/
Author: Барзам А.Б.
Tags: электротехника автоматика системы автоматического управления и регулирования интеллектуальная техника технология управления оборудование систем управления техническая кибернетика электроэнергетика автоматизация энергосистемы теория управления автоматические системы
ISBN: 5-283-01024-4
Year: 1989
Text
ми; ' а;
ав; сжкика
А.Б.Барзам
Системная
автоматика
4-е издание, переработанное
и дополненное
Москва
Энергоатомиздат
1989
ББК 31.27-05
Б24
УДК 621.311:681.5
Рецензент Е. С. Иглицкий
Барзам А. Б.
Б24 Системная автоматика. — 4-е изд., перераб. и
доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 446 с.: ил.
ISBN 5-283-01024-4
Освещены основные вопросы автоматики энергосистем,
включая вопросы регулирования частоты и мощности, возбуж-
дения синхронных машин и напряжения в энергоузлах, авто-
матической синхронизации, частотной разгрузки и противоава-
рийной автоматики (ПА). Третье издание вышло в 1973 г. как
учебное пособие для техникумов. Четвертое издание допол-
нено описанием централизованных устройств ПА.
Для инженерно-технического персонала, занятого в обла-
сти режимов работы энергосистем и их автоматизации, может
быть использована студентами вузов и учащимися техникумов.
2202080000-011
Б 051(01)-89 182-89
ББК 31.27-05
ISBN 5-283-01024-4
© Энергоатомиздат, 1989
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящее, четвертое издание книги А. Б. Барзама, как и
три предыдущих, отражают большой опыт педагогической ра-
боты автора, накопленный нм в процессе преподавательской
деятельности в Московском энергетическом техникуме, а так-
же опыт его инженерной работы в Центральном диспетчерском
управлении Единой энергосистемы СССР (ЦДУ ЕЭС СССР).
Рукопись книги была сдана автором в, издательство незадолго
до смерти. В силу ряда причин издание книги задержалось,
в результате чего потребовалось ее существенное обновление.
Эта работа была проделана канд. техн, наук Я. Н. Лугинским
при редактировании рукописи. Кроме того, им было заново на-
писано введение, отражающее современное состояние техники
автоматического управления с учетом использования в ней эле-
ментов вычислительной техники, § 4.8, посвященный центра-
лизованным системам противоаварийной автоматики и расши-
рено заключение. В то же время ряд устаревших материалов
был из книги исключен.
Заново переработан список литературы, включивший в се-
бя самые современные издания по рассматривавшимся в книге
вопросам. Заменен весь графический материал, построенный
теперь на базе новых международных обозначений. Эта работа
была проведена П. Ф. Барзам, которая является соавтором
книги.
Отличительной особенностью книги является то, что в ней
весьма широко представлены применяемые в настоящее время
технические средства управления работой электрической части
энергосистем. Материал книги превосходит все то, что имеется
в большинстве учебников ие только для техникумов, ио и для
вузов. Это обстоятельство наряду с описанием самых современ-
ных устройств и подходов к их применению может оказаться
весьма важным для многих читателей.
Издательство, рецензент и редактор считают свою работу
над этой книгой данью памяти А. Б. Барзама, много сделав-
шего для становления автоматики отечественных энергосистем
и подготовки кадров для ее эксплуатации. Все замечания и по-
желания следует направлять по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., Энергоатомиздат.
3
ВВЕДЕНИЕ
В.1. УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ
И ВОПРОСЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Развитие энергетики всех стран мира идет по пути объеди-
нения на параллельную работу все большего числа электро-
станций, энергосистем и энергообъедииений. В СССР в резуль-
тате длительного процесса, связанного с сооружением маги-
стральных линий электропередачи и освоением техники парал-
лельной работы мощных энергообъедииений, была создана
Единая энергосистема страны (ЕЭС СССР), включающая в се-
бя 9 энергообъедииений из 11 существующих в стране. В 12-й
пятилетке к ней будет подключено одно из оставшихся энерго-
объединеннй — объединенная энергосистема (ОЭС) Средней
Азии. Распространение ЕЭС СССР в широтном направлении
достигает шести часовых поясов, и так называемый «широтный
эффект» объединения — снижение пика нагрузки всей энерго-
системы за счет разновременности пиков в отдельных ее частях
сейчас достигает примерно 10 мл и. кВт.
Другим существенным преимуществом создания Единой
энергосистемы является повышение надежности энергоснабже-
ния потребителей за счет взаиморезервирования ее частей и
повышение экономичности за счет максимального использова-
ния наиболее экономичных источников электроэнергии. Однако
ЕЭС СССР, как и другим крупнейшим эиергообъединениям
мира, присущ определенный недостаток, заключающийся в воз-
можности быстрого распространения нарушений нормального
режима, происшедших в той или иной части системы, и пере-
растания их в так называемые системные аварии с обесточе-
иием потребителей на больших территориях.
Опыт показал, что наилучшим средством предотвращения
таких аварий является совершенствование управления энерго-
системой, которое подразделяется сейчас обычно иа два клас-
са: оперативно-диспетчерское и автоматическое. К оператив-
н о-д испетчерскому управлению относится управление,
осуществляемое силами специально выделенного (дежурного)
персонала, непрерывно контролирующего режим работы энер-
госистемы в целях обеспечения его экономичности и необходи-
мого качества электроэнергии по частоте и напряжению, а так-
же предотвращения возможных аварий и ликвидации их по-
следствий.
4
Система оперативно-диспетчерского управления, как прави-
ло, является иерархической и содержит несколько уровней.
В ЕЭС СССР принята трехуровневая система диспетчерского*
управления, высшим уровнем которой является Центральное
диспетчерское управление Единой энергосистемы (ЦДУ ЕЭС
СССР), затем следуют объединенные диспетчерские управле-
ния (ОДУ), каждое из которых ответственно за свою часть
Единой энергосистемы, называемую объединенной энергосисте-
мой или энергообъединением, и диспетчерские службы район-
ных энергоуправлений (РЭУ), управляющие работой районных
энергосистем (РЭС). Помимо этого, в оперативно-диспетчер-
ском управлении участвует соответствующий персонал предпри-
ятий электрической сети (ПЭС) и районов электрической сети
(РЭС), а также дежурный персонал электростанций, действу-
ющий под руководством диспетчеров ЦДУ, ОДУ и РЭУ.
Перед персоналом диспетчерских управлений всех уровней
стоят ответственные и сложные задачи. В нормальном режиме
работы энергосистем они сводятся к планированию их работы
вплоть до составления суточных графиков нагрузки, руководст-
ву реализацией этих графиков в условиях непрерывно меняю-
щегося электропотребления, руководству переключениями
в электрических сетях для выполнения ремонтных работ, веде-
нию статистического учета и отчетности и т. п. Важнейшей
задачей диспетчерского управления является непрерывный
контроль за состоянием энергосистемы, особенно необходимый
в так называемых напряженных режимах, когда условия рабо-
ты отдельных ее элементов приближаются к предельным.
Основной частью всех этих задач являются сбор, обработ-
ка и отображение информации о состоянии днспетчируемой
системы, которые требуют для своего осуществления специ-
ального оборудования. Работа по созданию такого оборудова-
ния велась с самого момента возникновения органов диспетчер-
ского управления, т. е. с середины 20-х годов, н включала в се-
бя создание специальной сети связи, к которой впоследствии
были добавлены средства телемеханики и так называемые дис-
петчерские щнты различных конструкций. При создании всех
этих средств, объединенных под общим названием «средства
диспетчерско-технологического управления» (СДТУ), постоян-
но проявлялось стремление «оживить» диспетчерский щит,
отобразив на изображенной на нем схеме энергосистемы ее
текущее состояние. Для телесигнализации (ТС) сделать это
удалось, и диспетчерские щиты с встроенными в них элемен-
тами сигнализации положения коммутационного оборудования
уже давно составляют неотъемлемую часть диспетчерских
пунктов высшнх ступеней иерархии. Однако совместить с изо-
бражением какого-либо элемента энергосистемы сведения о ре-
жиме работы этого элемента в данный текущий момент оказа-
5
лось очень трудно. Решение этой задачи стало возможным
в полной мере только после внедрения в технику диспетчерско-
го управления электронных вычислительных машин (ЭВМ)
с присущими нм средствами отображения информации в виде
дисплеев с электронно-лучевыми трубками (ЭЛТ).
В настоящее время большинство диспетчерских пунктов иа
трех указанных выше уровнях оперативно-диспетчерского
управления ЕЭС СССР уже оснащено подобного рода обору-
дованием, которое вместе со средствами связи и телемеханики
входит в так называемые автоматизированные систе-
мы диспетчерского управления (АСДУ). В состав
АСДУ, как правило, входят так называемые оперативно-инфор-
мационные комплексы (ОИК) с ЭВМ н дисплеями, установ-
ленными на рабочих местах диспетчеров и других сотрудников
органов диспетчерского управления. Это существенно облегчи-
ло работу диспетчеров и повысило ее эффективность, однако
коснулось главным образом только нормальных (в том числе
напряженных) н послеаварнйных режимов работы энергосис-
тем. Аварии же в энергосистемах, как известно, в большинстве
своем настолько быстротечны, что оперативно-диспетчерское
управление с участием человека-оператора часто оказывается
не в состоянии справиться с возникающими при этом задача-
ми н должно дополняться управлением другого вида — авто-
матическим.
Автоматическое управление в энергосистемах также стало
применяться с момента нх возникновения, и в настоящее вре-
мя устройства автоматики энергосистем могут рассматривать-
ся как родоначальники всех устройств электроавтоматики.
Однако первоначально автоматические устройства применя-
лись в энергетике главным образом для выполнения функций
защиты тех илн иных элементов от действия сверхтоков, воз-
никающих в момент повреждения. Процессы, возникающие при
этом,—это электромагнитные переходные процессы,
а автоматические устройства, предназначенные для защиты
от влияния этих процессов, — это устройства релейной за-
щиты. Релейная защита энергосистем — это самостоятельная
сложная отрасль знаний со своей теорией и техникой.
Параллельно с развитием релейной защиты энергосистем
в них начала развиваться и другая ветвь автоматики с иными
задачами. Первоначально эти задачи не отличались от задач
автоматики в других областях техники н состояли в помощи
персоналу прн выполнении трудоемких и рутинных работ. За-
тем возникли задачи, где, как и в релейной защите, потребо-
валась более высокая скорость реакции, недоступная человеку.
В число этих задач входнлн, в частности, задачи автоматиче-
ского повторного включения (АПВ) линий электропередачи и
задачи автоматического ввода резерва (АВР), т. е. то, что те-
6
перь иногда называют линейной или сетевой автомати-
кой. Далее число этих задач продолжало расти, что н привело
к-появлению другой самостоятельной дисциплины — систем-
ной автоматики.
Релейная защита и системная автоматика — это два вида
автоматического управления в энергосистемах, взаимосвязан-
ных н взаимодополняющих друг друга. Во многих случаях для
них применяется и одинаковая аппаратура. Одиако между ни-
ми имеются отличия. Первое из них состоит в том, что для
системной автоматики, как правило, определяющими являются
Йе столько электромагнитные, сколько электромеханиче-
ские переходные процессы, т. е. процессы, связанные с отно-
сительным движением роторов синхронных машин во время н
иосле аварии, к которым в настоящее время добавились про-
цессы так называемой длительной динамики, происхо-
дящие со значительным (в несколько герц) изменением абсо-
лютного движения (частоты вращения) синхронных генерато-
ров.
Второе отличие системной автоматики состоит в том, что
если действие устройств релейной защиты носит достаточно
локальный характер, ограниченный одним нлн несколькими
присоединениями, н лишь затяжка в отключении КЗ или воз-
никновение каскадных возмущений может привести к дальней-
шему развитию аварии, то системной автоматике присущ чаще
всего глобальный характер действия и влияния на энергосис-
тему с охватом большего числа присоединений и достаточно
большого района энергосистемы. Причем действие этой авто-
матики тесно связано с режимом работы энергосистемы илн
ее части и оказывает свое влияние на этот режим.
В настоящее время сложилось вполне отчетливое представ-
ление о составе устройств, объединяемых понятием системной
автоматики. Кроме линейной (сетевой) автоматики, к нх чис-
лу относят также устройства автоматики нормального ре-
жима и п р о т и в о а в ар и й ной автоматики. Автомати-
ка нормального режима —это обычно (за некоторыми исклю-
чениями) достаточно медленная автоматика, предназначенная
в основном для помощи оперативному персоналу. Ее влияние
на процессы при авариях в энергосистеме ограничено и сказы-
вается главным образом на послеаварнйном режиме. Проти-
воаварийная автоматика, напротив, должна обладать большим
быстродействием прн интенсивном воздействии на процессы прн
авариях в энергосистемах н послеаварнйном режиме, прибли-
жаясь в этом смысле к релейной защите.
Характерной для противоаварийной автоматики (ПА) явля-
ется ее тесиая связь с режимом работ энергосистем, благода-
ря чему ее часто называют противоаварийной режимной авто-
матикой. Первые устройства ПА были внедрены в энергосйсте-
7
мы еще в 30-х годах; однако наибольший размах работа в этой
-области получила начиная с 50-х годов, в период создания и
освоения в СССР магистральных линий связи с ГЭС Волжско-
Камского каскада и других крупнейших электростанций. Сей-
час сложилось уже традиционное представление о следующих
задачах противоаварийной автоматики: автоматическое пред-
отвращение нарушений устойчивости (АПНУ), называемое
также автоматическим управлением мощностью для сохране-
ния устойчивости (АУМСУ); автоматическая ликвидация (пре-
кращение) асинхронного режима (АЛАР); автоматическое
ограничение снижения частоты (АОСЧ); автоматическое огра-
ничение снижения напряжения (АОСН); автоматическое огра-
ничение повышения частоты (АОПЧ) и автоматическое огра-
ничение повышения напряжения (АОПН). Прн этом функция
АОПН обычно иосит характер, близкий к функциям релейной
защиты, и соответствующие устройства часто называют уст-
ройствами защиты от повышения напряжения. То же самое
можно сказать и о функции ограничения (предотвращения)
повреждений оборудования.
Наиболее крупные части системной автоматики — автома-
тика регулирования частоты и мощности в нормальном режи-
ме (АРЧМ) и АПНУ ПА — рассматриваются обычно как са-
мостоятельные подсистемы АСДУ.
8.2. ВЫПОЛНЕНИЕ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ
Системная автоматика (автоматика энергосистем) имеет
ряд специфических особенностей, отличающих ее от так назы-
ваемой общепромышленной автоматики. Главная из этих осо-
бенностей состоит в неавтоиомности действия устройств сис-
темной автоматики. Будучи автономными с точки зрения кон-
структивного исполнения, все они практически связаны через
процесс в энергосистеме и оказывают влияние не только на
энергосистему, но и иа работу друг друга. Это обстоятельство
сильно затрудняет применение к системной автоматике поло-
жений общей теории управления, хорошо разработанных
в течение длительного развития этой области техники. Тем не
меиее представляется целесообразным дать здесь некоторые
сведения из этой теории, что облегчит понимание дальнейшего
содержания книги.
Одним из основных положений теории автоматического
управления является положение о замкнутых и разомкнутых
системах управления. К замкнутым системам относятся обычно
системы с обратной связью, передающей сигналы с выхо-
да системы на ее вход. Наличие такой связи позволяет внести
коррекцию в действие устройства и компенсировать возникшие
ошибки в процессе последующего функционирования. Однако
8
Рйс. В.1. Обобщенная схема современного типового устройства управления
при этом всегда возникают соображения, связанные с устой-
чивостью действия системы, понимаемой как способность ее
возвращаться в исходное положение после ликвидации того
или иного возмущения. Неустойчивые системы, лишенные этой
способности, применяться в обычной практике не могут; поэто-
му одна нз основных задач, связанных с созданием замкнутых
систем управления, является задача обеспечения устойчивости,
которая, как правило, приходит в противоречие с задачами по-
вышения быстродействия н точности.
Разомкнутые системы обратной связи с выхода на вход не
имеют; онн начинают работу по сигналу оператора или авто-
матического устройства и продолжают ее независимо от со-
стояния управляемого объекта, подчиняясь только времен-
ной программе (программно-временные устройства).
Ё связи с отсутствием обратной связи вопрос устойчивости
для них не стоит, однако при этом для получения требуемой
точности управления необходимо обеспечить точность действия
самого устройства при всех возможных устройствах его функ-
ционирования.
Во многих случаях, н в частности в энергетике, прибегают
к комбинации замкнутого и разомкнутого программного управ-
ления, что позволяет получить так называемые грубо-точные
системы, где точность обеспечивается за счет замкнутой части,
а быстродействие — за счет разомкнутой.
Обобщенная схема современного типового устройства управ-
ления показана на рис. ВЛ. Здесь 1 — элемент, инициирующий
действие устройства за счет подачн на него входного сигнала;
2 — обрабатывающая часть, в функции которой входит та нли
иная обработка поступающей информации; 3 — исполнитель-
ный орган, непосредственно воздействующий на объект регу-
лирования; 4 и 5 — главная обратная связь системы, присутст-
вующая там, где она используется. Разделенный на секторы
кружок между элементами 1 и 2 — это точка суммирования
сигналов, зачернение одного из ее секторов показывает, что
подводимый к нему сигнал находится в противофазе по отно-
шению к другим сигналам, т. е. обратная связь является отри-
цательной. Стрелки внутри схемы свидетельствуют о том, что
элементы, входящие в эту схему, являются однонаправленны-
ми и влияние выхода на вход у них отсутствует.
9
При описании конкретных устройств управления часто ис-
пользуются и другие наименования их частей. Так, сигнал
с выхода элемента 1 может рассматриваться как сигнал устав-
ки нли задания, а сам элемент называют задатчиком. В за-
дачу цепи главной обратной связи нередко входит измерение
поступающего к нему сигнала и преобразование его в форму,
пригодную для обработки, поэтому такой элемент называют
измерительным. Исполнительный орган обычно увеличи-
вает уровень мощности на выходе устройства, н его называют
также силовым.
Помимо главной обратной связи между выходом и входом
системы существуют также обратные связи, охватывающие
некоторые ее элементы. Такие обратные связи называют мест-
ными.
Используемые в настоящее время замкнутые системы управ-
ления можно разбить на два типа. Первый тип — это устрой-
ства регулирования. Они включают в себя так назы-
ваемые следящие системы, работающие с переменным
сигналом задания, и системы стабилизации, в которых сигналы
задания (уставки) практически неизменны. Характерным для
обеих этих систем является сравнительно малое отклонение
регулируемых величин от сигналов задания, благодаря чему
элементы систем работают обычно в пределах линейной части
своих характеристик. В электроэнергетике системы регулиро-
вания используются для поддержания заданных значений на-
пряжения, частоты, активной н реактивной мощности и отно-
сятся в соответствии с приведенной выше классификацией к си-
стемам стабилизации.
Второй тип систем специального названия не имеет и отно-
сится к случаям, когда возможны резкие изменения регулируе-
мых или управляющих сигналов и для выполнения задач, стоя-
щих перед системой, необходимо воздействие на объект с пре-
дельно возможной интенсивностью. В электроэнергетике такие
случаи чаще всего встречаются в противоаварийной автомати-
ке. Математический аппарат для их изучения разработан в так
называемой теории оптимального управления, что
и привело к обобщению теории регулирования и теории управ-
ления.
Системы автоматического регулирования
(САР) могут работать с двумя видами сигналов: аналоговыми
сигналами и импульсными сигналами, которые подаются с
большой частотой и в результате сглаживания за счет свойств
объекта или регулятора приобретают свойства аналоговых сиг-
налов. Регулирование может осуществляться как по отклоне-
нию регулируемой величины от заданной, так н по возмуще-
нию. К последнему случаю относится так называемое компаун-
дирование, используемое в некоторых типах систем возбужде-
Ю
иия синхронных машин, однако оно
встречается в электроэнергетике
достаточно редко.
Важнейшей характеристикой
САР является зависимость регули-
руемой величины У от соответству-
ющего возмущающего воздействия
Рис. В.2. Характеристики си-
стемы регулирования в устано-
вившемся режиме
усиление отклонения, на-
X в установившемся режиме. Вид
этой зависимости определяется спо-
собом выработки в САР сигнала
воздействия. Если для выработки
этого сигнала используется простое
зываемого также ошибкой регулирования, то такая зависимость
приобретает внд, показанный иа рис. В.2 линией 1. Система ре-
гулирования при этом называется статической или со ста-
тической характеристикой. Если же это воздействие образуется
путем накопления сигнала ошибки (интегрирования его по вре-
мени), то указанная зависимость имеет вид, показанный иа
рис. В.2 линией 2, а система регулирования называется аста-
тической или с астатической характеристикой.
Наклон статической характеристики, или статизм САР,
определяется отношением прироста ошибки регулирования АУ
к Приросту возмущающего воздействия АХ
АС==ЛУ/ДХ, (B.1J
причем обе эти величины выражаются в относительных еди-
ницах. Для систем стабилизации в качестве базисных при этом
Принимаются номинальные значения регулируемой величины и
величины возмущающего воздействия. Статизм выражают
обычно в процентах, однако известно, что, выразив его в отно-
сительных единицах, легко получить требуемый при этом ко-
эффициент усиления системы, который приблизительно равен
1/Ас. Действительно, при статизме, например, 5% для получе-
ния номинального значения сигнала управления достаточно
усилить сигнал ошибки в 20 раз.
В астатической системе ошибка регулирования в установив-
шемся процессе теоретически равна нулю, так как накопление
ошибки прекратится, величина после окончания процесса бу-
дет определяться зоной нечувствительности регу-
лятора, которая также является одной из важнейших его
характеристик.
Накопление (интегрирование) ошибки регулирования в ре-
гуляторах производят элементами типа конденсатора илн элек-
тродвигателя, Из выражения (В.1) следует, что астатическая
система может быть получена и без таких элементов, лишь при
бесконечно большом коэффициенте усиления усилителя. Одна-
ко при этом следует иметь в виду, что чем меньше статизм
И
Рис, В.З. Процессы регулиро-
вания в САР
системы, тем сложнее обеспечить ее устойчивость при задан-
ном быстродействии.
Динамические характеристики регулятора опре-
деляются процессом регулирования при ступенчатом изменении
сигнала задания и могут носить характер, показанный на
рис. В.З. Процесс, показанный на рис. В.З,а, называется апе-
риодическим, а остальные процессы на этом рисунке—колеба-
тельные, причем на рис. В.3,6 показан случай, когда колебания
сходятся и регулирование устойчиво, а на рис. B.3,s— когда
колебания расходятся и регулирование неустойчиво. Наилуч-
шим средн всех этих процессов считается процесс на рис. 3,6,
организованный таким образом, чтобы по истечении заданного
времени регулирования Грег отклонение регулируемой величи-
ны от заданного значения не превышало предельно допусти-
мую величину б. В этом случае увеличение регулируемой вели-
чины сверх заданного значения (перерегулирование) в первых
циклах регулирования окупается ростом быстродействия САР.
Системы автоматического регулирования с неустойчивым
процессом регулирования (неустойчивые САР) на практике
применяться не могут. Для превращения неустойчивых САР в
устойчивые и обеспечения требуемого характера процесса ре-
гулирования (его динамики) в современных САР используют
так называемые корректирующие звенья, которые осу-
ществляют преобразование сигналов в САР путем их интегри-
рования или дифференцирования. Наиболее часто применяе-
мым звеном этого типа является ннтегродиффереицирующее
звено (изодром). В зависимости от вида сигналов в САР
12
язодром может быть выполнен различным образом. В совре-.
менных системах чаще всего используются электрические сиг-
налы и указанное звено может быть реализовано по схеме, по-
казанной на рис. В.4.
При описании САР часто используется классификация их по
виду закона регулирования, под которым понимают за-
висимость выходной величины ХВЫх от входного сигнала Лвх-
Различают системы пропорционального типа (обозначаются
буквой П), интегрального типа (обозначаются буквой И) и
дифференциального типа (обозначаются буквой Д). Широко
используются системы комбинированного типа (ПИ и ПИД).
К системам ПИД-регулирования относятся, в частности, и ре-
гуляторы с нзодромом.
Спецификой электроэнергетики является применение в них
регуляторов, названных по предложению М. М. Ботвинника
регуляторами сильного действия (СД). Эти регуляторы
используются в системах регулирования возбуждения мощных
синхронных генераторов и подробно описаны в § 2.5. По своей
структуре они представляют собой комбинацию регуляторов по
отклонению и регуляторов по возмущению с использованием в
обоих случаях производных соответствующих сигналов. Это
позволяет резко увеличить быстродействие САР, которые ра-
ботают как бы с опережением. Кроме того, в них применяется
местная обратная связь по выходному сигналу (току ротора),
которая в известной мере компенсирует инерционность объек-
та регулирования.
Системы, реализующие идеи оптимального управления, отли-
чаются от описанных выше тем, что их выходной сигнал всегда имеет мак-
симально возможное значение, а регулирование осуществляется изменением
полярности этого сигнала или его снятием и подачей в заданные моменты
времени, называемые моментами переключения. Для объекта, в ко-
тором зависимость выходной величины У от воздействия на входе X выра-
жается как
d*X dX
<в-2>
где коэффициенты Ki, и К3 отражают динамические свойства объекта, про-
цесс оптимального управления имеет вид, показанный на рис. В.5. Он имеет
три переключения, первое из которых обеспечивает ускорение указанного
выше инерциального объекта с целью преодолеть инерцию покоя, осущест-
вить скорейшее его продвижение к заданной точке, второе — торможение
объекта для предотвращения его перехода за заданную точку (перерегули-
рования) и третье — для остановки системы (ее отключения).
Время движения объекта от исходной точки до конечной точки (цели
движения) в данном случае будет минимально возможным и зависит только
от мощности выходного элемента (исполнительного органа) системы управ-
13
Рис. В.5. Процесс опти-
мального управления ко-
лебательной системой:
/ — управление; 2 — движе-
ние системы
управления, реализующих
ления, которая в данном случае всегда использу-
ется полностью. При этом исходя из вида управ-
ляющего сигнала можно заключить, что независи-
мо от физической природы исполнительного орга-
на такое управление может быть названо р е-
л е й и ы м.
Моменты переключений в системах замкну-
того типа определяются так называемыми л и-
ниями переключения в пространстве коор-
динат системы (иногда многомерном), которые
формируются в устройствах на основании приня-
того в них закона регулирования (управления) и
измерения текущих значений указанных коорди-
нат. Однако оптимальное управление может осу-
ществляться не только в замкнутых системах;
оно применимо и для устройств программного
временную программу. Такая программа,
определяющая зависимость момента переключения от времени, может содер-
жать то или иное число переключений (нередко два-три) и выбирается на
основании предварительных исследований и, в частности, по результатам мо-
делирования работы системы (математического и физического). Этот процесс
часто называют отысканием управлений, а сами воздействия, по-
лучаемые в ходе такого процесса, управлениями.
В электроэнергетике подобный подход наиболее эффективен
для протнвоаварнйной автоматики, где требуются максималь-
но возможные скорости перемещения координат системы в за-
данном направлении. При этом в отличие от общепромышлен-
ной автоматики здесь требуется обеспечить попадание не в точ-
ку, а в область пространства, называемую областью при-
тяжения состояния устойчивого равновесия.
Чем шире эта область, тем легче решить поставленную за-
дачу.
Решение о вводе в действие той или иной временной про-
граммы или о реализации тех или иных управлений часто при-
нимается в автоматике на основании так называемых таблиц
решений, содержащих указания об осуществлении тех нлн
иных действий в зависимости от состояния системы. Таблица,
изображенная графически, позволяет отобразить зависимость
указанных действий от сочетания двух факторов; если' же этих
факторов больше, то необходимо применение массива таб-
лиц с переходом при поиске нужного решения от одной таб-
лицы к другой.
Управление по разомкнутой схеме применяется, в частности,
тогда, когда воздействие должно быть окончено еще до мо-
мента ощутимого проявления его результатов. Это явление
связано с большой инерционностью объектов управления, ко-
торые как бы «запоминают» полученное воздействие н реагн-
14
руют на него с большим опозданием. Разомкнутые системы,
действующие по факту возникновения возмущения и реализу-
ющие заранее заложенную на этот случай временную програм-
му, позволяют добиться требуемого результата. Однако они
ие рассчитаны на так называемые каскадные возмущения, сле-
дующие одно за другим с небольшим интервалом, недостаточ-
ным для затухания переходных процессов. Для таких случаев
более эффективен метод управления с опережающим анализом
(прогнозированием) хода процесса.
Такой анализ может производиться с помощью специальных
устройств, содержащих модель управляемого объекта и его
системы управления, работающие в существенно ускоренном
масштабе времени. Такне устройства называют предикто-
рами. Они позволяют не только заранее производить автома-
тический поиск управлений, но и корректировать его с учетом
сложившихся обстоятельств.
Автоматический поиск управлений, характерный для совре-
менных систем такого типа, может выполняться только в том
случае, если имеется возможность каким-либо способом оце-
нить выполнение целей управления. Для этого используется
понятие так называемой целевой функции, приводимой в
процессе поиска к минимуму илн максимуму. Наиболее распро-
страненной в настоящее время является целевая функция в
виде минимума среднеквадратичной ошибки
т
-у- у в—> min, (В.З)
о
где Т — период усреднения.
Это один из критериев качества регулирования (управле-
ния), широко используемый в общепромышленной автоматике к
пригодный также для анализа автоматики нормального режи-
ма энергосистем. Однако для противоаварнйной автоматики,
основной целью которой является предотвращение нарушений
устойчивости, такой критерий качества практически неприме-
ним. Здесь следует ориентироваться на анализ характера про-
цесса (устойчив-неустойчив), оценивая его либо по величине
угла б, либо по значению скольжения s.
В.З. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ТЕХНИКА В УПРАВЛЕНИИ
Современная техника управления немыслима без примене-
ния в ней вычислительной техники в виде как отдельных
устройств и их элементов, так и целых комплексов, как, на-
пример, управляющих вычислительных комплексов и систем.
Применяются оба вида вычислительной техники — аналоговая
15
и цифровая, а также смешанные (гибридные) устройства с
элементами всех видов, включая релейные устройства изме-
рения и управления.
Аналоговая вычислительная техника основана на использовании не-
прерывных физических величин, в последнее время почти исключительно элек-
трических. Основным элементом аналоговой вычислительной техники являет-
ся операционный усилитель — электронный усилитель с весьма
большим коэффициентом усиления, приспособленный к работе с отрицатель-
ной обратной связью по току.
Операционные усилители прошли длительный путь развития. Вначале
они были ламповыми, затем — полупроводниковыми; сейчас используются
усилители в интегральном микроэлектронном исполнении. Они представляют
собой большие интегральные схемы (БИС), содержащие в себе все элементы
усилителя, кроме цепей отрицательной обратной связи. Современные усили-
тели — дифференциальные; помимо основного входа, коэффициент усиления
по которому отрицателен, они имеют второй вход с положительным коэффи-
циентом усиления.
Каноническая схема операционного усилителя, предусматривающая ис-
пользование его при так называемом инвертирующем включении, по-
казана на рис. В.6. Эта схема содержит собственно усилитель и цепь обрат-
ной связи иа резисторах R1 и R2. Обратная связь организуется с использо-
ванием обоих этих резисторов, однако на практике принято именовать сопро-
тивлением обратной связи только резистор а резистор R1 называют
входным.
Вход усилителя, помеченный знаком «—», соответствует отрицательному
значению коэффициента усиления Ку, а помеченный знаком «-)-»— положи-
тельному. Значение этого коэффициента в современных усилителях обычно
не ниже 104; это означает, что при максимальном выходном напряжении
(шкале усилителя) 10 В входное напряжение на его зажимах составляет
1 мВ. Соответственно входной ток собственно усилителя весьма мал и мо-
жет не учитываться. Поэтому исходя из закона Кирхгофа
/1+Л> = 0 И /] = —/а. (В-4)
Это выражение определяет основное свойство усилителя, согласно кото-
рому ток на входе его всегда равен току обратной связи. Поэтому для ка-
нонической схемы усилителя
^ВХ __ ^ВЫХ
и коэффициент передачи
Знак «—» в этих выражениях показывает, что знак выходного напря-
жения здесь всегда обратен знаку входного, т. е. усилитель является и и-
вертором.
16
R2
Рис. В.6. Каноническая схема опе-
рационного усилителя
Рйс. В.7. Практические схемы опе-
рационных усилителей в режимах
Возможность пренебречь при выводе этих выражений напряжением на-
входе усилителя (в точке 5) позволяет легко проанализировать и практиче-
ские схемы усилителей, изображенные на рис. В.7.
Схема на рис. В.7,а, изображенная для примера с тремя резисторами на,
входе (нх число, вообще говоря, может быть любым), описывается выраже-
нием
U. ^2 Л'з <4ых
-^- + —^-4-—^ = - - в-- (В.б>
/?1 /?2 *3 /?о.С
и представляет собой схему сумматора, выходной сигнал которого опре-
деляется суммой входных сигналов. Соответственно точка S называется сум-
мирующей точкой.
Схема на рис. В.7,б описывается выражением
^вых= _ Г^вх^ (В.7)й
и осуществляет операцию интегрирования, т. е. является интегратором-
с коэффициентом передачи
К* ~ • (В.8>
При необходимости на входе интегратора может быть также включена
группа резисторов и он может служить интегратором-сумматором.
Схема на рис. В.7,е представляет собой теоретическую схему диффе-
ренциатора, однако практическое ее использование требует проведения,
ряда специальных мероприятий.
Приведенные на рис. В.7 схемы являются схемами основных решающих
элементов аналоговых вычислительных машин. При применении операцион-
ных усилителей в устройствах управления часто используются более слож-
ные; комбинированные схемы цепей обратной связи, позволяющие с по-
мощью одного усилителя выполнять сложные преобразования. Основой для
2—6678 17-
Рис. В.8, Операционный усилитель в ре-
жиме нелинейного звена типа зоны не-
чувствительности :
а — схема; б — реализуемая зависимость
Рис. В.9. Операционный усили-
тель в режиме запоминающего
устройства
составления и анализа таких схем служит выражение (В.4), однако в этом
случае речь идет о сумме токов, притекающих в суммирующую точку (на
рисунке обозначена S) со стороны входа и выхода; схема может быть обра-
зована как рядом параллельно включенных элементов (резисторов и конден-
саторов), так и сложными сочетаниями из них. Кроме того, активно исполь-
зуются и нелинейные элементы, в частности диоды, что значительно расши-
ряет возможности выполнения различных операций. Пример такой схемы и
полученной с ее помощью зависимости приведен на рис. В.8. Принцип ее
действия основан на использовании двух разнополярных напряжений: £/вх и
и0, причем диод D начинает пропускать ток лишь после того, как приложен-
ное к нему напряжение станет отрицательным.
Операционные усилители обладают весьма важным с точки зрения уст-
ройств управления свойством: параметры собранных на них схем практиче-
ски не зависят от параметров самих усилителей и определяются главным
образом характеристиками элементов цепей входа и обратной связи. Это
свойство, подтверждаемое приведенными выше выражениями, объясняется
применением в этих усилителях принципа глубокой отрицательной обратной
связи и будет проявляться до тех пор, пока Лу не снизится до значений,
близких к требуемому Кп, (что происходит, например, при очень высоких ча-
стотах). Пока Ку>Кп, погрешность в выполнении тех или иных операций
определяется точностью изготовления и стабильностью резисторов и конден-
саторов, которые в современных условиях измеряются сотыми долями про-
цента. При выполнении нелинейных операций к этому добавляется точность
поддержания заданного значения Uo, часто называемого опорным на-
пряжением и поддерживаемого, например, с помощью опорных диодов.
Область применения операционных усилителей в устройствах управле-
ния чрезвычайно широка; помимо указанных выше операций они нередко ис-
пользуются также и для осуществления операции сравнения двух напряже-
ний, т. е. выполняют функции компараторов. Сравниваемые напряже-
ния подаются при этом на разнополярные входы дифференциального усили-
теля, и при нарушении их равенства происходит изменение знака выходного
18
напряжения, значение которого при этом остается всегда на максимально
возможном уровне (т. е. усилитель работает в режиме реле),
Другое применение операционных усилителей — использование их в ка-
честве запоминающих устройств. Схема такого устройства приве-
дена иа рис. В.9, Когда контакт К замкнут, выходное напряжение усилителя
с некоторым запозданием отслеживает входное, при этом конденсатор С
заряжен до уровня илых- После размыкания этого контакта усилитель пере-
ходит в режим «замораживания», при котором цепь обратной связи стремит-
ся оставить выходное напряжение неизменным и равным этому напряжению
в момент размыкания контактов. Напряжение поддерживается достаточно
точно и изменяется только в связи с утечкой конденсатора, поэтому такое
запоминающее устройство для аналоговых сигналов может использоваться
для длительных интервалов времени (в несколько часов).
Помимо операционных усилителей в технике управления используются и
другие аналоговые элементы, выпускаемые в виде'БИС, и, в частности, БИС
компараторов, ключей и т. п. Они широко применяются в ПА энергосистем
в качестве быстродействующих преобразователей параметров режима [11],
а также в составе устройств для связи управляющих цифровых вычисли-
тельных систем с объектами управления и создания так называемых гиб-
ридных систем, подробно описанных ниже.
Применение цифровой вычислительной техники
в устройствах управления является одним из наиболее перс-
пективных направлений развития этих устройств. Это объяс-
няется целым рядом причин, среди которых наибольшую роль
играет возможность использования в качестве аппаратной
основы для таких устройств одних и тех же элементов, кото-
рые путем программирования могут быть настроены иа выпол-
нение различных функций. Кроме того, большое значение име-
ют высокая технологичность таких устройств, простота совме-
щения в них вычислительных и логических операций и т. п.
Идеи применения цифровых вычислительных машин для
управления зародились еще в первый период развития таких
машин. Уже тогда было понятно, что двоичный код, применяе-
мый в этих машинах для обработки число-буквеииой информа-
ции и проведения вычислительных операций, может быть ис-
пользован для выполнения функций наборов реле, контакты
которых включены в те или иные цепн и осуществляют логи-
ческое управление ими. Кроме того, аналоговая информация,
циркулирующая в системах управления и защиты, может быть
преобразована в цифровую, обработана в соответствии с при-
нятым законом управления и вновь превращена в аналоговую.
Причем большое количество разрядов, применяемых при циф-
ровой обработке, открывало возможность повышения точности
указанных операций. Однако, для того чтобы превратить эту
принципиальную возможность в практическую, необходимо бы-
ло иметь технические средства, конкурентоспособные по срав-
2* 19
пению с аналоговой аппаратурой в отношении стоимости, на-
дежности и т. п.
Первые поколения цифровых вычислительных машин были
достаточно дороги по сравнению с аналоговыми устройствами
.и недостаточно надежны. Поэтому практическое использование
их для автоматического управления в энергетике ограничива-
лось задачами регулирования частоты и мощности, составля-
ющими часть задач оперативно-диспетчерского управления. Ос-
тальные устройства оставались аналоговыми.
В .то же время велась интенсивная работа по выявлению
особенностей применения цифровой вычислительной техники
в системах управления, которая позволила в дальнейшем, при
появлении соответствующих технических средств, быстро пе-
рейти к их практическому использованию взамен аналоговых
систем и систем с так называемой жесткой логикой (к по-
следним относятся устройства логического управления, создан-
ные на электронных компонентах низкого уровня интеграции,
соединенных друг с другом обычным проводным монтажом и
не обладающие возможностью программной перестройки).
. Все устройства и системы с применением ЭВМ были раз-
делены на два класса: автономных и неавтономных.
К автономным относятся средства, работающие вне связи
с другими, например отдельная ЭВМ или вычислительная си-
стема индивидуального пользования, в том числе и работаю-
щие в составе вычислительного центра (ВЦ). К таким устрой-
ствам не предъявляется никаких специальных требований, и
здесь могут использоваться обычные ЭВМ, часто называемые
универсальными.
Неавтономными считаются устройства, входящие совместно
с другими в состав достаточно больших систем, в особенности
систем, распределенных по различным объектам, от функцио-
нирования которых зависят большое число пользователей и ра-
бота других устройств. К системам этого класса можно отне-
сти, например, ВЦ коллективного пользования и управляющие
вычислительные системы.
Здесь также может применяться универсальное оборудова-
ние; поэтому словами «автономный» или «неавтономный» обо-
значают ие столько сами устройства, сколько режим их ис-
пользования. Причем в данном случае этот режим выдвигает
ряд требований, включая жесткие требования по надежности
ш требования по организации межмашинного обмена.
Надежность различного рода устройств и систем определя-
ется надежностными характеристиками входящих в них эле-
ментов и числом этих элементов. В цифровой вычислительной
технике оперируют с многоразрядными числами (кодами), все
разряды которых обрабатываются параллельно. Поэтому число
элементов здесь в принципе выше, чем в аналоговых устройст-
во
вах; однако определяется оно не только числом разрядов, но и
уровнем интеграции элемента, т. е. числом разрядов, которые
могут быть заключены в один корпус (элемент). Характеристи-
ки надежности могут определяться временем наработки эле-
мента на отказ Тотк, ч. Предположим, что все элементы устрой-
ства имеют одинаковую величину Тотк- Тогда время наработки
на отказ всего устройства в целом может быть определено как
Т итк£==7'отк//2,
где п — число элементов (здесь считается, что число отказов
из-за нарушения контакта в пайках и отказов микросхем свя-
зано с числом элементов и учитывается при определении
Тотк) -
Таким образом, очевидно, что чем меньше разрядов в уст-
ройстве и чем выше уровень интеграции входящих в него эле-
ментов, тем больше его надежность.
Существуют два основных способа повышения надежности
описываемых здесь устройств: усовершенствование технологии
изготовления входящих в них элементов с целью повышения их
Тотк и применение так называемых структурных методов по-
вышения надежности, основанных на применении избыточно-
сти.
Усовершенствование технологии включает в себя помимо чисто техноло-
гических моментов также и введение в технологический процесс операций
стабилизации характеристик выпускаемых элементов методом искусственного
старения. Эти операции имеют своей целью выявить технологический брак
еще до установки устройств в эксплуатацию и могут совершаться путем
термоциклирования обесточенных элементов или их электротермотренировки.
В обоих случаях речь идет о проведении ряда циклов изменения температу-
ры в широких пределах (желательно от положительного до отрицательного
значений), в течение которых скрытые физические недостатки изделий ста-
нут открытыми, и их можно будет отбраковать. Опыт показывает, что на-
дежность микросхем, в частности, увеличивается при этом больше, чем на
порядок при повышении затрат на изготовление примерно вдвое.
Структурные методы повышения устойчивости основаны на при-
менении так называемой избыточности, т. е, включении в состав уст-
ройств элементов, способных резервировать вышедшие из строя. Избыточ-
ность может быть полной или частичной, В первом случае говорят о дубли-
ровании устройств, во втором — о применении в них метода смягчения по-
следствий отказов.
Выявить отказавшую ЭВМ обычно можно с помощью «сторожевого
Хаймера» — выносного устройства, периодически посылающего в ЭВМ
сигнал, отклик на который должен приходить не позднее заданного момента
времени. В других случаях идут па применение специальных тестовых задач,
решаемых совместно с основными и выявляющих достоверность действия
машины по отношению к этим последним.
21
Если по тем или иным причинам применить указанные методы не удает-
ся и ложное действие управляющей ЭВМ может привести к нежелательным
последствиям, то применяют систему с голосованием «два из трех», в кото-
рой непрерывно работают три управляющие ЭВМ, параллельно решающие
одну и ту же задачу с периодической сверкой результатов. Систему можно
усовершенствовать применением поузловой проверки сигналов с сопоставле-
нием их между собой. В этом случае ускоряется выявление факта отказа или
сбоя и облегчается поиск неисправного элемента.
Межмашинным обменом в описываемых системах
называется обмен между входящими в ннх ЭВМ и между ЭВМ
н удаленными терминалами — оконечными устройст-
вами ЭВМ, через которые осуществляется обмен с оператором
или исполнительным устройством системы. Помимо обычных
терминалов, содержащих только аппаратуру ввода-вывода я
сопряжения с каналом связи, применяют интеллектуаль-
ные терминалы, которые обладают некоторыми вычислитель-
ными возможностями, используемыми для решения части задач
на месте.
Связь при межмашинном обмене осуществляется с помо-
щью каналов связи различного рода, выделенным и коммути-
руемым. Чаще всего используются телефонные каналы, пере-
дача по которым осуществляется напряжением звуковой (то-
нальной) частоты. Для этой цели применяется аппаратура
передачи данных (АПД), в состав которой входят устрой-
ство для модуляции указанным напряжением сигналов ЭВМ
на передающем конце я нх демодуляции на приемном (сокра-
щенное название этого устройства — модем), а также для по-
вышения достоверности обмена путем защиты от ошибок
(устройством УЗО).
Для передачи сигналов ЭВМ по каналам связи параллельный код, исполь-
зуемый в ЭВМ, преобразуется в последовательный, пригодный для. передачи
по одному каналу. Принцип образования таких кодов показан на рис. В. 10,
где в виде импульсов изображен двоичный код на выходных линиях ЭВМ
(параллельный) и в канале связи (последовательный). Подобное преобразо-
вание, позволяющее существенно сэкономить на средствах связи и передачи
информации, целесообразно и в различного рода внутриобъектовых Обменах
в системах управления. Скорость передачи (частота сигналов) при использо-
вании телефонных каналов стандартизована Международным координацион-
ным комитетом телеграфа и телефона (МККТТ) и должна выбираться из
следующего ряда (значения скорости указаны в битах в секунду или бодах):
50, 200, 600, 1200 и 2400. Дальнейшее повышение скорости требует примене-
ния более широкополосных канала® (например, радиорелейных линий) и
должно осуществляться на значение, кратное 600.
Параллельно с основным каналом используется вспомогательный (слу-
жебный) канал со скоростью передачи 50 Бод, применяемый для целей «ин-
формационной обратной связи» и «переспроса», осуществляемого по инициа-
22
Рис, В, 10. Двоичные коды:
а — параллельный; б — последовательный
Рис. В.11. Замена непрерывной кри-
вой ступенчатой при аналого-цифро-
вом преобразовании
тиве приемного устройства при возникновении сигнала о недостоверности
полученной информации. Этот сигнал вырабатывается с помощью избыточ-
ного кодирования и обеспечивает весьма высокую достоверность функциони-
рования системы в целом.
Обмен сигналами между устройствами цифровой вычислительной техни-
ки без применения модемов или специальных усилителей разрешается на
расстоянии не более 3 м.
Принадлежа к классу неавтономных систем (систем «он-
лайн»), цифровые устройства управления являются частью
разновидности этих систем, известной под названием систем
реального времени. Это очень широкое понятие, охваты-
вающее большое число различных систем, характеризуемых од-
ним общим признаком, все они должны выполнять свои функ-
ции в пределах определённых временных ограничений и удов-
летворять заданному в ре меня ’реакции.
Многие из систем этого рода н, в частности, большинство
систем регулирования и сбора информации действуют по ци-
клическому алгоритму при заданном времени цикла, в те-
чение которого должна быть реализована вся программа, со-
стоящая из решаемой задачи (задач) и тестовой проверки. По
истечения времени цикла он повторяется вновь в том же по-
рядке и может быть прерван только по сигналу прерывания,
свидетельствующему о резком изменении ситуации (например,
срабатывании какого-либо устройства). После отработки пре-
рывания цикл может возобновиться в неизменном нли изме-
23
Рис. В.12. Структура
устройства аналого-цифро-
вого преобразования
ненном виде либо система переводит-
ся в другой режим (например, оста-
новки) .
Для большинства таких систем ха-
рактерио также использование анало-
говой входной информации, дискрети-
зируемой в момент измерения (вы-
борки) с помощью аналого-цифровых
преобразователей (АЦП) и рассматриваемой в качестве посто-
янной на всем протяжении времени цикла. Такое преобразова-
ние означает кусочно-постоянную (ступенчатую) аппроксима-
цию измеряемой величины — замену непрерывной кривой
ломаной, как показано на рнс. В.11. Согласно теореме Котель-
никова такая замена является корректной, если частота выбо-
рок* не меиее чем в 2 раза превышает частоту высшей гармо-
ники соответствующего аналогового сигнала нлн частоту той
его гармоники, которая должна быть учтена. Это положение
составляет основу для выбора максимально возможного вре-
мени цикла; однако на практике стремятся существенно увели-
чить число выборок на периоде измеряемой величины с соот-
ветствующим уменьшением времени цикла.
На практике для выполнения операций аналого-цифрового
преобразования применяются чаще всего устройства со струк-
турой, показанной на рнс. В.12. Здесь АЦП — собственно ана-
лого-цифровой преобразователь, а К—коммутатор, позволяю-
щий подключать АЦП к тому или иному входу устройства.
Управление коммутатором ведется сигналами от ЭВМ, содержа-
щими указания о номерах подключаемых входов. Высокое бы-
стродействие современных АЦП, лучшие образцы которых по-
зволяют получить время преобразования примерно 5 мкс, по-
зволяет обслужить с помощью приведенной схемы достаточно
большое число входных каналов, чаще всего кратное 16 (т. е.
от 16 и выше). Прн этом, определяя полное время преобразо-
вания, следует учесть также время, необходимое для вы-
полнения операции коммутации (несколько машинных
команд).
Разрядность АЦП определяет собой количество сту-
пеней квантования аналоговой величины при переводе
ее в дискретную форму. Образование таких ступеней хорошо
видно из рнс. В.12; для максимального входного сигнала на
границе шкалы преобразователя число ступеней М может быть
получено как
дл=2п,
(В.9)
где п — число двоичных разрядов кода на выходе преобразо-
вателя.
24
Для часто применяемых преобразователей с 10 разрядами
максимально возможное число таких ступеней составляет
М= 210=1024. Это означает, что разрешающая способ-
ность такого преобразователя для однополярной величины
будет примерно равна 0,1%.
При применении этого преобразователя для обработки
двухполярных сигналов один разряд потребуется для кодиро-
вания знака и разрешающая способность устройства понизится
вдвое. В то же время при определении методической погреш-
ности преобразования значения отклонения непрерывной кри-
вой от ломаной делятся на два (±6) и в данном случае при
10 двоичных разрядах составляют 0,05 %,
Полная погрешность преобразования помимо методической
погрешности содержит еще ряд составляющих и обычно имеет
значение, характерное для достаточно точных измерительных
приборов (0,5—1 %).
Помимо аналого-цифровых преобразователей в системах
управления нередко применяют и преобразователи иного типа,
называемые а и а л о го - р е л е й и ы м и (АРП). Под этим пони-
мается набор измерительных реле любого типа (например, ре-
ле мощности и т. п.), отстроенных друг от друга на ступень
квантования 25 н соединенных между собой, как показано на
схеме рнс. В.13.
Как следует из приведенной схемы, среди ее выходных кон-
тактов в каждый момент замкнут только один, соответствую-
щий ступени, в пределах которой находится измеряемая ве-
личина. Если величина лежит в пределах, обозначенных на
рнс. В.11 как Xi и Х2, то замкнуты контакты, соответствующие
ступени 1, если она находится между Х2 и Х3, то замкнуты кон-
такты ступени 2 н т, п. Это дает возможность получить на вы-
ходе схемы код в форме, изображенной на рнс. В.14,а и назы-
ваемый иногда логической шкалой.
Сравнивая логическую шкалу с обычным кодом двоичного
числа, пример которого приведен на рис. В.14,б, можно видеть,
что для изображения логической шкалы обычно требуется зна-
чительно больше разрядов, чем для изображения двоичного
числа. Так, для изображения цифры 5 в двоичном коде потре-
буется всего три разряда, тогда как в логической шкале для
этого потребуются все пять разрядов. Однако возможность
использования для преобразования чисел в дискретную форму
хорошо проверенной и широко распространенной аппаратуры
является весьма привлекательной, н в системах управления до-
статочно часто применяется этот метод, реализуемый не толь-
ко на наборах реле, но и на специальных АРП, что делается,
конечно, при не слишком большом числе ступеней квантова-
ния.
25
Применяя для измерения той или иной величины предва-
рительное преобразование ее в форму напряжения постоянного
тока и использовав схему, приведенную на рис. В.9, можно
осуществить запоминание измеряемой величины иа интервале,
# 1 2 J 4 6 7
|g|O|O|g|glP|g|H
а)
Я 1 2
Р I ' И S)
Рис. В.14. Изображение изме-
ренной величины:
а — после аналого-релейного пре-
образования; б — после аналого-
цифрового преобразования
непосредственно предшествующем
моменту ее изменения, т. е. в так
называемом предшествующем
режиме. Однако еще более удоб-
но это осуществить с использова-
нием памяти ЭВМ.
В некоторых случаях на выходе
цифровых систем управления долж-
на быть получена аналоговая вели-
чина или величены, изменяющиеся
по рассчитанному в системе закону.
26
СЗ R6
R3 КМ 3,1
r KLIOJ
KL10.3
KL3.2
R9
Rtf’
Ц К М3.2
КТЗ
R12
КПа
КТ3.1
KL3.3
KHS
KL1DA П
KL7
KL3A
Третья
ступень
KIAS
KL1S
a) L
KL1.6
ЛШ2 W3f
KL2.5
XLS.2
KL2.7
KL3.6
KL5.1
KL9.7
К устройствам
KL4.6
RL6.2
KL1. 7
> доза роЗки.
упроб^ятщих.
ЗоздеастЗий.
KIS.7
KL7.1
KL5.3
6)
преобразователя
:ма в систему и выдачи из
В этих случаях прибегают к использованию цифро-аналоговых
преобразователей (ЦАП), осуществляющих операции, обратные
описанным выше. Кроме того, для прие
иее дискретных сигналов должны быть предусмотрены соот-
ветствующие элементы релейного типа, называемые обычно
дискретными входами и выходами. Операции дискретного вхо-
да могут осуществляться двояко: по инициативе системы или
внешнего по отношению к ней устройства. В первом случае не-
обходимо лишь обеспечить нужное состояние требуемого раз-
ряда выходного регистра ЭВМ, для чего в программу вводятся
предназначенные для этой цели операции (например, операция
формирования заданного кода с последующей отсылкой его на
выходной регистр). Второй случай несколько сложнее и тре-
бует подачи сигнала иа регистр прерываний с указанием соот-
ветствующего вектора прерываний.
Для обеспечения дискретного выхода в системе предусмат-
риваются реле, контакты которого выводятся наружу и вклю-
27
чаются в соответствующие цепи. Поскольку напряжение на эти
контакты подается извне, такой выход называется выходом
в виде «сухих» контактов. Кроме того, требуемый сигнал мо-
жет быть получен от логических элементов, входящих в состав
ЭВМ (например, в состав выходного регистра). В этом случае
говорят о выходе иа «логическом уровне».
Указанный набор (АЦП, ЦАП, дискретные входы и выходы)
является более или меиее стандартным и включается в состав
управляющих ЭВМ в виде устройства связи с объек-
том (У С О), однако способы такого включения могут быть
различными. Заказчику может быть предоставлена возмож-
ность выбрать один из наборов таких устройств, предусмотрен-
ных для данной ЭВМ, либо ему дается право скомпоновать
(специфицировать) этот набор самостоятельно. В последнем
случае поставка ЭВМ называется специфицированной
и требует большего срока.
Такой подход, связанный с выделением типа ЭВМ, ориентированных на
применение в системах управления и названных управляющими, был харак-
терен главным образом для машин второго поколения. Слово «ориентиро-
ванный» было применено здесь потому, что любая ЭВМ в принципе может
решать любые задачи, однако наиболее эффективно это можно было сделать
именно на управляющей ЭВМ, так же как экономические (коммерческие) и
научные задачи наиболее эффективно решались на «коммерческих» и «.науч-
ных» машинах.
В системах третьего поколения был устранен разнобой в разрядности
выпускавшихся ранее ЭВМ —большей для научных машин, мепьшсй дл?
управляющих. В любой модели системы длина использованных двоичных
слов составляла 32 разряда, причем это слово разбивалось иа группы по
8 бит, получившие название байт. Арифметическое устройство машины
стало арифметико-логическим устройством (АЛУ). В его состав
был введен набор из восьми быстродействующих (сверхоперативных) регист-
ров, благодаря чему появилась возможность использовать для выполнения
операций по обработке информации чисто логическое устройство, называе-
мое комбинационным сумматором. В то же время ряд функций по управле-
нию вычислительным процессом перешел от аппаратуры к программам,
включенным в состав так называемой операционной системы.
Все эти нововведения ие только повысили эффективность си-
стемы, но сделали ее универсальной, одинаково выгодной при
решении всех классов задач. Поэтому предполагалось, что су-
ществовавшее ранее деление машин по классам задач, на кото-
рые они ориентированы, будет упразднено. Однако в конце
60-х годов возник новый класс самих ЭВМ, который опроверг
все прогнозы.
Новые машины, получившие название мини-ЭВМ, первона-
чально были ориентированы именно на управление н должны
были представлять собой основу для создания различного рода
28
технических систем. Структура этих машин совпадала с су-
ществовавшими ранее и включала в себя процессор с АЛУ и
утройством управления (УУ), запоминающее устройство (ЗУ)Г
устройство внешней памяти иа магнитных дисках и периферий-
ные устройства (ввода, вывода н т. п.). Однако миии-ЭВМ..
имеют целый ряд особенностей, приводящих к их удешевлению
и увеличению надежности.
С этой целью длина обрабатываемого ими машинного сло-
ва (разрядная сетка машины) сокращена до 16 разрядов (ра-
нее существовавшие управляющие машины имели сетку дли-
ной в 24 двоичных разряда), а управление рядом сложных
операций, выполия'вшееся ранее с помощью специальной аппа-
ратуры, было переведено на программный способ управления.
Так, иапрнмер, операция умножения выполнялась как совокуп-
ность сложений и сдвигов и т. п. Все это привело к существен-
ному сокращению объема используемой аппаратуры и соответ-
ственно затрат иа нее.
При этом, естественно, увеличивается число операций, не-
обходимых для решения задачи. Однако растет и скорость вы-
полнения операций, определяющаяся быстродействием эле-
ментов машины. Поэтому время решения задач оставалось
приемлемым, и такие машины получили широкое распростра-
нение.
Повышению эффективности миии-ЭВМ способствовал и
принятый способ их комплектации. В связи с малыми разме-
рами самой машины в стоййе, предназначенной для ее разме-
щения, возникла возможность установить плат ы-р а с ш и р и-
тели, включающие в себя аппаратуру для выполнения требуе-
мых функций. К числу этих плат принадлежат дополнительные
платы для увеличения объема оперативного запоминающего уст-
ройства (ОЗУ), платы УСО и ряд других. Таким образом,
специфицированная поставка в соответствии с потребностями
пользователя (например, с составом того или иного устройст-
ва управления, создаваемого на основе мини-ЭВМ) стала од-
ной из основных.
В СССР миии-ЭВМ выпускают в составе системы машин
(СМ), производимой совместно предприятиями стран-членов
СЭВ. Наиболее употребительны машины СМ-2 и СМ-4, уста-
новленные в ряде систем управления в энергетике. Сейчас они
заменяются машинами СМ-2м и СМ-1420 соответственно. Для
этих машин разработана большая номенклатура плат-расши-
рителей, включенных в состав различных конфигураций ма-
шины и поставляемых в виде специфицированных поставок.
Область применения этих машин расширилась и включает
в себя мини-вычислительные центры. Дальнейшее развитие
применения вычислительной техники в устройствах управления
связано с созданием БИС.
29
Появление БИС — это результат совершенствования техно-
логии, позволившей резко увеличить число элементов, устанав-
ливаемых на одной кремниевой подложке интегральной микро-
схемы. В настоящее время число элементов (диодов), устанав-
ливаемых на подложку размером примерно 6X6 мм, составля-
ет десятки тысяч. Однако процесс подготовки к производству
каждого нового типа микросхем весьма дорог. Выпуск нового
типа микросхем становится рентабельным лишь в двух случа-
ях: если потребность в данной микросхеме составляет десятки
тысяч штук в год или если микросхема является программи-
руемой и может применяться в различных устройствах при до-
статочно малом объеме выпуска каждого из устройств. Имен-
но такими программируемыми микросхемами и являются мик-
росхемы микроЭВМ.
Современные микроЭВМ бывают одноплатными и
однокристальными. В первом случае используется на-
бор кристаллов микросхем с тем или иным функциональным
назначением (микропроцессорный набор), причем все
кристаллы располагаются на одной плате и соединяются меж-
ду собой методами печатного монтажа. Во втором — вся схема
микроЭВМ располагается на одной подложке и выпускается
в одном корпусе.
Структура микроЭВМ в точности совпадает с описанной
выше структурой мини-ЭВМ, и машины имеют практически
одинаковые функциональные возможности; однако микроЭВМ
имеют значительно меньшие размеры, что приводит к появле-
нию у иих некоторых особенностей. Первой и наиболее важ-
ной является новый подход к созданию их запоминающих
устройств, распространившийся сейчас и на машины других
типов и состоящий во включении в ОЗУ машины постоян-
ных запоминающих устройств (ПЗУ).
Появление ПЗУ вызвано отказом от применения в микро-
ЭВМ запоминающих устройств на магнитных сердечниках
с прямоугольной петлей гистерезиса, применявшихся в течение
многих лет в ЭВМ различного типа. Оперативное запоминаю-
щее устройство на магнитных сердечниках (МОЗУ) имеет раз-
меры, значительно превышающие размеры все остальных
устройств микроЭВМ, и плохо сочетается с ними. Поэтому для
микроЭВМ были разработаны специальные электрические ОЗУ
на микросхемах. Эти ОЗУ вполне пригодны для данного слу-
чая, но имеют свойство, которого не было у МОЗУ. Они теряют
информацию при любой потере питания, даже весьма кратко-
временной, т. е. являются энергозависимыми.
Постоянные запоминающие устройства предназначены толь-
ко для чтения информации. Оперативная запись в них невоз-
можна; более того, перезапись вообще возможна только в од-
ной из разновидностей ПЗУ, называемых перепрограмми-
30
руемыми ЗУ (ППЗУ). Другие типы ПЗУ этой возможно-
стью не обладают. Однако все они энергонезависимы и
отличаются большой надежностью. Поэтому запись неизменяе-
мой части информации в ПЗУ позволяет уменьшить требуемый
объем ЗУ с оперативной перезаписью (с произвольным досту-
пом), уменьшить его энергопотребление и питать его от не-
больших аккумуляторов или гальванических элементов.
В СССР выпускается в настоящее время ряд микроЭВМ,
из которых наиболее популярны машины типа «Электрони-
ка-60» и СМ-1800. Первая из иих— 16-разрядная машина, про-
граммно совместимая с ЭВМ СМ-4 и обладающая быстродей-
ствием примерно 250 тыс. операций в секунду (операции типа
сложения, вычитания, логики и сдвигов). Вторая — 8-разряд-
ная с быстродействием около 400 тыс. операций в секунду.
Кроме того, начат выпуск еще ряда типов микроЭВМ с быст-
родействием до 1 мли. операций в секунду.
Как и миии-ЭВМ, описываемые машины могут наращивать-
ся различными платами-расширителями, также построенными
на микросхемах с большим, средним и сверхбольшим уровня-
ми интеграции. Установка плат-расширнтелей превращает опи-
санные выше одноплатные машины в миогоплатные; однако
размеры всей конструкции остаются небольшими. Четыре платы
«Электроники-60» имеют размеры 280x240x70. Еще меньшие
размеры имеют уже используемые на практике однокристаль-
ные ЭВМ.
Расчетная надежность одноплатной микроЭВМ после перио-
да приработки или ускоренного старения составляет около
25 тыс. ч; однако здесь не учитывается возможность отказа
блока питания. Вопросы питания микроЭВМ в условиях энер-
гообъектов являются весьма сложными и требуют обычно спе-
циального рассмотрения.
МикроЭВМ в совокупности с платами-расширителями обра-
зует так называемые микропроцессорные средства,
которые могут применяться в системах управления по-разному.
В одном случае они составляют неотъемлемую часть системы,
реализуемую путем встраивания в нее законченных изделий илн
микропроцессорного набора, В других — это отдельно стоящая
микропроцессорная система с ЭВМ и ее платами-расширите-
лями, выпускаемая заводами как система общего применения
и комплектуемая специально для нее предназначенным блоком
питания. В настоящее время все большее распространение по-
лучают микропроцессорные устройства управления в виде про-
граммируемых контроллеров.
К таким контроллерам нередко относят плату ЭВМ, выпускаемую в ви-
де законченного устройства, но без периферии. Однако по строгому смыслу
этого термина под ним следует понимать устройства управления особого ти-
31
ma, построенные па базе микропроцессорных средств, но существенно отли-
чающиеся от свободно программируемых микроЭВМ. Наиболее характерной
чертой этого устройства является наличие в нем ПЗУ, куда еще при изго-
товлении заносятся готовые блоки программ для решения задач того или
.иного класса (так называемые алгоритмические блоки или алгоблоки).
Вся настройка программируемого контроллера на конкретную область при-
менения при этом состоит лищь в том, чтобгя, используя специальный язык,
близкий к языку технолога, соединить алгоблоки между собой и ввести в
них требуемые значения параметров.
Примером подобного рода контроллеров является регулирующий микро-
процессорный контроллер «Ремиконт», промышленный выпуск которого уже
.начат в СССР. Этот контроллер предназначен для создания САР различного
типа и может, в частности, применяться для этой цели в тепловой и элект-
рической части электростанций, если цикл регулирования составляет не ме-
нее 0,5—1 с. Кроме того, должны выпускаться логические микропроцессор-
ные контроллеры «Ломиконт» и дисплейные контроллеры «Димиконт», ори-
ентированные на решение логических задач и задач связи систем управле-
ния со средствами отображения информации — дисплеями.
Известны также контроллеры для создания релейно-контактных схем
и т. п. Для всех этих устройств характерны выносные настроечные узлы,
.подключаемые к контроллеру только тогда, когда они необходимы.
В настоящее время для целей управления начато применение персо-
нальных ЭВМ. Эти ЭВМ предназначены в основном для использования
непосредственно на рабочем месте пользователя в производственной или до-
машней обстановке. Аппаратура персональных ЭВМ во многом совпадает с
микроЭВМ общего назначения, иногда в этих машинах применяются один и
те же узлы. В связи с большой серийностью выпуска персональные ЭВМ
дешевле всех остальных машин, что обусловливает целесообразность расши-
рения области их применения.
ГЛАВА ПЕРВАЯ
СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ И УСТРОЙСТВА
АВТОМАТИЧЕСКОГО ГАШЕНИЯ ПОЛЯ
СИНХРОННЫХ МАШИН
1.1. ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ ВОЗБУЖДЕНИЯ
В данной главе излагаются особенности выполнения систем
возбуждения и устройств автоматического гашения поля син-
хронных машин, важные для обеспечения работы комплексов
системной автоматики. Особенности современных систем воз-
буждения подробно изложены в [5].
Различают систему возбуждения независимую, когда
питание обмотки возбуждения синхронной машины происходит
от отдельного автономного источника постоянного тока, ЭДС
которого не зависит от работы данной синхронной машины;
таким источником может быть отдельно работающий двигатель-
генератор или выпрямительная установка с питанием напря-
жением от автономного источника переменного тока и с само-
возбуждением, если питание обмотки возбуждения син-
хронной машины происходит от источника постоянного тока,
ЭДС которого зависит от частоты вращения этой машины, ее
напряжения или тока.
Если генератор постоянного тока расположен на одном
валу с ротором синхронного генератора, то схема представляет
собой систему самовозбуждения; если генератор постоянного
тока приводится во вращение отдельным двигателем, питае-
мым от энергосистемы, то система возбуждения независимая.
На рис. 1.1 приведен распространенный ранее вариант
электрома шинного возбуждения, применяемого в сочетании
с устройствами автоматического регулирования и форсировки
возбуждения.
Для повышения надежности систем возбуждения стремятся
избавиться от коллекторных машин постоянного тока, заменяя
их полупроводниковыми устройствами.
Эффективность работы устройств форсировки возбуждения
и устройств автоматического регулирования возбуждения
(АРВ) в общем комплексе средств автоматики для повышения
устойчивости параллельной работы синхронных машин опреде-
ляется скоростью подъема возбуждения и потолком возбуж-
дения.
Средняя скорость нарастания возбуждения на зажи-
мах синхронной машины определяется тангенсом угла наклона
прямой аб стороны треугольника абв к оси абсцисс (рис. 1.2).
3—6678 33
♦- Рис. 1.1. Схема устройства автомати-
ческого гашения поля (АГП) с пере-
ключением обмотки ротора на рези-
стор R1 и включение резистора R3 в
цепь возбуждения возбудителя; R2—
регулировочный реостат
Рис. 1.2. Определение средней скоро-
сти нарастания возбуждения
Площадь указанного треугольника равна заштрихованной пло-
щади ограниченной действительной кривой нарастания напря-
жения за время 0,5 с.
Потолок возбуждения определяется кратностью
тока возбуждения по отношению к номинальному току
возбуждения возбудителя. Для различных типов синхронных
машин заводами-изготовителями регламентируется допустимая
кратность тока возбуждения ротора по отношению к номиналь-
ному в течение определенного времени. Если длительность
форсировки возбуждения превосходит допустимую, устройства
автоматики должны произвести снижение тока возбуждения
(развозбуждение), а если’ это не привело к уменьшению тока
ротора до заданного значения, что указывает на неисправность
в системе возбуждения, то следует отключить синхронную ма-
шину и погасить ее поле или переключить на резервный воз-
будитель.
В соответствии с ГОСТ системы возбуждения должны обес-
печивать кратность форсировки возбуждения для генераторов
и синхронных компенсаторов не менее 2 оти. (номинальных)
ед. возбуждения, а скорость нарастания напряжения возбуж-
дения должна быть не менее 2 ед. возб./с.
Устройство автоматического гашения поля (АГП) отключает
обмотку ротора от источника постоянного тока или прекращает
прохождение тока по цепи ротора иным способом (например,
путем запирания диодов полупроводниковых приборов). Дей-
ствие АГП тем эффективнее, чем быстрее ЭДС статора умень-
шается до значения, прн котором происходит самопогасание
дуги в случае нарушения изоляции статора. Самопогасание
34
дуги присходит обычно при напряжении статора 500 В и ме-
нее; при /р=0 остаточное напряжение статора за счет остаточ-
ного иамагничиваиия не превосходит 150—200 В.
Действие АГП является обязательным при внутренних по-
вреждениях синхронных машин. Работа без возбуждения до-
пускается на время самосинхронизации, т. е. на время, пока не
достигнется подсинхронная частота и обмотка ротора переклю-
чится с разрядного резистора на полный ток возбуждения.
У включенного в сеть генератора срабатывание АГП при нор-
мальной работе приводит к возникновению асинхронного режи-
ма по отношению к энергосистеме.
Прн наличии в энергосистеме резерва мощности генератор,
потерявший возбуждение, отключается автоматически защитой
от асинхронного хода нлн путем подачи отключающего сигна-
ла от вспомогательных контактов АГП на выходное реле защи-
ты. При недостатке активной мощности в энергосистеме работа
турбогенераторов без возбуждения может быть допущена в те-
чение некоторого времени (до 15—30 мни) при условии сниже-
ния активной нагрузки генератора в асинхронном режиме
примерно до 40% номинальной за время до 2 мнн (для предот-
вращения перегрева лобовых частей обмоткн статора генера-
тора). В типовых схемах защиты и автоматики турбогенерато-
ров, работающих блоком с силовым трансформатором, преду-
сматривается возможность прн потере возбуждения произво-
дить нли отключение блока от энергосистемы, нлн разгрузку
генератора до установленного заранее значения, воздействуя
иа уменьшение подачн пара в тур-
бину.
У турбогенераторов ТГВ-200 н
ТГВ-300, работающих с ионным
возбуждением, а также ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2 и ТВВ-320-2, работаю-
щих с возбуждением от полупро-
водниковых выпрямителей, при ра-
боте устройства АГП в процессе
гашения дуги могут возникнуть пе-
ренапряжения, опасные для сохра-
нения изоляции ротора. Директив-
ные материалы требуют для защи-
ты изоляции ротора от пробоя уста-
навливать разрядники, срабатываю-
щие при напряжении 2,4 кВ (дей-
ствующее значение 1,7 кВ).
Для предотвращения возникно-
вения опасной перегрузки ротора,
имеющего форсированное охлаж-
дение обмотки, в устройствах регу-
3* 35
Рис. 1.3. Характер изменения
напряжения генератора после
действия устройства АГП по
схеме рис. 1.1 (случай холосто-
го хода); ?дгп—собственное
время действия устройства
АГП
лировання возбуждения предусматривают блок ограничения
форсировки.
В устройствах АГП, предусматривающих переключение об-
мотки ротора на сопротивление резистора R1 (см. рис. 1.1),
запасенная электромагнитная энергия выделяется в виде теп-
ловой энергии, рассеиваемой этим резистором; чем больше его
сопротивление, тем больше напряжение иа зажимах ротора и
тем быстрее происходит процесс гашения дуги. Допустимое на-
пряжение иа зажимах ротора определяется уровнем изоляции.
Обычно сопротивление выбирается равным 4—5-кратному зна-
чению сопротивления обмотки ротора в нагретом состоянии. Со-
противление резистора R2 выбирается равным 10-кратному зна-
чению сопротивления обмоткн возбуждения возбудителя в на-
гретом состоянии.
На рис. 1.3 приведена зависимость Ur=f(t). Время гашения
поля прн работе генератора на холостом ходу составляет 5 —
7 с. Уменьшение тока в роторе и ЭДС происходит по экспонен-
те. Дифференциальное уравнение, описывающее процесс изме-
нения тока в роторе, имеет вид
£ 4" + (Л.+ <•)! = О, (1.1)
at
откуда
i = L , (1.2)
где г—ток в обмотке ротора; L, г — индуктивность н активное
сопротивление обмотки ротора; Ri —сопротивление резистора
R/, подключаемое устройством АГП к зажимам обмоткн рото-
ра; /0=t/0/r — начальное значение тока в обмотке ротора; t/0—
напряжение на зажимах возбудителя перед работой устройст-
ва АГП.
В устройствах гашения поля прн помощи дугогасящей ре-
шетки, в которой расходуется запасенная обмоткой ротора
электромагнитная энергия, время гашения составляет 0,34—
1,4 с. Это время значительно меньше времени, получаемого
в устройствах АГП, в которых запасенная энергия расходуется
в активном сопротивлении.
Прн установке ионного нли тиристорного возбуждения быст-
рого гашения поля можно достигнуть переводом питания воз-
будителя в инверторный режим с одновременной форсировкой
возбуждения до предельно допустимой величины, определяемой
изоляцией ротора. Время гашения прн этом приближается
к теоретически предельно возможному.
36
1.2. ВОЗБУДИТЕЛИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИОННЫХ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
И ТИРИСТОРОВ
Устроство иоииого возбуждения с питанием от вспомога-
тельного генератора иллюстрируется рнс. 1.4. В качестве вспо-
могательного генератора применен трехфазный генератор /,
помещенный на одном валу с главным. Обмотка возбуждения
этого генератора питается выпрямленным током от возбудите-
ля 2, представляющего собой трехфазный генератор повышен-
ной частоты с постоянными магнитами. Питание обмотки воз-
буждения основного генератора производится через ионные вы-
прямители вспомогательным трансформатором 3, соединенным
по схеме треугольник — шестнфазная звезда.
Для предотвращения повреждения от обратных зажиганий
установлены автоматические выключатели обратного тока ЗДд
с устройством автоматического обратного включения однократ-
ного действия. Управление цепью выпрямленного тока произ-
водится воздействием на сетки ртутных выпрямителей н дейст-
вием контактов катодных автоматов SFK- Последние выполня-
ют также функцию защиты от КЗ в цепи ротора.
Другой вариант устройства ионного возбуждения с пнтанн-
ет от вспомогательного генератора, находящегося на одном ва-
лу с главным, показан на рнс. 1.5. Группа выпрямителей низ-
кого напряжения питается от части витков обмоткн статора
вспомогательного генератора н предназначена для регулирова-
ния возбуждения прн нормальном режиме работы. Группа вы-
прямителей высокого напряжения питается от полного напря-
жения вспомогательного генерато-
ра н предназначена для форсиров-
ки возбуждения.
Управление ионным возбужде-
нием производит АРВ. Защита
выпрямителей от обратного зажи-
гания достигается автоматически-
ми выключателями обратного тока
с однократным автоматическим пов-
торным включением. Вспомогатель-
ный генератор имеет устройство
АРВ с компаундированием н элек-
тромагнитным корректором напря-
жения.
Устройства быстродействующего
возбуждения с использованием ти-
ристоров. Такне устройства приме-
няются взамен устройств с управ-
ляемыми ртутными выпрямителями,
имея перед ними преимущества в
z пЛК'
г j
77,5 кВ
-Й7МВ-А 1
6 5
1 4 Z 5 3 6
1 1 1 1 Л Т
SFK
Рис. 1.4. Принципиальная схе-
ма ионного возбуждения с пи-
танием от вспомогательного ге-
нератора
37
Рис. 1.5. Структурная схема ионного возбуждения с питанием от вспомогательного генератора, сидящего на одном валу с главным:
SF — контакты анодных автоматических выключателей обратного тока с повторным однократным включением; FV — разрядник для за-
щиты от перенапряжений, возникновение которых возможно при обрыве дуги в вентилях или при срабатывании обратных автоматиче-
ских выключателей; — контакт контактора, включающего токоогравичивающее сопротивление резистора /? при использовании
метода самосинхронизации (обмотка на рисунке не показана)
38
Рис. 1.6. Структурная схема тиристорной системы возбуждения
отношении удобства обслуживания (отсутствие ртутных выде-
лений). Схемы возбуждения синхронных машин с использова-
нием тиристоров могут быть выполнены подобными схемам с
управляемыми ионными приборами. На рис. 1.6 в качестве ил-
люстрации показана структурная схема возбуждения синхрон-
ного электродвигателя MS, разработанная Харьковским тур-
богенераторным заводом.
Управление тиристором в цепи обмотки возбуждения дви-
гателя осуществляет блок управления БУ; в нем формируются
управляющие импульсы. Питание тиристоров производится от
понижающего трансформатора. Устройством Z4 отфильтровы-
ваются высшие гармоники тока. Измерение тока производится
с использованием шунта блоком защиты от короткого за-
мыкания БЗК, воздействующим при КЗ в цепи, питающей ти-
ристор, на блок управления БУ (для закрытия тиристора и
гашения поля), а также на отключение двигателя.
При пуске двигателя тиристорный преобразователь закрыт.
Обмотка ротора замкнута на пусковой резистор через ти-
ристорные ключи VD1 н VD2. Прн работе двигателя ток в ро-
торе (по модулю и фазе) зависит от момента подачн управляю-
щего сигнала а, вырабатываемого блоком угла регулирования
БУР.
39
В режиме пуска двигатель под воздействием асинхронного
момента разгонаяется до подсинхронной частоты. Измерение
тока в цепи резистора производится блоком защиты пуско-
вого сопротивления БЗП, измеряющим падение напряжения
иа датчике ДИ. Блок БЗП воздействует на формирователь им-
пульсов управления ФИУ.
При достижении подсинхронной частоты блок БЗП закрыва-
ет тиристоры VD1 и VD2. При помощи блока ФИУ открывает-
ся тиристорный преобразователь, тем самым от питающего
трансформатора в обмотку ротора двигателя подается ток воз-
буждения.
Если двигатель неисправен и срабатывает его защита, то
подается сигнал иа блок защиты пускового сопротивления БЗП,
и этот блок открывает тиристоры VD1 и VD2 с одновремен-
ным закрытием основного тиристорного преобразователя — та-
ким образом, осуществляется гашение поля и перевод двига-
теля в пусковой режим.
Аналогично при помощи блока БЗП можно перевести син-
хронный двигатель в режим со снятым возбуждением и пога-
шенным полем для последующей самосинхронизации двигате-
ля после восстановления номинального напряжения на зажи-
мах статора.
Блок ограничения форсировки подключен к цепи обмотки
ротора через трансформатор постоянного тока ТПТ. При пре-
вышении током в цепи обмотки ротора заданного значения
блок ограничения форсировки БОФ воздействует на блок
управления БУ, который изменяет момент времени появления
управляющего сигнала, открывающего тиристорный преобразо-
ватель. Таким образом, ток в цепи обмотки возбуждения син-
хронного двигателя доводится до требуемого значения.
Устройство автоматического регулирования возбуждения
АРБ поддерживает напряжение в соответствии с уставкой на
задатчике напряжения (7уст. При отключении выключателя
производится гашение поля. Формирование команды выполняет
устройство СГ, подающее сигнал на блок управления БУ.
Контроль за правильностью пуска и последовательностью
операций производит блок СП, реагирующий иа ток в статоре
и воздействующий па блок управления БУ,
Питание тиристорного преобразователя производится через
понижающий трансформатор, включенный по шестифазной
схеме через выпрямительные мосты. Для охлаждения предус-
мотрен вентилятор, включаемый блоком БП через контакты
КМ.1 контактора КМ (обмотка КМ на рис. 1.6 ие показана).
Тиристор VD3, шунтирующий часть сопротивления резистора
/?п, предназначен для снижения опасного напряжения на пус-
ковом резисторе в случае возникновения перенапряжения в мо-
мент пуска.
40
Рис. 1.7. Взаиморезервированцое питание выпрямленным токйм тиристоров
систем возбуждения синхронных двигателей двухтрансформаторной под-
станции*
А и Б — питающие источники; Sf — быстродействующие максимальные автоматические
выключатели; БУ — блоки управления
Быстрое гашение поля достигается подачей блоком угла ре-
гулирования БУР инвертированной полярности тока в цепь
возбуждения (сигналом аИнв).
В начальный период внедрения тиристорных систем воз-
буждения синхронных электродвигателей, установленных у по-
требителей, были отмечены многочисленные случаи потери
возбуждения двигателей, выхода их из синхронизма и отклю-
чения последних при КЗ в сети 380 В. От этой сети питаются
как выпрямительные трансформаторы устройств тиристорных
систем возбуждения синхронных двигателей, так и другие по-
требители. На различных объектах с сетью 380 В довольно
часто возникают КЗ, влекущие за собой глубокое снижение
напряжения на питающих шинах этого напряжения. Тиристор-
ные возбудители теряют работоспособность при снижении пи-
тающего напряжения переменного тока ниже 75—80% номи-
нального, и это приводит к указанным выше авариям.
Для двухтрансформаториых подстанций с взаиморезерви-
рующими питающими направлениями от энергосистемы уда-
лось в значительной степени устранить выявленный дефект,
организовав взаиморезервирование питания тиристоров по вы-
прямленному току (рис. 1.7) [25].
41
Другая возможность состоит в привлечении к резервирова-
нию цепей тиристорного возбудителя аккумуляторной батареи
или источника гарантированного бесперебойного электропита-
ния.
13. БЕСЩЕТОЧНАЯ СИСТЕМА ВОЗБУЖДЕНИЯ
Возможность выполнения бесщеточной системы возбужде-
ния синхронного генератора поясняется рис. 1.8. На валу рото-
ра синхронного генератора 1 (рис. 1.8,а} укреплен якорь вспо-
могательного синхронного генератора 2, вращающийся вместе
с выпрямителями 3 и обмоткой возбуждения 4 синхронного
двигателя. Обмотка статора 5 синхронного двигателя подклю-
чается к сети трехфазного тока по обычной схеме. Обмотка
возбуждения 6 возбудителя питается постоянным или выпрям-
ленным переменным током. Изменение тока в обмотке возбуж-
дения 4 производится путем воздействия на изменение тока
в обмотке возбуждения 6 возбудителя.
Рисунок 1.8,6 иллюстрирует еще одну возможность выпол-
нения синхронных генераторов с бесщеточной системой возбуж-
дения. На валу В синхронной машины GS укреплен ротор
с обмоткой возбуждения wL На этом же валу укреплены вы-
прямители VD1, первичная обмотка асинхронного датчика то-
Рис. 1.8. Принципиальные схемы бесщеточной системы возбуждения;
а — структуриая; б — трехлинейная
42
ка ротора АВ н обмотка ротора синхронного возбудителя GE.
Обмотка возбуждения добавочного синхронного возбудителя
GEA питается от статического преобразователя VD2, на кото-
рый может воздействовать блок регулирования.
Бесщеточными возбудителями в настоящее время комплек-
туются турбогенераторы блоков мощностью до 1000 МВт и
более.
1.4. ВЫСОКОЧАСТОТНАЯ И ИОННАЯ СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
Для мощных синхронных машин применяют также высоко-
частотную ионную систему возбуждения.
Принципиальная схема электромашинного возбудителя
с высокочастотным генератором переменного тока и твердыми
выпрямителями показана на рис. 1.9. Ротор высокочастотного
генератора GF приводится во вращение валом турбогенерато-
ра, на котором находятся также ротор основного генератора и
ротор высокочастотного подвозбудителя GFA.
