е. когда имеет место асинхронный
режим. На синхронные качания вектора £г в пределах
углов 6 от 0 до 180° рассматриваемый выявительный
орган не реагирует.

Из рассмотренного также следует, что в каждом цик-
ле асинхронного режима срабатывает реле РП1 или РП2
в зависимости от направления вращения .вектора Ёг
относительно вектора Uc-

Таким образом, выявительный орган по схеме на -
рис. 8.57,а не только фиксирует факт возникновения
асинхронного режима, но и выявляет его характер. Бла-
годаря этому рассмотренный выявительный орган может
быть использован для дифференцированного воздейст-
вия. Если частота электростанции, где установлено
устройство АЛАР, превышает частоту энергосистемы,
АЛАР может воздействовать на уменьшение мощности
генераторов этой электростанции. В противоположном
случае, когда частота электростанции ниже частоты
энергосистемы, устройство АЛАР должно воздействовать
на увеличение мощности генераторов.

Использование реле сопротивления в схемах АЛАР.
Сопротивление, которое измеряет реле сопротивления,
включенное на ток линии электропередачи и напряжение
40?
Шин подстанции, в общем
случае равно Zp=Uvllv=
=Rr\-jX. В условиях
асинхронного режима, ко-
гда (7Р и /р изменяются
в функции угла 6 между
несинхронными ЭДС, со-
противление Zp также бу-
дет изменяться (см.
рис. 8.43 и 8.47).

Примерный характер
изменения Zp показан на
рис. 8.58. Наименьшее
значение Zp, как и Uv,
имеет при 6=180°; если

Рис. 8.58. Характер изменения со-
противления на зажимах реле со-
противления при асинхронном ре-
жиме.

при этом место установки реле сопротивления совпадает
с ЭЦК, то Zp=0.

Реле сопротивления срабатывает, когда Zp, снижаясь
в цикле асинхронного режима, достигает значения ZCpH
возвраща.ется, когда Zp, возрастая, достигает величины
ZB, чему соответствуют определенные углы бСр и 6В (см.
рис. 8.58).

В схемах АЛАР рёле сопротивления используются
в качестве пусковых органов, органов фиксации ЭЦК и

органа выявления асинхронного режима по скорости
изменения сопротивления.

Схемы АЛАР, в которых в качестве пускового органа

используются реле сопротивления, аналогичны схемам
с пусковыми реле тока или напряжения. Уставка сопро-
тивления срабатывания выбирается по условию1 отстрой-
ки от минимального рабочего сопротивления,„которое
измеряют реле сопротивления при минимальном’рабочем
напряжении на шинах Ураб,min и прохождении по линии
максимального тока нагрузки IB,max по формуле

2с _	_

Мв V3 /Н1 tnax с°8 (ум> ч — ун)

где kB= 1,1 -ч-1,2 — коэффициент надежности отстройки;
kB— коэффициент возврата реле сопротивления; <рм,ч —
угол максимальной чувствительности направленного
реле сопротивления; <рн — угол нагрузки (между Ураб,min
И IB,max) •
ПоЛученйое значение 2ср является диаметром окруж-
ности характеристики срабатывания направленного реле
сопротивления.

Анализ работы пускового реле сопротивления произ-
водится с помощью диаграммы сопротивлений (рис. 8.59),
построенной в системе координат R, jX. Построение

производится в следующей последовательности. Шины
подстанции А (см. рис. 8.40), на отходящей от которой
линии Л установлено устройство АЛАР, совмещаются
с началом системы координат, откладываются сопротив-
ления схемы замещения Хг по оси — jX, Zn и Хс в пер-
вом квадранте и проводится замыкающая прямая линия
МН, которая является, вектором результирующего сопро-
тивления Zpe3 всего рассматриваемого участка сети.

Принимается, что ЕТ=ЕС, т. е. k—ErlEc—i, и опреде-
ляется местоположение ЭЦК. При равенстве ЭДС ЭЦК
расположен в середине вектора Zpe3, т. е. на половине
длины линии МН от ее концов (точка Ц).

Через точку Ц проводится перпендикулярно к линии
МН, линия СС, которая и является геометрическим
410
местом концов векторов сопротивлении, измеряемых реле
сопротивления при качаниях (при условии, что k=l).
Далее наносится характеристика реле сопротивления
Zp.cp, находятся точки К и Л в местах пересечения ха-
рактеристики реле с прямой СС и определяются предель-
ные значения сопротивлений ZPiCp,i и Zp,Cp,2, измеряемые
реле на границах зоны его срабатывания. В точки К и Л
проводятся линии из точек М и Н и определяются пре-
дельные углы бсР,1 и бСр,2 между ЭДС Ег и Ёс, соответ-
ствующие определенным выше предельным сопротивле-
ниям.

Аналогично строится диаграмма сопротивлений для
случая,.когда	(рис. 8.60). Для этого после построе-

ния сопротивлений участков сети Xr, Za и Хо, результи-
рующего вектора Zpe3 и характеристики реле сопротив-
ления задаются значениями Ет и Ес для случаев, когда
Е?>ЕС и ЕГ<ЕС, и определяют их отношение k=ET!Ec,
которое в первом случае больше единицы, а во втором —
меньше.
. Вычисляются*параметры окружностей, которые явля-
ются геометрическим местом концов векторов сопротив-
лений, измеряемых реле сопротивления при качаниях и
данном значении k [26, 31]. Радиус окружности вычис-
ляется по формуле

Г =	ч	(8.42)

расстояние от середины вектора Zpe3 (точка Ц) до цент-
ра окружности (О] или 02) — по формуле

Ц°Р=	(8-43)

Полученные значения ЦО откладываются от точки Ц
вдоль линии Zpes: положительное — вверх (Ц0\), а отри-
цательное— вниз (Д02). Радиусами rj и г2 .проводятся
окружности Ci и С2 и находятся точки К и Л в местах
их пересечения с характеристикой реле сопротивления
(на рис. 8.60 показано только для окружности Ci). Да-
лее, как и в первом случае, определяются предельные,
значения сопротивлений ZP(Cp,i и ZP)CP>2 и соответствую-
щие ИМ уГЛЫ SCp,l И 6ср,2-

Контроль местоположения ЭЦК с помощью реле со-
противления производится для обеспечения селектив-
ности между устройствами АДАР путем ограничения
зоны их действия, за пределами которой должно дейст-
вовать другое устройство АЛАР.

Для выполнения этой функции контакт-реле сопро-
тивления, койтролирующего местоположение ЭЦК, или
контакт его повторителя включается в цепь выходного
промежуточного реле. Поэтому устройство АЛАР сра-
батывает на отключение, если зафиксирован асинхрон-
ный режим и сработало реле сопротивления.

Выбор характеристики реле сопротивления, контро-
лирующего местоположение ЭЦК, производится такжё
с помощью диаграмм, приведенных на рис. 8.59 и 8.60.