Ротор высокочастотного генератора GF индукторного типа
не имеет обмоток возбуждения; последние расположены в па-
зах статора этого генератора. Здесь размещены также обмот-
ки переменного тока.
Рис. 1.9. Электромашинное возбуждение с высокочастотным генератором пе-
ременного тока и твердыми выпрямителями
43
Отсутствие коллектора существенно повышает надежность
по сравнению с устройствами возбуждения, использующими ге-
нератор постоянного тока.
Обмотка GFE2 используется для осуществления форсиров-
ки возбуждения генератора G от устройства быстродействую-
щего возбуждения (аппаратура регулирования возбуждения
показана условно в виде панели автоматики ПА и установоч-
ного автотрансформатора Т). Питание обмотки GFE3 произ-
водится от автоматического регулятора возбуждения, установ-
ленного на панели автоматики ПА.
Магнитные усилители VS1, У32 устройства автоматическо-
го регулирования возбуждения присоединены к зажимам высо-
кочастотного подвозбудителя GFA. Последний представляет
собой индукторную машину, возбуждение которой осуществ-
ляется постоянными магнитами ротора. В обмотках статора
генератора GFA возбуждается ЭДС с частотой 400 Гц.
На время пуска генератора G питание обмоток магнитных
усилителей автоматического регулятора возбуждения должно
быть переключено контактором КМ на питание от высокочас-
тотного подвозбудителя GFA. Этим обеспечивается последую-
щее самовозбуждение генератора G и высокочастотного генера-
ратора GF с возможностью перевода контактором КМ схемы
возбуждения в положение, соответствующее нормальному ре-
жиму работы.
Последовательное включение обмоткн GFE1 с обмоткой
ротора генератора G обеспечивает дополнительную форсиров-
ку тока возбуждения основного генератора за счет возникнове-
ния свободного тока, проходящего по цепи обмоток Ротор —
GFE1; параллельно каждой из обмоток GFE1, GFE2 и GFE3
включены соответственно резисторы R1.-R2 и R3.
Принципиальная схема ионного возбуждения мощного энер-
гоблока показана- па рнс. 1.10. Здесь применено смешанное
самовозбуждение.
Управление током ротора производится путем воздействия
на устройство сеточного управления через поворачиваемые фа-
зорегуляторы. Питание ротора производится рабочей и форси-
ровочной группами выпрямителей. В нормалньом режиме основ-
ное питание (60—70%). осуществляют рабочей группой ВРР,
дополнительное (40—30%)—форсировочной ВРФ. Прн КЗ
в цепях статора н внешних КЗ в сети полностью открывается
форсировочная группа, что обусловливает увеличение тока
в роторе до предельно допустимого значения. Сигналы на
АРВ попадают от трансформаторов напряжения TV и транс-
форматоров тока ТА. Форсировочная группа дополнительно
питается от последовательного регулировочного трансформатора
ПРТ.
44
45
1.5. ГАШЕНИЕ ПОЛЯ АВТОМАТАМИ С ДУГОГАСИТЕЛЬНОЙ РЕШЕТКОЙ И
ПЕРЕВОДОМ ПИТАНИЯ ОБМОТКИ ВОЗБУЖДЕНИЯ
В ИНВЕРТОРНЫЙ РЕЖИМ*
Условия для наиболее быстрого гашения поля. Гашение поля с макси-
мальной быстротой происходит в том случае, когда в течение всего времени
гашения (т. е. в. течение времени изменения тока в роторе синхронной маши-
ны от начального значения /о до нуля) напряжение на зажимах обмотки ро-
тора сохраняется постоянным — равным предельно допустимому значению
по условию изоляционной прочности. В этих условиях происходит за данное
время наибольшее поглощение электромагнитной энергии, запасенной ро-
тором.
Пусть в устройстве АГП (см. рис. 1.1) сопротивление резистора R1 зна-
чительно больше; сопротивления обмотки ротора г. Дифференциальное урав-
нение, описывающее процесс гашения поля такого устройства, имеет вид
= (1-3)
Минимально возможное время гашения поля в соответствии с изложен-
ным выше будет тогда, когда соблюдено условие максимальной отдачи запа-
сенной в обмотке ротора энергии в течение всего времени гашения поля уст-
ройством АГП. В этом случае
, di
1 ,, = — Rjt = • Umax* (1 -4)
dr
здесь Umax — напряжение на зажимах обмотки ротора в режиме форсиров-
ки возбуждения.
Из (1.4) видно, что оптимальные условия для гашения поля по схеме
рис. 1.1 могут быть получены при наличии в устройстве АГП резистора с со-
противлением /?ь изменяющего свое значение обратно пропорционально про-
ходящему через него току. Тогда выражение (1.5) определяет линейную
зависимость уменьшения тока по времени
U
, ''max . ,,
» = — —— t (1.5)
Ток достигает Нулевого значения через время
J L
ifrtiri = 4 г, ) (1-6)
ljmax
которое является минимально возможным.
Гашение поля при помощи дугогасительной решетки. Принципиальная
схема автомата гашения поля с дугогасительной решеткой показана на
* В данном параграфе используются работы О. Б. Брона, опубликован-
ные в книге «Автоматы гашения поля» (М., Госэнергоиздат, 1961).
46
рис. 1.11. Возбудитель 1 через главные контакты 3
автомата питает обмотку возбуждения 2. При
действии устройства АГП сначала размыкаются
главные контакты 3, а затем, спустя некоторое
время, дугогасительные контакты 4. Разрыв дуги
происходит в поперечном поле магнитов, и дуга
втягивается в дугогасительную решетку 5. Послед-
няя расчленяет дугу на отдельные части, горение
которых длится до тех пор, пока ток в цепи об-
мотки возбуждения 2 не станет равным нулю.
Если п — число пластин решетки и UK —
напряжение на дуге между пластинами (для мед-
ных пластин 25—30 В), то напряжение дуги
Ut=nU*. (1.7)
Рис. 1.11. Схема авто:
мата гашения поля с ду-
гогасительной решеткой
По опытным данным, это напряжение почти на всем диапазоне измене-
ния тока сохраняет постоянное значение. Дифференциальное уравнение, опи-
сывающее переходный процесс, имеет вид
L ’ (1-8)
at
где L, г — индуктивность и активное сопротивление обмотки возбуждения;
Уо — напряжение возбудителя до момента действия автомата гашения поля.
Решение (1.8) определяет характер изменения тока во времени:
Up _
г г
(1-« 1
(1.9)
Так как падение напряжения в дугогасительной решетке значительно пре-
восходит падение напряжения в активном сопротивлении обмотки ротора,
(1.8) без большой ошибки можно упростить:
di
t—+ Уд = «о. (1.10)
at
откуда
„ di ,
L ~dT^
L — = -ДУ.
di
(1.11)
Выражение (1.11) имеет такую же структуру, как (1.4), определяющую
условие достижения минимально возможного времени гашения. Поэтому с
применением дугогасительных решеток можно обеспечить гашение поля с
временем, близким к минимально возможному.
Осциллограммы гашения поля устройствами АГП, имеющими дугогаси-
тельную решетку для гидрогенераторов, приведены на рис. 1.12, для турбо-
генераторов на рис. 1.13. Здесь Uv и Уст — напряжения на зажимах рото-
ра и статора соответственно; — ток ротора; 1С1 — ток статора.
47
Рис. L 12. Характер про-
цесса гашения поля гид-
рогенератора после дей-
ствия устройства АГП
по схеме 1.11. (осцилло-
грамма гашения поля
гидрогенератора 30 МВт):
1 — ток обмотки возбужде-
ния; 2 — напряжение на об-
мотке возбуждения; 3 — на-
пряжение на зажимах ста-
тора
При токах ротора более 600 А применяется двухполюсная схема разры-
ва цепи обмотки ротора при помощи двух дугогасительных решеток.
Конструкция АГП, выполненного на большие токи, показана на рис. 1.14.
Магнитное поле, вызывающее втягивание дуги в решетку после разрыва цепи
главными контактами 3, возбуждается катушкой 5, включенной последова-
тельно. Под действием поля дуга, перемещаясь по рогам 6, втягивается в ду-
гогасительную решетку 7. Последняя состоит из изолированных друг от дру-
га медных пластин.
Электрическая дуга, попав в решетку, приобретает быстрое вращательное
движение под, влиянием радиального поля, возбуждаемого дополнительными
катушками 10\ этим предотвращается плавление и отжиг пластин решетки
дугой. Резистор 11, шунтируя отдельные секции решетки, исключает возмож-
ность .появления перенапряжений в момент погасания дуги.
Принципиальная электрическая схема управления автоматом гашения по-
ля показана на рис. 1.15.
Рис. 1.13. Характер про-
цесса гашения поля тур-
богенератора;
/ — мощностью 25 МВт при
КЗ; //—мощностью 200 МВт
при работе в номинальном
режиме; 1 — ток обмотки
возбуждения; 2 — напряже-
ние на кольцах ротора; 3 —
ток обмотки статора
48
Рис. 1.14. Автомат гаше-
ния поля с дугогаситель-
ной решеткой на боль
шие токи:
1 — стальная плита: 2 — за-
жимы для подвода тока: 3—
подвижные главные кон-
такты; 4~ подвижные вспо-
могательные контакты: 5—
дугогасительная катушка
поперечного поля; 6 — дуго-
гасительные рога; 7 — дуго-
гасительная решетка: 8 —
стальной стержень; 9 —
стальной кожух; 10 — ка-
тушка радиального поля;
И — шунтирующий рези-
стор: 12 — холостые пласти-
ны. Положение контактов
3 и 4 (цепь тока, проходя-
щая через них, замкнута)
соответствует «складскому»
состоянию автомата
Схема АГП с дугогасительной решеткой предусматривает возможность
включения параллельно обмотке возбуждения синхронной машины резисто-
ра, требуемого для обеспечения ее пуска методом самосинхронизации
(см. гл. 7). - . -
Устройства АГП с дугогасительной решеткой не могут отключать в це-
пи возбуждения машины малые токи. В этих случаях дуга замедляет враще-
ние в дугогасительной камере и может не разорваться в пей, вызвав повреж-
дение камеры. Такие аварии происходили в условиях, когда персонал отклю-
чал АГП, предварительно снизив ток возбуждения до 100 А и ниже. В связи
с этим запрещается производить гашение поля автоматом АГП-I, устанавли-
ваемым для генераторов мощностью 100, 150 МВт и более при токах, мень-
ших тока холостого хода, и запрещено применять автоматы гашения поля
АГП-1 для генераторов, ток холостого хода которых меньше 200 А.
Гашение поля при ионном и тиристорном возбуждении. Гашение поля
осуществляется переключением ионного или тиристорного возбудителя в ин-
верторный режим с одновременной форсировкой возбуждения; такой режим
создается до момента снижения тока в обмотке ротора до нуля, после чего
ртутный выпрямитель или тиристорный преобразователь запирается. Управ-
ление производится без разрыва цепи тока.
Дифференциальное уравнение, описывающее процесс гашения поля, име-
ет вид
г
L ,, ir = & max • (1.12)
at
Если падением напряжения в активном сопротивлении ротора по срав-
нению с напряжением Umax можно пренебречь, то (1.12) видоизменяется:
~ — Umax (1.13)
4—6678
49
Рис. 1.15. Принципиальная
схема цепей возбуждения
генератора при наличии
АГП с дугогасительной ре-
шеткой, устройства форси-
ровки возбуждения и
устройства для включения
генератора методом само-
синхронизации:
а, б — рабочие контакты авто-
мата гашения поля в дугогаси-
тельной камере; в. г— его вспо-
могательные контакты (контакт
в в цепи обмотки контактора
КЛЙ используется для включе-
ния резистора R1 контактом
КМ4.1 при включении методом
самосинхронизации; контакт г
в цепи обмотки контактора
КМ2 включает токоограннчи-
вающнй резистор R3 размыкаю-
щим контактом К.М2.1 вслед
за размыканием рабочих кон-
тактов АГП); R2 — регулиро-
вочный реостат, шунтируемый
контактом КМЗ 1 при действии
контактора КМЗ, включаемого
устройством форсировки воз-
буждения (обмотка КМЗ на ри-
сунке не показана)
я становится аналогичным уравнению (1.4)—определяющему условию для
достижения наиболее быстрого гашения поля.
Характерная осциллограмма процесса гашения поля приведена на
рис. 1.16, обозначения на котором соответствуют принятым на рис. 1.12
м 1.13.
Поясняющие примеры. 1. Определить время гашения поля у гидрогене-
ратора с номинальным напряжением 13 000—15 000 В, работающего на холо-
стом ходу при следующих данных: схема устройства АГП выполнена по
рис. 1.1; напряжение машинного возбудителя (70 = 345 В; испытательное на-
пряжение изоляции ротора (Леи = 3500 В; активное сопротивление обмотки
ротора г=0,168 Ом; индуктивность обмотки ротора в ненасыщенной части
£=0,806 Гн; сопротивление, включаемое параллельно обмотке ротора, /? =
=4г; начальное значение тока возбуждения /О = 2050 А; остаточное напря-
жение на зажимах статора после окончания процесса гашения поля £Л>ст=
=200 В.
Решение. В соответствии с (1.2) уравнение, описывающее процесс га-
шения поля, имеет вид
L__________L
Ъ= Я + г “ r(k + 1) *
50
Рис. 1.16. Характеристи-
ка процесса гашения по-
ля гидрогенератора при
ионном возбуждении
(мощи ость гидр огенер а -
гора 105 МВт, гидроге-
нератор работал иа хо-
лостом ходу):
(7СТ — напряжение обмотки
статора; /р— ток обмотки ро-
тора; Up — напряжение на
зажимах ротора
Для рассматриваемого примера
. Я , L °’806 л а
k = — = 4 и — — т=—-—=4,8 с.
г г 0,168
Время окончания процесса гашения поля
t = ------In
+ 1 (р
Здесь ток в обмотке ротора iP соответствует остаточному напряжению UOCt,.
при котором происходит самопогасание дуги:
Jp(?'ост
/0 ном
где Т2С\па:еном—амплитудное значение максимального напряжения на за-
жимах статора генератора при его работе на холостом ходу.
Таким образом,
2 ^тах ном __ * 15 000 ]Qg.
/р ^ост 200
, 4,8 , , 4,8
* = —~ In 105-——’4,6 = 4,4 с.
4+1 5
2. По данным предыдущего примера вычислить минимально возможное-
время гашения поля, определяемое условием поддержания в процессе гаше-
ния постоянного напряжения на зажимах обмотки ротора, равного испыта-
тельному напряжению (7Исй=3500 В.
Решение. В соответствии с (1.6)
L
1щ1П — п j
С'неп
tmin = 2050
0,806
3500
0,5 с.
3. Определить по данным предыдущего примера время гашения поля при-
установке устройства АГП с дугогасительной решеткой, содержащей 75 пла-
4* ... 51:
стип. Напряжение между пластинами принимается равным 30 В.
Решение. Определяем напряжение на дуге (7Д при ее горении в дуго-
гасительной решетке после действия автомата гашения поля
Уд=30-75 = 2250 В.
В соответствии с (1.11)
L - (Уд-^о) - - (2250-345);
di
L------. .. 1905,
dt
откуда
0,806
L 0,806
' = '«-^ = 2050—^0.86 с.
1905
ГЛАВА ВТОРАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ
СИНХРОННЫХ МАШИН
2.1. НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ АРВ
Автоматизация процесса регулирования возбуждения син-
хронных машин производится для решения многих задач,
а именно; для повышения устойчивости параллельной работы
отдельных генераторов электростанций и энергосистем в це-
лом; поддержания на требуемом уровне (в определенных пре-
делах) напряжения в узлах энергосистемы и у потребителей;
ускорения восстановления напряжения до нормального значе-
ния после отключения КЗ и при самозапуске нагрузки.
Простейшим устройством для дискретного воздействия иа
систему возбуждения синхронной машины с целью увеличения
тока возбуждения до предельного значения, допускаемого пе-
регрузкой ротора, является автоматическая форсировка воз-
буждения. Это устройство применяется либо самостоятельно,
либо совместно с устройствами регулирования возбуждения
непрерывного действия.
Устройство форсировки возбуждения срабатывает при сни-
жении напряжения на измерительной системе до уровня 85%
номинального значения. В большинстве случаев оно выполня-
ется при помощи простой аппаратуры, состоящей из реле на-
пряжения и контакторов; в усложненных конструкциях регуля-
торов устройство форсировки возбуждения является одним из
элементов регулятора.
Устройства АРВ в зависимости от параметра, иа кото-
52
рый оии реагируют, и характера этой реакции относятся
либо к регуляторам пропорционального действия,
либо к регуляторам сильного действия. В первую группу
входят АРВ, реагирующие на знак и отклонение тока и напря-
жения от установленных значений. Во вторую группу входят
автоматические регуляторы возбуждения, которые реагируют
не только на знак и изменение напряжения и тока, но н па
скорость изменения этих и других связанных с ними парамет-
ров (на их производные по времени).
Регуляторы возбуждения пропорционального действия на
объектах электроэнергетических систем СССР выполняются
в основном в виде устройств компаундирования с электромаг-
нитным корректором напряжения, разработанных рядом орга-
низаций. Регуляторы сильного действия в основном разработа-
ны Всесоюзным электротехническим институтом им. В. И. Ле-
нина.
Устройства компаундирования с электромагнитным коррек-
тором напряжения осуществляют изменение возбуждения в за-
висимости от значения тока в цепи статора синхронной маши-
ны и напряжения на зажимах статора или в заданной точке
сети. Они действуют относительно медленно и имеют статиче-
скую ошибку по напряжению, исправляемую в некоторой сте-
пени работой устройства форсировки возбуждения.
Регуляторы сильного действия при наличии быстродейству-
ющей системы возбуждения обеспечивают быстрое регулирова-
ние и поддерживают напряжение на зажимах обмотки статора
илн выводах повышающего трансформатора (при работе гене-
ратора или синхронного компенсатора в блоке с трансформато-
ром) практически постоянным. Они не имеют заметной стати-
ческой ошибки; устройства форсировки возбуждения в этих
регуляторах являются резервирующим элементом, дополнитель-
но убыстряющим процесс регулирования.
Массовое оснащение генераторов и синхронных компенсато-
ров устройствами форсировки возбуждения (в первую очередь)
и регулирования возбуждения, как уже отмечалось ранее, зна-
чительно увеличило надежность работы электроэнергетических
систем. Особенно важно применение устройств АРВ для повы-
шения устойчивости параллельной работы синхронных машин.
Остановимся па этом вопросе более подробно,
Пусть синхронный генератор работает параллельно с мощ-
ной энергетической системой через силовой трансформатор и
линию электропередачи (рнс. 2.1). Обозначим ЭДС генерато-
ра Ed-, напряжение шнн подстанции С в системе большой (бес-
конечной) мощности U, сопротивление между точкой прило-
жения ЭДС и шинами подстанции X12.
Ток /12, проходящий по сопротивлению Х12, и активная мощ-
ность Р, выдаваемая генератором в энергосистему, будут соот-
53
Рис. 2.1. Работа синхронного генератора в энергосистеме:
а — схема замещения; б — векторная диаграмма
ветственно равны
iL«i=[-^rl = K-| <2->)
И
P=Wi2Cos<p. (2.2)
Из рис. 2.1,6 видно, что в треугольнике MSN угол Л/5А=ф,
а сторона 5Af=5Af cos ф.
Так как из (2.1)
SAf—/12X12»
а из треугольника ONS
SN=Ed sin d,
то
Ed sin 6—/12X12 cos <p.
Учитывая (2.2), имеем
P=^-sin«. (2.3)
Х12
Максимальная активная мощность Ртах, которую можно
передать, соответствует значению sin 6—1, т. е.
Р „ (2.4)
/MtZ X yr * <
Л12
И
Р—Ртах sin 6. (2.5)
Выражение (2.3) ие учитывает наличия активной состав-
ляющей сопротивления Гц. Такое допущение может быть при-
нято для качественного анализа вопросов устойчивости парал-
лельной работы.
Влияние работы устройств АРВ иа повышение предела ста-
тической устойчивости видно hs рис. 2.2. При отсутствии
54
Рис. 2.2. Влияние работы устройства АРВ на повышение предела статической
устойчивости для схемы сети рис. 2.1,о:
а — изменение напряжения на зажимах генератора при £-=сойз| и увеличения угла А;
б — изменение ЭДС генератора при поддержании неизменным напряжения иа его вы-
водах и увеличении угла б; в — характеристики изменения мощности при увеличении
ЭДС генератора; 1 — нормальный режим работы без АРВ; и — точка устойчивого рав-
новесия; с — точка предела статической устойчивости; d — точка неустойчивого равно-
весия; 2 — работа в зоне искусственной устойчивости; b — принадлежит результирующей
кривой при наличии АРВ и поддержании l/r=const
автоматического регулятора возбуждения ЭДС генератора Ed
определяется неизменным значением тока возбуждения и оста-
ется постоянной в процессе аварийного режима (£'d=const).
Напряжение на зажимах генератора равно вектору Ur, конец
которого разделяет отрезок UEd на части, пропорциональные
синхронному индуктивному сопротивлению генератора Ха и со-
противлению остальной части сети Хс (см. рис. 2.1).
С возрастанием угла 6, т. е. при увеличении передаваемой
мощности, вектор ЭДС на диаграмме займет положение Е'а,
а вектор напряжения на зажимах генератора определится век-
тором и1?. Прн этом
= i^-4i (2.6)
1^г-£у| U|
Как видно из рис. 2.2, а, по модулю [ ] меньше 1 т. е.
I I - [ I = (2-7)
55
Если воспринимающий орган устройства АРВ реагирует иа
АС/ и стремится поддерживать At/—О изменением тока воз-
буждения генератора, то, как видно из диаграммы на рис. 2.2,б,
ЭДС генератора будет больше Еа.
При поддержании t/r=const ординаты характеристики пе-
редаваемой мощности превышают ординаты кривой, построен-
ной по выражению (2.3) для условия Ed=const; работа гене-
ратора становится возможной в области искусственной устой-
чивости, т. е. при угле б между Ed и U больше 90° (рис. 2.2,в).
2.2. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ФОРСИРОВКА ВОЗБУЖДЕНИЯ
В распространенных схемах устройств форсировки возбуж-
дения синхронных машин используют в качестве измеритель-
ного органа реле минимального напряжения с коэффициентом
возврата не менее 0,85. Для исключения случаев ложных, не-
нужных действий часто устанавливают два комплекта реле на
разные фазы измерительного трансформатора или присоеди-
няют такие реле к двум комплектам соответствующих транс-
форматоров с соединением выходных контактов по схеме И.
Измерение напряжения производят иа выводах обмотки
статора или в другой, заранее намеченной точке сети.
При снижении напряжения до значения уставкн срабаты-
вания реле минимального напряжения этим реле включается
контактор форсировки. Производится необходимое воздействие
на систему возбуждения синхронной машины, в результате
увеличивается ток возбуждения до предельно допустимого
значения по условиям работы генератора.
Увеличение тока возбуждения вызывает резкое увеличение
ЭДС синхронной машины. У возбудителей с , естественным
охлаждением обмоток предельное значение тока возбуждения
соответствует потолочному двукратному значению по отноше-
нию к номинальному; в специальных устройствах, предназна-
ченных для достижения повышенного предела устойчивости,
применялось четырехкратное увеличение тока возбуждения.
Для машин с форсированным охлаждением та нлн иная
кратность форсировки допускается только на относительно не-
продолжительное время. Например, для турбогенераторов се-
рии ТВФ кратность форсировки 200% допускается в течение
30 с, 170% —в течение 60 с, 120% —в течение 240 с, а 106% —
в течение 1 ч. Для турбогенераторов типов ТВВ и ТТВ двукрат-
ная форсировка допускается в течение 20 с, а полуторакрат-
ная ограничивается временем 1 мин.
Для машин с естественным охлаждением дежурный персо-
нал обязан устранить причину, вызвавшую работу устройства
форсировки возбуждения, не позднее чем через 1 мин после
56
Рис. 2.3. Изменение напряжения
при КЗ и после его отключения:
Л — момент возникновения КЗ; —
момент срабатывания устройства фор-
сировки возбуждения; 6 — момент
отключения КЗ; — момент времени
восстановления напряжения до значе-
ния, при котором реле напряжения
форсировки возбуждения размыкают
свои контакты; /3 — момент времени
снятия форсировки, ^б~ время восста-
новления напряжения до номинально-
го значения
срабатывания устройства. Для этого предусматривается сигна-
лизация.
Выполнение защиты ротора от перегрузки и ограничение
длительности форсировки путем развозбуждения машины ре-
гламентированы эксплуатационными инструкциями. После того
как напряжение в точке измерения восстановилось до значе-
ния, при котором размыкаются контакты реле форсировки,
соответствующие устройства возвращаются в исходное поло-
жение. Возврат может быть осуществлен или мгновенно, или
с некоторой задержкой. В последнем случае действие форси-
ровки продлевается на заранее заданное время после исчезно-
вения причины, вызвавшей ее работу; таким образом, за счет
увеличенного значения ЭДС в послеаварийном режиме в ряде
случаев может быть исключено нарушение устойчивости во
втором цикле качаний и облегчен самозапуск потребителей
после восстановления напряжения (рис. 2.3).
Задержка возврата устройства форсировки возбуждения
может быть достигнута при помощи реле с замедлением на
возврат. Желательно, чтобы время возврата зависело от вре-
мени сработавшего состояния реле минимального напряжения
форсировки, т. е. от длительности КЗ,
Защита от недопустимо большого времени работы форси-
ровки возбуждения осуществляется с помощью программного
реле времени.
Реле напряжения, управляющее форсировкой возбуждения,
целесообразно присоединять к измерительному трансформато-
ру напряжения через фильтр напряжения прямой последова-
тельности. В этом случае улавливаются толчки напряжения,
возникающие при всех видах КЗ, Часто фильтр напряжений
прямой последовательности выполняют активно-емкостным
(рис. 2.4).
Из диаграмм видно, что если сопротивление плеч фильтра
удовлетворяет условию
Ъ-.Ха =%с2:/?2 = -^-:-4-, (2.8)
57
Рис. 2.4. Подключение реле форсировки возбуждения к фильтру напряжения
прямой последовательности:
а —схема форсировки возбуждения; б — соединение элементов активно-емкостного фильт-
ра прямой последовательности напряжений; в и г -- потенциальные диаграммы при под-
ведения к фильтру напряжений обратной и прямой последовательностей соответственно;
C/mn — напряжение на реле
то напряжение на его выходе при прямом чередовании фаз
равно 150% номинального междуфазного напряжения.
В устройствах форсировки возбуждения должны быть предусмотрены
переключатели, позволяющие персоналу выводить устройство из работы. Учи-
тывая простоту выполнения релейной форсировки, ее применение целесооб-
разно на всех генераторах и синхронных компенсаторах вне зависимости от
того, какими устройствами автоматического регулирования оснащены эти
машины.
2.3. КОМПАУНДИРОВАНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ
С СОГЛАСОВАННЫМ ВКЛЮЧЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО
КОРРЕКТОРА НАПРЯЖЕНИЯ
Компаундирование генератора, т. е. подача тока в обмотку возбуждения
в зависимости от значения тока статора с целью улучшения внешней харак-
теристики генератора, достигается тем, что ток, пропорциональный току ста-
тора, выпрямляется и, складываясь с током самовозбуждения, поступает в
обмотку возбуждения возбудителя GE (рис. 2.5).
Схема рис. 2.5,а иллюстрирует принцип выполнения компаундирования
полным током, схема рис. 2.5,6 — выполнения фазового компаундирования.
В первом случае токи, пропорциональные току статора и напряжению гене-
ратора, подводимые от измерительных трансформаторов тока и напряже-
ния, суммируются после выпрямления токов, во втором случае — до их вы-
58
Рис. 2.5. Принцип выполнения устройства компаундирования:
а — компаундирование полным током; б — фазовое компаундирование
59
Рис, 2.6. Внешние характери-
стики генератора
прямления, т. е. на стороне переменного то-
ка, что позволяет учесть влияние фазового
угла между током статора и напряжением.
Устройство фазового компаундирования
по сравнению с устройством компаундиро-
вания полным током более точно поддержи-
вает напряжение на зажимах генератора, а
от устройства корректора напряжения,
предназначенного для поддержания задан-
ного уровня напряжения, требуется значи-
тельно меньшая мощность.
Для регулирования возбуждения широкое применение находят регуля-
торы с управляемым фазовым компаундированием. Разберем действие этого
устройства. При отсутствии компаундирования и неучете активного сопро-
тивления обмоток статора напряжение на зажимах генератора в соответст-
вии с рис. 2.2,а
U = Е —}Х /
_Г —Г ' г_г*
(2.9)
Если значение ЭДС неизменно и значение Хг постоянно, внешняя харак-
теристика генератора определится прямой 1 (рис. 2.6), т. е. с увеличением
тока статора напряжение понижается. Для поддержания . постоянства на-
пряжения (прямая 2) устройство регулирования должно обеспечить увели-
чение ЭДС на
(2.10)
Добавочная ЭДС должна опережать вектор тока статора на 90°, т. е. за-
висеть как от модуля, так и от фазы тока статора (рис. 2.7,с). В устройст-
вах компаундирования полным током это условие не выполняется, так как
при одинаковых значениях тока статора ЭДС увеличивается одинаково вне
зависимости от фазы тока; в одних случаях происходит превышение напря-
жения по сравнению с требуемым значением, в других случаях напряжение
не восстанавливается до необходимой величины (рис. 2.7,6); поддержание
заданного уровня напряжения осуществляет корректор напряжения, который
должен обладать достаточно большой мощностью.
В устройствах фазового компаундирования коррекция напряжения осу-
ществляется изменением коэффициента суммирующего промежуточного
трансформатора путем подмагничивания его сердечника выпрямленным током
от измерительного трансформатора напряжения. Степень коррекции напря-
жения зависит от уровня напряжения на зажимах трансформатора напряже-
жения, и для ее выполнения требуется незначительная мощность. В силу
этого устройство называется устройством управляемого фазо-
вого компаундирования.
Полная схема регулятора показана на рис, 2.8. Основным элементом уст-
ройства (силовым органом) является трансформатор с подмагничиванием,
представляющий собой трансформаторный магнитный усилитель UAV1 с дву-
мя обмотками питания. Первичная последовательная обмотка А подключена
к трансформаторам тока ТА. Первичная параллельная обмотка V питается
60
Рис. 2.7. Характеристики компаундированного генератора:
а — зависимость ЭДС генератора Е? от угла нагрузки ф, изменяющегося от 0 до 90 °C
при I7r=const; б — внешние характеристики генератора, компаундированного полным
током, при разных значениях cos ф; точка а определяет порог компаундирования
от. трансформатора напряжения TV через повышающий автотрансформатор
Т1 и балластное сопротивление в виде дросселя с воздушным зазором ZL,
На рис, 2,8 трансформаторы тока включены на фазы Л и С, а ток в по-
следовательной обмотке А равен геометрической разности вторичных токов
этих фаз. Ток в обмотке А трансформатора UAV1 должен быть таким, что-
бы при угле <р=0 между током фазы 4 генератора и напряжением одно-
именной фазы Uaq ток в обмотке А опережал ток в обмотке V на угол 90°.
Указанное достигается включением автотрансформатора Т1 на напряжение
Uвс вторичных обмоток измерительного трансформатора напряжения с со-
единением обмоток треугольник — звезда.
Дроссель ZL обеспечивает линейную зависимость тока в обмотке V от
приложенного напряжения и необходим для осуществления регулирования
при холостом ходе и малых нагрузках генератора, когда влияние обмотки А
мало; автотрансформатор Т1 повышает напряжение питания цепи дросселя,
что позволяет увеличить сопротивление дросселя для создания пропорцио-
нальности между током в цепи и напряжением. Кроме того, такое повыше-
ние напряжения значительно уменьшает значение емкости С компенсирую-
щего конденсатора, применяемого для снижения нагрузки на трансформато-
ры напряжения.
Для подмагничивания трансформатора UAV1 предусмотрена обмотка
управления, которая включена на выход магнитного усилителя UAV2, пи-
тающегося выпрямленным током трансформатора напряжения. Промежу-
точный усилитель управляется от трехфазного измерительного органа и со-
ставляет вместе с ним корректор напряжения.
Измерительный трансформатор ТЗ имеет две обмотки: первичную, ис-
пользуемую как нелинейный элемент, питающую через выпрямители VS2 од-
ну из обмоток магнитного усилителя 1/AV2 (обмотку Н), и вторичную, пи-
61
Рис. 2.8. Схема устройства АРВ с управляемым фазовым компаундированием
тающую через выпрямители У5/ обмотку Л магнитного усилителя — линей-
ный элемент. Результирующее воздействие от магнитных потоков, создавае-
мых токами /1 и /а в магнитном усилителе, определяется разностью токов
/лэ=/2 и (рис. 2.9). При отклонении напряжения от заданного зна-
чения в сторону увеличения из-за намагничивания сердечника трансформа-
тора ТЗ нелинейность тока Л резко возрастает и, таким образом, характери-
стика магнитного усилителя получает вид, показанный на рис. 2.10. Соответ-
ственно характеристики тока выхода регулятора (рис. 2.11) обеспечивают
форсированное действие в областях, близких к напряжению UK0K. которое
регулятор должен поддерживать.
Регулировочное сопротивление резистора (рис. 2.8) требуется для
смещения характеристики магнитного усилителя UAV2 в область желаемых
напряжений. Оно включается последовательно с линейной и нелинейной об-
мотками измерительного трансформатора ТЗ. Уставка напряжения, поддер-
живаемая регулятором, задается установочным автотрансформатором Г2, пи-
тающим измерительный трансформатор ТЗ. Пределы изменения напряжения
62
Рис, 2.9, Характеристика измери-
тельного органа устройства АРВ
Рис, 2,10, Характеристика магнитного
усилителя устройства управляемого фа-
зового компаундирования
составляют 10—15% номинального. Изменение уставки производится вруч-
ную или приводом с дистанционным управлением.
Для изменения крутизны характеристики тока выхода корректора на-
пряжения в магнитном усилителе UAV2 предусмотрены обмотки внешней
обратной связи. Обмотка wl питается током выхода UAV1 (от обмотки О
и выпрямителей VS6), т. е. током в цепи обмотки возбуждения возбудите-
ля. Обмотка w2 питается выпрямленным током статора, значение которого'
регулируется сопротивлением резистора RCr-
Конденсатор С емкостью 20 мкФ, подключенный на выходе автотранс-
форматора Т1, позволяет уменьшить общую нагрузку трансформатора на-
пряжения примерно в 2 раза. Фильтровый конденсатор Сф емкостью 80 мкФ
на выходе магнитного усилителя UAV2 служит для улучшения рабочей ха-
рактеристики корректора.
Включение устройства АРВ в цепь возбуждения может осуществляться
или присоединением к общей параллельной обмотке так, как показано на
Рис. 2.11. Характеристика тока выхода
регулятора возбуждения с управляемым
фазовым компаундированием в зависи-
мости от напряжения генератора:
1 — холостой ход генератора; 2 — нагрузка ге-
нератора 50 % номинальной ’ при cos Ф, близ-
ком к единице; 3 — то же при cos Ф, близком
к нулю; 4 ~ нагрузка генератора 100 % но-
минальной при cos ф, близком к единице; 5—
то же при cos ф, близком к нулю
63
рис. 2.8, или к отдельной обмотке возбуждения. При наличии отдельной об-
мотки от устройства АРВ требуется минимальная выходная мощность.
Поддерживаемое устройством АРВ напряжение зависит от частоты. При
изменении частоты на 1% напряжение меняется на 1—1,5%. Максимальная
мощность выхода составляет около 650 Вт. Максимальный питающий ток
от трехфазной группы трансформаторов напряжения при С=20 мкФ не пре-
вышает в двух фазах 4 А, а в третьей фазе I А. Напряжение на трансфор-
маторах тока при максимальной мощности устройства АРВ составляет
примерно 200 В; с уменьшением мощности, отдаваемой устройством, это напря-
жение снижается. Мощность устройства достаточна, чтобы обеспечить регу-
лирование напряжения генераторов, мощность возбуждения возбудителей ко-
торых при номинальной нагрузке генераторов не превышает 1000 кВт. При
больших мощностях (например, для гидрогенераторов с мощностью возбуж-
дения возбудителей от 1000 до 2000 кВт при номинальной нагрузке генера-
торов) требуется применение двух комплектов устройств АРВ, однако при
этом может быть использован один корректор напряжения, который вклкг
чается на последовательно соединенные обмотки управления двух трансфор-
маторов VА VI.
2.4. РЕГУЛЯТОР ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ СЕРИИ ТВВ
С ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ СИСТЕМОЙ ВОЗБУЖДЕНИЯ
Генераторы серии ТВВ с высокочастотной системой возбуж?
дения оснащаются устройством регулирования возбуждения
типа ЭПА-325Б.
В состав регулятора типа ЭПА-325Б (рис. 2.12) входят:
собственно автоматический регулятор возбуждения АРВ про-
порционального типа, устройство быстродействующей форси-
ровки возбуждения УБФ и блок ограничения форсировки БОФ.
Обмотка ротора питается выпрямленным током высокочас-
тотного генератра ВГТ. Последний имеет три обмотки возбуж-
дения: wl, включенную последовательно с обмоткой ротора ос-
новного генератора; w2, обеспечивающую форсировку и питае-
мую магнитным усилителем UAV1, выходной ток которого прн
нормальном напряжении на зажимах статора основного гене-
ратора ТВВ мал и резко увеличивается при снижении напря-
жения; w3, включенную в противофазе с обмотками wl и w2.
Обмотка w3 присоединена к магнитному усилителю UAV2
устройства АРВ. Возбуждение, создаваемое обмоткой wl, пре-
вышает значение, требуемое для нормальной работы генерато-
ра ВГТ; избыток возбуждения компенсируется воздействием
тока, проходящего по обмотке w3.
Характеристики тока выхода магнитных усилителей АРВ и
УБФ показаны на рнс. 2.13. При снижении напряжения иа за-
жимах генератора ТВВ ток выхода магнитного усилителя
VAV2 уменьшается. Это приводит к уменьшению компеисирую-
64
щего влияния обмотки w3 и увеличению воздействия от тока,
проходящего по обмотке wl.
При увеличении напряжения на зажимах генератора про-
цесс имеет обратный характер. Если снижение напряжения
значительно, ток в обмотке w3 резко снижается, что приводит
к возрастанию напряжения на зажимах высокочастотного ге-
нератора ВГТ. Ток в обмотке wl резко увеличивается, чем
обусловливается форсировка возбуждения генератора (увели-
чивается ток в обмотке возбуждения).
Трансформатор Т2 и насыщающийся трансформатор ТЗ
подключены по схеме компаундирования полным то-
ком, Первичная обмотка трансформатора ТЗ является насы-
щающимся дросселем, образующим нелинейный элемент изме-
рительного органа VS2. Вторичная обмотка трансформатора
ТЗ образует линейный элемент измерительного органа VS1.
Выпрямленные токн линейного и нелинейного элементов по-
ступают в обмотки управления Л и Н магнитных усилителей
UAV1 и UAV2. Характеристики линейного н нелинейного эле-
ментов измерительного органа имеют вид, показанный на
рис. 2.9.
Одна нз обмоток магнитного усилителя UAV2 предназначе-
на для обеспечения жесткой обратной связи (ЖОС). Обмотка
питается током, проходящим по цепи обмотки w2 от устройст-
ва форсировки возбуждения УБФ} н включена согласно с об-
моткой Н нелинейного элемента. Наличие жесткой обратной
связи компенсирует влияние подмагничивания магнитного уси-
лителя UAV2 током от измерительного органа регулятора при
понижении напряжения на зажимах основного генератора.
Для обеспечения устойчивости регулирования предусмотре-
на гибкая обратная связь (ГОС). Обмотка ГОС питается то-
ком возбудителя через трансформатор Т4. Резисторы R1— R6
являются установочными н используются при настройке регу-
лятора. Действие устройства происходит следующим образом.
При снижении напряжения на зажимах генератора ТВВ по
сравнению с установленным номинальным значением воздейст-
вие тока обмотки линейного элемента становится больше, чем
воздействие тока обмотки нелинейного элемента. Под влияни-
ем разности этих воздействий сердечник магнитного усилителя
UAV2 начинает подмагничиваться, н если бы не было жесткой
обратной связи, происходило бы дополнительное снижение на-
пряжения.
Из-за снижения напряжения токи в обмотках w2 н ЖОС
стремятся увеличиться за счет действия устройства УБФ (воз-
растает ток от силовых обмоток СО магнитного усилителя
VAV1). Увеличение тока в обмотке ЖОС магнитного усилите-
ля UAV2 приводит к увеличению сопротивления его силовых
5—6678 65
Включение развозвуждения при
увеличении напряжения
до(1,5^1,7Штм в течение 20с
Цепи симоудерживания
и ручного возврата
Включение КМ при отключении
АГП и выключателя fl генератора
Отключение КМ при
восстановлении напряжения
Цепь электромагнита
включения контактора КМ
Включение цепи 2 при отключении
автоматического выключателя SF
1 в случае потери напряжения)
К цепям 1-4 UAV1 a UAV2 рис.2.12,а
Рис. 2.12. Продолжение:
б — вариант автоматического переключения на период пуска
(выходных) обмоток СО и резкому уменьшению тока в обмотке
w3, что н обеспечивает требуемую форсировку.
При увеличении напряжения по сравнению с номинальным
ток выхода UAV1 устройства УВФ не возрастает, поэтому уве-
личение тока в обмотке w3 обеспечивает необходимый эффект
регулирования, т. е. снижает напряжение на зажимах генера-
тора ТВ В.
Силовые обмотки магнитного усилителя UAV1 для усиле-
ния эффекта форсировки питаются от высокочастотного генера-
тора ВГТ, напряжение которого при форсировке возрастает —
создается. эффект положительной обратной связи, т. е. допол-
нительное усиление.
На период пуска цепи силовых обмоток UAV1 переключа-
ются на питание от высокочастотного подвозбудителя ВЧП.
Силовые обмотки магнитного усилителя UAV2 постоянно полу-
чают питание от высокочастотного подвозбудителя ВЧП через
промежуточный трансформатор Т5.
Переключение контактора /СЛ1 осуществляется персоналом
вручную либо производится автоматически при включении
автомата гашения поля (АГП). На рис. 2.12,6 показан вариант
автоматического переключения. При включении АГП подается
напряжение на одну из обмоток двухпозиционного реле KL3 и
5* 67
Рис. 2.13. Характеристи-
ки АРВ и устройства бы-
стродействующей форси-
ровки (УБФ) регулято-
ра ЭПА-825Б
замыкается цепь контактора ЛМ По-
следний переключает силовые обмот-
ки UAV1 иа ВЧП, включает обмотку
дополнительного подмагничивания П
(через регулировочный резистор R9)
и размыкает цепь обмоткн Л устрой-
ства форсировки возбуждения. Так
как при этом воздействие от тока в
обмотке w2 начинает превышать воз-
действие от тока в обмотке w3, прихо-
дящего от АРВ (от магнитного уси-
лителя UAV2), то появится ток в об-
мотке ротора и обмотке, wl. После
того как появилось напряжение на за-
жимах генератора ТВВ, срабатывает реле напряжения RV2 с
уставкой {/Ср={/ном. Включается вторая обмотка двухпознцнон-
ного реле KL3, которое возвращается в исходное положение и
размыкает цепь контактора КМ.
Упомянутое размыкание цепи линейного элемента прн
включении генератора требуется для ограничения напряжения
на ВГТ в пусковом режиме до значения 0,5 номинального.
В устройстве регулятора ЭПА-325Б предусмотрены блоки
ограничения форсировки возбуждения н развозбуждення. Блок
ограничения форсировки выполняется на магнитных элементах
с использованием напряжения измерительного трансформатора
TL, подключенного к зажимам генератора ВГТ (рис. 2.14).
Прн достижении напряжением двукратного значения, опасного
Рис. 2.14. Блок ограничения форсировки устройства ЭПА-325Б
68
для сохранности выпрямителей уст-
ройства, ток усилителя UAV (рис.
2.14) резко возрастает. Этот ток по
цепи обмотки ОФ вызывает уменьше-
ние тока выхода магнитного усилите-
ля UAV2 (см. рис, 2.12,а), что приво-
дит к редкому уменьшению тока фор-
сировки. Степень ограничения, т, е.
изменение крутизны характеристики —
(рис. 2.15), достигается обмоткой $
внутренней обратной связи магнитно- рис
го усилителя UAV (рис. 2.14), блока
Развозбуждение генератора при ровки
достижении напряжения 1,5—1,7 но-
минального значения (из-за неисправностей
2,15. Характеристика
ограничения форси-
устройства ЭПА-325Б
регулятора или
по другим причинам осуществляется прн помощи реле
KV1 н КТ с временем срабатывания 20 с. Реле времени кон-
тактами КТ Л включает реле KL1. Последнее самоудержнвает-
ся и замыкает цепь обмотки развозбуждення ОР и подмагни-
чивания 077 магнитных усилителей UAV1 и UA V2 (см.
рис. 2,12). Ток через эти обмотки регулируется резистором R8.
Возврат устройства производится персоналом воздействием на
кнопку управления SB.
2.5. РЕГУЛЯТОРЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ
Иден регуляторов возбуждения сильного действия были
предложены доктором техн, наук, проф. М. М. Ботвинником
применительно к поддержанию устойчивости дальних электро-
передач переменного тока.
Быстродействие регуляторов рассматриваемого типа и точ-
ность поддержания ими значения регулируемого параметра до-
стигаются осуществлением процесса регулирования не только
в зависимости от изменения регулируемой величины, но и по
скорости н ускорению при этом изменении (по первой н второй
производным) [6]. Требуемое качество н эффективность регу-
лирования возможны прн наличии системы возбуждения, обес-
печивающей большую скорость нарастания напряжения на за-
жимах обмотки ротора генератора.
Для повышения устойчивости параллельной работы генера-
торов, как следует из (2.3) и рассмотрения рис. 2.2, целесооб-
разно было бы осуществлять регулирование по углу 6. Однако
измерение угла б между вектором ЭДС генератора и вектором
напряжения шин приемной системы, удаленной на большое
расстояние, в большинстве случаев требует применения специ-
альных средств, что усложняет устройство и понижает надеж-
ность его работы.
69
При работе по схеме генератор — трансформатор — линия
электропередачи — приемная энергосистема угол 6 может быть
определен с помощью так называемой фантомной схемы (см.
гл. 4). Одиако такие устройства широкого распространения не
получили.
Наиболее часто применяются регуляторы возбуждения силь-
ного действия, производящие регулирование по электрическим
параметрам, зависящим от угла б, в частности по напряжению
в контролируемой точке. Для убыстрения процесса регулиро-
вания и его стабилизации в закон регулирования вводится
первая производная указанной величины — отклонение частоты
и производная этого отклонения. Отклонение частоты пропор-
ционально первой производной отклонения угла 5, а производ-
ная отклонения частоты — второй производной. Кроме того,
вводится отрицательная обратная связь по току ротора.
Математическое выражение, определяющее закон регули-
рования, можно записать следующим образом:
77= М + ^1 — + , (2.11)
0 1 dt 1 3 dt2
где П — параметр режима, по которому производится регули-
dn d2n
рование; п. ---, ----— соответственно абсолютные значения
r dt dt2
отклонения параметра регулирования, первая и вторая произ-
водные от этого отклонения; kG, ki, k2 — коэффициенты регули-
рования.
Область устойчивости процесса регулирования и его быст-
рота определяются выбранными коэффициентами kG, k\ и k2.
Введение в закон регулирования первой производной в опреде-
ленных пределах увеличивает устойчивость н скорость процес-
са. В сторону увеличения скорости влияет также увеличение
коэффициентов k0 и k2. Однако чрезмерное увеличение коэффи-
циентов может привести к перерегулированию и самораскачи-
ванию.
Оптимальные значения коэффициентов зависят от конфигу-
рации энергосистемы, а также от направления и соотношений
перетоков по линиям электропередачи, соединяющим электри-
ческую станцию, иа которой осуществляется регулирование
возбуждения генераторов, с другими частями системы.
На рнс. 2.16 показаны характеристики, ограничивающие об-
ласть устойчивой работы регулятора, производящего регули-
рование по углу б и его первой и второй производным, при
различных значениях коэффициентов fei и k2. Эти характерис-
тики определены для генератора, выдающего свою мощность
в приемную энергосистему по длинной линии электропередачи.
Устойчивая зона регулирования меняется в зависимости от на*
70
Рис. 2.16. Определение коэффициен-
тов k\ и k2 в зависимости от режимов
работы электропередачи (область
устойчивой работы для всех режи-
мов заштрихована):
&1ср и &йср — средние значения координат
точек, расположенных и области устойчи
вой работы регулятора
чального угла передачи 50. Коэффициенты регулирования вы-
бираются так, чтобы устойчивость процесса регулирования со-
хранялась прн любых значениях угла б0- При переходе на
регулирование по напряжению и его производным границы
областей устойчивости регулирования изменяются, однако ха-
рактер процесса и, следовательно, возможность выбора опти-
мальных коэффициентов k} и /г2 остаются прежними (рис. 2.17)
Регуляторами сильного действия могут оснащаться как гид-
ро-, так и турбогенераторы. В большинстве случаев регуляторы
применяются в сочетании с ионной (или тиристорной) системой
возбуждения. Применение АРВ сильного действия на машинах
с ионной системой возбуждения позволяет по сравнению с АРВ
пропорционального типа на машинах с электромашииным воз-
буждением повысить пределы статической устойчивости иа
10—-30 и пределы динамической устойчивости на 6—10%.
В одном из вариантов регулятора сильного действия пред-
усматривается результирующее воздействие на систему воз-
буждения по следующим факторам:
а) по отклонению напряжения АП от заданного значения
с коэффициентом
kw = 50 ;
ед. напр.
б) по значению производной напряжения (по скорости из-
менения напряжения) с коэффициентом
0-^-7 СД—' ;
и ед. напр./с
в) по изменению частоты тока статора с коэффициентом
/0 Гц ’
71
Рис. 2.17. Примерный характер изменения областей устойчивости регулирова-
ния при различных значениях коэффициентов регулирования и
а — схема электропередачи; б — граничные области устойчивого регулирования; i — ре-
гулирование по углу й; 2— регулирование по току; 3 — регулирование по напряжению
г) по значению производной
фициентом
частоты тока статора с коэф-
д) по значению производной
менеиня тока) с коэффициентом
k' —-0-н2
/'рот
ед.возб.
Гц/с
тока ротора (по скорости нз-
ед.возб.
ед. тока рот./с
kfl = 0 — 6
За единицы возбуждения тока и напряжения принимаются
их номинальные значения. Оптимальные коэффициенты усиле-
ния по различным каналам определяются для каждого устрой-
ства путем предварительных расчетов н натурных эксперимен-
тов в энергосистеме.
С целью упрощения внешних связей регулятора можно при-
менять воздействие по частоте и ее производной; однако при
передаче мощности, близкой к пределу по статической устой-
чивости, как показали исследования на математических моде-
лях, возможно самораскачнвание системы. Кроме того, как
показал анализ ряда аварийных ситуаций, при возникновении
в той части энергосистемы, где расположена станция с АРВ,
дефицита активной мощности из-за наличия канала по частоте
происходило нежелательное снижение напряжения на шинах
станции.
Регулятор сильного действия состоит из блоков напряжения
БН, компаундирования БКД с промежуточным трансформато-
ром тока ТА и операционного блока ОБ (рнс. 2.18). В блок
напряжения входят: регулировочный двигатель М, сельсин-при-
емиик CR; дифференциальный сельснн RD, механический диф-
ференциал ТД, выпрямители VS1 н V52, фильтр K.VZ1, нели-
нейный мост на стабилитронах VD, реле форсировки К£ф
72
Рис. 2.18. Структурная схема АРВ сильного действия. Символом UF обозна-
чено устройство для преобразования переменного напряжения 380 В, 50 Гц в
напряжение НО В, 450 Гц
с коэффициентом возврата 0,98, три однофазных трансформа-
тора ТУ/, подпорный трансформатор TV2.
В операционный блок поступают сигналы от блока тока ли-
ний БТЛ-0,5, блока тока ротора БТЛ-5, ограничителя мини-
мального возбуждения ОЛГВ, питаемого от трансформатора
постоянного тока TLA, блока обратной связи БОСИВ, воздей-
ствие на который зависит от значения напряжения возбудите-
ля (/рот-
Выходные цепи операционного блока подключены к обмот-
кам суммирующего магнитного усилителя UAV1, создающего
первый каскад усиления. Второй каскад усиления осуществля-
ется магнитными усилителями UAV2(P) и U АУЗ(Ф). Ток сило-
вой обмотки усилителя UAV2 воздействует на полупроводнико-
вую систему сеточного управления рабочей группы диодов
73
ЯТн
Рис. 2.19, Схема выходного
фильтра
ССУП-Р, а ток силовой обмотки
усилителя UAV3 — на полупровод-
никовую систему управления фор-
сировочной группы диодов ССУП-Ф.
Воздействие осуществляется через
выходные фильтры KVZ2 и KVZ3,
снижающие переменную составляю-
щую выходного напряжения до
150 мВ. Схема фильтра приведена
на рис. 2.19.
На структурной схеме регулято-
ра (рис. 2.18) ионный возбудитель ИВ содержит две группы
диодов — рабочую и форсировочНую. Для ограничения форси-
ровки возбуждения предусмотрено включение сеточного пита-
ния форсировочной группы диодов ССУП-Ф через стабилитрон,
который присоединяется к цепи при срабатывании контакта
ЛХофД реле ограничения форсировки 7(Л>ф (обмотка на
рис. 2.18 не показана).
Благодаря применению реле форсировки KL$ с высоким
коэффициентом возврата работа реле происходит и при уда-
ленных коротких замыканиях в сети. Для введения задержки
форсировки после отключения коротких замыканий (примерно
на ОД с) осуществлена задержка на отпадание якоря реле
Достигается это тем, что параллельно обмотке реле KL*
включен конденсатор емкостью 20 мкФ. Сигнал, поступающий
от реле К£ф на управляющую обмотку усилителя UAV1, пре-
вышает сигнал от производных тока и напряжения на развоз-
буждеине, возникающий при отключении коротких замыканий,
чем нейтрализует нежелательное действие этих сигналов.
ВНИЙЭ и ВЦ Главтехуправлення Минэнерго СССР разра-
ботали программу ЭВМ, позволяющую упростить отыскание
оптимальной настройки автоматических регуляторов сильного
действия. Были проведены испытания контроля этих регулято-
ров на ряде электростанций (на Запорожской ГРЭС, Криворож-
ской ГРЭС-2, Саяно-Шушенской ГЭС и др.).
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
3.1. НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Поддержание нормального уровня напряжения в питающих
частях энергосистемы и ее потребителей является одной нз ос-
новных задач качественного ведения режима работы электро-
энергетической системы. Государственный стандарт допускает
74
отклонение напряжения у потребителей от номинального не
более чем на 5%. Отклонения напряжения сверх указанного
значения в сторону понижения могут приводить к увеличению
скольжения асинхронных двигателей и как следствие к пере-
грузке реактивным током питающих элементов; при наличии
электросветильников в виде ламп накаливания — к значитель-
ному уменьшению их светоотдачи, а для люминесцентных
ламп — к их погасаиню.
При увеличении напряжения может возникнуть массовый
выход из строя ламп накаливания и радиоаппаратуры. Кроме
того, чрезмерное увеличение напряжения вызывает старение
изоляции с повышенными токами утечки, что может привести
к повреждению электрооборудования. Уменьшение напряжения
в узловых пунктах энергетической системы снижает пропуск-
ную способность линий электропередачи и понижает устойчи-
вость параллельной работы энергосистемы.
Поддержание поминального напряжения иа зажимах ра-
дио- и телевизионной аппаратуры, а также в цепях электропи-
тания электронных приборов и ЭВМ выполняют устройства ти-
па стабилизаторов напряжения. Они бывают индивидуальные
или групповые.
В сетях освещения электростанций н подстанций в течение
длительного времени находят применение ферромагнитные
стабилизаторы типа СТС2 [18]. Они на выходе обеспечивают
стабильное напряжение при изменении напряжения входа от
0,85 до 1,1 номинального. Проходная мощность этих стабили-
заторов 100 илн 63 кВ-А. Однако прн снижении напряжения
питания до 70—72% номинального на время до 0,02 с люминес-
центные ртутные лампы высокого давления ДРЛ гасли; пов-
торное зажигание оказывалось возможным после охлажде-
ния— через 10 мни.
Поддержание напряжения на должном уровне в контроль-
ных пунктах энергосистемы достигается рациональным веде-
нием режима работы дежурным персоналом (полным исполь-
зованием реактивной мощности генераторов и синхронных ком-
пенсаторов, недопущением перегрузки питающих элементов
системы, правильным направлением потоков мощности по от-
дельным линиям электропередачи, надлежащим выбором ко-
эффициентов трансформации повышающих и понижающих
трансформаторов), а также совместной работой устройств ав-
томатического регулирования возбуждения синхронных машин
(генераторов, компенсаторов, двигателей), устройств, автома-
тически изменяющих под нагрузкой коэффициенты трансфор-
мации силовых трансформаторов, последовательных регулиро-
вочных трансформаторов и устройств, автоматически переклю-
чающих илн плавно изменяющих емкостную нагрузку стати-
75
ческих компенсаторов. Важно, чтобы заранее (еще на стадии
проекта) были предусмотрены требуемые устройства.
Оптимальные условия для поддержания нужных уровней
напряжения в системе, работающей на уже имеющемся обору-
довании, определяются с помощью ЭВМ по специальным про-
граммам.
При наличии в энергосистеме линий электропередачи боль-
шой длины снижения влияния емкости этих линий на уровни
напряжения в примыкающем районе достигают за счет уста-
новки компенсирующих заземляющих реакторов на фазах.
Автоматические устройства, управляющие включением и от-
ключением этих реакторов и чувствительные к одностороннему
отключению длинной линии с противоположного конца, входят
в комплект автоматического ограничения повышения напря-
жения (АОПН).
Применяемое в некоторых случаях ограничение нагрузки
потребителей для повышения напряжения (в узле энергосисте-
мы) включается в настоящее время в функции устройств спе-
циального автоматического ограничения нагрузки (САОН).
Эта автоматика бывает ближнего н дальнего действия; в по-
следнем случае необходимые сигналы передаются по различ-
ным каналам телемеханики.
3.2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УСТРОЙСТВ АРВ
Устройства АРВ используются для поддержания напряже-
ния на заданном уровне (в том ичсле н по соображениям устой-
чивости) и для распределения реактивной нагрузки между ис-
точниками питания в период нормальной работы энергетиче-
ских систем. При наличии аппаратуры АРВ на генераторах и
синхронных компенсаторах изменение задания, определяющего
требуемый уровень напряжения, производится специальными
автоматами или управляющей ЭВМ или персоналом путем
воздействия на установочное устройство.
Для уменьшения уровня напряжения на зажимах гене-'
ратора или компенсатора с помощью установочного автотранс-
форматора следует увеличить напряжение, подводимое к вос-
принимающему органу АРВ, В этом случае ток выхода регу-
лятора уменьшается.
Для увеличения уровня напряжения на зажимах гене-
ратора или компенсатора напряжение, подводимое к этому ор-
гану, надо уменьшать. Такое уменьшение может быть допуще-
но до некоторого предела, определяемого значением макси-
мального тока выхода, контролируемого показанием прибора
на пульте управления.
Следует иметь в виду, что только наличие устройств АРВ
иа генераторах и синхронных компенсаторах без вмешательст-
76
ва дежурного персонала полностью
не может решить вопроса регули*
рования напряжения и реактивной
мощности в энергетической систе-
ме. Ниже рассмотрены примеры,
позволяющие уяснить некоторые
принципы использования устройств
АРВ в системах регулирования на-
пряжения и реактивной мощности
в энергообъединениях и их объек-
Рис. 3.1. Параллельная работа
генераторов на шины генера-
торного напряжения
тах.
а) Генераторы работают парал-
лельно на шинах генераторного на-
пряжения. Устройства АРВ уста-
новлены на каждом генераторе. Заданный уровень напряжения
должен поддерживаться на шинах (рис. 3.1).
Условимся рассматривать процесс регулирования при на-
личии регулировочного диапазона. Такой диапазон соответст-
вует области работы системы возбуждения по достижении ее
током значения, определяющего наибольшую величину (пре-
дел) возбуждения в течение времени, допускаемого конструк-
цией агрегата (его электромагнитными и тепловыми характе-
ристиками) .
Регулирование может происходить по астатическим
(независимым) и статическим (зависимым) характеристи-
кам. При астатическом регулировании уровень напряжения
в некоторой точке системы, по которому производится регули-
рование в функции, например, реактивной составляющей тока
статора /г.р (рис. 3.2,а), имеет вид прямой линии, параллельной
оси абсцисс.
Предположим, что на генераторах установлены устройства
АРВ, действие которых определяется только фактом отклоне-
ния напряжения от заданного уровня. При понижении напря-
жения первым сработает устройство АРВ с меньшей зоной
нечувствительности. Генератор, снабженный таким регулято-
ром, начнет загружаться реактивным током. Другие параллель-
но работающие машины при этом могут не принимать участия
в процессе восстановления напряжения или начать участво-
вать после того, как исчерпаются регулировочные возможности
первого генератора. Таким образом, распределение реактивных
нагрузок между машинами неопределенно.
При статических характеристиках регулирования
(рис. 3.2,6) распределение реактивных нагрузок между маши-
нами зависит от наклонов характеристик t/r=/(/r.p), определяе-
мых коэффициентами статизма
Si=tgai; s2=tga2.
(3.1)
77
Рис. 3.2. Характеристики
регулирования напря-
жения:
а — астатическая (незави-
симая); б — статическая (за-
висимая)
В большей степени реактивным током загрузится та из ма-
шин, характеристика которой больше приближается к горизон-
тальной прямой (у которой коэффициент статизма меньше, ха-
рактеристика 1).
Обеспечить желательное (стабильное) распределение реак-
тивных нагрузок между генераторами можно, изменив наклон
характеристик f/r=f(/r4>), осуществив токовую стабили-
зацию.
Принцип токовой стабилизации ясен из рис, 3.3.
Пусть генератор оснащен регулятором возбуждения с аста-
тической характеристикой, обеспечивающим поддержание по-
стоянного напряжения на зажимах статора, к которым через
измерительный трансформатор напряжения подключен воспри-
нимающий орган регулятора. Обеспечить в этом случае стати-
ческую характеристику регулирования можно, если подводить
к АРВ напряжение, стабилизированное реактивным током. Так
как регулятор стремится поддержать постоянным напряжение
на входе, то это напряжение должно автоматически изменяться
по закону
Ur=Ux—Ir.Ps, (3.2)
где $— требуемый коэффициент статизма; С/х — напряжение
на шинах при холостом ходе генератора.
Требуемые фазовые соотношения между напряжениями и
токами, подводимыми к воспринимающим системам АРВ, мож-
но достигнуть, если включить их иа напряжения
Ча* Zc р • кг ст’
У. ВС к, (3.3)
Vp3~ Кц Kf
где Ki и Ки—коэффициенты трансформации трансформаторов
тока и напряжения; /?ст—сопротивление стабилизации,
78
Рис. 3.3. Пояснение принципа то-
ковой стабилизации
Рис. 3.4. Схема работы блоков генера-
тор — трансформатор на общие шины
<77)4^1^2
Наклон характеристик по рис. 3.2,6 определяется величиной
р
-у-Лу, изменением которой достигается желательное рас-
пределение реактивных нагрузок между генераторами.
В устройствах компаундирования полным током статиче-
ский закон регулирования £4—f(/r.p) достигается за счет внут-
реннего статизма регулятора. Из рис. 2.7,6 видно, что с увели-
чением реактивной слагающей тока статора, что имеет место
при увеличении значения фазового угла <р и неизменном пол-
ном токе статора, уровень напряжения, поддерживаемый уст-
ройством, понижается. При наличии корректора напряжения,
более инерционного, чем устройство компаундирования, с те-
чением времени происходит некоторое перераспределение реак-
тивных токов.
Электромагнитный корректор напряжения, включенный по
схеме рис. 2.12,а, обеспечивает закон регулирования по выра-
жению
£7=£7Х-£4ОЛН5. (3.4)
Стабилизация напряжения определяется значением полного
тока, проходящего по обмоткам статора. Для изменения коэф-
фициента статизма параллельно обмотке разделительного
трансформатора Т2, присоединенного к трансформаторам тока
ТА, включено регулируемое сопротивление /?з-
В устройствах управляемого фазового компаундирования
(рис. 2.8) коэффициент статизма регулируется изменением со-
противления /?ст.
79
б) Генераторы работают на общие шины блоками с силовы-
ми трансформаторами. Устройства АРВ установлены на каждом
генераторе станции. Заданный уровень напряжения должен
поддерживаться на сборных шинах (рис. 3,4). При схеме, пока-
занной на рис. 3.4, стабильное распределение реактивных на-
грузок между блоками генератор — трансформатор обеспечи-
вается даже в том случае, если устройства АРВ, включенные
на напряжение выводов генераторов, поддерживают это напря-
жение по астатическому закону, т. е. если
Uri = f/r2=t/x^const. (3.5)
Пренебрегая активным сопротивлением генераторов и
трансформаторов, а также не учитывая активную составляю-
щую тока нагрузки, т. е. полагая наличие только реактивного
тока, его значение в фазе, одноименной с фазой напряжения,
можно найти так:
/г1р = и^~иш (3.6)
И
/гар = , (3.7)
ь ар у 4 f
Л Тр2
где ХТр1 и ЛтР2 — реактивные сопротивления Т1 и Т2.
Из приведенных соотношений имеем
^Tpi „ ^тр2 (3 8)
A'pa ^Tpi
т, е. при принятых допущениях распределение реактивных то-
ков обратно пропорционально реактивным сопротивлениям
трансформаторов.
Выражения (3.6) н (3,7) можно представить следующим
образом:
£/ш=£/х-ХтР17Г1Р (3.9)
и
Uut=U^-Xrr>2h2P. (3.10)
Эти зависимости соответствуют статическим характеристи-
кам регулирования.
Перераспределения реактивных нагрузок можно достигнуть
путем регулировки коэффициента статизма при установке уст-
ройств АРВ со статическими характеристиками.
в) Использование АРВ для поддержания постоянства напря-
жения в удаленной точке энергосистемы. В некоторых случаях
требуется поддерживать неизменным напряжение не на шинах
генератора, а в территориально удаленной точке энергосисте-
мы, например на шинах высшего напряжения повышающих
трансформаторов или в конце линии электропередачи, работаю-
80
щей блоком с генератором и трансформатором, В этих случа-
ях к воспринимающему органу АРВ должны быть подведены
напряжения точки, где требуется производить регулирование
напряжения. Измерить напряжение удаленного конца можно
с помощью фантомной схемы.
Если обозначить сопротивление цепи от места установки
АРВ до места, где требуется производить автоматическое регу-
лирование напряжения, через 2сети, напряжение на зажимах
измерительного трансформатора напряжения, к которому при-
соединен воспринимающий орган АРВ, через Ur, а ток в одно-
именной фазе через /ст, то напряжение этой фазы на приемной
стороне
(3.11)
Отсюда
^рег = ^г-^ + Л>АетИ- (3.12)
Для осуществления способа компенсации падения напряже-
ния от тока в эквивалентном сопротивлении (фантомной схе-
мы) можно использовать элементы устройства АРВ, применяе-
мые для токовой стабилизации, с изменением полярности под-
ключения токовых цепей. В ряде случаев компенсируют только
падение напряжения от реактивной составляющей полного то-
ка в индуктивном сопротивлении цепи генератор — шины под-
станции, напряжение на которых требуется регулировать,
3.3. ГРУППОВОЕ УПРАВЛЕНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЕМ ГЕНЕРАТОРОВ
Централизованное управление работой энергосистемы пред-
полагает работу отдельных электростанций по определенному
режиму в соответствии с суточным графиком напряжений и на-
грузок (активных и реактивных), задаваемым заранее диспет-
черской службой. Работа персонала по поддержанию уровня
напряжения сводится к воздействию на установочные устрой-
ства АРВ. В устройствах компаундирования с корректором
напряжений персонал меняет для этой цели коэффициент
трансформации установочного автотрансформатора.
В том случае, .если на электростанции имеется большое ко-
личество параллельно работающих агрегатов, задача персона-
ла по регулированию возбуждения для поддержания требуе-
мого уровня напряжения оказывается достаточно трудоемкой.
Становится целесообразной установка устройств, позволяющих
персоналу одной операцией воздействовать па изменение воз-
буждения группы машин; при этом загрузка машин должна
производиться таким образом, чтобы предотвращалась пере-
грузка отдельных генераторов и трансформаторов. Если такое
групповое регулирование осуществлено или намечено к осуще-
6—6678 81
Рис. 3.5. Схема, поясняющая принцип уравни-
вания реактивных нагрузок синхронных машин
ствлению, то следую-
щим шагом автомати-
зации процесса регу-
лирования напряжения
является установка
центрального задатчи-
ка напряжения, исклю-
чающего необходи-
мость вмеш ательства
персонала в работу
устройств АРВ при
нормальной работе
электростанции по за-
данному графику на-
пряжений; очевидно
что такие устройства могут широко применяться на автоматизи-
рованных многоагрегатных гидростанциях.
К устройствам группового регулирования возбуждения на-
ряду с общими требованиями простоты и надежности предъяв-
ляются следующие основные требования:
а) распределение реактивных нагрузок между генераторами
должно происходить по заранее установленным соотношениям
и иметь апериодический характер, т. е. не должно возникать
качаний между машинами, подключенными к системе группо-
вого регулирования;
б) должна быть предусмотрена возможность отключения
той нли иной машины от систем группового регулирования и
осуществления ручного регулирования; при автоматическом
отключении генератора от сети он автоматически должен от-
ключаться и от системы группового регулирования;
в) должна быть предусмотрена возможность воздействия
на центральный задатчик вручную.
Разработано несколько вариантов устройств группового
регулирования.
Схемы устройства для уравнивания реактивных нагрузок.
Один из вариантов такой схемы показан на рнс. 3.5. Схема
содержит двигатели постоянного тока 1, воздействующие через
исполнительные блоки ИБ на устройства АРВ генераторов.
Количество двигателей и исполнительных блоков соответствует
числу генераторов, между которыми производится уравнивание
реактивных нагрузок. Цепи возбуждения двигателей присоеди-
нены к постороннему источнику постоянного тока; обмотка
якоря каждого из двигателей питается током, пропорциональ-
ным реактивной составляющей тока статора.
В устройстве для уравнивания реактивных нагрузок вместо
реактивной составляющей тока статора используется пропор-
циональный этому току ток ротора или напряжение, снимар-
82
Шины центрального задатчика напряжения
Рис. 3.6. Групповое регулирование возбуждения с уравниванием реактивных
нагрузок и центральным задатчиком напряжения:
ЦЗ — центральный задатчик напряжения; БРИ—блок распределения нагрузок; ЕВУ —
блок выходных усилителей; w — основная обмотка возбуждения возбудителя; ЛТ — дви-
гатель регулировочного реостата
мое с обмоткн возбуждения, J7pOT. Для исключения нежела-
тельных электрических соединений между собой цепей возбуж-
дении различных машин напряжение UPQT может быть
получено от трансформаторов постоянного тока, включенных
на напряжение или ток ротора.
При нарушении равенства реактивных нагрузок различных
генераторов в якорях двигателей появляется ток, пропорцио-
нальный напряжению, равному алгебраической разности меж-
ду средним напряжением роторов и напряжением ротора каж-
дого генератора. В зависимости от направления этого тока
двигатели начинают вращаться в ту или иную сторону н через
исполнительные блоки воздействуют на устройства АРВ до тех
пор, пока напряжения на роторах генераторов станут равны
друг другу.
На рис. 3.6 показана другая схема группового регулирова-
ния возбуждения генераторов. Блок распределения нагрузок
БРН измеряет и сравнивает реактивные нагрузки генераторов.
Питание блока предусмотрено от трансформаторов тока в це-
пи статора и трансформаторов напряжения на зажимах генера-
торов. Ток выхода распределителя нагрузок усиливается бло-
ком выходного усилителя БВУ и воздействует на изменение
возбуждения генераторов. Регулирование возбуждения произ-
водится при помощи двигателей, меняющих положение регули-
ровочных устройств, Такая система регулирования производит
6* 83
Рис. 3,7. Групповое ре-
гулирование возбужде-
ния с центральным кор-
ректором напряжения:
ЦЗ — центральный задатчик
напряжения (корректор);
О А V - силовой усилитель;
wl — основная обмотка воз-
буждения возбудителя; w2—
добавочная обмотка возбуж-
дения возбудителя
апериодическое выравнивание реактивных нагрузок через 30—
60 с после возникновения расхождения в распределении реак-
тивной мощности между машинами ±30% номинальной мощ-
ности генераторов.
Схема группового регулирования с центральным задатчи-
ком; равенство реактивных нагрузок параллельно работающих
генераторов достигается применением генераторов с одинако-
выми внешними характеристиками. Схема предусматривает за-
мену индивидуальных корректоров напряжения общим
(рис. 3.7). Ток выхода корректора центрального задатчика ЦЗ
усиливается магнитными усилителями UAV и питает добавоч-
ную обмотку возбуждения возбудителя w2. Схема проста и не
содержит движущихся частей, однако требует одинаковой
настройки внешних характеристик генераторов, так как в про-
тивном случае расхождения между реактивными нагрузками
генераторов могут быть значительными, что обусловит пере-
грузку одних машин при недогрузке других.
Схема группового регулирования с центральным задатчиком
и устройством для распределения реактивных нагрузок по за-
ранее составленной программе. Принципиальная структурная
схема устройства показана на рис. 3.8.
Требуемый уровень напряжения в дайной точке энергосис-
темы задается задатчиком напряжения 2. Задаваемое напря-
жение может корректироваться либо автоматически в зависи-
мости от перетока по линии электропередачи блоком 1, либо
диспетчером при помощи устройства телемеханики. Измерит
тельный орган сравнивает задаваемое напряжение и напряже-
ние на шинах. Если эти напряжения отличны друг от друга, то
в зависимости от знака и их разности через усилительный
блок 3 подается импульс на распределитель нагрузок 4. По-
84
Рис. 3.8. Схема группового регулирования напряжения с центральным задат-
чиком и устройством для распределения реактивных нагрузок
следний воздействует иа устройства АРВ 5 отдельных генера-
торов в зависимости от желательного участия той или иной
машины в покрытии реактивной мощности.
Если на электростанции имеется несколько секций, работа
которых может быть параллельной, то к регулированию напря-
жения при таком режиме работы привлекаются все генераторы
станции. С этой целью воздействие на устройство АРВ каждо-
го генератора передается через устройство 6, суммирующее
выходные воздействия распределителей нагрузок 4} установ-
ленных для отдельных групп генераторов. Электрические цепи
между уравнителем нагрузок 4 и суммирующими устройства-
ми 6 контролируются контактами 7, замкнутыми при парал-
лельной работе соответствующих секций.
Для того чтобы де допустить длительную перегрузку гене-
раторов реактивным током, предусмотрены ограничители 8,
разрешающие длительное действие устройства-АРВ до опре-
деленного предела. Если для поддержания заданного уровня
напряжения требуется изменить коэффициент трансформации
силовых трансформаторов, предусмотрено производить эту опе-
рацию устройством 4 через блок управления 9, изменяющим
коэффициент трансформации силовых трансформаторов под
нагрузкой. Возможно такое воздействие предусматривать сра-
85
зу, если напряжение на шинах изменилось иа значение, при
котором целесообразно изменить коэффициент трансформации
силовых трансформаторов, или после того, как исчерпаны ре-
гулировочные возможности генераторов.
Принципиальным достоинством рассматриваемого устрой-
ства АРВ является привлечение к регулированию, напряжения
всех генераторов станции с возможностью распределения меж-
ду ними реактивной нагрузки по желательной характеристике
даже и в том случае, если параллельная работа генераторов
осуществляется на секциях разного напряжения, В то же вре-
мя выполнение устройства оказывается сложным, что является
существенным недостатком. *
3.4. УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ИЗМЕНЕНИЯ
КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Автоматическое изменение коэффициента трансформации
силовых трансформаторов производится для поддержания
определенного уровня наприжения на зажимах потребителей
электроэнергии. Изменение коэффициента трансформации пе-
реключением ответвлений обмоток переключающим устройст-
вом происходит скачкообразно. Плавное изменение коэффипн-
ента трансформации путем изменения магнитного состояния
магнитопровода его подмагничиванием иногда производят для
трансформаторов небольшой мощности, предназначенных для
питания специальной нагрузки.
Скачкообразное изменение коэффициента трансформации
обычных силовых трансформаторов с регулированием под на-
грузкой должно учитываться прн выполнении воспринимающе-
го органа регулятора; последний должен иметь зону нечувст-
вительности, перекрывающую величину перерегулирования на-
пряжения после переключении регулировочного устройства на
одну ступень.
Регулирование должно происходить замедленно, чтобы при
кратковременных колебаниях напряжения не работало без
нужды переключающее устройство, частая работа этого устрой-
ства может привести к повреждению механизма. Время отра-
ботки выходной команды обычно составляет 20—30 с. Воспри-
нимающий орган регулятора может реагировать: на изменение
напряжения в месте установки регулятора; на изменение гео-
метрической суммы напряжения в месте установки регулятора
с падением напряжении от тока в эквивалентном сопротивле-
нии, т. е. на изменение напряжения в некоторой точке элек-
трической системы, электрически приближенной или к узловой
подстанции, или к месту присоединения токоприемников; на
изменение напряжения в месте установки регулятора с коррек-
цией тока в питающей линии или реактивной мощности.
86
Автоматическое изменение положения переключающего
устройства трансформаторов с регулированием коэффициента
трансформации под нагрузкой иногда производится также от
программного устройства, установленного на подстанции или
диспетчерском пункте (например, по часовому графику).
Когда трансформатор с автоматическим изменением коэф-
фициента трансформации установлен на приемной потребитель-
ской подстанции, регулирование напряжения целесообразно
осуществлять с коррекцией тока в питающей линии или реак-
тивной мощности. Если такой коррекции нет, то регулятор,
стремясь поддерживать постоянное напряжение у потребите-
лей в случае уменьшения напряжения из-за увеличения потерь
при росте нагрузки, произведет переключение регулировочного
устройства силового трансформатора в сторону уменьшения
коэффициента трансформации. Это вызовет увеличение тока в
питающей линии и дополнительное увеличение потерь с даль-
нейшим уменьшением напряжения на зажимах силового транс-
форматора.
Наряду с принципом регулирования напряжения по крите-
рию отклонения напряжения от предельно допускаемых значе-
ний выдвигается принцип регулирования по критерию интег-
рального отклонения квадрата напряжения за данный проме-
жуток времени от установленного значения. Прн этом исходят
из того, что народнохозяйственный ущерб от изменения напря-
жения по отношению к номинальному приблизительно пропор-
ционален отклонению квадрата напряжения за рассматривае-
мый отрезок времени. Указанная зависимость справедлива, од-
нако, только для некоторых типов потребителей и не может
быть безоговорочно распространена для всех случаев, встре-
чающихся на практике.
Правильность выбранного критерия регулирования может
быть оценена с помощью статистических методов обработки
результатов за относительно продолжительное время наблюде-
ния, При всех условиях система регулирования не должна до-
пускать изменения напряжения свыше значения, допускаемого
нагрузкой района энергосистемы.
Принцип действия регулятора напряжения рассмотрим на
примере регулятора конструкции ЦСРЗАИ Белоруссглавэнерго,
отличающегося простотой выполнения (рис, 3.9).
Командные реле KL1 и KL2 управляют механизмом пере-
ключения ответвлений обмоток силового трансформатора при
помощи промежуточных реле KL3, КТ4 и реле времени КТ.
Обмотки реле подключены на питание переменным оператив-
ным током от измерительного трансформатора TV. Реле KL1
и KL2 — двухобмоточные поляризованные (обмотки включе-
ны встречио); суммарная МД С якоря при нормальном состоя-
нии равна нулю, и контакты реле разомкнуты. Одна из обмо-
87
I
Рис. 3.9. Регулятор напряжения конструкции ЦСРЗАИ Белоруссглавэнерго:
а — принципиальная схема; б — токи в обмотках реле KI1 и KL2
ток реле KLI и KL2 подключена через выпрямители к зажи-
мам измерительного трансформатора TV последовательно с об-
моткой быстронасыщающегося трансформатора TS. В зависи-
мости от напряжения U на зажимах измерительного транс-
форматора TV ток проходящий через одну из обмоток реле
KL1 и RL2., имеет резкую нелинейную зависимость (кривая 1
на рис. 3.9,6).
Вторые обмотки реле KL] и RL2 включены в цепь вторич-
ных обмоток трансформатора напряжения TV и промежуточ-
ного трансформатора TLA (рис. 3.9,а). Первичная обмотка
трансформатора TLA включена в цепь вторичной обмотки
трансформатора тока ТА. Зависимость тока 1%, проходящего
через вторые обмотки реле KL1 и KL2, определяется кривой 2
на рис. 3.9,6.
88
Рис. 3.10. Структурная схема автоматического регулятора напряжения, уста-
навливаемого на трансформаторах
Регулировка уставок производится при помощи изменения
добавочного сопротивления и подбором ответвлений промежу-
точных трансформаторов так, чтобы при напряжении, равном
напряжению уставки, токи Ц и /2 были равны друг другу; от-
клонение напряжения от заданного вызывает работу реле KL1
или KL2.
Автоматический регулятор напряжения трансформаторов
(АРНТ) типа АРТ-1Н осуществляет автоматическое управле-
ние электроприводами переключателя отпаек на обмотках си-
лового автотрансформатора или трансформатора с РПН (с ре-
гулированием под нагрузкой) импульсным сигналом, длитель-
ность которого определяется временем запуска электропривода
[4]. Структурная схема устройства, приведенная на рис. 3.10,
содержит три основных функциональных звена: тракт регули-
рования с двумя каналами управления (Убавить— на пониже-
ние напряжения, Прибавить—на повышение напряжения), блок
управления и контроля БУК, генератор тактовых импульсов
ГТИ с элементом изменения периода следования тактовых им-
пульсов.
В состав тракта регулирования входят следующие элемен-
ты: сумматор 1, датчик тока 2, элементы формирования и из-
менения зон нечувствительности и уставки АРНТ, измерения и
разделения каналов с преобразователями 3, элементы времени
4 н 5, элементы запрета 6 н 7, исполнительные элементы 8 и 9,
Контролируемое напряжение 77к вырабатывается в сумма-
торе /; входное напряжение UK суммируется с напряжением
J7t.к от датчика тока 2 (осуществляется токовая компенсация).
Благодаря токовой компенсации обеспечивается так называе-
мое встречное регулирование, необходимое для поддержания
89
(3.13)
напряжения на шииах у потребителя. Напряжение на шинах
потребителя £/потр отличается от напряжения на шинах низше-
го напряжения питающей подстанции £/п на значение падения
напряжения в линии и будет изменяться при изменении тока
нагрузки /нагр, проходщего по линии:
^потр ~ £нагр^л
где Ил — сопротивление линии.
Чем больше ток нагрузки, проходящий по линии, тем ниже
окажется напряжение у потребителя. Для того чтобы поддер-
живать постоянным напряжение у потребителя, измерительный
орган АРНТ дополняется токовой компенсацией (рис. 3.11).
При включенной токовой компенсации (сопротивления и
X на рис. 3.11) к измерительному органу АРНТ будет пода-
ваться напряжение
(3.14)
- Ку К;
где Zt.k — сопротивление токовой компенсации; /С, Ки—коэф-
фициенты трансформации трансформаторов тока и напряже-
ния соответственно.
Умножим обе части выражения (3.14) на Ки'
UperKu^Un-ImpZT,K^-. (3.15)
Если с учетом коэффициентов трансформации тока н на-
пряжения выбрать сопротивление ZT.K таким, чтобы удовлетво-
рялось соотношение
2Л = 2Т.К^, (3.16)
можно записать
= y„-/HarpZ„. (3.17)
Сравнивая выражения (3.13) и (3.17), можно сделать вы-
вод, ЧТО — 17потр-
Следовательно, на измерительный орган АРНТ будет пода-
ваться напряжение, пропорциональное напряжению иа шинах
потребителя £7ПОТр, и автоматика будет поддерживать посто-
янным напряжение на шинах у потребителя. При этом напря-
жение на шинах подстанции будет изменяться в зависимости
от тока нагрузки, как показано на рис. 3.12. Наклон характе-
ристики (Ляагр) будет тем больше, чем больше сопротив-
ление ZT.K.
Элемент 3 (см. рис. 3.10) обеспечивает преобразование сиг-
налов, поступающих от сумматора, формирование зоны иечув-
90
Рис. 3.11. Схема подключения токовой ком-
пенсации к измерительному органу АРНТ
Рис. 3.12. Характеристика АРНТ с токовой
компенсацией
ствительности, изменение уставки АРНТ и выдачу сигналов на
элементы времени 4 и 5. Уставка регулятора по напряжению
регулируется ступенями от 85 до 110% номинального напря-
жения (грубо — через 5% и точно — через 1%). Регулятор име-
ет зону нечувствительности, необходимую для предотвращения
излишних переключений РПН при небольших колебаниях на-
пряжения, Уставки по зоне нечувствительности регулируются
ступенями через 0,5% от 0 до 4% номинального напряжения.
С помощью элементов 4 и 5 создается выдержка времени
на срабатывание (пределы регулирования 60—180 с) и осуще-
ствляется задержка сброса накопленного времени для от-
стройки от кратковременных бросков контролируемого напря-
жения. В цепи каждого из исполнительных элементов 8 и 9,
отрабатывающих команды Убавить и Прибавить, включены
соответственно элементы запрета 6 я 7. Действие АРНТ пре-
кращается элементами запрета при достижении приводными
механизмами концевых положений, а также при неисправно-
стях электроприводов и элементов схемы регулятора.
Управляющие команды на элементы запрета подаются от
БУК, в состав которого входят три элемента: исправности ре-
гулятора 10, исправности электропривода 11 и фиксации сиг-
нала Переключение электропривода 12. Одновременно с коман-
дами на запрет действия АРНТ БУК дает сигнал о наличии
неисправности. Исправность электроприводов контролируется
по результату выполнения команды управления {Пошел или
Не пошел) и по времени {Закончил илн Застрял).
Блок управления и контроля управляет также измеритель-
ным органом 3 и генератором тактовых импульсов 13. При
переключении электропривода РПН через элемент 3 БУК дает
сигнал проверки и через исправный тракт регулирования вклю-
чает исполнительные элементы и одновременно дает команду
на изменение периода следования тактовых импульсов ГТИ.
91
По завершении цикла переключения электроприводами БУК,
получающий сигнал через элемент 12, восстанавливает исход-
ный период следования импульсов ГТИ и возвращает элемент
3 в исходное положение.
Генератор тактовых импульсов выдает в разные точки схе-
мы АРНТ импульсы с определенной частотой, обеспечивая ра-
боту отдельных элементов схемы н задавая масштаб времени
для оценки правильности последовательности и длительности
действия разных элементов устройства. При снижении напря-
жения ниже границы зоны нечувствительности элемент време-
ни 5 запускается и с установленной выдержкой времени сра-
батывает, выдавая сигнал на исполнительный элемент АРНТ.
Аналогично будет работать АРНТ через элемент времени 4 при
повышении напряжения.
Если переключение электропривода задержится и произой-
дет лишь после определенного такта, выдаваемого ГТИ, фикси-
руется его неисправность — Застрял. Как уже отмечалось выше,
с запуском электроприводов изменяется частота следования
импульсов. Сохранение прежней частоты свидетельствует о не-
исправности в системе регулирования.
При использовании однофазных устройств РПН в группе
однофазных трансформаторов и в трехфазных трансформато-
рах с регулированием в обмотке среднего напряжения преду-
сматривается блокировка действия АРНТ при длительном рас-
согласовании на одну ступень РПН. В случае параллельной
работы двух и более трансформаторов АРНТ должен воздей-
ствовать одновременно на переключение всех РПН.
Для предотвращения прохождения больших уравнительных
токов в случае различия коэффициентов трансформации па-
раллельно работающих трансформаторов предусматривается
блокировка, отключающая действие АРНТ при рассогласова-
нии РПН на одну ступень (аналогично рассмотренному выше
случаю использования однофазных РПН).
В данное время выпускают несколько вариантов исполнения
устройств по типу БАУРПН.
3.5. УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ИЗМЕНЕНИЯ ЕМКОСТЕЙ
БАТАРЕЙ КОНДЕНСАТОРОВ
При наличии на подстанции и у потребителей конденсатор-
ных батарей автоматическое регулирование напряжения может
быть достигнуто путем включения или отключения емкости ба-
тареи в зависимости от напряжения на зажимах воспринима-
ющего органа, либо от значения и знака реактивной мощности,
проходящей но питающей линии, либо от значения тока по
этой линии. Часто включение и отключение емкости батарей
производят в зависимости от комбинированного воздействия
92
всех или части указанных величин. Управление конденсатор-
ными батареями может осуществляться также от программно-
го устройства, в простейшем случае, например, от электриче-
ских контактных часов.
Рижский опытный завод РОЗ (ПО «Союзэнергоавтоматн-
ка») выпускает устройство для переключения батарей конден-
саторов на полупроводниковых элементах, называемое регуля-
тором реактивной мощности типа Б22-01. Регулятор позволяет
регулировать напряжение с коррекцией по току н углу между
током и напряжением. Имеется командный блок н десять ис-
полнительных приставок.
Принцип работы устройства Для переключения батарей кон-
денсаторов постараемся уяснить нз рассмотрения релейной
схемы на рис. 3.13,
+ a b
Рис. 3.13. Принципиальная схема ух^равлепия Лагареей конденсаторов:
14-5— вспомогательные контакты выключателя
93
Питание цепей управления и цепей устройства автоматики
осуществляется от трансформатора напряжения, подключенно-
го к шинам подстанции. Работа устройства может происходить
на переменном оперативном токе или на выпрямленном от бло-
ка питания. На рнс. 3.13 показан вариант с использованием вы-
прямленного тока. В качестве воспринимающего органа приме-
нено реле напряжения с одним замыкающим и вторым размы-
кающим контактами. При отключенном выключателе резистор
R15 замкнут накоротко вспомогательным контактом 5 выклю-
чателя и к обмотке реле KV6 подводится междуфазное напря-
жение иаь. Если это напряжение меньше напряжения возврата
реле KV6 контакт KV6.2 замкнут, реле времени
КТ7 включено и через замыкающий контакт KL4.2 спустя
установленное время подает команду на включение конденса-
торной батареи.
После включения батареи напряжение на шинах подстан-
ции, как правило, возрастает; для того чтобы батарея тотчас
не отключилась, автоматически при включении выключателя
производится изменение уставки срабатывания реле KV6 путем
включения последовательно с его обмоткой резистора R15.
Реле KV6 срабатывает в этом случае, только если напряже-
ние возрастет выше увеличенной уставки срабатывания. От-
ключение батареи происходит после истечения времени сраба-
тывания реле КТ8.
Время действия реле КТ7 и КТ 8 выбирается 20—30 с для
исключения излишних переключений при кратковременных ко-
лебаниях напряжения.
Резисторы R16 и RJ7 обеспечивают термическую стойкость
обмоткам реле КТ7 и КТ8; сопротивления включаются мгно-
венно контактом реле времени после того, как втянулись элек-
тромагниты исполнительных органов этих реле (в сработав-
шем положении реле остаются при токе меньшем, чем ток сра-
батывания, н несколько большем, чем ток возврата). Количе-
ство включений и отключений регистрируется счетчиками РС9
н РС10. Перевод на ручное илн автоматическое управление
производится при помощи накладки ХВ12. Ручное управление
осуществляется ключом управления S11.
Релейная защита конденсаторной батареи выполняется от
междуфазных коротких замыканий н перегрузок при помощи
токовых реле КАТ с ограниченно зависимой характеристикой;
при междуфазных коротких замыканиях срабатывает токовая
отсечка, имеющаяся в реле. В цепи конденсаторной батареи
6—10 кВ, кроме того, обычно устанавливают предохранитель.
Реле КЛ осуществляет защиту батареи от замыкания па
землю.
Сигнализация работы релейной защиты выполняется при
помощи сигнальных реле К/75. При работе релейной защиты
94
реле KL4 размыкает включающую
цепь выключателя, предотвращая воз-
можность автоматического включения
поврежденной батареи контактом ре-
ле КТ7. Реле RL4 включено с само-
удерживанием. Восстановление цепи
производится воздействием на кнопку
SB5, размыкающую цепь самоудер-
живания; сработавшее состояние реле
KL4 сигнализируется. Для отключения
цепей автоматики предусмотрены на-
кладки ХВ13 и ХВ14,
Прн установке конденсаторных ба-
тарей следует предусматривать воз-
можность их форсировки, т. е. резко-
го увеличения подключенной к сети
емкости при снижениях напряжения
ниже 85 % номинального. Необходи-
мость форсировки обусловлена тем,
что эффект от статических компенса-
торов снижается при снижении на-
пряжения. Так как
/С=ВДС, (3.18)
Рис. 3.14. Схема форсиров-
ки батареи емкостной ком-
пенсации
то при уменьшении напряжения U и неизменном Хс ток /с про-
порционально снизится, что вызовет дополнительное увеличе-
ние реактивных потерь и дополнительное снижение напряже-
ния, т. е. процесс приобретет лавинообразный характер. При-
остановить такое снижение напряжения можно путем резкого
уменьшения X. т. е. путем резкого увеличения тока /с и
уменьшения реактивных потерь.
Увеличение емкостного тока можно достигнуть подключе-
нием дополнительных конденсаторных батарей или переклю-
чением конденсаторов по схеме на рис. 3.14 с междуфазного
напряжения, когда ток в фазе
/« = -S?- = 1-5-sL’ <319>
на фазное напряжение, когда ток в фазе становится равным
, °'ф о °Ф
с 0,5Хс Хс
(3.20)
Указанное переключение осуществляется при помощи вы-
ключателя 1.
95
3.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ВЫНОСНЫМИ
ТРАНСФОРМАТОРАМИ
В энергетических системах широкое применение имеют выносные транс-
форматоры (бустер-трансформаторы), при помощи которых осуществляется
регулирование напряжения. Схемы, поясняющие процесс регулирования, по-
казаны на рис. 3.15. Вторичная обмотка выносного трансформатора может
включаться в рассечку линии электропередачи (рис. 3.15,а) или последова-
тельно с обмотками силового трансформатора (у выводов со стороны нуле-
вой точки силового трансформатора, рис. 3.15,6). Питание первичной обмот-
ки выносного трансформатора производится от шин 3—10 кВ через регули-
ровочный вспомогательный трансформатор TL.
Рис. 3.15. Включение выносного трансформатора:
й— последовательно с линией электропередачи; б — то же с обметкой силового транс-
форматора; s — пояснение принципа регулирования напряжения
В зависимости от того, совпадает вектор напряжения с направлением
вектора регулируемого напряжения или расположен к нему под углом, осу-
ществляется продольное или смешанное регулирование (рис. 3.15,е). При
смешанном регулировании кроме изменения уровня напряжения по величине
производится сдвиг регулируемого напряжения по фазе. Этим достигается
так называемое поперечное регулирование, которым можно устранить лиш-
ние потери мощности, возникающие из-за неоднородности параллельных ли-
ний электропередачи. Воздействие па регулировку механизма изменения
коэффициента трансформации вспомогательного трансформатора можно про-
изводить вручную или автоматически.
3.7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ ВОЗБУЖДЕНИЯ
СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ И СИНХРОННЫХ
КОМПЕНСАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ
Рассмотрим синхронный двигатель, работающий на холос-
том ходу. Магнитное поле в двигателе создается обмоткой воз-
буждения и реактивными токами, протекающими в обмотке
якоря. С ростом тока возбуждения возрастает ЭДС двигателя,
а потребляемая из сети реактивная мощность уменьшается и
у ненагружениого двигатейй (при станет равной нулю;
В этом случае напряжение на шинах иш уравновешивается
ЭДС двигателя £дв и в обмотке якоря ток двигателя /дв равен
нулю (рис. 3.16,а).
При дальнейшем увеличении тока возбуждения (перевоз-
буждение двигателя) вектор Ullt не будет уравновешивать £дВ
и появится избыточная ЭДС
ДЕ = Уш + £д„
Рис. 3.16. Диаграммы токов и напряжений синхронного двигателя, подклю-
ченного к шинам бесконечной мощности (активное сопротивление цепи стато-
ра не учитывается)
7—6678 97
которая вызовет появление реактивного тока
,____________________________.ЛЕ
£дв 1 ~г;—•
ЛдВ
где Хдв — синхронное сопротивление двигателя; /дв — реактив-
ный ток двигателя, отстающий от Af и ЭДС Е№.
Ток _/дв опережает напряжение Мш. В этом случае иш<
<Еав (рнс. 3.16,6), двигатель выдает в сеть реактивную мощ-
ность.
Прн уменьшении тока возбуждения (недовозбуждение дви-
гателя Йш>£дВ, реактивный ток /дв отстает от напряжения
иш (рнс. 3.16,в). Недовозбужденный двигатель потребляет из
сети реактивную мощность.
На рис. 3.16,г, д приведены упрощенные векторные диаграм-
мы нагруженного двигателя.
В случае перевозбуждения (рис. 3.16,г) увеличивается ус-
тойчивость двигателя, так как угол между /7Ш н £дВ умень-
шается а векторы тока и /^опережают вектор
напряжения Диаграмма соответствует случаю протекания
емкостного тока — синхронный двигатель становится источни-
ком реактивной мощности.
Недовозбужденный двигатель (рис. 3.16,6) обладает мень-
шим запасом устойчивости, так как при увеличении тока воз-
буждения угол между Um и Еав увеличивается (б'^У), а век-
торы тока 7дВ и 7дв отстают от вектора напряжения £/ш; при
этом двигатель потребляет из сети реактивную мощность.
На рис. 3.16,е приведена зависимость тока якоря двигателя
от тока возбуждения при неизменном напряжении на
шинах (t/m=const) и постоянной активной мощности Р (так
называемые U-образные характеристики). Таким образом, ре-
гулировкой возбуждения синхронных двигателей можно не
только влиять иа устойчивость их параллельной работы, но и
в определенных пределах компенсировать индуктивную состав-
ляющую падения напряжения в приемной сети и поддерживать
в ней заданный уровень напряжения. Степень регулирования
возбуждения синхронных двигателей может быть поставлена
в зависимость от напряжения сети и емкостного (компенсирую-
щего) тока с заданным статиэмом.
На подстанциях энергосистем с целью поддержания задан-
ного напряжения в узле транзитных линий электропередачи
или на шипах, подстанции, питающейся по длинной линии от
электростанции, иногда устанавливают синхронный двигатель
значительной мощности без нагрузки иа валу. Назначением
такого двигателя является частичная компенсация емкостных
токов в сети, а сам двигатель называется синхронным ком-
98
Рис, 3.17, Регулирование напряжения изменением тока синхронного компен-
сатора и коэффициента мощности:
а —схема питания; б—д— векторные диаграммы
пенсатором. Меняя режим его возбуждения н создавая
условия работы с опережающим или отстающим током, можно
в определенных пределах регулировать напряжение на шннах
приемной подстанции.
Допустим, что Uk—напряжение на шинах приемной под-
станции (рис. 3.17,а). Ток нагрузки /Нагр отстает от этого на-
пряжения на угол фнагр. При отсутствии компенсатора напря-
жение UK иа приемном конце определяется из диаграммы на
рис. 3.17,6. Очевидно, что если напряжение на шииах питаю-
щей подстанции (начало) Un постоянно, то с изменением тока
нагрузки будет меняться напряжение иа шинах приемной под-
станции. Прн наличии компенсатора можно скомпенсировать
индуктивную составляющую тока нагрузки н добиться работы
с cosфнагр= 1 (рис. 3.17,в), можно также достигнуть переком-
пенсацин и прохождения по питающей линии опережающего
тока (рис. 3.17,г).
В случаях значительного увеличения уровня напряжения
в энергосистеме и иа шинах питающей подстанции напряжение
приемной подстанции можно снизить, переведя компенсатор
в режим с и едо возбужден и ем (рис. 3.17,6).
Размещение синхронных компенсаторов, оснащенных регу-
ляторами сильного действия, на транзитных (промежуточных)
7* 99
подстанциях позволяет значительно увеличить пропускную
способность последних.
При соответствующей мощности компенсаторов их установ-
ка иа промежуточных подстанциях ВЛ большой длины позво-
ляет как бы разделить линию на части с постоянством напря-
жения по концам этих частей, тем самым увеличить устойчи-
вость передачи,
3.8. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
УПРАВЛЯЕМЫХ РЕАКТОРОВ С ДИСКРЕТНЫМ ВКЛЮЧЕНИЕМ
И ИНДУКТИВНЫМИ СОПРОТИВЛЕНИЯМИ, ЗНАЧЕНИЯ КОТОРЫХ
МОЖНО РЕГУЛИРОВАТЬ
Включение управляемых реакторов обусловливает прохож-
дение по питающей линии индуктивного тока, значение кото-
рого может меняться дискретно при ступенчатом включении
или плавно при использовании устройств для плавного изме-
нения индуктивного сопротивления реактора. Управляемые
реакторы имеют перспективы широкого применения на элек-
тропередачах 500 кВ и более высокого напряжения, содержащих
длинные линии с большой емкостной проводимостью. Без та-
ких реакторов в ряде случаев оказывалось невозможным про-
изводить включение линий из-за повышенного напряжения на
оборудовании, особенно при односторонних включениях или
отключениях.
Включение выполняет дискретная автоматика с контактны-
ми реле или с использованием разрядника, искровой промежу-
ток которого автоматически шунтируется, после того как вклю-
чится выключатель реактора.
Использование управляемых реакторов, индуктивное сопро-
тивление которых меняется путем изменения тока намагничи-
вания их железных сердечников, дает новую возможность ре-
гулирования напряжения в сетях высокого напряжения. Сущ-
ность способа поясняется рис. 3.18.
Подмагничивание производится выпрямленным переменным
током. Если этот ток формируется трансформатором напряже-
ния, установленным на шинах приемника электрической энер-
гии, то прн КЗ на шинах напряжение уменьшается до нуля, так
как исчезает подмагничивание, сопротивление реактора авто-
матически резко увеличивается и, если реактор установлен
в цепи прохождения тока КЗ, ток короткого замыкания сни-
жается, т. е. реактор выполняет функцию токоограничиваю-
щего устройства (например, для выключателей).
При помощи управляемого реактора можно производить из-
менение емкостного тока в линии, обусловленного наличием
у потребителя кондесаторной батареи или наличием емкостной
проводимости линий электропередачи (последнее важно для
100
Рис. 3.18. Структурная
схема автоматического
регулирования напря-
жения при использова-
нии управляемого реак-
тора;
1 — управляемый реактор
(дроссель с подмагничива-
нием); 2— выпрямительное
устройство; 3 — емкость кон-
денсаторной батареи; 4 —
дополнительные входы в ре-
гулятор; Т — трансформа-
тор; АРИ—автоматический
регулятор напряжения; TV—
измерительный трансформа-
тор напряжения
линий 500 кВ и более), не только дискретно, но и плавно — в
соответствии с заданным законом регулирования.
Управляемый реактор может применяться для осуществле-
ния поперечного регулирования перетоков по линиям электро-
передачи.
Преимуществом использования управляемого реактора яв-
ляется минимум коммутационной аппаратуры — требуется
только для отключения или включения реактора (например,
в случае отключения при его повреждении и включения после
устранения неисправности). На приемной подстанции управ-
ляемый реактор устанавливается параллельно или последова-
тельно с конденсаторной батареей. Изменение емкостного тока,
проходящего по линии электропередачи, и, следовательно, из-
менение уровня напряжения у потребителя достигается путем
изменения индуктивного сопротивления реактора регулировкой
тока подмагничивания. Способ позволяет с очень небольшим
запаздыванием производить при необходимости резкое увели-
чение емкостного тока, что эквивалентно форсировке конден-
саторных батарей. Заданный закон регулирования может от-
рабатываться автоматическим регулятором напряжения или
задаваться программой ЭВМ.
3.9. СПЕЦИАЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ НАГРУЗКИ
Назначение автоматики — восстанавливать напряжение до
уровня, близкого к номинальному, при начавшемся процессе
снижения напряжения из-за перегрузки пытающих линий то-
ком, потребляемым нагрузкой, и невозможности устранить
этот процесс другими имеющимися средствами регулирования
напряжения.
Такое аварийное снижение напряжения может произойти
при самозапуске асинхронных двигателей потребителя после
101
возникновения и отключения КЗ в энергосистеме, особенно
трехфазных КЗ, и медленно действующей защите или при ра-
боте устройств АПВ или АВР. Перегрузка питающих элемен-
тов возникает под действием пусковых токов, превышающих
нормальные, обусловливая недопустимо большое снижение на-
пряжения иа зажимах потребителей,
Для того чтобы в послеаварийном режиме была обеспечена
работа Ответственных потребителей н напряжение было вос-
становлено до нормального уровня при посадках напряжения
на зажимах нагрузки, менее ответственных потребителей авто-
матически отключают от сети при снижении напряжения на
зажимах ниже 70—75% номинального. Отключения произво-
дят или мгновенно, или с небольшой задержкой до 0,3—0,5 с
для отстройки от кратковременных КЗ, отключаемых быстро-
действующей защитой. Устройствами, производящими отклю-
чение, являются для потребителей до 660 В магнитные пуска-
тели, для потребителей 1 кВ и выше —реле минимального
напряжения и реле времени. В последнем случае принимают
меры для исключения нежелательных отключений из-за неис-
правности цепей напряжения трансформаторов напряжения
(например, в установках собственных нужд электростанций ис-
пользуют две группы реле напряжения и два трансформатора
напряжения, включенных по схеме И), Указанная аппаратура
образует специальную автоматику ограничения нагрузки
ближнего действия. Обратное включение отключенных
абонентов производится после восстановления нормального
напряжения и условий для продолжения нормальной работы.
Обратное включение выполняет дежурный персонал вручную
или оно осуществляется автоматически.
Специальная автоматика ограничения нагрузки дальнего
действия производит отключение меиее ответственной на-
грузки в узлах энергосистемы в случае снижения напряжения
на шннах подстанций системы, вызываемого аварийной пере-
грузкой током или мощностью питающих линий, обусловленной
аварийной ситуацией в энергосистеме (например, отключением
одной из двух питающих линий). Понижение напряжения
у потребителей приводит к еще большему увеличению тока
нагрузки и возникновению лавинообразного снижения напря-
жения. Его прекращение требует немедленной разгрузки пере-
дачи и восстановления напряжения в контролируемых пунктах
энергосистемы с мобилизацией всех резервов реактивной мощ-
ности.
Весьма эффективно для разгрузки питающих направлений
производить отключение электрически наиболее удаленных по-
требителей от источника генерации. Такне отключения произ-
водят устройства САОН дальнего действия. Они содержат вы-
явительиый орган, устанавливаемый в контролируемом сече-
102
ини, определяющий факт наступления аварийной перегрузки,
требующей немедленного отключения данного объема потре-
бителей; устройство телемеханики, передающее отключающую
команду от выявительного органа на подстанции энергосисте-
мы, потребители которых предназначены для реализации раз-
грузки. Реализация отключающей команды контролируется по
факту снижения напряжения на приемной подстанции до за-
данного уровня.
До недавнего времени устройствами САОН на подстанции
отключали выключатель отдельного направления и полностью
теряли потребителя. Последнее могло быть допущено для по-
требителей Ш категории надежности. Но и для таких абонен-
тов нежелательно прекращение вентиляции и освещения —
обесточенне этих установок прн отсутствии щеточников незави-
симого, автономного электропитания может вызывать возник-
новение необратимой аварии у потребителя и длительное вос-
становление нормальной работы.
Еще в большей степени полное обесточенне потребителя по-
сле отключения питающего ввода иа подстанций энергосисте-
мы нежелательно для абонентов I и II категории надежности
(когда таких абонентов приходится привлекать для обеспече-
ния требуемого действия САОН). Для этих установок надо
предусматривать источники бесперебойного электропитания
ограниченной мощности или при работе САОН предусматри-
вать частичное сохранение электропитания для устройств
КИП, вентиляции, освещения, защиты, противопожарных
средств.
Так как по ряду причин не везде предусматривают источ-
ники бесперебойного электропитания, в последнее время стре-
мятся устройствами САОН отключать электроэнергию не всех
абонентов нагрузок, а только,тех, которые потребляют значи-
тельную мощность энергосистемы. Избирательный выбор про-
изводит устройство телемеханики диспетчерского пункта элек-
троснабжения предприятия или устройства, определяющие
жизнеспособность предприятия и возможность быстрого вос-
становления его работы после ликвидации аварийного режима
в энергосистеме, включают на отдельное питающее направле-
ние (на отдельную линию с отдельным выключателем) без
приключения к приемнику САОН.
В отдельных случаях можно организовать после отключе-
ния выключателя подстанции энергосистемы с нагрузкой по-
требителя обратное включение этого выключателя. При этом
напряжение на шинах потребителя восстановится спустя не-
большое время; за это время абоненты САОН обесточатся и
больше не включатся до тех пор, пока не будет команды де-
журного персонала, а установки жизнеобеспечения предприя-
тия получат возможность продолжать требуемую работу.
103
3.10. АВТОМАТИКА, УСТРАНЯЮЩАЯ ПОВЫШЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
НА ОБОРУДОВАНИИ ПРИ ОДНОСТОРОННИХ ОТКЛЮЧЕНИЯХ
ДЛИННЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 500-1150 кВ
Одностороннее отключение таких линий вызывает значи-
тельное увеличение напряжения сверх номинального на разо-
мкнутом конце и (в меньшей степени) на стороне, присоеди-
ненной к шинам питающей подстанции. При этом уровень на-
пряжения на зажимах оборудования может превысить значе-
ние, допускаемое его изоляцией.
Для выяснения принципов работы устройств автоматики и
предъявляемых к ней требований рассмотрим причины возник-
новения опасного повышения напряжения при одностороннем
отключении длинной лиини электропередачи 500—1150 кВ.
Такие линии являются линиями с распределенными индук-
тивными сопротивлениями и емкостными проводимостями; они
могут быть представлены Т- или П-образнымн схемами заме-
щения (рис. 3.19), у которых схемы содержат сосредоточенные
сопротивления, что справедливо для линий длиной до 400—
500 км. (Для более длинных линий расчеты напряжений про-
водят по выражениям для цепей с распределенными парамет-
рами.)
Значения сосредоточенных сопротивлений определяются с
помощью удельных индуктивных Xl и емкостных хс сопротив-
лений на 1 км линий (активным сопротивлением пренебрега-
ем). Обозначим напряжение начала линии [7Н и напряжение
разомкнутого конца UK. Разность напряжений равна ДС7.
Из схемы на рнс. 3.19,а видно, что
Д[/=/с«Х1//2; (3.21)
из схемы на рис. 3.19,6
= (3.22)
Токи 1ас и 1с соответственно
(3.23)
4 = -^'- <3-24)
Рис. 3.19. Схемы замещения длинной линии электропередачи:
а — Т-образная; б — П-образная
104
Рис. 3.20. Зависимость между направления-
ми начала и открытого конца линии 500 кВ
от ее длины
Рис. 3.21. Расчетная схема (а) и векторная диаграмма (б) для случая одно-
стороннего отключения длинной линии электропередачи (активное сопротив-
ление линии и энергосистемы не учитывается)
Для обеих схем замещения
Таким образом,
откуда
&7 = 0,5 —WK.
*с к
1 — о,5-^-/2 ]
хс /’
а=-^-=1 — 0,5 — I2
<4 хс
(3.25)
(3.26)
(3.27)
(3.28)
tyH=£7K—ДС7;
На рис. 3.20 показана зависимость UK/Un=f(l) Для значе-
ний xc/xl, соответствующих линиям электропередачи 500 кВ
при частоте 50 Гц (xL = 0,297 Ом/км; 1/хс=3,71 10~6 см/км;
хс=0,27-106 Ом-км).
По данным на рис. 3.20 нетрудно определить значение на-
пряжения разомкнутого конца линии электропередачи по от-
ношению к напряжению иа шинах питающей подстанции (на-
чалу).
Если шины, к которым подключено начало линии электро-
передачи, ие являются шинами системы бесконечной мощности,
то прн отключении приемного конца линии напряжение иа ши-
нах питающей подстанции также возрастает. В этом случае
105
схема замещения имеет вид, показанный на рис. 3.21,а, век-
торная диаграмма — на рис. 3.21,6.
Напряжение на шииах питающей подстанции
—Еф~\~1сХсмет-; (3.29)
С/, = £ф + IX (3.30)
| ^Ф । -^сист . 1 <4 хс ’ (3.31)
к О * 11 а (3.32)
(3.33)
При отключении длинных линий, по которым происходит
выдача мощности генераторов, следует считаться с возможно-
стью увеличения ЭДС генераторов Е$. Это может произойти,
во-первых, из-за разгона машины при сбросе нагрузки (для
гидрогенераторов до 130%) и, во-вторых, за счет эффекта са-
мовозбуждения генераторов.
При увеличении частоты вращения генератора возрастает
ЭДС возбудителя, находящегося на одном валу с ротором, и
как следствие увеличивается напряжение на выводах обмотки
статора.
Сущность явления самовозбуждения поясним следующим
образом.
При отключении длинной линии электропередачи с прием-
ного конца и наличии на питающей стороне генератора и
трансформатора, работающих блоком, схема замещения может
быть представлена рис. 3.21.
Если суммарное индуктивное сопротивление цепи станет
равно емкостному сопротивлению линии, т. е. если
XA-XT+xLl/2=xc/l, (3.34)
наступит резонанс, сопровождающийся прохождением по об-
мотке статора генератора большого тока, вызывающего пере-
грузку машины.
Уменьшение возбуждения вручную или автоматическим ре-
гулятором возбуждения эту перегрузку снять не может, так как
ток в цепи статора поддерживается за счет остаточного намаг-
ничивания железа.
Появление самовозбуждения генератора вероятно в услови-
ях, когда длинная линия электропередачи присоединена к элек-
тростанции небольшой мощности и при одностороннем отклю-
чении линии возникают соотношения, близкие к (3.34).
106
длиною 500 км отключилась
трансформатор мощностью
При нормальной работе .его
(3.35)
Пусть в аварийной ситуации линия 505 кВ
с приемного конца. Линия подключена через
250 МВ-А к генератору мощностью 225 МВт.
cos(p=0,9 и нормальная частота /о = 50 Гц.
Индуктивное сопротивление линии х^ =0,297 Ом/км, емкостное сопро-
тивление хс=0,27- 10е Ом/км. Для генератора Хаг=23%, для трансформа-
тора Нк=12%.
Принимаем Т-образную схему замещения электропередачи.
Если вследствие сброса нагрузки частота генератора увеличится и
равной /1 вместо номинальной /ном, то условия резонанса будут при
(-Д-) (Xr + Xr + xLl/2) =
\ Гном / \ fi / 1
Для рассматриваемого примера при номинальной частоте:
емкостное сопротивление линии
„ 0,27-10е
х // =----------= 540 Ом;
с 500
индуктивное сопротивление линии
хь//2=0,297-500/2=75 Ом;
индуктивное сопротивление генератора
Хг=-^ Xdr =-^-0,23 = 235 Ом,
где £7Мф = 505 кВ; S = 250 МВ-А;
индуктивное сопротивление трансформатора
станет
,г 5053
Ат = —-— нк =-------* 0,12= 121 Ом.
S 250
Условию (3.35) соответствует соотношение
/ f \2
(—— (235+ 121 Ц- 75) = 540.
\ /ном /
Отсюда
_ П_-^ |/ =/й25= 1,12.
/но*. * 431
Таким образом, явление самовозбуждения для рассматриваемого приме-
ра проявится в полной мере при увеличении частоты генератора на 12% по
отношению к номинальной, т. е. при частоте 56 Гц.
Однако увеличение уровня напряжения в результате самовозбуждения
генератора начинает проявляться еще до наступления полного резонанса.
Основным средством для снижения напряжения по тракту
длинных линий электропередачи в условиях ее односторонней
работы (перед замыканием линии или при ее одностороннем
отключении) является установка реакторов, частично компен-
сирующих влияние распределенной емкости линии. Наиболее
107
Рис. 3.22. Отключение одной фазы линии с включенным заземляющим реакто-
ром (а) и приближенная расчетная схема (б)
целесообразно включение реакторов по обоим концам линнн;
однако для экономии средств в большинстве случаев реакторы
включаются с одной из сторой! нли на промежуточных под-
станциях. Реакторы включены постоянно нли их подключают
только в режимах, когда это требуется для понижения напря-
жения с целью предотвращения повреждения силового обору-
дования подстанций. Управление операциями включения н от-
ключения реакторов в зависимости от уровня напряжения воз-
лагается на автоматические устройства.
Наличие шунтирующих реакторов на линиях электропере-
дачи прн пофазном управлении выключателями этих линий мо-
жет вызвать возникновение резонансных явлений прн неполно-
фазном отключении участка электропередачи. На рнс. 3.22 по-
казана схема, образующаяся при отключении с двух сторон
одной нз фаз линии. Прн определенных соотношениях между
индуктивными и емкостными сопротивлениями, как следует нз
рнс. 3.22,6, могут возникнуть резонансные явления на основ-
ных нлн неосновных частотах, вследствие чего могут возник-
нуть весьма большие перенапряжения на изоляции отключен-
ной фазы.
Автоматика от повышения напряжения выполняется с ус-
тавкой (1,15-5-1,3) Уном н временем действия 1,5—2 с и более,
отстроенным от периода синхронных качаний и асинхронного
хода н обеспечивающим селективность действия.
Прн возрастании напряжения до 1,4(7НОМ автоматика от по-
вышения напряжения действует мгновенно.
Выполнение автоматики от повышения напряжения. По-
скольку возможно одностороннее отключение длинной линии
электропередачи не всеми тремя фазами, реле напряжения
включаются на фазные напряжения трех фаз. Ограничиться
108
Рис. 3.23. Принципиальная схе-
ма устройства для защиты от
иепереключения фаз:
BK.Ai, ВКВ1, ВКС1 — вспомогатель-
ные контакты выключателей фаз
(замкнуты прн отключенной фазе);
ВКЛ2, ВК.В2, ВКС2—то же (замкну-
ты при включенной фазе)
Отключение
трех ероз
установкой только одного реле напряжения, включенного на
фазное нлн междуфазное напряжение, можно, если предусмот-
рена специальная защита от непереключення фаз- Такая за-
щита при отключении одной нз фаз по любой причине отклю-
чает на одном нз концов лнннн все три фазы, что приводит к
повышению напряжения всех трех фаз на питающем конце ли-
нии электропередачи и отключению питающего конца тремя
фазами, даже если автоматика от повышения напряжения вы-
полнена с одним реле напряжения. Одни нз вариантов защиты
от непереключення фаз показан на рнс. 3.23.
Прн наличии нескольких линии, отходящих от шни подстан-
ции, избирательное отключение лннни, отключившейся с од-
ной противоположной стороны, достигается установкой на
другой стороне (на стороне шин подстанции) пофазного кон-
троля перетока реактивной мощности. Действие схемы пояс-
няется рнс. 3.24. Если в условиях повышения напряжения на
подстанции А переток реактивной мощности направлен от ДО
к шинам А, это означает, что линия А—N отключилась со
стороны подстанции ДО. Если переток реактивной мощности бу-
дет направлен от М к А, это значит, что линия отключилась
со стороны подстанции М.
Обеспечить отключение лнннн с обеих сторон можно также
прн использовании устройства для передачи отключающего
импульса по каналу телемеханики, однако такой способ более
сложен.
Время действия комплектов автоматики, реагирующей на
повышение напряжении, выбирается по ступенчатому принци-
пу. Для измерения величины н направления перетока реактив-
ной мощности используется реле типа РБМ-274. Характеристи-
ка реле отвечает условию
Мвр=йир7р sin <р. (3.36)
Реле мощности настраивается так, чтобы оно срабатыва-
ло при отключении линии с противоположного конца, т. е,
= </с„.ф(уд,.ф-Еф), (3 37)
Р ^иЛсист
109
Рис. 3.24. Схема сети (отключеннный выключа-
тель зачернен)
установлена автоматика от повышения
ГДР Qcp — мощность
срабатывания реле ре-
активной мощности на
ф азу, МВ A; Ucp,$ —
напряжение срабаты-
вания реле напряже-
ния (фазное), кВ;£ф—
фазное значение ЭДС,
кВ; хСист— сопротивле-
ние системы, Ом, со
стороны неотключен-
цого конца линии элек-
тропередачи, приве-
денное к шинам под-
станции, на которой
напряжения с рассмат-
риваемым реле реактивной мощности. Значение сопротивления
системы должно соответствовать ее минимальному режиму ра-
боты; kH — коэффициент надежности (1,5).
В нормальном режиме при передаче чисто активной мощ-
ности реле реактивной мощности должно надежно «клинить».
Тормозной момент на реле в этих условиях создается неболь-
шим смещением угла максимальной чувствительности реле так,
чтобы вектор тока нагрузки по отношению к вектору напряже-
ния всегда обеспечивал тормозное действие.
Схема автоматики повышения напряжения с реле напряже-
ния и реле реактивной мощности приведена на рис. 3.25,
Автоматика для устранения опасного повышения напряже-
ния прн наличии на линии электропередачи нлн на подстанции
реакторов должна раньше, чем произвести отключение защи-
щаемого оборудования, включить указанные реакторы (если
они были отключены до этого) и тем самым понизить напря-
жение. Последовательность действия автоматики для устране-
ния повышения напряжения следующая: выявляется причина
возникновения напряжения, т. е. определяется линия, отключен-
ная с противоположного конца, и спустя заданное время линия
отключается со стороны подстанции, где зафиксировано Повы-
шенное напряжение; если отключение не произошло или от-
ключение нежелательно, то включается шунтирующий реактор
(возможна и другая последовательность действия, т. е. вклю-
чение реактора во всех случаях производится раньше, чем от-
ключается линия, отключение линии осуществляется, если
включение реактора не снизило уровень напряжения до тре-
буемого значения).
Если действие автоматики не произвело требуемого эффек-
та и напряжение ие снизилось (например, из-за неисправности
110
Рис. 3.25, Схема автоматики, реагирующей на повышение напряжения и с
контролем перетока реактивной мощности линии электропередачи:
KW7 — KW3—реле мощности, реагирующие на мощность Q = (7/sin(p; КVI—КV3 — ре-
ле напряжения*, КТ —реле времени; его контакты действуют: КТ.1— на отключение
линии; КТ.2 — на включение заземляющего реактора; КТ-3 — на отключение трансфор-
матора подстанции (КТ.1, КТ.2, КТ.З, последовательность действий при необходимости
может быть изменена;
выключателя), то отключается защищаемое оборудование (для
этого могут быть использованы цепи устройства УРОВ).
Если реактор был поврежден или отключается действием
релейной защиты, командная цепь на включение должна быть
автоматически разомкнута н персоналу должен быть подан
сигнал. Обратное отключение реактора после восстановления
нормального уровня напряжения н устранения причины, вызы-
вающей повышение напряжения, обычно производят вручную.
При подключении шунтирующих реакторов к шинам 500 кВ через по-
нижающие трансформаторные или автотрансформаторные группы 500/110
или 500/37,5 кВ в случае отключения по каким-либо причинам этих групп
напряжение в примыкающем районе сетей ПО или 37,5 кВ из-за наличия
реактора резко снизится. Поэтому предусматривается в устройстве автома-
тики немедленное отключение реакторов на стороне ПО или 37,5 кВ при от-
ключении указанных трансформаторов или автотрансформаторов. Обычно
для этого используют вспомогательные контакты или контакты реле поло-
жения силовых выключателей.
Уставка срабатывания реле максимального напряжения вы-
бирается по выражению
П,р - k3, (3.38)
111
a — с добавочным насыщающимся дросселем; б —с добавочным активным сопротнвле*
наем (для изменения тока а обмотке реле после срабатывания)
где иясмтах — максимально возможное номинальное эксплуата-
ционное напряжение; k3 — коэффициент запаса (1,05); kB —-ко-
эффициент возврата реле.
Значение Ucp может быть установлено тем меньше, чем
ближе коэффициент возврата реле к единице. Для получения
большего коэффициента возврата требуется специальное кон-
структивное исполнение, так как реле напряжения обычных
типов даже при их тщательной регулировке имеют коэффици-
ент возврата 0,9—0,92,
Повышение коэффициента возврата реле напряжения. На
рис. 3.26 показаны некоторые из способов выполнения реле
максимального напряжения с jfeB=0,98. На рис. 3.26,а приведена
схема включения обмотки переменного тока последовательно
с насыщающимся дросселем. Нормально работа дросселя про-
исходит вблизи точки перегиба кривой намагничивания. При
напряжениях меньше уставки срабатывания сопротивление
дросселя резко повышается, ток в обмотке реле уменьшается—•
реле размыкает свои контакты (реле разработано Челябэнер-
го).
На рис. 3.26,6 показан вариант схемного решения для уве-
личения k* реле, разработанный лабораторией Эиергосетьпро-
екта. Последовательно с обмоткой реле включается активное
добавочное сопротивление. После того как реле подействовало,
активное сопротивление автоматически увеличивается путем
его расшунтнроваиия размыкающим контактом выходного про-
межуточного реле. Для предотвращения вибрации выходного
реле включение последнего контролируется размыкающими
контактами реле напряжения.
Устройство, реагирующее на изменение напряжения или
другой электрической величины с коэффициентом возврата,
близким к единице (0,955—0,999), можно получить, если бази-
112
ровать конструкцию иа замере разности между напряжением
сети t/сети и опорным напряжением неизменной величины t/on-
Усилив эту разность в k? раз, получим, что для срабатывания
устройства напряжение иа исполнительном органе, т. е. напря-
жение на выходе усилителя, должно быть равно нлн больше
t/cp = -U^ky. (3.39)
Устройство возвращается в исходное положение, когда на-
пряжение в сети станет равным £7сетн < (Лети» а напряжение
на исполнительном органе равно или меньше напряжения воз-
врата исполнительного органа UB:
(3.40)
Из приведенных выражений нетрудно определить коэффици-
ент возврата устройства в целом
k — ^сетн ^в + ^у^оп
В'УСГР ^ети +
(3.41)
Из (3.41) видно, что чем больше величина £у, тем больше
значение &в.Устр приближается к единице.
Реле напряжения с коэффициентом возврата, близким к
единице, можно выполнить с использованием туннельных дио-
дов. Так как время действия автома-
тики больше одного периода, то при
каждом переходе мгновенного значе-
ния тока (напряжения) через нуль
туннельный диод закрывается, что и
обеспечивает коэффициент возврата
устройства равным единице. Для вы-
полнения органа повышения напряже-
ния могут быть также использованы
полупроводники и устройства с инте-
гральными микросхемами.
В автоматике защиты от повыше-
ния напряжения часто используют
реле напряжения типа PH-58 с kB=
= 0,95, Воспринимающий орган реле
KL (рис. 3.27) выполнен в виде элек-
тромагнитного реле с /?в--0,8. Увели-
чение ka достигнуто тем, что последо-
вательно с обмоткой KL включены
стабилитроны КО, формирующие
опорное напряжение. Выпрямитель
IAS выпрямляет измеряемое напряже-
ние, снимаемое со вторичной обмотки
Рис. 3.27. Схема реле напря-
жения типа РН-58
113
8—6678
промежуточного трансформатора. Уставки срабатывания регу-
лируются потенциометром R1, а также переключением обмотки
промежуточного трансформатора. Пределы регулирования 50—
100 В, время-срабатывания реле повышения напряжения 0,1—
•0,15 с.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННЫХ
РЕЖИМОВ
4.1. ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИКЕ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Для обеспечения надежной н экономичной работы современ-
ных трехфазных энергосистем переменного тока:
а) должна быть создана возможность полного использова-
ния пропускной способности отдельных звеньев электропереда-
чи, возможность приема потребителями мощности, вырабаты-
ваемой электростанциями, и возможность генерации последними
электроэнергии в размере, задаваемом диспетчерским руковод-
ством;
б) должны быть предотвращены случаи нарушения устойчи-
вости параллельной работы синхронных машин в энергосисте-
мах н у потребителей, случаи хаотических отключений и по-
вреждений оборудования;
в) если, несмотря на предпринятые меры (например из-за
неисправности оборудования или ошибки персонала), возник
асинхронный режим в электроэнергетической системе или ее
части, такой режим должен быть быстро прекращен и должны
быть созданы условия для скорейшего восстановления нор-
мального электроснабжения потребителей.
Выполнение этих требований осуществляет группа устройств
системной автоматики, называемой сейчас устройствами проти-
воаварийной автоматики. Ее применение и учет действия в на-
стоящее время считается обязательным при проектировании, а
надлежащая эксплуатация обеспечивает повышение надежности
электроэнергетических систем и увеличение экономичности их
работы.
Следует отметить, что надежная параллельная работа звень-
ев трехфазной сети переменного тока оказалась возможной по-
сле того, как в энергосистемы СССР был внедрен специальный
орган для устройства релейной защиты, который был назван
«блокировкой от качаний». Он не давал защите возможности
производить нежелательные отключения при увеличенных на-
грузках защищаемых объектов и возникновении качаний, чем
114
5ыли устранены многочисленные хаотические отключения и пре-
вращения параллельной работы. Действие на отключение мог-
ло реализовываться только при возникновении КЗ на время, со-
ответствующее времени действия, заданного для данной ступе-
ни защиты.
Для повышения статической устойчивости энергосистем при
медленном росте нагрузки электропередачи были разработаны
устройства автоматического ограничения перетоков активной,
мощности по транзитам путем воздействия на систему регули-
рования турбин; при авариях снижение опасных перегрузок до-
стигается разгрузкой электропередачи путем отключения уст-
ройствами автоматики части генераторов электростанций на пе-
редающем конце линии, загрузкой генераторов в приемной ча-
сти энергосистемы и САОН.
К основным средствам, повышающим динамическую устой-
чивость в энергосистемах, в первую очередь относится быстрое
отключение КЗ. Применяется также быстрое кратковременное
снижение мощности ускорившихся паровых турбин при сбросах
нагрузки, отключение части генераторов или аварийное их тор-
можение.
Если меры, предпринятые для предотвращения нарушения
устойчивости, оказываются недостаточными и возникает асин-
хронный режим, он прекращается устройствами делительной
автоматики. Разные варианты этих устройств осуществляют
разделение энергосистемы на части с примерно сбалансирован-
ной нагрузкой или отключение от энергосистемы синхронной
машины, выпавшей из синхронизма (например, генератора или
двигателя при потерях возбуждения).
Делительная автоматика действует или через некоторое
время после возникновения асинхронного режима, или мгно-
венно.
Восстановление синхронизма достигается ресинхронизацией
параллельно работающих машин устройствами автоматики или
вручную.
Следует подчеркнуть, что аварии в энергосистемах с наруше-
нием устойчивости принадлежат к числу самых опасных и могут
привести к длительному нарушению электроснабжения потреби-
телей и возникновению «цепочечных» аварий, затрагивающих
многие объекты; поэтому, несмотря иа наличие автоматических
устройств с разными уровнями резервирования, оперативному
персоналу предписывается выполнять соответствующие меро-
приятия для прекращения асинхронного режима путем разделе-
ния энергосистемы иа отдельные части в заранее намеченных
пунктах, если длительность асинхронного режима превосходит
заранее обусловленное значение или если длительный асинхрон-
ный режим вызывает ненормальную работу основного оборудо-
вания с возможностью его повреждения.
8* 115
4.2. ОСНОВНЫЕ СООТНОШЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ РАБОТУ
УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ
Активная электрическая мощность, передаваемая по линии
электропередачи от станции конечной мощности в энергосисте-
му большой (неограниченной) мощности, в соответствии с
(2.3) равна
Р = —^-sina. (4.1)
A'la
Графически соотношение (4.1) изображается синусоидой, по-
казанной на рнс. 4.1. Работа электропередачи в нормальном ре-
жиме происходит при угле до, определяемом абсциссой точки а
(точки пересечения синусоиды 1 — характеристики электриче-
ской мощности с прямой 3— характеристикой мощности, разви-
ваемой турбиной в соответствии с нагрузкой приемной части
энергосистемы).
Предел статической устойчивости такой электропереда-
чи определяется максимальным значением электрической мощ-
ности Ртах при угле 6 — 90°. В нормальном режиме должен
быть обеспечен запас статической устойчивости по линиям элек-
тропередачи, связывающим электростанцию с энергосистемой,
не менее 20%.
Из (4.1) видно, что нарушение статической устойчивости мо-
жет произойти при плавном уменьшении напряжения (ЭДС)
генератора нли напряжения на приемном конце либо при мед-
ленном возрастании передаваемой мощности, когда угол б, по-
степенно увеличиваясь, достигает 90° и затем исчезает равнове-
сие между мощностью турбины и электрической мощностью ге-
нератора.
Прн резком понижении напряжения во время КЗ или
внезапном увеличении взаимного сопротивления между
электростанцией и энергосистемой в процессе изменения режи-
ма (во время КЗ или после отключения части транзитных свя-
зей) нарушение устойчивости может произойти даже н в том
случае, если КЗ быстро отключено. Возможность сохранения
устойчивости зависит как от длительности и величины началь-
ного возмущения, так и от последующего режима работы. Эти
факторы, обусловливающие резкое изменение режима, опреде-
ляют динамическую устойчивость энергосистемы.
При внезапном изменении электрической мощности и пере-
ходе с характеристики 1 на характеристику 2 регулятор часто-
ты турбины не успевает мгновенно изменить впуск в нее воды
или пара. Возникает несоответствие между механической мощ-
ностью на валу турбины н электрической мощностью, выраба-
тываемой генератором. Генератор начинает ускоряться, вслед-
ствие чего угол б увеличивается. В точке с наступает равенство
116
механической и электрической мощ-
ностей. Однако по инерции ротор'
проворачивается дальше; электри-
ческая мощность становится боль-
ше мощности турбины, и генератор х
начинает тормозиться. После не-
скольких затухающих качаний угол
6 станет равным углу б/, соответ- I
ствующему новому стационарному J
состоянию и определяемому равен-
Рис. 4.1. Характеристика мощ-
ности при работе генератора на
шины энергетической системы
неограниченной (бесконечной)
мощности:
Ро — мощность турбины в исходном
положении
ством механической и электриче-
ской мощностей.
Иное положение будет, если
угол б станет больше предельного
угла бпр. В этом случае избыточный
момент изменит свой знак н приве-
дет к дальнейшему ускорению ро-
тора. Машина выходит нз синхронизма и переходит в асинхрон-
ный режим.
Синхронизм будет сохранен, если площадь ускорения Sabc
не будет превосходить площадь торможения SaJc'.
Аналогичные рассуждения применимы при анализе устойчи-
вости синхронных электродвигателей с той разницей, что при
снижении питающего напряжения двигатель начнет тормо-
зиться за счет воздействия механической нагрузки на валу,
что н влечет увеличение угла б.
Ориентировочно допустимые времена отключения КЗ по ус-
ловию сохранения динамической устойчивости могут быть оп-
ределены нз следующих соображений. Предположим, что при
КЗ генератор полностью сбрасывает нагрузку (трехфазное КЗ),
а регуляторы не успевают изменить доступ пара или воды в
турбину. На валу ротора возникает избыточный момент, опре-
деляемый избытком мощности, равный
ЬМ
ДР
WHOM
р
шном
(4.2)
Знак приблизительного равенства определяется тем, что уг-
ловая скорость (оном принимается неизменной и приравнивается
номинальной, соответствующей частоте 50 Гц.
Ускорение относительного движения ротора пропорциональ-
но приложенному вращающему моменту АЛ4 и обратно пропор-
ционально моменту инерцнн J агрегата (генератора н турбины)
da«J3 ДМ
а = --------" -------
Л®
(4.3)
117
или
££l=-£^., (4-4}
di2 ^“ном
где «ном — номинальное значение угловой скорости.
Механическая постоянная (или иначе постоянная инерции)
(4.5)
“«ом
где Рном — номинальная мощность агрегата.
Выражение (4.4) можно переписать так:
Л>агр “пом {Л е
_^=-------------- (4.6}
“Е “НОМ * ИЯ
Учитывая, что изменение угловой скорости
dJl2 Рнлгп “яом . tA —.
Ла>=-^- = -р-г- t, (4лу
Ui Г ном 1 ик
имеем
ном
(4.9)
Aw 1 ЛяГг,
= (4.8)
“ном 1 ИЯ
Изменение относительного угла
л 1 Лигр
®12 “Й Р
£ 'ном
Постоянная инерции ТИн агрегатов (генератор — турбина
или двигатель — приводимый механизм) определяется как сум-
ма постоянных инерции генератора Т'нн.ген и турбины Тин.турб
или двигателя Тин.дв и механизма Тин.мех-
Если постоянные инерции приводятся к какой-то базисной
мощности, то производится пересчет
(4.10)
Рб
Постоянные инерции различных механизмов определяются
конструктивными параметрами машин и их частотой враще-
ния, с:
т __ 2.74GDM-10-3
‘‘ин.агр— р * V*’1*)
"агр
где GD2 — момент инерции, т-м2; п — частота вращения агрега-
та, об/мин; Рагр — номинальная мощность агрегата, МВт.
Относительный угол 612 удобно выражать в градусах. В этом
случае из (4.9) получаем
8?. = 2«f-360----1 t,
2к 2ГНЯ Рном
(4.12)
118
При частоте /=50 Гц
6?2 = 9000 — -^2-1\ (4.13)
•^нн ?ном
Для иллюстрации полученного выражения (4.13) конкретны-
ми числами определим время отключения трехфазного КЗ иа
линии, отходящей непосредственно от транзитной связи между
электростанцией и энергосистемой, при котором относительный
угол между векторами ЭДС станции и системы увеличится не
более чем на 60° по сравнению с нормальным, принимаемым
равным 20°.
Расчет производим в предположении, что электростанция
выдает в систему 70% номинальной мощности и при трехфаз-
ном КЗ под влиянием сброса этой мощности роторы генерато-
ров начинают вращаться равноускоренно. Постоянная инерции
агрегатов генератор — турбина 7,ин=10 с. Мощность энергоси-
стемы по сравнению с мощностью электростанции предполага-
ется бесконечно большой.
Допустимое время отключения трехфазного КЗ определит-
ся из выражения
9000
10
0,7/2,
откуда /=0,31 с.
Изменение угла б от одного значения (начального бо) к дру-
гому значению (конечному бк) в условиях, когда сохраняется
синхронизм, происходит после нескольких синхронных качаний
(рис. 4.2,а) или апериодически (рис. 4.2,6).
Если значение угла б в переходном режиме превысит 180°,
возникнет асинхронный ход, при котором угол б периодически
изменяется от 0 до 360°. В асинхронном режиме электрические
параметры (ток, напряжение, мощность по транзитной связи)
попеременно меняют свои значения
мальных в соответствии с измене-
нием по времени угла б. При асин-
хронном режиме наряду с знакопе-
ременным синхронным моментом
появляется асинхронный момент,
зависящий от скольжения синхрон-
ной машины, выпавшей из синхро-
низма, и от ее конструкции. Прн
небольших скольжениях (до 1 Гц)
и достаточно жестких связях
(малых сопротивлениях линии и
системы) между частями энерго-
системы, а также при скольжении
от минимальных до макси-
Рис. 4.2. Изменение угла меж-
ду векторами ЭДС в зависимо-
сти от времени при сохранении
синхронизма
119
0,2—0,5 Гц и слабых связях (относительно больших сопро-
тивлениях) возможна ресинхронизация этих частей между со-
бой. Асинхронный режим с последующей ресинхронизацией до-
пускается, если такой режим кратковременсн (два-три асин-
хронных проворота) или имеется тенденция к втягиванию в
синхронизм, что характеризуется увеличением периода качаний
н прекращением изменения знака проходящей по транзиту ак-
тивной мощности; непременным условием является сохранение
оборудованием работоспособности при воздействии токов асин-
хронного хода после его прекращения. Другим обстоятельством,
требующим недопущения в энергосистемах длительных асин-
хронных режимов, является возможность возникновения разви-
тия аварии из-за выпадения нз синхронизма синхронных дви-
гателей потребителей и возникновения качаний с еще одной ча-
стотой при нарушении синхронной работы генераторов других
электростанций энергосистемы.
В сложных объединенных энергосистемах, как правило, на
ресинхронизацию не ориентируются, а прекращение асинхрон-
ного режима возлагают иа делительную автоматику, произво-
дящую разделение энергосистемы на части в намеченных пунк-
тах, а у потребителей — переводящую синхронные двигатели в
пусковой режим илн выделяющую нх питание, так же как и пи-
тание потребителей собственных нужд электростанций и других
ответственных абонентов на раздельное от энергосистемы элект-
роснабжение.
4.3. ИЗМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ
НАГРУЗКИ, СИНХРОННЫХ КАЧАНИЯХ, АСИНХРОННОМ РЕЖИМЕ
И ОТСУТСТВИИ КЗ
Для выяснения основных соотношений рассматривается эле-
ментарная система (рис, 4.3,а), состоящая из двух электриче-
ских станций Л1 и jV, работающих параллельно через линию пе-
редачи GF. В целях упрощения анализа примем, что |£i| =
= ]£2| = |£| и полное сопротивление между точками приложе-
ния ЭДС распределено равномерно. Если вектор ЭДС генера-
торов N считать постоянным по величине и направлению, то
вектор ЭДС генераторов М в завнснмостн от угла 6 между ЭДС
(рнс. 4.3,6) можно выразить так:
£2 = £1е/г- (4.14)
Разность этих ЭДС по абсолютной величине равна
| Д£ ' = | £,-£,]= | £, 1) I = A£„xsin А = 2£sin^-,
(4.15)
120
Рис. 4.3. Элементарная система:
а — схема сети; б — токи и напряжения в
энергосистеме при расхождении векторов
ЭДС на угол б:
AG = £Gsin<pc=x1LG;
BF = LF sirupс ЕЕ X ;
. IGFX1LG
o,q = arcsin--------- ;
UG
, JGFX1LF
— — arcsin----------
' Up
где AEmax—максимальное значение разности ЭДС (при 6=
= 180°),
Под влиянием разности ЭДС Л£ по транзиту GF проходит
ток
Г АЕ ii 9F . Л
LgF У ~~ = loFmax Sin — = ~у----Sin —, (4.16)
Z'1A;,V 2 ЛIMN 2
где Igf max - максимальное значение тока прн угле 6—180°;
Zimn — сопротивление прямой последовательности между точ-
ками Л1 и ЛЛ
В пространстве векторы токов в фазах А, В, С образуют
симметричную звезду. Прн отсутствии нагрузки на подстанци-
ях транзита этот ток является уравнительным.
Напряжение в произвольной точке Р транзита
Up-^ЕлГ cos*— 4- ( 2 sin — V, (4.17)
V 2 ' \ 2 J V '
где Zipk — сопротивление прямой последовательности между точ-
кой Р и точкой Л, расположенной в электрическом цент-
ре качаний системы, т. е. такой точкой системы, в кото-
рой напряжение прн расхождении векторов ЭДС на угол 6 =
= 180° равно нулю.
Уравнительный ток отличается от тока нагрузки (пе-
регрузки) углом ср (между векторами тока и напряжения).
При симметричной нагрузке по фазам угол фнагр составляет
30—65°. Угол между уравнительным током н напряжением од-
ноименной фазы зависит от угла б н местоположения пункта,
где производится измерение, по отношению к точке электриче-
ского центра качаний нлн точкам приложения ЭДС.
Напряжение в электрическом центре качаний системы К
(рнс. 4.3,6) прн отсутствии нагрузки
U* =£'cosy. (4.18)
121
При равенстве ЭДС генераторов М и N электрический центр
качаний в середине транзита, когда сопротивления по обеим
сторонам от точки К до мест приложения ЭДС в точках М и У
одинаковы.
В системе имеется точка нулевого реактивного со-
противления, в которой угол между током и напряжением
соответствующей фазы равен нулю (точка L иа рис. 4.3,6). Ме-
стоположение этой точки может представить интерес для ана-
лиза действия направленных защит и реле индуктивного сопро-
тивления. Важно отметить, что в сложной системе местоположе-
ния электрического центра качаний и точки нулевого реактивного
сопротивления могут меняться в зависимости от конфигу-
рации сети, угла д и ЭДС электростанций, вышедших из синхро-
низма, что и определяет возможность хаотического срабатыва-
ния защит, не имеющих специального органа, предотвращаю-
щего их действия от токов качаний и при асинхронном режиме.
К таким защитам относятся: дистанционные защиты (направ-
ленные и ненаправленные), направленные высокочастотные за-
щиты, а также токовые защиты, действие которых ие отстроено
от максимального значения уравнительного тока и максималь-
ных значений тока нагрузки.
Для уменьшения вылета угла 6 применяется быстродейст-
вующее отключение КЗ; в то же время быстродействующие за-
щиты указанных выше типов наиболее чувствительны к кача-
ниям и должны иметь блокировку. Защиты с временем 2 с и
более при качаниях с периодом меньше 2 с от токов асинхрон-
ного режима отстроены временем действия; однако они могут
производить нежелательные отключения в начальный период
нарушения устойчивости и при втягивании в синхронизм. По-
этому сейчас устанавливают блокировку от качаний для всех
устройств защиты, работа которой по принципу действия воз-
можна при нарушении устойчивости системы или возникнове-
нии больших нагрузок на ее звеньях. Этим, как указывалось
ранее, предотвращены хаотические разделения энергосистем при
больших нагрузках транзитов и создана возможность проведе-
ния режимов с малыми запасами их устойчивости.
Признаки, позволяющие отличать токи КЗ в трехфвзиых си-
стемах от токов при качаниях и асиихронвом режиме. Такими
признаками, используемыми при создании предложенных в
СССР блокировок при качаниях или, иначе, пусковых органов,
разрешающих действие различных автоматических устройств
при возникновении КЗ и запрещающих действие при наличии
токов качаний (асинхронного режима), но реагирующих на воз-
никновение КЗ в звеньях энергосистемы, являются следующие:
а) при режимах качаний и асинхронного хода электрические
величины во времени изменяются плавно, при КЗ (в момент
возникновения) резко — толчком; таким образом, может быть
122
создан орган, реагирующий на скорость изменения электриче-
ских величин (на производную по времени этого параметра),
который и произведет необходимое действие. Применялись реле
с контактной системой, действующие на замыкание и размыка-
ние с одинаковыми и разными чувствительностями, а также
полупроводниковые устройства. Укажем, что для этих устройств
отмечены случаи сбоя (неправильного действия) из-за того, что
в практике эксплуатации скорости изменения электрических
величин при асинхронном режиме гидрогенераторов соизмери-
мы со скоростями возрастания токов при КЗ в цепях с индук-
тивностью;
б) в режимах качаний, асинхронном ходе, при перегрузках
векторы токов и напряжений фаз трехфазной энергосистемы
-симметричны, т. е. равны по модулю и сдвинуты относительно
друг друга на 120°. Несимметрия нормально допускается в
-очень небольших размерах (ие более 10%); обусловливается
она в основном неравномерностью нагрузки по фазам и нали-
чием высших гармоник в токе и напряжении от выпрямителей,
преобразующих переменный трехфазный ток в постоянный. При
КЗ всегда несимметрия возникает длительно (на все время не-
симметричных КЗ — двухфазных, однофазных, двухфазных на
землю) и кратковременно (на несколько периодов — при трех-
•фазных КЗ). Появление несимметрии обусловливается рядом
причин: во-первых, тем, что трехфазное повреждение начинает-
ся с перекрытия изоляции двух или одной фазы; во-вторых, на-
-личием в токе и напряжении постоянных составляющих в на-
чальный момент КЗ; в-третьих, наличием в цепи измерения
-фильтров тока или напряжения обратной последовательности,
содержащих в плечах конденсаторы, дроссели и резисторы, соз-
дающие контуры плеч с разными постоянными времени затуха-
ния. В результате на выходе фильтра обратной последователь-
ности тока (напряжения) в момент трехфазного КЗ первичной
цепи возникает толчком ток (напряжение). Этот толчок фик-
сируется, и его действие удерживается иа некоторое время, не-
сколько превышающее время отключения КЗ соответствующей
зоной защиты, или до тех пор, пока продолжается повреждение(,
на что указывает срабатывание пусковых органов. Кроме того,
сказывает влияние и неодиовремеиность действия фаз выключа-
теля при включении иа КЗ. Если во время нормальной работы
имеет место значительная несимметрия, требующая загрубле-
ния пускового органа обратной последовательности для от-
стройки, то орган тока (напряжения) обратной последователь-
ности выполняют реагирующим на скорость изменения этих ве-
личии или применяют удерживание напряжением прямой по-
следовательности.
Блокировка при качаниях с фильтром токов (напряжений)
и реле /2 (^2) была предложена в 1938 г. К настоящему време-
123
Рис. 4.4. Изменение тока трехфазного КЗ в месте ответвления от транзитной
связи при нарушении синхронизма между станциями М и N:
а — схема сети; б — векторная диаграмма токов при трехфазном КЗ в точке Р на ответ-
влении КР, отходящем от электрического центра качаний (подстанция К); в — изменение
суммарного тока при условиях, аналогичных указанным на рис. б; з — изменение тока
в ответвлении для случаев, когда подстанция К расположена в электрической близости
к станции М или N
ни она имеет ряд вариантов исполнения и применяется повсе-
местно в устройствах защиты и автоматики.
Изменение токов КЗ в зависимости от изменения угла меж-
ду векторами ЭДС параллельно работающих синхронных ма-
шин. Ранее был выяснен характер возникновения уравнитель-
ных токов между векторами ЭДС параллельно работающих
синхронных машин при отсутствии КЗ на транзитной связи. На-
личие такого повреждения существенно меняет картину про-
хождения токов. Например, трехфазное КЗ в электрическом
центре качаний системы (рис. 4.4) делит систему на две части,
обтекаемые соответственно токами /\к и /мк, генерируемыми
ЭДС Ei и Е2.
В месте повреждения ток КЗ равен геометрической сумме
токов Ink и Очевидно, что током Jz.k=Jnk-]-Imk обтекает-
ся присоединение ЛД, отходящее от транзитной связи MN.
В начальный момент времени угол 6 между ЭДС Ei и Е2 мал и
при расчете тока КЗ принимается обычно равным нулю. По та-
кому току часто выбирают уставки релейной защиты. Если за-
щита срабатывает с некоторым временем, то учитывают инди-
видуальные затухания токов, генерируемых источниками М и N.
Однако имевшие место отказы в отключении места КЗ мак-
симальной токовой защитой с независимой выдержкой времени
124
и выяснение причины таких отказов послужили причиной разра-
ботки еще в 1944 г. упрощенного способа расчета токов КЗ, учи-
тывающего расхождение векторов ЭДС параллельно работаю-
щих генераторов; тогда же были изысканы способы выполне-
ния релейной защиты, обеспечивающие возможность ее селек-
тивного действия в указанных выше условиях.
Было установлено, что в течение времени действия макси-
мальной токовой защиты при КЗ на тупиковой линии, отходя-
щей от шии подстанции, к которым также присоединен син-
хронный компенсатор, из-за его выпадения из синхронизма по
отношению к ЭДС питающей энергосистемы ток, подходящий к
месту повреждения, периодически колеблется. При угле б, рав-
ном 180°, геометрическая сумма токов от энергосистемы и син-
хронного компенсатора становилась меньше тока возврата реле
тока максимальной токовой защиты и ее реле времени возврат
щалось в исходное положение, В результате происходило несе-
лективное отключение КЗ другими защитами.
Графики изменения токов приведены на рис. 4.4,в и г.
Упрощенно ток КЗ, подходящий к месту КЗ при различных
видах коротких замыканий (трех-, двух-, одно- и двухфазных
иа землю), вычисляется так:
а) определяются токи Ink и 1мк> проходящие от источников
N и М, для данного периода времени соответственно с затуха-
нием ЭДС £i и Е2;
б) определяется угол б между векторами ЭДС £i и £3, со-
ответствующий данному времени;
в) производится геометрическое сложение токов Ink и £мк
в фазах линии КР под углом б (для каждой из фаз) для каж-
дого момента времени (рис. 4.4,6).
К способам выполнения релейной защиты от КЗ для линий,
шин и трансформаторов, учитывающих рассмотренное явление,
относятся следующие:
1) установка па тупиковом направлении КР быстродейству-
ющей защиты. Этот способ наиболее совершенен, поскольку он
одновременно предотвращает во многих случаях возникнове-
ние послеаварийного асинхронного режима. Применяется для
защиты нереактированных линий, отходящих от шин электро-
станций и транзитных подстанций, а также для защиты шин
этих объектов;
2) воздействие на защиту секционного или шиносоединитель-
ного выключателя, имеющую выдержку времени, отстроенную
от защит питающих КЗ присоединений, ток по которым прохо-
дит в течение всего времени КЗ (например, генераторов, пони-
жающих трансформаторов);
3) установка на тупиковом присоединении защит, имеющих
независимое время действия, по схеме с мгновенным замером
125
тока и удерживанием заме-
ра от реле минимального
напряжения;
4) установка защиты,
реагирующей на значение
сопротивления до места КЗ
(защиты минимального со-
противления).
На подстанциях вторым
источником генерации тока
КЗ по отношению к энерго-
системе являются синхрон-
ные компенсаторы или
синхронные электродвига-
тели.
Рис. 4.5. Пояснение метода эквивалент-
ных ЭДС, с учетом несовпадения фаз
при расчете токов КЗ;
а — схема сети при трехфазном КЗ в точке К;
б —схема с приложением эквивалентной ЭДС
В схемах дифференциальной защиты шин (ДЗШ), имеющей
выдержку времени, вместо реле напряжения и токового воспри-
нимающего органа иногда осуществляют удерживание от вто-
рого комплекта токовых защит с малой уставкой тока срабаты-
вания, а иногда применяют в качестве реагирующего органа за-
щиту минимального сопротивления.
Более точно определение тока КЗ при учете расхождения
векторов ЭДС в местах генерации можно производить, исполь-
зовав метод эквивалентных ЭДС. Его сущность заключается в
'Следующем.
Первоначально рассматривается трехфазиое КЗ в точке К
(рис. 4.5). Заменим два источника М и ЛГ с ЭДС и Еп од-
ним источником с эквивалентной ЭДС Еэк, подключенной к точ-
ке Р через такое эквивалентное сопротивление 2ЭК, что резуль-
тирующий ток 1К остается неизменным.
Значение эквивалентного сопротивления выберем так, чтобы
1
2эк
Из (4.19) значение
(4.19)
7 __
-9К •
(4.20)
Эквивалентная ЭДС определится из условия
__ ^1 . £ц
£эк Zn
(4-21)
(4.22)
С учетом (4.20)
+ ?II
126
Ток короткого замыкания
£эК &эК
_2эк+^к 2экЕ
(4.23}
Ток, проходящий по ветвям от источников М и N, найдем из
соотношений
£j —£к%к
(4.24}
и
£|Т —г ZKZK
/п = (4.25}
~~ "II
Для вычисления тока, проходящего в месте повреждения при
несимметричном КЗ, значение эквивалентной ЭДС рассчиты-
вается по выражению (4.22) для определенного угла расхож-
дения ЭДС и вводится в схему замещения.
Отличие последней от схемы замещения, составленной для
случая совмещения векторов ЭДС по значению и фазе, со-
стоит в том, что в схему замещения прямой последовательности
вводится эквивалентное сопротивление. Очевидно, чоо расхож-
дение векторов ЭДС не влияет на распределение токов обрат-
ной и нулевой последовательности, и поэтому их схемы состав-
ляются обычным способом.
На рис. 4.6 показана комплексная схема замещения для оп-
ределения токов при однофазном КЗ. Распределение составля-
ющих токов нулевой и обратной последовательности для по-
врежденной фазы получается непосредственно из схемы заме-
щения. Распределение токов по ветвям схемы прямой последо-
вательности по рис. 4.5 находится из условия
/и = , (4.26}
/ш . (4.27}
±ш
где
(4.28}
UKi — напряжение прямой последовательности в месте КЗ; Л1—
ток прямой последовательности в месте КЗ (проходит по сопро-
тивлению ZK схемы по рис. 4.5,а).
За счет расхождения векторов ЭДС при отсутствии КЗ, как
указывалось ранее, по транзиту проходит уравнительный ток.
127
7Я
-°* /ом
Рис. 4.6. Комплексная схема замещения
при расчете токов однофазного КЗ с
использованием метода эквивалентной
ЭДС
Наибольшее значение ои
имеет при расхождении век-
торов ЭДС иа 180°. Значе-
ние уравнительного тока
при этом будет
Здесь Zi-u — сопротивле-
ние между источниками М
и N. (рнс. 4.5,а), в которых
сопротивления генераторов
определяются прн несин-
хронном включении значением Ха', а при статическом нару-
шении устойчивости значением X/ или Х$. Расхождение
векторов ЭДС влияет не только иа суммарный ток пря-
мой последовательности, но и на токи нулевой и обратной после-
довательностей при несимметричных КЗ. Например, токи в ме-
сте однофазного КЗ иа ответвлении от точки электрического
центра качаний при Е1 = Ец и расхождении ЭДС на 180° будут
равны нулю.
4.4. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ
Как видно из выражения (4.1), предельная активная мощ-
ность, выдаваемая по линии электропередачи, может быть уве-
личена, если увеличивается ЭДС Ed или напряжение на шииах
приемной подстанции U или уменьшается взаимное сопротивле-
ние Х12-
Как указывалось ранее, воздействие на увеличение значе-
ния Е производят регуляторы возбуждения, которые являются
важным средством повышения статической устойчивости энер-
госистем. Другим типом автоматических устройств, способст-
вующих сохранению статической устойчивости, являются уст-
ройства, ограничивающие нагрузку по транзитной линии элект-
ропередачи, и устройства, производящие разгрузку электропере-
дачи в случае, когда передаваемая мощность приближается к
предельно допустимому значению.
Ограничение перетока активной мощности достигается уста-
новкой регуляторов и ограничителей перетока. Время отработ-
ки сигнала регулирования и снятия нагрузки с транзитной ли-
нии составляет 30—60 с (рис. 4.7). Устройства ограничения
перетоков воздействуют на изменение доступа энергоносителей
в турбины через устройства регулирования, обычные или специ-
альные, позволяющие быстро прекратить впуск пара в паровые
турбины.
128
Рис. 4.7. Характер про-
цессов при автоматиче-
ском ограничении перето-
ка мощности:
1 — изменение перетока по
транзитной линии: а — мо-
мент возникновения рассо-
гласования между фактиче-
ским перетоком и уставкой
ограничителя; б — момент
отработки задания; 2 — ра-
бота ограничителя; в— на-
чало возникновения выход-
ного сигнала; г — конец; 3—
изменение мощности первой
регулирующей ГЭС; 4 — то
же второй ГЭС (процесс с
перерегулированием)
Рис. 4.8. Вариант устрой-
ства автоматической раз-
грузки при помощи токо-
вых реле в фазах Д,
В, С
Широкое распространение получили устройства для быстрой
разгрузки транзитных линий путем автоматического отключения
части генераторов на питающих электростанциях. Наиболее
просто производить отключение гидрогенераторов. Отключение
блоков турбогенератор — трансформатор требует согласованной
работы автоматики разгрузки с устройствами тепловой автома-
тики, обеспечивающими продолжение работы собственных
иужд, питаемых от разгруженного генератора.
В качестве выявительных органов устройств автоматиче-
ской разгрузки могут применяться органы, реагирующие непо-
средственно на изменение угла б или электрические параметры,
зависящие от угла б. Такне выявительные органы применяются
сейчас главным образом при авариях без изменения состава
9-6678 129
4
|1||
hit
J/o
kaq
КА
От трансформаторов
тока линии,
по которой выдается
основная мощность
станции
в
с
и
а
ь
с
N
я
Рис. 4.9. Автоматика разгрузки с помощью реле активной мощности (вариант
схемы) ;
а — схема постоянного тока; б — схема переменного тока
передачи (т. е. без отключения линий и т. п.), когда увеличение
угла б происходит, например, из-за торможения приемной ча-
сти энергосистемы прн внезапном уменьшении ее генерирующей
мощности. Наиболее просто использовать реле, реагирующие
на ток, активную мощность и сопротивление.
Автоматика разгрузки из токовых реле содержит реле, вклю-
ченные на токи в фазах А, В и С, с последовательным соедине-
нием контактов (рис. 4.8). Такое включение предотвращает
возможность нежелательной работы при несимметричных КЗ
и позволяет выбрать уставку срабатывания реле, отвечающую
значению допускаемого угла б для предельной нагрузки. Авто-
матика может работать ложно при трехфазных КЗ, однако они
весьма редки (менее 0,5% случаев).
Автоматика разгрузки при помощи реле активной мощности.
Реле активной мощности включается или на мощность фазы,
или на мощность прямой последовательности, или на суммар-
ную трехфазную мощность (рис. 4.9). При выполнении схемы
устройства должны быть приняты меры для предотвращения
возможности неправильного действия из-за наброса активной
мощности во время КЗ (из-за активных потерь в дуге и линиях
электропередачи); часто схему выполняют с блокировкой от ре-
130
«- Рис. 4Д0. Изменение параметров транзитной
связи элементарной системы:
1 — активной мощности; 2 — тока; 3 — напряже-
ния в электрическом центре; 4— напряжения в
точке Р сети по рис. 4.3, а при ZIPx/Zj MK=Q,5
(принимается активное сопротивление электропере-
дачи /?WAr=0)
j' МА.1 КА&1 KAc.f KZMJ KT
Рис. 4.11. Вариант автоматики разгрузки с направленным реле сопротивления
ле, реагирующего на появление несимметрии, т. е. от реле об-
ратной и нулевой последовательности тока или напряжения.
Уставки срабатывания реле активной мощности должны со-
ответствовать углу dcp=0,86max^70° (см. рис. 4.1). Уставку
срабатывания реле тока в устройстве по схеме рис. 4.8 можно
ориентировать на угол б, несколько больший, чем при использо-
вании реле мощности, поскольку при превышении значения уг-
ла б—90° активная мощность начинает уменьшаться, что мо-
жет вызвать отказ в работе реле мощности, а ток продолжает
увеличиваться до значений угла 6—180° (рис. 4.10).
Недостаток применения разгрузочной автоматики из токовых
реле или реле активной мощности состоит в том, что действие
этих реле зависит не только от угла б, но и от уровня напряже-
ния. Расчетная уставка срабатывания реле должна соответст-
вовать углу срабатывания бср при наинизшем уровне напряже-
ния по концам передачи в нормальном режиме. Если напряже-
ние и ЭДС поддерживаются большими, то в соответствии с
(4.1) предельное значение мощности (тока) по условию сохра-
нения статической устойчивости (соответствующее предельному
углу dmax“90°) возрастает. Следовательно, автоматика, настро-
енная на значение тока или активной мощности при минималь-
ном уровне напряжения или ЭДС, не позволит в полной мере
использовать нагрузочные возможности транзита. Разгрузочную
автоматику из токовых реле или рело активной мощности целе-
сообразно дополнять или заменять автоматикой из реле, реаги-
рующих на полное сопротивление, или направленным реле
сопротивления.
Вариант автоматики разгрузки с направленным реле сопро-
тивления. Один из вариантов показан на рис. 4.11. Токовые ре-
ле обеспечивают отстройку действия от несимметричных КЗ и
предотвращают неправильную работу при повреждениях в це-
пях напряжения трансформатора напряжения, к которому при-
соединено направленное реле сопротивления.
9* 131
Рис. 4.13. Характеристика направлен-
ного реле сопротивления косинусного
Г” типа
на зажимах реле полного сопротивления
в зависимости от угла д и места установки в элементарной сети:
1 — в электрическом центре качаний; 2 — в точке приложения ЭДС: 3 — в точке Р между
точками jM и К элементарной сети по рис. 4.3, а при z1PJ<=O,5ir1MJf; штриховой линией
показаны зависимости г1Р=/(б)-в области 6=180-5-360°
В соответствии с (4.16) и (4.17) сопротивление на зажимах
реле сопротивления, установленного в точке Р транзитной связи,
Zp = Z,MKctg4-l/l + (4.30)
2 у ZI.WK 2
Из (4.30) следует, что сопротивление, измеряемое реле, ус-
тановленным в электрическом центре качаний (Zip^=0), при
углах 6 = 43<-315° почти прямо пропорционально углу 6
(рис. 4.12). Сопротивление, измеряемое реле прн его установке
в другой точке транзитной передачи в указанном диапазоне уг-
лов, хотя и не прямо пропорционально углу 6, но не зависит от
уровня напряжения (почти прямую пропорциональность углу 6
можно достигнуть, подводя к реле сопротивления напряжение,
компенсированное до точки электрического центра качаний).
Обосновать целесообразность использования в выявительном
органе автоматики вместо реле активной мощности направлен-
ного реле сопротивления с соответственно выбранной уставкой
можно еще и таким образом.
Уставка срабатывания реле мощности автоматики разгруз-
ки выбирается по выражению
Pcp=s0,8P„„=b0>8^t^0,8^-. (4.31)
А12 л12
Активная мощность на зажимах реле мощности (на фазу)
Р=£7ф7соз<р. (4.32)
132
Реле срабатывает, если значение активной мощности Р.>Рср.
С учетом изложенного можно написать равенство
С/ф/ cos ср - 0,8 (4.33)
Отсюда
= 1,25^ = const (4.34)
/COSy 0,8 * 12 \ /
нли
Z/cos<p—const. (4.35)
Выражение (4.35) является характеристикой направленного
реле сопротивления с диаметром, совпадающим с осью R. Ди-
аметр
Р=1,25Х12. (4.36)
Характеристическая окружность касается осн ординат
(рнс. 4.13). Из выражения (4.36) видно, что уставка срабаты-
вания направленного реле сопротивления постоянна и не зави-
сит от изменения уровня эксплуатационного напряжения — реле
самонастраивается на существующее в каждый момент време-
ни напряжение.
Выигрыш в предельном (до срабатывания реле) значении
передаваемой мощности прн использовании выявнтельного ор-
гана из направленного реле сопротивления по сравнению с при-
менением реле активной мощности составляет 5—10% предель-
ного значения передаваемой мощности.
Следует отметить, что для выполнения автоматики разгруз-
ки' могут применяться реле сопротивления не только с характе-
ристикой, удовлетворяющей условию (4.35) (на рнс. 4.14 окруж-
ность /), но н с другими характеристиками, например 2, 3 нли
4. Нужно только, чтобы обеспечивалось действие реле в зоне
по оси У? при значениях R^D.
Рис. 4.14. Характеристики выявнтельного
органа на базе реле сопротивления:
1 — направленного косинусного типа; 2 — направ-
ленного с внутренним углом, равным углу полно-
го сопротивления; 3 — реле направления мощно-
сти с реле полного сопротивления (контакты
соединены последовательно); 4—реле активного
сопротивления
133
При углах 6=180° фазные соотношения между током и на-
пряжением такие же, как при трехфазном КЗ в электрическом
центре качаний. Поэтому направленные реле сопротивления,
применяемые обычно в дистанционной защите, прн угле 6=
= 180° производят замер, соответствующий сопротивлению на
зажимах реле прн трехфазном КЗ в электрическом центре ка-
чаний. Это свойство использовано Энергосетьпроектом для из-
бирательного определения местоположения электрического
центра качаний в многолучевых сетях, связывающих несколько
генерирующих источников, н автоматического отделения элект-
ростанции, выпавшей из синхронизма.
В настоящее время для реализации рассматриваемой авто-
матики выпускается [16] устройство, позволяющее осуществлять
непосредственное измерение угла д с получением вектора на-
пряжения противоположного конца линии с помощью фантом-
ной схемы либо аппаратуры АНКА (см. ниже).
Автоматическая разгрузка при ослаблении транзитной свя-
зи. Из выражения (4.1) видно, что предел передаваемой мощ-
ности уменьшится в случае отключения одной- или нескольких
транзитных связей. Это происходит из-за увеличения значения
Х]2. Для предотвращения нарушения устойчивости применяется
форсировка батарей продольной емкостной компенсации (при
их наличии), что уменьшает значение сопротивления Х12, нли
разгрузка передачи до значения, соответствующего пределу
мощности в послеаварнйном режиме.
Для автоматической разгрузки транзита при увеличении со-
противления Xt2 (например, нз-за отключения одной нз двух
параллельных цепей) либо используется местное воздействие
от пусковых органов протнвоаварийной автоматики (например,
от вспомогательных контактов выключателя или от контактов
реле повторителя), либо применяется телепередача импульса
иа отключение илн разгрузку генераторов передающей части
энергосистемы. Реализация этой команды обычно выполняется
с контролем перетока мощности в режиме, предшествующем
возникновению нарушения.