В отдельных случаях одни и те же реле сопротивле-
ния могут выполнять функции пускового органа и орга-
на, фиксирующего местоположение ЭЦК одновременно.

Выявление асинхронного режима по скорости измене-
ния сопротивления применяется в устройствах АЛАР,
действующих в первом цикле, и производится с помощью
двух реле сопротивления, имеющих разные характери-
стики срабатывания: одно — чувствительное РСЧ, дру-
гое—грубое РСГ. Упрощенная принципиальная схема
412
устройства АЛАР, реаги-ц. мг.1

рующего на скорость изме-
нения сопротивления, при-
ведена на рис. 8.61, а диа-
грамма— на рис. 8.62.

При возникновении асин-
хронного режима первым
срабатывает реле РСЧ (точ-

I

РВ

pwz! РВ

' РП

На отключение

Рис. 8.61. Принцип действия
устройства АЛАР, реагирующе-
го на скорость изменения со-
противления.

РП

ка а на рис. 8.62,а) и запус-
кает реле времени РВ.
При дальнейшем снижении
сопротивления срабатывает
реле РСГ (точка б), и если
реле РВ уже сработало, то

через его контакт и контакт

реле мощности РМ, замыкающийся при переходе 6 че-
рез 180°, запускает выходное промежуточное реле РП, и
устройство действует на отключение; уставка реле РВ
#рв«к0,2 с для отличия асинхронного режима от КЗ.

В случаях, когда глубокое снижение напряжения,
имеющее место при 6=180°, недопустимо, реле РМ не
устанавливается и допускается действие устройства при
меньших углах.

Рис. 8.62. Диаграмма изменения сопротивления при качаниях (а)
и при КЗ (б).

При КЗ в зоне реле РСЧ оно срабатывает-и также
запускает реле РВ, но устройство подействовать на вы-
ход не может, так как не работает реле РСГ. При КЗ
в зоне реле РСГ срабатывают оба реле -еопротивления
(точка а на рис. 8.62,6), и оба возвращаются при отклю-
чении КЗ (точка б). В этом случае устройство АЛАР
также на выход не действует. Для предотвращения не-
правильных действий при нарушении цепей напряжения
и при КЗ в процессе качаний схема дополняется блоки-
ровкой, выводящей устройство АЛАР из действия от
реле напряжения обратной последовательности (кон-
такт Б на рис. 8.61).

Характеристика реле РСЧ выбирается по формуле
(8.41), а реле РСГ— из условия обеспечения надежного
действия устройства в условиях, требующих быстрой
ликвидации асинхронного режима. * При этом характе-
ристики РСГ и РМ должны быть согласованы так, что-
бы реле РМ не размыкало своего контакта в выходной
цепи до возврата реле РСГ.

Резервные и дополнительные комплекты АЛАР. Резервные и
дополнительные комплекты устройств АЛАР предназначены для
резервирования основных комплектов и устанавливаются, как пра-

вило, не там, где основные, а

Рис. 8.63. Принципиальная схе-
ма устройства АЛАР, реаги-
рующего на колебания тока.

на противоположном конце линии,
по которой проходит сечение де-
ления энергосистем при асинхрон-
ном режиме [63].

Резервные комплекты могут
выполняться по тем же схемам,
что и основные. Однако, учитывая
их резервирующее назначение,
допускается использование упро-
щенных схем, в том числе схем,
основанных на принципе фикса-
ции колебаний тока.

Один из возможных вариан-
тов схемы устройства АЛАР, реа-
гирующего на колебания тока,
приведен на рис. 8.63. Схема
включает в себя два токовых ре-
ле (чувствительное РТ1 и грубое
РТ2У и два промежуточных (РП1
и РП2], которые являются пуско-
вым органом устройства. Реле
времени РВ1 и РВ2 осуществляют
контроль продолжительности пе-
риодов каждого цикла качаний и
возврат схемы, в исходное поло-
жение при их прекращении. Реле
времени РВЗ контролирует пол-
ную длительность качаний и за-
мыкает цепь отключения.

При каждом цикле качаний
реле РТ1. РТ2 и соответственно
РП1 и РП2, срабатывая, запуска-
ют реле времени РВ1 и РВ2Ч ко-
торые замыкают свои мгновенные
контакты РВ1 1 и РВ21 в цепи
обмотки реле РВЗ. В периоды
времени, когда контакты РВ12,
РВ2 2 обоих реле времени ра-
Сомкнуты, срабатывает промежуточное реле РПЗ и запускает
реле РВЗ.

При быстрых качаниях (с малым периодом) реле РВ1 и РВ2 •
не успевают доработать и замкнуть свои упорные контакты РВ1.2
и РВ2.2, которые шунтируют обмотку реле РПЗ. Поэтому реле РВЗ
по истечении установленной на нем выдержки времени замкнет
контакт РВ3.2 и произведет отключение.

При медленных качаниях (с большим периодом) реле РВ1
и РВ2 будут периодически шунтировать обмотку реле РПЗУ которое
при этом будет прерывать работу и вновь запускать реле РВЗ,
в результате чего оно не сможет доработать и подействовать на
выход.

Рассмотренная схема устройства АЛАР может использоваться
как в качестве резервного комплекта с включением пусковых реле
на .фазные токи контролируемой линии, так и в качестве дополни-
тельного комплекта, предназначенного для ликвидации асинхронно-
го режима при неполнофазной работе линии. В последнем случае-
пусковые токовые реле включаются на ток нулевой последова-
тельности.

Современные схемы управления выключателей линий электро-
передачи включают в себя специальную защиту от неполнофазного
режима (ЗНР), который может возникнуть в результате отказа
отдельных фаз выключателей при отключении или включений. Эта
защита воздействует на доотключение фаз своего выключателя и
подает по ВЧТО команду на отключение выключателей противо-
положного конца линии.	,

При наличии защиты ЗНР на нее могут быть возложены также
функции АЛАР в неполнофазном режиме. Для этого схема допол-
няется устройством, обеспечивающихМ ее работу при колебаниях
тока нулевой последовательности. Таким образом, в рассмотренных
условиях дополнительные комплекты АЛАР могут не устанавли-
ваться.

Опыт эксплуатации схемы, приведенной на рис. 8.63, при вклю-
чении ее пусковых реле - на фазные токи выявил возможность лож-
ных действий при колебаниях тока нагрузки и при быстро сле-
дующих одно за другим КЗ в зоне чувствительности устройства.
Поэтому в последнее время были предложены нрвые варианты
схем, более совершенные, но и значительно более сложные [66].
С учетом этого становится более целесообразным применение ре-
зервных комплектов АЛАР по схемам с контролем изменения зна-
ка активной мощности.