В отдельных случаях в качестве индикатора, указывающего
на нарушение нормальной работы транзитной- связи, может
быть использовано появление толчка тока нулевой нлггубрат-
ной последовательности (рис. 4.15). Следует, однако, иуеть в
виду возможность неселективного действия такого устр
прн КЗ в зонах, примыкающих к транзитным подстан;
приемной части энергосистемы (например, иа низшем напряже-
нии), если ток нулевой (обратной) последовательности превы-
сит ток срабатывания выявительного органа. Применение спо-
соба возможно в условиях наличия вращающегося резерва в
приемной части энергосистемы или прн таком значении ее
мощности, при котором неселективное отключение или разгруз-
жства
иям в
134
Рис. 4.15. Устройство, реагирующее на появление тока нулевой последователь-
ности (вариант схемы, использующей быстродействующее поляризованное
реле)
ка генераторов иа электростанции передающей части могут
быть допущены.
Принцип выполнения селективного устройства разгрузочной
автоматики, действующей при отключении участка транзитной
связи, иллюстрируется рис. 4.16. Возникновения нарушений фик-
сируются работой устройств релейной защиты, отключающих
+ ЯД
KL.
Отключение
линии
К контактам КТ2.1
КН1 ХВ1 рис.4.16,в
Qm pHZh’"’'
KHZ
n ^bz
От приемника
ВЧТО
а)
KTZ.1 КН
кьП9о it пXB1
~0
К тачке т
рис. 4.16,а ft
гл
XBZ
Отключение Телеотключение
генераторов удаленных
объектов
KL6
R5
R3
+0 KL1.1 KLnsZ
KL1
ХВЗ
КН
|—| хвч
rk УАТ
КН
KWf1.1
От Защиты
От приемника
ВЧТО
т
+
Рис. 4.16. Устройство автоматической разгрузки:
а, б — варианты схем выявительных органов; в — устройство запоминания предшествую-
щего режима
135
поврежденный элемент и одновременно подающвх сигнал на
разгрузку (рис. 4.16,а). При повреждении на участках, примы-
кающих к шинам станции, отключение генераторов производит-
ся непосредственно; при повреждениях на отдаленных участ-
ках— через устройство телеотключения.
Значение перетока активной мощности, прн котором разре-
шается действие разгрузки, контролирует реле активной мощ-
ности (трехфазное или активной мощности прямой последова-
тельности), Это реле держит контакты /(Wpl./ разомкнутыми,
если переток больше уставки срабатывания. Реле К.Т2 осу-
ществляет «запоминание» сработавшего состояния реле актив-
ной мощности в режиме, предшествующем возникновению на-
рушения. Конденсатор С4 и резистор /?5 образуют искрогаси-
тельный контур, предотвращающий подгорание контактов
KU/p/J и создающий задержку срабатывания реле КТ 2 в слу-
чае появления наброса мощности сверх уставки реле мощности
при возникновении на транзитных линиях КЗ через дугу. Эта
задержка на срабатывание перекрывает время действия защи-
ты и составляет примерно 0,5 с. Сопротивление резистора R3t
включенное последовательно с обмоткой реле КТ2, предотвра-
щает замыкание цепи оперативного тока «накоротко» в режи-
мах, когда контакт замкнут.
На рис. 4.16,6 показана схема устройства разгрузки при от-
ключении транзитной линии, дополненная пуском от реле поло-
жения, контролирующего отключенное положение выключателя
линии (реле КЬп.в). Назначение реле RL1 — снимать оператив-
ный ток с выходных цепей устройства прн отключении выклю-
чателя для ремонта, когда в их цепях могут производиться ра-
боты с перерывами оперативного тока. Реле КТ2 предназначено
для обеспечения кратковременной подачи отключающей коман-
ды (в течение 0,3—0,5 с), что создает однократность команды.
Схема напис. 4.16,6 более сложна, чем на рис. 4,1’6,а, но
отрабатывает выходной сигнал в условиях, когда релейная за-
щита может не действовать, например при отключении линии
вручную. Т
Устройство быстродействующего телеотключеиия. В устрой-
ствах т^геотключения быстродействие (время срабатывания
устройства менее 0,05 с) и отстройка от помех достигнуты при-
менением частотного кода. В нормальных условиях передатчик
устройства телеотключеиия (ТО) генерирует непрерывно высо-
кочастотный сигнал, называемый контрольным, который улав-
ливается приемником. Исчезновение этого сигнала на время
3—5 с и более указывает на неисправность тракта высокой ча-
стоты или аппаратуры. В этом случае на приемной стороне ав-
томатически размыкаются выходные цепи и подается сигнал
оповещения оперативного персонала. При работе пускового ор-
гана устройства ТО производится изменение частоты, генери-
136
Рис. 4.17. Принципиальная схема канала высокочастотного телеотключеиия
руемой передатчиком. Устройство дает возможность передачи
нескольких команд, каждой нз которых соответствует свое зна-
чение частоты передатчика. При этом в каждый момент време-
ни может передаваться только одна команда. В случае одно-
временного возникновения нескольких команд онн передаются
поочередно в порядке установленного приоритета. Приемник
устройства фиксирует частоту принимаемого сигнала. Одновре-
менное исчезновение контрольного сигнала и появление сигнала
какой-либо команды приводят к срабатыванию соответствую-
щего выходного реле приемника.
Упрощенная принципиальная схема устройства ТО показана
на рис. 4.17. Передатчик устройства содержит генератор Г, ча-
стота которого может изменяться при срабатывании пусковых
реле KJI1—КПп. Частота сигнала генератора, как правило, ле-
жит в диапазоне звуковых частот. Преобразователи ПЧ преоб-
разуют ее в высокую частоту, подлежащую передаче по ВЧ ка-
налу по линии электропередачи. Сигнал высокой частоты уси-
ливается усилителем У.
В приемнике сигнал проходит входное устройство В, содер-
жащее полосовые фильтры, выделяющие полосу частот, отве-
денную для данного ВЧ канала. Преобразователями ПЧ высо-
кая частота сигнала преобразуется в звуковую частоту. Затем
сигнал проходит в одни нз полосовых фильтров Ф. Фильтр ФК
настроен иа частоту контрольного сигнала, фильтры Ф1—Фп —
соответственно на частоты каждой из команд. Выделенный
фильтром сигнал команды (при условии отсутствия контрольно-
го сигнала) приводит в действие соответствующее выходное ре-
ле KL, контакты которого выведены на внешние зажимы. Сиг-
нал контрольной частоты в случае его исчезновения (без пере-
дачи команды) приводит в действие устройство сигнализации С.
С 1969 по 1979 г. промышленность выпускала устройство те-
леотключения типа ВЧТО-М, предназначенное для передачи
пяти команд со временем 0,05 с. В настоящее время в энерго-
системах эксплуатируется около 2000 комплектов этой аппара-
туры.
137
Рис. 4.18. Совместная работа энергосистем Би В через шины мощной ГЭС А
С 1979 г. выпускается новая аппаратура—комплекс АНКА-
АВПА. Он рассчитан на передачу 14 команд, время передачи
составляет 0,03 с.
Основным аппаратом комплекса является низкочастотная
аппаратура АНКА. Она предназначена для работы по стандарт-
ному телефонному каналу связи с полосой частот 0,3—3,4 кГц и
может передавать сигналы как непосредственно по проводным
линиям связи, так и по уплотненным ВЧ каналам связи.
Для образования ВЧ каналов связи по ВЛ предназначена
специальная аппаратура уплотнения АВПА. Она осуществляет
на передающей стороне перенос звуковых частот передатчика
АНКА в заданный участок диапазона высоких частот 36—
600 кГц, используемого для ВЧ связи по ВЛ. На приемной сто-
роне производится обратный перенос нз высокочастотного в
звуковой спектр частот. Полоса высоких частот, занимаемая
одним каналом АНКА-АВПА, составляет 4 кГц.
Электропитание аппаратуры АНКА-АВПА осуществляется
от оперативной аккумуляторной батареи через инвертор И-6,
который преобразует напряжение постоянного тока 220 В в на-
пряжение 220 В переменного тока частоты 50 Гц.
Выполнение разгрузки транзитной связи путем разделения
электростанции с последующей работой на два направления.
Способ поясняется рис. 4.18. Электростанция А при нормальных
условиях эксплуатации выдает свою мощность в энергосистемы
Б н В. Транзитные линии АБ загружены близко к пределу про-
пускной способности.
138
Любое нарушение нормального режима, например непредви-
денное отключение генерирующей мощности в энергосистеме Б,
отключение одной нз параллельных.линий на каком-либо участ-
ке транзита АБ выключателями 1—8, отключение одной из ли-
ний транзита АВ выключателями 10—13, вызывает перегрузку
работающих линий транзита между электростанцией А и энер-
госистемой Б. Предотвратить нарушение устойчивости можно
быстрой разгрузкой этого транзита. Достижение требуемой раз-
грузки создается путем разделения электростанции на секцион-
ном выключателе 9 с последующей работой на два направления
Л5 и БВ с одновременным отключением части генераторов, под-
ключенных к той системе шнн электростанции А, от которой от-
ходят две параллельные линии.
Отключить секционный выключатель 9 также целесообраз-
но н для предотвращения нарушения статической устойчивости
передачи АВ, что может произойти, например, при сбросах на-
грузки в энергосистеме Б или прн разрыве транзита ЛБ.
Количество генераторов, подлежащих отключению одновре-
менно с разделением транзитов Л£ н АВ, зависит от мощности,
передаваемой по транзитным линиям в предаварнйном режиме
н от загрузки каждого из генераторов. Оно определяется зара-
нее расчетами устойчивости энергосистемы н может отрабаты-
ваться управляющей вычислительной машиной (одна нз первых
установок на Воткинской ГЭС) или устанавливаться вручную
оперативным персоналом нли автоматически — релейной
схемой.
Одни нз вариантов устройства автоматики приведен на
рнс. 4.19. Устройство содержит два реле активной мощности с
разными уставками срабатывания Pi н Р2 (Pi меньше Р2)- При
увеличении перетока мощности больше уставки Л, но меньше
уставки Р2 отключается небольшое число генераторов.
Прн резком увеличении мощности до уставки Р2 одновре-
менно срабатывают контакты н к№^2.1— происходит
отключение большего числа машин.
Если после замыкания контактов мощность окажет-
ся выше уставки Р\, но меньше заданной уставки Р2, т. е. пере-
ток не снизился, контакты KWp/j останутся замкнутыми; они
могут кратковременно разомкнуться и замкнуться вновь спустя
небольшое время, так чтобы время их разомкнутого состояния
не превысило времени, необходимого для действия контакта
КХ5.2 реле КТ5 (0,5—1 с); в этом случае производится отклю-
чение второй группы генераторов.
Возврат устройства в исходное положение происходит авто-
матически после истечения времени срабатывания контакта
КТ5.3. Это время составляет 4—5 с.
В настоящее время для разгрузки передач применяются поч-
ти всегда варианты выполнения автоматики, где количество от-
139
KL3.Z
А Отключение 1-й группы
* машин
KL4.1 1 Отключение Z-&.
s'-----группы машин
Рис. 4.19. Пропорциональная разгрузка
электропередачи при набросах мощности:
а — вариант схемы; б, в — изменение мощно-
сти при плавном увеличении нагрузки на элек-
тропередачу; г — изменение мощности при
резком увеличении нагрузки. Выдержки вре-
мени контактов реле КТ5; КТ5.1 — мгновенный
контакт; КТ5.2 — 0,5—1 С (больше времени
отключения выключателей первой группы ма-
шин): КТ5.3 — 4—5 с (больше времени макси-
мального периода качаний)
ключаемых генераторов
зависит от мощности предшествующего
ма, контролируемого комплектом реле
активной мощности с разными уставками срабатывания (опе-
рацию контроля предшествующего режима обычно сокращенно
называют КПР).
Уменьшение дефицита активной мощности, возникшего в
приемной части энергосистемы. Описанные способы разгрузки
транзитных связей путем отключения части генерирующей мощ-
ности па питающей электростанции могут приводить при отсут-
ствии резервов мощности в приемной системе к снижению ча-
стоты. Другой возможностью разгрузки транзита является бы-
строе отключение устройством телеотключения части потреби-
телей в приемной системе с помощью САОН. Этот способ целе-
сообразно применять, если потребитель по своей технологии до-
пускает непродолжительные перерывы электропитания (напри-
мер, некоторые металлургические производства и т. п.) илн яв-
140
ляется малоответственным. Возможно использование циркуляр-
ного телеотключения неответственной нагрузки, если последняя
сильно рассредоточена по энергосистеме.
Отработка команды телеотключення в ряде случаев ставит-
ся в зависимость от уровня напряжения у потребителей н раз-
решается, если напряжение снижается ниже 90% номинального.
Снижение напряжения является вторым фактором (качеством),
характеризующим возникновение дефицита мощности н пере-
грузку питающих транзитных связей.
Следует отметить, что эффективным способом повышения
статической устойчивости является автоматическое регулирова-
ние возбуждения генераторов н синхронных компенсаторов ие
только в передающей части энергосистемы, ио и в приемной.
4.5. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ
Основным средством для повышения динамической устойчи-
вости, как указывалось ранее, является быстрое отключение ко-
ротких замыканий. Из выражения (4.13) видно, что предель-
ное время отключения КЗ, при котором сохраняется устойчи-
вость, зависит от значения предельного угла бПр, до которого
возможно допустить расхождение векторов ЭДС в переходном
режиме. Чем меньше длительность КЗ, тем менее вероятно, что
угол достигнет бпр.
Из рнс. 4.1 видно, что существенное значение имеет величи-
на Ртах, послеаварийпого режима, которая зависит от значения
Х12 в этом режиме.
Ряд устройств автоматики, рассмотренных в предыдущем
параграфе как средства, повышающие статическую устойчи-
вость, эффективно повышают динамическую устойчивость при
условии их быстродействия. К ним относятся устройства, про-
изводящие быструю разгрузку транзитных связей при КЗ и
отключении части параллельных цепей, а также устройства,
осуществляющие в этих условиях форсировку емкостных бата-
рей продольной компенсации (при наличии емкостной компен-
сации) .
Наличие сильного регулирования возбуждения облегчает
послеаварийиый режим и поэтому влияет на повышение дина-
мической устойчивости (увеличивается Ртах в послеаварийном
режиме). Важное значение для повышения динамической устой-
чивости в литературе придается устройствам для экстренного
торможения ускорившихся генераторов. Торможение можно вы-
полнять различными способами.
Первый, наиболее простой способ состоит в автоматическом
отключении части генераторов на передающей электростанции
или выделении части энергосистемы с ускорившимися геперато-
141
рами на определенную нагрузку. Для этих целей применяются
те же устройства, которые используются для предотвращения
нарушения статической устойчивости, при условии их быстро-
действия.
Способ воздействия на энергосистему отключением части ге-
нераторов электростанций (ОГ) в настоящее время является
наиболее распространенным в противоаварийной автоматике
(ПА).
Более сложен способ электрического торможеиня генерато-
ров путем кратковременного включения активных сопротивле-
ний в цепь статора генератора или на шины транзитной пере-
дачи. Включение сопротивлений может производиться однократ-
но или многократно при возникновении КЗ на транзитной связи
в зависимости от сброса активной мощности или при достиже-
нии углом б заранее заданного значения. Имеется предложение
включать тормозные сопротивления при изменении знака про-
изводной электрической мощности, что соответствует углу б =
=90°. Способы электрического торможения в настоящее время
пока широкого применения не получили, хотя работа опытных
установок была опробована. Освоение безынерционных выклю-
чателей, не имеющих движущихся частей (например, тиристор-
ных), возможно, позволит более эффективно использовать этот
способ.
Еще более сложно выполнять механическое торможение ус-
корившихся генераторов. Проведенные испытания показали
возможность осуществления такого торможения, однако этот
способ из-за своей громоздкости распространения не получил.
Наряду с отключением генераторов в последнее время наи-
большее применение получил способ быстрой (за доли секун-
ды) разгрузки паровых турбин, обеспечивающий эффективное
торможение агрегатов без их отключения от сети. При этом
весь процесс разгрузки с последующим восстановлением мощ-
ности турбины занимает 3—5 с.
Эффективность различных способов, повышающих динами-
ческую устойчивость, поясним на примере аварии с КЗ.
В момент КЗ электрическая мощность генератора меняется
и вместо кривой 1 определяется кривой 2 (рис. 4.20). Мощность
турбины остается прежней, соответствующей мощности, разви-
ваемой в предаварийном режиме (прямая 5). За время, пока КЗ
ие отключено, вследствие ускорения генератора угол б изменя-
ет свое значение от 6H0M=6i до б2. После отключения КЗ мощ-
ность увеличивается и определяется кривой 4.
Энергия, израсходованная за счет действия избыточного мо-
мента на ускорение генератора, определяется заштрихованной
площадью 5абвг. Устойчивость сохранится, если эта площадь
ускорения ие превзойдет площади возможного торможения, рав-
ной площади Збеэ (здесь электрическая мощность больше мощ-
142
Рис. 4.20. Характеристика электропе-
редачи в аварийном режиме:
1 — электрическая мощность в предаварий-
ном режиме; 2— электрическая мощность
во время КЗ; 3 — мощность, развиваемая
турбинами; 4 — электрическая мощность в
после а вар ий ном режиме; 8абаг — площадь
ускорения; S6s0 — площадь торможения;
ЛЙ — приращение угла й за время КЗ
Рис. 4.21. Характеркстика электропе-
редачи с электрическим торможе-
нием генератора:
1 — электрическая мощность в предаварий-
ном режиме; 2 ~ электрическая мощность
во время КЗ; 3 — мощность, развиваемая
турбинами; 4 — электрическая мощность в
послеаварийном режиме; площадь
ускорения; 8дежаи — площадь торможения;
Дб — приращение угла б до момента от-
ключения КЗ
ности турбины и агрегат тормозится). Для обеспечения дина-
мической устойчивости генератора можно, с одной стороны,
уменьшить площадь ускорения во время КЗ и, с другой — уве-
личить площадь возможного торможения после его отключения.
Из рис. 4.20 видно, что это достигается устройствами авто-
матического регулирования возбуждения, увеличивающими ор-
динаты кривой 4 и, следовательно, площадь торможения, и уст-
ройствами быстрого отключения КЗ, уменьшающими площадь
ускорения. Экстренное торможение генераторов путем их крат-
ковременного включения на активные сопротивления увеличи-
вает площадь торможения за счет увеличения электрической
нагрузки при неизменной мощности турбин. Характеристики мо-
ментов в этом случае имеют вид, показанный на рис. 4.21.
Способ обеспечения динамической устойчивости путем от-
ключения части генераторов иллюстрируется рис. 4.22. После
отключения генераторов тормозной момент характеризуется
площадью Збдеж^ значительно превосходящей площадь 5бе<э,
указанную на рис. 4.20.
Прн расчетах следует учитывать, что одновременно с отклю-
чением части генераторов несколько увеличивается сопротивле-
ние Х12, что влечет уменьшение ординат характеристики мощно-
сти в послеаварийном режиме.
Быстрая разгрузка паровых турбин как способ обеспечения
динамической устойчивости генераторов стала возможной после
того, как были сконструированы электрогидравлические преоб-
разователи (ЭГП), позволяющие подавать в гидравлическую
143
Рис, 4.22. Характеристика электропередачи
при отключении части генераторов на пе-
редающей электростанции:
1 — электрическая мощность в предаварнйном ре-
жиме; 2 — электрическая мощность во время КЗ;
3 — мощность, развиваемая турбинами до отклю-
чения части генераторов; 3' — то же, но при от-
ключении части генераторов; 4 — электрическая
мощность в послеаварийном режиме без отклю-
чения части генераторов; #' — то же, ио после
отключения части генераторов; ЗаОзг — площадь
ускорения; 5бОеЖ — площадь торможения; Д6 —
приращение угла б до момента отключения КЗ и
части генераторов
Рис. 4.23. Структурная схема
разомкнутого импульсного ре-
гулирования паровой турбины;
1 —электропрнставка к регулятору
частоты вращения турбины; ти —
управляющее воздействие: ДР; —
значение импульсного сигнала; Р —
мощность, отрабатываемая турби-
ной
систему регулирования частоты вращения турбины форсирован-
ные импульсы от внешних электрических устройств.
Обычный механизм управления турбиной (МУТ), используе-
мый в нормальном режиме, для быстрого изменения мощности
турбин в переходном процессе непригоден из-за медленного дей-
ствия; поэтому в настоящее время устройства ЭГП устанавли-
ваются на всех турбинах мощностью 300 МВт и выше, выпу-
скаемых в СССР (для турбин 200 МВт устройства ЭГП выпол-
няются по специальному заказу) ./Наличие ЭГП, связанного че-
рез усилители или непосредственно с электрическими входами,
позволяет использовать это устройство для решения не только
задач устойчивости, но и целого ряда других задач управления
и защиты агрегатов.
Амплитуда и длительность импульса, формируемого внеш-
ним устройством для сохранения устойчивости и поступающего
через ЭГП в систему регулирования турбины, должна в прин-
ципе учитывать тяжесть аварии (вид КЗ и его длительность),
предшествующий режим (значения и направления потоков мощ-
ности и т. п.), послеаварийиый режим; таким образом, «дози-
ровка» разгрузки турбины должна определяться совместным
анализом ряда факторов (это относится и к автоматике отклю-
чения и электрического торможения генераторов). Для решения
этой задачи в полном объеме требуются специальные логиче-
ские устройства.
С целью упрощения возможно применение программного уп-
равления, при котором определенным авариям соответствует
144
Рис. 4.24. Характеристика мощности при
импульсном торможении паровой турбины:
А — мощность, развиваемая турбиной; Б — элек-
трическая мощность, выдаваемая генератором;
1 — площадь ускорения при трехфазном КЗ; 2 —
площадь торможения при быстром импульсном
уменьшении доступа пара в турбину. Стрелкой
указана тенденция восстановления мощности, вы-
рабатываемой турбиной после снятия импульсно-
го воздействия на ограничение доступа пара в
турбину
Рис. 4.25. Импульсные характе-
ристики турбины типа
К-200-130:
1—4 соответствуют различным ин-
тенсивностям сигналов; 1—2 нв,
0,12 с; 2 — 2 нв, 0,23 с; 3 — 4 нв,
0,13 с; 4 — 4 нв, 0,23 с
заранее рассчитанный управляющий сигнал, формируемый ре-
лейным устройством.
Внешний сигнал формируется общестанционным устройством
(рис. 4.23) и через электрогидравлический преобразователь
воздействует на систему регулирования турбины. Управляющий
сигнал, определяющий глубину и продолжительность разгруз-
ки, отрабатывается в зависимости от тяжести внешнего возму-
щения и исходной загрузки электропередачи. Устройство дей-
ствует однократно без дальнейшего контроля за прохождением
процесса, осуществляя разомкнутую систему регулирования.
Быстрая разгрузка турбины обеспечивает динамическую ус-
тойчивость генератора за счет резкого увеличения площади тор-
можения (рис. 4.24). Управление турбиной производится корот-
ким импульсом прямоугольной формы с экспоненциальным зад-
ним фронтом.
Зависимость изменения мощности турбины от величины и
длительности такого сигнала определяется так называемыми
импульсными характеристиками, показанными на рис. 4.25. До-
зировка сигнала производится в условных единицах — неравно-
мерностях (нв). Сигнал в одну неравномерность регулирования
обусловливает изменение нагрузки турбины на величину, рав-
ную ее номинальной мощности. Для того чтобы обеспечить дви-
жение двигателя приводного механизма, управляющего регули-
рующими клапанами турбины, в сторону закрытия с макси-
мально возможной скоростью, через электрогидравлический пре-
образователь подают сигнал в 3—4 нв. Из рис. 4.25 видно, что
10—6678 145
! + KLJ KV R1
KL
КТ
/^эпд
’ar/”]
Задание |
длительности I
прямоугольной >
части камин-I
дь\ Т*
%ВЗ ^3
ХВ4 *4
КБ
~~R7
Задание А0}а0
и Г затухания
командного
сигнала
______________
Рис. 4.26. Устройство формирования импульсного сигнала. Оперативный ток к
шинкам (+) подается органами, определяющими дозировку времени форси-
рованного торможения турбины
UJ XB2 R2
время запаздывания в изменении мощности турбины после на-
чала работы устройства ее разгрузки составляет 0,2 с; это вре-
мя запаздывания обусловлено в основном наличием промежу-
точных объемов пара в тракте его поступления на лопатки
турбины.
На рнс. 4.26 показано устройство формирования командного
сигнала, выполненного с использованием промежуточных реле
146
мгновенного действия н с замедле-
нием отпадания якоря, разработан-
ного Энергосетъпроектом. В зави-
симости от тяжести аварии воспри-
нимающий орган подает плюс опе-
ративного тока на ту нли другую
вспомогательную шиику. К этим
пинкам подключены реле АХ, ко-
торые, сработав, подрывают цепь
реле КТ, определяющих требуемую
длительность прямоугольного сиг-
нала. Амплитуда сигнала регули-
руется при помощи сопротивлений
резисторов R2—R7.
Рис. 4.27. Форма управляюще-
го импульса:
I — прямоугольная часть импуль-
са; 2 — «хвостовая» часть (задний
фронт) за счет разряда емкости
Предусмотрен также медленный съем сигнала для предот-
вращения возможности нарушения устойчивости во втором и
:ледующих циклах качаний из-за чрезмерно быстрого набора
нагрузки турбиной после ее глубокой импульсной (кратковре-
менной) разгрузки (ИР).
Замедленный съем сигнала достигается включением конден-
саторов С1—СЗ, разряд которых происходит во времени по экс-
поненциальному закону (рис. 4.27). Форма отрабатываемого
импульсного сигнала характеризуется величинами Ао и Тя, оп-
ределяющими амплитуду и время прямоугольной части сигнала,
До и т, определяющими начальное значение «хвостовой» части,
обусловленной наличием в контуре емкости, и постоянную вре-
мени затухания.
Если предел передаваемой мощности в послеаварийном ре-
жиме существенно не изменился, то после кратковременной раз-
грузки мощность турбины может быть восстановлена до своего
первоначального значения. Если же предел снизился (напри-
мер, из-за отключения одной из двух параллельных линий
электропередачи) и первоначальная передаваемая мощность не
может быть передана по оставшемуся в работе транзиту, то
после экстренной разгрузки турбины ее мощность не может
быть восстановлена до предаварнйной и должна быть ограни-
чена. Эту функцию выполняет устройство автоматического ог-
раничения мощности турбины (АОМ).
Выявительный орган устройства АОМ должен определить
необходимую степень разгрузки с учетом того, что разгрузка
электростанции в целом может быть достигнута воздействием
на несколько параллельно работающих агрегатов.
Работе АОМ обычно предшествует кратковременная разгруз-
ка турбины для обеспечения динамической устойчивости, одна-
ко эта система может выполняться н как самостоятельное уст-
ройство для изменения механической мощности агрегата, оп-
10*
147
Рис. 4.28. Структурная схема электрогидравлической приставки ВТИ
ределяемой послеаварийным значением предела статической
устойчивости.
В качестве исполнительного органа устройства АОМ Энерго-
сетьпроектом используется МУТ с переводом его электродвига-
теля на увеличенную частоту вращения. Ограничители мощно-
сти предусматривают воздействие на управляющую систему
регулятора частоты вращения путем изменения потока рабочей
жидкости в импульсной лннни, связывающей задатчик регуля-
тора частоты вращения с промежуточным золотником регуля-
тора (рис. 4.28).
Сигнал управления переходным процессом формируется ре-
лейной приставкой электрогидравлического преобразователя
Эта приставка отрабатывает нмпульс прямоугольной формы за-
данной длительности и остаточный сигнал, затухающий во вре-
мени. Регулировка производится через клапан 1, открывающий
слнв рабочей жидкости нз импульсной лннни, чем резко снижа-
ется мощность турбины. Время действия релейной приставку
0,06 с.
Приведение в соответствие мощности, вырабатываемой тур
биной, н электрической мощности послеаварннного режима до
стигается регулировкой слива рабочей жидкости из импульсное
лннин во второй параллельной ветви сливного устройства
В этой ветви установлены два регулирующих клапана 2 и <3
Клапан 2 является вентилем, открывающимся при получение
сигнала о возникновении аварийной ситуации. Изменение раз
мера сливного отверстия регулируется также клапаном 5, уп
равляемым электромеханической следящей системой.
На рис. 4.29 показана структурная схема электроприставю
к системе регулирования турбины К-300-240, иначе называемо
электрической частью системы регулирования (ЭЧСР). Элект
148
Рис. 4.29. Структурная схема системы автоматического регулирования турби-
ны К-300-240. Блоки системы регулирования выделены штриховой линией
рический «вход» в систему регулирования, образуемый этим
устройством, используется для ряда целей, и в том числе для
импульсной разгрузки и ограничения мощности. Блоки, входя-
щие в устройство электропрнставки, очерчены штриховой ли-
нией.
На рисунке обозначены буквенными символами: ЧВД, ЧСД,
ЧНД— части высокого, среднего и низкого давления; К—ко-
тел; Л1, Л2 и лз — значения давления пара в паровых объемах;
TH— питательный турбонасос; и — регулировочные клапа-
ны ЧВД н ЧСД', Б1 и Б2— клапаны редукционно-охладитель-
ных установок; М— двигатели приводного механизма клапа-
нов и |2; G — турбогенератор типа ТВВ-300-2; ЗРС — золот-
инк регулятора частоты вращения; ДДП — датчик давления па-
ра в промежуточном пароперегревателе; ГУ — гидроусилитель;
ЭМП—электромеханический преобразователь; УМ С — усили-
тель магнитный суммирующий; ДМ — датчик мощности; БЧ —
блок частоты; ДИФ— дифференциатор, включаемый или на
вход датчика регулятора частоты, нли на выход блока частоты.
В электроприставку поступают следующие сигналы:
а) на воспринимающий орган датчика мощности ДМ — ток
и напряжение турбогенератора от нзмернтельных трансформа-
торов;
149
б) на вход устройства образования сигнала коррекции на-
чальной неравномерности — мощность от датчика мощности ДМ
и давление от датчика давления ДДП\ устройство формирует
сигнал начальной коррекции неравномерности НК.Н
_______ v2 п2
/'Н.К,Н •” А * »
где V2 — относительное значение электрической мощности гене-
ратора; ля — относительное значение давления пара в промпе-
регревателе; 1/6ту и 1/бр — коэффициенты регулирования по мощ-
ности и давлению пара в промперегревателе;
в) на вход дифференциатора (датчика ускорения) ДИФ —
напряжение (частота) генератора.
Имеется возможность ввода дополнительных сигналов от
внешних устройств автоматики, предназначенных для быстрой
разгрузки турбины.
В зависимости от тяжести аварийного режима предусмотре-
но несколько ступеней разгрузки, отличающихся различными
значением и длительностью импульса, воздействующего на
электроприставку.
Импульсы каждой ступени формируются своими выходными
устройствами (промежуточными реле, реле времени, емкостями
для съема сигнала по экспоненциальному закону и т. п.). При
одновременной работе нескольких ступеней предпочтение отда-
ется более тяжелой ступени — с большим съемом нагрузки с
турбины. При действии автоматики разгрузки автоматически
снимается воздействие дифференциатора. Для защиты турбины
от чрезмерного повышения частоты вращения предусматривает-
ся ввод полного воздействия, электроприставкн при отключении
выключателя генератора от вспомогательных контактов нли ре-
ле положения, а также при повышении частоты до 52—52,5 Гц.
В последнем случае должно сохраниться воздействие диффе-
ренциатора иа электроприставку. Дифференциатор, как указы-
вает его название, реагирует на скорость изменения частоты
вращения агрегата. В случае оставления дифференциатора
постоянно включенным его действие приводит к неоправданной
разгрузке турбогенератора в режиме качаний н прн колебаниях
мощности, выдаваемой в энергосистему. Поэтому дифференциа-
тор вводится в действие только при определенном повышении
частоты.
4.6. устройства автоматики для разделения
ЭНЕРГОСИСТЕМ С ЦЕЛЬЮ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ИЛИ ПРЕКРАЩЕНИЯ
АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
В зависимости от конкретных условий работы энергосистем
и их конфигурации находят применение устройства делительной
автоматики различных типов. В условиях, когда при нарушении
150
р
Рис. 4.30, Параллельная работа энергосистемы по двум транзитным связям
устойчивости возможность ресинхронизации заведомо исключе-
на (например, прн отключении мощной связи н работы частей
энергосистемы через транзит малой пропускной способности),
применяются устройства автоматики, обеспечивающие возмож-
но быстрое действие. В случаях, когда требуется проверка воз-
можности ресинхронизации, целесообразно применять делитель-
ные устройства, срабатывающие, если в течение определенного
времени асинхронный режим не прекратился.
Рассмотрим принципы выполнения различных типов дели-
тельных устройств.
Делительная автоматика мгиовеииого действия. Ниже при-
водится описание нескольких вариантов исполнения.
1. Наиболее простым вариантом является установка токовых
реле в фазах А, В и С с последовательным соединением контак-
тов. Малая вероятность трехфазных КЗ, прн которых автома-
тика может работать ложно, делает вариант достаточно надеж-
ным, особенно если устройство установлено на маломощной
электрической связи, шунтирующей связь большой пропускной
способности и постоянно перегруженную (рис. 4.30).
Однако приведенный вариант устройства производит ненуж-
ное деление и прн успешном автоматическом повторном вклю-
чении мощного транзита, например прн его успешном быстро-
действующем АП В.
Мгновенное деление исключает возможность даже кратко-
временного асинхронного режима н предотвращает появление
глубоких понижений напряжения вблизи электрического цент-
ра качаний, которые могли бы иметь место в случае установки
в качестве делительной автоматики устройства, осуществляю-
щего разрыв связи не мгновенно, а после нескольких циклов
асинхронного хода (такие устройства позволяют использовать
до предела пропускную возможность «слабого» транзита и от-
151
строиться от успешной работы устройства АПВ на линии «мощ-
ного» транзита).
Необходимость предотвращения глубоких понижений напря-
жения является определяющим условием прн наличии в районе
электрического центра качаний значительного объема ответст-
венных потребителей, у которых при снижении напряжения на-
рушается технологический процесс производства.
Повышение избирательности рассматриваемой делительной
автоматики мгновенного действия к режиму трехфазиых КЗ мо-
жет дать ее согласование с работой устройства АПВ, выводя-
щего делительную автоматику и осуществляющего обратное
включение выключателя, если со стороны отключившейся ли-
нии отсутствует напряжение. В тех случаях, когда иа выключа-
теле, подвергнувшемся действию делительной автоматики, уста-
новлено устройство АПВ, в котором не предусмотрена указан-
ная логика работы (например, АПВ без проверки синхронизма),
при работе делительной автоматики должен быть предусмотрен
запрет АПВ. В противном случае могут происходить многократ-
ные повторные несинхронные включения.
Повышения селективности к трехфазпым КЗ на смежных
участках транзитной связи можно также достигнуть установкой
выдержки времени 0,25—0,3 с для отстройки от работы быстро-
действующих защит; допустимость этого мероприятия должна
быть для конкретных случаев подтверждена расчетом времени
периода замкнутого состояния контактов токовых реле дели-
тельного устройства прн нарушении устойчивости.
Для рассматриваемого варианта делительной автоматики
ток срабатывания токовых реле должен быть выбран так, что^
бы он в 1,3—1,5 раза превышал максимальное значение тока
нагрузки и был по крайней мере в 1,5—2 раза меньше макси-
мального значения уравнительного тока прн минимальном ре-
жиме параллельно работающих энергосистем; по этим услови-
ям должна быть проверена возможность применения токового
пускового органа автоматики.
Для увеличения чувствительности автоматики и Лучшей от-
стройки от токов нагрузки схему целесообразно дополнять реле
минимального напряжения (рнс. 4.31).
Наличие реле минимального напряжения с низкой уставког
срабатывания придает устройству в ряде случаев айтоматиче
скую избирательность: действие делительной автоматики мо
жет происходить на участках вблизи электрического центра ка
чаний, часто являющегося границей раздела мощностей (нуле
вого перетока). Глубокое снижение напряжения происходит i
электрическом центре качаний при расхождении векторов ЭДС
более чем на 120°.
2. Принципиально отличным вариантом является использо
ванне для мгновенной делительной автоматики реле активно!
152
Рис. 4.31. Устройство для быстро-
го отключения при возникновении
асинхронного режима (вариант
схемы)
Зсшре/тт АПВ
Рис. 4.32. Устройство делительной авто-
матики мгновенного действия:
К! — чувствительное реле; К2 — грубое реле;
КТ — промежуточное реле с небольшим за-
медлением
мощности (трехфазного прямой последовательности, трех одно-
фазных с последовательным соединением контактов) с устав-
кой РСр=0,8Ртах. Работа такой автоматики предусматривается
при достижении угла бя^60°. Для лучшей отстройки автоматики
от режима синхронных качаний и режима перегрузки (когда
асинхронного хода не возникает) ее действие часто разрешают
только в том случае, если зафиксировано отключение мощной
связи и если по ней в предаварнйиом режиме передавалась
мощность, которая при набросе на слабую связь вызовет нару-
шение'" устойчивости. Недостатком является применение слож-
ных реле и зависимость их действия от уровня напряжения в
месте установки. Предельные значения уставок по передавае-
мой мощности должны быть ориентированы на низший уровень
эксплуатационного напряжения,
3. Третий вариант мгновенных делительных устройств ис-
пользует в качестве выявительного органа реле сопротивления.
По сравнению с реле тока, напряжения, активной мощности ре-
ле сопротивления позволяет более полно использовать перегру-
зочные возможности транзитных связей, так как его действие
более четко фиксирует предельное значение дПр, при котором
требуется разделение транзита и оио «самонастраивается» на
уровень напряжения в предаварнйиом режиме.
Вариант простейшей делительной автоматики с использова-
нием реле сопротивления совпадает со схемой автоматики раз-
грузки, показанной на рис. 4.11. Схема такая же, как для уст-
ройства делительной автоматики, рассмотренного ранее. Нали-
чие токовых реле исключает ложную работу устройства из-за
неисправности в цепях напряжения и при несимметричных внеш-
них КЗ.
Делительное устройство может быть выполнено просто при
использовании защиты от токов КЗ из реле сопротивления (пол-
153
КТ.1
Запрет АП8
Запрет дпв
К1.1
Отключение кг?
---------кг
От выходногореле блокировки,,
реагирующей на U7(h) или
Uz(h>KUe(Kl0)<2
к 2.1
У
Контакт выходного
реле блокировки от качании\
с возвратом через заданное время
Рис, 4,33. Делительная автоматика мгновенного действия с использованием
блокировки от качаний по толчку или (7а(/2)4-Л£/о(Л4>):
«— действует при срабатывании выходного реле блокировки от качаний; б — блокиров-
ка от качаний с возвратом через заданное время; К.1 — пусковое реле (на рисунке не по-
казано); Д/./— его контакт
кого или направленного) в качестве пускового органа и с со-
ответственно выбранными уставками срабатывания. Наиболее
четко действие устройства при его установке на подстанции
вблизи электрического центра качаний.
4, Рассмотренные выше типы делительных автоматик мо-
гут действовать при КЗ. Как указывалось, должны быть пред-
приняты специальные меры для уменьшения возможности не-
нужного срабатывания устройств и уменьшения последствий от
таких действий. Для полного устранения возможности работы
мгновенных делительных устройств при КЗ (в том числе и трех-
фазных) схема может быть выполнена с использованием прин-
ципов осуществления блокировок защит при качаниях.
Могут быть использованы известные принципы с той только
разницей, что блокировка защиты при качаниях осуществляет
ее ввод прн КЗ и не дает возможности действия прн синхрон-
ных качаниях и асинхронном режиме, не сопровождающихся
КЗ, а делительные устройства должны автоматически вводить-
ся при возникновении асинхронного режима н выводиться
прн КЗ.
На рис. 4,32 показана делительная автоматика, действие ко-
торой разрешается прн плавном изменении электрических вели-
чин, соответствующем режиму нарушения устойчивости, и за-
прещается прн резком изменении этих величин, соответствую-
щем режиму возникновения КЗ.
На рис. 4.33 показана схема делительной автоматики, в ко-
торой запрет работы при КЗ осуществлен применением устрой-
ства, размыкающего ее цепь прн появлении (хотя бы кратковре-
менном) электрических величин обратной илн нулевой последо-
вательности. Появление составляющих этих последовательно-
стей свидетельствует о возникновении КЗ, прн котором действие
делительной автоматики не требуется.
154
Рис. 4.34. Схема сети Рис. 4.35. Пояснение действия устройства для
выявления асинхронного режима
Делительные устройства с контролем развития асинхронно-
го режима. Для того чтобы четко отличить синхронные качания
в энергосистеме от асинхронного режима, С. А. Лебедевым был
предложен выявительный орган в виде реле, реагирующего на
угол между векторами ЭДС параллельно работающих машин.
Для этой цели используется реле любого типа, вращающий мо-
мент которого
М=L/i t/2cos (<р+а), (4.37)
где (7] и U2 — напряжения, приложенные к обмоткам реле; —
угол между векторами Ut и £/а; а — внутренний угол реле.
Если к обмоткам реле подвести напряжение из точек М и N
энергосистемы на рис. 4.34 (из точек приложения ЭДС Ei и Е2)>
то при внутреннем угле а = 90° момент на реле будет равен ну-
лю при угле б=1ф = 0 и 180°; при внутреннем угле а = 0° мо-
мент на реле будет равен нулю при 6=tp = 90 и 270°. Таким
образом, если установить два реле с разными внутренними уг-
лами, то определенная последовательность замыкания контак-
тов будет соответствовать определенному изменению во време-
ни угла д.
Напряжение в точке Р
и
Up Ег —JpmZmp
Up — Е2 — Ip/f Zf/p,
(4.38)
Следовательно, если к реле подвести напряжение с подстан-
ции Р таким, чтобы
и
С7Х = Up + /рм Zmp
U2 = Up±1pnZnp,
(4.39)
то эти напряжения будут соответствовать значениям Е} и Е>.
Имитация падения напряжения в сопротивлениях ZMp и Znp
производится в эквивалентных сопротивлениях Zi3K—kiZwp и
ZzaK — kiZup током, пропорциональным току линии. Падение па-
155
Рис. 4.36. Принципиальная схема устройства для выявления асинхронного
режима:
KL1 и KL2 — поляризованные реле; 1—4 — выпрямители; 5 и б — промежуточные транс-
форматоры; 7 —резистор; 8 — конденсатор
пряжения в сопротивлениях Zi3K и Хгэк добавляется к напряже-
нию, подводимому к обмоткам реле от трансформатора напря-
жения TV (рис. 4.35). Такие схемы, называемые в релейной
защите схемами компенсации падения напряжения, в автомати-
ке называют схемами моделирования или фантомными.
Если коэффициенты ki и k2 равны единице, то имеет место
полная компенсация падения напряжения до точек М и N; ес-
ли ki (&2) больше единицы, происходит перекомпеисация за
точки М (У); если fei (k2) меньше единицы — недокомпеисация.
Устройство выявления асинхроииого хода должно быть от-
строено от режима КЗ. Выходной импульс в этом случае фор-
мируется при определенном чередовании векторов Е\ и Е_2 после
прохождения угла ЭДС через зону 0—90—180—270% т. е. в
случае нарушения синхронизма. Если устройство установлено
на электрической станции, одно из напряжений можно подво-
дить к нему с зажимов вспомогательной синхронной машины,
находящейся на одном валу с ротором генератора.
Действие описанного устройства обеспечивается только при
определенном значении скольжения. Для этого в выходную
цепь должны быть включены реле времени и счетчик числа сра-
батываний. Реле времени разрешает формирование выходного
сигнала при определенном числе импульсов, зафиксированных
счетчиком схемы.
Вариант устройства, реагирующего на изменение угла 6, в
исполнении Энергосетьпроекта показан на рис. 4.36. Схема со-
единений и поясняющая диаграмма приведены иа рис. 4.37. Это
устройство использует два направленных реле двустороннего
действия с внутренними углами, сдвинутыми относительно друг
друга иа 90°. Применено одно реле косинусного, другое — синус-
ного типа. В качестве направленных реле установлены быстро-
156
KL2.3
Кжтчшуштрмоб гг
yc/npoucffi^pecuH^OHiucBiW,
KL1.3
К открытию
напраймощегя
арраращц
f/ w"-?
ffig\ 270°
180°
s)
Рис. 4.37. Вариант схемы устройства для выявления асинхронного режима:
а — схема соединения; б — поясняющая диаграмма
действующие поляризованные реле, включенные через выпря-
мители.
В нормальных условиях (рис. 4.37,6) вектор Et опережает
иа угол б вектор Е3 (предполагается, что генераторы выдают
мощность в систему). В таком режиме у реле KW1 и KW2
(рис. 4.37,а) замкнуты контакты 2. Области изменения угла б,
при которых замкнуты контакты 1 и 2 реле KW1 и /СИ?.?, за-
штрихованы. Обмотка промежуточного быстродействующего
реле KL2 обтекается током, так как контакт KL1.1 замкнут.
Реле KL2 размыкает контакт KL2.2 и замыкает контакты
KL2.1 и KL2.3, Контакт KL2.3 подготовляет выходную цепь уст-
ройства, а контакт KL2.1— цепь удерживания реле KJL2 (после
того как реле KW2 замкнет контакт KW2.1, а реле KW1 разом-
кнет контакт KWL2).
При 6=180° замыкается контакт 1 реле KW2, а контакт 2
реле KW1 размыкается. Как указывалось выше, реле KL2 про-
должает находиться во включенном положении. После того как
угол б перейдет значение 180° и станет равным 180—270°, замк-
нется контакт / реле KW1, чем подается выходной сигнал. При
дальнейшем увеличении угла б размыкается контакт 1 реле
KW2 и обесточивает обмотку реле KL2. Схема подготавливает-
ся к новому (повторному) циклу после перехода угла б че-
рез 360°. Если качания не сопровождаются переходом значения
угла через 180°, т. е. асинхронный режим не возник, выходная
цепь не замыкается. Также она не замыкается, если вектор Ел
отстает от вектора Е3.
157
к счетчику
импульсод
Рис. 4.38. Устройство для выяв-
ления асинхронного режима с
использованием реле активной
мощности
Устройство работает правильно
н в том случае, если напряжение,
подводимое к реле KU7/ н КА72, не
точно скомпенсировано падением
напряжения до точек приложения
ЭДС. Так как замыкание выходной
цепи устройства происходит только
после проворота компенсированных
векторов напряжения по отноше-
нию друг к другу иа 180°, то доста-
точно обеспечить при различных
эксплуатационных режимах надеж-
ную компенсацию падения напря-
жения от места установки устрой-
ства за точку электрического
центра качаний системы в сторону точек приложения ЭДС.
Проворот векторов напряжения по обеим сторонам электриче-
ского центра качаний относительно друг друга на 180° проис-
ходит при асинхронном ходе и не имеет места прн синхронных
качаниях.
Недостатками устройства являются его сложность и необхо-
димость предусматривать исключение возможности отработки
выходной команды при КЗ (при помощи описанных ранее бло-
кировок илн применением счетчика числа срабатываний, послед-
нее исключает быстрый разрыв транзитной связи).
В качестве органа для выявления асинхронного режима во
многих случаях можно применять более простое устройство, со-
держащее быстродействующее токовое реле и реле активной
мощности. Нарушение синхронизма н переход угла б через 180°
характеризуются изменением знака активной мощности по ли-
нии при расхождении векторов ЭДС на 180°.
Принципиальная схема устройства, работающего на таком
принципе, показана на рис. 4.38. Для устранения возможности
неправильного действия в результате изменения потоков мощ-
ности прн КЗ и после их отключений, а также прн отключениях
во время КЗ тех или иных линий электропередачи командный
импульс от устройства воздействует на счетчик числа импуль-
сов. На рис. 4.39 приведена схема, содержащая реле мощности
двустороннего действия KW, совместная работа которого с то-
ковым реле КЛ обеспечивает отработку выходного сигнала при
прохождении угла б через зону 180° (обмотки реле KU7 и КЛ на
рисунке не показаны).
Если вектор напряжения Uc опережает вектор ЭДС генера-
тора Ег, то замыкается контакт КИ7.2 реле направления актив-
ной мощности (область вег). В момент срабатывания реле КЛ
(область егбд) включается реле KL2, которое самоудержива-
158
Рис. 4.39. Выявительиый орган
а — вариант схемы; б — поясняющая
возникновения асинхронного режима:
диаграмма
ется через контакт KL2.1 и после того, как реле мощности ра-
зомкнет контакт KflZ.Z Одновременно размыкается цепь обмот-
ки промежуточного реле KL/,
После того как угол б пройдет через область 6=180°, реле
мощности разомкнет контакт КЮ и замкнет контакт КИ7.Д
Так как контакт KL2.2 замкнут, образуется цепь на выходное
реле KL3. Последнее срабатывает и подает выходной сигнал.
Если устройство установлено на электростанции, выдающей
мощность в энергосистему, и нарушение синхронизма вызвано
тем, что вектор ЭДС генераторов станции Ег опережает вектор
напряжения системы С7с, то вначале замкнется контакт KW.1 и
после срабатывания реле тока КА включится обмотка промежу-
точного реле KL1. Контакты этого реле подготовят цепь вклю-
чения обмотки реле KL3 (оно сработает после перехода векто-
ра Ег из области адб в область аеа), разомкнут цепь обмотки
реле KL2 (контактом KL1.3) и обеспечат цепь самоудержива-
ния (через контакт KL1.1). После уменьшения уравнительного
тока в области углов 270—360 и 0—90° реле КА размыкает свой
контакт, чем устройство возвращается в исходное положение.
Реле KL3 срабатывает вне зависимости от того, произошло ли
нарушение устойчивости избыточной или дефицитной части
энергосистемы. Если цепь контактов реле KL3 контролировать
контактом реле KL1, замкнутым при сработавшем положении
этого реле, то выходной сигнал будет формироваться при нару-
шении устойчивости, вызванном опережением вектора Ег, т. е.
159
при возникновении избытка мощности иа передающей станции.
Сигнал можно использовать для отработки команды «убавить»
или для отключения части генераторов. При этом надо иметь
в виду, что появление сигнала не предотвратит нарушения ус-
тойчивости (устойчивость уже нарушилась — угол б превысил
значение 180°), а может лишь быть использовано для последую-
щей ресинхронизации.
Делительные устройства со счетчиком циклов качаний. Дей-
ствие делительной автоматики происходит после определенного
числа срабатываний пускового органа. Этим одновременно до-
стигается отстройка работы автоматики от КЗ Срабатывание
выходного реле происходит после нескольких пульсаций элект-
рических величин, вызывающих попеременное замыкание кон-
тактов пускового реле. Число срабатываний и период колеба-
ний тока (напряжения), при которых отрабатывается выходная
команда, устанавливаются заранее.
В качестве счетчика числа циклов могут быть применены
механические устройства, быстродействующие промежуточные
реле и электронные устройства. Наибольшее распространение
получили счетчики на промежуточных однообмоточных быстро-
действующих реле как простые, быстродействующие (улавли-
вающие колебания с малым периодом — до 0,1 с) и легко регу-
лируемые в эксплуатации устройства. Из различных схем счет-
чиков часто применяется схема, приведенная ид рис. 4.40.
В качестве пускового органа может быть применено одно
из устройств мгновенной делительной автоматики, видоизменен-
ное в том отношении, что его действие может не быть отстроено от
КЗ (такую отстройку выполняет счетчик). Пусковые реле тока,
напряжения, сопротивления должны быть так включены, чтобы
пуск счетного устройства происходил и в случаях нарушения
устойчивости при иеполнофазном режиме. Этому условию в наи-
большей степени удовлетворяет включение реле на токи фаз А,
В и С или на ток одной или двух фаз и ток нулевой последова-
тельности; контакты реле соединяются параллельно. На
рис. 4.40 показан вариант включения пускового органа из токо-
вых реле в каждую из фаз линии. Для повышения чувствитель-
ности пускового органа к токам асинхронного режима и лучшей
отстройки от токов нагрузки часто пусковой орган выполняется
с реле тока и напряжения и последовательным соединением
контактов этих реле.
Опыт эксплуатации делительных устройств со счетчиком
циклов срабатывания пускового органа показал, что при их вы-
полнении должны учитываться: многократная работа разряд-
ников во время интенсивной грозовой деятельности; пульсация
токов и напряжений при КЗ, его отключении н последующем
включении линии устройством АПВ на неустраннвшееся КЗ
и т. д.
160
MA.1
KLS.1
HL 9
u-
KL8.1 KL1.1
KAc-1 KM
И
HL 6.2 KL7
—Ы
—| На отключение
ъ с запретом АП8
Рис. 4.40. Схема делительного устройства со счетчиком циклов качаний
Схема предназначена для подачи отключающего импульса
на третьем цикле. Выходное реле KL7 срабатывает, если про-
изойдет заданное число циклов работы пускового органа и вре-
мя разомкнутого состояния контактов пускового органа не пре-
высит установленное значение; при большем времени устройст-
во возвращается в исходное положение. Число циклов опреде-
ляется селективностью работы делительных автоматов в энерго-
системе и обычно устанавливается от трех до шести. Уставка
реле времени КТ берется 2—2,5 с, что больше времени разомк-
11—6678 161
Рис. 4.41. Изменение тока в цепи пускового органа делительного устройства,
выполненного по схеме рис. 4.40:
а — при асинхронном режиме; б — при работе устройства ЛИВ на неустраненное трех-
фазное КЗ
нутого состояния выключателей лнннн в цикле автоматического
повторного включения.
На рис. 4.41,а показано изменение тока в цепи пускового ор-
гана, пульсирующего прн асинхронном ходе с периодом Т. Вре-
мя разомкнутого состояния контактов пускового органа дели-
тельной автоматики /п- Точки 1, 2,...,7 соответствуют моментам
срабатывания реле KLlt KL2,...tKL7 (см. рнс. 4,40). На рнс.
4.41,6 показано изменение тока в цепи пускового органа прн
КЗ, отключаемом с временем /къ включением лнннн обратно от
устройства АПВ спустя время ?апв н отключением вновь с вре-
менем fK2. Уставка времени действия реле КТ (см. рнс. 4.40) /в
должна быть больше времени tn> но меньше £дпв-
Делительные устройства с контролем асинхронного режима в
течение заданного времени. Разделение энергосистемы на не-
синхронно работающие части происходит в том случае, если
асинхронный режим не прекращается в течение заранее уста-
новленного времени. Применением таких устройств достигается
возможность селективной отстройки по времени действия раз-
личных комплектов, установленных в разных точках энергоси-
стемы. Кроме того, создается возможность производить деление
только в тех случаях, когда другими способами не удалось обес-
печить ресинхронизацию энергосистемы.
На рис. 4.42 показан вариант выполнения устройства. Раз-
деление энергосистемы происходит прн длительном асинхрон-
ном ходе, не прекратившемся в течение времени, установленном
иа реле КТ2. При работе пускового органа включается реле
KL1 н затем реле KL2. Последнее самоудерживается во вклю-
ченном положении до тех пор, пока не сработает реле времени
КТ1, контролирующее период качаний. Реле KL2 включает реле
времени КТ2, которое имеет регулировку времени срабатывания
10—15 с нли 0,5—3 мни: Реле КТ2 замкнет контакты лишь в
случае длительного асинхронного хода, так как при восстанов-
лении нормальной параллельной работы прекратится пульсация
контактов пускового органа, подействует реле КТ1, а реле КТ1
и КТ2 вернутся в исходное положение.
162
На. отключение
с последующим АПВ
КТ2 -
Контроль
длительности АХ
Контроль
‘ длительности
периода качаний.
Самоудерживание
и самодозврат
Контакт пускового
органа
Пуск
Рис. 4.42. Схема делительного устройства с контролем длительности периода
качаний в течение заданной продолжительности асинхронного режима
Пуск при !
понижении
напряжения
на трех фазах
----------------
Отключение
при асинхронном
ходе через
бремя,заданное
устадкой.
контакта К ТС. 2
Контроль
длительности
периода асинхрон-
ного хода с
помощью реле
КТб и КТ7
Сигнал о
paSome оысиеука-
. зонных реле
Рис. 4.43. Вариант схемы делительного устройства при асинхронном режиме
с пусковыми реле напряжения
И* 163
Рис. 4.44. Вариант делительной автоматики с контролем длительности асин-
хронного режима
На рис. 4.43 показана схема устройства, выполненного на
описанном принципе, с пусковыми реле напряжения. Для избе-
жания ненужного пуска прн неисправностях в цепях напряже-
ния установлены два комплекта реле напряжения. Реле КТ6 и
КТ 7 контролируют время как замкнутого, так и разомкнутого
состояния пусковых органов при асинхронном режиме. Общее
время, в течение которого устройство контролирует асинхрон-
ный режим, определяется уставкой реле времени 7<Т5.
164
Другой принцип выполнения делительных автоматик, конт-
ролирующих асинхронный режим в течение заданного времени,
поясняется схемой иа рис. 4.44. Выявление асинхронного режи-
ма достигается тем, что счетная часть устройства включается
только после того, как сработал пусковой орган и реле времени
КТ1 отсчитало заданное время.
Из рассмотренных вариантов делительных устройств, дейст-
вующих при асинхронном режиме с выдержкой времени, эта
схема обладает наибольшим универсализмом, поскольку можно
применить в качестве пускового органа реле тока, напряжения,
сопротивления, мощности и их комбинации.
При расстановке в энергосистеме делительных устройств
должны учитываться возможности их отказа нз-за неисправно-
сти релейной части или выключателей. Резервирование достига-
ется установкой независимых комплектов либо на противопо-
ложных концах липин с одинаковыми уставками, либо в разных
пунктах сети с их избирательным действием, которое достига-
ется или разным количеством циклов, или разным временем
контроля длительности асинхронного режима. Кроме того, де-
ление энергосистемы в заранее намеченных пунктах при асин-
хронном режиме возлагается на оперативный персонал.
47. ОТДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НЕБОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ
ОТ МОЩНЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ЧАСТОТЫ
ВРАЩЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
Ряд узлов энергосистемы содержит мощные гидростанции, работающие
параллельно с относительно маломощными тепловыми электростанциями.
Основная мощность гидростанции обычно выдается по транзитным линиям
электропередачи в приемную часть энергосистемы. В случае отключения этой
транзитной связи гидростанция может остаться работать параллельно с теп-
ловой электростанцией. Генераторы начинают ускоряться, и поскольку си-
стема регулирования гидрогенераторов, замедленная из-за опасности гидро-
удара, может не успеть быстро снизить частоту их вращения, последняя мо-
жет повыситься до 120—130% нормального значения (нормальная система
регулирования частоты вращения гидрогенераторов допускает увеличение ча-
стоты вращения до указанного значения, которое является для них расчет-
ной и не представляет опасности).
Вследствие увеличения частоты вращения гидрогенераторов работающие
параллельно с ними турбогенераторы также ускоряются (синхронная рабо-
та гидро- и турбогенераторов сохраняется). При этом частота вращения
генераторов тепловой электростанции может достигнуть значения, недопу-
стимого по условию сохранности их механической прочности (предельная
частота вращения турбогенераторов составляет ПО—112% номинальной).
При превышении предельно допустимой (разгонной) частоты вращения сра-
батывают автоматы безопасности. Они закрывают доступ пара в турбину,
но, поскольку генератор не отключен от сети, он перейдет работать в дви-
165
Рис. 4,45. Схема устрой-
ства делительной авто-
матики, действующей прн
увеличении частоты
_ гательный режим и частота вращения увеличит-
ся. В итоге может произойти механическое по-
вреждение машины.
Возможность описанной аварии предотвра-
щается установкой на связи между ТЭС и ГЭС
большой мощности делительной автоматики, реа-
гирующей на повышение частоты. Автоматика вы-
полняется мгновенного действия (рис. 4.45). Для
взаиморезервирования устанавливаются два ком-
плекта по концам линии связи, расположение ко-
торых намечено заранее с учетом возможности
питания тепловой станцией выделяемой на нее
нагрузки после срабатывания автоматики. Уставки срабатывания реле часто-
ты выбираются в диапазоне 52—53,5 Гц.
Схема включения реле частоты предусматривает контроль цепи опера-
тивного тока контактом реле напряжения, замкнутым при наличии напряже-
ния и разомкнутым при его снижении. Уставка напряжения срабатывания
составляет 70—80% номинального.
Необходимость применении в схеме реле напряжения возникает при ус-
тановке реле частоты определенного типа. При перерывах в подаче напря-
жения, например из-за неисправности цепей трансформаторов напряжения,
реле частоты могут замкнуть свои контакты и вызвать неправильную рабо-
ту выходного реле.
Для предотвращения разгона тепловых турбин предлагалось в случае
работы автомата безопасности одновременно производить отключение гене-
ратора от энергетической системы. Для этого при работе автомата безопас-
ности должна замыкаться цепь отключения выключателя генератора. Такой
вариант защиты тепловых турбин от разгона по сравнению с установкой
автоматики с реле повышения частоты менее совершенен, так как предопре-
деляет остановку теплового агрегата, в том числе и при наблюдавшихся в
эксплуатации случаях неправильной работы автоматов безопасности.
Автоматика от повышения частоты устанавливается не только на линиях
электропередачи между тепловыми и гидравлическими электростанциями, но
и на самих гидростанциях. Она действует на отключение гидрогенераторов и
предназначена для предотвращения повышения частоты после отключения
транзитных связей с приемной энергосистемой. Уставки этой автоматики при-
нимаются в 51—51,5 Гц, т. е. несколько ниже, чем у делительной автоматики
на связях с тепловыми станциями. Таким образом, последняя является в
таких случаях резервной и работает, если автоматика от повышения часто-
ты, установленная на ГЭС, оказалась неэффективной или отказала.
Схемы выполнения автоматики отключения гидрогенераторов при повы-
шении частоты аналогичны приведенным.
4.8. ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Развитие ЕЭС СССР и связанное с ним усложнение схемы
основных (магистральных) сетей привели к необходимости со-
вершенствования средств ПА с образованием так называемых
166
районов противоавариft-
ного управления, охваты-
вающих части энергосистем с не-
сколькими мощными электро-
станциями н линиями электропе-
редачи. Эти районы строятся по
следующему принципу: на одном
из энергообъектов района рас-
полагаются средства обработки
информации (в последнее вре-
мя главным образом мини-ЭВМ),
которые соединяются канала-
Рис. 4.46. Сечения в энергосисте-
ме при противоаварийном управ-
лении
мн связи с пусковыми, выявительными, измерительными и ис-
полнительными органами ПА, находящимися на территории
данного района. Точка, в которой размещены указанные выше
средства, называется центром района протнвоаварнйного управ-
ления; она может располагаться на электростанции, подстанции
или в перспективе в ОДУ.
Задача средств, размещенных в центре района протнвоава-
рийного управления,— контроль за работой части энергосисте-
мы, входящей в этот район, и выполнение по отношению к нему
функций автоматики предотвращения нарушений устойчивости
(АПНУ). При этом контроль в большинстве случаев ведется не
за отдельными линиями электропередачи, а за так называемы-
ми сечениями, показанными на рнс. 4.46 дугами. При отклю-
чении одной из входящих в сечение связей происходит наброс
мощности на связь, оставшуюся в работе, и все необходимые
при этом мероприятия определяются значением суммарной ак-
тивной мощности, протекавшей по сеченню в режиме, предшест-
вующем аварии.
Благодаря наличию противоаварнйной автоматики указан-
ная мощность в сечениях, работающих с полным составом вхо-
дящих в них передач, может выбираться близкой к пределу ста-
тической устойчивости этих сечений. Тогда действие ПА при
аварии с ослаблением сечения (уменьшением его пропускной
способности из-за отключения одного из входящих в сечение
элементов) должно быть направлено на восстановление условий
статической устойчивости в энергосистеме путем разгрузки се-
чения— уменьшения генерирующей мощности на передающем
конце связей и нагрузки на приемном конце. Поскольку опи-
санный выше режим может характеризоваться возникновением
небаланса мощностей на валу агрегатов, когда механическая
мощность, развиваемая турбинами, превышает максимум угло-
вой характеристики передачи (зависимости электрической на-
грузки от угла 6), то такая разгрузка должна производиться
весьма быстро с использованием способов отключения части
167
генераторов и воздействия на регулирование турбин отправного
конца передачи.
Глубина производимой разгрузки должна соответствовать
возникшему небалансу. Поскольку в установившемся доаварий-
ном режиме электрическая нагрузка агрегатов Рисх.эл равна
механической мощности /’мех, а при аварийном изменении элект-
рической мощности механическая мощность практически не ме-
няется, то /’исх.эл должно непрерывно запоминаться и в момент
аварии приниматься за эквивалент /’мех-
Предел статической устойчивости по сечению в послеаварий-
ном режиме определяется конфигурацией сети и составом остав-
шихся в работе передач; именно это обстоятельство и застав-
ляет в сложной схеме сети прибегать к централизованным си-
стемам управления, имеющим всю эту информацию. Предел
статической устойчивости, взятый с некоторым запасом, вычита-
ют из исходного значения РИсх.эл, определяя тем самым требуе-
мую глубину разгрузки ДРр.
Запас, принятый прн определении статического предела пе-
редаваемой мощности, при сравнительно легких авариях обес-
печивает возможность гашения избыточной кинетической энер-
гии и сохранения динамической устойчивости. Однако при тя-
желых авариях, например при КЗ вблизи шин станции, для этой
цели приходится принимать специальные меры.
Помимо аварий, связанных с КЗ и отключением линий элект-
ропередачи, устройства АПНУ способствуют сохранению устой-
чивостн при нарушениях нормального режима работы энерго-
систем с возникновением дефицита активной мощности в их
приемных частях. Эти аварии также связаны с увеличением уг-
ла 6, однако причиной их в данном случае является не разгон
агрегатов передающей части, а торможение их в приемной ча-
сти. Очевидно, что угол 6 претерпевает прн этом такие же из-
менения, как и при ранее рассмотренных видах аварий, и меры
по предотвращению нарушений устойчивости здесь приходится
принимать такие же, как н ранее. Более сложным здесь оказы-
вается лишь определение требуемой глубины разгрузки, кото-
рая может быть определена, например, по внезапному измене-
нию нагрузки приемной части и т. п.
Информация о конфигурации сети и нагрузках ее элементов
в прсдаварнйпом режиме приходит к устройствам АПНУ по ка-
налам телемеханики, которые в отечественных энергосистемах
построены в большинстве своем по кодоимпульсному принципу.
Он позволяет по одной физической цепи передавать информа-
цию различного характера из различных точек сети. Для этого
применяются принципы, аналогичные используемым в ЭВМ.
Передача осуществляется последовательным цифровым кодом
и снабжается адресом, указывающим, откуда она получена.
Прн этом используется так называемое разделение времени,
168
т. е. данные передаются друг за другом н запоминаются в спе-
циально для этого предназначенных узлах устройств с соответ-
ствующим адресом.
Для передачи аварийной информации используются описан-
ные выше устройства повышенной надежности, например тнпа
АНКА. Источником информации об отключениях линий электро-
передачи и других элементов энергосистемы являются сигналы
от пусковых органов, связанных с устройствами релейной защи-
ты и коммутационной аппаратурой и позволяющих зафиксиро-
вать одновременно и факт возникновения аварии, и ее местопо-
ложение, и характер. Источником информации о тяжестн ава-
рий, в том числе н с дефицитом мощности в приемной части
энергосистемы, служат выявительные органы, реагирующие на
сброс мощности, изменение угла 6 и т. п.
Автоматика с устройствами контроля предшествующего ре-
жима. Прототипом современных централизованных систем про-
тнвоаварийного управления явились устройства автоматики с
контролем предшествующего режима (КПР), многие из кото-
рых еще продолжают эксплуатироваться в энергосистемах. Ос-
нову этих устройств составляют АРП на реле мощности с раз-
личными уставками — ступенями мощности. Схемы их построе-
ны таким образом, что на выход попадает лишь один сигнал,
соответствующий текущей ступени мощности. В момент резкого
изменения (снижения) мощности нз-за КЗ нли по другой при-
чине этот сигнал запоминается и используется для определе-
ния требуемой глубины разгрузки, которая производится так-
же ступенями.
Для осуществления разгрузки устройство КПР должно быть
связано с исполнительным органом ПА [например, с устройст-
вом отключения части генераторов (ОГ)] таким образом, что-
бы каждой ступени КПР соответствовала требуемая глубина
разгрузки. Для этой цели используются так называемые швед-
ские или антенные коммутаторы, показанные на рнс. 4.47,а
жирными линиями. Коммутатор содержит две группы шип —
вертикальную и горизонтальную. Все шнны изолированы друг
от друга и могут быть соединены только с помощью штырей,
устанавливаемых вручную в специально отведенные гнезда.
В схеме на рис. 4.47,а к горизонтальным шинам подключены
контакты выходных реле ступеней КПР, а с вертикальных шин
снимаются сигналы на соответствующие ступенн разгрузки.
В данной схеме применены два коммутатора и соответствен-
но две группы выходных контактов реле КПР. Это сделано в
расчете на два возможных вида аварии с различным ослаблени-
ем сечення и, следовательно, различными требованиями по
глубине разгрузки. Определение этих требований производится
в процессе расчета устойчивости энергосистемы и может быть
отражено в форме зависимостей, показанных на рнс. 4.47,6, где
169
КПР1
Рис. 4.47. Автоматика с контролем предшествующего режима:
а — схема; б —пример выбора настройки
каждой кривой соответствует свой вид аварии и срабатывание
своего пускового органа ПО. При этом устройство КНР играет
роль АРП, осуществляющего кусочно-постоянную (ступенча-
тую) аппроксимацию приведенных зависимостей (рис. 4.47,6)
при шести — восьми ступенях КНР. (На рис. 4.48 КРП.)
Помимо учета различных видов аварий в автоматике с КПР
часто учитывают также возможность работы энергосистемы по
различным схемам, среди которых выделяют обычно нормаль-
ную (при полном составе работающих электропередач) и ре-
монтную (когда те или иные передачи выведены из работы).
Тогда в устройстве ПА приходится использовать так называе-
мый пирамидальный дешифратор, показанный на рис. 4.48. Лег-
ко видеть, что в этом случае число контактов в логических це-
пях автоматики становится чрезвычайно большим и для прак-
тической реализации устройств целесообразно прибегать к ис-
пользованию ЭВМ.
Автоматика с ЭВМ строится по структурной схеме, показан-
ной на рис. 4.49. Основной идеей этой схемы является разделе-
ние всего процесса функционирования автоматики на две части:
до аварии н после аварии. (Слова «до» и «после» без
слова «авария» часто применяются для обозначения типа авто-
матики). «До аварии» производится непрерывное определение
воздействий, необходимых для сохранения устойчивости при
всех возможных авариях в данной конкретной схеме и режиме
работы энергосистемы. «После аварии» из этого массива воз-
действий выбирается то, которое относится к происшедшей
аварии.
Дискретный характер указанного выбора, производимого на
основании номера сработавшего пускового органа, а также реа-
лизация воздействия в сравнительно небольшом количестве
170
Телеизмерения Телесигнализация
исходной мощности переключений Ь сети
Ctrl пуска -
' дых
органов
К исполни*
тельным
органам'
:. 4.48. Пирамидальный релейно- Рис. 4.49. Структура АПНУ по пред-
тактный дешифратор в устройст- ложению Эиергосетьпроекта
1А
упных ступеней позволяют запоминать воздействие с по-
щью релейно-контактной схемы, передающей сигнал пусково-
органа к зажимам канала исполнительного органа. Запоми-
ние осуществляется настройкой путем прохождения указан-
[X сигналов, изменяемой при изменении условий в энергоси-
гме. Такое решение представляется в настоящее время наи-
лее надежным и применяется во всех новых устройствах; его
стоинство состоит в том, что вся настройка происходит зара-
е, а во время аварии устройство лишь пропускает требуемый
гнал.
Схема состоит из двух устройств. Устройство, осуществляю-
ге связь между пусковым и исполнительными органами, на-
[вается автоматикой запоминания дозировки
\.ЗД). Второе устройство, производящее выбор воздействий,
лучило название автоматики дозировки воздейст-
ая (АДВ). Это название, введенное в [28], применяется в
стоящее время ко всем типам устройства ПА с указанным
^икциональным назначением, в том числе и к автоматике
КНР.
Все устройства АДВ с ЭВМ были разделены в [28J на два
tacca. Устройства I класса предполагают выполнение всех
[ераций, связанных с дозировкой воздействия, иепоср£дствеи-
) в ЭВМ этого устройства. В устройствах II класса основной
>ъем этих расчетов производится прн анализе устойчивости
[ергосистемы с помощью универсальных ЭВМ, установленных
диспетчерских подразделениях энергосистем и их объедине-
1й, а иа долю ЭВМ устройств приходятся лишь вспомогатель-
яе вычисления, необходимые для реализации воздействий, вы-
данных заранее.
В настоящее время опыт эксплуатации имеется только для
ггройств II класса. Это устройства программного действия, и
грвое из таких устройств, установленное на Воткинской ГЭС
171
[3], было реализовано на основе таблиц решений по ликвида-
ции аварии. Однако в дальнейшем были разработаны методы,
позволяющие решать эту задачу экономнее и точнее. Их осно-
ву составляют математические выражения для аппроксимации
границ области устойчивости энергосистем в пространстве влия-
ющих на них параметров.
Как уже указывалось выше, основным параметром, опреде-
ляющим необходимую глубину разгрузки электропередач при
авариях в энергосистеме, является значение их исходной на-
грузки Рисх.эл, к которой при тяжелых авариях добавляется зна-
чение сброса мощности ДРав. В устройствах ПА с ДПР исход-
ная нагрузка контролировалась с помощью АРП. Прн использо-
вании ЭВМ Рисх.эл измеряется с помощью датчиков мощности
и преобразуется в дискретную форму с помощью АЦП, что по-
зволяет относиться к ней, как к непрерывной, поскольку число
ступеней квантования при этом значительно выше.
При анализе устойчивости энергосистем на универсальных
ЭВМ производится определение границы области устойчивости
в виде зависимости глубины разгрузки ДРр от исходной мощно-
сти Рисх.эл при той или иной исходной схеме работы энергоси-
стемы и различных авариях, характеризуемых сбросом мощно-
сти при КЗ ДРаи. Затем с помощью известных математических
методов подбирают выражение, наиболее близко подходящее к
полученной зависимости (аппроксимирующее ее). Это выраже-
ние ищут в виде многочлена (полинома), в который входят
квадраты значений Рисх.эл и ДРав по различным сечениям и их
парные произведения, умноженные па соответствующие коэффи-
циенты. Полученные результаты вводят в память ЭВМ устрой-
ства АДВ, соотнося их с признаками той или иной схемы и ава-
рии. Тогда выбор управляющего воздействия является ничем
иным, как выполнением ряда логических операций и вычисле-
нием значения соответствующего полинома.
Такой принцип выполнения устройства АДВ является про-
стым и наглядным. Он не требует высокого быстродействия
ЭВМ и нашел уже реальное воплощение в нескольких практи-
ческих случаях. Однако этому способу присущ и серьезный не-
достаток, заключающийся в необходимости большого числа
предварительных расчетов, которые приходится повторять, ког-
да происходит непредвиденное ранее изменение схемы или ре-
жима работы энергосистемы. Поэтому сейчас ведется интенсив-
ный поиск способа реализации АДВ I класса, который не тре-
бует предварительных расчетов, поскольку эти расчеты ведутся
для данных условий непосредственно в ЭВМ АДВ.
Этот подход возможен пока только для устройств, работаю-
щих до аварии и предполагающих наличие АЗД. Однако н в
этом случае работа ведется только для условия статической
устойчивости, определяемого как условие существования уста-
172
повившегося режима. Попытка распространить этот же подход
на общий алгоритм, учитывающий условия динамической устой-
чивости, наталкивается на очень жесткие требования по быст-
родействию ЭВМ, удовлетворить которые пока весьма сложно.
В связи с тем что современные цифровые машины являются
машинами последовательного действия, работа АДВ может осу-
ществляться лишь в ряде циклов, каждый из которых связыва-
ется со срабатыванием одного из обслуживаемых устройством
ПО. Для этого ПО производится выбор воздействий, необходи-
мых для сохранения устойчивости, если авария, вызывающая
срабатывание данного ПО, произойдет при текущих условиях
работы энергосистемы. Полученные результаты запоминаются
в АЗД, после чего начинается расчет на случай срабатывания
следующего ПО. После окончания расчетов для последнего ПО
вновь переходят к первому и т. п. Так организуется внешний
цикл, охватывающий описанные внутренние.
Время внешнего цикла пока измеряется минутами, и за это
время обстановка в энергосистеме может значительно изме-
ниться, что, вообще говоря, снижает корректность расчетов. Од-
нако изменения эти в обычных условиях сравнительно невелики,
а требования к соответствию условий расчета данным текущим
условиям ие очень жестки. Поэтому указанный циклический
алгоритм оказывается пригодным для всех типов АДВ, рабо-
тающих до аварии, и получил название базового.
При возникновении аварии работа АДВ прекращается и
происходит выборка информации из АЗД, состоящая, как уже
указывалось, в том, что сигналы от сработавших ПО пропуска-
ются ио ранее заготовленным путям к исполнительным орга-
нам. При таком подходе существенно снижаются опасения за
помехоустойчивость автоматики в неблагоприятной электромаг-
нитной обстановке, складывающейся на энергообъектах во вре-
мя аварии.
При использовании описанного принципа построения АПНУ
следует иметь в виду, что при одной и той же аварии могут
срабатывать несколько ПО; поэтому к исполнению должен при-
ниматься сигнал наибольшего из всех рассчитанных воздейст-
вии. Срабатывание отдельных ПО может быть сдвинуто по вре-
мени; поэтому устанавливается некоторый интервал одно-
временности, в течение которого все срабатывания ПО
считаются принадлежащими к одной аварии.
Практическая реализация централизованных систем. Прак-
тически реализованные в СССР централизованные системы ПА
построены на мнпи-ЭВМ конструкции ЦНИИКА ТА-100. Эта
машина предназначена для работы на пункте управления теле-
автоматического комплекса и обладает повышенной надежно-
стью, что достигается применением мажорирования (голосова-
ния «два из трех»). Для этой цели установка состоит как бы из
173
трех одинаковых машин, выполняющих одну и ту же программу
и осуществляющих взаимопроверку результатов на каждом ша-
ге вычислений (в каждом узле ЭВМ). При полном совпадении
результатов все они считаются достоверными; если же обнару-
живается отклонение, то за достоверные принимаются те два
результата, которые совпадают, а машина, давшая отклоняю-
щийся результат, считается неисправной и выводится в провер-
ку и ремонт.
Примененный в данном случае принцип поузловой проверки
позволяет исключить из установки только один какой-либо узел,
остальные же остаются в работе и продолжают участвовать в
мажорировании. Это позволяет обеспечить высокую надежность
всей системы и достоверность полученных с ее помощью резуль-
татов.
Информация о схеме и режиме работы энергосистемы при
доаварийном ее состоянии поступает по обычным каналам те-
лемеханики (в частности, через устройства МКТ и ТМ-512) и
для повышения достоверности подвергается специальной обра-
ботке путем выделения среднего из пяти сигналов. Это увеличи-
вает помехоустойчивость системы и повышает ее эксплуатацион-
ную эффективность.
Для получения всего массива управлений для данного теку-
щего режима и схемы энергосистемы поступают следующим об-
разом: в начале каждого цикла вырабатывается и передается
для исполнения сигнал, имитирующий срабатывание первого
ПО. Приняв этот сигнал, устройство формирует соответствую-
щее ему управление, которое передается для запоминания. За-
тем та же операция выполняется для второго и последующих
сигналов. По завершении этой процедуры цикл расчетов счита-
ется оконченным, и он повторяется вновь начиная с первого
ПО. Если при этом происходит срабатывание реального ПО, то
система блокируется и производится выборка и исполнение
команды управления, заготовленной на случай срабатывания
именно этого ПО.
Устройство автоматического запоминания дозировки постро-
ено на герметизированных реле, способных запоминать подан-
ную на них команду и сохранять соответствующее положение
(включено-отключено) до момента поступления следующей
команды. Устройство получает от АДВ информацию в форме
групп из восьми двоичных разрядов (байтов), причем прием их
осуществляется также циклически при управлении с помощью
коммутатора. В начале цикла к АДВ подключается первая
группа из восьми реле, которые устанавливаются в то или иное
состояния в зависимости от поступивших на них нулей и еди-
ниц. Далее номер группы реле увеличивается иа единицу и ком-
мутатор подключает к АДВ следующую группу и т. д.
Для повышения надежности и достоверности здесь преду-
174
смотрена информационная обратная связь, которая состоит в
гом, что информация о положении реле соответствующей груп-
пы после выполнения ими команды на установку в нужное по-
ложение передается обратно в АДВ и сравнивается с хранящи-
мися там данными. Это позволяет обнаруживать и устранять
неисправности в устройстве.
Устройства АЗД, разработанные Энергосетьпроектом и изго-
товляемые опытным производством Армянского отделения этого
института, могут при помощи указанных реле выдавать при по-
лучении сигналов от сработавших ПО информацию на 128 раз-
личных линий, наделенных в процессе проектирования автома-
тики той или иной функцией (например, управления той или
иной ступенью разгрузки на том или ином объекте, деления си-
стемы отключением того или иного выключателя и т. п.). Обыч-
но применяется примерно 60 линий, остальные остаются в ре-
зерве. Число обслуживаемых ПО также 40—60.
Если элемент, на который должна воздействовать своим сиг-
налом соответствующая линия, находится непосредственно в
месте установки АДВ и АЗД, то указанная линия представляет
собой обычную жилу контрольного кабеля; если же сигналы
требуется передавать на другие объекты, то в состав линии вхо-
дят устройства телепередачи и, в частности, аппаратура АНКА.
Описанный выше порядок работы централизованной системы
ПА представляет собой базовый алгоритм, который был
разработан Энергосетьпроектом еще в начале работы над ПА
с ЭВМ и показал свою эффективность в практике эксплуатации.
Поэтому он принят к применению н в других разработках с
иными способами поиска управляющих воздействий. Исключе-
ние составляет лишь принцип размещения АЗД, которые пред*
лагается делать выносными, т. е. располагать непосредственно
на объектах, где имеются исполнительные органы. Такой под-
ход, помимо прочего, упростит задачу перестройки ПО на этих
объектах. Сигналы, определяющие перестройку, будут прини-
маться и храниться в АЗД наряду с сигналами к исполнитель-
ным органам. Это позволит, например, осуществить пусковой
орган по сбросу мощности с характеристикой, зависящей от
исходной мощности передачи, и т. п.
Централизованные системы ПА с ЭВМ ТА-100 были реали-
зованы вначале как системы, построенные на использовании
предварительных расчетов (автоматика типа «II до»). В на-
стоящее время ведется работа над системами, построенными на
ЭВМ типа ЕС 1011, где оказывается возможным реализовать
те или ниые разновидности алгоритмов с расчетом глубины раз-
грузки непосредственно в управляющих ЭВМ. Эти машины ус-
танавливаются в ОДУ, куда стекается вся информация о рабо-
те энергообъединеинй, в том числе и необходимая для целей ПА.
Для этих систем предусматриваются выиосиые АЗД, где одно-
175
временно будет производиться дополнение централизованно
сформированных команд для восстановления режима статиче-
ской н динамической устойчивости при тяжелых авариях.
Единая энергосистема СССР, работающая параллельно с
энергосистемами стран-членов СЭВ «Мир», не позволяют огра-
ничиться в части организации протнвоаварийного управления
только рамками данного района; необходима межрайонная ко-
ординация, которая будет производиться централизованной ко-
ординирующей системой ПА (ЦКС ПА).
ГЛАВА ПЯТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
5.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АЧР
Мощность, вырабатываемая генераторами, Рг при устано-
вившемся режиме работы энергосистемы всегда равна мощно-
сти, потребляемой нагрузкой, Рнагр:
Рг = Рнагр. (5.1)
При нарушении условия (5.1) и возникновении дефицита ге-
нерируемой мощности (например, из-за отключения части гене-
раторов) или при ее избытке (например, из-за отключения ча-
сти нагрузки) возникает небаланс между вырабатываемой и
потребляемой мощностями:
ДР=РГ—Рйаг₽. (5.2)
Под воздействием этого небаланса частота вращения всех
агрегатов энергосистемы — генераторов и двигателей'—начина-
ет уменьшаться (при отрицательном значении ДР) или увели-
чиваться (при положительном значении ДР).
Поддержание номинальной частоты возлагается на регуля-
торы частоты и мощности, которые, воздействуя на впуск энер-
гоносителя (воды или пара) в турбины, обеспечивают соблюде-
ние условия (5.1) в соответствии с принятым законом регули-
рования.
С помощью регуляторов частоты и мощности возникший де-
фицит активной мощности может быть устранен. Однако при
этом требуется наличие мобильного «горячего» резерва, когда
в доаварийном режиме турбины генераторов энергосистемы за-
гружены не полностью и добавочный впуск энергоносителя не
ограничивается ограничителями регуляторов частоты вращения
турбин. Если указанный резерв мощности отсутствует, то под
воздействием образовавшегося дефицита мощности ДР вра-
щающиеся агрегаты энергосистемы начнут интенсивно тормо-
зиться.
176
Прн снижении частоты вращения возникший первоначально
дефицит мощности уменьшается, так как при этом уменьшают-
ся производительность механизмов и потребляемая ими .мощ-
ность. Например, производительность вентиляторов пропорцио-
нальна квадрату частоты, производительность ряда насосов про-
порциональна кубу частоты. Процесс снижения частоты при-
остановится, когда ДР станет равно нулю, т. е. когда при новом
установившемся значений частоты (конечном) мощность, вы-
рабатываемая генераторами, PrfK снова станет равна мощности,
потребляемой нагрузкой, Рнагр.к.
Значение снижения частоты
Д/уст = /н—/к (5.3)
н начальный дефицит мощности ДР при отсутствии резерва
мощности связаны зависимостью
ДР%=КД/уст%, (5.4)
где
APft/0 = Рг~^£р 100 (5.5)
Р нагр
И
AU’/, = ^S-100. (5.6)
ГВ
Коэффициент К называется регулирующим эффектом на-
грузки по частоте и характеризует изменение мощности потре-
бителей, включая потери в питающих сетях при изменении ча-
стоты в энергосистеме. Значение коэффициента К зависит от
состава и параметров нагрузки и снижения напряжения в узлах
энергосистемы при снижении частоты. Значение коэффициента
К различно в разные часы суток, меняется в праздничные и ра*
бочие дни, зависит от времени года. По данным испытаний,
диапазон изменения коэффициента К лежит в пределах 1—3,5.
Среднее значение К=2ч-2,5.
Используя зависимость (5.4), можно определить, до какого
установившегося значения снизится частота в энергосистеме
при возникновении дефицита мощности ДР%, если, например,
/н = 50 Гц и К=2:
Д/усг Гц = 0,5-^- = 0,25 (ДР •/,,). (5.7)
Изменение частоты от значения fH до установившегося зна-
чения fK происходит не мгновенно, а с некоторой постоянной
времени, определяемой инерционностью вращающихся масс
энергосистемы (турбин, генераторов, двигателей и механизмов,
приводимых ими во вращение) н регулирующим эффектом на-
грузки К.
12-6678 177
Изменение частоты во времени происходит примерно по экс-
поненциальному закону. При уменьшении частоты от fi до /2
К = К-^а-е-"т-). (5.8)
при увеличении частоты (до вступления в работу регуляторов
частоты н мощности) от fi до f2
+ (5.9)
Таким образом,
Д(, = ±4/^(1-е-'/г«). (5.10)
Постоянная времени Тч приближенно может быть определе-
на по выражению
Jhhxhct (5.11)
где Тин.сист — постоянная инерции энергосистемы.
Так как ТНн.Сист=10^-16 с, то ориентировочно 7\1=5-^8 с.
Меньшие значения Тин.сист соответствуют районам энергосисте-
мы с преобладанием блоков мощностью 200—300 МВт и более.
Работа энергетической системы с пониженной частотой, по-
мимо нарушения качества электроэнергии, регламентированной
стандартом, не допускается по следующим причинам:
а) при работе с пониженной частотой у некоторых типов па-
ровых турбин наступает повышенная вибрация отдельных сту-
пеней лопаточного аппарата и возможно появление усталост-
ных явлений в металле лопаток, что может привести к механи-
ческим повреждениям;
б) прн снижении частоты ниже 49 Гц происходят полное от-
крытие регулирующих органов турбин и полная загрузка агре-
гатов; при дальнейшем понижении частоты существенно пада-
ет производительность механизмов собственных нужд тепловых
электростанций, в особенности питательных насосов; вследствие
этого при достаточно длительной работе с пониженной частотой
снижается выработка генерирующей мощности, возрастает ее
дефицит и снижение частоты в энергосистеме может принять
лавинообразный характер, что приведет к остановке электро-
станций, потере ими собственных нужд и нарушению электро-
снабжения потребителей;
в) при снижении частоты в энергосистеме уменьшается ча-
стота вращения возбудителей агрегатов, вследствие этого
уменьшается ЭДС генераторов, снижается напряжение в узлах
энергосистемы и возникает опасность развития «лавины напря-
жения», приводящей к массовому отключению потребителей.
Лавинообразное снижение частоты, усугубленное лавинооб-
разным снижением напряжения, вызывает тяжелую аварию
энергосистемы, сопровождаемую полной остановкой параллель-
178
но работающих электростанций или разделением энергосистемы
на отдельно работающие части с нарушением электропитания
значительной части потребителей.
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР), подробно опи-
санная в литературе [8], имеет назначение при возникновении
дефицита активной мощности путем отключения части нагруз-
ки предотвратить в энергосистеме снижение частоты до опасной
величины и тем самым сохранить в работе электростанции н нх
собственные нужды. В это^ случае энергоснабжение основной
части потребителей ие прерывается, а восстановление энерго-
снабжения нх отключенной части может быть осуществлено
достаточно быстро.
Прн отсутствии или недостаточном объеме АЧР потребите-
ли все равно будут обесточены, однако из-за остановки элект-
ростанций и потери ими собственных нужд восстановление элек-
троснабжения потребителей потребует значительного времени.
Отключение потребителей устройствами АЧР выполняется с та-
ким расчетом, чтобы ие произошло даже кратковременного сни-
жения частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц
нс превысило 20 с и с частотой 48,5 Гц — 50 с.
Кроме того, АЧР должна выполняться так, чтобы ие проис-
ходило излишнего отключения потребителей (перерегулирова-
ния) и частота после работы устройств АЧР ие првысила но-
минальное значение 50 Гц. Допустимо, чтобы после действия
устройств АЧР уровень частоты был несколько ниже номиналь-
ного (т. е. находился в диапазоне 49—49,5 Гц) и дальнейшее ее
восстановление произвел диспетчер энергосистемы.
Работа АЧР происходит очередями, каждой из которых со-
ответствует определенное значение отключаемой мощности.
Если при переходе частоты от fH к fK, вызванном возникшим
дефицитом активной мощности, с уставкой fa действует группа
устройств АЧР и отключает нагрузку первой очереди Pi, на-
чальный дефицит мощности уменьшится и станет равным
APi —АР—Pi. (5.12)
Значению APi соответствует новое конечное значение часто-
ты, Гц,
fiK==fn—Afiycn (5.13)
где
Л/1уи = 0.5^-Ы
(значение начальной частоты fH предполагается равным 50 Гц).
Изменение частоты после точки а (рнс. 5.1) происходит ие
по кривой 1, а по кривой 2, уравнение которой можно прибли-
женно записать как
А* = fa -(fa~fi,)a-e~,,T-). (5.14)
12* 179
V r
Л t
Рис, 5.1. Изменение частоты
при возникновении дефицита
мощности и после его устране-
ния действием устройств АЧР
АЧР в момент времени,
Если при частоте ft, действует
следующая группа устройств АЧР,
дефицит мощности опять уменьшит-
ся. Дальнейший процесс измене-
ния частоты происходит аналогич-
но рассмотренному. Если после дей-
ствия устройств частотной разгруз-
ки значение генерирующей мощно-
сти превзойдет мощность нагрузки,
оставшейся в работе, частота в
энергосистеме начнет повышаться;
если такой процесс возникнет, на-
пример, после действия II очереди
соответствующий точке б, конечное
значение частоты fzK станет больше частоты частота в энер-
гетической системе начнет восстанавливаться (кривая 3).
Приближенное уравнение кривой 3:
(5-15)
Выяснение характера изменения частоты во времени при
действии устройств АЧР можно произвести, используя прибли-
женное значение выражения (5.10).
Так как в области небольших значений t
(5.16)
выражение (5.10) может быть представлено в виде
Д(, = ± (ли 4-^1
\ 1 ч /
(5.17)
(знак минус характеризует уменьшение, а знак плюс — увели-
чение частоты).
Следовательно, при построении зависимости f=cp(£) с опре-
деленной погрешностью можно заменить отрезки кривых пря-
мыми линиями (рис. 5.2). Ошибка будет тем меньше, чем боль-
ше очередей АЧР и чем быстрее будут действовать эти очереди.
На рис. 5.2 буквами а, б и в показаны характерные точки
процесса изменения частоты во времени, полученные прибли-
женным построением, а буквами д', б' и в' — более точным по-
строением с использованием зависимости (5.10); при этом учи-
тывается то, что для экспоненты, определяющей закон измене-
ния частоты по времени, характерно прекращение этого изме-
нения при /^ЗГЧ.
Внедрение АЧР в СССР началось более 40 лет назад, когда
еще многие энергосистемы страны работали изолированно. На
первых этапах внедрения энергосистемы испытывали нехватку
180
Рис. 5.2. График изменения частоты при возникновении дефицита мощности
(приближенное построение)
релейного оборудования, в то же время требовалась возможно
быстрая установка устройств АЧР для предотвращения тяже-
лых аварий. Устройства АЧР приходилось устанавливать в ог-
раниченном количестве и выполнять небольшое число селектив-
но действующих очередей с подключением к каждой из ннх
большой мощности потребителей.
При таком выполнении частотной разгрузки нередко проис*
ходило отключение излишней мощности потребителей или недо-
статочное отключение, прн котором частота зависала на уров-
не 47—47,5 Гц. Впоследствии основные очереди частотной раз-
грузки были дополнены очередью для предотвращения
зависания частоты, что несколько улучшило результаты экс-
плуатации, но полностью не устранило указанные явления.
5.2. СОВРЕМЕННЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ АЧР
Особенностью современных объединенных энергосистем,
крупных по мощности и больших по протяженности, является
многообразие возможных аварийных ситуаций. Дефицит гене-
рирующей мощности, вызванный отключением от основной се-
ти, может возникнуть в одном небольшом районе и охватывать
группу энергосистем; возможен также дефицит, охватывающий
все энергосистемы. Он может быть различным по начальному
значению, территории распространения, динамике развития. Не-
обходимо учитывать разнообразие режимов, определяемое сезо-
ном, днями недели (рабочие, выходные, праздничные), време-
нем суток, ремонтными работами. Задача определения макси-
181
мального расчетного дефицита мощности в условиях
объединенной энергосистемы, таким образом, становится в зна-
чительной степени задачей вероятностной.
При разработке принципов выполнения АЧР на современном
этапе были выдвинуты следующие требования:
1. АЧР должна ликвидировать любую из большого числа
возможных аварий независимо от дефицита активной мощно-
сти, его территориального распространения, характера нара-
стания.
2. Объем отключаемой нагрузки должен всегда примерно
соответствовать возникшему дефициту, т. е. АЧР должна само-
настраиваться на это значение.
Принципы выполнения АЧР сформулированы в директивных
указаниях Минэнерго.
Устанавливаются три категории разгрузки:
I категория: АЧР I — быстродействующая разгрузка, имею-
щая различные уставкн по частоте, предназначенная для прио-
становки снижения частоты;
II категория: АЧР II — с общей уставкой по частоте и раз-
личными уставками по времени, предназначенная для подъема
частоты после действия АЧР I, а также для предотвращения
зависания частоты н ее медленного снижения прн аварийном
постепенном снижении генерирующей мощности;
III категория — дополнительная, действующая по возможно-
сти селективно н предназначенная для ускорения разгрузки и
увеличения ее объема прн больших (45% н более) дефицитах
мощности, вызванных отделением района от основных источни-
ков питания.
Диапазон уставок очередей АЧР I по частоте установлен от
48,5 до 46,5 Гц. Очереди распределяются в этом диапазоне
приблизительно равномерно, минимальная ступень по частоте
между очередями 0,1 Гц (принята исходя из точности измери-
тельных приборов и генераторов частоты, используемых при
постройке реле частоты).
Уставкн по времени устройств АЧР I должны быть возмож-
но малыми; их значения определяются условием предотвраще-
ния неправильного действия во время переходных процессов в
цепях напряжения прн обесточении. Для устройств АЧР I с ре-
ле ИВЧ-011 и ИВЧ-3 время действия выбирается 0,25—0,5, а с
реле РЧ-1 на полупроводниковых элементах 0,1—0,15 с. Для
всех очередей устройств АЧР II устанавливается единая устав-
ка по частоте срабатывания 48,5 Гц. Уставки по времени регу-
лируются на разных комплектах от 5 до 40 с, а при наличии в
узлах энергосистемы гидроэлектростанций и возможности мо-
билизации нх мощности во время аварии с понижением часто-
ты— до 90 с. Интервал времени между смежными очередями
устройств АЧР II устанавливается 3—5 с.
182
При большом количестве очередей АЧР I и АЧР II (10—
20 в каждой категории разгрузки) и малых ступенях по часто-
те (у комплектов АЧР I) и времени (у комплектов АЧР II)
срабатывания допускается неселективная работа смежных оче-
редей за счет разброса уставок реле.
Мощность потребителей, подключенных к устройствам АЧР I
в каждом районе энергосистемы, энергообъединения, должна
быть равна максимальному дефициту мощности ДРтах, выявлен-
ному рассмотрением возможных аварийных ситуаций и взятому
с некоторым запасом:
^АЧР1 —
Коэффициент запаса k3 принимается равным 1,05 из-за ве-
роятностного характера возникновения дефицита (при опреде-
лении \Pmax не учитывается вращающийся резерв тепловых
электростанций, что также идет в запас расчета).
К устройствам АЧР II подключаются потребители суммар-
ной мощностью не менее (0,4-г0,5)ДРдчр1 .
В обеих категориях разгрузки подключенная мощность рас-
пределяется по очередям каждой категории приблизительно
равномерно, что при большом числе очередей обусловливает
гибкую самонастраивающуюся систему разгрузки без опасении
излишнего отключения потребителей. При распределении по-
требителей по очередям АЧР должна учитываться степень от-
ветственности подключаемой нагрузки. Более ответственные по-
требителя следует подключать к очередям АЧР I с более низ-
кими уставками по частоте и АЧР II с большими уставками по
времени.
Дальнейшим этапом развития системы АЧР является совме-
щение действия обеих категорий разгрузки — АЧР I н АЧР II
на отключение одних и тех же потребителей; осуществляется
как быстродействующий, так и медленнодействующий пуск уст-
ройства АЧР на отключение одной и той же нагрузки. В этом
случае очереди АЧР I с более низкими уставками по частоте
должны совмещаться с более далекими по времени очередями
АЧР II. Такое выполнение АЧР позволяет прн аварийных си-
туациях получать более строгую последовательность работы
очередей разгрузки с учетом степени ответственности подклю-
ченных потребителей (которая иногда могла нарушаться при
раздельном выполнении АЧР Гн АЧР II), а также несколько
снизить запас в объеме АЧР.
При большем количестве устройств АЧР возникает необхо-
димость их установки непосредственно у потребителей. Прн
этом затрудняется контроль за работой автоматики со стороны
энергосистемы. Для резервирования действия рекомендуют ус-
танавливать дополнительно комплекты устройств АЧР на пн-
183
тающих линиях, отходящих от подстанций энергосистемы к под-
станциям абонентов.
При нарушении устойчивости и снижении в приемной энер-
госистеме частоты в условиях иепрекращающегося асинхронно-
го режима отключение здесь части потребителей действием
АЧР может способствовать ресинхронизации дефицитной части
энергообъединения.
При отделении дефицитной энергосистемы от энергообъеди-
нения действие АЧР может облегчить работу устройств АПВ с
улавливанием синхронизма на межсистемиой связи.
Дополнительная разгрузка устанавливается в таких узлах
энергосистемы, в которых возможно возникновение больших
местных дефицитов мощностей с последующим снижением ча-
стоты до 45 Гц и ниже даже после действия АЧР I. При этом,
как правило, происходит и глубокое снижение напряжения (это
обстоятельство должно учитываться при выборе схемы включе-
ния реле частоты и его типа).
В качестве критериев действия дополнительной разгрузки
рекомендуются следующие:
а) факторы, характеризующие возникновение местного дефи-
цита независимо от изменения частоты: отключение линии или
трансформатора с контролем значения и направления мощности
в предшествующем режиме (илн без контроля), изменение тока
или значения и направления потока мощности по линии через
трансформатор;
б) скорость изменения частоты;
в) снижение напряжения прямой последовательности, если
одновременно с дефицитом активной мощности возникает значи-
тельный дефицит реактивной мощности.
Разгрузка по частоте должна выполняться возможно быст-
рее; действие разгрузки по напряжению должно быть отстроенс
от длительности коротких замыканий, отключаемых релейной
защитой.
Важным мероприятием, резервирующим дополнительнук
разгрузку, а иногда и заменяющим ее, является установка дели
тельной автоматики по частоте, отделяющей часть генераторов
электростанции иа питание собственных нужд, а также выде
ляющей на автономную работу генераторы и отдельные элект
ростанции с примерно сбалансированной нагрузкой.
Делительная автоматика, устанавливаемая в ряде случае!
для сохранения питания собственных нужд тепловых электро
станций, выполняется с двумя пусковыми органами — одним <
частотой срабатывания 45 Гц и временем 0,5 с и вторым — с ча
стотон срабатывания 47 Гц и временем 30—40 с; делительиа!
автоматика для сохранения электропитания особо ответствен
пых потребителей может выполняться с уставкой по частот*
46,5—47,5 Гц и временем действия не более 1 с; при этом-допу
184
скается ее иеселективное действие по отношению к устройствам
АЧР энергосистемы.
Эффективным средством восстановления электроснабжения
потребителей при восстановлении частоты в энергосистеме яв-
ляется установка устройств автоматического повторного вклю-
чения нагрузки по условию роста частоты (устройств ЧАПВ).
Поэтому установку устройств АЧР следует сочетать с установ-
кой устройств ЧАПВ.
Кроме применения описанных принципов выполнения АЧР
возможно выполнение разгрузки иными путями. Рассмотрим
некоторые возможности.
Выполнение устройств АЧР, реагирующих иа скорость изме-
нения частоты. Выражение (5.17) при учете (5.4) может быть
преобразовано так:
ДР°/о« (КТЧ. (5.18)
Из (5.18) и рнс. 5.2 видно, что критерием, определяющим
относительное значение возникшего дефицита мощности, явля-
ется скорость изменения частоты в начальный период наруше-
ния; чем эта скорость больше, тем больше возникший дефицит
н тем большую нагрузку надо отключить.
Вместе с тем при одном и том же дефиците мощности (т. е.
при одной и той же скорости изменения частоты) при авариях
в различных по мощности районах, энергосистемах, эиергообъ-
единеииях требуется отключать от АЧР различную по абсолют-
ному значению нагрузку. В связи с этим выбор уставок такой
системы АЧР оказывается весьма сложным и она не может
быть выполнена самонастраивающейся. Возможно выполнение
АЧР с комбинированным пуском как по абсолютному значению
частоты, так и по скорости ее снижения.
Фактор скорости снижения частоты целесообразно использо-
вать для дополнительной разгрузки в районах, где скорость
снижения частоты существенно выше, чем при общесистемном
дефиците мощности. Можно использовать фактор скорости сни-
жения частоты также для выполнения АЧР в небольших изоли-
рованных энергосистемах.
Выполнение устройств АЧР с выдержкой времени, зависящей
от частоты. Принцип действия такого типа разгрузки заключа-
ется в следующем. Запуск устройства АЧР происходит при
снижении частоты до значения уставки запуска. С этого момен-
та уставки срабатывания реле частоты начинают постепенно
увеличиваться с течением времени, а частота срабатывания этих
реле растет. Таким образом, при глубоких снижениях частоты,
происходящих с большой скоростью и являющихся следствием
возникновения большого дефицита мощности, устройства АЧР
185
с подобными (зависимыми) реле частоты будут работать быст-
ро, т. е. как АЧР I, По мере уменьшения дефицита мощности
после отключения части нагрузки и уменьшения скорости сни-
жения частоты время действия устройств АЧР увеличивается
(устройства автоматически подстраиваются к ходу процесса из-
менения частоты и работают как АЧР II).
Выполнение АЧР с зависимой характеристикой выдержки
времени позволяет ускорить срабатывание очередей при увели-
чении дефицита мощности и подъем частоты до значений, близ-
ких к номинальным. Рассматриваемая возможность использо-
вания зависимых реле частоты для организации АЧР находит-
ся в настоящее время в стадии внедрения. Требуется разработ-
ка соответствующей аппаратуры, метода выбора уставок такой
разгрузки, оценки возможности ее сочетания с ныне применяе-
мой АЧР и т. д. Проработки такого типа АЧР ведутся в Латвий-
ской энергосистеме с привлечением, по возможности, микропро-
цессорной техники.
Выполнение устройств АЧР с использованием управляющей
быстродействующей вычислительной машины диспетчерского
пункта. Оснащение диспетчерских пунктов энергосистем быстро-
действующими электронно-вычислительными машинами, возло-
жение иа эти машины функций управления, внедрение в наших
энергообъединениях автоматизированной системы диспетчерско-
го управления (АСДУ) позволяют ставить вопрос об использо-
вании ЭВМ для организации автоматической частотной раз-
грузки.
Возникший дефицит мощности может быть определен маши-
ной по скорости начального изменения частоты либо путем срав-
нения вырабатываемой и потребляемой мощностей в данном уз-
ле энергосистемы. В зависимости от размера дефицита актив-
ной мощности, его территориального распространения и учета
ответственности потребителей могут отрабатываться командные
сигналы на отключение тех или иных абонентов, изменение ус-
тавок АЧР и т. д. Такая система АЧР потребует использования
средств телемеханики.
Децентрализованная система АЧР. Резервирование действия
АЧР потребителей. Децентрализованная автоматическая частот-
ная разгрузка имеет назначение обеспечить разгрузку питаю-
щей энергосистемы при аварийном снижении частоты путем от-
ключения менее ответственных электроприемников предприятия
или уменьшения потребления мощности производства при по-
мощи воздействия иа автоматическое управление технологиче-
ским процессом через аппаратуру АСУП. При децентрализован-
ной АЧР электроснабжение наиболее ответственных электро-
прнемников предприятия сохраняется, чем создается возмож-
ность быстрого восстановления технологического процесса после
ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме.
186
Энергосистема
Рис. 5.3. Схема электроснабжения района:
/ — резервный комплект АЧР со стороны энергосистемы; 2— комплекты децентрализо-
ванных устройств АЧР. установленные у потребителей; О и НО— электроприемники,
отключаемые (О) и неотключаемые (НО) от децентрализованных устройств АЧР
Децентрализованная разгрузка выполняется устройствами
АЧР I и АЧР II, установленными непосредственно на цеховых
подстанциях, например в комплектных распределительных уст-
ройствах (КРУ) [25].
Одиако при децентрализованной АЧР со стороны питающей
энергосистемы усложняется контроль за эксплуатацией аппара-
туры АЧР, установленной на заводских подстанциях. Это об-
стоятельство является одним из недостатков системы, так как
персонал предприятия иногда, считаясь с местными интересами
и не учитывая важность АЧР для ликвидации общесистемной
аварии, стремится вывести из работы аппаратуру АЧР иа сво-
ем производстве и перенести тяжесть ликвидации аварии на
соседние производства, недопонимая, что этим создаются усло-
вия для полного погашения всего объединения.
В силу изложенного целесообразно осуществлять резервиро-
вание децентрализованной системой АЧР потребителей.
Резервирование происходит в следующих случаях:
если предприятие ие реализовало у себя децентрализованную
частотную разгрузку в заданном объеме с заданными уставка-
ми АЧР;
если после действия децентрализованной АЧР потребителя
ие начался подъем частоты в энергосистеме, а активная мощ-
ность или ток, проходящие от энергосистемы к потребителю,
превосходят значения, допущенные заранее;
если при снижении в энергосистеме частоты до заданной ус-
тавки частоты срабатывания децентрализованного АЧР произо-
187
шел отказ аппаратуры частотной разгрузки или аппаратов, на
которые АЧР воздействует для снижения потребляемой пред-
приятием мощности, из-за чего не был реализован заданный
данному предприятию объем разгрузки.
Резервная АЧР устанавливается иа подстанции энергосисте-
мы (рис. 5.3). Избирательность по отношению к устройствам
децентрализованной разгрузки, установленным у потребителя,
достигается либо тем, что уставка резервного устройства АЧР
(/ср.резАЧр) ниже, чем уставка децентрализованного устройства
АЧР (/ср.дцАЧр),
fcp.ppa АЧР^= /ср.дц АЧР,
либо тем, что время действия резервного устройства АЧР
(/ср.резлчр) выбирается больше, чем у децентрализованных уст-
ройств частотной разгрузки (^ср.ддачр)л
^ср.рез АЧР > ^ср.дцАЧР,
либо тем и другим.
Выбор линии электропередачи, по которой происходит пита-
ние абонента, не реализовавшего заданную разгрузку и продол-
жающего потреблять мощность сверх установленного заранее
значения достигается тем, что исполнительная команда резерв-
ного устройства АЧР контролируется реле активной мощности.
Эти реле измеряют мощность, проходящую по линиям элект-
ропередачи к различным потребителям, оборудованным децент-
рализованной АЧР, н разрешают отключение выключателя
только той линии, по которой проходит мощность больше уста-
новленного значения.
Уставка реле активной мощности (максимального)
Рср = Рдоп.после АЧр/^в,
где Ав<1 — коэффициент возврата; Рдоп.послеАЧР — допущенная
мощность после АЧР.
Для упрощения вместо реле активной мощности может быть
применено токовое реле с уставкой срабатывания, приблизи-
тельно соответствующей допущенному значению потребления
активной мощности.
Работа системы резервирования АЧР поясняется рис. 5.3.
От подстанции энергосистемы отходят несколько радиальных
линий электропередачи, питающих предприятия I—III. На по-
следних установлена децентрализованная АЧР с заданными ус-
тавками по частоте и времени. Номинальная потребляемая
мощность района равна Ps = Р1+Р2-ЬРз.
Прн снижении частоты до частоты срабатывания АЧР по-
требление должно быть снижено за заданное время до величи-
ны Р%' = Р1+Р2' Ч-Рз'
188
Разгрузка должна быть произведена на
где ^P1' = Pl~Pl'^t ^р2'^р2—р2'- \Р^ = РЪ—РЪ'.
Если, например, предприятие И ие выполнило заданный
объем разгрузки, а предприятия I и III разгрузились требуемым
образом, то частота может не восстановиться. Для предотвра-
щения развития аварии действует резервный комплект АЧР
энергосистемы и производит отключение того из потребителей^
который не выполнил разгрузку в заданном объеме (потреби-
тель //).
Рассмотренная система резервирования устройств АЧР по-
требителей позволяет последним организовать автоматическое
внутреннее резервирование работы АЧР индивидуальных элект-
роприемииков, подключенных к децентрализованным устройст-
вам частотной разгрузки. При выполнении внутреннего резер-
вирования в случае отказа в отключении одного из электропрн-
емников децентрализованной АЧР прием активной мощности из
энергосистемы ие превзойдет разрешенного значения и отклю-
чения всего потребителя резервным комплектом АЧР не будет.
Внутреннее резервирование можно обеспечить подключением к
децентрализованной АЧР несколько большего количества элект-
роприемников, чем это нужно для создания требуемой раз-
грузки.
Если последняя формируется воздействием различных комп-
лектов АЧР децентрализованной системы на п электроприемни-
ков с суммарной мощностью Рп — Ан+ра+рз-Ь ... +рп, то для
обеспечения внутреннего резервирования надо подключить к
АЧР еще один электроприемник. Мощность последнего должна
соответствовать наиболее мощному (по потреблению активной
мощности) электроприемнику.
В этом случае при отказе АЧР любого из подключенных к
децентрализованной системе приемников по питающей пред-
приятие электропередаче переток активной мощности не превы-
сит заданного значения и отключения линии от резервного комп-
лекта АЧР со стороны подстанции энергосистемы не произой-
дет. Резервирование со стороны энергосистемы полностью
сохранится в случае массовой неисправности устройств децентра-
лизованной системы АЧР предприятия или несоблюдении по-
следним заданного объема разгрузки.
5.3. КРАТКОВРЕМЕННЫЕ ПОНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
Кратковременное снижение частоты на зажимах измеритель-
ного органа устройств АЧР может возникнуть в следующих
случаях:
а) при понижении частоты на шииах приемных подстанций
при их обесточении (например, в цикле работы устройств АПВ
189
и АВР) вследствие того, что вращающиеся по инерции синхрон-
ные и асинхронные двигатели поддерживают некоторое время
напряжение, частота которого постепенно снижается;
б) при понижении частоты во время асинхронного режима и
синхронных качаний вследствие возиикновеиия биений напряже-
ния с частотой, отличной от нормальной;
в) при понижении частоты в энергосистеме небольшой мощ-
ности во время КЗ вследствие увеличения активных потерь в
элементах системы;
г) при кратковременном понижении частоты из-за медлен-
ной работы регуляторов частоты вращения гидротурбин при на-
личии вращающегося резерва мощности.
Работа устройств АЧР при кратковременных понижениях
частоты, обусловленных указанными причинами, неоправданна,
даже если последующим действием устройств ЧАПВ будет вос-
становлено электропитание потребителя (перерыв электроснаб-
жения может привести к нарушению производственного про-
цесса). По этой причине целесообразно использовать возмож-
ности, позволяющие исключить неоправданную работу устройств
АЧР. В данной главе рассматриваются некоторые из та-
ких возможностей.
Изменение частоты напряжения, поддерживаемого асинхрон-
ной нагрузкой после обесточения подстанции. При отключении
питающей линии или силового трансформатора напряжение на
шинах приемной подстанции исчезает не сразу. При наличии
асинхронных двигателей напряжение снижается до (0Д-—
0,15) t/ном за время I—1,5 с; наличие параллельно включенных
конденсаторных установок затягивает процесс (возникает явле-
ние самовозбуждения). Синхронные двигатели и компенсаторы
могут поддерживать напряжение с уменьшающейся частотой
более длительное время — в течение нескольких секунд.
Индукционные реле понижения частоты ИВЧ-011 (ИВЧ-3)
перестают действовать при снижении напряжения ниже 20—
25% номинального (рис. 5.4), а полупроводниковое реле пони-
жения частоты РЧ-1 — ниже 5—10% номинального.
Предотвратить неправильную работу устройств АЧР в рас-
сматриваемых условиях можно несколькими способами:
1) подключив потребителей подстанции к устройствам
АЧР II, имеющим значительное время действия, превышающее
время затухания напряжения, и не устанавливая на таких объ-
ектах устройств АЧР I;
2) установив на питающих линиях блокировку устройств
АЧР с помощью реле активной мощности или реле тока, раз-
мыкающих оперативную цепь устройства АЧР при отключении
линии и прекращении прохождения по ией тока нагрузки; уста-
новка токового реле допустима, если минимальный ток нагруз-
190
ки по линии превосходит ток КЗ, генерируемый нагрузкой при
КЗ на линии у шии приемной подстанции.
Изменение частоты при асинхронном режиме. При возникно-
вении в энергосистеме асинхронного хода частота напряжений
в различных частях системы становится различной. Наимень-
шая частота имеет место в районах с дефицитом активной мощ-
ности, наибольшая — в избыточных. Действие устройств АЧР в
дефицитных районах, как было указано ранее, способствует ре-
синхронизации. Вместе с тем ресинхронизация в ряде случаев
может происходить и без работы устройств АЧР. В этих усло-
виях отключение потребителей устройствами АЧР может ока-
зываться нецелесообразным. Также нецелесообразна работа
АЧР в условиях, когда для прекращения асинхронного режима
производится быстрое разделение энергосистемы на части со
сбалансированными мощностями генераторов и нагрузок. Дли-
тельный асинхронный режим, сопровождаемый прохождением
уравнительных токов, может также вызывать дополнительные
потери активной мощности и увеличивать объем отключений»
производимых устройствами АЧР.
Вопросам работы уст-
ройств АЧР в асинхрон-
ных режимах посвящены
специальные исследова-
ния.
Допустим, что энерго-
система М (рнс. 5.5,а),
ЭДС которой
(5.19)
Рис. 5.4. Зависимость частоты
срабатывания реле ИВЧ-011 от
подведенного напряжения
(опытные данные)
Рис. 5.5. Изменение частоты в энергосисте-
ме при асинхронном режиме:
а —- элементарная система; б — напряжение о.
электрическом центре качаний при асинхронном
режиме; / — напряжение заполнения; 2 — огибаю-
щая кривой максимумов мгновенных значений
напряжений
191
работает несинхронно со станцией N, ЭДС которой
£№^maXSin2«f2t (5.20)
Соотношение частоты системы и станции /2<7ь
Значение напряжения в произвольной точке Р
Ur — Ем — j/урХмр, (5.21)
где /УР — уравнительный ток,
Таким образом,
Up~Em~(Em~En)^ = [i-^}em + ^Ex. (5.23)
В общем случае определение Up = f(t) сложно. Для качест-
венного анализа примем |£м| = |£\v| = 1; учитывая (5.19) и
(5,20), получаем
UP — Л^-\1п2т//+ 2^sin2«//. (5.24)
V XM.V / XMN
При Xmp = G,5xmn точка Р совпадает с электрическим цент-
ром качаний. Напряжение в электрическом центре качаний бу-
дет равно
Uк — sin 4- sin 2я/^ (5.25)
или
UK = sin 2л cos (5.26)
Из (5.26) следует, что реле частоты будет реагировать на ча-
: ± f
стоту , называемую частотой заполнения (рис. 5.5,6).
На рис. 5.6 приведены области срабатывания устройства
АЧР с реле частоты типа ИВЧ-011 (ИВЧ-3) и реле времени.
Эти характеристики получены экспериментально.
Местоположение устройства АЧР в простейшей энергосисте-
ме на рнс. 5.5,а определяет отношение где
(5.27)
ХМЛТ /
U2 = EN^-. (5.28)
x.m,v
392
Ги,
fUCT +5
^УСТ + +
А/СТ +J
^УСТ
facr +1
^уст
f UCT“^
fyCT ~£
fyeT
fHCT
?УСТ ~5
0 0,25 0,5 0,75 1,0 125 /5 175 zpq/U,
a)
^УСТ +4
^уст
^ct +?
f yer +1
<аст
Л/CT
fycr ~2-
^acr ~5
fycr_4
^аст —-
0 025 0,5 075 10 125 15 175 20U./U.
’ 5) ’ ’ ' ’ “
<ист +*
^аст +5
fycr +2
^аст +1
facT
^уст ~1
^уст _2
^УСТ-5
''уст
^L‘CT ~5
0 025 05 075 10125 15 175 20 a/U
7 f / 7 / ? > J
8)
Рис. 5.6. Обобщенные области срабатывания устройств АЧР при
асинхронном режиме (данные ВНИИЭ), 1/=1Л4-1/2:‘Ч00 В;
Я-*- ^j^,ij'=='Of5 с;
Генераторы подстанций М н N входят соответственно в Хмр
н Хллу переходными сопротивлениями х& .
Из характеристик видно, что увеличение выдержки времени
и снижение уставки по частоте устройств АЧР уменьшает об-
ласти возможной работы АЧР прн асинхронном режиме.
Изменение частоты при набросе мощности во время коротко-
го замыкания. Наброс активной мощности при КЗ происходит
13—6678 193
за счет увеличения активных потерь при прохождении тока КЗ,
ощутимого в сетях 35 кВ и ниже.
Значение активных потерь
ДРк=37к2/?к. (5.29)
Ток трехфазного КЗ У (5.30)
к |/%к24-/?к2 Следовательно,
Д₽, = зЛ.ф—, (5.31)
Лк *г Ак
где t/ном.ф — номинальное фазное напряжение; — индуктив-
ное сопротивление до места КЗ; 7? к — активное сопротивление
до места КЗ.
Максимальное значение ДРК определяется из условия
- 0. (5.32)
Мк
При этом получается
RK=XK (5.33)
н
ДРК . (5.34)
г* (гйал а \ •
4 Лк
Если учесть, что реактивная мощность КЗ, вычисляемая
при выборе аппаратуры,
3(7 2
Q,= —(5-35)
Л к
то наибольший наброс активной мощности, кВт,
ХРк max == 0, 5QK. (5.36)
Прн КЗ, связанных с отключением потребителей нлн сопро-
вождающихся большим понижением напряжения в неповреж-
денных частях энергетической системы, результирующий наброс
мощности в системе, очевидно, будет меньшим и будет зависеть
от сброса мощности; более того, в ряде случаев сброс мощности
может превышать наброс. Учитывать набросы мощности при КЗ
следует в изолированно работающих энергосистемах небольшой
мощности (до 500 МВт) при отсутствии быстрого отключения
поврежденных присоединений и наличии линий с большим ак-
тивным сопротивлением. В энергосистемах прн КЗ наблюдались
набросы активной мощности до 50—70 МВт. Если КЗ отключа-
ется быстро, то частота не успевает снизиться до значения сра-
194
5атываиия первой очереди автоматической частотной разгрузки.
Поэтому быстрое отключение повреждений рассматривается
как основная мера для предотвращения работы устройств АЧР
из-за увеличения активных потерь при КЗ в энергосистемах не-
большой мощности.
В кабельных реактированных сетях время отключения КЗ
составляет 2—3 с. При таких временах наблюдалось снижение
частоты до 47,5—48 Гц в энергосистеме мощностью 400 МВт и
менее.
Восстановление питания потребителей после отключения КЗ
и подъема частоты в энергосистеме осуществляется, как указы-
валось ранее, ЧАПВ.
Изменение частоты вследствие медленного действия регуля-
торов частоты вращения гидротурбин. При резком изменении
соотношений между потребляемой и вырабатываемой мощно-
стями регуляторы частоты вращения гидротурбин не успевают
быстро произвести требуемые изменения расхода воды через
турбину. Вследствие этого может произойти снижение частоты
в энергосистеме, несмотря на наличие резерва мощности не пол-
ностью загруженных гидрогенераторов. Так, по указанной при*
чине наблюдались случаи снижения частоты до 48,5 Гц в тече-
ние 10 с н работа первых очередей АЧР I.
Исправление неправильного действия устройств АЧР I так-
же производится при помощи ЧАПВ; время действия устройств
АЧР II должно позволять отстроить их работу при снижении ча-
стоты из-за медленного действия регуляторов частоты враще-
ния гидротурбин,
5.4. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ УСТРОЙСТВ ЧАПВ И РАБОТА
ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА
Прн возможности восстановления частоты в энергосистемах
за счет мобилизации мощности гидроэлектростанций илн быст-
ром включении отключившихся районов на параллельную рабо-
ту с остальной частью энергосистемы (например, с помощью
НАПВ, АПВ с улавливанием синхронизма) целесообразно ус-
танавливать устройства ЧАПВ на всех объектах, где есть уст-
ройства АЧР. Особенно важно устанавливать устройства ЧАПВ
на наиболее ответственных потребителях, подключенных к по-
следним очередям АЧР, а также на потребителях, отключаемых
первыми очередями АЧР, действие которых при кратковремен-
ных неглубоких снижениях частоты наиболее вероятно. Кроме
того, установка ЧАПВ целесообразна у потребителей, питаю-
щихся от подстанций без дежурного персонала и не оснащен-
ных устройствами телеуправления.
Аналогично АЧР выполняются несколько очередей ЧАПВ.
Их уставки по частоте в диапазоне 49,2—50 Гц. Начальная ус-
13* 195
тавка по времени 10—20 с, конечная уставка по времени при-
нимается различной в зависимости от конкретных условий энер-
госистемы. Минимальный интервал по времени смежных очере-
дей ЧАПВ в пределах энергосистемы или отдельного узла вы-
бирается около 5 с. Нагрузка, подключаемая к устройствам
ЧАПВ, распределяется по очередям примерно равномерно.
Очередность подключения потребителей устройствами
ЧАПВ — обратная очередности их отключения устройствами
АЧР. При подключении одной очередью ЧАПВ нескольких вы-
ключателей их включение производится поочередно с интерва-
лами 1 с для облегчения режима работы источников оператив-
ного тока.
Для предотвращения возможности возникновения повторяю-
щегося снижения частоты после работы устройств ЧАПВ (что
может вновь привести к срабатыванию АЧР) эти устройства
должны выполняться однократного действия, т. е. если после
работы устройства ЧАПВ частота в энергосистеме начала сни-
жаться, вторичной работы устройств ЧАПВ после восстановле-
ния частоты ие должно происходить.
Оснащение энергосистем устройствами АЧР и ЧАПВ не сни-
мает с оперативного персонала ответственности за правильное
ведение режима энергосистемы. При возникновении в энерго-
системе аварийной ситуации, приводящей к возможности опас-
ного снижения частоты (например, в дальнейшем при росте на-
грузки в часы максимума), заранее должны быть приняты ме-
ры по ограничению потребления. Если работа устройств АЧР
оказалась неэффективной, оперативный персонал должен пред-
принимать решительные действия для предотвращения сниже-
ния и зависания частоты на низком уровне.
Должна быть исключена возможность переключения потре-
бителей, отключенных устройствами АЧР, на другой питающий
источник энергосистемы при помощи устройства АВР. Вместе
с тем при восстановлении частоты и ликвидации аварийного
положения, приведшего к снижению частоты в данном районе
(например, после включения линий электропередачи), обратное
включение потребителей должно быть произведено по возмож-
ности быстро,
На электростанциях при снижении частоты в энергосистеме
внимание персонала должно быть обращено на работу уст-
ройств, позволяющих увеличить выработку активной мощности
для ее выпуска в систему. Это прежде всего сохранение нор-
мальной работы механизмов собственных нужд. В необходимых
случаях предусматривается автоматическое отделение пи-
тания шин собственного расхода от остальной энергосистемы
при снижении в ней частоты или напряжения на время 5 с и
более. Действие этой делительной автоматики имеет место при
затяжной аварии в энергосистеме, вызывающей длительное сни-
196
жение частоты или напряжения (например, зависание КЗ из-за
отказа в отключении выключателя). Дежурный персонал в со-
ответствующих случаях резервирует или дублирует работу этой
автоматики. На многих электростанциях к шинам собственных
нужд подключены линии 6—10 кВ, питающие особо ответствен-
ные установки ограниченной мощности, обеспечивающие «жи-
вучесть» потребителя и возможность восстановления его нор-
мального функционирования после ликвидации аварийной си-
туации в энергосистеме; поэтому правильное действие
автоматики, выделяющей на раздельное питание собственные
нужды станций при затяжной аварии в энергосистеме, являет-
ся важным мероприятием как для электростанции, так и для
близко расположенного ответственного потребителя.
Обычно обратное включение выключателя, отключенного
действием рассмотренной автоматики, персонал производит
вручную и установка ЧАПВ не предусматривается.
5.5. СХЕМЫ УСТРОЙСТВ АЧР И ЧАПВ
Схема устройства АЧР без последующего автоматического
повторного включения показана на рис. 5.7. Реле понижения
частоты воздействует на отключение выключателей через вы-
ходное промежуточное реле и реле времени. Одновременно по-
дается запрет на устройства АПВ, имеющие пуск от несоответ-
ствия н установленные на присоединениях, не требующих об-
ратного включения после действия устройства АЧР.
Реле понижения частоты подключается к трансформаторам
напряжения через рубильник, его иожи при включении вначале
замыкают цепи напряжения, а затем цепь оперативного тока.
При отключении рубильника последовательность обратная; Та-
кое выполнение предотвращает возможность запуска реле вре-
Рис. 5.7. Схема устрой-
ства АЧР с запретом по-
следующего действия
автоматического повтор-
ного включения, установ-
ленного на присоедине-
нии; рубильником S вна-
чале замыкается цепь
оперативного переменно-
го напряжения, а затем
цепь оперативного по-
стоянного тока
197
i
ffi!
КН
mt
КМ
КТ1.2
KL1
KL3
Цепи автоматического
аварийного отключения
при понижении частоты
KT2
KL3.2
КТ2.1
KL3.3 Jf.
KHZ KL2
Автоматическое повтор-
ное включение после
восстановления частоты
KL1.1
KL2.1
KL3.1
KL1.2
Перестройка hi 13
цстановкире- ‘°
KL2.2
KL2.3
На включе-
ние выключателей
На отключение выключателей
Рис. 5.8. Схема устройства АЧР с последующим автоматическим повторным
включением после восстановления частоты; устройство ЧАПВ выполнено на
промежуточных реле:
/(Р —реле понижения частоты (на рисунке не показано); K.F.1 —-его контакт; КГ/ —ре-
ле времени; /(7’2 —реле с замедлением при отпускании; KL1—KL3— промежуточные ре-
ле; К.Н1, К.Н2— указательные реле
мени при переводе питания реле частоты с трансформатора на-
пряжения первой системы шин на вторую и обратно.
Схемы устройств АЧР с последующим ЧАПВ показаны на
рис. 5.8 и 5.9. Схемы выполнены применительно к реле частоты
типа ИВЧ-011 (ИВЧ-3) (см. рис. 5.11).
На рис. 5.8 показана принципиальная схема варианта, вы-
полненного ЦСРЗАИ Мосэнерго. При замыкании контакта KF.1
реле понижения частоты KF включается реле времени КТ1, ко-
торое контактом КТ 1.2 включает промежуточные реле KL1 и
KL3, Реле KL1 производит отключение выключателей. Реле
KL3, замыкая контакт KL3.1, изменяет значение активного со^-
противления, включенного последовательно с одной из обмоток
реле частоты (резистор встроен в кожух реле), чем перестраи-
вается уставка реле частоты и изменяется частота возврата ре-
ле. Контактом KL3.2 включается цепь реле КТ2, имеющего за-
медление возврата при отпадании якоря. Контактом KL3.3
размыкается цепь обмотки реле KL2.
Термическая стойкость при длительном включении реле вре-
мени КТ1 достигается размыканием контакта КТ 1,1, вводящего
токоограничивающее сопротивление. При восстановлении ча-
198
Пуск устройства Л ЧР
KTZ
KL1.1
KL1.Z
Отключение от АЧРи
последующее обратное
включение после вос-
становления частоты
KL2.2
KL3.1
Перестройка
уставки ре-
ле частоты
KLZ.3
КПЗ
На отключение^
выключателей
KLZJf
блокировка в цепи пуска АПВ
Рис. 5.9. Устройство аЧР с устройством ЧАПВ на базе реле РПВ-58:
КТ7 —реле понижения частоты (на рисунке не показано); KF.1 — его контакт; КГ/ —реле
времени; КТ2 — реле с замедлением при отпускании; KL1—K.L3 — промежуточные реле;
КН — указательное реле
стоты и размыкании контакта реле частоты реле времени воз-
вращается в исходное положение. Реле KL1 и KL3 обесточива-
ются. Контакты KL3.1 и KL3.2 размыкаются. Контакт KL3.3
замыкается. Включается реле KL2 на время замкнутого состоя-
ния контакта КТ2.1. Реле KL2 срабатывает и производит обрат-
ное включение выключателей. Последовательное соединение
контактов KL3.3 и КТ2.1 обеспечивает кратковременность и од-
нократность подачи включающего импульса. Работа устройства
сигнализируется указательными реле КН1 и КН2.
Устройство по рис. 5.8 целесообразно применять в тех слу-
чаях, когда для данного присоединения автоматическое повтор-
ное включение предусматривается только при условии восста-
новления частоты до заданного уровня.
На рис. 5.9 показан вариант схемы, разработанный ЦСРЗАИ
Ярэнерго.
При замыкании контакта KF.1 реле понижения частоты КЛ
используемого в качестве пускового устройства АЧР, включа-
ется реле времени КТ1. По истечении установленного времени
замыкается контакт КТ 1.2 и включаются реле KL1—KL3; сра-
батывает указательное реле КН. Реле KL1 замыкает отключаю-
щие цепи выключателей. Цепь реле KL1 контролируется кон-
тактом КТ2.1, замкнутым при прохождении тока через обмотку
реле КТ2. Контакт KL2.1 размыкает цепь обмотки реле КТ2,
вследствие чего контакт КТ2.1 через 0,8—I с, в свою очередь,
размыкает цепь обмотки реле KL1 и снимает отключающий им-
пульс с выключателя.
199
Такое выполнение схемы устройства сделано для обеспече-
ния возможности ручного включения отключившихся выключа-
телей прн длительном замыкании контактов реле понижения
частоты (например, в случаях их приваривания нли прн необ-
ходимости аварийного ручного включения потребителя во вре-
мя снижения частоты в энергосистеме), что является преиму-
ществом данного варианта.
При включении реле KL2 снимается оперативный ток с реле
времени комплекта АПВ. Этим обеспечивается ожидание вос-
становления частоты. Повторное включение произойдет только
после размыкания контактов реле понижения частоты н воз-
врата реле KL2 в исходное положение.
Применение схемы по рнс. 5.9 целесообразно в тех случаях,
когда устройства АПВ установлены на присоединениях вне за-
висимости от того, подключены ли данные присоединения под
ту нлн иную очередь автоматической частотной разгрузки или
не подключены.
Прн большом набросе мощности на выделившуюся электро-
станцию одновременно с понижением частоты происходит по-
нижение напряжения. Частота срабатывания реле частоты с
уменьшением напряжения уменьшается; в этих условиях воз-
можен отказ в работе устройств АЧР н как следствие этого
посадка «на нуль» выделившейся электростанции. Для пред-
Рис. 5.10. Схемы подключения реле частоты к трансформаторам напряжения:
а — через стабилизатор напряжения TS; б — через промежуточный трансформатор TL
(автотрансформатор); в — через промежуточный трансформатор TL (автотрансформатор)
и стабилизатор TS; а — зависимость выходного напряжения стабилизатора С/вых от вход-
ного UBX при разных частотах; 7 — 50 Гц; 2 — 48 Гц; 3 — 46 Гц
200
отвращения возможности отказа устройств АЧР при глубоких
снижениях напряжения, вызванных снижением частоты, устрой-
ства АЧР должны подключаться (рнс. 5.10) к трансформато-
рам напряжения либо через стабилизатор напряжения, либо
через промежуточный трансформатор (автотрансформатор) с
переключением прн понижениях напряжения вторичных обмоток
для изменения коэффициента трансформации.
Из характеристики выходного напряжения стабилизатора
видно, что на реле частоты, подключенном к выходным зажи-
мам стабилизатора, будет поддерживаться напряжение, доста-
точное для надежного срабатывания реле частоты с заданной
уставкой при снижениях напряжения на входе стабилизатора
не ниже 30% номинального.
Работу реле частоты при более глубоких снижениях напря-
жения можно обеспечить при помощи схемы иа рис. 5.10,в.
Уставка реле напряжения, при котором реле переключает кон-
такты и увеличивает напряжение на входе стабилизатора, мо-
жет быть принята равной 30—40 В.
Время действия устройств АЧР, выполненных по схемам на
рис. 5.10,6 н в, должно быть не менее 0,5 с для надежной от-
стройки от кратковременных перемыканий контактов реле час-
тоты, происходящих во время переключения цепей напряжения
контактами реле KV.1. Включение реле частоты через стабили-
затор напряжения не требует такого переключения н в этом от-
ношении имеет преимущество по сравнению со схемами на
рис. 5.10,6 н в.
5.6. ИНДУКЦИОННОЕ РЕЛЕ ЧАСТОТЫ ТИПА ИВЧ-011 [ИВЧ-3]
Схема внутренних соединений реле и конструкция воспринимающего ор-
гана показаны на рис. 5.11. На магннтопроводе 1 расположены четыре по-
следовательно соединенные катушки 2, которые образуют с емкостью кон-
денсатора С индуктивно-емкостный контур (контур 7). При прохождении
тока по этому контуру в полюсах 3, 4 создается поток Фь На полюсах 5, 6
расположены две катушки 7, которые с активным сопротивлением резисто-
ров R1 и R2 образуют индуктивно-активный контур (контур /7). При про-
хождении тока по этому контуру создается поток Фп.
Оба контура питаются напряжением от вторичных обмоток измеритель-
ного трансформатора напряжения (непосредственно или через стабилизатор
напряжения). Вращающий момент определяется выражением
M=fe®n®isin ф, (5.37)
где А — коэффициент пропорциональности; ф — Угол между векторами пото-
ков Ф[ Н Фп-
Емкость конденсатора С н сопротивления резисторов R выбраны так, что
при заданной уставке частоты угол между векторами Фт и Фп равен нулю,
т. е. вращающий момент равен нулю (точнее недостаточен для преодоления
201
момента пружины 17). Контакты реле при этом разомкнуты. При изменении
частоты угол ф=#0 и ротор реле — алюминиевый стакан 9, укрепленный на
оси 10, стремится повернуться, В случае повышения частоты поток Ф( от-
стает от потока Фи и вращающий момент действует в сторону размыкания
контактов; при понижении частоты поток Ф( опережает поток Фц и реле
замыкает контакты.
Уставка срабатывания реле регулируется при помощи сдвоенного реоста-
та RJ, встроенного в кожух реле. Шкала реле может быть изменен^ путем
изменения сопротивления резистора
В реле предусмотрен постоянный магнит 18, воздействующий на сталь-
ной стержень 19, имеющий назначение добавить противодействующий момент
к моменту пружины 17. Такая конструкция создает более четкую работу ре-
ле при небольшом отклонении частоты от частоты срабатывания, когда мо-
мент пружины мал, и улучшает коэффициент возврата реле. Алюминиевый
стакан 9 расположен в воздушном зазоре между полюсами реле и стальным
цилиндрическим сердечником 8. Ось 10 укреплена в стальных полированных
цапфах 11, которые вращаются в верхнем подшипнике 12 и нижнем подшип-
нике 13. Контакты реле 15 и 16 перемыкаются серебряным качающимся мо-
стиком 14 стакана 9 по часовой стрелке (вид сверху).
На рис. 5.12 приведена схема реле с небольшим видоизменением внутрен-
них соединений для осуществления переключения уставки возврата реле по-
202
еле действия устройства АЧР. Переключе-
ние производится замыканием контакта ре-
ле K.L3.1. Возможность изменения уставки
возврата реле после его срабатывания выяс-
няется из его векторной диаграммы
(рис. 5.13).
Подведем к контурам I и II реле на-
пряжение t/р. частота которого, Гц,
=м/(2 л).
Угол сдвига ч?! между вектором тока
Л и вектором напряжения UP определяется
соотношениями сопротивления резисторов
7?! и идуктивного сопротивления Х[ конту-
ра I
2! = ^+/^;
Хг (5.38)
^¥1=-^- ]
Угол сдвига фц между вектором тока
Лг и вектором напряжения Up определяется
соотношением активного 7?ц и индуктивно-
го Хц сопротивлений контура II
ZtI -Rj]4- /Ап; 1
Л и .
(5.39)
Индуктивное сопротивление контура I
Рис. 5.12. Включение реле по-
нижения частоты с переключе-
нием уставки возврата:
KL3.1 — контакт реле, производя-
щий переключение уставки; 5 — ру-
бильник (прн его включении вна-
чале замыкается цепь оперативного
переменного напряжения, а затем
цепь оперативного постоянного то-
ка; при отключении рубильника
последовательность обратная); HL—
лампа, сигнализирующая наличие
напряжения
Х^со^--—. (5.40)
При частоте, равной заданной уставке и = юуст, индуктивное сопротивле-
ние Xj имеет определенное значение:
Ад = Хуст “ wycr ---- СО CT^I ' (5-41)
Так как /?I = coiisl, то с изменением частоты угол между током h и на-
пряжением Up будет меняться.
При уменьшении частоты по сравнению с частотой уставки срабатыва-
ния сопротивление Xj и угол <pt уменьшаются, при увеличении частоты —
увеличиваются.
Индуктивное сопротивление контура II
Хц = со£ц
(5.42)
при частоте, равной заданной уставке частоты срабатывания, имеет значение
Хц-----Хуст----СЙустТдГ.
(5.43)
203
Рис. 5.13. Диа-
грамма, поясняю-
щая работу реле
ИВЧ-ОП:
а — векторная диа-
грамма тока и на-
пряжения в контуре
I реле; б — то же в
контуре II реле
С помощью регулируемого сопротивления резисторов R2 установим ак-
тивное сопротивление контура Н таким, чтобы
фп = фь (5.44)
В этом случае сопротивление Zu будет иметь определенное значение: при
©=аУст Zri—£Zb где £ — коэффициент пропорциональности. Направления
токов Л и /п и потоков Ф1 и Фп в этом случае совпадают друг с другом, и
угол между потоками ф = 0. Момент на реле равен нулю, и если момент пру-
жины отсутствует, реле находится в безразличном положении.
Если частота в системе больше, чем частота срабатывания, сопротивле-
ние Xi увеличивается в большей степени, чем сопротивление Хп; по-
ток Ф1 начинает отставать от потока Фц — момент реле действует в сторону
размыкания контактов.
Если частота в системе уменьшается по сравнению с частотой уставки
срабатывания, сопротивление Xi уменьшается в большей степени, чем
сопротивление Хц, поток Ф1 начинает опережать поток Фц — реле замыкает
контакты (имеется в виду действие реле понижения частоты).
После того как контакты реле замкнулись, они вновь разомкнутся, если
направление вектора Фг совпадает с направлением вектора Фц (для преодо-
ления момента от сил трения вектор Ф1 должен несколько отставать от век-
тора Фц и обусловить появление отрицательного момента, так что возврат
реле происходит при несколько большей частоте по сравнению с частотой
срабатывания, что и определяет коэффициент возврата реле). Конструкция
позволяет изменять частоту возврата. Для увеличения значения часто-
ты возврата достаточно при замыкании контактов увеличить угол фи
между током /ц и напряжением Г/Р, т. е. сместить направление потока Фп
к горизонтальной оси. Такого увеличения угла фп можно достичь уменьше-
нием сопротивления Я1Ь
Как было указано ранее, подобным способом регулируется уставка ча-
стоты возврата реле частоты в устройствах ЧАПВ. Из диаграмм на рис. 5.13
видно, что реле ткпа ИВЧ-011 .(ИВЧ-3) может быть использовано также в
качестве реле повышения частоты. Для этого достаточно, например, изменить
204
полярность присоединений первого контура или изменить местоположение
контактов, установив их так, чтобы они замыкались, когда поток Фг отстает
от потока Фц.
5.7. РЕЛЕ ЧАСТОТЫ РЧ-I С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ЭЛЕМЕНТОВ
С 1971 г. Чебоксарский электроаппаратиый завод выпускает
реле понижения частоты типа РЧ-I (рис. 5.14), в которых ис-
пользованы полупроводниковые и логические элементы. Реле
не имеет недостатков, которые были присущи реле типа ИВЧ,
а именно: уставка реле РЧ-I практически не зависит от напря-
жения и реле не работает ложно при резких изменениях напря-
жения.
Напряжение контролируемой сети Uc через разделительный
трансформатор TV и полосовой фильтр ZF, который устраняет
влияние гармоник на работу реле, подается иа фазосдвигающую
схему. Эта схема состоит из частотно-зависимого (измеритель-
ного) элемента И\ и активного делителя А Угол между напря-
жениями (71 и U2 на выходе фазосдвигающего устройства опре-
деляется частотой сети на входе реле. Эти напряжения посту-
пают в фазочувствительный элемент. Он состоит из двух форми-
рователей импульсов Ф1 и Фа, дифференцирующего элемента Д
и логического элемента Л. На выходе формирователей импуль-
сов возникают прямоугольные импульсы и С/фй, длитель-
ность которых близка к полупериоду входного напряжения.
С помощью дифференцирующего элемента Д из переднего
фронта импульса С7фз формируется короткий (тормозной) им-
пульс </д. Взаимное расположение импульсов (7ф1 и (7Д зависит
от частоты сети. Оба эти импульса подаются на логический эле-
мент Л («запрет»), который разрешает дальнейшее прохожде-
ние тормозного импульса только при отсутствии на входе им-
пульса /7фь
Если частота сети выше частоты срабатывания реле fc7>/ep,
на выходе элемента Л в каждый полупериод выдается импульс
(7az, при fcCl^cp он отсутствует. Импульс расширяется во време-
ни расширителем импульсов РИ, который выполнен так, что
при подаче иа его вход сигнала выходная команда отсутствует,
и наоборот.
Пусковой элемент /7, пускающий РИ только при наличии
переменного напряжения сети на входе реле, предотвращает
ложную работу реле при исчезновении напряжения сети. С РИ
командный сигнал через усилитель У подается на выходной ор-
ган В.
Время-импульсные диаграммы работы реле приведены на
рис. 5.14,6,
205
Рис. 5,14, Полупроводниковое реле частоты РЧ-1:
а — структурная схема; б — время-импульсные диаграммы; а — схема фазосдвигающей
цепочки; г — упрощенная принципиальная схема (штриховой линией показаны цепи для
изменения уставки возврата реле частоты)
206
(5.45)
Фазосдвигающая цепочка преобразует изменение частоты
сети в изменение угла <р между векторами Ui и При изме-
рении напряжения между точками а и б (рис. 5.14,в) угол меж-
ду векторами Ui и U2 определяется из выражения
cot — ——
, аС
tg!p=-^^
Изменение угла ф на 0,4° соответствует изменению частоты
на 0,1 Гц.
Реле включается, как указывалось выше, через трансформа-
тор TV (рис. 5.14,г). Дроссель ZL3 и конденсатор С1 образуют
полосовой фильтр низких частот. Дроссель ZL1 и конденсаторы
С4 и С5 с резистором, установленным в блоке преобразования
БП, образуют одну фазочувствительную цепочку (управляемую
кнопкой SB, служащей для проверки исправности работы реле).
Дроссель ZL2, конденсаторы С2 и СЗ с резистором, установлен-
ным в блоке преобразования, образуют другую фазочувстви-
тельиую цепочку, являющуюся рабочим органом реле. Наличие
фазочувствительных цепочек позволяет использовать одну из
иих иа изменение уставки возврата реле (для ЧАПВ) или иа
обеспечение действия второй очереди.
Частота срабатывания может устанавливаться ступенчато
через 1 Гц переключателем и плавно в пределах 1 Гц резисто-
рами R1 и R2. Уставка времени реле регулируется изменением
емкости контура конденсаторами С6—С8.
Технические данные реле. Номинальное напряжение конт-
ролируемой сети переменного тока 100, оперативного постоян-
ного тока НО, 220 В.
Диапазон уставок срабатывания 45—50, возврата 46—
51 Гц. Минимальная разность между частотой срабатывания и
возврата менее 0,1 Гц. Изменение частоты срабатывания не бо-
лее 0,2 Гц при изменении напряжения в контролируемой сети
от 0,2 до 1,3 (7Ном- Изменение температуры окружающей среды
от —20 до +40 °C обусловливает изменение частоты срабаты-
вания не более 0,2 Гц, от —40 до +40 °C — не более 0,3 Гц.
Уставки времени срабатывания: 0,15; 0,3 и 0,5 с.
Потребление цепей переменного тока составляет не более
10 В-А, постоянного тока при напряжении НО В — ие более 10;
при напряжении 220 В — ие более 20 Вт. Цепи напряжения пе-
ременного и постоянного тока допускают длительную работу
реле при 1,Шном.
Реле выполняется в цоколе и габаритах реле ИВЧ-3. По-
стоянный ток выведен на зажимы 1 и 5, напряжение сети подво-
дится к зажимам 7 и 8. Изменение уставки возврата реле для
207
работы устройства ЧАПВ достигается перемыканием контак-
тов 5 и б. Выходные цепи присоединяются к зажимам 2 и 4.
В настоящее время идет разработка устройства АЧР и
ЧАПВ иа однокристальной схеме.
ГЛАВА ШЕСТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ,
АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ПЕРЕТОКОВ ПО ТРАНЗИТАМ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
6.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ЧАСТОТЫ
И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
По существующим правилам при диспетчерском управлении
частота электрического тока в энергосистемах должна непре-
рывно поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями не бо-
лее ±0,1 Гц. Допускается временная работа энергосистем с
отклонением частоты в пределах ±0,2 Гц. Прн этом расхож-
дение между астрономическим и синхронным временем допу-
скается не более ±2 мнн за сутки.
При понижении частоты ниже установленных пределов ди-
спетчер объединенной (единой) или изолированно работающей
энергосистемы обязан ввести в действие имеющиеся резервы
мощности. Если частота продолжает снижаться, а все имеющие-
ся резервы мощности использованы, диспетчер должен обеспе-
чить восстановление нормальной работы путем ограничения или
отключения потребителей согласно инструкциям по регулирова-
нию частоты.
Несоблюдение стандартизованного качества электроэнергии
вызывает ее перерасход и влечет уменьшение производительно-
сти труда в промышлнности.
Если на первых этапах развития нашей энергетики, когда
многие энергосистемы работали изолированно, отклонения ча-
стоты могли оказаться достаточно большими, то в современных
крупных энергосистемах, составляющих единую энергосистему
СССР (в ней производится свыше 80% всей электроэнергии,
вырабатываемой в стране), частота меняется мало и поддержи-
вается достаточно стабильно. Чем мощнее энергосистема, тем
выше стабильность частоты (рис. 6.1).
Из сопоставления записей частотомеров видно, что наличие
автоматического регулирования частоты (вторичного) умень-
шает амплитуду колебаний значений частоты около среднего
уровня.
Таким образом, в объединенных энергосистемах прн нали-
чии резерва генераторной мощности основной задачей становит-
208
Рис. 6.1 Изменение частоты в энергосистеме:
а — раздельная работа частей объединенной энергосистемы; регуляторы частоты на ре-
гулирующих электростанциях отсутствуют; б — параллельная работа объединенной энер-
госистемы; регуляторы частоты на регулирующих электростанциях отсутствуют; в —
регуляторы частоты включены (правая часть ускоренной записи частотомера) и раздель-
ная работа частей энергосистемы (левая часть)
ся обеспечение (в условиях поддержания частоты на нормиро-
ванном уровне) наиболее экономичного распределения нагрузок
между параллельно работающими агрегатами.
В условиях объединенных энергосистем полное и экономич-
ное использование генерирующих мощностей электростанций
иногда оказывается невозможным нз-за недостаточной пропуск-
ной способности внутрисистемных н межснстемных связей; в
этих условиях первостепенной задачей устройств автоматиче-
ского регулирования является обеспечение возможности макси-
мальной по условиям статической устойчивости передачи мощ-
ности по этим связям.
Если значение обменной мощности между энергосистемами
оговаривается договорными обязательствами (такие соглаше-
ния практикуются во многих зарубежных объединенных энерго-
системах н при экспорте-импорте электроэнергии) илн задается
диспетчерским графиком, то поддержание заданного перетока
14—6678 209
может также возлагаться на устройства автоматического регу-
лирования перетока.
Таким образом, на современном этапе на устройства + авто-
матического регулирования возлагаются функции: поддержа-
ния частоты в объединении, экономического распределения на-
грузок между параллельно работающими агрегатами и регули-
рования (ограничения) перетоков при наличии слабых межсн-
стемных или внутрисистемных связей.
Составные части современных систем, обеспечивающих регу-
лирование частоты и активной мощности в энергосистемах
(АРЧМ), перечислены ниже.
Первичные регуляторы частоты вращения предназначены
для поддержания требуемого режима работы агрегата генера-
тор— турбина при изменении электрической нагрузки генера-
тора путем изменения в соответствии с этой нагрузкой количе-
ства вводимого в турбину энергоносителя (воды нли пара).
Конструкция первичного регулятора предусматривает возмож-
ность ограничения впуска энергоносителя в турбину по верхне-
му пределу — прн превышении электрической нагрузки установ-
ленного заранее значения и по нижнему пределу — при сниже-
нии электрической нагрузки генератора ниже установленного
заранее, значения.
Чем уже диапазон между уставками верхнего н нижнего
пределов ограничителей, тем легче условия работы механизма
регулятора частоты вращения, однако тем меньшую возмож-
ность принимать участие в общем процессе регулирования име-
ет агрегат.
Существенно важно, чтобы ограничение по верхнему преде-
лу не препятствовало использованию всей мощности агрегата
(и даже допускалась некоторая перегрузка) при возникновении
в энергосистеме аварийного дефицита мощности, а ограничение
по нижнему пределу не препятствовало разгрузке менее эконо-
мичных агрегатов прн наличии резерва (избытка) мощности у
более экономичных машин.
Следует отметить, что нижний предел нагрузки и регулиро-
вочный диапазон тепловых агрегатов существенно завися г от
типов котлов, турбин, рода топлива и т. д.
При резких сбросах нагрузки генератором регуляторы часто-
ты вращения должны своим действием предотвращать необхо-
димость работы автоматов безопасности, которые устанавлива-
ются на турбинах как защита от их разгона (опасного увеличе-
ния частоты вращения) и резервируют действие регуляторов
частоты вращения. Как уже указывалось выше, для быстроход-
ных паровых турбогенераторов разгонная частота вращения,
при которой срабатывают автоматы безопасности, составляет
112% номинальной, для тихоходных гидрогенераторов—130%.
Устройства вторичного регулирования позволяют поддержн-
210
вать при наличии регулировочного диапазона неизменной часто-
ту в энергосистеме при любой нагрузке. Онн воздействуют на
первичный регулятор изменяя его уставку через механизм уп-
равления турбиной (МУТ) при колебаниях частоты в энергоси-
стеме, загрузке генераторов и т. п. Устройства работают в соче-
тании с устройствами группового управления выработкой ак-
тивной мощности многоагрегатной электростанции. Устройства
группового управления позволяют рассматривать электростан-
цию, агрегаты которой охвачены таким управлением, как один
объект, на который может воздействовать регулятор-задатчик,
определяющий участие всей электростанции как единого целого
в общей системе регулирования частоты и мощности.
Устройства внутристанцнопного группового управления
должны обеспечивать наиболее экономичное распределение на-
грузки между отдельными агрегатами (в частности, в соответ-
ствии с принципом соблюдения равенства относительных приро-
стов расхода топлива на выработку электроэнергии отдельны-
ми агрегатами группы).
Для обеспечения возможности совместной работы электро-
станций с соответствующим управлением агрегатами задатчики
мощности устройств управления должны либо управляться от
одного общего системного регулятора, обеспечивающего задан-
ный закон регулирования и долевое участие той нли другой
станции в общем процессе регулирования мощности, либо ра-
ботать в соответствии с заданным графиком нагрузки с обяза-
тельной его коррекцией по частоте и перетоку активной мощно-
сти по линиям электропередачи от централизованных устройств.
Устройства системного регулирования воздействуют через
системы управления на генераторы электростанций, обеспечи-
вая требуемое регулирование частоты, активной мощности и пе-
ретоков мощности в энергосистеме и ее частях.
При централизованной системе АРЧМ выработку команд,
воздействующих на задатчики электростанций, привлеченных к
регулированию, производит центральный регулятор системы.
Необходимая вводимая информация и закон регулирования ус-
танавливаются заранее, воздействие на задатчики устройств
группового управления отдельных электростанций осуществля-
ется средствами телемеханики. На практике такая система
централизованного регулирования была вначале осуществлена
в небольших объединениях, работающих изолированно от объ-
единенной энергосистемы, или использовалась как средство цен-
трализованного управления группой электростанций нз диспет-
черского пункта энергосистемы (работу по выполнению подоб-
ной системы регулирования осуществлял Союзтехэнерго —
бывший ОРГРЭС).
В связи с объединением энергосистем устройства группового
управления, установленные на некоторых электростанциях, уда-
14* 211
лось использовать для организации ограничения перетоков по
транзитным линиям электропередачи.
При смешанной системе АРЧМ, выполненной в объединен-
ных энергосистемах СССР, экономичное распределение нагру-
зок между агрегатами достигается путем реализации заранее
запланированного графика, отрабатываемого в каждой энерго-
системе станционными задатчиками группового управления.
Опыт показывает, что внеплановые отклонения от правильно
составленных графиков нагрузки не превосходят 2—3%. Одиа-
ко эти отклонения вызывают изменение запланированных пере-
токов активной мощности по транзитным линиям электропере-
дачи и уровня частоты в энергосистеме. Корректировка указан-
ных параметров возлагается на центральный регулятор,
воздействующий на ограниченное количество электростанций,
привлекаемых к восприятию внеплановых нагрузок. В ряде слу-
чаев покрытие внеплановых нагрузок возлагается иа одну гид-
роэлектростанцию, обладающую необходимым резервом мощ-
ности. Такая электростанция одновременно является частотно-
регулирующей. Действие центрального регулятора обязательно
должно учитывать значения обменной мощности на связях
между энергосистемами и не допускать опасной перегрузки
транзитов.
Закон, по которому регулирующая электростанция произво-
дит регулирование частоты и перетоков, определяется выраже-
нием
I t
Р = Рп +Л1 У ДИ + КЛ + Cl f ДРперЛ + СаД^„ер, (6.1)
О о
где Р — мощность, отрабатываемая регулирующей электростан-
цией (или электростанциями); РПл—плановая мощность элект-
ростанции или электростанций (оптимальная при отсутствии
отклонения нагрузки от прогнозируемой); Af — отклонение ча-
стоты от заранее установленного значения (номинального);
ДЛтер — отклонение перетока от планового значения; К и С —
коэффициенты регулирования, определяющие долевое участие
регулирующих электростанций в регулировании внепланового
изменения нагрузки; выбор коэффициентов производится из
условия обеспечения должного качества регулирования.
В тех случаях, когда для покрытия внеплановых отклонений
привлекается несколько электростанций, воздействие на систе-
мы их группового управления производится от центрального ре-
гулятора, установленного на диспетчерском пункте. Соответст-
вующее долевое участие отдельных электростанций задается
диспетчерским персоналом и отрабатывается центральным регу-
лятором в соответствии с выражением (6.1). Ограничители пе-
ретоков, при помощи которых ограничивается мощность, выра-
212 -
Затываемая регулирующей или регулирующими электростаи-
щями, воздействуют на систему группового управления данной
>лектростанции или непосредственно, или через задатчик доле-
юго участия центрального регулятора (или и тем и другим
способом).
Диспетчер должен иметь возможность изменять уставки:
эталона частоты, который определяет частоту энергосистемы;
устройства, отрабатывающего величину долевого участия той
зли другой электростанции в покрытии внеплановых нагрузок,
и устройств ограничителей мощности перетоков по транзитным
связям. При отсутствии у диспетчера энергосистемы возможно-
стей непосредственного изменения уставок соответствующих ап-
паратов аналогичные по назначению действия должен выпол-
нять оперативный персонал электростанций по указанию ди-
спетчера энергосистемы или самостоятельно с корректировкой
своей работы показаниями измерительных приборов.
Системы АРЧМ. объединенных энергосистем помимо основ-
ных функций регулирования частоты, мощности и перетоков в
энергосистеме в целом должны обеспечивать при разделении
энергосистемы на несинхронно работающие части номинальную
частоту в этих частях, чем облегчаются последующая синхрони-
зация и восстановление нормального режима. Для этого от-
дельные энергосистемы, входящие в состав объединенной, снаб-
жаются устройствами АРЧМ, включаемыми в работу диспет-
черским персоналом при выделении той или другой части
объединенной системы на раздельную работу. Центральные ре-
гуляторы в раздельно работающих частях объединенной энер-
госистемы воздействуют на ограниченное количество электро-
станций своей энергосистемы.
При организации такой системы смешанного регулирования
принципиально возможно от центрального регулятора объеди-
ненной энергосистемы воздействовать па регулирующие элект-
ростанции не непосредственно, а через регуляторы отдельных
частей энергосистемы.
6.2. РЕГУЛЯТОРЫ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ
Первичный регулятор частоты и активной мощности, илн
иначе регулятор частоты вращения, является технологическим
аппаратом, без которого невозможна работа агрегата турби-
на— генератор в условиях эксплуатации с изменяющейся элек-
трической нагрузкой. Если работа агрегата происходит с задан-
ной частотой вращения при определенной электрической нагрузке,
то этой величине соответствует определенный расход энер-
гоносителя, поступающего в турбину. При изменении электри-
ческой нагрузки автономно работающего агрегата и неизменном
расходе энергоносителя, поступающего в турбину, произойдет
изменение частоты вращения; если электрическая нагрузка уве-
213
Рис. 6.2. Характеристики процесса
регулирования частоты вращения
первичным регулятором
Рис. 6.3. Распределение нагрузки
между агрегатами при разном ста-
тизме характеристик зависимости ча-
стоты вращения от нагрузки
личнтся, агрегат начнет затормаживаться; если электрическая
нагрузка' уменьшится, агрегат начнет ускоряться.
Для восстановления первоначальной частоты вращения ав-
томатически должны быть приведены в соответствие поступле-
ние энергоносителя в турбину и электрическая нагрузка генера-
тора. Такое соответствие обеспечивают первичные регуляторы
частоты вращения. Последние в большинстве случаев представ-
ляют собой гидромеханические регуляторы, которые, как любые
регуляторы, могут обеспечивать процесс регулирования по аста-
тическим 1 нли статическим 2 характеристикам (рнс. 6.2).
В некоторых конструкциях вместо механического выявите-
ля изменения частоты вращения нли в дополнение к нему уста-
навливается электрический выявитель, связанный с гидромеха-
нической частью регулятора через специальное электрогндрав-
лнческое устройство.
Прн астатической характеристике регулирования процесс
происходит без остаточного снижения частоты вращения прн
увеличении нагрузки генератора. Характеристика п—<р(Р) в
каждый момент времени определяется прямой, параллельной
оси Р.
Во втором случае (прн статической характеристике) сниже-
ние частоты вращения агрегата с fном (точка а) до fi (точка б)
под действием первичного регулятора частоты вращения вызо-
вет увеличение впуска энергоносителя, нагрузка агрегата увели-
чится с Рном до Р'ном и наступит новый установившийся режим.
Отрезок бв определяет остающуюся нескомпенсированиость ча-
стоты вращения в процессе регулирования, т. е. статическую
ошибку.
Значение коэффициента статнзма $ равно отношению изме-
нения в сторону уменьшения частоты вращения Ап к прираще-
нию отдаваемой мощности ДР:
s=tga=An/AP. {6.2)
214
Статизм характеристик регулирования обеспечивает воз-
можность параллельной работы агрегатов турбина — генератор
на общую нагрузку» Если имеется ряд параллельно работаю-
щих машин, то изменение (например, увеличение) суммарной
мощности нагрузки на ДР воспримется машинами в соответ-
ствии с коэффициентом статизма первичного регулирования.
В большей степени (в процентах к номинальной мощности)
загрузятся агрегаты, у которых статнзм характеристики регу-
лирования меньший (сравните характеристики 1 и 2 на рнс.
6.3). При наличии агрегатов с астатической характеристикой
всю нагрузку возьмут этн машины и загрузятся до значения,
определяемого уставкой ограничителей. Поэтому такой режим
прн параллельной работе нескольких агрегатов не применя-
ется.
Вторичные регуляторы частоты и активной мощности по-
зволяют восстановить частоту до первоначального (номиналь-
ного) значения после действия первичных регуляторов со ста-
тической характеристикой. Устройство автоматического вторич-
ного регулирования частоты воспринимает уменьшение часто-
ты в энергосистеме с /НОм До /1 (см. рис. 6.2) н будет воздей-
ствовать на первичный регулятор до тех пор, пока частота
вращения агрегата, а следовательно, и частота энергосистемы
не достигнут номинального значения. Этот момент соответст-
вует точке в. Характеристика регулятора частоты перемести-
лась параллельно самой себе, заняв положение, определяемое
прямыми 2' (вг на рнс. 6.2) н Р к 2' в2г на рис. 6.3).
Воздействие вторичного регулятора осуществляется через ме-
ханизм управления турбиной. Изменение частоты вращения
агрегата можно поставить в зависимость не только от частоты
системы, но н от других факторов, определяющих работу вто-
ричных регуляторов, например от перетока мощности по лнннн
электропередачи илн суммарной нагрузки станции.
6.3. УСТРОЙСТВА ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Для того чтобы колебания нагрузки энергосистемы воспри-
нимались выделенной для этого электростанцией нли группой
электростанций, а на ннх — выделенными для этой цели агре-
гатами, существует следующий основной способ.
Генераторы электростанции охвачены системой группового
управления с центральным задатчиком мощности, определяю-
щим нагрузку по активной мощности всей электростанции.
Этот задатчик имеет коррекцию по частоте, т. е. заданный ста-
тнзм и ограничение действия прн отклонении частоты свыше
±0,2 Гц от номинального значения. Уставка задатчика может
меняться персоналом нлн центральным регулятором энергоси-
стемы.
215
Общая мощность электростанции, задаваемая задатчиком
мощности, распределяется между агрегатами по выбранному
заранее закону. Например, при однотипных агрегатах — оди-
наково на каждую машину, прн разнотипных — так, чтобы
обеспечивалось одинаковое приращение относительного при-
роста расхода условного тйплива иа 1 кВт, вырабатываемый
дополнительно (более точно — одинаковое приращение трудо-
вых затрат в их стоимостном выражении).
Если к регулированию привлечено несколько электростан-
ций, то на каждую электростанцию передается задание мощ-
ности в соответствии с характеристикой ее относительного при-
роста. По такой системе было вначале осуществлено центра-
лизованное регулирование частоты и активной мощности в не-
большой отдельно работающей энергосистеме. В дальнейшем
централизованное регулирование частоты было распростране-
но на нескольких электростанциях, что позволило рассматри-
вать эту часть объединенной системы как одно целое в отноше-
нии участия в общей системе регулирования.
Принципиальная схема централизованного регулирования
частоты и мощности показана на рис. 6.4.
Центральный регулятор частоты и мощности, устанавливае-
мый на диспетчерском пункте, состоит из:
1) измерительного элемента /, реагирующего на изменение
частоты;
2) функциональных преобразователей 2, отображающих
зависимость нагрузки каждой из электростанций, привлечен-
ных к регулированию, от общего для всей энергосистемы па-
раметра, в функции которого производится распределение на-
грузки отдельных электростанций (например, от стоимости вы-
работки электроэнергии или относительного прироста расхода
условного топлива); функциональные преобразователи пред-
ставляют собой фигурные шаблоны или фигурные реостаты, из-
меняющие ток на входе датчика телеуправления;
3) интегрирующего элемента 3, состоящего из реверсивного
электродвигателя, перемещающего системы преобразователей
при отклонении частоты от нормального значения до тех пор, по-
ка не восстановится нормальная частота (этим достигается
астатическая система регулирования частоты);
4) аппаратуры телеуправления, передающей командные,
сигналы на электростанции в соответствии с сигналами выхода
функциональных преобразователей центрального регулятора,
т. е. в соответствии с требуемой нагрузкой электростанции.
На электростанциях сигнал, полученный с диспетчерского
пункта, воздействует на местный распределитель. Последний
состоит из задатчика группового регулирования н частотного
корректора. Частотный корректор или действует непрерывно,
создавая статизм и ограничение по частоте, или только преры-
216
Рис. 6.4. Структурная схема центра-
лизованного регулирования частоты
и мощности
Рис. 6.5. Зависимость относительного
прироста расхода топлива b от на-
грузки станции Р
вает воздействие от центрального регулятора при заданном от-
клонении частоты от установленного заранее значения. Частот-
ный корректор также уменьшает влияние ложного действия
сигнала от центрального регулятора при повреждении кана-
лов телемеханики или при отделении станции с каким-то райо-
ном.
В выполненных установках были предусмотрены устройст-
ва, позволяющие диспетчеру и дежурному по электростанции
изменять уставку задания нагрузки вручную. Устанавливаются
также приборы, указывающие задание, передаваемое электро-
станциям.
На рис. 6.5 показана кривая изменения относительного
прироста расхода топлива b от мощности станции Р. Соответ-
ствующая зависимость имеет разрывной характер с разрывами
в местах подключения новых групп клапанов. При использова-
нии этой зависимости для распределения нагрузки ее обычно
приближенно заменяют непрерывной кривой, показанной на
том же рисунке.
Прн выполнении группового внутристанционного регулиро-
вания мощности использование метода распределения нагруз-
ки между агрегатами по характеристикам их относительных
приростов топлива рационально, особенно если к регулирова-
нию привлечены агрегаты разных типов н мощностей, что ха-
рактерно для некоторых тепловых электростанций.
Примерные характеристики относительных приростов рас-
хода топлива b на тепловых агрегатах и расхода воды q на
гидроэлектростанциях показаны на рис. 6.6. Под относитель-
ным приростом расхода топлива b понимается увеличение рас-
хода условного топлива, т/ч, при увеличении мощности иа
217
Рис. 6.6. Характеристики относительных приростов:
й —расход топлива электростанций; 1 — среднего данления; 2— высокого давления; б —
расход воды
1 МВт. Под относительным приростом расхода воды q пони-
мается увеличение расхода воды, м3/с, при увеличении мощ-
ности на 1 МВт. Для гидрогенераторов принимают b=hq, где
X — переводной коэффициент, позволяющий вести перерасчет
характеристик.
Из характеристик на рис. 6.6 видно, что прн увеличении
впуска пара в тепловую турбину и воды в гидротурбину рас-
ход топлива (воды) увеличивается.