Устройства АЛАР с контролем скольжения. Схема АЛАР с реле
РТНР, разработанная ВНИИЭ, приведена на рис. 8.64. Выявитель-
ный орган реле РТНР определяет возникновение асинхронного ре-
жима по пульсации тока в линии, на которой оно установлено.
Реле РТНР включает в себя насыщающийся трансреактор Тр, дв.а
выпрямительных моста В1 и В2У фильтр высших гармоник (С/, С2,
СФ и АФ), конденсатор СЗ, выходное поляризованное реле РП,
сглаживающие конденсаторы С4 и СТ и резистор R1.

При возникновении асинхронного режима ток I и соответ-
ствующее напряжение на вторичной обмотке трансреактора Пв*
будут изменяться в такт качаниям по закону биений. После вы-
прямления на выпрямителе В1 и сглаживания фильтром высших
гармоник на резисторе R1 создается напряжение UeCt близкое по
форме к огибающей тока асинхронного режима, проходящего по
линии, и пропорциональное переменной составляющей этого то-
ка /п:

^а, р, max ^а, р, min

/п =------------2----------’ * '	(8.44)

где /a,p,mqx — максимальное значение тока асинхронного режима,
определенное согласно (8.28); /а,р,min — минимальное значение тока
асинхронного режима, определенное при угле между ЭДС, равном
О, по выражению •

Ег — Ес

1а, р, min- ‘	>	(8‘45)

н	лрез

При равенстве ЕТ=ЕС

Конденсатор СТ, подключенный к зажимам вторичной обмотки
трансреактора, предназначен для уменьшения пиков напряжения
при насыщении трансреактора. Под действием переменной состав-
ляющей напряжения Uec в цепи конденсатора СЗ, выпрямителя В2
и реле РП проходит ток /р,Ср, среднее значение которого прямо
пропорционально скольжению s и емкости конденсатора СЗ:

Рис. 8.64. Устройство АЛАР с реле типа РТНР.
а — цепи переменного тока;»б —цепи постоянного тока; в —напряжения в от-
дельных точках схемы.
Поскольку зйачейие тока, гфокоДящего в реле РП, прй пбСтд-
янном значении тока в сети /и и постоянных параметрах элементов
схемы -реле РТНР зависит только от скольжения, реле РТНР будет
срабатывать при определенном заданном значении скольжения.

Уставку скольжения срабатывания реле можно изменять пу-
тем изменения емкости конденсатора СЗ. Чем больше емкость этого
конденсатора, тем при меньшем скольжении будет срабатывать
реле. >

При больших токах, превышающих некоторое значение, назы-
ваемое током тбчной работы /т,р» скольжение срабатыва-
ния изменяет.ся незначительно и практически не зависит от значе-
ния тока. При малых токах-, меньше /т,р, скольжение срабатывания
резко возрастает. Для того чтобы при асинхронном режиме реле
РТНР работало с неизменной уставкой по скольжению, наименьшее
значение максимального тока асинхронного режима /а.р,?пах, опре-
деленное по формуле (8.28) при максимальном значении Хрвв,
должно быть больше тока точной работы.

Изменение уставки реле по току может осуществляться из-
менением числа витков, определенных по выражению

L	р	X

wr, расч &т, max 1	*	(8.47)

*а,р, max

Рассмотренное реле РТНР может срабатывать при кратко-
временных бросках тока во время возникновения и отключения
КЗ. Поэтому для предотвращения срабатывания реле в указанных
случаях, а также для исключения возможности ложных’ срабаты-
ваний при глубоких синхронных качаниях в схему введена вы-
держка времени, которая обычно принимается равной 10 с. Нали-
чие столь большой выдержки времени является недостатком рас-
смотренного устройства АЛАР.

8.10.	АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ

При внезапном уменьшении мощности, потребляемой
нагрузкой, вступают в действие регуляторы частоты
вращения турбин, которые, воздействуя на закрытие ре-
гулирующих клапанов паровых турбин или направляю-
щих аппаратов гидравлических турбин, снижают разви-
ваемую ими мощность до тех riop, пока не восстановится
нормальная частота.

Регуляторы частоты .вращения паровых турбин дейст-
вуют достаточно быстро. Поэтому при сбросе нагрузки
частота ЭДС турбогенераторов увеличивается незначи-
тельно и восстанавливается быстро. ' Однако учитывая,
что увеличение частоты вращения на 10—12% может
вызвать серьёзные повреждения, паровые турбины, кро-
ме регуляторов частоты вращения, оснащают специаль-
ным защитным устройством, которое называется авто-
лиатом б ез о п а с ности. Если .при сбросе нагрузки
регулятор частоты вращения не сможет удержать часто-
27—1251	417
fy вращения на допустимом уровне, то при повышении
ее на 10% автомат безопасности, воздействуя на стопор-
ные клапаны, закрывает поступление пара в турбину.

Регуляторы частоты врагцения и вся система регули-
рования гидравлических турбин действует медленно. По-
этому при сбросе нагрузки, до того как проявится дейст-
вие регуляторов, частота вращения гидрогенераторов и
соответственно частота их ЭДС 1иогут достигать

Рис. 8 65. Схема размещения устройств автоматики ограничения по-
вышен) я частоты в энергосистемах, связанных с мощной гидро-
станцией.

120—140% нормальной. Указанная особенность гидроге-
нераторов может при неблагоприятных условиях вызвать
разгон работающих параллельно паровых турбин, а так-
же электродвигателей и приводных механизмов.

Для предотвращения рассмотренных опасных явле-
ний применяется специальное автоматическое ограниче-
ние повышения частоты АОПЧ.

На рис. 8.65 приведена схема электропередачи, со-
стоящая из двух участков I и II, по которой передается
в энергосистему С мощность от гидростанции ГЭС.
С электропередачей связаны местная и промежуточная
энергосистемы, в которых работают тепловые электро-
станции ТЭС,
418
При разрыве электропередачи на участке II происхо-
дит частичный сброс мощности на величину Ри, что со-
провождается повышением частоты ГЭС и связанных
с ней энергосистем.

Разрыв электропередачи на участке I, при котором
происходит еще больший сброс мощности на величи-
ну Рь сопровождается быстрым и значительным повы-
шением частоты. Вместе '
с генераторами ГЭС уве-
личивают частоту враще-
ния и турбогенераторы
энергосистем, что явля- t
ется для них опасный.

Рис. 8.66. Принципиальная схема
устройства АОПЧ.

Срабатывание автоматов
безопасности турбин в
данном случае не предот-

вращает увеличение ча-

стоты вращения, так как после закрытия пара генера-
торы переходят в режим синхронных двигателей и вра-
щаются с частотой вращения, соответствующей частоте
ЭДС гидрогенераторов.

Для зашиты паровых турбин от разгона, директивные
материалы [63] предусматривают установку в энергоси.
стемаХ специальных устройств АОПЧ.

Устройства АОПЧ действуют на отделение ТЭС с на-
грузкой, соответствующей их мощности. При этом для
повышения надежности устанавливается два комплекта
АОПЧ на разных подстанциях, как показано на
рис. 8.65.