6.4. ГРУППОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ НА ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Автоматизация процесса выработки электроэнергии на электростанциях
с автономными блоками котел — турбина — генератор (в настоящее время
такие агрегаты составляют большую часть мощности ЕЭС) предусматривает,
во-первых, автоматизацию работы каждого из блоков в зависимости от за-
данной нагрузки агрегата и, во-вторых, экономическое распределение нагруз-
ки, заданной для данной электростанции, между отдельными блоками.
Группа устройств, выполняющих автоматическое регулирование впуска
пара в турбину в зависимости от активной нагрузки генератора, использует
механический или электромеханический регулятор турбины, связанный с за-
датчиком системы группового управления, и регуляторы, чаще всего элект-
ронного типа, изменяющие режим работы механизмов котла таким образом,
чтобы на входе в турбину параметры пара (давление и температура) под-
держивались на уровне, соответствующем нагрузке генератора при их опти-
мальных значениях.
Для оптимизации режимов работы агрегатов на некоторых электростан-
циях используют электронные вычислительные машины.
Регулирование по условию сохранения равенства относительного расхо-
да топлива или при однородном оборудовании отдельных блоков — по усло-
вию обеспечения наибольшего КПД станции в целом позволяет относительно
218
Внеплановое задание
от системы устройств АРЧМ
Внеплановое
задание
персонала
РЗН
АРЧМС
РВЗ
flrtl 1-^-
№5-8 №8-11
Внеплановое
задание
и фактическое
№1Z,
Внеплановое задание
енергодлокам
Корректирующее задание от АСУТП
^5,НП.З
P5.Hti
| Задание
। мощности
I влеку
АрЧМБ
3МБ
Запрет
| ОТЗ
Уставка частоты
Статизм
Уставка
давления
РИТ
\ДМ\
РМБ
Задание
от ПА
j—1—I Частота генератора
J БЧК к*--------------------—
р5.з
Корректировка
по мощности
РМК
Ограничение
мощности
от технологических
защит
и регуляторов
44
Регулятор нагрузки, котла
I
С
Рис. 6.7 Упрощенная структурная схема унифицированного комплекса АРЧМ
блочной ТЭС, привлекаемой к регулированию частоты и мощности энергоси-
стемы
просто обеспечить экономическое распределение нагрузок между отдельными
агрегатами.
Упрощенная схема комплекса АРЧМ, рекомендованная в
качестве типовой для блочной ТЭС, привлекаемой к системе
регулирования частоты и мощности энергосистемы, показана
на рис. 6.7 [24].
219
Здесь обозначены: АРЧМС— общесистемная часть АРЧМ;
АРЧМБ — блочная часть АРЧМ; РЗН — ручной датчик вне-
плановой нагрузки ТЭС; РВЗ— регулятор внепланового зада-
ния; IP, 2Р, ЗР—распределители внепланового задания; С —
сумматор; 3МБ — задатчик мощности энергоблоку; РМБ —
регулятор мощности энергоблока; ОТЗ — ограничитель темпа
задания; ПА — устройства противоаварийной автоматики;
БЧД— блок частотной коррекции; РМД— регулятор мощности
котлоагрегата; РМТ — регулятор мощности турбоагрегата;
РД — регулятор давления пара перед турбиной; ДД, ДМ —
датчики давления пара перед турбиной и мощности генератора
энергоблока; Рб.нп.з — задание внеплановой мощности энерго-
блоку; Рб.нп — фактически отработанное блоком внеплановое
задание; Рб,3 — заданная блоку мощность.
Автоматическое регулирование производится с помощью ло-
кальных регуляторов или устройств цифрового управления. Ра-
бота функциональных групп логического управления может ко-
ординироваться управляющим вычислительным комплексом
(УВК), который задает уставки контурам регулирования и из-
меняет их параметры динамической настройки в соответствии
с заданными алгоритмами.
В 12-й пятилетке намечено оснастить подобными устройст-
вами ряд блочных ТЭС, и прежде всего газомазутных.
6.5. ГРУППОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ
НА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
На тепловых электростанциях остановленные агрегаты не
могут быть немедленно вновь привлечены к регулированию ча-
стоты н активной мощности, так как для пуска котла и турби-
ны из холодного состояния требуется длительное время.
Наиболее мобильными агрегатами, обеспечивающими регу-
лирование частоты и мощности, являются гидрогенераторы.
Для гидроэлектростанций с однотипными машинами относи-
тельно просто выполнить систему группового управления и
обеспечить автоматическое подключение к пей остановленных
агрегатов.
Правила технической эксплуатации требуют предусматри-
вать при снижении частоты в энергосистеме автоматическое
включение остановленных гидрогенераторов (частотный пуск)
н перевод в активный режим гидрогенераторов, работающих
синхронными компенсаторами, при этом уставки такой автома-
тики должны быть в пределах 48,8—49,7 Гц.
На рис. 6.8 показана схема автоматического включения ги-
дрогенераторов при понижении частоты в энергосистеме.
Пуск отдельных агрегатов (или групп генераторов) преду-
сматривается от программного реле времени. Каждый из гене-
220
Рис. 6.8. Автоматическое вклю-
чение гидрогенераторов при
понижении частоты в энергоси-
стеме (обмотка реле K.F на
рисунке не показана)
раторов при помощи ре-
жимных ключей подклю-
чается к шипам той или
иной очереди. Интервалы
времени между смежны-
ми очередями выбирают-
ся для предотвращения
либо только одновремен-
ности включения генера-
торов (несколько секунд),
либо включения после-
дующей очереди в случае
восстановления частоты
после включения машин
предыдущей очереди (1 —
2 мин).
Включение устройств
автоматики пуска произ-
водит реле Л/7, реагирую-
щее на понижение ча-
стоты. Время подачи ко-
манды на включение
группы генераторов пер-
вой очереди определяется
уставкой реле КТ1. Вы-
держка времени реле КГ/
выбирается 0,5 с для
предотвращения действия
устройства при случай-
ных кратковременных за-
мыканиях контактов реле
КТ1
КТ 1.1
Включение и
остан о 6 мнага-
ступенчатого
реле времени
1-я выдержка,
времена
2.-я выдержка
времени
3-я выдержка
времени
Пуск
я выдержка
бремени
понижения частоты, например при толчках напряжения, и пред-
отвращения его работы при синхронных качаниях.
Реле времени КТ1 термически стойко: при действии реле
размыкаются его мгновенные контакты КТ 1.1 и последователь-
но с обмоткой реле включается добавочное сопротивление.
Контактом КТ 1.2 включается промежуточное реле КТп. Оно, в
свою очередь, замыкает цепи многоступенчатого реле времени
КТ2 н контактом КТи-3 подаст оперативный ток на шинку пер-
вой очереди автоматического пуска. Многоступенчатое реле
времени КТ2 определяет интервалы между включениями по-
221
От местного щита От частот- От авто- От устройства
управления наго пуска оператора тв пеуправления
Рис. 6.9. Примерная последовательность операций при автоматическом пуске
гидроагрегата (циклограмма пуска)
следующих групп машин. Интервалы Д/ между командными
импульсами регулируются заранее уставкой программного ре-
ле времени в пределах 10—120 с. Различная очередность под-
ключения той или иной машины достигается при помощи на-
кладок ХВ5—ХВ8, устанавливаемых в соответствии с задан-
ным режимом, и промежуточных реле RL1—KL4. Контакты ре-
222
ле замыкают цепи автоматического пуска соответствующих
машин.
Последовательность включения различных устройств, обес-
печивающих присоединение гидрогенератора на параллельную
работу, показана на рис. 6.9.
Пуск гидроагрегата при аварийном понижении частоты мо-
жет действовать совместно с автооператором, если последний
установлен на гидростанции.
Автооператор обеспечивает своевременное включение или
отключение агрегатов в процессе регулирования частоты, ак-
тивной мощности и перетоков в зависимости от изменения на-
грузки электрической станции (по задаваемому графику на-
грузки) или с учетом наиболее экономичного расхода воды,
определяемого задатчиком нагрузки (в частности, электронно-
вычислительной машиной).
Общие требования к. устройствам-автооператорам следую-
щие:
1) пуск и останов гидрогенераторов производятся в зави-
симости от напора и нагрузки работающих генераторов таким
образом, чтобы была обеспечена наиболее экономичная рабо-
та всей электростанции (с учетом метода равенства относи-
тельных приростов и потерь в линиях электропередачи), а
также обеспечивался необходимый (заданный) вращающийся
резерв мощности;
2) осуществляется автоматический пуск гидрогенераторов,
находящихся в резерве, и перевод гидрогенераторов из режима
синхронного компенсатора в активный режим в случаях сни-
жения частоты в энергетической системе ниже заданного
уровня;
3) производится пуск очередного резервного агрегата при
аварийном отключении одного и более работающих агрегатов
или в том случае, когда гидроагрегат отключается от системы
группового автоматического регулирования и управления не
по причине действия автооператора;
4) при понижении частоты в энергосистеме осуществляется
автоматическое воздействие на устройство группового управле-
ния (на задатчик нагрузки) так, чтобы все агрегаты, управля-
емые от этого задатчика, взяли максимальную активную на-
грузку, даже если опа превышает заданную заранее графиком
нагрузки.
Схемы, поясняющие принцип выполнения группового регу-
лирования мощности агрегатами гидроэлектростанции, приве-
дены на рис. 6.10. Электромагниты управления 1 и 2 электро-
гидравлических корректоров первичных регуляторов частоты
вращения гидротурбин включены таким образом, что при ра-
венстве токов, проходящих по обмоткам электромагнитов, ги-
дравлическая система корректора отключена — окна маслопро-
223
водов перекрыты. Если ток в обмотке 2 больше, чем в обмотке
/, гидравлическая система корректора действует иа побуди-
тельный золотник первичного регулятора частоты вращения в
сторону закрытия направляющего аппарата. Если ток в обмот-
ке 1 больше, чем ток в обмотке 2, действие обратное. Степень
Рис. 6.10. Принципиальная схема группового регулирования частоты вращения
генераторов при использовании электрогидравлических корректоров:
а — питание корректоров переменным и б — постоянным током
224
открытия направляющего аппарата контролируется сельсина-
ми, работающими в трансформаторном режиме, если обмотку
ротора такого сельсина питать переменным током, то при по-
вороте ротора ЭДС на выходе обмотки статора будет изме-
няться.
Применение сельсинов позволяет располагать схему уравни-
вания на центральном пункте управления и использовать со-
единительные кабели небольшого сечения.
В схеме на рис. 6.10,а каждый из сельсинов 4 включается в
схему уравнивания переключателем управления Syn той маши-
ны, которая привлекается к автоматическому групповому уп-
равлению. В нормальном режиме усилия электромагнитов уп-
равления 1 и 2 уравновешены. Если какая-либо из машин из-
менит свою нагрузку, изменится положение в пространстве ро-
тора сельсина и на выходе статора появится дополнительная
ЭДС.
По отношению к вектору напряжения, питающего устройст-
во уравнивания, дополнительная ЭДС будет иметь разный фа-
зовый сдвиг в зависимости от положения направляющего аппа-
рата. Вследствие этого ток в обмотке 2 корректора регулятора
частоты вращения того генератора, который первым воспринял
увеличение нагрузки, будет увеличиваться. Соответственно в
обмотке 1 ток будет уменьшаться. В обмотках 2 корректоров
регуляторов частоты вращения других агрегатов при этом ток
будет уменьшаться, а в обмотках 1 увеличиваться; направляю-
щие аппараты будут постепенно открываться.
В процесс регулирования можно внести зависимость от
внешних факторов (суммарной нагрузки станции, перетока
и т. п.). Для этой цели используется промежуточный транс-
форматор связи TL, вторичная ЭДС которого вводится в схему
уравнивания через дроссели ZL1 и ZL2.
Для электрогидравлических корректоров регуляторов часто-
ты вращения с электромагнитами 1 и 2, выполненными в виде
электромагнитов постоянного тока (рис. 6.10,6), напряжение
на выходе сельсина 3, зависящее от положения направляющего
аппарата, выпрямляется выпрямителями 4 н через установоч-
ный резистор 5 вводится в схему уравнивания. Действие
устройства аналогично описанному ранее. Обмотки управления
1 и 2 электрогидравлического корректора регулятора частоты
вращения каждой машины, участвующей в групповом регули-
ровании, подключаются в схему уравнивания промежуточными
реле KL.
Для того чтобы не перестраивать устройства группового уп-
равления при отключении какой-нибудь машины, предусматри-
вается балластный резистор 6, включаемый промежуточными
реле KL, положение контактов которых отражает рабочее со-
стояние машины.
15—6678
225
Уставка
частоты
Плановое
задание
kP.+Kf&f
Числа агрегатов,
подключенных к ГРАМ
внеплановое
задание
Суммарная фактическая
мощность генераторов ГЭС
Частота сети
Статном
Максимальная
Минимальная
♦
К сумматору С
Установка
пределов
изменения
агрегата
Рис. 6.11. Упрощенная структурная схема унифицированного комплекса АРЧМ
гидроэлектростанции, привлекаемой к регулированию частоты и мощности
энергосистемы
Структурная схема унифицированного группового регулиро-
вания активной мощности гидроэлектростанции, привлекаемой
к АРЧМ энергосистемы, показана иа рис. 6.11 [24].
Комплекс технических средств группового регулирования
ГЭС содержит: ЗМС — задатчик мощности электростанции;
С — сумматор; УД — управляемый делитель; БЧК. — блок ча-
стотной коррекции; ЦР— центральный регулятор; 1РО,
2РО,..., NPO — регуляторы открытия турбин; ДМ— датчики
активной мощности; ДРС — отклонение суммарной мощности
электростанции от заданной; ДРГ — то же, приведенное к одно-
му агрегату; ДРг+KfAf — отклонение мощности генератора с
учетом заданного статизма по частоте; Рг.з— мощность, задан-
ная генератору.
Система АРЧМ должна поддерживать заданную ГЭС сум-
марную мощность: плановую — от задатчика пульта управле-
ния ГЭС и внеплановую, отработанную ЭВМ местных систем-
226
них устройств АРЧМ и устройств противоаварийной автома-
тики. Учитывается изменение мощности ГЭС со статизмом по
частоте *.
6.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ
В ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
При создании объединенных энергосистем работа устройств
АРЧМ рассматривается как элемент автоматизации диспетчер-
ского управления.
Как уже отмечалось ранее, основной технико-экономический
эффект текущего режима работы энергосистемы определяется
правильным прогнозированием и распределением нагрузки,
учетом имеющихся энергетических ресурсов и состоянием обо-
рудования (в частности, необходимостью обеспечения его про-
филактического ремонта), учетом погоды (грозы, ветра, голо-
леда, мороза и т. п. для различных районов), целесообразно-
стью увеличения или уменьшения расхода воды из водохрани-
лищ гидростанций или экономии топлива (т. е. уменьшением
выработки электростанций, работающих на угле, газе, мазуте),
обеспечением выработки заданной мощности электростанция-
ми различного типа (теплофикационными, атомными, высокого
давления с агрегатами, работающими устойчиво только прн не-
изменяемых параметрах нагрузки, и т. д.) в соответствии с их
специфическими условиями.
Указанные обстоятельства учитываются при составлении
графика нагрузки на следующие сутки для ЕЭС в целом, объ-
единенных энергосистем районных энергоуправлений, отдель-
ных электростанций и перетоков активной мощности по основ-
ным транзитным линиям электропередачи. В последние годы
для отработки суточных графиков используются электронно-
вычислительные машины.
При хорошем прогнозировании и выполнении графиков на-
грузки изменения частоты в объединенных энергосистемах не-
значительны и регулирование частоты может быть в ряде слу-
1 В 1983 г. в ВЭИ были разработаны общестанционное устройство проти-
воаварнйной автоматики и аппаратура управления мощностью турбоагрегатов
с автоматическим регулированием частоты и мощности, использующая микро-
ЭВМ (типа В-7). Устройство производит прием и распределение заданий от
централизованных систем противоаварийной автоматики и АРЧМ и решает за-
дачу локальных средств противоаварийного управления с определением управ-
ляющих воздействий в зависимости от контролируемых режимных парамет-
ров. Разработаны установки управления: одна — для ТЭС и АЭС, другая —
для ГЭС и гидроаккумулирующих станций.
Аппаратура управления мощностью турбоагрегата ЭЧСР-М, сигналы ко-
торого вводятся в систему регулирования турбины, является исполнительным
устройством АРЧМ и противоаварийной автоматики [24]. Структура устрой-
ства, повторяя в основной своей части схему рис. 4.19, имеет дополнения для
выполнения указанных выше функций.
.15* . 227
чаев возможно на ограниченное число или одну крупную элек-
тростанцию.
Задача «дооптимизации» сводится в этом случае к коррек-
ции внеплановых отклонений нагрузки от графиков.
Неотъемлемой частью системного регулирования в услови-
ях крупного энергообъедииеиия является периодически вступа-
ющая в работу система ограничения перетоков мощности, по-
скольку внеплановьГс отклонения нагрузки могут приводить, в
первую очередь, к перегрузке межсистемиых и внутрисистемных
связей, В энергообъединениях сложной структуры ограничение
перетоков должно осуществляться централизоваиио с помощью
вычислительного устройства, перераспределяющего заданную
нагрузку электростанциям таким образом, чтобы предотвратить
нарушение устойчивости по транзитным связям. Для этой цели
необходимо централизованное иерархическое воздействие на
энергосистему для обеспечения требуемого распределения на-
Рис. 6.12. Организация /iPVAf в объединенной энергосистеме Сибири:
АР1! — автоматический регулятор частоты; АРП — автоматический регулятор перетока;
1 ОПМ и 2 ОПМ — первый и второй ограничители перетока активной мощности: УР—
устройство разделения внеплановой мощности: ЭВМ — задатчик разделения внеплано-
вой мощности; ЗВП — задатчик внепланового перетока; — фактическая частота;
f3 р-- заданная частота; р — заданная установка регулируемого перетока активной
мощности; Рф — фактический переток активной мощности; Р2 а — заданная уставка огра-
ничиваемого перетока активной мощности; ACT — устройства и аппаратура связи и теле-
механики. Штриховой линией показаны каналы телеизмерения, щтрихпунктиром — кана-
лы телерегулирования
228
грузкн в пей. В настоящее время эта задача в стадии оконча-
тельного решения и в частных случаях практически уже реа-
лизуема.
По предложению Эиергосетьпроекта на систему АРЧМ объ-
единенных энергосистем возлагается задача снятия внеплано-
вых отклонений от заданного режима активной нагрузки, кото-
рые обычно не превосходят 2—3%. Отработка заданных графи-
ков производилась местным персоналом вручную либо, что бо-
лее рационально, с использованием систем группового управ-
ления. Задатчики этих систем отрабатывают заданный график
нагрузки, а система АРЧМ осуществляет коррекцию по часто-
те и перетокам мощности внеплановых отклонений.
На рис. 6,12 показана структурная схема устройств АРЧМ,
осуществленная в объединенной энергосистеме Сибири с охва-
том Назаровской ГРЭС (НГРЭС), Новосибирской ГЭС
(НГЭС), Братской ГЭС (БГЭС), центральных диспетчерских
пунктов Новосибирскэнерго, Красноярскэнерго, Иркутскэнерго
и диспетчерского пункта объединенной энергосистемы Сибири,
осуществленная еще в 1970 г.
Автоматизированы следующие режимы:
1) регулирование частоты по критерию
К ( tydt + SAP^ = 0 (6.3)
ia
при помощи регулятора частоты (АРЧ);
2) регулирование межсистемного перетока активной мощно-
сти по линии электропередачи 500 кВ НГРЭС — Новоанжер-
ская подстанция по критерию
К J +2ДРст=0 (6.4)
f о
при помощи регулятора перетока (АРП);
3) совместное регулирование частоты и межсистемного пе-
ретока по линии электропередачи НГРЭС — Новоанжерская
подстанция при одновременной работе регулятора частоты
(АРЧ) и регулятора перетока (АРП) по критерию
G 1.
К J Д/<» + ККС J P^ft + 2ДРСТ = 0; (6.5)
4) регулирование частоты с заданным распределением вне-
плановой мощности между принимающей и передающей частя-
ми энергосистемы по критерию
f,
я j ди + KKcKt.n&Pr^ + 2ДР„ = 0 (6.6)
229
обеспечивается одновременной работой регуляторов частоты и
перетока.
Ограничение перетоков мощности осуществляется ограничи-
телями 10ПМ и 2011М при превышении фактических перетоков
мощности по контролируемым линиям Рф заданных предельных
значений, соответствующих уставкам ограничителей Р3.0, т. е.
При Рф> PS.Q. ~
При наличии сигнала на выходе, превышающего заданное
значение перетока, ограничитель перетока мощности работает
как регулятор по критерию
ii
K^P^wdt + ^Pa=0, (6.7)
to
осуществляя астатическое регулирование заданного предельно-
го значения перетока мощности по линии электропередачи, т. е.
Рф=Рз,П.
При исчезновении причин, вызвавших перегрузку линий
электропередачи, т. е. при снятии входного сигнала, ограничи-
тели возвращаются в исходное положение, а регулирующие
электростанции автоматически возвращаются к режиму рабо-
ты, определяемому плановым заданием мощности. Сигнал, на-
копленный интеграторами, снимается.
В выражениях (6.3) — (6.7) Д/, ДРпср> ЛРпср(о) — отклоне-
ния фактических значений частоты и перетоков мощности от
заданных для регулирования и ограничения уставок (Д/ =
= /ср |з.р, ДРлер == Риер—Рз.р; ДРпер(0)Рф—"^з.о); ЛД/^ст СуМ’
марная внеплановая мощность регулирующих электростанций;
К — коэффициент усиления; /(с — сетевой коэффициент (кру-
тизна частотной характеристики прилегающей сети энергоси-
стемы, МВт/Гц); /Св.п — коэффициент, определяющий распре-
деление внеплановой мощности между станциями передающей
и принимающей мощность частями объединенной энергосисте-
мы.
Для предотвращения неправильной работы системы регули-
рования в случаях неисправности аппаратуры и при отключе-
нии участков линий электропередачи предусмотрены необходи-
мые защиты и блокировки с подачей предупреждающего сиг-
нала персоналу.
С 1982 г. описанная система регулирования частоты и мощ-
ности ОЭС Сибири, выполненная с использованием аналоговых
устройств, заменена цифровой системой регулирования с ми-
ни-ЭВМ, входит в информационно-вычислительный комплекс
(ОИК) ОДУ Сибири. Цифровая система регулирования потре-
бовала разработки специальной аппаратуры и программного
обеспечения [21].
230
Регулирование выполняется во времени дискретно с циклом
в 1 с. Операция интегрирования выполняется последователь-
ным суммированием, которое на каждом шаге выполняет рас-
чет приращений и накопленных сумм. Внеплановая мощность
распределяется в соответствии с коэффициентами долевого
участия электростанций, привлекаемых к регулированию. Пре-
дусматриваются блокировки регулятора при неисправностях и
сигнализации о них оперативному персоналу. Повышение на-
дежности работы комплекса достигается применением в нем
двух ЭВМ со взаимным резервированием.
При выполнении устройств ЛРЧМ объединенных энергоси-
стем можно указать на некоторые обстоятельства, которые
должны быть приняты во внимание в конкретных случаях.
а) Центральная энергосистема Ц связана с периферийны-
ми энергосистемами П транзитами ограниченной пропускной
способности. Отсосы мощности на промежуточных подстанциях
этих транзитов не накладывают существенных ограничений на
предельно допустимый переток активной мощности (рис.
6.13,а). Условным графическим знаком трансформатора тока
на соответствующих линиях в таких схемах обозначают дат-
чики мощности для передачи этой величины иа высшем
уровне.
Внеплановое изменение нагрузок вызывает отклонение ча-
стоты от заданного (номинального) значения. На такое откло-
нение реагируют первичные регуляторы частоты вращения всех
параллельно работающих генераторов, частотные корректоры
устройств группового управления электростанций, включаемые
в работу за некоторым порогом чувствительности, и централь-
ный регулятор частоты объединенной энергосистемы. Под воз-
действием этих устройств происходит некоторое перераспреде-
ление нагрузок, а под воздействием центрального регулятора
частоты, обладающего наименьшим статизмом, загружаются
генераторы электростанций, выделенные для покрытия внепла-
новых отклонений графика нагрузки, в соответствии с долевым
участием, намеченным заранее.
Увеличение мощности, вырабатываемой периферийными
энергосистемами под воздействием регулятора частоты, может
обусловить опасную перегрузку соответствующих транзитов.
Перегрузка может возникнуть также и в том случае, если в
центральной энергосистеме образовался дефицит мощности из-
за отключения в пей генераторов или одного из питающих
центр периферийных транзитов. Удержание периферийных
транзитов в работе и максимальное использование генерирую-
щих мощностей объединенной энергосистемы могут быть до-
стигнуты при своевременной разгрузке перегружаемых транзи-
тов н недопущении перетока по ним активной мощности свы-
ше предельно допустимого значения.
231
Убавить
Рис. 6.13. Примеры объединения отдельных энергосистем в единую энерго-
систему:
а — по радиальным периферийным связям (ХР — скорректированный предельный пере-
ток мощности по участку, К — коэффициент коррекции); б — с транзитными связями
через промежуточные энергосистемы (по транзиту П\—П<> перетоки активных мощностей
могут быть направлены или от П} к lh, или от П2 к Щ); в — через кольцевые транзит-
ные связи (/ разгрузка перегружаемых внутренних транзитов)
Такое ограничение выполняется ограничителями перетоков,
устанавливаемых па транзитных связях и в необходимых слу-
чаях производящих разгрузку. Прн конфигурации сети по рис.
6.13,а ограничение перетока достигается автоматическим сни-
жением мощности электростанций (илн одной выделенной для
этой цели станции), периферийной энергосистемы, питающей
перегружаемый транзит.
Изменение уставкн задатчика мощности группового регуля-
тора производится ограничителем перетока. Командный сигнал
передается при помощи устройств телемеханики или передачи
информации ближнего действия.
б) Центральная энергосистема Ц связана с периферийными
энергосистемами по рнс. 6.13,6 (периферийные энергосистемы
включены последовательно друг с другом — «цепочечная» схе-
ма) .
232
Ограничение перетоков по транзитам должно быть возложе-
но на ограничители, установленные на транзитах с воздействи-
ем на разгрузку выделенных для этой цели электростанций (в
зависимости от того, какой из транзитов перегружен).
По транзиту П\—П2 возможна передача активной мощно-
сти от энергосистемы к П2 и наоборот.
Снижение перетока активной мощности по транзиту П\ —
П2 при ее прохождении от 1Ц к П2 может быть достигнуто уве-
личением мощности, вырабатываемой энергосистемой П2. Это,
однако, может быть допущено, только если транзит Ц — П2
был недогружен н не перегрузится после того, как электростан-
ции системы П2 поднимут свою нагрузку. Данное условие обес-
печивается вводом запрещающей блокировки от ограничителя
перетока мощности по транзиту П2— Ц.
Отработка рационального варианта снятия опасного пере-
тока с транзита П\ — П2 может быть произведена центральным
устройством регулирования, в которое каналами телемеханики
вводится информация о состоянии загрузки отдельных участ-
ков транзитных связей (например, разгрузки транзита II <2—Ц
можно достичь увеличением нагрузки на электростанциях энер-
госистем /73 и П4).
Выполнение такого интеллектуального, «думающего» авто-
мата в центральном регуляторе усложняет конструкцию, а для
сложных конфигураций требует вычислительной машины, опре-
деляющей необходимую загрузку по минимуму потерь. На пер-
вых этапах организации автоматического ограничения перето-
ков должен быть предусмотрен простейший вариант выполне-
ния ограничений. На последующих этапах этот вариант может
быть оставлен в качестве резервного.
При отсутствии «думающего» автомата в центральном ре-
гуляторе необходимые операции по увеличению загрузки про-
межуточных энергосистем для снижения перетоков между ними
и конечными периферийными энергосистемами выполняются по
указанию центрального диспетчера или местным персоналом
самостоятельно с учетом показаний измерительных приборов.
Для исключения возникновения в этих условиях опасных пере-
грузок на промежуточных транзитных связях должны устанав-
ливаться ограничители, контролирующие отдельно сумму как
поступающей, так и отходящей активной мощности. Ограничи-
тели воздействуют на разгрузку станций промежуточной энер-
госистемы при перегрузке транзитной связи, по которой отда-
ется мощность в центральную систему, или на загрузку стан-
ций, если перегружается транзит, по которому активная мощ-
ность поступает (при недогруженном транзите, по которому
активная мощность отдается).
Система ограничений на описанном принципе была выпол-
нена в объединенной энергосистеме европейской части СССР
233
на транзитах Центр — Волжская ГЭС им. В. И. Ленина — Урал
и Центр — Юг.
После того как выполнены местные системы ограничения
перетоков по межсистемным транзитам, регулирование часто-
ты может быть возложено на центральный регулятор с уверен-
ностью, что ие возникнет опасная перегрузка этих транзитов.
При возникновении внеплановых отклонений в ведении режима
по активной мощности центральный регулятор начнет воздей-
ствовать иа агрегаты регулирующих электростанций (непосред-
ственно или через устройства централизованного управления
отдельных энергосистем, входящих в объединение), а осталь-
ные электростанции смогут продолжать работу по заданному
Графику.
Задачей диспетчерского персонала является такое ведение
режима, при котором обеспечивается вращающийся резерв ак-
тивной мощности иа регулирующей станции и ие заперт выпуск
этой мощности по линиям электропередачи.
в) Объединенная система организована кольцеванием сетей
отдельных периферийных энергосистем. Центральный регуля-
тор АРЧМ устанавливается на диспетчерском пункте объеди-
ненной энергосистемы (рис. 6.13,в). Предусматривается воздей-
ствие от него на регулирующие электростанции в каждой из
энергосистем (непосредственное или через устройства АРЧМ,
установленные па диспетчерских пунктах этих систем). Доле-
вое участие задается центральным диспетчером с учетом теку-
щего режима работы объединения и отдельных электростан-
ций.
Отрабатываемые центральным регулятором задания кор-
ректируются и ограничиваются перетоками активной мощности
по межсистемиым транзитным связям. Учитываются суммарная
подходящая к энергосистеме мощность и суммарная уходящая
активная мощность (ограничение по алгебраической сумме пе-
ретока), а также предельные перетоки активной мощности, до-
пускаемые по отдельным участкам транзитной связи.
Должна также предусматриваться установка ограничителей
перетока активной мощности для разгрузки внутренних тран-
зитов в энергосистеме с воздействием на разгрузку отдельных
электростанций данной энергосистемы. Наибольший эффект да-
ет изменение активной мощности на электростанциях, находя-
щихся в электрической близости к перегружаемым линиям
электропередачи.
Структурная схема цифровой системы АРЧМ, разработан-
ной для ЕЭС СССР, показана на рис. 6.14 [24].
Высшим звеном системы регулирования является централь-
ная координирующая система ЦКС, находящаяся на диспет-
черском пункте ЕЭС СССР. В ЦКС входят две ЭВМ. Одна —
основная, другая — дублирующая. В обе ЭВМ устройства теле-
234
ДП ЦДУ ЕЗС СССР
Твкдкс'арчй
Рис. 6.14. Структура автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС СССР:
ЦКС АРЧМ — центральная координирующая система АРЧМ ЕЭС СССР; ЦС АРЧМ ОЭС — централизованная система АРЧМ уровня
ОЭС; САРЧМ — система АРЧМ электростанции (объекта регулирования)
235
механики вводят информацию одновременно. Все задачи управ-
ления решаются двумя машинами одновременно. Однако вывод
управляющих воздействий производится только с одной ЭВМ.
Этот вывод может переключаться с одной ЭВМ на другую
вручную или по заранее намеченной программе.
В случае повреждения основной ЭВМ переключение про-
граммы на дублирующую ЭВМ выполняется автоматически.
Исправность ЭВМ контролируется сравнением управляющих
воздействий каждой ЭВМ друг с другом и индивидуальным
контролем проверки текущего воздействия вычислительного
процесса на зацикливание.
При повреждении каналов телерегулироваиня и нарушении
параллельной работы частей ЕЭС СССР производится автома-
тический вывод управляющих воздействий, а сигнал остается
иа доаварнйном уровне.
Команды управляющего комплекса центральной координи-
рующей системы АРЧМ с диспетчерского пункта ЕЭС СССР
передаются устройствами телерегулирования ТР и телеуправ-
ления ТУ в системы АРЧМ нижнего уровня иерархии в ОДУ
и на электростанции, предназначенные для снятия внеплановых
отклонений от заранее запланированных режимов по частоте и
мощности. Контроль за этими режимами выполняется аппара-
турой телеизмерения и телесигнализации, которыми создается
обратная связь в работе центральной координирующей системы
ЦДУ ЕЭС СССР.
На электростанции, которые выделены для регулирования
частоты и мощности, воздействуют кроме сигналов от центра-
лизованной системы АРЧМ местные устройства — ограничители
и регуляторы перетоков,. задатчики мощности, устройства про-
тивоаварийной автоматики, ручные корректоры и другие
устройства, которые при необходимости исправляют или огра-
ничивают воздействие от устройств АРЧМ более высокого ие-
рархического уровня.
Для электропередачи, у которой транзит из линий перемен-
ного тока шунтирован транзитом линий постоянного тока, ре-
гулирование перетока по линиям переменного тока можно вы-
полнять воздействием на загрузку линий постоянного тока, та-
кое регулирование перетоков может быть быстродействующим.
Ограничение мощности, передаваемой по транзиту постоян-
ного тока, определяется перегрузочными возможностями эле-
ментов этого транзита. Вставки нз линий постоянного тока
(выпрямленного переменного) рассматриваются иногда в виде
«вставок постоянного тока» для объединения иа параллельную
работу разных частей энергосистемы, работающих с разной ча-
стотой. По такой вставке можно осуществлять реверс перетока
мощности из одной части энергосистемы в другую в размере,
допускаемом нагрузкой вставки.
236
6.7. МАГНИТНЫЕ ДАТЧИКИ МОЩНОСТИ
В устройствах АРЧМ. важным элементом является датчик
активной мощности. Достаточно удовлетворительную эксплуа-
тацию и надежность обеспечивает магнитный датчик мощности
без вращающихся частей. Схема такого датчика мощности по-
казана на рис. 6.15. Благодаря нелинейной характеристике на-
сыщающихся дросселей ZL1 и ZL2, а также подбору резисто-
ров R3, R4 н емкостей С1 и С2 на выходе промежуточных
трансформаторов TL3, TL4 фазочувствительной схемы токи,
проходящие через выпрямители VS1 и PS2, оказываются про-
порциональными квадратам напряжений (Д и U$, т. е. /1 =
= yt/42 и /2 = у^52.
Из рис. 6.15,6 следует
Щ = У('иг + U,cos<ry + (U,sin^ (6.8)
И
U. = и, cos Т)! -1- (y,sin<j>)2. (6.9)
Результирующее воздействие от датчика мощности, посту-
пающее на вход исполнительного блока, определяется резуль-
Рис. 6.15. Магнитный датчик мощности:
« — схема; TJJ—TL4 — промежуточные трансформаторы; ZLi, ZL2 — насыщающиеся дрос-
сели; VS1, VS2 — выпрямительные мосты; R1—R5 — резисторы; С1—С4 — конденсаторы;
б — поясняющая диаграмма: Ul=U2^UAB; US~IA
237
тирующим током
/рез=/2-/1- (6.10)
Так как h~U& Ia~Uz\ Uab~(Ui= U2),
то
Ipa3=kl [(/72+t/3COS(p)24-(t/3Sin ф)2— ([Д— U3 cos ф)2—
— (<7з Sin ф)2],
т. e.
1pes^^kUAbIa cos ф.
Здесь k — коэффициент пропорциональности, изменение кото-
рого достигается переключением ответвлений на промежуточ-
ных трансформаторах TL1, TL2t TL3 и TL4.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
БЫСТРОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ МАШИН И ЧАСТЕЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ
7.1. ТРЕБОВАНИЯ К ЧАСТОТЕ, НАПРЯЖЕНИЮ И ФАЗЕ
СИНХРОННЫХ МАШИН, ПОДКЛЮЧАЕМЫХ К СЕТИ
Для предотвращения или ликвидации аварий большое зна-
чение имеют быстрое включение резервных генераторов и вос-
становление параллельной работы частей энергосистемы, раз-
делившейся на несинхронно работающие части. В связи с этим
были проведены специальные работы, имеющие назначение
изыскать способы, позволяющие в условиях работы энергоси-
стемы в режимах с ненормальными частотой н напряжением
автоматически или вручную быстро включать на параллельную
работу синхронные машины и части энергосистемы,
В нормальных режимах работы электростанции и энерго-
системы включение на параллельную работу синхронных ге-
нераторов и компенсаторов с разгонными электродвигателями
предписывается производить, как правило, способами точной
синхронизации. В особенности это положение относится к тур-
богенераторам с косвенным охлаждением обмоток, работаю-
щим на шины генераторного напряжения, генераторам с непо-
средственным охлаждением обмоток и синхронным машинам с
наборными зубцами на роторе.
Точная синхронизация осуществляется прн соблюдении ус-
ловий:
частота вращения возбужденного генератора регулируется
так, чтобы было достигнуто равенство частот генератора н се-
238
ти (скольжение ротора включаемого генератора должно быть
не более 0,3—0,4%);
возбуждение машины устанавливается таким, чтобы напря-
жения подключаемого генератора и сети были равны;
включение генератора в сеть производится в тот момент,
когда совпадают векторы одноименных фаз напряжения и
сети.
При выполнении указанных условий включение генератора
происходит без толчка тока и кратковременного понижения на-
пряжения, т. е. без появления уравнительных токов и возник-
новения глубоких качаний. Однако включение на параллель-
ную работу генератора методом точной синхронизации требует
значительного времени и внимания со стороны эксплуатацион-
ного персонала. Особенно затруднена работа персонала при
включении частей энергосистемы на параллельную работу в
аварийных условиях (например, при сниженной частоте). Опи-
санный ниже синхронизатор типа АСТ-4, разработанный в Лен-
энерго, существенно облегчает работу персонала при включе-
нии на параллельную работу генераторов или частей энергоси-
стем, так как правильная работа синхронизатора обеспечива-
ется как при нормальном уровне частоты и напряжения, так и
прн понижении частоты до 45 Гц и колебании амплитуд син-
хронизируемых напряжений в пределах ±15% номинального
значения. Большим преимуществом синхронизатора типа АСТ-4
является постоянная готовность к работе.
К способам, позволяющим быстро включать синхронные
машины на параллельную работу вручную или автоматически
не только при нормальной работе энергетической системы, но
и в условиях аварийного режима, относится способ включения
генераторов методом самосинхронизации и способ несинхрони-
зации включения группы возбужденных генераторов.
В аварийных условиях включение генераторов и синхронных
компенсаторов вне зависимости от их типа, конструкции, си-
стем охлаждения, мощности н схем соединений может произ-
водиться способом самосинхронизации. Применение несинхрон-
ного включения требует предварительной оценки его. допусти-
мости и целесообразности.
Что касается включения на параллельную работу синхрон-
ных двигателей, то большое распространение получил так на-
зываемый способ прямого пуска (рнс. 7,1), который заключа-
ется в том, что под напряжение включается обмотка статора
непосредственно. Ротор начинает вращаться под действием
асинхронного момента, и при достижении поденнхронной час-
тоты происходит втягивание двигателя в синхронизм, так как
с увеличением частоты вращения ротора одновременно проис-
ходит увеличение тока в его обмотке и вращающего момента
до входного значения (что имеет место, когда обмотка ротора
239
Рис. 7.1. Включение синхрон-
ных двигателей под напряже-
ние:
а — прямой пуск; бив — реактор-
ный пуск
постоянно приключена к возбуди-
телю) ,или после резкого увеличе-
ния тока в обмотке ротора, осуще-
ствляемого устройствами пусковой
автоматики.
Пуск мощных синхронных дви-
гателей и компенсаторов, как пра-
вило, происходит через пусковые
реакторы, ограничивающие пуско-
вой ток. По мерс увеличения часто-
ты вращения двигателя ток умень-
шается. При достижении двигате-
лем частоты, близкой к подсинхрон-
ной, пусковой автоматикой включа-
ются коммутирующие аппараты,
шунтирующие пусковой реактор
(выключатель на рис. 7.1,6, разъединитель мощности на рис.
7.1,в). Этим увеличивается напряжение на зажимах синхрон-
ного двигателя до номинального значения и соответственно
возрастает пусковой момент, обеспечивая втягивание в синхро-
низм.
В данной главе рассмотрены способы быстрого включения
синхронных генераторов, двигателей и частей энергосистем с
точки зрения вопросов системной автоматики.
7.2. ТОЧНАЯ СИНХРОНИЗАЦИЯ С ПОМОЩЬЮ АВТОСИНХРОНИЗАТОРА
ТИПА АСТ-4
Синхронизатор типа АСТ-4 подает импульс иа включение в
период времени, когда векторы ЭДС снихронизирусмой маши-
ны и напряжения сети сходятся, т. е. когда угол б меняется от
270 до 360°. Момент подачи командного сигнала выбирается
так, чтобы было учтено время включения выключателя, т. е.
чтобы замыкание контактов выключателя произошло при угле
6, близком к 360°. В этом случае избыточный момент иа валу
машины мал и генератор втягивается в синхронизм сразу без
качаний и тем более без перехода в асинхронный режим.
Если время включения выключателя от момента подачи
команды на включение постоянно и равно ^кл, то синхрониза-
тор должен подать командный импульс на /оп = /вкл раньше,
чем угол 6 достигнет 360°, т. е. командный импульс подается с
опережением.
В современных синхронизаторах время опережения посто-
янно, а угол опережения естественно, должен зависеть от ча-
стоты скольжения. В синхронизаторе типа АСТ-4 разброс вре-
мени опережения не превышает 3° в диапазоне разности частот
от /, — 0.25 Гц до fs = 0,04 Гц.
240
KL-2-3 На Включение
------> Выключателя
Д ифферв нитрующий
трансформатор TL
и реле опережения
KZ.cn
Реле контроля
разности частот
' KF
Реле контроля
разности напряже-
ний HV
Реле
промежуточное KL1!
Реле
исполнения KL2
Цепь Включения
Реле скольжения
„ПриВа8ить1( KLU
Реле скольжения
}} УВа.8ить“ KL у
Реле Времени
КТ
К дВигателям
изменения частоты
Вращения
Рис. 7.2. Схема внутренних соединений автоматического синхронизатора АСТ-4
16—6678 241
Рис. 7.3. Диаграмма, поясняющая работу реле опережения:
/ — входное напряжение; 2 — напряжение на вторичной обмотке дифференцирующего
трансформатора
Рис. 7.4. Диаграм-
ма, поясняющая
образование Д£
Основными элементами синхронизатора
АСТ-4 (рис. 7.2) является: дифференцирую-
щий трансформатор, реле опережения, реле
контроля разности частот, реле контроля раз-
ности напряжений и устройство для подгонки
частоты. Дифференцирующий трансформатор
и реле опережения являются элементами, соз-
дающими постоянное время опережения ко-
мандного сигнала по отношению к моменту
оптимума (т. е. моменту, когда 6 = 360°).
Первичная обмотка трансформатора TL с
магнитопроводом, имеющим воздушный зазор,
включена на разность между напряжением
синхронизируемого генератора и сети. Указанное напряжение
при разности частот вращения векторов этих напряжений и
Ла)=тМ) имеет характер биений, приведенный на рис. 7.3. Пред-
варительно напряжение выпрямляется через выпрямитель 1 и
сглаживается конденсатором 15 (рис. 7.2).
В течение каждого периода биений выпрямленное напряже-
ние непрерывно меняет свое значение. Вследствие этого во вто-
ричной обмотке трансформатора индуктируется ЭДС. Вторич-
ное напряжение меняет знак в момент максимума первичного
напряжения, а при совпадении фаз векторов ЭДС генератора
и сети достигает наибольшего амплитудного значения
(рис. 7.3,а).
Если ЭДС генератора Ет равна напряжению сети (7С, то в
соответствии с диаграммой на рис. 7.4 напряжение, приложен-
ное к первичной обмотке дифференцирующего трансформатора,
будет равно
А17 = 2UC sin —= 2t/csin-^ = 2UC sin f , (7.1)
2 2 \ 2 )
242
где (о5 и ft — угловая частота и частота биений при скольже-
нии s.
Ток, проходящий по обмотке А поляризованного реле KLon
(рис. 7.2), пропорционален этому напряжению:
Iipo = (7.2)
Обмотка 5 реле КЛОП подключена к вторичной обмотке
дифференцирующего трансформатора и обтекается током
= (7.3)
dt
В выражениях (7.2) и (7.3) и k% — коэффициенты пропор-
циональности, значения которых изменяют регулировкой со-
противлений резисторов 20, 21—23 и 28.
В соответствии с (7.1)
i1TO = A1-2l/csin f-^-) (7.4)
И
i,po =-kt-2Uc _^cosp^. (7.5)
2 \ 2 /
Поляризованное реле КЛ0П включено таким образом, что
при равенстве токов в обмотках А и Б, когда
ilPO = hpo,
(7.6)
реле отпускает контакты.
Как видно из (7.4) и (7.5), условия (7.6) имеют место,
когда
= —ОЦ/—cos
1 ( 2 / 3 2 \ 2 ;
т. е. если
При малых углах д
/ _ Аз Ci)s
\~Т~IP
___ fea
2 kx 2
следовательно,
(7-7)
(7.8)
(7.9)
16*
243
откуда
t = — - — kz = const (7.10)
ki
вне зависимости от значения скольжения.
Отпускание контактов реле KLon происходит до того, как
угол достиг 360° (т. е. имеет место при отрицательном угле 6).
Из диаграммы на рис. 7.3 видно, что равенство отрезков
G1&1 и G1C1 или соответственно а2Ь2 и а2с2 имеет место тогда,
когда величины £ц/0 и a2t0 равны друг другу, т. е. всегда со-
блюдается строго установленное время опережения оптимума,
повторяющееся каждый период биений независимо от разности
частот и значений синхронизируемых напряжений.
Возможность определения времени опережения ton из усло-
вия улавливания момента равенства между собой токов 1ию =
— kxU§ и i2Po~k2dU6ldt (где U&—напряжение биений) можно по-
казать еще и так (В. Л. Фабрикант). Заменим синусоиду биений
Ue==f(t) около нулевого значения прямой линией (рис. 7.3,6):
[приближенность допущения соответствует допущению (7,8)].
Из треугольника ОАБ имеем /=it/6/fg or, откуда t — —, что
dl^/dt
и определяет схему включения обмоток реле KLon.
Контроль разности частот синхронизируемых напряжений
осуществляется при помощи реле KF, подключенного через вы-
прямитель 2 (рис. 7.2) на напряжение биений. Реле срабаты-
вает, если напряжение на зажимах реле станет равно или
меньше напряжения отпускания. Для каждой уставки напря-
жение отпускания определяется выражением
4,Trl-^csin<A" , (7.11)
где Uc — значения синхронизируемых напряжений; /ад — допу-
стимая, задаваемая при расчете разность частот синхронизи-
руемых напряжений; £оп — время опережения оптимума, равное
собственному времени включения выключателя.
Изменение частоты, при которой реле контроля частоты от-
пускает свой якорь (регулировка частоты отпускания), произ-
водится изменением сопротивлений резисторов 39 и 24—27
(рис. 7.2).
Емкость конденсатора 16 и сопротивление резистора 40,
включенных параллельно обмотке реле Д77, подбираются таким
образом, чтобы уменьшение магнитного потока в магиитопро-
воде реле KF до значения, при котором якорь реле отпадает
под действием пружины, происходило при частоте биений
<0,24-0,3 Гц.
Напряжение отпускания £7ОТп, определяемое по (7.11), вы-
бирается из условия совместной работы реле контроля частоты
244
Рис. 7.5, Пояснение совместной ра-
боты реле опережения и реле кон-
троля частоты:
^оп — время опережения оптимума; т~
момент срабатывания реле контроля ча-
стоты
и реле опережения. Если частота скольжения больше заданной
частоты fSA, то, как видно нз рис, 7,5, первым срабатывает на
отпускание реле опережения с временем опережения оптимума
£оп; реле контроля частоты с уставкой отпускания, выбранной
по (7.11), срабатывает па отпускание вторым (в точке пг\).
Схема включения реле опережения /СЛОп и контроля частоты
КВ (рис. 7.2) выполнена таким образом, что в этом случае
включения выключателя не произойдет. Если частота скольже-
ния меньше заданной величины первым (в точке m2) сра-
батывает па отпускание реле контроля частоты, вторым — реле
опережения. В этом случае выключатель включается.
Контроль совпадения синхронизируемых напряжений осу-
ществляется при помощи реле /СУ (см. рис. 7.2). Напряжение
биений фаз Сс и Сг подается на потенциометр 31. Со средней
точки потенциометра н фазы В, общей для вторичных цепей
измерительных трансформаторов напряжения, установленных
со стороны сети и генератора, напряжение биений через сопро-
тивления резисторов 29, 30 и 32 подводится к обмотке реле по-
стоянного тока КУ, включенного через выпрямитель 3. Парал-
лельно обмотке реле KV включены конденсатор 17 и последо-
вательно резистор 33. Их емкость и сопротивление подбирают-
ся так, чтобы отпускание якоря реле KV происходило при ча-
стоте биений f.s<0,2-$-0,3 Гц, Значение тока отпускания якоря
реле может регулироваться переключателем 44.
На рнс. 7.6 показаны диаграммы, поясняющие работу реле
контроля совпадения значений синхронизируемых напряжений.
Если напряжение Uc по значению и фазе равно напряжению
подключаемого генератора С7Г, то, как видно из рис. 7.6,а, к
обмотке реле KV будет подведено напряжение
Цжг-А'КЗУф, (7.12)
где k— коэффициент пропорциональности; — фазное напря-
жение.
При расхождении векторов Uc и Ue на 180° напряжение,
подведенное к реле KV, равно нулю (рис. 7,6,6).
Реле действует при отпадании якоря, т. е. работа реле про-
исходит при увеличении угла .6 до 180°.
Если значения напряжения не равны друг другу (С7с> С7Г),
то при совпадении векторов синхронизируемых напряжений в
245
Рис. 7.6. Диаграммы, поясняющие работу реле контроля равенства синхрони-
зирующих напряжений:
а-ис=ие, 6=0; 6 — Uc=Ug, 6 = 180°; e-Uc>V£, 6=0; г — 1^>иг, 5 = 180°
соответствии с рис. 7.6,в и г
U,KV = к [ £»-(Уф.с-Уф.г) + ГЗУф.г]
ИЛИ
Ур^ = й-!^-(Уф.(! + Уф.г). (7.13)
Когда угол б достигнет 180°, к обмотке реле КУ будет под-
ведено напряжение
^“А-^^ф.о-Уф.г). (7.14)
Напряжение, подводимое к реле КУ, при угле 6 = 180° опре-
деляется разностью синхронизируемых напряжений:
Д6г=£7ф.с—(7.15)
Реле КУ отпускает якорь каждый период биений в зоне
углов, близких к 180°. Повторное притяжение якоря происхо-
дит прн увеличении Д£7, т. е. когда угол б начинает прибли-
жаться к 360°. Значение угла 6, соответствующее моменту при-
тяжения якоря, зависит от коэффициента возврата реле.
246
Работа реле в схеме на рис. 7.2 происходит следующим об-
разом. Если разность между значениями синхронизируемых
напряжений ие превышает заданное значение, то при расхож-
дении векторов напряжений на угол, близкий к 180°, замыка-
ются контакты реле контроля разности напряжений КУ (за-
мыкается контакт КУ./). В это же время (в течение первой
половины биений) также срабатывает реле опережения ДХ0П и
реле контроля частоты KF.
Контактами KLQT1.2 и KF.2 включается обмотка реле КЫ.
Реле КЫ срабатывает и самоудерживается через контакты
KL1.1 и КЫ.2. Одновременно реле KL1 подготавливает кон-
тактом КЫ.З цепь для срабатывания выходного реле KL2. Ре-
ле KL2 срабатывает после того, как реле KV подтянет якорь и
замкнет контакты KV.2, а контакты KLon.l и KF.1 в это время
будут замкнуты.
Командное реле KL2 должно работать только в случаях,
когда реле контроля частоты K.F отпускает свой контакт рань-
ше, чем это сделает реле опережения KLon (см. рис. 7.5).
Такое действие в схеме на рис. 7.2 достигается тем, что ре-
ле KL/ удерживается во включенном положении только лишь
в случае, если контакт K.F.1 реле контроля частоты по времени
замкнется раньше, чем разомкнется контакт реле опережения
КЬОп.2. Обесточение реле KL1 приводит к разрыву цепи обмотки
KL2 и, следовательно, исключает возможность включения вы-
ключателя.
В схеме предусмотрено шунтирование контакта KL1.3 кон-
тактом KL2.2. Это сделано для обеспечения самоудерживаиия
реле KL2 через контакт KF.1 после срабатывания реле KL2.
Конденсатор 18 и резистор 34 в цепи обмотки реле KL2 пре-
дусмотрены для облегчения работы контактов. Цепь реле KL2
контролируется вспомогательным контактом ВК.1 выключате-
ля, замкнутым, когда выключатель разомкнут.
Устройство для подгонки частот состоит из двух реле
скольжения К^у и KLn и одного реле времени КТ.
Принцип действия устройства заключается в следующем.
Реле KLn через выпрямитель 4 и регулируемое сопротивление
резистора 35 включено па напряжение = 67дг—Ucc
(Олт — напряжение фазы А со стороны генератора; Uc^ — на-
пряжение фазы С со стороны сети).
Реле KLy через выпрямитель 5 н регулируемое сопротивле-
ние резистора 36 включено на напряжение (Удт =(7сг—£Л?с
([Усг — напряжение фазы С со стороны генератора).
Напряжение к обмоткам реле KLn и KLY подводится от из-
мерительных трансформаторов напряжения сети и генератора.
Вторичные цепи фаз В измерительных трансформаторов со-
единены между собой.
247
Рис. 7.7. Напряжение на обмотках реле KLy и KLa (см. рис. 7.2):
а — при совпадении векторов UAc и С7Дг; б — при опережении вектора иАт на 60° по
отношению к вектору UAz~, в — то же при опережении на 180°
При совпадении векторов Uav и UAc по фазе напряжение,
приложенное к обмотке реле KLy, равно нулю (рис. 7.7). Наи-
большее значение напряжения получается при расхождении
векторов Uay и иЛс на 180°. В зависимости от угла 6 напря-
жение ДО' определится кривой 2 на рис. 7.8, уравнение кото-
рой
ди = 2/Мф81пА. (7.1б)
Напряжение, приложенное к обмотке реле ЛХП, будет равно
нулю, если вектор иЛг опережает вектор UAc на 60°.
В зависимости от угла б напряжение А (7 определится сину-
соидой, уравнение которой
М/=2С/„фзт(-? + 60°-). (7.17)
Зависимости напряжений, подводимых к реле и Л£у, от
угла б приведены на рис. 7.8.
Положительное значение угла б принято для случая, когда
частота вращения синхронизируемого генератора больше час-
тоты вращения генераторов энергосистемы.
Уставки срабатывания реле KLy и KLn выбираются одина-
ковыми.
Если частота вращения синхронизируемого генератора
меньше частоты вращения генераторов энергетической систе-
Рис. 7.8. Напряжение на обмот-
ках реле KL„ (кривая 7) и
KLV (кривая 2), включенных по
схеме рис. 7.7, в зависимости от
угла 5 между векторами син-
хронизируемых напряжений
248
мы, за время каждого периода биений первым срабаты-
вает реле XLn. В этом случае контактом KLn.l размыкается
цепь реле KLy, а контактом KLS1.4 по цепи KLn-4—KLy.4 пода-
ется командный импульс Прибавить.
Если частота вращения синхронизируемого генератора
больше частоты вращения генераторов энергетической систе-
мы, за время каждого периода биений первым срабаты-
вает реле KLy, размыкая контакт KLy.l и замыкая контакт
КТу.З. В этом случае реле KLn выводится из действия, а его
контакт KLn.3 остается замкутым. По цепи КТ-.-З—KLy.3 пода-
ется командный импульс механизму изменения частоты вра-
щения Убавить.
Реле времени в схеме на рнс. 7.2 ограничивает длительность
командного импульса некоторым предельным значением. Это
время устанавливается 0,2—0,3 с, чем достигается одинаковая
продолжительность действия практически вне зависимости от
частоты скольжения включаемого генератора по отношению к
генераторам энергосистемы. Ограничение продолжительности
командного импульса достигается тем, что цепь включения
двигателя механизма изменения частоты вращения турбины
заводится через контакты КТ.З.
Обмотка реле КТ включается под напряжение прн замыка-
нии контактов KLy.2 или КЬЦ.2. Одиако в первый момент вклю-
чения обмотка КТ шунтируется емкостью конденсатора 19.
После того как конденсатор зарядится, реле КТ срабатывает.
Время заряда емкости определяет время срабатывания ре-
ле КТ.
При действии реле КТ контактом КТ.1 размыкается цепь
конденсатора 19, а контактом КТ.2 эта емкость включается на
сопротивление резистора 38. Этим обеспечиваются ее разряд и
готовность реле к следующему действию. Реле КТ остается во
включенном положении до тех пор, пока замкнуты контакты
реле КТу.2 или КТп-2, т. е. срабатывание реле КТ происходит
каждый период биений.
Сопротивлением резистора 37 изменяется напряжение на
обмотке реле КТ и емкости конденсатора 19, чем обеспечива-
ется регулировка выдержки времени реле КТ и продолжитель-
ность командного импульса на двигатель изменения частоты
вращения турбины.
7.3. САМОСИНХРОНИЗАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
Включение генераторов на параллельную работу методом самосинхрони-
зации осуществляется следующим образом:
невозбужденная машина разворачивается до частоты вращения, близкой
к синхронной;
при скольжениях s=+(2-*-3)% включается под, напряжение обмотка
статора и затем устройством АГП включается возбуждение.
249
Указанное скольжение при аварийной ситуации может быть несколько
превышено, В практике отмечены случаи, когда методом самосинхронизации
включались на параллельную работу турбогенераторы со скольжением +20%
и гидрогенераторы с демпферными обмотками со скольжением ±15% (сколь-
жение считается положительным, если частота вращения включаемого гене-
ратора меньше частоты вращения генераторов энергетической системы).
Скольжения, при которых производится включение обмотки статора на
напряжение энергетической системы, обычно ставят в зависимость от уско-
рения включаемой машины: чем больше ускорение, тем при большем поло-
жительном значении скольжения можно производить включение. Время пере-
ходных процессов при включении генераторов методом самосинхронизации
обычно не превосходит 1—2 с.
Схема замещения синхронного генератора с ротором, замкнутым па га-
сительное сопротивление, эквивалентна схеме замещения силового трансфор-
матора, первичная обмотка которого включается под напряжение, а вторич-
ная обмотка замкнута на активное сопротивление резистора R (рис. 7.9),
В первый момент времени эквивалентное индуктивное сопротивление ма-
шины имеет наименьшее значение и определяется значением сверхпереход-
пого реактивного сопротивления Ха" (сопротивление ветви намагничивания
-А^ мало). С течением времени свободные токи уменьшаются и уменьша-
ется их размагничивающее действие; значение А схемы замещения уве-
личивается. Эквивалентное индуктивное сопротивление генератора возра-
стает.
После затухания свободного тока в успокоительной обмотке ротора эк-
вивалентное индуктивное сопротивление машины оценивается приблизитель-
но переходным индуктивным сопротивлением по продольной оси Ха'.
Свободный ток обмотки статора, вызванный им апериодический ток в
контурах ротора и свободный ток в демпферной обмотке затухают примерно
через 0,04—0,06 с, так что наибольшее действующее значение
тока статора при включении под напряжение сети IX невозбуж-
денного генератора может определяться выражением
, ис
^вкл.ст “ у / t у ’ • 18)
Л11 +АС
где Ас — сопротивление сети.
Допустимость включения генераторов методом самосинхронизации оцени-
вается величиной /'вкл.ст, рассчитанной по (7.18). Если эта величина не пре-
восходит 3,5-кратного значения номинального тока генератора, то никаких
ограничений в применении метода самосинхронизации для случаев включения
машин при аварийных ситуациях в энергосистеме не устанавливается. Учи-
тывается, что прн КЗ на выводах возбужденного генератора ток, проходя-
щий по обмотке статора
/К = ШАГ, (7.19)
где Аг — расчетное индуктивное сопротивление генератора для данного мо-
мента времени, т, е. /к' всегда больше /'ЕКЛ1(;Т, а конструкция генераторов вы-
полняется таким образом, что они должны выдерживать КЗ на выводах и
во внешней сети.
250
Рис. 7.9. Включение нсвозбужденно- Рис. 7.10. Расчетная схема при само-
го синхронного генератора: синхронизации генератора
а —схема включения; б—-схема замеще-
ния
Включение генераторов методом самосинхронизации всегда сопровожда-
ется понижением напряжения на зажимах статора и в сети, соединяющей
синхронизируемый генератор с энергосистемой.
Напряжение на зажимах синхронизируемого генератора (напряжение на
шипах Um, рис. 7.10) может быть определено выражением
УШ = УС-/ДС. (7.20)
С другой стороны, для каждого момента времени по аналогии с (7.18)
где Хг — расчетное индуктивное сопротивление генератора.
Из (7.20) и (7.21) следует
*с ) (7.22)
\ г “Г“ с /
Если в первый момент времени Л\. = УС, напряжение на шинах понизится
до 50% номинального. По мере втягивания генератора в синхронизм напря-
жение восстанавливается, с одной стороны, из-за возрастания сопротивления
генератора (например, для гидрогенераторов Ла~ЗХ<г) и, с другой сторо-
ны, вследствие работы устройств форсировки и регуляторов возбуждения.
На рис. 7.11 показаны характерные осциллограммы, иллюстрирующие
процесс самосинхронизации •—изменение напряжения па зажимах статора
генератора, тока статора и тока ротора по времени. Включение произведено
при скольжении х= 1%.
Из приведенной осциллограммы видно, что в момент включения напря-
жение резко уменьшилось примерно до 50% номинального. По мере затуха-
ния пускового тока напряжение восстанавливается, достигая номинального
значения через 0,8 с.
Втягивание генератора в синхронизм после подачи возбуждения опре-
деляется результирующим действием следующих моментов:
а) избыточного момейта Л1и.,б, равного разности между моментом Мт,
развиваемым турбиной при данной частоте вращения, и моментом сопротив-
ления Мс, определяемым нагрузкой генератора; избыточный момент обуслов-
251
Рис. 7.11. Осциллограм-
мы напряжения и тока
статора, а также тока
ротора при подключении
невозбужденного син-
хронного генератора спо-
собом самосинхрониза-
ции к шинам, на которых
работает турбогенератор
равной мощности (при
скольжении з=1 %)
ливает ускорение агрегата. Под влиянием регуляторов частоты вращения тур-
бины избыточный момент при частоте вращения, близкой к номинальной,
уменьшается до нуля;
б) синхронного момента Мс, развиваемого генератором в результате взаи-
модействия поля ротора, возникшего под воздействием тока возбуждения, и
поля статора; синхронный момент определяется выражением
Жс = sing, (7 23)
где Еа уст — ЭДС генератора при установившемся значении тока ротора; б —
угол между вектором Ed уст и вектором напряжения шин (7Ш;
в) реактивного момента Л1Р, развиваемого ротором при взаимодействии
вращающегося поля статора с явно выраженными полюсами ротора. Наи-
большее значение реактивного момента определяется предельной нагрузкой,
которую может нести невозбужденный генератор, работая синхронно с энер-
госистемой.
Реактивный момент пропорционален квадрату напряжения па зажимах
обмотки статора и меняется во времени с двойной частотой скольжения:
А1Р = С/ш sin2a' (7-24)
где Xd и Xq—синхронные индуктивные сопротивления генераторов по про-
дольной и поперечной осям.
На процесс втягивания генератора в синхронизм при наличии синхронно-
го момента реактивный момент не оказывает заметного влияния, так как за
период изменения угла 6 от 0 до 180° среднее значение реактивного момента
равно нулю. При отсутствии синхронного момента под действием реактивно-
го момента генератор может втянуться в синхронизм как при совпадении
векторов напряжений генератора и сети, так и при расхождении их на 180°.
Чтобы избежать втягивания генератора в синхронизм при расхождении
векторов напряжений генераторов и сети па 180°, возбуждение при само-
252
Рис. 7,12. Средние асинхронные моменты
различных типов синхронных машин
(Миом — номинальный момент, соответст-
вующий номинальной мощности генера-
тора) :
/ — для турбогенераторов; 2 — для гидрогенера-
торов с демпферными обмотками; 3 — для гидро-
генераторов без демпферных обмоток; 4 - для
гидрогенераторов без демпферных обмоток при
/?гас = 5/?р0г (Ярот — активное сопротивление об-
мотки ротора; /?гас — гасительное сопротивление)
синхронизации подастся до того, как генератор втянулся в синхронизм, т. е.
при некотором положительном скольжении;
г) среднего асинхронного момента Л1ср.ас> развиваемого генератором при
скольжении ротора. Так же как и момент асинхронного двигателя, средний
асинхронный момент генератора создается взаимодействием вращающегося
магнитного потока статора и токов, наведенных в замкнутых контурах ро-
тора (в обмотке возбуждения, успокоительной обмотке и в стали ротора).
Средний асинхронный момент генератора пропорционален квадрату на-
пряжения на зажимах обмотки статора и зависит от скольжения; при сколь-
жении, равном нулю, асинхронный момент также равен нулю; при увеличе-
нии скольжения момент увеличивается, достигая максимального значения при
s = sK (рис. 7.12).
Для гидрогенераторов с демпферными обмотками характеристика асин-
хронного момента имеет несколько отличный характер по сравнению с гид-
рогенератором без успокоительной обмотки — максимальное значение асин-
хронного момента сдвигается в сторону больших значений скольжения.
Действие асинхронного момента всегда направлено в сторону втягивания
генератора в синхронизм.
Процесс втягивания генератора в синхронизм происходит следующим об-
разом. При вращении генератора с частотой, меньшей синхронной, после
включения обмотки статора под напряжение сети возникает асинхронный
момент, который подтягивает генератор до малых значений скольжений1.
Когда скольжение станет небольшим, включается возбуждение генератора и
возникает синхронный момент, который обеспечивает втягивание генератора
в синхронизм после нескольких качаний. Влияние реактивного момента при
этом сказывается незначительно.
На процесс синхронизации существенное влияние оказывает настройка
регулятора частоты вращения. У гидрогенераторов без демпферных обмоток
r С остановленного состояния при закрытом направляющем аппарате под
влиянием асинхронного момента к подсинхронной скорости могут быть под-
тянуты гидрогенераторы, имеющие демпферные обмотки. Время разворота
гидрогенератора составляет 8—12 с.
253
наиболее благоприятные условия для самосинхронизации получаются при
постоянно открытом направляющем аппарате. При этом скольжение в мо-
мент включения в сеть должно иметь положительное значение, а избыточный
момент при подсинхронной частоте вращения ротора должен быть не больше
чем (0,15н-0,2) Л1иом.
Наличие устройств форсировки возбуждения и автоматического регули-
рования возбуждения уменьшает время восстановления напряжения в про-
цессе самосинхронизации. Однако если включение обмотки статора генера-
тора в сеть производится при больших скольжениях и возбуждение подается
немедленно после замыкания вспомогательных контактов выключателя гене-
ратора, наличие устройства форсировки возбуждения может увеличить раз-
мер качаний,
В силу указанных причин обычно устройства регулирования возбужде-
ния и форсировки возбуждения вводят в начале процесса самосинхронизации,
а подачу возбуждения осуществляют при относительно небольших скольже-
ниях до ±5%. Если включение генераторов методом самосинхронизации обес-
печивается с подачей возбуждения только при скольжениях мепее ± (2-5-3) %,
устройства регулирования возбуждения и форсировки возбуждения могут
быть постоянно подключены к цепям возбуждения генератора.
7.4, УСТРОЙСТВА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
ГЕНЕРАТОРОВ МЕТОДОМ САМОСИНХРОНИЗАЦИИ
Устройства автоматического включения генераторов методом самосинхро-
низации применяются для гидрогенераторов, ветроагрегатов, агрегатов с
приводом от двигателей внутреннего сгорания как элемент автоматического
пуска. Для турбогенераторов пуск из холодного состояния и включение аг-
регата требует значительного времени на прогрев турбины. Однако па теп-
ловых электростанциях устройства для автоматического включения генера-
тора методом самосинхронизации могут быть использованы или для ускоре-
ния включения разогретой машины, или в сочетании с устройствами АПВ
генераторов после отключения КЗ на шинах и при работе устройств АПВ
шип.
В последнем случае при КЗ на шинах отключаются генераторы и линии.
Устройством АПВ шин включаются со стороны системы. Если включение ус-
пешно и напряжение па шинах восстановилось, сборка нормальной схемы
электростанции произойдет после включения отключившихся генераторов.
Устройством автоматической самосинхронизации можно осуществить требуе-
мое включение генераторов. Производится их поочередное включение после
того, как частота вращения снизилась до допустимого значения по условию
самосинхронизации.
Следует отмстить, что обратное включение генераторов можно произве-
сти и методом точной синхронизации, использовав для этой цели автосип-
хронизатор АСТ-4, рассмотренный в предыдущем параграфе.
Ниже рассматривается типовая схема устройства для автоматического
включения генераторов методом самосинхронизации. Схема составлена при-
менительно к гидрогенераторам, пускаемым по средней пусковой характе-
254
ристике, но может быть использована и для
гидрогенераторов, пускаемых по снижен-
ной характеристике.
Под пусковой характеристикой гидро-
генератора понимается зависимость измене-
ния частоты вращения от времени с момен-
та подачи команды. Эта характеристика
определяется типом турбипы, положением
механизма измерения частоты вращения
турбипы, начальным открытием направляю-
щего аппарата и характеристикой устрой-
ства регулятора частоты вращения.
На рис. 7.13 показаны примерные пу-
Рис. 7.13. Пусковые характери-
стики гидроагрегата
сксвые характеристики гидроагрегатов для различных положений механизма
регулирования частоты вращения турбины при одном и том же начальном по-
ложении направляющего аппарата. Кривая 1 соответствует среднему положе-
нию механизма регулирования частоты вращения, кривая 2 —сниженному и
кривая 3 — повышенному. Подачу возбуждения лучше всего производить при
пониженных частотах вращения в зоне подхода к синхронной частоте. В этом
случае агрегат, увеличивая свою частоту вращения, под влиянием асинхронно-
го и синхронного моментов быстро втягивается в синхронизм.
Пуск гидрогенераторов чаще всего производят по средней или снижен-
ной характеристике. Пуск по средней пусковой характеристике целесообра-
зен, если ускорение агрегата не превосходит значения, при котором он вхо-
дит в синхронизм после подачи возбуждения без длительных качаний; в про-
тивном случае пуск производят по сниженной пусковой характеристике с
последующим воздействием на механизм изменения частоты вращения с
целью убыстрить загрузку агрегата.
Пусковое положение механизма ограничителя открытия при пуске по
средней характеристике подбирается опытным путем, а при пуске по сни-
женной характеристике устанавливается в нормальном пусковом положении.
Механизм регулирования частоты вращения в первом случае устанавлива-
ется так, что разгон машины допускается примерно до 101% номинальной
частоты вращения на холостом ходу при минимально возможном напоре,
во втором случае до 80—90%.
В качестве индикатора скольжения используются реле разности частот
или реле частоты вращения. В схеме устройства для автоматического вклю-
чения генераторов методом самосинхронизации (рис. 7.14) применено реле
разности частот типа ИРЧ-01. Также возможно применение полупроводнико-
вых реле разности частот (например, реле типа РГР-11 [20]).
Для автоматического пуска агрегата режимным ключом SB1 устройство
автоматической самосинхронизации должно быть введено в работу и замк-
нуты контакты ключа управления SA1 или контакты пускового реле.
Автоматический пуск произойдет, если реле останова КЛОСт обесточено и
его контакт ЛА0С[./ замкнут; тормозная система агрегата в исправности и
контакт датчика давления KSP.1 замкнут; возбуждение с машины снято;
255
устройство АГП отключено и контакт АГП.1 замкнут; отключен главный вы-
ключатель, его вспомогательный контакт В К.1 замкнут.
После подачи пусковой команды включается реле КЬпуск. Контактом
KLIiycK.l реле самоудерживастся, поскольку пусковой импульс может быть
кратковременным. Контактами KLnycK.2 и КАпуск.З включаются обмотки реле
разности частот KF. Одновременно контактом КГпу^л.4 включается устройст-
во пуска турбины но цепи технологической автоматики.
Когда машина достигает подсинхронной частоты и скольжение станет
равным установке реле разности частот, оно замкнет свои контакты. Так как
замыкание контактов может происходить импульсно (у реле KF), предусмот-
рено реле подхвата импульса КТ1. Контактом КТ1.1 реле самоудерживастся,
контактом КТ 1.2 размыкается цепь одной из обмоток реле разности частот,
подключенной к трансформаторам напряжения генератора; контактом КТ 1.3
включается выключатель. Реле КТ1 имеет задержку на возврат при обесто-
чении обмотки.
От пусковых реле
V
^пуск^
Кб пуск
ТНп
KF.1 IS
к'ь пускh
________к устройств
S42.3 вам пуска
турдины
Л7.8ых- 2
Кбост,2 КТ2.1
КУГ1
Электраддига гель
регулятора час-
то гы вращения
Qf.1 KL
Пуск
Подхват
пускового
импульса
Подхват
импульса
реле разности
частот и
пуск реле
останова
включение
электродвига-
теля механиз-
ма частоты
вращения
ВК.Б
л 4 Электродвигатель
огр °ПрР' ^откр ограни кителя
----------- ---------(м)----'
Включение
злектаодвига-
тёля
механизма
ограничителя
Включение
программного
реле времени
с в
! ?
KL 0
о 0
И
2
Рис. 7.L4. Схема автоматической самосинхронизации гидрогенератора
256
После включения выключателя замкнутся вспомогательные контакты
ВК2 и ВК.4, разомкнутся контакты ВКЛ, ВК.З и ВК5- Контактом ВК.1
разомкнется цепь обмотки реле KLnyCK, и последнее вернется в исходное по-
ложение.
Контакт ВК.2 включает устройство АГП. Контакт ВК.4 подготавливает
цепь катушки отключения, а контакт ВК5 размыкает отключающую цепь
устройства АГП. После того как реле К£пуСк обесточится, все устройство
вернется в исходное положение. Реле КГ1 разблокируется, после чего спустя
0,2—0,3 с разомкнется и подготовится цепь включения обмотки I реле раз-
ности частот КГ.
Вспомогательным контактом ГЗК6 после включения выключателя вклю-
чится электродвигатель регулировки ограничителя открытия. Механизм ог-
17—6678
257
раничителя открытия перемещается до тех пор, пока не сработает концевой
выключатель фогр.откр./, установленный в соответствии с нагрузкой, заданной
по условию автоматического набора нагрузки регуляторами мощности.
В случае неисправности агрегата срабатывает реле останова KL0CT. Это реле
срабатывает так?ке при отключении генератора вручную ключом управления
SA2 (при замыкании контакта 5А2.5) или при действии контакта X.LS^.2
выходного реле защиты.
Реле К£ост самоудерживается контактом K,LOC1.2 до завершения процес-
са останова, контролируемого действием реле времени RT2.
Контактом размыкается цепь пуска. Контактом KLoct-3 подготав-
ливается цепь отключения главного выключателя; эта цепь контролируется
контактом направляющего аппарата Кн.а так, что отключающий импульс бу-
дет подан после того, как направляющий аппарат под воздействием механиз-
ма регулирования частоты вращения займет положение, соответствующее хо-
лостому ходу.
Контакт K.Lnci.4 размыкает цепь «Прибавить» электродвигателя регуля-
тора частоты вращения. Контакт X,LIJCT.5 замыкает цепь «Убавить». Регулятор
частоты вращения начинает закрывать направляющий аппарат до тех пор,
пока не подействует концевой выключатель механизма регулирования часто-
ты вращения Q/.2.
Размыкание контакта Qf.2 происходит при достижении направляющим
аппаратом положения холостого хода. Замыканием контактов Кн.а подается
импульс на отключение выключателя. (При отключении выключателя вруч-
ную путем замыкания контакта SA2.2 или при отключении от защиты кон-
тактом KLnux-/ отключающую цепь выключателя генератора замыкают не-
медленно, пока направляющий аппарат не достиг положения холостого
хода).
После отключения выключателя вспомогательный контакт В К-6 размы-
кает цепь «Открытие» электродвигателя Ограничителя открытия и контактом
ВК..7 замыкает цепь «Закрытие».
Когда направляющий аппарат турбины достигает пускового положения,
контактом конечного выключателя Qorp.oTKt>.2 размыкается цепь двигателя
ограничителя открытия. При этом контакт Qf.l замыкается, благодаря чему
механизм регулирования частоты вращения после возврата реле К£ост и за-
мыкания контакта KL0GT.4 отводится до положения, при котором генератор
может достичь номинальной частоты вращения.
Концевой выключатель Qf.l настраивается так, что он размыкает цепь
электродвигателя механизма изменения частоты вращения, когда частота
вращения станет немного больше нормальной. Реле К£ост возвращается в
исходное положение после окончания процесса останова агрегата, что конт-
ролируется уставкой программного реле времени КТ2. Это реле включается
после того, как отключается выключатель (замкнется контакт ВКЛ) и уст-
ройство АГП (замкнется контакт АГП.2).
Контакты реле частоты вращения КЛ/./ вводятся в схему, если пуск
производится ио сниженной характеристике (обмотка реле KL; на рис. 7.14
не показана). В этом случае снимается накладка ХВ. Реле частоты враще-
ния регулируется на уставку 85—95% номинальной частоты, а концевой вы-
258
ключатель Qf.l регулируется так, что он замыкается в положении, соответ-
ствующем 80—85% номинальной частоты вращения.
На рис. 7.14 штриховыми линиями показаны цепи для включения уст-
ройств АРВ после замыкания контактов ВК..9 и АГП.З (т. е. после того как
включаются выключатель и автомат гашения поля). Для управления устрой-
ством АГП вручную предусмотрен ключ управления SA4.
7.5. СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ
В схемах для автоматического включения генераторов мето-
дом самосинхронизации контроль разности частот между вклю-
чаемым невозбуждеиным генератором и энергосистемой чаще
всего осуществляется при помощи реле разности частот. При
включении генераторов методом самосинхронизации вручную
могут быть использованы двойные частотомеры, присоединяе-
мые к измеряемому напряжению через стабилизаторы напря-
жения.
Реле разности частот во многих случаях можно подключать
к трансформаторам напряжения без стабилизаторов, так как
остаточное напряжение со стороны невозбужденного генерато-
ра оказывается достаточным для надежного действия реле, и
реле разности частот срабатывает, если со стороны сети напря-
жение номинальное.
Схема реле ИРЧ-01 показана на рис. 7.15. Катушки / через
зажимы 5, 6 подключаются к трансформатору напряжения ге-
нератора. Рабочий ток, протекающий по катушкам, составляет
(55± 15) мА, суммарное сопротивление обмоток 0,15 Ом. Изме-
нение тока в цепн катушек I производится реостатом с диапа-
зоном регулировки 0—160 Ом. Реостат рассчитан на прохож-
дение тока 220 мА в течение 15 мин. Если остаточное напря-
жение генератора не обеспечивает падежное действие реле
разности частот, катушки I подключаются через стабилизатор
напряжения.
Катушки II через зажимы 7, 8 включаются к трансформа-
торам напряжения со стороны сети. Номинальное напряжение
100 В. Потребляемая мощность при номинальном напряжении
35 В-А. При изменении напряжения на катушках II и тока в
катушках I уставка срабатывания са-
мопроизвольно меняется в пределах
1,8—0,35 Гц, что является недостатком
конструкции и приводит к необходи-
мости ее изменения. В настоящее вре-
мя ЧЭАЗ осуществил выпуск реле
разности частот типа РГР-11 [20] на
полупроводниковых элементах.
Упрощенная схема реле РГР-11
показана на рис. 7.16. В реле име-
Рис. 7.15. Схема соединения
обмоток реле ИРЧ-01
17*
259
Рис. 7.16. Упрощенная схема полупроводникового реле РГР-11
260
ются два независимых друг от друга блока для преобра-
зования напряжений — базисного U& и синхронизируемого U?.
Выходной ток каждого из этих блоков пропорционален длитель-
ности периода измеряемого напряжения и обратно пропорцио-
нален частоте. Сравнение выходных сигналов производит диф-
ференциальный усилитель. При равенстве частот напряжений
выходной сигнал усилителя равен нулю, а при возникновении
разности частот появляется напряжение на выходе. Его поляр-
ность определяется знаком разности частот —fc. Срабатыва-
ние устройства происходит при заданном знаке полярности
и достижении этой разности заданного значения (уставкн).
Каждый блок измерения частоты содержит формирователь
импульсов Л7 (А2), инвертор Р7.7 (D1.2), конденсаторы памя-
ти С5, С6 (С7, С8), резисторы R2, R3 (R6, R7), разрядные
ключи SB1, SB2 (SB3, SB4), дифференцирующие цепочки С/,
Rl, С2, R4 (СЗ, R5, С4, R8), создающие импульс на кратковре-
менное открывание ключей в моменты поступления фронта сиг-
нала от 0 к 1.
Работа реле РГР-11 уясняется из его описания, заимствован-
ного из [20].
Входное синусоидальное напряжение (Л, блока измерения ча-
стоты /г, входным формирователем А1 и инвертором D1.1 пре-
образуется в положительные импульсы длительностью в поло-
вину периода и сдвинутые между собой па половину периода
(рис, 7.17). Прн появлении на выходе инвертора D1.1 положи-
тельного потенциала зарядный ток емкости конденсатора С1
кратковременно открывает ключ SB1, который мгновенно раз-
ряжает емкость С5, а после запирания ключа SB1 начинается
заряд С5 через сопротивление резистора R2 н открытый диод
VD3 (см. рис. 7.16). При этом диод VD1 закрыт в течение всего
полупернода, так как за это время напряжение на С5 не дости-
гает необходимого для открытия VD1 уровня и соответствует
примерно 0,1 номинального, т. е. примерно 1,5 В.
Во втором полупериоде на выходе D1.1 сигнал 0, диод VD1
открывается, a VD3 закрывается и заряд емкости С5 прекра-
щается. При этом на выходе А1 появляется положительный
потенциал и аналогично происходит заряд емкости конденса-
тора С6 в течение второго полупериода. Через диоды VD5,
VD6 на делитель R9, R10 поступает напряжение с того конден-
сатора, на котором оно больше. Резисторы R9, R10 должны
обеспечивать незначительный разряд емкости С5 или С6 за
время полупериода частоты fa. Следовательно, при неизмен-
ной частоте [б напряжение U/6 практически неизменно в тече-
ние всех полупериодов и равно
и,б = с/ст-1/д = с/„(1-г-ЙГ«)-с/д, (7,25)
261
Рис. 7.17. Временная диаграмма, поясняющая работу реле РГР-11
где Ucq = Uc$~ Усе при С5=Се = C? = CS — C, У2 —y:j—-7?6=
= А?7 = А?; т—(А?Ч-/?Д) С; /?д — прямое сопротивление диодов
зарядной цепи.
Аналогично работает и блок преобразования частоты fC} на-
пряжение на выходе которого
Ufc = Uc'-U^U„(l - < 'Я _ 1/д> (7.26)
где Ucc~ Uc7~ UС8‘
Учитывая, что функцию ех можно разложить в ряд Макло-
рена
е“’=1+^+4г+Чг1+ --+4г1’ <7-27>
а при х^0,1 с точностью до 1% можно ограничиться первыми
двумя членами ряда (7,27), выражения (7.25) и (7,26) можно
записать как
и (7'28>
262
При выборе коэффициентов усиления усилителей АЗ, А5
равными единице:
kA3 fl + -^15-\ __?!»—= 1;
\ #13 / #э “Ь #10
&.45~^ 18/^17 = 1>
напряжения па выходах усилителей АЗ—А5 будут
UA3=Ui6kA3=^Uf6; (7.29)
^Л5 = -С7АЗ = —Цб; (7.30)
IJa, = U, + (7-31)
#11“Г #12 \ #15 / #15
При выборе коэффициентов усиления усилителя А4 по обоим
входам равными
/гЛ4 - (1 + - *1°.
#11 + #12 \ #15 / #15
с учетом выражений (7.28), (7.29) и (7.31) выражение для UA4
запишется как
Ул4=^^(-ф-4)' (7'32)
При разности частот, равной уставке срабатывания АД с де-
лителей напряжения R19 и R22 на входы компараторов А6, А7
поступает напряжение, которое должно во входных сопротив-
лениях создавать токи, равные по значению токам, создавае-
мым на входах А6, А7 напряжением 'UAi, но противоположно
направленные, так как потенциал в суммирующей точке на
входе компараторов А6, А7 па грани срабатывания AfyCT равен
нулю, где
AfycT=f6-fc. (7.33)
Следовательно, условие срабатывания реле можно записать
с учетом (7.25), (7.29), (7.30), приняв, что падение напряжения
на диоде Ua, входящее в UA3, UA$ можно учесть соответствую-
щей подстройкой делителей R19 и R22, так как (7Д меньше ОС6-
Условие срабатывания компаратора А6 прн fc больше
1н2о =—7д2[, (7-34)
где
r __TJ kRW ____ „ D &Л4 _ ( 1 __ 1 \
/R20- Сб ₽зо 2т/(.” R^~ R^ R^2z ( fc ff.b
C учетом условия (7.33) после преобразования равенства
(7.34) получим
Д/уетЛб =-(7.35)
%4 4
263
Аналогично условие срабатывания компаратора А7, учиты-
вая, что на его входах включены резисторы, аналогичные ком-
паратору А6, при можем записать как
где 5=ЙД19//?2О^^Н22/^23; &R19, foua — коэффициенты, учиты-
вающие долю напряжения 'UCq, снимаемого с соответствующе-
го делителя, с учетом влияния диодов.
В действительности имеется небольшая зависимость AfycT
от f$, так как в выражениях для АЗ, А5 полностью пренебречь
падением напряжения на диоде t/д нельзя.
В принятой схеме задания уставок разности частот в реле
РГР-11, уставка срабатывания реле мало зависит от частоты
базисного напряжения и в основном определяется только
частотой синхронизируемого генератора. При срабатывании лю-
бого из компараторов А6 или А7 через время задержки элемен-
та DT сигнал поступает на выходной усилитель, выполненный
па транзисторе VT, и промежуточное реле KL1, которое сраба-
тывает. Реле имеет два замыкающих контакта.
Питание реле осуществляется от встроенного блока питания
UG, где напряжения + 15 В стабилизированы.
Так как измерение частот fe и /с происходит каждый полу-
период, реле правильно работает при сравнительно больших
ск;оростя)х изменения частоты fc.
Реле РГР-11 имеет исполнение иа 50 и 60 Гц. Диапазон из-
менения синхронизируемого напряжения, в котором обеспечи-
вается срабатывание реле при номинальном базисном напря-
жении, (0,02+0,15) t/UOM. Длительная термическая стойкость
по обоим входам обеспечивается при 110% номинального на-
пряжения.
Вместо реле разности частот в схемах автоматической само-
синхронизации может применяться реле частоты вращения.
Иногда такое реле устанавливается дополнительно (например,
при пуске по сниженной характеристике),
В качестве реле частоты вращения проще всего использо-
вать реле напряжения, питаемое от вспомогательного синхрон-
ного генератора, находящегося на одном валу с ротором основ-
ного генератора. Такой генератор называется тахометрическим.
Он может питать и обмотки реле разности частот. Вспомога-
тельный тахометрический генератор . переменного тока имеет
ротор с постоянными магнитами; ЭДС этого генератора прямо
пропорциональна частоте вращения ротора, и по изменению
ЭДС можно судить о частоте вращения агрегата.
В процессе эксплуатации надо следить за тем, чтобы не про-
изошло размагничивания постоянных магнитов, и в случае на-
264
Цепь
возбуждения
Цель о 8м ат хи
возбуждения
Рис. 7.18. Вариант схемы вклю-
чения реле скольжения:
/ — трансформатор тока; 2 — вы-
прямитель; 3 — обмотка реле; 4—
конденсатор
Цепь
возбуждения
Рис. 7.19. Варианты схемы включения реле
скольжения;
а — реле с замедлением на возврат (подключено
к части гасительного резистора); б—реле под-
ключено к добавочному дросселю
Гасительный
резистор
добности корректировать уставку реле или производить под-
магничивание магнитов.
Контроль частоты вращения можно производить также при
помощи центробежных реле или реле, питаемых тахометриче-
ским генератором постоянного тока. В качестве такого генера-
тора иногда используется возбудитель главного генератора.
Контроль скольжения производится при помощи реле, реаги-
рующего иа переменную составляющую тока ротора.
По мере приближения частоты вращения к синхронной пе-
риод пульсации переменного тока в цепи ротора увеличивается.
Поэтому если в цепь обмотки возбуждения включить промежу-
точный трансформатор, а вторичную его обмотку присоединить
к реле, имеющему замедленный возврат, то, изменяя уставку и
время возврата, можно обеспечить срабатывание при требуе-
мом скольжении.
Другая возможность выполнения реле скольжения на ис-
пользовании переменной составляющей тока цепи ротора пока-
зана на рис. 7,18. К реле подводится выпрямленный ток. Дейст-
вующее значение этого тока тем больше, чем больше скольже-
ние. Когда частота вращения приблизится к синхронной, ток
уменьшится и реле сработает.
На рис. 7.19 показаны варианты схем контроля скольжения,
применяемые в устройствах пуска синхронных двигателей и
компенсаторов. Реле с замедленным возвратом (рис. 7,19,а)
обтекается пульсирующим током, полученным однополупериод-
иым выпрямлением переменного тока. Для замедления скоро-
сти спадания магнитного потока па магнитопроводе реле ста-
вится медная гильза, что характерно для кодового реле, или
через емкость дополнительно подпитывается обмотка. В этих
случаях магнитный поток в магнитной системе реле исчезает
ие сразу и возврат реле в конечном счете зависит от значения
скольжения.
265
Реле в схеме на рис. 7.19,6 включено параллельно дросселю,
установленному последовательно с гасительным резистором
обмотки возбуждения.
Напряжение на зажимах дросселя тем больше, чем больше
частота переменного тока, проходящего в цепи обмотки возбуж-
дения (индуктивное сопротивление дросселя прямо пропорцио-
нально частоте). При значении скольжения, соответствующем
выбранной уставке напряжения возврата реле, якорь отпадает,
а контакты производят требуемое действие.
7.6. НЕСИНХРОННОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ ГЕНЕРАТОРОВ И ЧАСТЕЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ [9]
Если возбужденный генератор, ЭДС которого £г (см.
рис. 7.4), включается несинхронно па шины энергосистемы, то
в момент включения возникает уравнительный ток
АД
/11С - (7-36)
Л rfr + Л с
[сравнить с (7.18) для н е в о з б у ж д е н и о г о генератора].
При ET=E("=Uc
Д£ = 2Ed" sin -= 2L/C sin у. (7,37)
В выражениях (7.36) и (7.37): А£ — геометрическая разность
между ЭДС несинхронно включаемого генератора за сверхпере-
ходным индуктивным сопротивлением по продольной осн Ed"
и напряжением сети t/c; Xd?— сверхпсрсходнос индуктивное
сопротивление генератора по продольной оси; Хс — индуктивное
сопротивление системы.
Ток несинхронного включения имеет максимальное значе-
ние при включении генератора в противофазе к ЭДС эквива-
лентного генератора системы. При несинхронном включении иа
систему бесконечной мощности (Хс=0) с углом 6=180°
26?
/».»«= (7-38)
xir
При трехфазиом КЗ на зажимах генератора ток КЗ
/« = -% (7.39)
-’Or
Как видно из (7.38 н (7.39), максимальный ток при не-
синхронном включении может быть в 2 раза больше тока при
КЗ на выводах обмотки статора.
266
Под влиянием токов несинхронного включения появляются
значительные усилия, воздействующие на вал и обмотки стато-
ра генератора, синхронного компенсатора, обмотки трансфор-
маторов. Конструкции синхронных машин рассчитываются та-
ким образом, чтобы они выдерживали ударные токи трехфаз-
ного КЗ на зажимах статора при поминальной частоте враще-
ния и напряжении, равном 1,05 (Дом,
Таким образом, критерием допустимости несинхронного
включения по условию обеспечения сохранности генератора
являются механические усилия, воздействующие на генератор;
их значения должны быть меньше, чем при трехфазных КЗ на
выводах генератора. Исследования показывают, что опреде-
ляющим при несинхронном включении является значение
возникающего электромагнитного момента. Для удобства прак-
тические расчеты предельно допустимых кратностей моментов
(допустимости несинхронного включения) выполняются через
кратности периодической составляющей тока при несинхрон-
ном включении с наиболее неблагоприятным углом 6=180°
к номинальному току.
Расчет максимального значения периодической составляю-
щей тока статора при несинхронном включении 1тах кс произво-
дится в предположения, что Е{=Е2= (1,054-1,1) (Дои.ф:
( 1 ,05 -г- 1 , 1 ) t/ном.ф
(7.40)
где 2 — коэффициент, учитывающий расхождение векторов
ЭДС иа 180°; £Д0М.ф — поминальное фазное напряжение;
SA’i-n —взаимное сопротивление расчетной схемы замеще-
ния, в которой генераторы представлены сверхпереходным со-
противлением Ха".
Персоналу предписывается производить немедленное обрат-
ное несинхронное включение вручную транзитных линий элек-
тропередачи, если устройство АПВ на этих линиях не работало
илн не установлено. Условием целесообразности несинхронного
включения является соблюдение определенной кратности тока
несинхронного включения по отношению к номинальному.
Указанная кратность не должна превышать:
< 0,625/Ха —для турбогенераторов и гидрогенераторов с демп-
ферными контурами; Дс/До№^3— для турбогенераторов с не-
посредственным охлаждением обмоток и для гидрогенераторов
без демпферных контуров; Дс/Дом^0,84/ЛУ'— для синхронных
компенсаторов; k -----для трансформаторов; k —
Дом 'Ь ?
расчетный коэффициент, учитывающий повышенное значение
ЭДС в момент несинхронного включения; k — 0,85 для гидроге-
нераторов; /г = 0,95 для турбогенераторов; &=1 для турбо- и
267
гидрогенераторов при превышении УДС не более чем на 5%;
1005тр/5к; «к — напряжение КЗ трансформатора, %; За-
метность трансформатора, МВ-А.
Значения SK определяются следующим образом:
иноЧ, кВ..........До 6 10—35 ПО 220 330 Выше 330
SK, МВ-Д.......... 1000 1500 5000 10 000 15 000 25 000
Следует обратить внимание на то, что несинхронное вклю-
чение линий, определенное только соблюдением указанных ус-
ловий, может в некоторых случаях вызвать длительный асин-
хронный режим, прн котором персонал должен принимать меры
для его прекращения, оговоренные специальными инструкция-
ми. Если кратности токов прн несинхронном включении, рас-
считанные по приведенным выражениям, окажутся больше
допустимых, должны быть произведены уточняющие расчеты,
учитывающие нагрузку (обычно расчеты допустимости несин-
хронных включений ведутся без учета нагрузки).
Из выражения (7.38) нетрудно видеть, что несинхронное
включение одиночного генератора iia шины бесконечной мощ-
ности не может быть допущено (например, при А/'=12%
кратность тока несинхронного включения по отношению к но-
минальному составит более 17). Несинхронное включение ге-
нераторов, работающих блоком через трансформатор н линию
электропередачи на электрическую систему конечной мощности,
в ряде случаев может быть допущено.
Если имеется группа параллельно работающих генераторов,
то во многих случаях оказывается допустимым несинхронное
включение одновременно всех машин станции или части энер-
гетической системы. Ток несинхронного включения, определен-
ный по (7.40), должен быть распределен между параллельно
работающими генераторами. При расчетах следует учитывать
наименьшее возможное число работающих машин (т. е. наибо-
лее тяжелый случай с точки зрения значения тока прн несин-
хронном включении).
Несинхронное включение целесообразно применять только
в тех случаях, если после него происходит быстрая ресинхрони-
зация генераторов илн частей энергосистемы. Ресинхронизация
обеспечивается, если среднее установившееся скольжение (раз-
ность частот) между несинхронно включенными частями (гене-
раторами) будет меньше некоторого критического скольжения»,
которое определяется специальными соотношениями и зависит
от исходной загрузки связи, постоянных инерции соединяемых
между собой частей энергосистемы и т. д., но приближенно со-
ставляет около 1,5—2 Гц при включении частей, соединенных
«жесткими» связями, и 0,2—0,5 Гц при включении частей, со-
единенных «слабыми» связями.
268
Для обеспечения ресинхронизации следует разгружать аг-
регаты передающей части системы либо отключать потребите-
лей в приемной ее части [9].
Если для конкретных случаев эксплуатации применение не-
синхронного включения признано допустимым, должны быть
предприняты меры для предотвращения нежелательной работы
различных защит в таких режимах.
В сложных энергосистемах несинхронное включение может
иногда вызвать нежелательное отключение потребителей, рас-
положенных в районе электрического центра, а в некоторых
случаях — выпадение из синхронизма других параллельно ра-
ботающих электростанций. По этим причинам пункты энерго-
системы, в которых следует применять несинхронное включе-
ние, должны намечаться заранее, с предварительным анализом
допустимости несинхронного включения по условиям работы
оборудования, ресинхронизации частей энергосистемы (гене-
раторов) н работы устройств релейной защиты.
Несинхронное включение, произведенное при малой разно-
сти частот н защитах, органически не работающих при асин-
хронном режиме нли отстроенных от него уставкой срабатыва-
ния нли временем действия, в аварийных условиях может су-
щественно ускорить процесс восстановления нормального ре-
жима работы энергосистемы.
Время восстановления нормальной работы энергосистемы
после несинхронного включения в значительной мере опреде-
ляется также тем, как быстро восстановится нормальный ре-
жим потребителей, в состав которых входят асинхронные и
синхронные двигатели. Асинхронная нагрузка после восстанов-
ления напряжения должна самозапуститься.
Вопросы сохранения в работе синхронных двигателей н их
ресинхронизации после выпадения из синхронизма рассмотре-
ны в следующем параграфе.
7.7. ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ, ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
ИХ ВЫПАДЕНИЯ ИЗ СИНХРОНИЗМА И РЕСИНХРОНИЗАЦИЯ
Рассмотрим качественную сторону процессов прн выполне-
нии так называемого прямого пуска синхронных двигателей,
загруженных на номинальную мощность. Под прямым пуском
понимается включение остановленного агрегата под полное
напряжение выключателем без пускового устройства прн глу-
хом подключении возбудителя к обмотке ротора синхронного
двигателя. При включении нагруженного синхронного двигате-
ля под напряжение двигатель начнет вращаться под воздейст-
вием асинхронного момента, обусловленного наведением токов
в стержнях пусковой клетки и железе бочки ротора. Характе-
ристика пускового момента показана на рис. 7.20 кривой 1.
269
Рис. 7.20. Пусковые ха-
рактеристики синхрон-
ного двигателя:
а — при включении без ак-
тивного сопротивления в
цепь обмотки ротора; б —
с включением активного со-
противления
При увеличении частоты вращения двигателя и приближе-
нии к подсинхронной частоте начинает сказываться допол-
нительный асинхронный момент, обусловленный наличием об-
мотки ротора, замкнутой на возбудитель или иной источник по-
стоянного тока. Этот момент на рис. 7.20,а показан кривой 2.
Характеристика суммарного пускового момента имеет вид, по-
казанный кривой 3. При достижении двигателем подсинхронной
частоты за счет воздействия синхронного момента происходит
втягивание двигателя в синхронизм.
Из рис. 7.20,а видно, что достижение подсинхроииой часто-
ты возможно, если момент сопротивления (кривая 5) меньше
суммарного пускового момента во всей области от s=l дозл;0.
Если момент сопротивления имеет значения, соответствую-
щие кривой 4, то двигатель не сможет достигнуть подсиихрои-
ной частоты вращения и втягивания в синхронизм ие произой-
дет. Возникнет длительный асинхронный режим со средним
скольжением, определяемым абсциссой точки пересечения кри-
вой 4 с кривой 3 (s = sHC). Втягивание двигателя в синхронизм
можно в этом случае обеспечить или уменьшением момента
сопротивления, т. е. разгрузкой двигателя со стороны приводи-
мого механизма, или увеличением ординат пускового момента.
В схемах с реакторным пуском увеличение ординат пусково-
го момента синхронного двигателя в областях, приближающих-
ся к подсинхронной частоте вращения, достигается путем исклю-
чения нз цепи, питающей статор, пускового реактора. Такая
операция осуществляется устройствами пусковой автоматики.
Другая возможность повышения суммарного значения пус-
кового момента состоит в увеличении активного сопротивле-
ния контура ротора синхронного двигателя путем включения на
время пуска активного сопротивления. Благодаря этому макси-
мум момента, создаваемого замкнутой обмоткой ротора, переме-
щается в сторону увеличенных значений скольжения и, как вид-
но нз рис 7.20,6, создаются условия для обеспечения втягива-
ния двигателя в синхронизм без уменьшения момента сопро-
тивления.
270
Рис. 7.21, Схема электропитания (а) и характеристика мощности (б)
Активное сопротивление, включаемое на время пуска после-
довательно с обмоткой ротора, составляет (3—5) /?рот (/?рот —
сопротивление обмотки ротора в нагретом состоянии).
Операции по вводу и выводу упомянутого активного сопро-
тивления могут осуществляться устройствами автоматики пуска
как при питании ротора возбудителем постоянного тока, так и
при тиристорной схеме устройства возбуждения.
Если при пуске синхронного двигателя обмотка ротора от-
ключена автоматом гашения поля от источника постоянного
тока и замкнута на гасительное сопротивление, то втягивание
двигателя в синхронизм происходит аналогично тому, как это
происходит с генераторами, включаемыми методом самосинхро-
низации, т. е. до подсинхронной частоты вращения двигатель
разгоняется за счет асинхронного момента, и затем устройством
пусковой автоматики обмотки ротора переключается с гаси-
тельного сопротивления на источник постоянного тока.
Двигатель удерживается в синхронизме, если нагрузка на
валу не превзойдет значения синхронного момента при угле
6 = 90°, т. е. если при питании двигателя от шин подстанции
(рис. 7.21,а) через сопротивление связи
П
'нагр \ v
л 1—ш
Обычно максимальное значение мощности, развиваемой
синхронным двигателем, примерно вдвое больше поми-
нальной нагрузки двигателя Рцом. В этом случае нормальная
работа синхронного двигателя происходит при угле б12нОм = 30°
(рис. 7.21,6). При других соотношениях между Рнагр и Р11ОМ в
требуемых для практики случаях обычно
Л р
иН?Гр г НРГП
РплМ
(7.41)
(7-42)
271
При КЗ в сети внешнего электроснабжения напряжение на
шинах питающей подстанции (энергосистемы) снижается.
Вследствие этого уменьшается синхронный момент. Ротор дви-
гателя под воздействием механической нагрузки и электриче-
ских потерь начинает тормозиться, и угол Л начинает увеличи-
ваться. Процесс длится до тех пор, пока не отключится КЗ и
не восстановится напряжение.
Если происходит трехфазиое КЗ в точке К, при котором
остаточное напряжение на шинах подстанции равно нулю,
электрическая мощность, потребляемая двигателем, становится
равной нулю.
Поскольку механическая мощность (момент сопротивления)
становится больше электрической, двигатель будет тормозить-
ся, прн этом, если пренебречь активными потерями в цепи КЗ,
энергия, израсходованная при торможении, пропорциональная
площади торможения ST0PM (рис. 7.21,6), определяется механи-
ческой загрузкой (с учетом КПД агрегата).
Двигатель не выпадает из синхронизма, если после отклю-
чения КЗ площадь ускорения SycK (здесь синхронный момент
больше момента сопротивления — двигатель ускоряется) будет
равна или больше площади торможения STOpw. Для определе-
ния времени отключения КЗ, при котором будет сохраняться
устойчивость и двигатель не выпадет из синхронизма, восполь-
зуемся выражением
/ „ 1/ Аб°редТия (7.43)
1пред — у 9000 ’
где Тин — постоянная инерции агрегата, отнесенная к номиналь-
ной мощности двигателя. Значение бпред можно вычислить гра-
фоаналитическим путем при условии соблюдения условия
5уск 5торм-
Из рис. 7.21,6 видно, что для рассматриваемого случая 6пред>
соответствующее условию SycK—5торм, равно
6 пред = 79
И
Д6Пред= 79—30=49°.
Если для механизма тин=4 с, то из (7.43) /пред—0,148 с;
ПрИ Тин==3 С /пред===0,128 CJ При Тин — 2 С /пред==0,105 С.
Из этих данных видно, что основным средством удержания
синхронных двигателей в синхронизме является быстрое отклю-
чение КЗ.
Предельное время отключения КЗ будет больше, если при
КЗ напряжение на зажимах синхронных двигателей, питаемых
по неповрежденным участкам электросети, будет отлично от
нуля; при значении остаточного напряжения примерно 0,65 Uaoit
272
предельное время отключения КЗ может составлять 1 —1,5 с;
оно определяется допустимой длительностью прохождения пус-
ковых токов. В этом случае площадь торможения меньше пло-
щади ускорения (рис. 7.22). При СЛост—0,6'СЛ1ОМ и £’cj = const
площади торможения и ускорения равны друг другу.
Другая возможность, позволяющая увеличить предельное
время отключения КЗ, — неполная загрузка двигателя. Если
Р[!агр меньше РНом, то, с одной стороны, увеличивается значение
предельного угла бпред (Д6/пред>Л6пред), а с другой стороны,
уменьшается возможная площадь торможения.
В этом случае
, _\/ А5предТин 1 / Рном . (7 44)
Чед. у 9000 У рнагр ‘
Если время отключения КЗ будет превосходить указанные
выше значения н длительность глубоких понижений напряже-
ний будет больше £Пред, то синхронные двигатели выпадут из
синхронизма. Нарушение снихронизма может также происхо-
дить при перерывах электропитания в цикле автоматического
повторного включения или в цикле автоматического ввода ре-
зервного питания с временем бсстоковой паузы 0,5—2 с.
Обеспечение непрерывности технологического процесса про-
изводства, определяемого работой агрегатов с синхронными
двигателями, требует наряду с мерами, предотвращающими их
выпадение из синхронизма, осуществления быстрой ресинхро-
низации двигателей после восстановления электропитания.
Быстрая ресинхронизация достигается следующими спосо-
бами.
Несинхронное включение на полное напряжение возбужден-
ных синхронных двигателей, вращающихся по инерции с непо-
гашенным полем, после кратковременной потери питания от
энергосистемы. Применение способа допустимо при соблюдении
двух условий: во-первых, возникающие токи несинхронного
включения не должны привести к механическому повреждению
двигателя и, во-вторых, характеристики пусковых моментов и
моментов сопротивления должны быть такими, чтобы двигатель
втянулся в синхронизм и не произошло зависания его частоты
вращения в подсинхропной области.
Характер затухания ЭДС синхронного двигателя, отключен-
ного от источника питания и вращающегося по инерции, виден
из рис. 7.23. После действия форсировки возбуждения напряже-
ние на зажимах двигателя на некоторое время достигает почти
номинального значения.
По условию механической сохранности синхронного двига-
теля он может быть включен под полное напряжение после
18—6678 273
Рис. 7.23. Изменение токов, напряжений и частоты вращения синхронного дви-
гатгая при его отключении от питающего напряжения (двигатель типа
С ТМ-3500 2):
/ст и /рот — токи статора п ротора; U — напряжение на зажимах статора; п — частота
вращения
гашения поля. В этих условиях остаточное значение ЭДС не
превосходит (0,54-0,6) ССом-
Приняв для запаса допустимую остаточную величину ЭДС
двигателя £д.дОп=0,4^ном, получим, что уравнительный ток при
включении в противофазе не должен превосходить величины
- 1 >4^ном.ф
7 ур тах
(7.45)
Если это значение тока принять как предельно допустимое
при несинхронном включении, то при сопротивлении питающей
энергосистемы ХСйст в условиях, когда Ед=^ф.ном, должно со-
блюдаться соотношение
1 > 1 ’2^ком.ф 1 >4^ном.ф /у
+ -^СИСТ Xrf"
где 1,1—коэффициент запаса; Xd"— сверхпереходное сопротив-
ление двигателя.
Из выражения (7.46) следует, что по условию обеспечения
механической сохранности двигателя включение с непогашен-
ным полем допустимо после кратковременого перерыва элек-
274
тропитания в цикле бестоковой паузы АПВ или АВР во всех
случаях, когда
V 2*2 1,4 у г/
1 Л
т. е. когда
ХС1!СТ^0,57 Xd". (7.47)
При потере питания или нарушении синхронной работы,
двигателя по другим причинам производится гашение поля дви-
гателя; для увеличения пускового момента в цепь обмотки ро-
тора вводится активное сопротивление. После восстановления
нормального напряжения в питающей сети устройствами пуско-
вой автоматики включается возбуждение и двигатель втягивает-
ся в синхронизм аналогично тому, как это происходит при нор-
мальных условиях пуска.
При необходимости для облегчения ресинхронизации долж-
на производиться кратковременная разгрузка приводимого
в движение механизма.
Индикация потери питания со стороны энергосистемы мо-
жет осуществляться различными методами. Наиболее просто
использовать для этой цели реле снижения частоты и реле на-
правления активной мощности. Последнее при прекращении
питания от энергосистемы меняет положение контактов и воз-
действует на устройства пусковой автоматики.
Использование реле направления активной мощности в ком-
бинации с реле понижения частоты и реле минимального напря-
жения с применением небольшой задержки органом выдержки
времени оправдано опытом эксплуатации.
Действие указанных выше реле, так же как и реле напря-
жения прямой последовательности, назначение которого конт-
ролировать длительность КЗ в питающей сети, должно проис-
ходить в условиях, когда синхронный двигатель выпадает из
синхронизма, и не должно иметь места в условиях, когда со-
храняется синхронная работа двигателя. Для этого устройства,,
улавливающие прекращение нормального электропитания, снаб-
жаются выдержкой времени, которая определяется выражения-
ми (7.43) и (7.44).
Различными организациями применяются многообразные
схемы пусковой автоматики синхронных электродвигателей.
Обязательным условием работы автоматики является обеспе-
чение продолжения работы двигателя и его ресинхронизации
при кратковременных нарушениях нормального электроснабже-
ния, вызванных КЗ, работой устройств АПВ и АВР питающей
электросети.
18* 275
7.8. ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИЧЕСКОЙ
ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА [АЛАР]
В энергосистемах применяется большое количество различ-
ных устройств автоматической ликвидации асинхронного ре-
жима, отличающихся способом выявления асинхронного режи-
ма и параметрами, на которые оии реагируют [2, 4, 9].
В соответствии с характерными признаками асинхронного
режима, рассмотренными в начале параграфа, применяются
устройства, реагирующие на изменения тока, активной мощно-
сти в линии электропередачи, напряжения на шинах подстан-
ции, сопротивления на зажимах реле сопротивления. Часто
применяются комбинированные устройства, с помощью которых
осуществляется контроль изменения ие одного, а нескольких
режимных параметров. К устройствам, выявляющим асинхрон-
ный режим, предъявляются следующие основные требования:
селективность, чувствительность к асинхронному режиму, бы-
строта срабатывания, способность определения знака сколь-
жения.
Под селективностью понимается свойство устройства отли-
чать асинхронный режим от режима синхронных качаний, а
также асинхронный режим в данном сечении электрической
сети от асинхронного режима в смежных сечениях. Синхронные
качания представляют значительно меньшую опасность, чем
асинхронный режим, так как существуют кратковременно и ха*
рактеризуются менее глубокими колебаниями режимных пара-
метров.
В зависимости от знака скольжения выбираются мероприя-
тия, которые необходимо выполнить для достижения ресинхро-
низации.
Ниже рассматривается устройство, разработанное институ-
том «Энергосетьпроект», которое в основном удовлетворяет по-
ставленным требованиям [9]. На рис. 7.24,а показана схема
этого устройства. Устройство имеет трехстуиепчатое исполне-
ние. Первая ступень выявляет асинхронный режим на первом
его цикле, вторая ступень действует по истечении двух —четы-
рех циклов асинхронного режима, третья ступень действует
е дополнительной выдержкой времени /2 после срабатывания
второй ступени. Асинхронный режим выявляется путем фикси-
рования изменения сопротивления на зажимах реле сопротив-
ления, а также знака мощности электропередачи в этом ре-
жиме. Для этой цели в устройстве используется комплект реле
сопротивления типа КРС-2, содержащий три направленных
реле сопротивления KZ1—KZ3. Для фиксирования изменения
знака мощности используется максимальное реле мощности
AIF7 с двумя контактами K.W1.1 и KW1.2. Применение реле
27t>
сопротивления обеспечивает повышенную чувствительность по
сравнению с другими видами пусковых органов и, кроме того,
позволяет определить сечение асинхронного режима, в котором
размещается электрический центр качаний (ЭЦК). Реле сопро-
тивления имеют независимую настройку и могут иметь в устрой-
стве различное применение в зависимости от вида и расположе-
ния характеристики изменения сопротивления на зажимах реле
Zp в асинхронном режиме. В качестве примера на рис, 7.24,а
показаны характеристики реле сопротивления для одного из ва-
риантов их использования.
Первая ступень устройства. Необходимость действия устрой-
ства на первом цикле возникает при нарушении устойчивости,
которое сопровождается глубоким снижением напряжения, гро-
зящим серьезным расстройством работы потребителей нлн до-
полнительным выходом из синхронизма генераторов в другом
узле энергосистемы. Принцип действия первой ступени устрой-
ства, выявляющей асинхронный режим па первом цикле, осно-
ван иа измерении скорости изменения сопротивления на зажи-
мах реле сопротивления. Эта скорость фиксируется с помощью
двух реле сопротивления KZ1 и KZ2, имеющих различные ха-
рактеристики срабатывания (рис. 7.24,в). При нарушении син-
хронизма годограф сопротивления па зажимах реле сопротив-
ления Zp последовательно входит сначала в зону срабатывания
чувствительного реле сопротивления KZ1, а затем грубого реле
KZ2. При срабатывании KZ1 (точка 1 па рис. 7.24,а) пускается
элемент времени Л (см. рис. 7.24,а), имеющий выдержку вре-
мени 0,1—0,2 с. Дальнейшее изменение Zp приводит к срабаты-
ванию реле KZ2 (точка 2 на рис. 7.24,в) и появлению логиче-
ского сигнала на выходе первого элемента И. Чтобы этот сиг-
нал нс исчезал вследствие срабатывания элемента Запрет,
предусмотрено удерживание сигнала с помощью обратной свя-
зи, соединяющей выход элемента И с входом элемента /{. По-
очередное срабатывание двух реле сопротивления означает, что
происходит процесс снижения сопротивления при КЗ или неис-
правности в измерительных цепях напряжения. Однако пооче-
редного срабатывания двух реле сопротивления недостаточно
для селективного определения нарушения синхронизма, это
срабатывание может иметь место при синхронных качаниях.
Второе условие срабатывания первой ступени устройства опре-
деляется прохождением угла б между векторами ЭДС двух ча-
стей энергосистемы через критическое значение. Сигнал о про-
хождении угла 6 через критическое значение поступает от выя-
вительного органа второй ступени устройства на входы элемен-
тов И первой ступени, причем этот сигнал существует в одном
из двух видов в зависимости от того, ускоряются или тормозят-
ся генераторы той части энергосистемы, в которой установлено
устройство. Если имеет место ускорение генераторов, иа выхо-
277
де устройства появляется сигнал /.У, если имеет место тормо-
жение генераторов, сигнал LT (см. рнс. 7.24,а).
Характеристика срабатывания реле KZ2 выбирается такой,
чтобы обеспечивалось селективное действие устройства при ус-
ловии расположения ЭЦК в сечении, кнтролируемом данным
На деление энергосистемы
KW1.1
KL2.3 Ш
AKZ
1-----1 j--
KL1.1
KL2.2
--- KL3
KL2.1 KL1.2
____j
кр KL3-1
HL2
KW1.2 KL1.3
К счетчику циклов
асинхронного режима
ъ)
Рис. 7.24. Устройство АЛАР:
а — структурная схема; KZ1—KZH — реле минимального сопротивления; К1Г/—реле мак-
симальной мощности; — элементы выдержки времени; Запрет — логический эле-
мент, в котором сквозной сигнал блокируется сигналом со знаком минус; // — логиче-
ский элемент; нц — счетчик циклов; Ts> Гкр — элемент контроля периода асинхронного
режима 7‘s, срабатывающий при условии, что значение Ts превышает критическое зна-
чение Г,.р; /.У, И.У, П.Т, III— выходные цепи трех ступеней устройства с фиксаци-
ей ускорения (У) или торможения (Т) генераторов энергосистемы; б — схема цепей опе-
ративного постоянного тока; Рис. 7.24. Продолжение, в — характеристики срабатывания
реле сопротивлений; г — характеристики реле мощности
278
устройством. Исходя из этого сопротивление срабатывания
реле, фиксирующих ЭЦК, выбирается по двум условиям: по
условию отстройки от минимального сопротивления прн внеш-
них асинхронных режимах и по условию отстройки от сопротив-
ления в максимальном рабочем режиме. Характеристика сра-
батывания реле KZ1 согласовывается с характеристикой реле
KZ2 с учетом принятого времени 1\.
При КЗ, сопровождающемся срабатыванием реле KZ1 и
KZ2, элемент времени ti не успевает сработать, так как реле
KZ2 с помощью элемента Запрет снимает сигнал с его входа,
в результате сигнал на выходе устройства не создается (см.
рис. 7.24,а).
Следует отметить, что первая ступень устройства может от-
казать в действии при быстром выпадении генераторов из син-
хронизма, когда реле KZ2 срабатывает раньше, чем элемент^.
В этом случае асинхронный режим должен быть прекращен
действием второй ступени устройства.
Первая и вторая ступени устройства могут иметь различное
использование с целью ликвидации асинхропого режима. Воз-
можны три способа ликвидации асинхронного режима: способ
ресинхронизации, способ деления энергосистемы по сечению
асинхронного хода на несинхронно работающие части и комби-
нированный способ, заключающийся в том, что первоначально
производится отключение части электрических связей в энерго-
системе с целью упрощения схемы энергосистемы и облегчения
ресинхронизации, а затем выполняются мероприятия по ресин-
хронизации, различные в зависимости от того, ускоряются илн
тормозятся выделенные генераторы.
279
Вторая ступень устройства. Во второй ступени устройства
используется комбинированный выявительный орган, реаги-
рующий на изменение сопротивления на зажимах реле сопро-
тивления и знака мощности электропередачи. Характеристики
срабатывания реле сопротивления, приведенные в качестве
примера на рис. 7.24,в, показывают, что возможны асинхронные
режимы с ЭЦК, расположенным как в первом квадранте на ли-
нии электропередачи, где включено устройство, так и в третьем
квадранте (за шинами подстанции). Поэтому в таком выяви-
тельном органе должны использоваться два реле сопротивле-
ния— K.Z1 и KZ3, контакты которых включаются параллельно
(на схеме рис. 7.24,а показано применение только одного реле
KZ3). Условия выбора сопротивления срабатывания реле KZ3
такие же, как и для реле KZ2. Дополнительное требование
к реле K\Z1 и KZ3 состоит в том, что их характеристики долж-
ны быть согласованы с характеристикой срабатывания реле
мощности Характеристика срабатывания реле мощности
KW1 должна быть выбрана, такой, чтобы его переориентация
происходила при максимальном значении критического угла б
(примерно 180°), что свидетельствует о нарушении синхрониз-
ма. Для того чтобы отличить переориентацию реле RW1 при
б 180 е от переориентации при б~0°, осуществляется контроль
положения реле сопротивления: при бя^180° реле сопротивле-
ния KZ1 и KZ3 должны находиться в положении срабатывания,
а при 6^0° — в положении возврата. Таким образом, сочета-
нием поведения реле мощности и реле сопротивления можно
проконтролировать изменение угла б в цикле асинхронного ре-
жима и переход его за критическое значение.
Требуемая характеристика реле мощности достигается пу-
тем применения реле активной или реактивной мощности и
выбором фазы напряжения измерительного трансформатора на-
пряжения.
Работу выявительного органа второй ступени устройства
можно проследить также по структурной схеме. Принцип рабо-
ты выявительного органа основан иа фиксировании последо-
вательного срабатывания и возврата реле сопротивления и реле
мощности в процессе изменения угла б. На рнс 7.24,г показаны
угловые зоны работы реле. Прн ускорении генераторов энергоси-
стемы с эквивалентной ЭДС Ех относительно генераторов энер-
госистемы с эквивалентной ЭДС Е% процесс последовательного
срабатывания идет в направлении против часовой стрелки, при
торможении — по часовой стрелке.
В исходном доаварийпом режиме при направлении активной
мощности от шин в линию замкнут замыкающий контакт
KWL1. Реле сопротивления KZ1 и KZ3, входящие в комплект
AKZ, а следовательно, выявительный орган в целом не работа-
280
ют. При возникновении асинхронного режима, при котором
вектор ЭДС Е\ ускоряется относительно ЭДС Е2, происходит
увеличение угла 6. При достижении вектором Ei положения
О—b срабатывает реле сопортивлепия KZE которое вызывает
срабатывание промежуточного реле КЕ1 (рис. 7.24,5). Послед-
нее, самоудерживаясь, подготавливает к срабатыванию выход-
ное реле выявительного органа КЕЗ и блокирует работу про-
межуточного реле КЕ2. На структурной схеме самоудержива-
ние показано в виде обратной связи иа элементе И, управляе-
мом контактом KW ЕЕ Когда вектор Е займет положение 0—с,
реле мощности RW1 переориентируется, при этом контакт
KWE1 размыкается, а через небольшое время, необходимое
для переключения реле мощности, в момент, когда вектор £i
достигнет положения О—d, замкнется контакт RWE2, прн этом
срабатывает выходное реле КЕЗ, управляющее счетчиком лц
циклов асинхронного режима. Состояние реле КЕ1 при пере-
ключении мощности не изменяется. При дальнейшем увеличе-
нии угла б до значения, определяемого линией Ое, происходит
возврат реле сопротивления KZ1 и вслед за ним возврат про-
межуточных реле КЕ1 и КЕЗ. Рассматриваемый порядок рабо-
ты реле выявительного органа повторяется в каждом цикле
асинхронного режима. Реле КЕ2 в этом режиме не действует.
Если асинхронный режим возникает с торможением вектора
£1 относительно вектора Е2, выявительный орган работает ана-
логично, только за время полного поворота вектора £i сраба-
тывают реле КЕ2 и КЕЗ', реле КЕ1 не действует. Таким обра-
зом, промежуточное реле КЕ1 фиксирует ускорение генерато-
ров энергосистемы с ЭДС £ь а промежуточное реле КЕ2 —
торможение этих генераторов.
По истечении двух — четырех циклов асинхронного режима
(число циклов устанавливается предварительно с помощью
перемычек в схеме счетчика) производится контроль положения
ЭЦК- Если ЭЦК располагается в контролируемом сечении энер-
госистемы, то срабатывают реле сопротивления, фиксирующие
ЭЦК- В результате с помощью счетчика циклов, реле фиксации
ЭЦК н реле фиксации ускорения или торможения генераторов
формируются выходные сигналы второй ступени устройства
1ЕУ и IET. В качестве реле фиксации ЭЦК в рассматриваемом
примере (рис. 7.24,а) следует применять два реле сопротивле-
ния— KZ2 и KZ3 (на рис. 7.24,в показано использование одного
реле KZ2). По цепям 1ЕУ и IET производится действие, направ-
ленное на ресинхронизацию или, если ресинхронизация недопу-
стима, разделение энергосистемы на несинхронно работающие
части. В последнем случае допустимо не фиксировать знак
скольжения.
281
В процессе работы счетчика циклов осуществляется конт-
роль длительности каждого цикла. Если длительность цикла
превышает некоторое критическое значение, при котором на-
ступает ресинхронизация, устройство блокируется: производят-
ся сброс счетчика циклов и отключение выявительиого органа.
Период критического скольжения зависит от параметров энер-
госистемы и определяется как показано в [9].
Счетчик циклов использует принцип поочередной фиксации
срабатывания и возврата выходного реле выявительиого орга-
на KL3. Каждый цикл фиксируется с помощью двух промежу-
точных реле.
Третья ступень устройства применяется в том случае, если
первая и вторая ступени действуют на ресинхронизацию.
В этих условиях третья ступень резервирует действие первых
двух. Если в результате управляющих воздействий, направлен-
ных на ресинхронизацию, асипхроиый режим не ликвидирован,
третья ступень устройства с выдержкой времени t2 действует иа
разделение энергосистемы на несинхронно работающие части.
Выдержка времени должна превышать возможную продол-
жительность ресинхронизации и должна быть меньше допусти-
мой продолжительности асинхронного режима.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ТРЕХФАЗНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
8.1. НАЗНАЧЕНИЕ, КЛАССИФИКАЦИЯ И ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ
ПРИМЕНЕНИЯ УСТРОЙСТВ АПВ
Устройства трехфазного автоматического повторного вклю-
чения (ТАПВ), в дальнейшем именуемые устройствами АПВ,
имеют назначение автоматически включать отключившийся
элемент энергосистемы для восстановления работы потребите-
лей или схемы их электропитания.
1. Успешность автоматического повторного включения ха-
рактеризуется отношением числа случаев обратных включений,
после которых вновь не произошло немедленного отключения
объекта от. устройства релейной защиты, к общему числу слу-
чаев повторного включения объекта устройством АПВ. Успеш-
ность АПВ определяется тем, что причина, вызвавшая отклю-
чение, за время обесточения присоединения часто самоустраня-
ется (например, прекращается схлестывание проводов и вос-
станавливается изоляция, погасает дуга, вызванная грозовым
разрядом, устраняется перегрузка, приведшая к срабатыванию
устройства релейной защиты, и т. п.).
282
2. Правильная и неправильная работа устройств АПВ
определяется правильной (безотказной) работой как релейной
части аппаратуры, так и коммутационного аппарата (выклю-
чателя), которым производится обратное включение электриче-
ской цепи. Неправильная работа обусловливается отказом
устройства АПВ как такового (неправильная работа аппара-
туры устройства АПВ) нли выключателя (отказ в повторном
включении выключателя из-за его неисправности).
3. Эффективность применения устройства АПВ определяет-
ся размером возможного народнохозяйственного ущерба, пред-
отвращенного работой устройства АПВ за год эксплуатации.
Затраты на осуществление и текущее обслуживание устройств
АПВ ничтожны по сравнению с размером предотвращенного
народнохозяйственного ущерба н прн оценке экономического
эффекта могут ие учитываться.
Наибольшую эффективность имеют устройства АПВ, уста-
навливаемые на выключателях воздушных линий электропере-
дачи, по которым осуществляется одностороннее питание на-
грузки и для которых не предусмотрена автоматическая пода-
ча напряжения от резервного источника электроснабжения.
Определяется это тем, что потребители после кратковременно-
го перерыва питания чаще всего могут продолжать свою рабо-
ту, в особенности если предусмотрены мероприятия по обеспе-
чению самозапуска нагрузки.
Весьма эффективна работа устройств АПВ для воздушных
линий электропередачи во время грозовой деятельности. Подав-
ляющее число перекрытий в это время устраняется после от-
ключения линии электропередачи, и после действия устройства
АПВ линия остается в работе.
Опыт эксплуатации показал высокую эффективность АПВ
шин, поскольку КЗ на шннах также бывают неустойчивыми.
В силу указанных причин установка устройств АПВ для по-
вторной подачи напряжения на линии, шины и трансформаторы
является обязательной. Директивными материалами предписа-
но также производить немедленно повторное включение выклю-
чателей названных элементов персоналом дистанционно, с по-
мощью телеуправления или вручную; кроме того, после отклю-
чения линии электропередачи, имеющей питающие источники с.
двух сторон, должно осуществляться ее опробование хотя бы с
одной из сторон (если устройства АПВ, учитывающие двусто-
роннее питание, отсутствуют или выведены временно из рабо-
ты). Устройство АПВ, производящее опробование линии напря-
жением с одного конца, должно быть выполнено с проверкой
отсутствия встречного напряжения.
Варианты устройств АПВ могут быть классифицированы
следующим образом:
283
по воздействию', на три фазы выключателя (ТАПВ) или на
одну фазу (ОАПВ);
по виду оборудования, на которое подается напряжение'.
воздушные или кабельные линии электропередачи, трансформа-
торы, шины, электродвигатели;
по типу коммутационной аппаратуры, на которую воздейст-
вует устройство АПВ: воздушные или масляные выключатели,
контакторы или магнитные пускатели, предохранители;
по характеру электропитания объекта, на выключатели ко-
торого воздействует устройство АПВ: элементы энергосистемы,
имеющие одностороннее или двусторонее питание, входящие в
кольцевую схему или образующие одиночную транзитную связь;
по кратности действия-, одно- или многократное АПВ (на-
пример, двух и трехкратное);
по способу выполнения: механические, пневматические и
электрические АПВ;
по времени действия: быстродействующие АПВ (БАПВ),
обеспечивающие возможность создания бестоковой паузы с вре-
менем 0,5 с и менее, и нормальные — с регулируемым временем,
позволяющим обеспечить большее время бестоковой паузы;
по способу контроля напряжения на повторно включаемом
объекте: АПВ с контролем отсутствия или наличия напряжения;
по способу проверки синхронизма при АПВ: с улавливанием
синхронизма (АПВУС), несинхронное (НАПВ), в сочетании с
самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов
(АПВС), с контролем синхронизма и т. п.
Особое место занимают устройства АПВ, срабатывающие
после восстановления частоты и напряжения. Первые (ЧАПВ)
применяются для АПВ выключателей, отключенных устройства-
ми АЧР, вторые — для АПВ двигателей, отключаемых для
обеспечения самозапуска ответственной нагрузки.
При выборе типов и схем устройств АПВ должны учитывать-
ся схемы энергетической системы и электроснабжения потреби-
телей. Поясним это положение примером.
Пусть требуется оснастить устройствами АПВ узел энерге-
тической системы, показанной на рис. 8.1.
Линии электропередачи 1—2—3 являются одиночными с од-
носторонним питанием. Для восстановления электропитания по-
требителей подстанции 2 и 3 могут применяться устройства либо
трехфазиого АПВ, либо пофазного АПВ (последние — если
сеть имеет глухозаземленную нулевую точку).
Линия электропередачи 4—5 соединяет две части энергети-
ческой системы, имеющей генерирующие источники. Других па-
раллельных связей между этими частями системы нет, так как
линия 8—3 нормально отключена. При выполнении устройства
АПВ линии 4—5 следует рассмотреть варианты несинхронного
включения частей энергосистемы, связанных данной линией
281
Рис. 8.1. Участок электрической сети энергосистемы
электропередачи (НАПВ), установки устройств ОАПВ или
устройства АПВ с улавливанием синхронизма либо устройств
АПВ для одностороннего опробования линии напряжением.
При выборе устройств АПВ для линий 4—14 и 5—13 должна
быть рассмотрена возможность применении помимо устройств
АПВ упомянутых типов устройства АПВ иа выделенный район
нагрузки с предварительным отключением генераторов местных
энергетических станций от энергосистемы с частью нагрузки
этих районов. В случае успешного действия со стороны энерго-
системы устройств АПВ па линиях 5—13 и 4—14 целесообразно
предусматривать установку АПВ с улавливанием синхронизма
на выключателе, которым производится синхронизация выде-
лившегося района с энергосистемой, с тем чтобы автоматически
была восстановлена нормальная конфигурация сетей. В ряде
случаев успешное действие АПВ с улавливанием синхронизма
наступит после работы устройств АЧР в выделившемся районе
и восстановления частоты в ием до значения, близкого к часто-
те энергосистемы.
Рассмотрим работу устройства АПВ на линии 7—8. Со сто-
роны подстанции 7 подстанция 8 может быть поставлена под
285
напряжение после того, как будет снято возбуждение с син-
хронного компенсатора (или с синхронных двигателей у потре-
бителей). После восстановления напряжения на шинах под-
станции 8 возбуждение должно быть автоматически подано об-
ратно— синхронный компенсатор (синхронные двигатели) вос-
становит синхронную работу.
Кольцевая сеть 11—9—10 имеет одну точку питания со сто-
роны подстанции 11. При устройствах АПВ линий такой сети
не возникает вопросов, связанных с возможностью несинхрон-
ного включения.
Участок сети 4—7—11 имеет три точки питания, одну со сто-
роны подстанции 7, другую со стороны подстанции И, третью со
стороны подстанции 4. При определенных условиях повторное
включение одной из линий этого участка может быть несин-
хронным; допустимость и целесообразность такого включения
должны быть оценены при выборе схем устройств АПВ.
Линии 5—1 параллельны. Наличие второй линии позволяет
•относительно просто контролировать сохранение параллельной
работы между частями энергетической системы по току в дру-
гой, оставшийся в работе липин. При выборе схемы устройства
АПВ на линиях 5—1 это обстоятельство должно быть принято
во виимаине.
В конкретных условиях могут применяться различные
устройства АПВ, выбор наиболее рационального варианта яв-
ляется задачей инженерного проектирования, преимущество
должно быть дано устройствам, обеспечивающим наибольшую
надежность действия, простоту исполнения и эксплуатации. Ра-
боту устройств АПВ следует увязывать с работой устройств ре-
лейной защиты, устанавливаемой на объектах узла, В частно-
сти, при наличии на подстанции дифференциальной защиты шин
следует рассмотреть вопрос о выполнении АПВ шин с предва-
рительным их опробованием напряжением от одной какой-либо
линии электропередачи с последующим автоматическим восста-
новлением конфигурации сети при исправном состоянии шин.
Временем действия устройства АПВ (fапв)
называется время с момента пуска устройства АПВ до момента
подачи импульса иа включение. Это время должно быть доста-
точным, чтобы выключатель после отключения КЗ был готов
для повторного включения с последующим отключением КЗ в
случае неуспешного АПВ.
Время действия устройства АПВ не надо смешивать с време-
нем АПВ, которое складывается из времени действия устройст-
ва АПВ и времени действия выключателя от момента получе-
ния команды на включение до момента касания токоведущих
контактов; время автоматического повторного включения, есте-
ственно, меньше при использовании быстродействующих выклю-
чателей.
286
Временем бестоковой паузы называется время
между моментом погасания дуги в выключателе при отключе-
нии им контролируемой цени до. момента восстановления этой
цепи после срабатывания устройства АПВ и включения выклю-
чателя.
Опытами установлено, что минимальное время бестоковон
паузы, при котором происходит деионизация пространства
электрической дуги воздушных линий напряжением НО кв (при
полностью снятом напряжении), составляет 0,15—0,2, для ли-
ний 500 кВ 0,35—0,4 с; для линий других напряжений время де-
ионизации может быть определено экстраполяцией. При указан-
ных временах бестоковых пауз успешность действия АПВ можно-
ожидать более чем в 50 % случаев. С увеличением времени
бестоковой паузы условия для более полной деионизации про-
странства дуги возрастают и увеличивается процент успешной
работы устройства АПВ.
Указанные минимальные времена бестоковой паузы достига-
ются только при БАПВ, для которого используются специально
приспособленные для этой цели воздушные выключатели.
Наименьшее время действия устройств АПВ для выключа-
телей 3 кВ и выше обычных типов, не предназначенных для вы-
полнения БАПВ, составляет 0,3—0,5 с. Само время включения
выключателей равно 0,5—1,2 с. Таким образом, если линия
электропередачи имеет одностороннее питание и отключена вы-
ключателем, оборудованным устройством АПВ, суммарное вре-
мя обесточенного состояния линии значительно превосходит ми-
нимальное время бестоковой паузы по условию деионизации
пространства дуги.
При внедрении устройств АПВ на линиях с односторонним
питанием были опасения в отношении того, что после отключе-
ния линии с питающего конца дуга в месте повреждения будет
поддерживаться за счет энергии, запасенной вращающимися
по инерции асинхронными и синхронными двигателями на при-
емном конце передачи.
Опыт эксплуатации показал, что при временах действия
устройств АПВ 0,3—0,5 с при обычных конструкциях выключа-
телей влияние асинхронной нагрузки с точки зрения поддержа-
ния горения дуги можно ие учитывать.
На рис. 8.2 показаны изменения напряжения и частоты от
времени на шинах подстанции при ее отключении. В состав на-
грузки, присоединенной к шииам подстанции, входили: асин-
хронные двигатели, осветительная нагрузка и конденсаторные
батареи (мощность нагрузки Р=4,7 МВт; /асщв=440 А; /Осв =
=60 A; QK=8 Мвар; номинальное напряжение 6,3 кВ).
Из рис. 8.2 видно, что примерно через 0,6 с напряжение на
шинах снизилось до 20 % номинального.
287
пряжения IJ и частоты f
па шинах подстанции от
времени после отключе-
ния питающей линии
(данные опыта)
Если на приемной подстанции уста-
новлены синхронные компенсаторы (дви-
гатели), снижение напряжения происхо-
дит более длительно. В этом случае вре-
мя действия устройства АПВ на питаю-
щем конце линии должно быть таким,
чтобы до того, как линия будет повторно
включена под напряжением, синхронные
компенсаторы (двигатели) были отклю-
чены или с них снято возбуждение.
В противном сбучае возможно их несин-
хронное включение, опасное с точки зре-
ния возникающих механических усилий.
Кроме того, возможно включение иа не-
погашенную дугу, горение которой под-
держивалось вращающимися по инер-
ции возбужденными синхронными ком-
пенсаторами (двигателями).
При оценке целесообразной кратно-
сти действия, осуществляемой устрой-
ствами АПВ, следует учитывать, что наиболее просто выполнять
однократное АПВ в отношении как самого устройства АПВ,
так и готовности к повторному включению выключателей.
Более сложное — двукратное АПВ, еще сложнее осуществ-
ление трехкратного АПВ.
Кроме того, как показывает практика эксплуатации, с уве-
личением кратности действий успешность каждого последующе-
го цикла АПВ резко падает. Так, по статистическим данным, в
СССР успешность АПВ линий в первом цикле составляет 60—
75, во втором— 10—15 и в третьем всего 1,5—3 %.
Условия, определяющие готовность выключателей к работе
с устройством АПВ той или иной кратности, оговариваются в
технических требованиях и ГОСТ.
Операции отключения и включения выключателей сокращен-
но записываются символами. Буква О указывает операцию от
ключения, В — включения. Например, если выключатель от-
ключился, затем через время /nay3bI t включился обратно устрой-
ством АПВ и вновь отключился, т. е. работа устройства АПВ
оказалась неуспешной, то этот процесс символически записыва-
ется так: О — /паузы i— ВО. Символическая запись О — /паузы i—
ВО — /паузы 2 — В обозначает, что выключатель отключился, за-
тем через время /паузы! устройством АПВ обратно включился,
затем снова отключился, опять включился устройством АПВ
через время /паузы 2 и остался во включенном положении (прои-
зошло успешное двукратное АПВ). Работа выключателя при
трехкратном АПВ записывается аналогично.
288
При выполнении устройств АПВ для воздушных выключате-
лей должны быть предусмотрены необходимые запасы сжатого
воздуха для обеспечения действия выключателя в соответствии
с установленной кратностью работы устройства АПВ; при этом
должна учитываться возможность включения выключателя на
неустраиившесся КЗ. Время между включениями выключателя
от устройства АПВ двух- и трехкратного действия должно вы-
бираться таким, чтобы у масляных выключателей восстанавли-
валась отключающая способность, а у воздушных — давление
в воздушной магистрали.
Подачу первого импульса на включение выключателя после
его отключения устройства АПВ осуществляют спустя 0,3—2 с,
время для второго включения ПУЭ определено в 10—15 с. Вре-
мя третьего автоматического включения для ^тройств АПВ
трехкратного действия составляет 1—5 мин.
Устройства АПВ запускаются либо от релейной защиты, ли-
бо прн возникновении несоответствия между положением клю-
ча управления и положением выключателя, либо при любом
отключении выключателя. В последнем случае предусматрива-
ется запрет действия устройства АПВ при отключении выклю-
чателя персоналом (дистанционно или при помощи устройств
телемеханики), а также при действии релейной защиты, после
которого не допускается повторное включение (например, после
действия дифференциальной защиты шин илн трансформато-
ров).
При пуске устройств АПВ от релейной защиты должно быть
обесточено надежное действие устройства АПВ прн кратковре-
менной работе защиты н быстром отключении КЗ выключате-
лем.
В СССР нашли применение схемы электрических устройств
АПВ двух типов.
В схемах первого типа для обеспечения однократности дей-
ствия используется проскальзывающий контакт реле времени,
в схемах второго типа используется разряд емкости конденса-
тора. Каждый из этих вариантов схем имеет свои преимущест-
ва н недостатки. В устройствах АПВ, содержащих реле времени
с проскальзывающим контактом, более вероятны случаи непра-
вильной работы из-за застревания контакта; в устройствах
АПВ, содержащих конденсатор, возможны пробои конденсато-
ра и неправильная работа из-за этого всего устройства АПВ.
Устройства АПВ, содержащие реле времени с проскальзы-
вающим контактом, могут быть выполнены работниками энер-
госистем самостоятельно из отдельных реле заводского произ-
водства.
Устройства АПВ конденсаторного типа поставляются заво-
дом в виде комплектного реле.
19—6678 289
Устройства приводов выключателей, обеспечивающих обрат,
ное включение выключателя после его действия за счет запа-
сенной энергии поднятого груза или сжатой (растянутой) пру-
жины, позволяют выполнять механическое АПВ. Такие устрой-
ства применялись на объектах 3—35 кВ и для своего действия
не требовали релейной аппаратуры и источников оперативного
тока. Основной недостаток механических АПВ — отсутствие
возможности регулировки времени повторного включения, что
определило относительно низкий процент успешного действия
(за счет излишнего быстродействия в первом цикле), другой
недостаток—сложность регулировки взаимодействия отдель-
ных деталей привода. По этим причинам в данное время вы-
ключатели с грузовыми или пружинными приводами оборуду-
ются электрическими АПВ, воздействующими на освобождение
соответствующей защелки спускового включающего устрой-
ства.
Работа устройств АПВ всех типов за 5 лет эксплуатации
характеризуется следующими данными: число комплекто-лет
устройств АПВ, учтенных в статистических сведениях, К=
— 192 022; процент успешной работы 58,4; процент неуспешной
работы 41,2; отказы в действии 0,4; периодичность успешной
работы 1,04, неуспешной работы 1,48 года.
Данные работы различных типов устройств АПВ на различ-
ных объектах приведены в табл. 8.1 и 8.2.
Таблица 8.1. Основные показатели устройств АПВ воздушных
линий электропередачи за 5 лет эксплуатации
Тил устрой- ства ЛПВ Наименование показа- । телей работы Показатели работы при напряжении. кВ
2—10 20—35 110—154 220—330 400—500
Трехфаз- Число комплекто-лет 65 131 28 623 19 745 2626 183
ное одно- Успешная работа, % 53,5 69,5 75 76,5 67
кратное Периодичность, годы: успешной работы 0,65 1,24 0,77 0,82 1,02
неуспешной 0,74 2,86 2,28 2,65 2,08
Трехфаз- Число комплекто-лет 937 3085 1453 82
ное мно- Успешная работа, % 56,2 78,1 80,5 77,2
гократ- ное Периодичность, годы: успешной работы 0,25 0,87 0,43 0,34 —
Пофазное неуспешной 0,34 3,1 1,75 1,17 —
Число комплскто-лст — 79 344 132
Успешная работа, % —* —» 73,2 80,7 59,5
Периодичность, годы; успешной работы — ч 0,43 1,28 1,32
неуспешной — — 1,16 5,6 1,94
Число комплекто-лет 66 068 31 708 21 277 3052 315
Все виды Успешная работа, % 53,6 70,5 75,5 77 64,5
Периодичность, годы: успешной работы 0,63 1,19 0,72 0,82 1,17
неуспешной 0,73 2,85 2,23 2,7 2,13
290
Таблица 8.2. Основные показатели работы устройств АПВ различных
присоединений за 5 лет эксплуатации
Тип устрой- ства АПВ Наименование пока- зателей работы Показатели работы
Смешанные линии Кабельные линии Шины Трансфор- маторы Прочие объекты
Трехфаз- Число комплекто-лет 15 288 22 843 7258 15 823 7631
ное одно- Успешная работа, % 56,2 45,3 64,8 60 64,4
кратное Периодичность, годы: успешной работы 1,3 4,13 15,5 J5,5 8,25
неуспешной 1,69 3,38 28,7 23 23,8
Трехфаз- Число комплекто-лет 225 471 — 6 57
ное мно- Успешная работа, % 68,3 43 — — —
гократ- ное Периодичность, годы: успешной работы 1,3 11,8 — ' —
Все виды неуспешной 2,8 8,9 — —
Число комплекто-лет 15513 23 314 7258 15 829 7688
Успешная работа, % 57 45 64,8 60 69,8
Периодичность, годы; успешной работы 1,3 4,18 15,5 15,3 8,2
неуспешной 1,71 3,42 28,5 22,8 19
8.2. ОДИНОЧНЫЕ ЛИНИИ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
Для воздушных и кабельных линий электропередачи, по ко-
торым производится питание потребителей с одной стороны,
установка устройств АПВ обязательна.
Целесообразность применения устройств АПВ для воздуш-
ных линий электропередачи очевидна и пояснена ранее. Работа
устройств АПВ на выключателях кабельных линий характери-
зуется меньшим процентом успешных действий, одиако целесо-
образность таких АПВ очевидна.
Успешная работа устройств АПВ, установленных на выклю-
чателях кабельных линий, объясняется тем, что отключение
этих выключателей происходит не только из-за КЗ в кабеле
(которое после обесточения линии, как правило, не устраняется
или если и устраняется, то из-за пережога жил кабеля), но и
при КЗ на сборках, выводах кабельных воронок или при по-
вреждении вводов к абонентам из-за перекрытия предохрани-
телей; в этих случаях после обесточения причина, вызвавшая
отключение кабеля, часто исчезает; отключение кабельных ли-
ний 3—6—ГО кВ происходит нередко под воздействием тока пе-
регрузки, который устраняется за время обесточенного состоя-
ния потребителя.
Ниже рассматривается действие устройств электрических
АПВ, устанавливаемых на линиях, имеющих одностороннее пи-
тание.
Устройство трехфазиого АПВ однократного действия с пу-
ском от релейной защиты. Последовательно с контактом выход-
19* 291
Рис. 8.3. Пример схемы устройства трехфазного АПВ однократного действия
с пуском от релейной защиты
ного реле защиты (рис. 8.3) в цепь катушки отключения вы-
ключателя включена обмотка реле KJ4.
После срабатывания выходного реле защиты обмотка реле
обтекается током и якорь реле притягивается. Замыкающим
контактом RT4.1 включается цепь самоудерживания до того
момента, пока разомкнутся вспомогательные контакты в цепи
отключающей катушки выключателя после отключения послед-
него. Необходимость такого самоудерживания выявлена опытом
эксплуатации, показавшим, что при отсутствии цепи самоудер-
жнвания время отпадания якоря реле КТ4 может оказаться не-
достаточным для того, чтобы произошел запуск устройства АПВ
(замкнулся контакт KLl,lt сработало реле КТЗ и замкнулся его
контакт КТ3.1),— такое явление может произойти при быстром
разрыве выключателем цепи тока КЗ и размыкании из-за этого
контакта реле КЬвых-
Контактом КТ4.2 включается промежуточное реле ЛХЛ за-
мыкающее цепь обмотки реле времени КТЗ. Проскальзываю-
щим контактом КТЗ.З обеспечивается заданное время действия
устройства АПВ. Конечный контакт КТ3.2, замыкаясь, деблоки-
рует схему.
Реле KL1 предотвращает возможность многократного вклю-
чения выключателя при застрсваиин проскальзывающего кон-
такта реле времени или приваривании контакта выходного реле
устройства АПВ. Для этого включающая цепь заведена через
размыкающий контакт реле KL1.3. Если включение производит-
292
ся на КЗ и включающий импульс не снимается, после действия
защиты реле KL1 переключает включающую цепь иа свою об-
мотку и остается во включенном положении до того момента,
пока не будет снят включающий нмпульс. Включенное состоя-
ние реле сигнализируется.
Реле времени КТЗ самоудерживается мгновенным контактом.
Проскальзывающий контакт КТЗ.З включает цепь параллельной
обмотки реле KL2. Так как время, в течение которого включена
эта цепь, незначительно, предусмотрено самоудсрживание реле
KL2 во включенном положении. Это реле выполнено двухобмо-
точным; последовательная обмотка включается контактами ре-
ле на время, пока включится выключатель н разомкнутся его
вспомогательные контакты.
Выдержка времени конечного контакта КТ3.2 выбирается
так, чтобы она перекрывала время отключсцря выключателя от
релейной защиты при включении на неустрапившееся КЗ. Если
выдержка времени конечного контакта КТЗ.2 будет меньше,
последует многократное включение выключателя. Время замы-
кания контакта КТЗ.2 равно сумме времен: замыкания про-
скальзывающего контакта КТЗ.З, включения выключателя, дей-
ствия защиты и отключения выключателя с временем запаса.
Когда после работы устройства АПВ предусматривается уско-
рение действия защиты на время, необходимое для быстрого от-
ключения нсустранившегося повреждения, время действия за-
щиты составляет примерно 0,1 с, время запаса выбирается
0,7—1 с.
Цепь для создания ускорения действия защиты обеспечива-
ется контактом КТ3.4.
Если выключатель включается на КЗ персоналом (дистан-
ционно или устройством телемеханики), то после отключения
выключателя он повторно нс должен включаться, так как име-
ется большая вероятность того, что причина, вызвавшая отклю-
чение, не устранена (например, персонал производит включение
после окончания ремонтных работ, когда могут быть оставлены
заземления илн выполнен недостаточно качественный ремонт).
Это требование достигается тем, что включение выключателя
персоналом производится путем подачи командного импульса
на реле КТЗ устройства АПВ.
С помощью рубильника 3 устройство АПВ можно вывести
из действия и перевести цепи включения непосредственно на
включающую катушку выключателя. Можно предусмотреть
автоматический вывод устройства АПВ из действия при вклю-
чении выключателя ключом управления или устройством теле-
механики, однако такое решение усложняет схему н не может
считаться оправданным.
Устройство трехфазного АПВ однократного действия с пу-
ском от несоответствия положения выключателя и положения
293
Отключение
Выключателя
и Включение
ВлакириВки ат
^прыгания™
Элементы
цстройстЗа.
АПВ
с реле РПВ-5В
Включение
Выключателя
Пуск
устрийстВа АПВ
Сигнал
исз.ъ
Рис. 8.4. Устройство однократного трехфазного АПВ с пуском от несоответ-
ствия; цепь 4—5 замкнута пакетом ключа управления при положении «вклю-
чено» и разомкнута при положении «отключено»
ключа управления (устройство ЧЭАЗ). При отключении вы-
ключателя релейной защитой возникает несоответствие между
положениями выключателя и ключа управления ЗА, которым
замкнута цепь 4—5 (рис. 8.4). По причине этого несоответствия,
после того как сработает реле KL1, включается реле времени
КТ. Это реле контактом КТ.2 вводит токоограничивающее со-
противление резистора R2 (для обеспечения термической стой-
кости обмотки реле КТ), а контактом КТ.1, имеющим заданную
выдержку времени, замыкает цепь разряда конденсатора С на
параллельную обмотку реле KL2^. Реле KL2 срабатывает и
удерживается контактом KL2.1 во включенном положении через
свою последовательную обмотку до того времени, пока вспомо-
гательные контакты ВК.1 выключателя разомкнут ее цепь по-
сле включения.
Однократность действия устройства АПВ создается конден-
сатором С, разряд которого происходит после замыкания цепи
контактом КТ.1.
Конденсатор сможет зарядиться вновь только после вклю-
чения выключателя, когда реле KL1 будет длительно обесточе-
но и его контакт разомкнут. Время заряда конденсатора со-
ставляет 16—20 с и может регулироваться изменением сопро-
тивления резистора R3. При отключенном выключателе
конденсатор С зарядиться нс может, так как постоянно заряд
294
стекает по цепи С — замкнутый контакт КТ.1— параллельная
обмотка реле KL2p — отрицательный полюс источника.
После отключения выключателя ключом управления один из
пакетов ключа размыкает цепь 4—5. Этим снимается оператив-
ный ток с контакта реле КТ2.1. Заряд с конденсатора стекает
по указанной выше цепи, так как реле КТ включено и его кон-
такт КТ.1 замкнут, а также через обмотку реле КТ на минус
источника оперативного тока.
Таким образом, после включения выключателя ключом уп-
равления или устройством АПВ повторное действие устройства
АПВ может произойти только после того, как зарядится кон-
денсатор С. Если включение линии электропередачи произведе-
но на КЗ, релейная защита произведет отключение раньше, чем
устройство АПВ будет готово к действию.
Для предотвращения многократных включений и отключе-
ний выключателя в случае длительной подачи включающей
команды и неустраняющегося КЗ в схеме предусмотрено ре-
ле ктз.
Если по какой-либо причине окажется длительно замкнутой
цепь на включение выключателя (например, из-за приварива-
ния контакта реле KL2.1) и выключатель включится на КЗ, то
под действием защиты он отключится. Обратного включения не
произойдет, так как в момент отключения последовательная
обмотка реле KL3 будет обтекаться током. Реле КТЗ сработает.
При этом контакт KL3.2 разомкнет включающую цепь электро-
магнита включения, контактом KL3.1 включится параллельная
обмотка реле КТЗ (реле останется во включенном положении
до тех пор, пока не будет разомкнута эта цепь самоудержива-
ния) и контактом KL3.3 замкнется цепь сигнализации о неис-
правном состоянии устройства АПВ или ключа управления.
Применение реле KL3 позволяет отказаться от использова-
ния механических блокировок от многократного срабатывания
(блокировок от «прыгания»), имеющихся в некоторых конст-
рукциях приводов выключателей.
Время действия устройства АПВ регулируется уставкой вре-
мени реле КТ.
Предусмотрена возможность осуществлять ускорение защи-
ты после (или до) работы устройства АПВ, Для этого возмож-
но использовать замыкающий (илн размыкающий) контакт
KL2.2.
Устройство трехфазного АПВ однократного действия с за-
претом действия при дистанционном оперативном отключении
выключателя. Используется устройство АПВ (ЧЭАЗ) (рис. 8.5).
Схема выполнена так, что обратное включение выключателя
производится при любом его отключении.
Для того чтобы не происходило повторного включения после
отключения выключателя ключом управления SA или устрой-
295
Рис. 8.5. Схема устройства однократного трехфазного АПВ с запретом дей-
ствия при отключении выключателя ключом управления или устройством теле-
механики без использования двухпозиционного реле фиксации
ством телеуправления, одновременно или несколько раньше за-
мыкания отключающей цепи подается импульс па запрет дей-
ствия устройства АПВ замыканием отрицательного полюса
батареи на точку а схемы, чем достигается разряд конденсато-
ра. Резистор R4 служит для ограничения разрядного тока.
Как указывалось ранее, для последующего действия устрой-
ства АПВ требуется время 16—20 с. При отключенном выклю-
чателе заряд емкости постоянно стекает через контакт КТ2.2
и параллельную обмотку промежуточного реле KL2 на отрица-
тельный полюс батареи. Таким выполнением предотвращается
автоматическое повторное включение линии после включения
на КЗ ключом управления или устройством телемеханики и от-
ключения выключателя защитой.
296
KL2.1 KL2 КН
Включено
TL-s?
От устройства
телеуправления
КВ
KL1.2 ВК.1 nY^
Отключено
KQT /Г/
KL1
ВК2 „Ж
.MCR2
КПЗ *—I
От устройства теле
{кту^.У\УпРа8леи^
KQT.1
KQ.3
КО.У [
KQ.1
KQC.1
KQ.2 Г
От защиты
WorjlKJI
КОвКА
XT
f?5
КТ 2
$
С
КТ.1 KL2
Рис, 8.6. Схема устройства однократного трехфазното АПВ с запретом дей-
ствия при отключении выключателя ключом управления или устройством теле-
механики с использованием двухобмоточного (двухпозиционного) реле фикса-
ции:
Положение контактов реле KQ
Путь тока
Замкнуты 3 и 4
1 и 2
Разомкнуты I и 2
3 я 4
Через обмотку К(?откл
Через обмотку XQBKj1
Блокировка от многократных включений н отключений при
любой неисправности, в том числе в случае приваривания кон-
такта реле KL2, обеспечивается, как и в схеме иа рис. 8.4, реле
KL3.
Другая возможность выполнения устройства АПВ для теле-
механизированных подстанций заключается в использовании
для пуска устройства АПВ двухпозиционного реле ио типу
РП-352 (рис. 8.6). Особенностью этого реле является то, что
прн прохождении тока по одной из его обмоток (первой) якорь
реле занимает определенное фиксированное положение, которое
остается неизменным и после прекращения прохождения тока
по пей. Другое фиксированное положение якорь реле займет
только при прохождении тока по второй обмотке. При наличии
такого реле в схеме управления выключателем применяются
297
ключ управления с автоматическим возвратом в нейтральное
положение или кнопки с автоматическим возвратом после за-
мыкания ими контактов в цепях «включить» и «отключить».
Устройство АПВ действует следующим образом.
При отключенном положении выключателя (исходном):
вспомогательный контакт ВК1 выключателя замкнут, под-
готовлена цепь включения выключателя;
реле фиксации положения KQ (типа РП-352) находится в
положении, соответствующем предварительному прохождению
тока по обмотке Кф-тк.ъ контакты KQ.1 и KQ.2 замкнуты, кон-
такты KQ.3 и KQ.4 разомкнуты;
контакт KQ.2 подает цепь минуса оперативного тока на раз-
ряд конденсатора С устройства АПВ.
контакт KQ.1 подготавливает цепь обмотки реле KQ.
После включения выключателя вручную или устройством
телеуправления (ТУ) срабатывает реле KQC, так как его цепь
замкнется вспомогательным контактом выключателя ВК.2.
Включается обмотка КфВКл реле KQ. Положение якоря реле
KQ меняется — замыкаются контакты KQ.5 и KQ-4; контакты
KQ./ н KQ-2 размыкаются.
Размыкается вспомогательный контакт выключателя ВК.1 и
реле KQT обесточивается. Конденсатор С начинает заряжаться
(как указывалось ранее, время заряда 16—20 с).
При отключении выключателя вручную или устройством те-
леуправления (ТУ) одновременно с подачей отключающей
команды на экстренное отключение выключателя YAT включа*
ется цепь обмотки KQOTM реле KQ (через контакт KQ.3). Реле
KQ переключается в положение, соответствующее отключенно-
му состоянию выключателя. Контакт KQ-4 размыкается и по-
этому, после того как сработает реле KQT (после замыкания
вспомогательных контактов выключателя ВК-1), с реле време-
ни КТ устройства АПВ оперативный ток будет спят и повтор-
ного включения нс произойдет.
При отключении выключателя от устройств защиты или са-
мопроизвольно возникает несоответствие между положением
реле фиксации KQ и состоянием выключателя. Реле KQ нахо-
дится в положении, при котором замкнуты его контакты KQ.3
и KQ.4. После отключения выключателя и срабатывания реле
KQT по цепи через контакты KQ.4 и KQT.1 включится реле вре-
мени КТ устройства АПВ. Последнее сработает после истечения
установленного времени. Конденсатор С разрядится на обмотку
KL2P. При этом контакт KL2.1 замкнется и снова включит вы-
ключатель.
Если КЗ иа линии не устранилось, произойдет отключение
линии. Вторичного включения от АПВ не будет происходить,
так как конденсатор С разрядился и заряд стекает через замк-
нутый контакт КТ.1 реле КТ и обмотку KL2$.
298
Реле KQ вернется в исходное положение после того, как пер-
сонал сквитирует ключ и приведет его в состояние, когда кон-
такты KQ.1 и KQ.2 будут замкнуты, a KQ-3 и KQ.4 разомкнуты.
После включения выключателя вручную иа КЗ АПВ не про-
исходит, так как конденсатор С еще не зарядился, а за время
его заряда КЗ будет отключено и реле KQT снимет оператив-
ный ток с реле времени устройства АПВ.
Устройства многократного АПВ, В СССР устройства АПВ
двукратного действия начали внедряться с 1955 г. Устройства
трехкратных АПВ пока практического распространения не по-
лучили, так как их использование связано, с одной стороны, с
установкой более сложной аппаратуры по сравнению с устрой-
ствами АПВ одно- и двукратного действия (требуется моторное
многоступенчатое реле времени) и, с другой стороны, возмож-
но при условии применения выключателей, пригодных для рабо-
ты в цикле трехкратного АПВ.
В энергосистемах США трехкратные АПВ применяются с
временем действия в первом цикле до 2, во втором 15 и в
третьем 60 с. Для энергосистем СССР время третьего цикла
устанавливается 5 мин.
Устройства АПВ двукратного действия можно выполнить,
используя два комплекта устройств однократных АПВ с разны-
ми временами действия или применяя специальную схему
(рис. 8.7),
В этом устройстве использованы те же элементы, что и в
схеме однократного АПВ (см. рис. 8.4), Цепь несоответствия,
определяющая возможность повторного включения, образуется
при автоматическом отключении выключателя, когда срабаты-
вает реле КТ1 и остается замкнутой цепь 4—5 ключа управле-
ния ЗА (т. е. когда положение контактора управления соответ-
ствует включенному состоянию выключателя). Срабатывает
реле времени КТ, Контакт КТ.З размыкается и включает рези-
стор R1, чем обеспечивает термическую стойкость обмотке реле
КТ, Проскальзывающим контактом КТ.2 спустя небольшое вре-
мя, определяющее время первой кратности, создается цепь раз-
ряда конденсатора С1 через обмотку указательного реле КН1
и параллельную обмотку реле KL2? на минус батареи.
Реле KL2^ срабатывает, самоудерживается последовательной
обмоткой и через обмотку указательного реле КНЗ, накладку
ХВ, контакт KL3.2 подает команду на включение выключателя.
При успешном АПВ выключатель остается включенным; ре-
ле KL1 обесточивается, реле КТ возвращается в исходное по-
ложение и конденсатор С1 начинает заряжаться по цепи: плюс
батареи — замкнутые контакты 4-5 — резистор R2—минус ба-
тареи.
Если АПВ неуспешно, выключатель отключится вновь и
опять сработает реле КТ1. Реле времени КТ снова начнет от-
299
Рис. 8.7. Устройство двукратного трехфазного АПВ; цель 4—5 замкнута паке-
том ключа управления при положении «включено» и разомкнута при положе-
нии «отключено»
Сигнал правоте реле KL3 | Злементы устройства двукратного | АПВ с реле РПВ -258
Включение реле времени, устройства АПВ
1~я кратность АПВ
2-я кратность АПВ
Запрет АПВ
БлокираВка от„прыгания"
Включение выключателя и пуск устройства
Отключение выключателя
Включение реле для ускорения действия защиты
Цепь ускорения защиты
счет времени и замкнет контакт КТ.2; при этом реле KL2 не
сработает, так как конденсатор С1 еще ие успел зарядиться
(время заряда 20 с). Последует замыкание конечного контакта
КТ.1, имеющего уставку 10—15 с, происходит подача вторичной
команды на включение выключателя, так как конденсатор С2
разрядится через обмотку указательного реле КН2 и парал-
лельную обмотку реле KL2 иа минус батареи; реле KL2 сраба-
тывает и подает команду на включение выключателя.
При неуспешном АПВ после вторичного включения выклю-
чатель опять отключится защитой, снова сработают реле KL1
и КТ, однако команд иа включение больше нс последует, так
как конденсаторы С1 и С2 ие заряжены.
При отключенном выключателе и включенном реле KL1 кон-
денсаторы С1 и С2 зарядиться не могут, так как их заряды по-
стоянно стекают через обмотки реле на отрицательный полюс
батареи.
В устройстве предусматривается цепь для осуществления за-
прета АПВ первой и второй кратностей путем подачи минуса
для разряда конденсаторов С1 и С2 по цепям с резисторами R4
и R5.
300
Ускорение защиты осуществляется после каждого срабаты-
вания устройства АПВ с использованием либо контакта KL2.2,
либо дополнительного контакта на реле KL1, управляющего
цепью реле КТ.1.
Реле KL3 осуществляет блокировку от многократных вклю-
чений выключателя в случае длительной подачи включающей
команды (например, из-за какой-либо неисправности устройст-
ва АПВ) при неустранившемся КЗ иа линии электропередачи.
После действия защиты или при подаче отключающей коман-
ды ключом управления размыкается цепь включения на контак-
тах KL3.2-, если одновременно подана команда на включение,
реле KL3 самоудерживастся контактом KL3.1, включающим па-
раллельную обмотку; одновременно подается сигнал.
Накладка ХВ позволяет отключить устройство АПВ и пере-
вести его действие на сигнал.
Механические двукратные АПВ из-за невозможности иметь
регулируемое (ие очень малое) время действия первой кратно-
сти оказываются малоэффективными. Поэтому такие АПВ да-
же в электросетях сельских районов заменяются на электриче-
ские АПВ, позволяющие иметь желаемое время повторного
включения. Повысить эффективность работы механических АПВ
првнципиальио можно, применяя механические АПВ двукрат-
ного действия.
В этом случае при неуспешное™ действия АПВ с первой
кратностью (ие имеющей регулируемого времени действия) ав-
томатически включается электродвигатель, который через ре-
дукторную передачу спустя 6—10 с после второго отключения
выключателя заводит механизм повторного включения (подни-
мается груз или затягивается пружина), и происходит срабаты-
вание спускового устройства. После вторичного включения вы-
ключателя цепь электродвигателя, приводящего в движение
редукторную передачу, автоматически отключается.
Сложность механических АПВ обусловливает целесообраз-
ность их замены электрическими АПВ.
8.3. ОДИНОЧНЫЕ ТРАНЗИТНЫЕ ЛИНИИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ
ИЛИ ПОДСТАНЦИЯМИ С СИНХРОННОЙ нагрузкой
Когда параллельная работа электрических станций или ча-
стей энергосистемы происходит по одиночным транзитным лини-
ям электропередачи без параллельных связей (рис. 8.8), то при
отключении участка линии нарушается их синхронная работа.
Данное обстоятельство необходимо учитывать при выполнении
устройств АПВ этих линий.
Рассмотрим принципы выполнения устройств АПВ, примене-
ние которых возможно в данных условиях.
АПВ на выделенный район. В нормальных условиях нагруз-
ка района распределена иа две части так, что в случае отклю-
301
Рис. 8.8. Пример схемы сети со связью по одиночным транзитам
чепия выключателя 5 (рис. 8.8) одна часть остается па питание
от энергосистемы, а другая часть — от местной электростанции.
Мощность электростанции сбалансирована с мощностью нагруз-
ки, выделяемой на питание от этой электростанции. Когда вы-
ключатель 5 включен, электростанция работает параллельно с
энергосистемой.
При повреждении участка АБ транзитной связи нагрузка
подстанции Б не может длительно питаться от станции, так как
это вызовет перегрузку генераторов станции и понижение ча-
стоты и напряжения в районе, оставшемся подключенным к
станции. В результате этого, если не будут приняты меры для
разгрузки генераторов, может произойти их отключение и по-
теря собственных нужд.
Для предотвращения такого развития аварийной ситуации
на выключателе 5 предусматривается защита, которая отклю-
чает его прн КЗ на участках АБ, БББ и шинах Вх. В качестве
выключателя 5 в ряде случаев используется шиносоединитель-
ный выключатель электростанции или подстанции.
Обычно для этой цели применяется направленная защита ак-
тивной мощности, действие которой контролируется реле пони-
жения частоты. При таком выполнении защита обеспечивает от-
ключение выключателя 5 прн понижении частоты и направле-
нии активной мощности от шин В2 к шинам Bi,
Аналогичные операции по выделению нагрузки выполняют-
ся при отключении участка БВ\ нли возникновении дефицита
мощности в энергосистеме, приводящем к снижению частоты.
Выключатели, отключившиеся устройствами защиты участ-
ков АБ и БВ[, включаются обратно от устройств АПВ, при этом
устройство АПВ выключателей 1 и 2 выполняется с выдержкой
времени и ожиданием исчезновения напряжения на линии, т. е.
с ожиданием момента отключения выключателя 5.
Если контроля исчезновения напряжения не предусмотрено,
то для исключения несинхронного включения на выключателе 5
302
Рис. 8.9. Изменение частоты на зажимах синхронного компенсатора после от-
ключения питающей липии;
а— схема питания; б — зависимость частоты от времени
устанавливается максимальная направленная защита, действу-
ющая без выдержки времени на отключение этого выключателя
при любом КЗ на линиях, отходящих от шин Bi в сторону энер-
госистемы, на линиях энергосистемы и линиях, питающих на-
грузку района, закрепленного за энергосистемой. В этом случае
участки АБ и БВ\ рассматриваются как линии с односторонним
питанием, т. с. потребители, питание которых закреплено за
энергосистемой, восстановят свою работу после успешного
АПВ выключателей 1 и 2, а защиты и устройства АПВ со сто-
роны выключателей 3 и 4 не устанавливаются (могут не уста-
навливаться и выключатели). Выключатели 1 и 2 оснащаются
устройствами АПВ тех же типов, что применяются для линий с
односторонним питанием.