Схема устройства АОПЧ приведена на рис. 8.66. Вы-
явительным органом схемы является пеле повышения
частоты РЧ типа ИВЧ-015 или РЧ-2. Последовательно
с контактом реле РЧ включен контакт реле минималь-
ного напряжения РН, который замкнут при наличии на-
пряжения и размыкается при его отсутствии или пони-
жении.

При повышении частоты до уставки реле РЧ оно сра-
батывает и через промежуточное реле РП действует на
отключение выключателей, которыми производится отде-
ление ТЭС от ГЭС. Автоматика выполняется без вы-
держки времени.

Реле повышения частоты типа ИВЧ-015 при резких
изменениях напряжения могут кратковременно замыкать
свой контакт. Для предотвращения в этих случаях лож-
27*	419
Ных срабатываний автоматики предусмотрено реле мини-
мального напряжения РН, которое при понижениях на-
пряжения, размыкая, контакт, снимает оперативный ток
с контактов реле РЧ. Напряжение срабатывания реле
РН принимается равным 0,7 Unmi. При использовании
реле РЧ2 реле напряжения может не устанавливаться.

Отделение ТЭС в рассматриваемых случаях наруша-
ет режим работы энергосистем и является крайней ме-
рой защиты паровых турбин от разгона, поэтому во избе-
жание излишних действий автоматики ее уставка прини-
мается не ниже 52 Гц; верхний предел уставок составля-
ет 53,5 Гц.

Рассмотренная автоматика ограничения повышения
частоты устанавливается не только в энергосистемах, но
и на гидростанциях. Автоматика выполняется по той же
схеме (рис. 8.66) и при срабатывании действует на от-
ключение части гидрогенераторов. Уставки АОПЧ, уста-
навливаемой иа ГЭС,, принимаются равными 51—51,5 Гц.

+ РНА-

8.11.	АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ
ПОВЫШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

' Назначение и принципы действия. При односторон-
нем отключении протяженной линии электропередачи вы-
сокого напряжения (например, 500 кВ) реактивная
(емкостная) мощность, генерируемая линией, может
вызвать значительное повышение напряжения как на
разомкнутом конце линии, так и на шинах подстанции,
от которой линия находится под напряжением. Значение
повышенного напряжения за-.
висит от сопротивления систе-
мы Хс, индуктивного Хл и ем-
костного Хс сопротивлений
линии. Чем меньше сопротив-
ление Хс, т. е. чем -мощнее си-
стема, тем меньше повысится
напряжение при односторон-
нем отключении линии. Два
других параметра зависят от
длины линии.'Чем больше дли-
на линии, тем больше Хл и
меньше Хс и тем больше повы-
сится напряжение .как на ра-
зомкнутом конце линии, так и
на шинах подстанции.

РП1.1	1_1

х включение
pgj реактора.
Отключение
РВ. 2 линии.

'	Отключение А Т

Рис. 8.67. Принципиальная
схема устройства АОПН.
х Перенапряжения, возникающие при одностороннем
отключении линии, могут быть значительными, опасными
для электрооборудования подстанций, поэтому для их
ограничения на линиях большой протяженности устанав-
ливают специальные аппараты — шунтирующие реакто-
ры, предназначенные для компенсации емкостного со-
противления линий, а также применяется автоматическое
ограничение повышения напряжения (АОПН).

Упрощенная схема АОПН приведена на рис. 8.67.
Автоматика устанавливается на подстанциях, электро-
оборудование которых может оказаться под повышен-
ным напряжением в результате одностороннего отключе-
ния линии электропередачи.

В качестве пускового органа АОПН используются три.
максимальных реле напряжения РН типа РН-58, вклю-
ченные на фазные напряжения. Уставка срабатывания

реле напряжения определяется по формуле
. ,  Uж, тах^з

ср==: KukB >

(8.48)

где U3K,тах — максимальное возможное в условиях экс-

плуатации кратковременное повышение напряжения на
шинах защищаемой подстанции; &3=1,1 — коэффициент
запаса; kB— коэффициент возврата реле; Ки — коэффи-
циент трансформации трансформатора напряжения.

Рассматриваемая автоматика в общем случае может
иметь три действия: первое, без выдержки времени, — на

включение шунтирующего реактора, отключенного по ре-

жиму; второе, с выдержкой
времени, — на отключение
линии, которая является ис-
точником повышенного на-
пряжения, и третье, тоже с
выдержкой времени, — на
отключение автотрансфор-
матора, подключенного к
шинам подстанций или на
пуск устройства резервиро-
вания отказа выключателя.

Схема АОПН, рассмот-у
ренная на рис. 8.67, исполь-
зуется на подстанциях, где
источником повышенного на-
пряжения может быть толь-
ко одна линия. На подстан-

.+ РМА РНл

Включение

P-В. 1	реактора,

линии,

..—^Отключение РТ

РШ

К реле натряже-
Ния грубой ступени

Рис. 8.63. Принципиальная схе-
ма устройства АОПН с кон-
тролем направления и значения
реактивной мощности в линии.
циях, от шин которых отходит несколько длинных линий,
каждая из которых может быть источником повышенно-
го напряжения, применяется более сложная схема'
АОПН% показанная на рис. 8.68.

Эта схема отличается от рассмотренной наличием до-
полнительных реле реактивной мощности РМ. Реле ре-
активной мощности, включенные на фазные ток и напря-
жение, фиксируют напряжение и значение реактивной
мощности, разрешая автоматике действовать на отклю-
чение только той линии, в которой реактивная мощ-
ность Q направлена ,к шинам подстанции и имеет опре-
деленное значение.

В схемах АОГГН применяются однофазные индук-
ционные реле типа РБМ-276, имеющие характеристику
вращающего момента

AfBp=^t/p/p sin фр.	(8.49)

Угол максимальной чувствительности реле РБМ-276
равен 90±2°.

Если в нормальном режиме по линии, на которой
установлено устройство АОПН, передается чисто актив-
ная мощность, вращающий момент подвижной системы
реле мощности, имеющего синусную характеристику, бу-
дет равен нулю. Для того чтобы создать в подвижной
системе реле мощности небольшой тормозной момент,
предотвращающий срабатывание реле в нормальном ре-
жиме, угол максимальной чувствительности реле изменя-
ют на 10—15° в одну или другую сторону так, чтобы век-
тор тока нагрузки всегда создавал тормозной момент.

Мощность срабатывания реле реактивной мощности
Qcp определяется из условия надежного действия
устройства АОПН при отключении линии электропере-
дачи с противоположного конца и повышении напряже-
ния на том конце, где установлено АОПН до t/cp, по
формуле

.	(8.50)

где 1>4—1,5 — коэффициент чувствительности.

Реактивная (емкостная) мощность линии при напря-
жении, равном Lrcp,

фс,л=£/2срЬ/,	(8.51)

где- Ь — удельная емкостная проводимость линии,
1/(0м-км); I — длина линии, км.
Й ряде случаев на линиях с шунтирующими реактора-
ми применяются двухступенчатые устройства АОПН.
Чувствительная ступень выполняется, как рассмотрено
выше, и имеет уставку срабатывания 115—130% макси-
мального эксплуатационного, напряжения и действует
с выдержкой времени. Грубая ступень имеет более вы-
сокое напряжение срабатывания (130—150%), подейст-
вует на отключение линии лишь с небольшим замедле-

Рис. 8.69. Принципиальная схема устройства автоматического вклю-
чения шунтирующего реактора.

а •— установка искрового разрядника; б —схема токовых цепей; в — схема це-
пей постоянного тока.

нием (0,15—0,2 с). Эта ступень предназначена для лик-
видации перенапряжений резонансного характера. Для
обеих ступеней используются одни и те же реле реак-
тивной мощности.

Автоматическое включение шунтирующих реакторов.
Кроме рассмотренного выше способа автоматического
включения шунтирующих реакторов от АОПН в ряде
случаев применяется безынерционное автоматическое
включение шунтирующих реакторов с помощью искровых
промежутков и специальной автоматики, как показано
на рис. 8.69.
Искровой промежуток ЙР устанавливается Парал-
лельно отделителю О воздушного выключателя ВВ, ко-
торый .при отключенном выключателе разомкнут.

При возникновении перенапряжений искровой про-
межуток пробивается и происходит безынерционное
включение шунтирующего реактора через электрическую
дугу на электродах промежутка.

При появлении в реакторе тока срабатывает макси-
мальное токовое реле РТ/ типа РТ-40/1Р, включенное на
трансформатор тока реактора ТТ, и через промежуточ-
ное реле РП1 производит включение воздушного выклю-
чателя ВВ. После включения отделителя О промежуток
ИР шунтируется, дуга на его, электродах гаснет'и реак-
тор остается включенным через выключатель ВВ.

В случае срабатывания защиты реактора РЗР, дейст-
вующей на отключение ВВ, одновременно срабатывает
промежуточное реле РП2 с фиксацией положения. Это
реле размыкает цепы включения ВВ и запускает реле
времени РВ, которое с контролем отсутствия тока в ре-
акторе дает команду на отключение разъединителя Р.

Ток срабатывания реле РТ1 выбирается из условия
надежного действия при протекании номинального тока
реактора

<8-52)
Н	Кцл\ [

где Лч=1,4-4-1,5 —коэффициент чувствительности; Ki —
коэффициент трансформации ТТ.

8.12.	ДЕЛИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ДЛЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
НЕБОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ, РАБОТАЮЩИХ

В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Назначение и основные требования к автоматике. Часто па-
раллельно с энергосистемами работают электростанции небольшой
мощности, к шинам которых подключена нагрузка, превышающая
их мощность. Если при этом электростанция имеет с энергосистемой
слабую связь, то при ее отключении возникает опасность аварии
с полным остановом электростанции.

На рис. 8.70 приведена в качестве примера схема электриче-
ской связи электростанции ЭС с энергосистемой С. Из схемы вид-
но, что при отключении линии Л1 на электростанцию выделяется
суммарная нагрузка, равная Р1+Р2+Р3+Р4+Р5, которая может
зна^тельно превышать ее мощность. При отключении линии Л2 на
электростанцию выделяется нагрузка, равная Р3+Р4+Р5, и в от-
делившейся части также t может возникнуть дефицит мощности.

Для предотвращения развития аварии при отделении от энер-
госистемы электростанции с нагрузкой, превышающей ее мощность,
424 ,
правила устройства электроустановок и директивные материалы
[1, 63] предусматривают установку специальной делительной авто-
матики. Место установки автоматики зависит от баланса мощности
электростанции и нагрузки. Так, если мощность электростанции
балансируется с нагрузкой Рз+^+Рб» то делительная автоматика
должна действовать на отключение выключателя В1. Если же. мощ-
ность электростанции балансируется только с нагрузкой Р3, то де-
лительная автоматика должна действовать на отключение выклю-
чателя В2 или ВЗ.

Рис* 8.70. Схема участка сети с электростанцией малой мощности,
связанной с энергосистемой.

Возможны также случаи, когда мощность электростанции не
балансируется даже с нагрузкой Р3. В этих случаях делительная
автоматика должна действовать на отключение выключателя В2
или ВЗ и одновременно на отключение части нагрузки, подключен-
ной к шинам электростанции.

Разгрузка электростанции в последнем случае может произ-
водиться также с помощью устройств АЧР (см. гл. 7)«»

Вторым назначением делительной автоматики является предот-
вращение несинхронного включения генераторов электростанции при
АПВ линий Л1 или Л2. В тех случаях, когда несинхронное АПВ
недопустимо, делительная автоматика должна до АПВ отделить
электростанцию отключением выключателей В2 или ВЗ.

В зависимости от назначения делительной автоматики могут
использоваться различные принципы ее выполнения. Как правило,
для автоматического отделения электростанций малой мощности
применяются устройства, реагирующие на снижение частоты или
напряжения в отделившейся ч^сти л устройства, действующие
ри КЗ,
Делительная автоматика, действующая при снижении частоты.
Скорость снижения частоты при отделении электростанции с на-
грузкой, превышающей мощность генераторов, зависит от дефи-
цита мощности ЛР = РТ—Ра и характера нагрузки, питающейся от
отделившейся электростанции.

Зависимость изменения частоты во времени может быть опре-
делена по выражению

___*

f =	г-);	(8.53)

здесь f — значение частоты для любого момента времени; fa — на-
чальная частота, равная обычно 50 Гц; Д^ — снижение частоты,
определяемой по формуле (7.2), в установившемся режиме в за-
висимости от дефицита мощности; Тч — постоянная времени сни-
жения частоты в отделившемся районе:

т

1	ч — р
гн

К г>

(8.54)

где TJtс—постоянная инерции вращающихся агрегатов электростан-
ции и нагрузки, определяемая согласно (1.15); для электростанций
небольшой мощности TJ>c=3-t-10 с.

Схемы делительной автоматики, действующей при снижении
частоты, аналогичны схемам АЧР (см. гл. 7). Уставка срабатывания
минимального реле частоты в схеме делительной автоматики обыч-
но принимается равной 48,5—48 Гц, а выдержка времени 0,3—0,4 с.

Полное время от момента отключения линии, связывающей
электростанцию с системой (например, линии Л1 на рис. 8.70), до
момента отделения электростанции с выделенной нагрузкой равно:

/по лн==/с,чЧ~/автЧ~/отк»	(8.55)

где /с.ч — время, через которое частота понизится до уставки сра-
батывания реле частоты, определяемой из формулы (8.53); /авт —
выдержка времени реле времени автоматики; /Отк — время отклю-
чения выключателя, на который действует автоматика.

Составляющая /с,ч должна определяться для наименьшего ре-
ально возможного дефицита мощности ДР, т. е. в условиях, когда
имеет место наименьшая «скорость снижения частоты.

Поэтому для выбора выдержки времени АПВ линии, связы-
вающей электростанцию с энергосистемой, нужно производить рас-
чет зависимости снижения частоты от времени. Выдержка времени
АПВ должна быть больше /полн во избежание несинхронного вклю-
чения генераторов электростанции.

В случаях образования больших дефицитов мощности, пре-
вышающих 40% от мощности электростанции, возможно такое
глубокое понижение напряжения, при котором происходит отказ
в действии реле частоты. В этих случаях целесообразно дополнять
автоматику по частоте делительной автоматикой по напряжению,
которая выполняется по схемам, аналогичным пусковым органам
минимального напряжения АВР (см. гл* 8).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.	Правила устройства электроустановок (ПУЭ), — 4-е изд.—
М.: Энергия, 1965. — 464 с.

2.	Беркович М. А., Семенов В. А. Основы автоматики энерго-
систем.— М. Энергия, 1968. — 326 с.

3.	Гельфанд Я. С., Голубев М. Л., Царев М. И. Релейная за-
щита и электроавтоматика на переменном оперативном токе. — М.;
Л.: Энергия, 1966. — 290 с.

4.	Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем.—
М.: Энергия, 1976. — 560 с."

у	5. Миллер Г. Р. Автоматизация в системах электроснабжения
промышленных предприятий. — М.: Госэнергоиздат, 1963.— 175 с.

6.	Богорад А. М., Назаров Ю. Г. Автоматическое повторное,
включение в энергосистемах. — М.: Энергия, 1969. — 336 с.

7.	Соловьев И. И. Автоматизация энергетических систем.—
2-е изд. — М.; Л.: Госэнергоиздат, 1956.-360 с.

8.	Сивокобыленко В. Ф., Запорожченко Е. Е. Повышение на-
дежности электроснабжения при коротких замыканиях в питающей
.сети. — Промышленная энергетика, 1976, № 9, с. 22—25.

9.	Плетнев Л. Ф. Устройства автоматики в городских электро-
сетях.— М.: Энергия, 1964. — 61 с.

10.	Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики рас-
пределительных сетей. — Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1972.—
176 с.

11.	Александров В. Ф., Шабад М. А. Автоматизация в современ-
ных распределительных сетях. — Электрические станции, 1973, № 8,
с. 60—64.

12.	Филиппов М. М. Автоматизация сельских сетей 6—10 кВ.—
Электрические станции, 1972, № 11, с. 65—70.

13.	Автоматизация сельских распределительных сетей 6—10 кВ
Мосэнерго/ В. Ф. Пантелеев, А. И. Савостьянов, М. М. Филиппов
и др. — Энергетик, 1976, № 1, с. 19—20.

14.	Байтер И. И. Релейная защита и автоматика питающих
элементов собственных нужд тепловых электростанций. — М.: Энер-
гия, 1975.— 121 с.

15.	Алексеев Ю. А., Окунцов Е. И. Устройство для автоматиче-
ского регулирования силовых трансформаторов с РПН. — Электри-
ческие станции, 1973, № 10, с. 52—57.

16.	Ильяшов В. П. Автоматическое регулирование мощности
конденсаторов. — М.: Энергия, 1966. — 64 с.

17.	Реле защиты/ В. С. Алексеев, Г. П. Варганов, Б. И. Пан-
филов и.др. — М.: Энергия, 1976, — 464 с.

18.	Хомяков М. Н. Инструкция по наладке и проверке реле
частоты РЧ-1. — М.: ОРГРЭС, 1976.— 36 с.
19.	Маркушёвич й. С. Автоматическая <1асто?ная рйзгрузкй
энергосистем (из опыта Латвийской энергосистемы.) — М.: Энергия,
1975. — 80 с.

20.	Правила технической эксплуатации электрических станций
и сетей (ПТЭ).— 13-е изд. — М.: Энергия, 1977. — 288 с.

21.	Панин В. Д. Схема совмещенного АЧР1 и АЧРП с
ЧАПВ. — Электрические станции; 1975, № 2, с. 64—66.

22.	Барзам А. Б. Системная автоматика. — 3-е изд. — М.: Энер-
гия, 1973. — 392 с.

23.	Казанский В. Е., Кузнецов А. П. Автоматизация энергети-
ческих систем. — 2-е изд. — М.: Высшая школа, 1973.— 170 с.

24.	Иофьев Б. И. Автоматическое аварийное управление мощ-
ностью энергосистем. — М.: Энергия, 1974. — 416 с.

25.	Автоматизация энергетических систем/ А. Д. Дроздов,
А. С. Засыпкин, А. А. Аллилуев, М. • М. Савин — М.: Энергия,
1977. — 440 с.

26.	Фейст П. К. Исследование работы .дистанционных реле
методом круговых диаграмм в комплексной плоскости полных со-
противлений. — Тр. ЦНИЭЛ, 1953, вып. 1, с. 41—88.

27.	Совалов С. А. Режимы электропередач 400—500 кВ. — М.:
Энергия, 1967. — 300 с.

28.	Совалов С. А. Надежность работы объединенных энергети-
ческих систем и требования к противоаварийной режимной автома-
тике. — В кщ: Опыт эксплуатации и проектирования устройств про-
тивоаварийной режимной автоматики: М.: Энергия, 1973, с. 3—47.

29.	Гладышев В. А. Пусковой орган противоаварийной автома-
тики, фиксирующий отключение элементов' энергосистемы по поло-
жению его выключателя. — Тр. ин-та «Энергосетьпроект», 1976,
вып. 7, с. 123—132.

30.	Глуский И. 3., Чекаловец Л. Н. Устройство фиксации ава-
рийной перегрузки линии электропередачи, вызванной небалансом
активной мощности. — Тр. ин-та «Энергосетьпроект», 1976, вып. 7,
с. 132—140.

31.	Определение характеристик срабатывания избирательных
органов дистанционного типа/ С. Е. Степунин, П. К. Фейст. — М.;
Л.: Госэнергоиздат, 1956. Информационные материалы № 13.—
72 с.

32.	Сильное регулирование возбуждения/' В. А. Веников,
Г. Р. Герценберг, С. А. Совалов, Н. И. Соколов. — М.; Л.: Гос-
энергоиздат, 1963.— 152 с.

33.	Задачи противоаварийной автоматики в обеспечении на-
дежности электроэнергетических систем/ М: А. Беркович, Л. А. Ко-
щеев и др. — Электрические станции, 1974, № 11, с. 66—70.

34.	Противоаварийная автоматика Единой энергетической систе-
мы/ М.-/L Беркович, Е. Д. Зейлидзон, М. Г. Портной, С. А. Сова-
лов, Г. А. Черня. — Электрические станции, 1977, № 12, с. 30—35..

35.	Резервное устройство автоматики прекращения асинхрон-
ного хода в энергосистемах/ Я. Е. Гоник, Б. И. Иофьев, Л. Н. Мед-
ведева.— Электрические станции, 1977, № 1, с. 49—52.

36.	Микуцкий- Г. В., Скитальцев В. С. Высокочастотная связь
по линиям электропередачи. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1977.—
440 с.

37.	Микуцкий Г. В. Устройства обработки и присоединения вы-
сокочастотных каналов. — 2-е изд. — М>: Энергия, 1974. — 200 с,
42£
3$	. Инструкция по йаЛадке й эксплуатации высокочастотной
аппаратуры телеотключения ВЧТО-М/ В. С. Скитальцев,
Е. П. Штемпель. — М.: СПО ОРГРЭС, 1976. — 97 с.

39.	Об аварийной разгрузке турбин 200 и 300 МВт ЛМЗ путем
воздействия на механизм изменения скорости вращения и эдектро-
гидравлический преобразователь/ Решение № Э-14/71 ГТУ Мин-
энерго.—М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1971 —33 с.

40.	Методические указания по наладке электроприставки к ре-
гулятору скорости турбин К-300-240 ЛМЗ/ Г. Л. Брухис. М.:
СЦНТИ Энергонот ОРГРЭС, 1973.-47 с.

41.	Использование сильного регулирования возбуждения на
тепловых электростанциях/ Г. Р. Герценберг, С. А. Совалов и др.—
Электрические станции, 1977, № 1, с. 35—39.

42.	Автоматические регуляторы возбуждения. — М.: Энергия,
1966. —Тр. ВЭИ; Вып. 73. —310 с.

43.	Автоматическое регулирование и управление в энергосисте-
мах.— М: Энергия, 1968.—Тр. ВЭИ; Вып. 78. — 326 с.

44.	Автоматическое регулирование и управление в энергосисте-
мах.— М.: Энергия, 1972. — Тр. ВЭИ, вып. 81—320 с.

45.	Автоматическое регулирование и управление в энергосисте-
мах.— М.: Энергия, 1977. Тр. ВЭИ, вып. 83. — 160 с.

46.	Иносов В. Л., Цукерник Л. В. Компаундирование и элек-
тромагнитный корректор напряжения синхронных генераторов. —
М.: Госэнергоиздат, 1954.— 150 с.

47.	Инструкция по наладке и эксплуатации устройств компаун-
дирования с электромагнитным корректором напряжения/ БТИ
ОРГРЭС. — М.; Л.: Госэнергоиздат, 1958. — 95 с.

48/	Наладка устройств компаундирования и электромагнитных
корректоров напряжения синхронных машин/ БТИ ОРГРЭС. — М.:
Энергия, 1968. — 78 с.

49.	Цукерник Л. В., Костюк О. М., Рыбинский В. Е. Управляе-
мое фазовое компаундирование синхронных машин с коррекцией по
напряжению. — Электричество, 1958, № 2,. с. 27—34.

50.	Костюк О. М., Рыбинский В. Е., Цукерник Л. В. Новые
автоматические электромагнитные регуляторы возбуждения син-
хронных мащин — Электрические станции, 1959, № 11, с. 41—48.

51.	Штейнгауз А. X. Наладка и испытание автоматического
регулятора возбуждения фазового компаундирования РВА-62. —
М.: Энергия, 1969. — 72 с.

52.	Инструкция по эксплуатации тиристорных систем возбужде-
ния с АРВ сильного действия турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300/
И. Ф. Перельман. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973. —31 с.

53.	Методические указания по наладке и испытаниям полупро-
водниковых систем возбуждения турбогенераторов серии ТВВ. —
М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974. —48 с.

54.	Инструкция по обслуживанию полупроводниковых систем
возбуждения турбогенераторов серии ТВВ мощностью 165—
300 МВт. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974. —92 с.

55.	Росман Л- Й.’ Составление и расчет систем группового
управления возбуждением синхронных генераторов. — М.: Энергия,
1966. —71 с.

56.	Основные требования к системам возбуждения синхронных
генераторов и компенсаторов. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974. — 39 с.

57.	Техническое описание и инструкция по эксплуатации и на-
ладке одномашинной (без подвозбудителя) высокочастотной систе-
Мы Возбуждения турбогенераторов серии ТВВ мощностью 165, 200
и 300 МВт. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974. — 71 с.

58.	Силовые кремниевые вентили с принудительным воздушным
охлаждением в системах возбуждения крупных турбогенераторов.—
М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1971. — 62 с.

59.	Эксплуатационный циркуляр № Э-3/74. О замене ионных
систем возбуждения гурбо- и гидрогенераторов тиристорными/ ГТУ
Минэнерго. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974. — 2 с.

60.	Повышение надежности и доводка тиристорных систем воз-
буждения турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-300/ Экспресс-информа-
ция.—М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975. —58 с.

61.	Совалов С. А.у Беркович М. А. Режимная автоматика мощ-
ных гидроэлектростанций и электропередач 400—500 кВ. — Элек-
трические станции, 1962, № 8, с. 37—46.

62.	Автоматическое управление мощностью паровых турбин
с целью повышения устойчивости/ Б. И. Иофьев, Л. Н. Чекаловец,
Я. Н. Лугинский. — Электричество, 1969, № 2. — с. 9—17.

63.	Сборник директивных материалов по эксплуатации энерго-
систем. Электротехническая часть. — М..: Энергоиздат, 1981. — ё32 с.

64.	Сборник директивных материалов по эксплуатации энерго-
систем, электротехническая часть. Разд. 4. Защита и электроавто-
матика.— М.: СПО Союзтехэнерго, 1978, с. 110—114.

65.	Портной М. Г., Рабинович Р. С. Управление энергосисте-
мами для обеспечения устойчивости. — М.: Энергия, 1978. — 350 с.

66.	Иофьев Б. И. Принципы построения устройств автоматиче-
ского прекращения асинхронного режима в энергосистемах. — Элек-
тричество, 1976, № 9, с. 13—18.

67.	Фабрикант В. Л., Бринкис К. А. Измерительный орган бы-
стродействующего селективного устройства для выявления асин-
хронного хода. — Элекаричество, 1978, № 10, с. 15—20.

68.	Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автома-
тика энергосистем. — М.: Энергия, 1980. — 220 с.

69.	Дорогунцев В. Г., Овчаренко Н. И. Элементы устройств
автоматики энергосистем. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1979. — 520 с.

70.	Маркович И. М. Режимы энергетических систем. — 2-е изд.—
М.; Л.: Госэнергоиздат, 1957. — 92 с.	*

71.	Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Энергетические системы/ Под
ред. Г. Е. Поспелова. — Минск, Высшая школа, 1974. — 42 с.

72.	Электротехнический справочник/ Под ред, П. Г. Грудин-
ского, Г. Н. Петрова и др. Т. 2, кн. 1-я, — 4-е изд. — М.: Энергия,
1972. —332 с.

73.	Стернинсон Л. Д. Переходные процессы при регулировании
частоты и мощности в энергосистемах. — М.: Энергия, 1975. — 216 с.

74.	Автоматизация регулирования частоты и активной мощ-
ности в Единой энергетической системе СССР/ М. А. Беркович
и др. — Электричество, 1977, № 8, с. 1—6.

75.	Экспериментальная цифровая система автоматического ре-
гулирования частоты и активной мощности ЕЭС СССР/ С. А. Сова-
лов и др. — М.: Электричество, 1979, № 3, с. 1—7.
ОГЛ АВЛ ЕН ИЕ

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

Введение................................................... 5

Глава первая. Автоматическое повторное включение
(АПВ) ................................................ 8

1.1.	Назначение АПВ.................................... 8

1.2.	Классификация АПВ. Основные требования к схе-
мам АПВ................................................10

1.3.	Электрическое АПВ	однократного действия ...	12

1.4.	Особенности выполнения АПВ на телемеханизирован-
ных подстанциях........................................15

1.5.	Особенности выполнения АПВ на воздушных выклю-
чателях .............................................  19

1.6.	Выбор уставок однократных АПВ для линий с одно-
сторонним питанием .	. '..........................22

1.7.	Ускорение действия релейной защиты при АПВ .	.	23

1.8.	Выполнение АПВ на переменном оперативном токе	26

1.9.	Двукратное АПВ....................................33

1.10.	Трехфазное АПВ на линиях с двусторонним питанием	41

1.11.	Сочетание АПВ с релейной защитой..................59

1.12.	Однофазное АПВ....................................61

1.13.	Автоматическое повторное включение шин ...	72

1.14.	Автоматическое повторное включение электродвига-
телей .................................................76

Глава вторая. Автоматическое включение резервного пи-
тания и оборудования (АВР).................................77

2.1.	Назначение АВР....................................77

2.2.	Основные требования к схемам	АВР............80

2.3.	Принцип действия АВР..............................81

2.4.	Пусковые органы минимального	напряжения ...	.	84

2.5.	Автоматическое включение резервных трансформато-
ров ...................................................88

2.6.	Автоматическое включение резерва на подстанциях 96

2.7.	Сетевые АВР......................................107

2.8.	Автоматическое включение электродвигателей резерв-
ных механизмов........................................109

2.9.	Автоматическое включение резервных линий низкого
напряжения............................................111

2.10.	Расчет уставок АВР...............................114

Глава третья. Комплексная автоматизация подстанций
и распределительных сетей ,	.	. ’...........118

3.1.	Общие сведения . . , .............................118
3.2.	Автоматика для подстанций без выключателей на сто-
роне высшего напряжения..............................Н0

3.3.	Автоматическая разгрузка трансформаторов .	.	126

3.4.	Автоматическое регулирование напряжения на под-
станциях ............................................128

3.5.	Отключение и включение по режиму параллельно ра-
ботающих трансформаторов для уменьшения потерь
электроэнергии..........................................135

3.6.	Автоматический пуск синхронных компенсаторов .	139

3.7.	Применение ВМ для комплексной автоматизации под-
станции ................................................141

3.8/	Комплексная автоматизация распределительных сетей 142

Глава четвертая. Автоматическое включение синхрон-
ных генераторов на параллельную работу ...	148

4.1.	Способы синхронизации..............................148

4.2.	Устройства для автоматизации процесса синхрони-
зации ...............................................155

Глава пятая. Автоматическое регулирование возбуждения
синхронных генераторов и компенсаторов..................172

5.1.	Системы возбуждения синхронных машин . .	.	172

5.2.	Назначение и виды автоматического регулирования
возбуждения..........................................181

5.3.	Устройства быстродействующей форсировки возбуж-
дения .	.................................184

5.4.	Компаундирова'ние возбуждения генераторов. .	.	187

5.5.	Система	компаундирования	возбуждения генераторов

полным	током......................................193

5.6.	Фазовое	компаундирование...........................206

5.7.	Быстродействующие регуляторы возбуждения с управ-
ляемым	фазовым компаундированием..................209

5.8.	Устройство автоматического регулирования, к- форси-
ровки возбуждения для генераторов с высокочастот-
ными возбудителями..................................214

5.9.	Автоматические регуляторы возбуждения сильного
действия............................................222

5.10.	Автоматическое регулирование напряжения на шинах
электростанций.......................................227

Глава шестая. Автоматическое регулирование режима
энергосистемы по частоте и перетокам активной мощно-
сти (АРЧМ)..............................................237

6.1.	Баланс мощности, частота и перетоки . .	.	. ' .	237

6.2.	Частотные характеристики энергосистемы ....	244

6.3.	Устройства автоматического регулирования частоты
и перетоков активной мощности (АРЧМ) .	.	.	254

6.4.	Системы АРЧМ....................................291

Глава седьмая. Автоматическая частотная разгрузка
(АЧР).................................................  .	305

7.1.	Назначение и основные принципы выполнения АЧР 305

7.2.	Реле частоты	....	313
7.3.	Предотвращение ложных отключений потребителей
при кратковременных снижениях частоты в энерго-
системе ................................................318

7.4.	Автоматическое повторное включение после АЧР .	320

7.5.	Схемы АЧР и ЧАПВ....................................321

7.6.	Отделение собственных нужд тепловых электростан-
ций при снижении частоты в энергосистеме .	.	.	325

7.7.	Дополнительная местная разгрузка по другим фак-
торам ..................................................327

7.8.	Автоматический пуск гидрогенераторов при пониже-
нии частоты в энергосистеме.............................328

Глава восьмая. Противоаварийная	автоматика (ПА) .	330

8.1.	Назначение ПА......................................330

8.2.	Понятие об устойчивости параллельной работы .	.	332

8.3.	Основные виды ПА...................................337

8.4.	Основные принципы выполнения	ПА..................339

8.5.	Основные технические требования к устройствам ПА 340

8.6.	Автоматика разгрузки линий электропередачи при на-
бросе активной мощности.................................344

8.7.	Автоматика для предотвращения нарушения устойчи-
вости при отключении линий электропередачи	.	.	361

8.8.	Устройство высокочастотного телеотключения	.	.	381

8.9.	Автоматика ликвидации асинхронного режима	.	.	387

8.10.	Автоматика ограничения повышения частоты .	.	.	417

8.11.	Автоматика ограничения повышения напряжения	.	.	420

8.12.	Делительная автоматика для электростанций неболь-
шой мощности, работающих в энергосистеме . .	.	424

Список литературы...........................................427

ЗАМЕЧЕННЫЕ ОПЕЧАТКИ

(Граница	Строка	 Напечатано	Должно быть
112  365 (в части тиража)	12 снизу  1 сверху	контакт РП.11  При ^п,р>^п,р, min требуется воздейст- вие ПА на ОГ и	контакт РП.1  при снятии постоян- ного тока, в схеме на рис. 8.24 кро-