Обратное включение выключателя 5, т. е. восстановление
нормальной схемы, осуществляется вручную или автоматически,
если напряжение иа шинах Bi восстановится и будет синхронно
с напряжением шин В3.
АПВ питающей линии в сочетании с автоматической, произ-
водящей при прекращении питания подстанции снятие возбуж-
дения с синхронных компенсаторов (двигателей). Весьма часто
на приемной подстанции, питающейся односторонне по линиям
электропередачи, устанавливают синхронный компенсатор для
поддержания уровня напряжения на шипах этой подстанции.
При отключении линии с питающего конца синхронный компен-
сатор (рис. 8.9) илн синхронные двигатели, установленные на
приемной подстанции, продолжают вращаться по инерции.
Вследствие этого процесс гашения дуги может затянуться и мо-
жет произойти несинхронное повторное включение возбужден-
ных синхронных машин. Последнее вызывает возникновение то-
ков несинхронного включения, которые создают повышенные
механические усилия в обмотках двигателя и на валу. На эти
условия синхронные двигатели обычно не рассчитываются. Ряд
303
конструкций двигателей, например тихоходные синхронные дви-
гатели, имеют пусковые характеристики, которые не обеспечи-
вают возможность ресинхронизации без снятия возбуждения.
Таким образом, для успешного АПВ липин время обратного
включения выключателя с питающей стороны должно быть
больше, чем сумма времени отключения синхронной нагрузки
или снятия возбуждения и времени гашения дуги. Для увеличе-
ния эффективности АПВ надо сочетать его действие с автома-
тикой, производящей после успешного АПВ линии обратное
включение синхронной нагрузки (например, обратным включе-
нием возбуждения при достижении подсинхроиной скорости).
Для ускорения действия АПВ линии отключение синхронной
нагрузки или снятие с нее возбуждения после отключения пи-
тающей линии должно быть произведено возможно быстрее.
Известно несколько способов выполнения автоматических
устройств, улавливающих отключение питающей линии. Необ-
ходимо отметить, что установка реле минимального напряже-
ния на приемной подстанции не обеспечивает быстроты дейст-
вия, так как напряжение на зажимах синхронных двигателей и
компенсаторов может поддерживаться длительно после отклю-
чения питания за счет вращения возбужденных машин по инер-
ции и вследствие действия устройств форсировки возбуждения.
Первый способ. Отключение питающей липни улавливается
реле частоты, реагирующим на частоту напряжения, поддержи-
ваемого синхронными двигателями или компенсаторами.
Уменьшение частоты вращения этих механизмов при отклю-
чении питания определяется выражением
Ди1а = ^, (8.1)
at
где Дш12 — уменьшение угловой частоты вращения; 612 — отно-
сительный угол между векторами ЭДС компенсатора (двигате-
ля) и системы.
В диапазоне снижения частоты вращения па 10—20% дви-
жение ротора синхронной машины можно считать равномерно
замедленным, тогда
_ 1 -^нагр юном
^la ~ "V" ~р т,
* *ном чш
(8.2)
где Рнагр — суммарная нагрузка, оставшаяся подключенной к
двигателю, включая потери; Гном — номинальная мощность дви-
гателя (компенсатора); тИн — постоянная инерции агрегата дви-
гатель— приводимый механизм, приведенная к РНоМ; <Вном =
= 2nfnoM — угловая частота в предаварнйном режиме.
Изменение угловой частоты можно определить из (8.2):
Гнагр
Ла ~ ~лГ ~ ~Р—
ГНом
“ном ,
тин
(8.3)
304
или в процентах по отношению к угловой частоте нормального
прсдаварийиого режима:
Дсо = — -5^-М00; (8.4)
тин Риом
при Тин л; 4,1 С
ia ъ 24-^-1. (8.5)
*11 ОМ
На рис. 8.9,6 показано изменение частоты вращения при раз-
личных отношениях Рнагр/^ном и тИн=4,1 с. Из рисунка видно,
что частота на зажимах статора за очень небольшое время с
момента отключения питающей линии уменьшается до значений
ниже уставок последних очередей автоматической частотной
разгрузки (46,5 Гц).
Например, при нагрузке иа GS, равной его трехкратной по-
минальной мощности, частота уменьшается до 44 Гц через
0,16 с, а прн нагрузке, равной половине мощности MS,— через
0,98 с. Если синхронный двигатель несет номинальную нагруз-
ку и работает параллельно с асинхронными двигателями, имею-
щими такую же загрузку, то снижение частоты до 46 Гц про-
изойдет примерно через 0,15 с.
Таким образом, в качестве индикатора отключения питаю-
щей линии может быть использовано реле частоты с уставкой,
меньшей уставки последней очереди частотной разгрузки.
Второй способ. Отключение питающей линии улавливается
устройством, реагирующим иа скорость изменения частоты. Ис-
пользуется различие в скорости изменения частоты при возник-
новении дефицита мощности в энергосистеме и при обесточснии
подстанции, имеющей снихроииый компенсатор (двигатель).
На рис. 8.10 показана примерная характеристика изменения
частоты при отключении 30% генерирующей мощности (пря-
мая /). Характеристика построена в предположении равномер-
но замедленного движения генераторов энергосистемы в диапа-
зоне уменьшения частоты от 50 до 40 Гц под влиянием дефици-
та активной мощности после отключения генерирующих источ-
ников. Постоянная инерция вращающихся масс энергосистемы
принята равной 15 с.
Понижсиис частоты энергосистемы ориентировочно опреде-
лено из (8.4) в предположении РНагР//%оМ = 1,3:
д/о/0 = Г3^8,7Л (8.6)
При меиьших сбросах генерирующей мощности скорость из-
менения частоты будет еще меньшей. На рис. 8.10 приведена
также характеристика изменения частоты на подстанции при
отключении питающей линии н сохранении подключенной к GS
нагрузки, равной примерно 50% мощности GS (прямая' 2),
20—6678 305
AT,% л Гц
О
4
8
12
16
20
О 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 t,c
Рис. 8.11. Схема устройства, реаги-
рующего на скорость изменения ча
стоты
Рис. 8.10. Изменение частоты на при-
емной подстанции при потере 30 %
генерирующей мощности
Сравнение наклона прямых 1 и 2 показывает, что прямая 2
спадает круче, чем прямая 1.
На рис. 8.11 приведена схема устройства, действие которого
основано на использовании указанной разницы в скоростях из-
менения частоты. Реле частоты KF1 и KF2 (на рисунке не по-
казаны) настроены на частоту срабатывания fi и f2. При пони-
жении частоты ниже fi (например, ниже 48 Гц) срабатывает
реле частоты KF1 и включает реле времени КТ. Если скорость
снижения частоты мала, реле времени КТ своим контактом
КТ.1 разомкнет цепь промежуточного реле KL раньше, чем
замкнутся контакты реле частоты KF2 (уставка f2 меньше ча-
стоты срабатывания /], например 47 Гц). Реле КТ ие сможет
замкнуть контакты и поэтому не действует иа отключение АГП
или GS.
Если частота снижается быстро, что имеет место при отклю-
чении питающей линии, реле KF1 замкнет контакт KF11 рань-
ше, чем реле КТ успеет сработать и разомкнуть контакт. Реле
KL срабатывает и продолжает самоудержнваться после того,
как реле КТ разомкнет контакт после установленной выдержки
времени. Реле KL производит отключение GS или снятие его
возбуждения.
Третий способ. Отключение питающей линии улавливается
реле активной мощности, включенным на ток питающей линии
и напряжение шин приемной подстанции. В нормальных усло-
виях активная мощность направлена к шинам приемной под-
станции. При отключении липни электропередачи переток ак-
тивной мощности в сторону шин приемной подстанции прекра-
щается и реле мощности замыкает цепь на отключение син-
хронной нагрузки или иа гашение поля (непосредственно или
через промежуточное реле). Если мощность синхронной нагруз-
ки невелика по сравнению со всей нагрузкой, вместо реле мощ-
ности может быть применено реле тока.
306
Под воздействием тока нагрузки в нормальных условиях
контакты токового реле разомкнуты. Они замыкаются при от-
ключении линии. Ток возврата реле должен быть больше, чем
ток, генерируемый синхронными двигателями при повреждении
на питающей линии.
Реле активной мощности (илн тока) целесообразно приме-
нять в комбинации с реле напряжения частоты. Индикация от-
ключения питающей линии электропередачи осуществляется
возникновением двух качеств: исчезновением перетока актив-
ной мощности, что устанавливает реле мощности, и понижени-
ем частоты, что выявляет реле частоты. Действие обоих реле по-
зволяет устанавливать па реле частоты уставку срабатывания
48—48,5 Гц без опасения его ложного действия при понижении
частоты в энергосистеме в результате возникновения дефицита
мощности, что в свою очередь ускоряет перевод синхронной на-
грузки в режим со снятым возбуждением (или отключение та-
кой нагрузки), т. е. позволяет ускорить действие устройств
АПВ со стороны питающей подстанции.
Варианты схемы устройства, производящего автоматический
съем возбуждения с GS с последующим обратным включением
возбуждения после успешного АПВ питающей линии, показаны
па рис. 8.12 и 8.13. Включение возбуждения производится или
спустя заданное время после того, как оно было снято, при ус-
Рис. 8.12. Схема устройства АПВ синхронного компенсатора с обратным
включением возбуждения спустя заданное время после его снятия:
Хц/ ,1 — контакт pf'flc активной мощности в питающей линии (замкнут при отключении
линии и отсутствии перетока активной мощности в сторону приемной подстанции); при
наличии реле КИСр цепь, показанная штриховой линией, разомкнута
2Q* 307
4*
/5/7
вк
КТ 5.1
KL8.H
КН 12
КН 13.
Отключение
8 „.......
___} МП
Отключение
КУМ KV'M KU.3 КТ 8.2^ LJ
КТ 81 ^КТ9,1^ ^KL7
~KL71 №
KL6.2
y////
^75Т~1-Г П”ЛЙ
^KWpH ш
^КУ'2 ~KVM
KU 7.2 КН 19
1_Г| Включение
KL6 АГП
R16
КТЗ
ктн
ah с КУ,!
ab о
В
ОтТУ‘
QmTV'
КТ 9.1 £
КТ8
От гасительного резис-
тора 3 цепи обмотки \
ЗазбужЗения 1
Рис. 8.13. Схема устройства АПВ синхронного компенсатора с обратным
включением возбуждения после достижения скорости близкой к синхронной:
KW.t.i—контакт реле активной мощности в питающей линии (замкнут ври отключении
линии и отсутствии перетока активной мощности в сторону приемной подстанции); при
наличии реле Л11;'р цепь, показанная штриховой линией, разомнута
ловии восстановления напряжения на шипах приемной подстан-
ции (рис. 8.12), или после того, как достигнута скорость, близ-
кая к синхронной (контролируется контактами реле КТ8.1
(рис. 8.13)).
Если напряжение за заданное время не восстановилось, т. е.
АПВ питающей линии неуспешно, то предусматривается отклю-
чение GS, Реле КТ8 реагирует на ток в обмотке ротора и пред-
ставляет собой промежуточное реле с замедлением при отпу-
скании якоря. Частота пульсаций тока в роторе при отключен-
ном устройстве АГП соответствует частоте скольжения. Вклю-
чение устройства АГП производится при значении скольжения,
равном 5%. Реле КТ 9 обеспечивает однократность импульса на
включение устройства АГП.
Устройства несинхронного АПВ выполняются по тем же схе-
мам, что и устройства АПВ для линий электропередачи с од-
носторонним питанием. Простота и надежность действия таких
308
КТ.?
Цепь
отклю-
чения
Рис. 8.14. Схема блоки-
ровки защиты при кача-
ниях
устройств АПВ определяют целесооб-
разность их применения для линий,
имеющих питание с двух сторон.
Допустимость применения несин-
хронного АПВ определяется теми же
условиями, что и допустимость осуще-
ствления несинхронного включения
линий электропередачи. Применение
несинхронного АПВ требует специаль-
ных мероприятий в отношении выпол-
нения релейной защиты.
Первая возможность выполнения
защиты. В качестве основной защи-
ты транзитных линий применяется защита, не реагирующая
на токи и напряжения при асинхронном режиме и синхрон-
ных качаниях. Такой защитой может быть диффереициаль-
но-фазная высокочастотная защита. В качестве дополнительной
резервной защиты от несимметричных КЗ устанавливаются за-
щиты, реагирующие на составляющие пулевой и обратной по-
следовательностей электрических величин; время действия этих
защит должно быть больше возможной неодновременностн за-
мыкания фаз выключателей и затухания токов в цепях защиты.
По данным опытов, время действия защиты должно быть не ме-
нее 0,15 с.
Резервные защиты от симметричных КЗ выполняются с вы-
держкой времени и реагируют на полные токи и напряжения.
Эти защиты снабжены блокировкой, включающей цепь при воз-
никновении нссимметрии и запрещающей действие после того,
как пусковой орган хотя бы 1 раз разомкнул контакт; этим
предотвращается возможность неправильной работы при увели-
чении периода качаний перед моментом втягивания энергоси-
стемы в синхронизм.
Схема блокировки приведена на рис. 8.14. Контакт К пуско-
вого органа, реагирующего на толчок величин обратной после-
довательности (контакт блокировки при качаниях), кратковре-
менно замыкает цепь реле времени КД
Если толчок возник вследствие КЗ в зоне действия реле со-
противления, последнее срабатывает и обеспечивает удержива-
ние реле КТ и его работу с заданной уставкой. Если толчок
возник при несинхронном включении и одновременно сработало
реле KZ, обмотка реле КТ будет включена до тех пор, пока ие
разомкнутся контакты реле в первом цикле качаний. После это-
го обмотка реле КТ включиться не сможет, так как ее цепь ра-
зомкнута контактом блокировки от качаний. Таким образом,
если перед втягиванием в синхронизм период качаний увели-
чится, это уже не сможет сказаться на действии защиты.
Для того чтобы защита не сработала непосредственно после
309
несинхронного включения, характеристику реле KZ желательно
иметь по возможности затрубленной по отношению к уравни-
тельным токам несинхронного режима, а защита должна дей-
ствовать с некоторой выдержкой времени (0,7 с и более).
Вторая возможность выполнения защиты. Для ликвидации
междуфазных КЗ на линии установлена дистанционная защита
со ступенчатой выдержкой времени, а для ликвидации замыка-
ний на землю — ступенчатая защита, реагирующая на ток и на-
пряжение нулевой последовательности.
Дистанционная защита от междуфазных КЗ снабжается
блокировкой, замыкающей оперативную цепь только при воз-
никновении толчка составляющих обратной последовательно-
сти иа время, пока замкнуты контакты пускового органа защи-
ты. Цепи измерения первой и второй зон дистанционной защи-
ты размыкаются спустя 0,2—0,3 с после возникновения толчка.
Время готовности блокировки к повторному действию устанав-
ливается больше суммы времени отключения выключателя за-
щищаемой линии с момента КЗ и его образного включения от
устройства АПВ.
Работа защиты и автоматики повторного включения проис-
ходит следующим образом. При КЗ линия отключается с обеих
сторон. С одной стороны линии время действия устройства АПВ
устанавливается меньше, чем с другой (но больше времени от-
ключения выключателя с противоположной стороны линии).
При включении выключателя с этой стороны линии вводится на
время 0,5 с ускоренная защита. Дистанционная защита от трех-
фазных КЗ с обеих сторон линии к этому моменту выведена
блокировкой, реагирующей на толчок величин обратной после-
довательности.
Если КЗ не устранилось, линия мгновенно отключается, ес-
ли устранилось, линия остается включенной.
С противоположной стороны устройство ожидает появление
напряжения (устройство НАПВ дополняется реле напряжения,
контролирующим восстановление напряжения на линии) нли
при отсутствии такого реле напряжения выполняется с време-
нем, перекрывающим время включения линнн с противополож-
ной стороны.
К этому моменту цепи ускоренной защиты, реагирующей на
токи качаний, устройствами АПВ выведены. Также выведены
из действия блокировкой от качаний дистанционные защиты от
трехфазных замыканий. Отключения линии под влиянием урав-
нительных токов после НАПВ ие происходит.
Так как линия после включения с одной стороны находится
под напряжением, маловероятно, чтобы в момент включения
выключателя с противоположной стороны линии на ней возник-
ло повреждение; однако ради осторожности целесообразно, что-
бы при работе устройства АПВ вводилась с обеих сторон линии
310
неселективная ускоренная защита от несимметричных КЗ с
временем действия 0,15 с. Это время, как было указано ранее,
отстраивает работу защиты от неодновременного включения
фаз выключателя.
Такое же время должна иметь первая ступень защиты от за-
мыканий на землю, если ее ток срабатывания не отстроен от
максимального значения тока при несинхронном включении.
Ускоренная иеселсктивная защита от несимметричных КЗ
выводится после того, как обратно будут введены первая и вто-
рая зоны дистанционной защиты. В случае возникновения пуль-
саций тока и напряжения после неселективного включения при
таком выполнении защиты ложного отключения не произойдет,
так как защиты, реагирующие на качания, автоматически вы-
ведены.
Следует отметить, что можно при несинхронном АПВ не
производить каких-либо усложнений в обычных схемах защи-
ты, допуская, чтобы в некоторых случаях после работы уст-
ройств АПВ защита производила отключения линии при отсут-
ствии на ней КЗ, уменьшая общий процент успешной работы
устройств АПВ.
Установка устройств НАПВ должна быть указана с типами
делительной автоматики, устанавливаемой в энергосистеме для
прекращения асинхронного режима. При наличии делительной
автоматики мгновенного действия обратное включение от уст-
ройств НАПВ в большинстве случаев будет приводить к сраба-
тыванию делительной автоматики и разделению энергосисте-
мы: работой устройства НАПВ будет только обеспечиваться
сборка транзитной связи до намеченной заранее точки раздела
энергосистемы.
При наличии делительной автоматики со счетчиком циклов
качаний или контролирующей продолжительность асинхронного
хода в течение заданного времени деление после работы уст-
ройства НАПВ произойдет только в том случае, если до момен-
та срабатывания делительной автоматики не произошла ресин-
хронизация.
При выполнении устройств ПАПВ в большинстве случаев
целесообразно устанавливать делительные автоматики с вы-
держками времени 15—30 с, производящие разделение энергоси-
стемы, если в течение этого времени по каким-либо причинам
не произошла ресинхронизация.
Быстродействующие АПВ (БАПВ) предназначены для обес-
печения повторного включения таким образом, чтобы угол меж-
ду векторами ЭДС разделившихся частей еще не успел достиг-
нуть значения бпр, при котором нарушается их синхронная ра-
бота. При БАПВ включение фактически тоже производится не-
синхронно, но в условиях более легких, чем при НАПВ. Таким
образом, БАПВ осуществляет обратное включение без пред-
311
шествующего кратковременного или длительного асинхронного
режима; успешное БАПВ сопровождается только затухающими
синхронными качаниями.
Быстродействующее АПВ ввиду малого времени бестоковой
паузы эффективно только при быстро проходящих повреждени-
ях (например, при перекрытиях изоляции в сырую погоду, гро-
зовых перекрытиях и т. п.). Для осуществления БАПВ должны
использоваться быстродействующие выключатели, позволяющие
осуществить малую бестоковую паузу, В энергосистемах СССР
БАПВ применяются только на линиях с воздушными выключа-
телями.
Время бестоковой паузы при БАПВ, допустимое по условию
сохранения устойчивости параллельной работы, определяется
расчетом устойчивости. Ориентировочно оно находится из сле-
дующих соображений: за время КЗ и отключенного состояния
транзитной связи векторы ЭДС не должны разойтись на угол,
больший угла бпр, прн котором возможно повторное включение
без асинхронного хода.
Угол бпр принимается равным примерно 60—70°. Если пред-
положить, что в предаварийном режиме угол 6Ном = 20°, то при-
ращение угла за время БАПВ будет
612==бпр—6ном = 40ч-50 . (6-7)
Если иа систему бесконечной мощности по транзитной линии
работают генераторы с нагрузкой Лыгр, то при разрыве линии,
предполагая равномерно ускоренное движение роторов машин,
в соответствии с (8.2) можно написать, рад,
л 1 ^нагр whqm
°13 = Ъ ~
4 ^ном
Учитывая, что соНом = 2л/'ном при тИн = Ю с, получаем
я о
512
1
2~
360 2тс-50 ^нягр j3 QQO ^>Д0ГР
t2.
(8.8)
(8-9)
Из (8.8) и (8.9) можно ориентировочно вычислить предель-
ное время бестоковой паузы выключателя, т. е. то время, пока
дугогасительные контакты остаются разомкнутыми.
Если РНагр/Рном= 1, т. е. если предположить, что генераторы
выдают всю мощность по транзитной линии, и принять = 50°,
в соответствии с (8.9) получим
/=0,23 с.
Устройства БАПВ применяются только на линиях, оснащен-
ных быстродействующей защитой. При времени действия защи-
ты 0,04 с время бестоковой паузы выключателя должно быть
установлено 0,19 с. Так как время гашения дуги выключателя
составляет 0,06 с, то для деионизации пространства дуги па ли-
312
нии электропередачи остается время 0,13 с. Это время, как бы-
ло указано ранее, является минимально допустимым для того,
чтобы после снятия напряжения с линии электропередачи
ПО кВ дуга повторно не зажглась.
Увеличение времени бестоковой паузы в цикле БАПВ увели-
чивает вероятность погасания дуги и восстановления изоляции,
но одновременно увеличивается вероятность нарушения синхро-
низма между частями энергосистемы.
Как следует из (8.9), увеличение времени бестоковой паузы
может быть допущено для случаев, когда по транзитной линии
передается часть мощности генераторов. Это может быть, когда
часть мощности потребляется местной нагрузкой, генераторы
загружены частично или предусмотрены специальные меры для
автоматического снижения мощности агрегатов (турбин), уско-
ряющихся после отключения транзитной связи (экстренным
торможением генераторов и, в частности, включением в цепь
статоров активных сопротивлений или быстрым закрытием до-
ступа пара в турбины).
При выполнении устройств БАПВ, производящих обратное
включение при значительных углах 612, следует предотвращать
возможную неправильную работу защиты от уравнительных то-
ков аналогично тому, как это производится при установке уст-
ройства несинхронного АПВ.
Отечественной промышленностью выпускаются быстродейст-
вующие воздушные выключатели без внешнего отделителя, ко-
торый заменен отделителем внутри бака выключателя. Гаси-
тельные камеры выключателей допускают рабочий ток 4000 А
и обладают номинальным током отключения до 69 кА,
У выключателя 500 кВ типа ВВНР последовательно вклю-
чены 10 гасительных камер. Гасительные камеры соединены
последовательно с воздухонаполиенным отделителем. Отдели-
тель имеет четыре одинаковых разрыва, каждый из которых со-
стоит из одного неподвижного и одного подвижного контакта.
При включенном выключателе в объемах гасительных камер
и отделителей воздуха, находящегося под давлением, иет. Для
отключения выключателя подается сжатый воздух к гаситель
иым камерам. Соответствующие клапаны управляются толкате-
лем, связанным с сердечником электромагнита отключения..
Гашение дуги производится струей сжатого воздуха прн разомк-
нутых контактах гасительных камер.
Одновременно сжатый воздух через обратные клапаны по-
дается к поршням отделителей, благодаря чему их контакты
раздвигаются по отношению друг к другу на необходимое рас-
стояние по условию сохранения электрической прочности про-
межутка и удерживаются сжатым воздухом в таком положе-
нии. После того как отделители разведены на требуемое рас-
стояние, происходит соединение контактов гасительной камеры.
313
При подаче сжатого воздуха в цикле отключения выключа-
теля подвижные контакты отделителя перемещаются, сжимая
возвратные пружины, поэтому для включения выключателя до-
статочно открыть выхлопной клапан. Воздействие на этот кла-
пан осуществляет сердечник электромагнита включения.
Выполнение БАПВ для описываемых выключателей дости-
гается путем подачи устройством АПВ обычного типа включаю-
щей команды с временем, перекрывающим сумму времени га-
шения дуги в гасительной камере и времени деионизации про-
странства электрической дуги в месте повреждения (0,2 с для
линий 110—220 кВ и 0,35—0,4 с для линий 330—500 кВ). Спу-
стя это время замыкаются контакты гасительной камеры — то-
коведущая цепь восстанавливается. При неуспешном АПВ, ког-
да причина, вызвавшая повреждение, не устранилась, происхо-
дит повторное действие защиты и полное отключение
выключателя.
При выполнении медленнодействующего АПВ выключателей
с внутренними отделителями включающая команда должна по-
даваться устройством АПВ уже тогда, когда отделители полно-
стью разошлись, поэтому бестоковая пауза прн таком АПВ
складывается из времени, в течение которого размыкаются кон-
такты отделителей, раздвигаясь на расстояние, определяемое
электрической прочностью промежутка (0,14—0,16 с), и време-
ни включения выключателя (0,8—1,0 с).
Быстродействующее АПВ может применяться в сочетании с
другими видами АПВ (например, на одиночных линиях —
с О АПВ, на параллельных линиях —с ТАПВ, причем в послед-
нем случае при наличии параллельных связей, когда отключе-
ние одной из'них не приводит к нарушению синхронизма, при-
меняется ТАПВ, а при выводе параллельной связи в ремонт на
оставшейся одиночной линии применяется БАПВ),
АПВ с улавливанием синхронизма (АПВУС) применяются
на одиночных транзитных линиях, а также на транзитных ли-
ниях, имеющих шунтирующие связи недостаточной пропускной
способности, если применение НАПВ или БАПВ невозможно.
Устройство АПВУС улавливает схождение частот несинхронно
работающих частей или фиксирует, что разность частот не прев-
зошла допускаемое значение. Устройство посылает командный
импульс на повторное включение выключателя, во-первых, при
достижении определенного диапазона разности частот и, во-вто-
рых, так, чтобы включение происходило при малых углах меж-
ду напряжениями (50—70°), Устройство АПВУС допускает в
принципе возможность осуществления повторного включения
при разности частот до 3—4% (1,5—2 Гц); конкретные значе-
ния этих параметров зависят от условий работы энергосистем.
Поскольку включение происходит при небольших углах, АПВУС
не сопровождается сколько-нибудь значительными толчками то-
314
Рис. 8.15. Устройство АПВ с улавливанием синхронизма;
а и б — структурные схемы цепей; переменного тока (а) и цепи запрета АПВ (б)
ка и асинхронным режимом. Иногда уменьшение скольжения
между несинхронно работающими частями для осуществления
АПВУС возможно только после мобилизации резервов мощно-
сти или разгрузки дефицитной части системы (вручную или
при помощи устройств АЧР). Повторное включение транзитной
линии после ее отключения н нарушения синхронизма между
генерирующими источниками производится с одной стороны ли-
нии электропередачи при отсутствии на ней напряжения, а с
другой стороны линии — при наличии (появлении) напряжения,
синхронного по отношению к напряжению шин.
Схема устройства АПВ аналогична схеме, приведенной на
рис. 8.4, но с дополнением реле, контролирующих отсутствие
напряжения на линии или шинах или синхронность напряжения
на шинах и линии (рис, 8.15).
Ожидание отсутствия напряжения достигается тем, что ми-
нус постоянного тока к обмотке реле КТ (см, рис, 8,4) подво-
дится через контакты реле контроля напряжения ил, присоеди-
ненного на напряжение линии. Выдержка времени реле КТ вы-
бирается больше времени отключения КЗ с противоположной
стороны линии (принимается, что при КЗ на линии со стороны,
где установлено рассматриваемое устройство АПВ, линия от-
ключается быстро, например первой ступенью дистанционной
защиты, а с другой стороны медленно, например второй или
третьей ступенью защиты).
Улавливание синхронизма с другой стороны линии в устрой-
стве АПВ осуществляется тем, что минус постоянного тока к
реле времени КТ будет подан только тогда, когда угол между
векторами напряжения на линии и шинах не превосходит угла,
при котором реле контроля синхронизма замкнет свои контак-
ты. Если напряжение на линии и шинах синхронно, реле конт-
роля синхронизма будет держать контакты замкнутыми и реле
КТ сработает, обусловив обратное включение. Если частоты
вращения векторов напряжения линии и шин отличны, т, е,
имеются биения (рис. 8.16), то работа устройства происходит
315
2
Рис. 8.16. Пояснение работы устройства АПВ с улавливанием синхронизма:
а — изменение угла между векторами ЭДС при несинхронном режиме; б —область ра-
боты реле времени устройства АПВ (область ограничена углом б|2)
следующим образом: реле КТ работает в зоне между точками
1 и 2, так как реле контроля синхронизма в этой области дер-
жит контакты замкнутыми (точка 1 соответствует моменту воз-
врата реле и замыканию его размыкающих контактов, точ-
ка 2— моменту срабатывания реле и размыканию этих контак-
тов) .
Команда на включение будет подана, если время замкнутого
состояния контактов будет больше нли равно уставке реле вре-
мени Точка 3 определяется уставкой срабатывания £ср реле
контроля синхронизма и параметрами выключателя. Эта устав-
ка должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы при подаче
включающего импульса в момент, соответствующий точке 2,
включение выключателя произошло в точке 3 при предельном
угле, не большем 6Г1Р=704-75°.
Обычно угол срабатывания бсР выбирается 40—55°. При ко-
эффициенте возврата 0,8 угол возврата бв = 32ч-460. Таким об-
разом, работа реле времени происходит в диапазоне углов 612:
612= Sep (1+&в), (8.10)
где kB — коэффициент возврата реле контроля синхронизма.
Если разность частот, т. е. частота биения
то за 1 с угол между векторами ЭДС изменится па
d-360/.s.
Углу поворота на 612 будет соответствовать время
t =-^-
360fs
Если на реле времени установлено время срабатывания fcp,
то частота биений при срабатывании будет равна
8,~ ^Cn( 1 Ч- *В)
^^=4бо^Л (8J4)
(8.11)
(8.12)
(8.13)
316
Рис. 8.17. Реле контро-
ля синхронизма:
а — диаграмма, поясняющая
принцип действия: б —
структурная схема, пояс-
няющая подключение Реле
контроля синхронизма к
трансформаторам напря-
жения
40-1,8
360-2
При Ав=0,8, 6ср=40°, /ср—2 с
-J0_(l +0,8) =
360-2
= 0,1 Гц.
При Ав = 0,85, бср = 55°, /Ср=2 с
/s=0,14 Гц.
В качестве реле контроля угла бср в устройстве по рис. 8.17
применено реле, реагирующее на геометрическую разность на-
пряжений. Таким реле может являться реле напряжения, в ко-
тором обмотки включены встречно. К одной катушке реле под-
ведено напряжение шин, к другой — напряжение линии от
трансформатора напряжения нли устройства емкостного отбора
напряжений, подключенного к лнннн (рнс. 8.18).
Реле срабатывает, если результирующий поток в сердечнике
реле станет больше потока, соответствующего напряжению сра-
батывания.
В соответствии с рис. 8.17,н
| Г7СР! = | /И/1 = | . (8.15)
Напряжению срабатывания Ucp соответствует угол 6ср. Если
принять | Ui | = | f/21, то
&7 = 2C7sin-^-. (8.16)
Задаваясь требуемой уставкой по углу бср, напряженно на
реле можно определить так:
UCp = 2U sin41. (8,17)
При ограниченной шкале реле расширять диапазон угла
между векторами напряжений дср, при котором реле срабаты-
вает, можно, если включить одну обмотку реле на напряжение
Uao, а другую па напряженно —UCo, в этом случае дополни-
тельный сдвиг между векторами напряжений составит 60°. Если
одна обмотка реле включена па напряжение Uao, а другая на
напряжение /Лс/УЗ, то дополнительный сдвиг будет 30°. Таким
образом, для реле, имеющего регулировку уставки срабатыва-
317
Рис. 8.18. Принципиальная схема подключения реле контроля синхронизма
к конденсатору связи на линии и трансформаторам напряжения на шинах:
а — схема включения; б — векторная диаграмма
KSP.i KL3.2
КГ2.5
KLC1.2
_____КТ2
КТ1.1
УлаВливание
синхронизма
при разности
частот до 0.7 Гц
ХТ2.2' ^бь1Х
KLC2.1 КТ3.1 КТ2А [
—>--Х-----i кТЗ
XLC2.2 I 1КШ КТ2.5 । ш
' !_>_A--J ртр
Реле для
Включения
Выключателя
УладлиВание
синхронизма
при разности
частот от
О, 7 до 1,3 Ги,
KL3.1
---------------
K7S.1 ВК.2
УлаВлиВание
синхронизм
при разности
частот ст
Реле для
создания
однократности
'ейстВия и Возвра-
та 6 исходное
положение
KL3
L
Рис. 8.19. Схема устройства АПВ с улавливанием синхронизма:
KSPJ—контакт реле давления (при установке воздушного выключателя); KLC1 и
K.LC2 — реле контроля синхронизма (обмотки этих реле на рисунке не показаны)
318
ння до 40°, шкалу уставок срабатывания можно расширить до
70 или 100°. Для учета возможности изменения знака угла меж-
ду векторами напряжений линии и шин, характеризующего, ка-
кая часть энергосистемы в предаварийном режиме принимала
или отдавала активную мощность, ставится второе реле.
Например, если одно реле действует при угле срабатывания
с регулировкой от +70 до —10°, то второе реле имеет уставку
от —70 до +10° (имеется диапазон изменения уставок до
±70°).
На первых порах внедрения АПВУС повторное включение
осуществлялось при разности частот 0,5—1 Гц. Для увеличения
эффективности работы АПВ с улавливанием синхронизма была
разработана схема, обеспечивающая включение на параллель-
ную работу с разностью частот от 0 до 1,9 Гц с максимальной
ошибкой по углу ±45°. Действие устройства происходит сле-
дующим образом (рис. 8.19 и 8.20).
Устанавливаются два реле контроля синхронизма с устав-
кой по углу срабатывания 45° (регулируется непосредственно
уставкой па реле или присоединением на напряжение шин и
линии, сдвинутые по фазе). Реле KLC1 включается так, чтобы
при совпадении фаз результирующая намагничивающая сила
(НС) была равна нулю и контакты KLC122 под действием пру-
жины были замкнуты. Реле KLC2 включается так, чтобы при
Переключение Результирующая НС Результирующая НС
контактов для реле KLC1 для реле KLCZ Переключение
реле КСС1 ----±г-—\ .контактов
180 I Пр Лр Kin
315° 45°
'Измерение Времени контактом K.J2.3^ 315°
Срабатывание НТ1
Пуск КТ2 \ /
Команда на Включение
Выключателя
ЗН1
Пуск КТ2
315°
Время /
проска ль зывающего
контакта.
КТ2 4
на Включение Выключателя
Выключатель
включен
‘вкл расч —
= 0-^с
Переключение контактов реле KLC2
Команда
Выключатель
Включен
~-О,ЧС
§
225s
в)
Т _ QJ
'бкл. расч-
= 0,4с
Команда
на включение
Выклю чате ля
Пуск КТ2
Время /
проскиг.ьзыВающего
нее такта
КТ2-5
Рис. 8.20. График работы схемы устройства ЛПВ (см. рис. 8,19) в зависимо-
сти от разности частот синхронизируемых напряжений:
а — включение при разности частот до 0,7 Гц; б — то же при разности частот 0,7—1,3 Гц;
в — то же при разности частот 1,3—1,9 Гц; Гвкл .,асч — расчетное время включении с мо-
мента подачи команды на включение до замыкания контактов выключателя (принято
ОД с)
319
совпадении фаз результирующая НС имела максимальное зна-
чение, вследствие чего были бы замкнуты замыкающие контак-
ты KLC2.1.
При угле между векторами синхронизируемых напряжений
менее 45° реле KLC1 через размыкающие контакты KLC1.2 по-
дает питание иа обмотку реле КТ1. Последнее имеет задержку
на отпадание якоря 0,15 с.
Размыкание размыкающих контактов и замыкание замыкаю-
щих контактов реле KLC1 происходят в момент времени, когда
угол между напряжениями станет больше 45°. При этом вклю-
чается реле времени КТ2, а обмотка реле КТ1 обесточивается.
После того как контакт КТ 1.1 разомкнется, реле времени КТ2
продолжает оставаться включенным по цепи самоудерживания
через мгновенный контакт КТ2.1.
Если разность частот невелика (менее 0,7 Гц), реле времени
сработает до того момента, когда угол увеличится сверх 360—
—45=315° и через контакт КТ2.3 обеспечит самоудсрживание по-
сле того, как контакты KLC1.1 разомкнутся. При этом замкнут-
ся контакты KLC1.2 и, поскольку контакт КТ2.2 продолжает
оставаться замкнутым, сработает реле ДХвых и включит выклю-
чатель.
Если размыкание контактов KLC1.1 произойдет до того, как
замкнется контакт КТ2.3, т. е. если разность частот будет более
0,7 Гц, обмотка реле времени обесточится и цепь ЛЕВых ра-
зомкнется контактом КТ2.2 раньше, чем замкнутся контакты
KLC1.2.
При разности частот синхронизируемых напряжений в пре-
делах 0,7—1,3 Гц успевает сработать проскальзывающий кон-
такт КТ2.4 в момент времени, когда замкнется контакт КТС2.1
и разомкнется контакт KLC2.2, при этом подействует реле
КТвътх-
Для включения выключателя при разности частот от 1,3 до
1,9 Гц добавляется часть схемы (показана штриховой линией
иа рис. 8.19), а к реле КТ2 пристраивается контакт КТ2.5.
Однократность действия и возврат схемы в исходное поло-
жение обеспечивают реле КТ5 и KL3.
На линии с двусторонним питанием всегда возможно одно-
стороннее отключение (например, из-за погасания дуги после
отключения с одного конца раньше чем с другого и резкого сни-
жения тока в канале дуги или при неправильном действии уст-
ройства защиты в момент КЗ иа смежных присоединениях).
Если отключение произойдет там, где контролируется отсутст-
вие напряжения па линии, по оно осталось от источника генера-
ции с противоположного конца, то АПВ не произойдет. Поэто-
му во многих случаях устанавливают как реле контроля отсут-
ствия напряжения (с целью обеспечения опробования линии),
320
так и реле улавливания синхронизма (для замыкания на па-
раллельную работу). Время АПВ устанавливается так, чтобы
не могло произойти одновременного включения выключателей
с обоих концов линии в условиях, когда линия отключена с
двух сторон.
В тех случаях, когда при отключении линии с обоих концов
шины подстаицви, присоединенной к одному из концов, могут
остаться без напряжения (например, из-за отключения генери-
рующей станции), устройство АПВ с улавливанием синхрониз-
ма действовать нс сможет. В этом случае параллельно контак-
там реле, контролирующего синхронизм напряжений, включают
контакты реле, контролирующего отсутствие напряжения на
шинах (при отсутствии напряжения иа шинах разрешается дей-
ствие АПВ выключателя линии).
Таким образом, схема устройства АПВ должна содержать
реле напряжения, разрешающее повторное включение выклю-
чателя при отсутствии напряжения иа шинах, реле синхрониз-
ма, ожидающее синхронизм напряжения линии и шин, и реле
напряжения, контролирующее отсутствие напряжения иа ли-
нии.
При отсутствии напряжения на линии и шииах работают
все три эти реле; при отсутствии напряжения иа линии или иа
шииах работают соответствующие реле напряжения, проверяю-
щие отсутствие напряжения; при наличии напряжения иа ли-
нии и шипах работают реле, улавливающие синхронизм этих
напряжений (см. рис. 8,15).
Устройство АПВ с улавливанием синхронизма ожидает на-
ступления условий, при которых допустимо произвести вклю-
чение частей энергосистемы на параллельную работу. Поэтому
такие АПВ можно рассматривать как устройства простейшей
автоматической синхронизации, облегчающей работу персона-
лу по осуществлению синхронизации (например, если по ука-
занию диспетчера производится выравнивание частоты в раз-
делившихся частях энергосистемы для последующего включе-
ния этих частей па параллельную работу или если условия,
приводящие к действию АПВ, наступают после работы уст-
ройств АЧР в той части отделившейся энергосистемы, где воз-
ник дефицит активной мощности).
Для органа контроля синхронизма АПВ линий электропе-
редачи ПО—750 кВ проводились работы создания автомата с
использованием полупроводниковых элементов. Во ВНИИЭ
изготовлен и прошел испытания на электродинамической мо-
дели и на одной из подстанций транзита 750 кВ Днепр — Вин-
ница макет АПВС, в котором основные элементы выполнены
на интегральных микросхемах. Диапазоны углов срабатывания
органа контроля (улавливания) синхронизма б = ±90°, сколь-
21—6678 321
жений s=±8°/o [19]. В отличие от других устройств новые уст-
ройства ВНИИЭ обеспечивают зависимость угла включения от
скольжения.
8.4. ТРАНЗИТНЫЕ ЛИНИИ ПРИ НАЛИЧИИ ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ СВЯЗЕЙ
При осуществлении АПВ линий, работающих в кольцевой
сети, необходимо учитывать следующие особенности.
1. Отключение одной из линий не вызывает перерыва элект-
роснабжения потребителей нли нарушения электрической связи
между подстанциями, поэтому время действия устройств АПВ
может быть выбрано несколько большим, чем для линий с од-
носторонним питанием; однако слишком увеличивать время
действия устройств АПВ не следует, так как быстрое обратное
включение может предотвратить разрыв электрической связи
между подстанциями из-за наложения друг на друга отключе-
ния других линий (например, во время частых грозовых пере-
крытий, особенно если не имеется грозозащитного троса).
Кроме того, обратное включение линий предотвращает пере-
грузку линий других участков кольцевой сети.
Автоматическое повторное включение особенно важно в тех
случаях, когда на подстанциях, от которых отходят линии, нет
дежурного персонала и выключатели линий нетелеуправляемы.
При отсутствии устройств АПВ обратное включение будет свя-
зано с большим временем и, следовательно, с длительным пере-
рывом в нормальной работе сети.
2, АПВ может быть успешным, если обратное включение вы-
ключателей с обеих сторон линии произойдет после того, как
линия предварительно будет отключена с обоих концов, в про-
тивном случае дуга в месте повреждения может ие погаснуть
и линия отключится вновь,
3. Кольцевая сеть может иметь одну, две и более точек пи-
тания. Подстанции кольцевых сетей с одной точкой пи-
тания в случае отключения одной из линий (например, для
ремонта) могут оказаться в режиме одностороннего питания;
в таком режиме каждое успешное действие устройств АПВ
предотвращает длительное обесточенне потребителей.
Для линий кольцевой сети с одной точкой питания приме-
няются устройства АПВ тех же типов, что и для линий с одно-
сторонним питанием. Устройства АПВ устанавливаются по кон-
цам линии и действуют на обратное включение выключателя
после его отключения.
Иногда для упрощения релейной защиты кольцевую сеть с
одной точкой питания размыкают, В таких случаях при КЗ на
линии режим электроснабжения двух частей сети осуществля-
ется так, как будто подстанции питаются односторонне; пере-
вод питания потребителей одной части сети на другую произ-
322
водится вручную или автоматически лишь в случае неуспешной
работы устройства АПВ.
При наличии двух параллельных связей устройства АПВ без
проверки синхронизма устанавливаются, если при отключении
одной связи допускается несинхронное включение другой после
ее отключения. Если несинхронное включение не допускается,
на линиях кольцевой сети устанавливаются устройства АПВ с
улавливанием синхронизма.
При наличии трех и более параллельных связей между
электростанциями кольцевой сети с несколькими
точками питания одновременное отключение всех связей
считается маловероятным, поэтому нет оснований для усложне-
ния устройств АПВ. На линиях устанавливаются устройства
АПВ без проверки синхронизма аналогично тому, как это де-
лается для кольцевой сети с одной точкой питания. Учитывая
возможность наложения аварий в ремонтных режимах, приме-
няют иногда устройства АПВ с контролем синхронизма. Такие
устройства АПВ обеспечивают повторное включение отключив-
шейся линии только при сохранении синхронной работы источ-
ников питания, например при сохранении в работе шунтирующих
связей. Устройства АПВ содержат органы, контролирующие
синхронность напряжения по обеим сторонам включаемого
выключателя; АПВ запрещается, если эти напряжения стано-
вятся несинхронными, что имеет место при отключении всех
шунтирующих связей.
Устройство АПВ с улавливанием синхронизма и контролем
синхронизма отличаются друг от друга тем, что первое осу-
ществляет АПВ при сохранении синхронизма или нарушении
синхронной работы, «улавливая» в последнем случае наиболее
благоприятный момент посылки импульса на включение выклю-
чателя в условиях достаточно большого скольжения, а второе—
осуществляет АПВ по истечении заданного времени, если син-
хронизм за это время не нарушился либо создались условия,
когда возникшее вследствие возмущения скольжение уменьши-
лось до допустимого значения.
Для параллельных линий устройства АПВ выпол-
няются па тех же принципах, что и для линий кольцевой сети.
Применяются - описанные ранее устройства АПВ, в частности
устройства АПВ с улавливанием синхронизма, а при допусти-
мости несинхронного включения — устройства НАПВ. Особен-
ность конфигурации сети позволяет проверять сохранение син-
хронизма между частями энергетической системы после отклю-
чения одной из параллельных линий без реле, контролирующе-
го синхронность напряжений, с помощью реле тока, включенно-
го на ток другой, оставшейся в работе линии.
Принцип построения схемы виден из рис. 8.21. Автоматиче-
ское повторное включение линии 1 разрешается при действии
21* 323
Рис. 8.21. Структурная схема
устройства АПВ с проверкой
синхронизма протеканием тока
по второй параллельной линии
токового реле, подключенного к
одному нз трансформаторов тока
линии 2, и наоборот. Если устрой-
ство АПВ выполнено по схеме па
рнс. 8.4, то контроль наличия тока
может осуществляться тем, что
цепь обмоткн реле времени КТ
комплекта устройства АПВ одной
нз параллельных линий заведена
через контакты токового реле, об-
мотка которого обтекается током
другой лнннн.
Для того чтобы токовое реле
надежно размыкало контакт при отключении лнннн с другого
конца, уставка возврата реле должна быть больше емкостного
тока лнннн.
8.5. УСТРОЙСТВА ТАПВ НА ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ
Включение воздушного выключателя от устройства АПВ до-
пускается только при условии, если перед первым отключением
выключателя давление в баках сжатого воздуха обеспечивает
завершение цикла первого отключения, повторного включения
от устройства АПВ н нового отключения, если КЗ ие устра-
нилось.
Так как при отключении выключателя происходит сброс дав-
ления [примерно 0,3 МПа (3 кгс/см2) в цикле срабатывания од-
ной фазы выключателя н прн нормальном давлении в магист-
рали сжатого воздуха], то, учитывая возможность включения
на неустраненное КЗ, давление после первого отключения и пе-
ред вторым включением от устройства АПВ должно быть боль-
ше минимального давления, при котором выключатель может
отключить КЗ, на указанное выше значение.
Таким образом, давление сжатого воздуха, при котором до-
пускается работа устройства АПВ, составляет: для выключате-
лей ВВН-35 — не менее 1,8 МПа, выключателей ВВН-220/7000
и ВВНР-500 — не менее 1,9 МПа, выключателей других типов—
не менее 2,1 МПа. При этом учитывается, что расход воздуха
на включение выключателя в цикле О—В—О (отключить —
включить—отключить) пополняется из объемов магистральных
воздуховодов.
Некоторые схемы управления воздушными выключателями
предусматривают контроль давления и контроль цепн пуска
АПВ контактным манометром по рнс. 8.22. Устройство АПВ мо-
жет начать действовать только в том случае, если после отклю-
чения выключателя, когда замкнутся контакты электромаг-
324
Рис. 8.22. Схема контроля цепей
пуска устройства АПВ воздушных
выключателей контактом KSP.1
реле давления KSP
KL.2
нита отключения ВКУлт, дав-
ление контролируемое контакта-
ми KSPJ манометра превышает
уставку срабатывания. В этом
случае действует реле /<£, кото-
рое контактом KL.1 самоудер-
живается, а контактом KL~2 за-
мыкает цепь пуска устройства
АПВ. Реле KL будет находить-
ся во включенном положении до
момента разрыва цепи само-
удержнвания на контакте элек-
тромагнита включения выключа-
теля BKyac- Уменьшение давления, которое может быть в про-
цессе цикла О—В, не прекращает действие устройства АПВ.
Чтобы обеспечить независимость работы устройства управ-
ления выключателем от возможных понижений давления воз-
духа в процессе действия выключателя, предусматривается
шунтирование контактов RL3.1 реле повторителя, контролирую-
щего давление воздушной магистрали (реле KL3 на рис. 8.23).
Шунтирование производится вспомогательными контактами
электромагнитов включения ВКЗгасг н отключения ВКЗуатСг
устанавливаемых дополнительно в цепи отключения, контроли-
руемой контактами выключателя в фазах А, В н С — ВК1 ва,
ВК1вь и ВК1Вс> замкнутыми прн включенных выключателях
одноименных фаз.
Надежность отключения достигается выполнением подхвата
отключающего импульса при помощи реле с последовательной
4- 5/!
|о~5]
/Г^посл BKfaa ВКЗШо
Лзащ
К1Л1
KL 5?пос,1 •'
КТЗ
пКп КТЗ КТ. 2
у у
QKSP.t KL3
ВК18а Wc
кт
R1
Рис. 8.23. Схема цепей управления воздушным выключателем
325
удерживающей обмоткой (реле Л£2ПОСл)- Последующая дебло-
кировка производится после отключения выключателя (после
того, как замкнется контакт ВК4улть и разомкнется контакт
ВКЗуать цепи отключения). Время деблокировки около 5 с, она
осуществляется реле КТ, имеющим задержку времени отпуска-
ния якоря при обесточснии обмотки.
Для облегчения работы контактов реле КТ используют три
последовательно соединенных контакта KTJ, КТ.2, КТ.З, как
показано на рис. 8.23. Конденсатор С и резисторы Rl, R2 пред-
назначены для улучшения искрогашення.
Еще одни вариант схемы управления воздушным выключа-
телем с установкой устройства трехфазного АПВ показан на
326
рис. 8.24 (разработан институтом «Теплоэлектропроект»). Осо-
бенностью варианта является осуществление АПВ с ожиданием
восстановления давления до заданной величины 1,6 МПа в слу-
чае его понижения в процессе реализации предварительной
команды отключения КЗ.
В схеме применено двухпозиционное реле KQ- При возник-
новении несоответствия между положением этого реле н вы-
ключателя в случае его отключения от устройства защиты кон-
такт реле KQ замыкает цепь реле типа РПВ-58 устройства АПВ
(см. рис. 8.4). Используется ключ управления 5А с автомати-
ческим возвратом в нейтральное положение. При включении
выключателя ключом управления или устройством телеуправ-
ления подается запрет на устройство АПВ путем разряда кон-
денсатора С через сопротивление R3. Этим предотвращается
возможность АПВ выключателя при его включении персоналом
на КЗ.
Контроль давления осуществляется контактом KSP.1 кон-
тактного манометра. При понижении давления ниже допусти-
мого контакт манометра размыкается и разрывает цепь обмот-
ки реле KL2 (обмотка КАЛ). В этом случае размыкаются кон-
такты KL2.2 и KL2.3 (снимается оперативный ток с включаю-
щих и отключающих электромагнитов выключателя, так как
работа выключателя при давлении ниже разрешенного не до-
пускается) .
Если давление восстановилось, контакт KSP.1 замыкается,
срабатывает реле AL2 благодаря оживлению током обмотки
aL2i; цепь включения и отключения выключателя восстанав-
ливается, также восстанавливается цепь устройства АПВ кон-
тактом KL2.1 (при обесточенни обмотки КТ2\ контакт KL2.1
разомкнут, благодаря чему при давлении ниже предельно до-
пустимого устройство АПВ автоматически выводится).
Последовательно с каждым из контактов КТ2.2 и KL2.3
включены удерживающие катушки KL22 н А£23 соответствен-
но. Сделано это для того, чтобы была завершена операция
включения или отключения в том случае, если в процессе вы-
полнения операций давление воздушной системы станет менее
уставки реле KSP, что может иногда скачкообразно произойти
па небольшое время.
Контакты KL2.2 и KL2.3 со своими удерживающими катуш-
ками KL22 и KL2s включены параллельно для увеличения на-
дежности оперативной цепн. Резистор R6 (500 Ом) обеспечива-
ет работу реле положения КОТ н KQC и в том случае, если дав-
ление воздуха станет менее 1,6 МПа.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ПОФАЗНОЕ АПВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
9.1. КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ И ОТКЛЮЧЕНИЕ ОДНОЙ ИЗ ФАЗ
В электрических сетях, где предусмотрено заземление нуле-
вых точек трансформаторов и автотрансформаторов, при от-
ключении одной из фаз по поврежденному участку может пере-
даваться мощность. Так как электрическое сопротивление участ-
ка с отключенной одной фазой возрастает, значение передавае-
мой мощности должно быть снижено (ориентировочно до 2/3
полной пропускной мощности участка). Это обстоятельство да-
ет возможность при устойчивых однофазных КЗ на линиях с
односторонним питанием, одиночных линиях с двусторонним
питанием, а также на линиях с отпайками переводить повреж-
денный участок на длительную работу по схеме две фазы —
земля.
Выявление повреждения на фазе, отключение, обратное
включение и последующее отключение этой фазы или всего по-
врежденного участка выполняют устройства пофазного АПВ
(ОАПВ). Так как переход на длительную работу по схеме две
фазы — земля требует ряда ручных операций со стороны персо-
нала (отключение разъединителей на поврежденной фазе, из-
менение уставок релейной защиты, разземление части нейтра-
лей для уменьшения влияния на провода связи), на устройство
ОАПВ при неуспешном повторном включении поврежденного
участка в большинстве случаев возлагается отключение участ-
ка тремя фазами. Такое выполнение упрощает устройство
ОАПВ.
Пофазпос АПВ наиболее эффективно для одноцепных силь-
но нагруженных транзитных линий. Время перерыва питания
по условиям сохранения устойчивости может быть увеличено
по сравнению с трехфазным в десятки раз (рис. 9.1).
Применение пофазного автоматического повторного включе-
ния имеет следующие отрицательные стороны:
появление значительных токов нулевой последовательности,
проходящих по земле в режиме две фазы —земля, что требу-
ет принятия специальных мер для уменьшения влияния на про-
вода связи;
необходимость выполнения пофазных выключателей и пофаз-
ного управления ими, что усложняет вторичные цепи, увеличи-
вает длину и количество жил контрольного кабеля;
необходимость увеличения капитальных затрат для установ-
ки выключателей с приемного конца на одиночных линиях с од-
носторонним питанием;
сложность устройств для выбора поврежденной фазы и ус-
ложнение релейной защиты, работающей совместно с этими
устройствами.
328
<§-/7 50 100150 200250 300350400 450 L}KM
Рис. 9.1. Зависимость допускаемого времени отключения линии электропере-
дачи тремя и одной фазой с последующим повторным включением от устрой-
ства трехфазного или пофазного АПВ по условию сохранения устойчивости
передачи, по которой станция выдает мощность в энергосистему; /0ТКл — вре-
мя отключения повреждения
Рис. 9.2. Токи в месте КЗ на
землю одной фазы в сети с
большим током замыкания на
землю
При коротких замыканиях на землю одной из фаз сети с
глухозаземленной нулевой точкой напряжение поврежденной
фазы (например, фазы А на рис. 9.2) в месте КЗ равно нулю.
Ток в месте КЗ
_ £л —о _
Lak~ Z ' 'Г ’
где Z — эквивалентное сопротивление петли КЗ; Ед—Енома—
номинальное значение ЭДС фазы А.
Пользуясь методом симметричных составляющих, этот ток
можно представить как геометрическую сумму токов прямой,
обратной и нулевой последовательностей (табл, 9.1):
Lak ~ Laik + Lazk + Lok-
Токи КЗ в неповрежденных фазах 7Вд=0 и /ск=0; следо-
вательно,
О = Lbik + Lb2K + Lok
и
О — / 4- / 4- /
LciK LC2K “ Lok-
Эти условия и условие (9.1) удовлетворяются, если
Laik = La2k “ Lok\ (9'2)
Lak = Чок- <9’3)
329
Появление токов Iaik, Iazk и Iqk сопровождается возникнове-
нием в системе напряжений соответствующих последовательно-
стей.
В месте КЗ для фазы А
^ = ^ + ^ + 1^ = 0. (9.4)
По мере удаления от места КЗ напряжения UA2 и VAq умень-
шаются, а напряжение С/л1 увеличивается.
Напряжение той нли иной последовательности на подстан-
ции М равно геометрической сумме напряжений данной после-
довательности в месте повреждения и падения напряжения со-
ответствующей последовательности в сопротивлении этой же
последовательности:
(ZaiM Ч.А1К ’>
^А2М ~ ^А2Д !_А2 ^2МК>
II — II Д_ 7Л7Д 7
*ДА0М “ „Аок“ £ао ^омк*
(9.5)
В (9.5) индексом Л4К обозначен участок сети между под-
станцией М. и точкой короткого замыкания К.
Учитывая (9.5), определяем напряжение поврежденной фа-
зы в месте установки реле на подстанции Л1:
г2л« - S Z™K + 1% z^- О-6)
Напряжение обратной и нулевой последовательностей у ис-
точника питания равно нулю, так как векторы ЭДС образуют
симметричную трехфазную систему. Для этой точки (9.5) мож-
но представить следующим образом:
^ai “ ^нома = ^aik + Laik (9.7 а)
° = + (9.76)
° = ^ + 6^ <9-7в)
где Еномл — номинальное значение ЭДС фазы Л; SZi, SZ2 и
SZo— сопротивления прямой, обратной и нулевой последова-
тельностей системы, приведенные к месту КЗ.
Схема замещения для расчетов КЗ определяется из анализа
(9.7).
Учитывая, что при однофазном КЗ в месте КЗ соблюдаются
условия (9.2) и (9.4), имеем
£,»„4 = £oJS21 + 2Zs + SZ0). (9.8)
Следовательно, схема замещения должна представить после-
довательное соединение приведенных к месту КЗ сопротивле-
331
330
Рис. 9.3. Схемы замещения для расчета токов при однофазном КЗ в сети
с глухозаземленной нулевой точкой:
а — общий случай; б — для линии с односторонним питанием и заземлением нулевых то-
чек трансформаторов на питающем и приемном концах
ний SZi, SZ2 и SZ0, к которым приложено поминальное фазное
значение ЭДС (рис. 9.3).
Ток в месте КЗ
З^ном.4
Сак ez^sZjj-j-SZo '
(9.9)
Ток в любой точке сети определится как сумма токов, про-
ходящих по рассматриваемому сечению системы, в соответствии
с токораспределеписм в схемах прямой, обратной и пулевой по-
следовательностей. Если питание линии одностороннее (напри-
мер, со стороны Af), то сопротивления ZxN^Z^N — оо, а схема
замещения имеет вид, показанный иа рис. 9.3,6.
При обрыве одной фазы, на-
пример А (рис. 9.4,д), ток, про-
ходящий по этой фазе, равен
нулю, а напряжение между точ-
ками обрыва тип равно [}д.
Рис. 9.4. Схемы замещения при
обрыве одной фазы:
а — схема сети; б — схема замещения,
общий случай; в — схема замещения
при одностороннем питании
Это напряжение может быть
представлено как возникновение
в месте обрыва продольной
ЭДС
^о3р-^ь (9.Ю)
накладываемой на симметрич-
ную систему напряжений преда-
варийного режима.
Из изложенного следует, что
во время цикла ОАПВ (под
временем цикла линии до мо-
мента ее обратного включения),
так же как и при режиме две
фазы — земля, в системе возни-
кает песимметрия токов и на-
332
пряжений и в земле проходит ток. Этот ток примерно равен
току нагрузки оборванной фазы в предаварийном режиме. Бо-
лее точно расчет токов производится исходя из следующих со-
ображений. Так как ток /л=0, то согласно основным соотно-
шениям метода симметричных составляющих
/Л = /л1 + /Ла + /о = °- (9Л1)
Составляющие прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей продольной ЭДС в месте обрыва равны:
^Л>=£л2 = ^О = 4-^ <9'12>
Эти составляющие продольной ЭДС приложены между точ-
ками обрыва т и п в схемах замещения прямой, обратной и ну-
левой последовательностей.
В соответствии с (9.12) точки т2 и т0 с одной стороны
обрыва имеют одинаковые потенциалы и могут быть соедине-
ны; также эквипотенциальны точки и п0 с другой сторо-
ны обрыва.
Расчетная схема соответствует показанной на рис. 9.4,5. Для
случая одностороннего питания схема замещения примет вид,
изображенный на рис. 9.4,в.
Расчетные выражения, определяющие правомерность схемы
замещения, могут быть получены аналитическим путем. Так как
система уравнений (9.7) является общей для любых несиммет-
ричных режимов, то, принимая Ei_M=EiN=EUOK.^ и вычитая
из (9.7а) вначале выражение (9.76), а затем (9.7в), получаем
£«„„.* = ^, S2. - 2Z" <9'1 За)
и
* = /д, 22, - /02Z„. (9.136)
В соответствии с (9.11)
'Л2=-Чл1 + У- (9Л4)
Следовательно, (9.13а) можно представить так:
^ном.ф “ ^Zx + (/Л1 + /о) ^-^2 = £д[ (2^1 + + 70SZ3. (9.15)
При решении (9.136) и (9.15) и исключении 7р получаем
^ном.ф (SZs-J-SZq) =-Ia\
+SZ2SZ0] =l_Ai [SZi (SZ2+SZo) +SZ2SZ0]
или
= /A,[sZ,+ ]. (9.16)
333
Рис. 9.5. Одностороннее отключение поврежденной фазы в цикле ОАПВ при
однофазном КЗ фазы А:
а — схема сети (индексы 1, 2, 0 соответствуют прямой, обратной и нулевой последова-
тельностям); б— схема замещения; а—д — схемы замещения прямой, обратной и нуле-
вой последовательностей. Зачернен отключенный выключатель поврежденной фазы
Таким образом, эквивалентное сопротивление схемы заме-
щения состоит из приведенного к месту разрыва сопротивления
прямой последовательности, соединенного последовательно с
включенными параллельно сопротивлениями обратной н нуле-
вой последовательностей.
Для анализа работы устройств релейной защиты и избира-
тельных органов ОАПВ важно знать изменение токов и напря-
жений при каскадном отключении фазы, замкнутой на землю.
Ниже рассматривается каскадное одностороннее отключение
поврежденной фазы с питающего конца линии электропереда-
чи (рис. 9.5). Фаза А отключена со стороны подстанции М; со
стороны подстанции N все три фазы остаются включенными.
Представим исследуемый режим в виде трехфазной системы,
в которой помимо ЭДС Еф действуют еще ЭДС ЕОбр, включен-
ная в сечение тп обрыва, и напряжение в месте КЗ UK. Сов-
местное действие ЭДС и напряжений такое, что соблюдаются
условия токораспределення по фазам трехфазной сети, харак-
теризующие рассматриваемый вид повреждения. Эти условия
следующие (А. Б. Чернин):
1) по поврежденной фазе в месте обрыва ток не проходит:
/лск = 0;
2) в ответвлении КЗ токи в неповрежденных фазах отсутст-
вуют: /вк —7ck=0, а в поврежденной фазе =
3) так как со стороны подстанции F пет генерирующей мощ-
ности, а нейтраль трансформатора подстанции F заземлена, то
по участку FK к месту КЗ проходит по всем фазам один и тот
334
же ток, равный току нулевой последовательности:
= /с^; Дгк = у/ж=0;
4) напряжение поврежденной фазы в месте однофазного КЗ
равно нулю: £7л*=0.
Из расчетных схем отдельных последовательностей токов,
напряжений и сопротивлений (рис, 9.5,5—5) видно, что
= = (9-17)
& = & = <9’18>
IJ к = /J6p + /РК; (9.19)
= (9.20)
В замкнутых электрических контурах сумма ЭДС и падений
напряжений равна пулю, поэтому:
из рис. 9.5,в
= (9-21)
из рис. 9.5,г
-Wp-l'm = /23PZ?K; (9.22)
из рис. 9.5,5
— Щбр —Щ = ^бр^к. (9.23)
Так как по условию, характеризующему рассматриваемую
несимметрию, /лобр=0, то
(ЙР + {2ДР-НобР:=О-
т. е.
/•бр = — (/»бр + /»бр) = 0. (9.24)
Из условия 1вк = !ск~® следует, что
й = (9-25)
Так как = 7*>р (рис. 9.5, в) и I*. — (рис. 9.5, г), то при
учете^(9.25) выражение (9.24) можно преобразовать так:
/обР = _ 2/*. (9.26)
Из рис. 9.5,5 видно, что
(9.27)
С учетом (9.20) получаем
-1/k = (/k_/ok)Z« (9.28)
335
При подстановке значения из (9.28) в выражение (9.23)
имеем •/''Vyl
-’t/обр _ 706pz^„(7/c_./g/<)z^ (9.29>
Так как 7* = 1^А — 1°%>,
,gk = /»бр = _ 2/К = _ 2/овр, (9.30)
- щ6р; - 2£?лр z°к ~ ({°лр+2z??) zoK’
— Up, = _ 2/обр z°k _ 3/$> Z™. (9.31)
Сложим правые и левые части выражений (9.21), (9.22)» (9.23);
учтем при этом, что IJK = 0, т.е. U^A + + Uff — 0, а в месте об-
рыва U^p = U^p — 0 и U°^p = П°бр = П°бР. Получаем
£,л-3£„м’ = 1$^°к +
С учетом (9.30)
£,л - ЗС/gep = Z« + /°«Р Z™ - 2/?»р Z«K;
£м - Ззу» = /$ (Zf X + Zf X) - 2/?»р Z°X, (9.32)
Подставляя в это выражение значение П0обр из (9.31), имеем
=J9/°«р Zo™ = /?JP (Z’K + Z^~ 2/«jp z™
откуда
е1А = = & W* + Z?K + 4Z?X + 9ZSO
или
-Й” = ^0 = ZGK+ ZOK^. кпк+ 9ZFK <9-33)
Ток нулевой последовательности, подтекающий co стороны
подстанции М , = /£6р = — 2/°у, и в соответствии
с (9.33)
2Е
L^K=s Zfк + + 4Z°« + azj't ’ (9,34)
Ток нулевой последовательности, подтекающий co стороны
подстанции F,
336
с учетом (9.33) и (9.34)
ОС л
-°* = Z°^+Z°X+ 4Z^+9Z^ ' (9'35)
Из приведенных выражений видно, что токи нулевой после-
довательности, проходящие по линии MN со стороны подстан-
ций М и N в режиме каскадного отключения замкнутой на зем-
лю фазы, значительно отличаются по значению от токов, подте-
кающих к месту КЗ на линии MN в режиме, когда поврежден-
ная фаза линии включена со стороны как подстанции М, так и
подстанции N.
9.2. ТИПЫ ИЗБИРАТЕЛЬНЫХ ОРГАНОВ УСТРОЙСТВ ОАПВ
Выполнение устройств пофазиого АПВ возможно при нали-
чии специальных органов, которые определяют, какая из фаз
повреждена, и переводят действие защиты иа ее отключение.
Во время цикла ОАПВ мгновенные защиты, реагирующие на
токи и напряжения нулевой или обратной последовательности,
могут действовать неправильно. Такие защиты должны быть
затрублены или должны выводиться из действия иа период
цикла ОАПВ. В последнем случае быстрое отключение повреж-
дения иа линии возлагается на избирательные органы ОАПВ.
Наиболее просто избирательные органы могут быть выпол-
нены для линий с односторонним питанием.
С питающей стороны выбор поврежденной фазы произво-
дится токовыми реле, включенными на фазные токи линии. Мо-
гут применяться реле минимального напряжения, включенные
на фазные напряжения.
С приемной стороны избиратель-
ные органы в виде токовых реле в
фазах не могут быть применены, так
как при замыкании на землю повеем
фазам проходят одинаковые токи
пулевой последовательности. Выбор
поврежденной фазы можно произво-
дить с использованием реле напря-
жения, подключенных к трансформа-
торам напряжения шин высокого на-
пряжения приемной подстанции
(рис. 9.6). При однофазном КЗ на
линии напряжение поврежденной фа-
зы понижается и реле напряжения,
включенное иа эту фазу, замыкает
контакт, разрешая защите произвести
отключение выключателя повреждеи-
22—6638
h В С N защиты
Рис. 9.6. Схема избирателей
поврежденных фаз с реле
понижения напряжения:
а — цепи переменного напряже-
ния; б — цепи постоянного тока
337
Рис. 9.7. Схема избирателя поврежденной фазы с использованием реле мощ-
ности:
а — цепи переменного тока; б — цепи постоянного тока; в — векторная диаграмма
ной фазы. При одновременном действии двух или трех реле
напряжения, что может быть при замыкании двух фаз на зем-
лю, или при трехфазном КЗ, должна предусматриваться бло-
кировка выходных реле устройства, обеспечивающая отключе-
ние всех трех фаз выключателя.
Для выбора поврежденной фазы могут быть использованы
также реле мощности косинусного типа, включенные по схеме
на рнс. 9.7. Токовые обмотки реле включены на ток 3 /о, обмот-
ки напряжения — на напряжения фаз А, В, С. Контакты реле
соединены так, что цепь защиты на отключение выключателя
фазы А создается через размыкающий контакт реле, включен-
ного па напряжение /7Слг, и замыкающий контакт реле, включен-
ного иа напряжение Uan.
Цепь па отключение выключателя фазы В создается через
замыкающие контакты реле, включенного иа напряжение Цву,
и размыкающие контакты реле, включенного на напряжение
UAN. Цепь на отключение выключателя фазы С создается через
замыкающие контакты реле, включенного на напряжение Ucn,
и размыкающие контакты реле, включенного иа напряжение
VBn. Соответственно собирается схема и иа других присоеди-
нениях.
На векторной диаграмме (рис. 9.7,в) видно, что при одно-
фазном КЗ фазы А ток 3/э направлен так, что первое реле
срабатывает, а третье надежно тормозится, следовательно, схе-
338
Рис. 9.8. Схема избирателя фаз с использованием реле мощности косинусного
типа и питания обмоток напряжения со стороны треугольника силового транс-
форматора с соединением обмоток звезда с заземлением нулевой точки —
треугольник:
а, — цепи переменного тока; б — цепи постоянного тока; в — векторные диаграммы
ма четко выбирает поврежденную фазу. Нетрудно видеть, что
при однофазных КЗ других фаз избирательный орган работает
так же четко.
На приемных подстанциях, как правило, трансформаторы
напряжения устанавливаются на стороне низшего напряжения
силовых трансформаторов. Избирательные органы, выполнен-
ные с использованием реле мощности, позволяют осуществлять
их питание от трансформаторов напряжения, установленных иа
стороне треугольника силового трансформатора, соединенного
по схеме звезда с заземленной нулевой точкой — треугольник.
При этом учитывается, что определенному фазному напряже-
нию стороны звезды соответствует определенное междуфазное
напряжение стороны треугольника, Например, фазным напря-
жениям t/до, С/во и t/co стороны звезды на рис, 9.8,в соответст-
вуют междуфазные напряжения — Цс'А'’ —и —Ч.вгсг сто'
роны треугольника силового трансформатора, Включение реле
(рис. 9.7,а) можно выполнить в этом случае по схеме на
рис. 9.8,а, обеспечив одинаковую избирательность.
На рис. 9.9 показана схема токового избирателя для уст-
ройства ОАПВ, устанавливаемого с питающего конца линии.
Токовые реле КАд, КАВ н КАс являются токовыми отсечками,
включенными на токи поврежденных фаз, с зоной действия, ох-
ватывающей всю линию электропередачи. Если произошло од-
22* 339
KLA
, КАв____1—
/Йс /fZcU
Включение
пусковых
реле
.Kl.A.T-^KLB.2
KLB.1 KLC.2
KLC.1 KLA.Z
Включение реле ИL3(p
на отключение трех
раз при двух^и трех-
разных КЗ
KLA.3
KL3cp.1
---- ЧАТ. А
ВК.А
оио У АТ. В
Ил. И ।—।
KL8.3
KLgp.Z
Отключение
одной или трех раз
выключателя
8K.C
YAT.C
KLC.3
KLjtp.3
KLAA
KL8A
KLC.4
Пуск устройства АПВ
Рис. 9.9. Схема устройства ОАПВ с токовыми избирательными органами (реле
КАа, КАв, КАс) для питающего конца липни с односторонним питанием
Рис. 9,10. Схема включения из-
бирательного органа устрой-
ства ОАПВ с использованием
реле сопротивления
340
нофазное КЗ, то действует одно токовое реле и включает одно
из промежуточных реле K.LA, KLB или KLC, которое отключает
поврежденную фазу и пускает устройство АПВ. Последнее
производит обратное включение
выключателя. В случае неуспеш-
ного включения происходят по-
вторное отключение поврежден-
ной фазы и переход на режим
питания потребителя по схеме
две фазы—земля. При двух-или
трехфазном КЗ схема на рис. 9.9
предусматривает отключение
трех фаз с их последующим
АПВ. Отключение осуществляет
реле КАзф, которое включается
при действии двух любых реле
KLA, KLB нли KLC.
Для линий с двусторонним
питанием в качестве избирателя поврежденных фаз применяют
реле полного сопротивления, включенные на фазные ток и на-
пряжение, нли направленные реле сопротивления, включенные
на ток 7р=7ф-|-/г/о и напряжение поврежденной фазы.
Схема избирателя, выполненного при помощи реле полного
сопротивления, показана на рнс. 9.10. При КЗ на землю изби-
ратель, включенный на ток и напряжение поврежденной фазы,
измеряет сопротивление
1 I
i ZP! =
(9.36)
При замыкании на землю одной фазы (см. рис. 9.5,а) сопро-
тивление иа зажимах реле поврежденной фазы
у-ЛЩ | уЛ1К уМК 2Л1Л’
р — тМК
Прибавив и отняв в числителе и учитывая, что для
линий электропередачи Z™K ~ Z^K, имеем
ZP
тМк
1Ф
'Г
(9.37)
Таким образом,
zp=zw + ^L-(z"K-zr)
/ф
(9.38)
не является постоянной величиной н зависит от отношения то-
ков 1омк/1Фмк. Реле, включенные на напряжения неповрежден-
ных фаз, измеряют большие сопротивления. Если уставка сра-
батывания реле выбрана меньше минимального значения ра-
бочего сопротивления и учитывает его изменение прн качаниях
в цикле ОАПВ, требуемое избирательное действие будет обес-
печено.
Избирательные органы из реле полного сопротивления не об-
ладают необходимой чувствительностью для длинных и сильно
нагруженных линий электропередачи. В этих условиях более
удовлетворительное решение дают избирательные органы из
направленных реле сопротивления, включенных на фазные на-
пряжения и ток /ф+/г70 (рис. 9.11).
341
Рис. 9.11. Схема включения избирательного орга-
на устройства ОЛПЕ из направленных, реле со-
противления, присоединенных на напряжение
Г7р=17ф и ток Ipf===I0:
й — схема; б — характеристика реле поврежденной фазы
и линии электропередачи в осях R, /X; 2л — сопротив-
ление линии; AKZ — комплект реле сопротивпления
В соответствии с рис. 9.11 и 9.5,а такое реле измеряет сопро-
тивление
__ _ yMJf
z Z™$K + ^K(Z^-Z™) zMK -* +-°
” $к+ь$к 1 L /«*+*#"
При
%MK____y-MR
k> --- ~'
MX
(9.39)
Zp—Z\MK, т. e. сопротивление на зажимах реле пропорциональ-
но сопротивлению прямой последовательности от места уста-
новки реле до места КЗ. Реле действует, если это сопротив-
ление
|гр!
| и*
I L* “I- kL<>
<Zcpcos (<р —а),
(9.40)
342
где Zcp— уставка срабатывания реле, равная диаметру характе-
ристической окружности в осях Я, ]Х (рис. 9.11,6); <р — угол
между током и напряжением U$t подводимым к реле;
a — внутренний угол в реле, определяющий область максималь-
ной чувствительности; угол а обычно выбирается равным углу
защищаемой линии <рл—604-80°.
То, что геометрическое место точек, определяющих местопо-
ложение конца вектора Zp в осях координат R, jX, является ок-
ружностью с диаметром Zcp, нетрудно видеть из рнс. 9.11,6 и
выражения (9.40).
В треугольнике 6ZpZcp угол 0ZvZcp прямой, опирающийся на
сторону Zcp; следовательно, конец вектора Zp скользит по не-
которой кривой таким образом, что при любых значениях
cos(tp—а) треугольник прямоугольный; это возможно, только
если геометрическое место точек, описываемое концом вектора
Zp, является окружностью с диаметром ZcP.
Для обеспечения избирательности действия реле при КЗ че-
рез дугу вблизи места установки устройства ОАПВ иногда ха-
рактеристику направленного реле сопротивления н его тип вы-
бирают таким образом, чтобы зона действия охватывала шипы
подстанции с запасом 10—15% длины линии (характеристика
реле смещена на это значение).
Схемы устройства ОАПВ с избирательными органами из
реле сопротивления получаются сложными и содержат большое
количество контактов. Усложнение схем получается еще и по-
тому, что устройство ОАПВ не только выбирает, отключает и
включает обратно поврежденную фазу, но должно также:
обеспечивать отключение трех фаз при междуфазных КЗ,
неустранившихся однофазных замыканиях на землю и отказе
избирательных органов;
выводить из действия защиты, которые могут ложно рабо-
тать в цикле ОАПВ;
осуществлять защиту линнн от замыкания на землю, если
•такое повреждение возникнет в цикле ОАПВ;
защищать линии (хотя бы неселективно) при их переводе
на длительный режим работы две фазы — земля.
Сложность схем устройств ОАПВ является основным пре-
пятствием к широкому внедрению таких устройств в энергети-
ческих системах. Упрощение защиты и автоматики часто преду-
сматривает замену устройств пофазных АПВ трехфазными в
случае допустимости этого по условию режима работы системы.
9.3. СХЕМА УСТРОЙСТВА ОАПВ ВНИИЭ
На рис. 9.12 показана схема устройства ОАПВ-3, разрабо-
танная ВНИИЭ для линий 220 кВ. Действие устройства проис-
ходит следующим образом.
343
От защит,
отстроенных
от неполно-
дзазных
режимов
И
КТ2.1
KTZ.zy.
КТ 2.3^
KT5.Z
У- KL^.A
KLWB
KT5,1
КН
К выходному реле
защит, действующих
дез АПВ
(креле KLBb)XJ
От токовых реле
/ (разной отсечки
KLpA
Um защит,
не отстроенных
от неполныразных
режимов
N
KL1.1
KLa.Z ^KLb,3
KLg.Z ^KLC.3
KLC.Z KLR.3
KL^.C
KL3.1
KLC-1
R1
KL^c
KT1.3
KL1
КТЧА___
"ТГ KVQ
КЬъых
KL3.Z
KL3.3
pt т л КН
KL1.3 КТ2.5 г-|
KL7
KT1.1
К LI 2
KL6
KL 7.4
y.KTH,Z_________
KLa.4 KT1
KLB.4
KLC.4 M-
KL3.5
КТЧ.З
R5
KT1.Z
Рис. 9.12, Устройство ОАПВ-З ВНИИЭ:
а — схема включения вспомогательных реле,
344
KTZ
Я
КТ 4
KL1.5 KJ^
RZ
R3
От 8ыл'оЗно?о реле
защит,дейстРд^щи/
без APBfamf(LBblx)
°)
Рис. 9.12. Продолжение.
6 — схема цепей пофазного отключения выключателей; в — схема цепей пофазного вклю-
чения выключателей
При однофазном КЗ срабатывает реле КУо и от действия
защиты включается реле RL1. Это реле самоудерживастся кон-
тактом K.L1.1 до момента замыкания конечного контакта реле
времени КТ 1.3, осуществляющего автоматический возврат уст-
ройства. Контакт KL1.4 размыкает цепь реле КТ4\ контактами
KL1.2, KL1.3 и КЫ.5 подготавливаются цепи обмоток реле КТ2,
KL6, KL7 и KL3. Избирательные органы КВН.А, RL^.B и KLK.C
выбирают поврежденную фазу и включают соответствующую
параллельную обмотку реле К£рд, KL?b, КВрС. Реле КЛд, КЛв
и срабатывают. Эти реле самоудерживаются соответству-
ющими контактами KLa-3, KLS-3, KLC.3 через последовательные
(удерживающие) обмотки и отключают поврежденные фазы
(рис. 9.12,6).
Контактами КЬд.4, KL&.4, KLC.4 включается реле КТ1, а кон-
тактами K.La.1, KLb-1, KLc.l реле дополнительно самоудержива-
ются через параллельную обмотку (рис. 9.12,а). Цепь самоудер-
жнвания разрывается после срабатывания реле KL3 и размы-
кания его контакта KL3.1. Таким образом обеспечивается от-
ключение трех фаз в случае перехода повреждения на другие
фазы до момента срабатывания проскальзывающего контакта
КТ1.2 реле времени КТ1.
Реле КТ5 запускается от контакта КТ4.2 реле КТ4. Эти реле
имеют задержку на возврат. Контакт KJ4.3 реле КТ4 осущест-
вляет подхват реле КТ1 по цепи КТ4.3 — R4. Суммарное время
замедления реле КТ5 и КТ4 (около 0,5 с) должно обеспечить
возврат защит, отстроенных от неполнофазных режимов при
каскадном отключении поврежденной фазы линии. Цепь этих
345
защит контролируется контактом КТ5.2, который разделяет це-
пи защит, отстроенных и ие отстроенных от пеполнофазных ре-
жимов, а также создает возможность защитам, отстроенным от
цикла ОАПВ, производить отключение помимо контактов изби-
рателей.
Реле KL3 срабатывает после того, как замыкается проскаль-
зывающий контакт КТ 1.2 реле КТ1. Контактом KL3.5 реле са-
м©удерживается до размыкания цепи контактами КТ1.5, т. е.
до момента возврата схемы. Реле KL3 включает реле КТ2 через
контакт KL1.2 и контактом KL3.1 размыкает цепь самоудержи-
ваиия отключающих реле, чем достигается возможность после-
дующего включения выключателя от автоматики. Реле КТ2 кон-
тактами КТ2.1, КТ2.2 и КТ2.3 переводит действие схемы на от-
ключение трех фаз и контактом КТ2.4 восстанавливает цепь са-
моудерживаиия реле KLa, KLB и KLC.
Отключение трех фаз может производиться также через ре-
ле КАвых после того, как подействовало реле КТ5 (эта цепь ре-
зервирует отказ KLa, KLb и KLc).
Реле KL6 и KL7 производят включение линии с временем,,
определяемым уставкой проскальзывающего контакта КТ 1.2
реле времени КТ1. Включающая цепь заведена через два после-
довательно соединенных контакта реле KL6 и KL7 с целью уст-
ранить возможность неправильной работы устройства ОАПВ в
случае приваривания одного из контактов (рис. 9.12,в).
При возникновении повреждения на других фазах выходные
реле блокируются — дается запрет АПВ попарно соединенны-
ми контактами КТА, КТв и KLC шунтированием обмоток KL6 и
KL7 (рис. 9.12,а).
При двух- и трехфазных КЗ происходит немедленное отклю-
чение всех трех фаз без повторного включения, так как реле
КТ2 включается защитами через размыкающийся контакт реле
КУо, а реле KL6 и KL7 блокируются, чем обеспечиваются бло-
кировка пофазного АПВ и отключение трех фаз.
ВНИИЭ также разработал комбинированное устройство од-
нофазного и трехфазного АПВ (АПВ-503), выполняемого комп-
лектно, которое осуществляет пофазное АПВ при отключении
одной фазы линии электропередачи и трехфазное — при отклю-
чении трех фаз.
9.4. ЗАМЕНА ОАПВ НА ЛИНИЯХ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
УСТРОЙСТВОМ ТАПВ ДВУКРАТНОГО ДЕЙСТВИЯ И ПОФАЗНЫМИ
РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ
На линиях с односторонним питанием устройство ОАПВ требует уста-
новки выключателя на приемной стороне линии. В целях экономии аппара-
туры и упрощения вторичных цепей па линиях с односторонним питанием
вместо устройства ОАПВ можно применять устройства ТАПВ двукратного
346
действия и устанавливать пофазные разъединители, управляемые вручную
или телемеханически. На приемной стороне при этом выключатель не уста-
навливается, а для ускорения перевода на режим две фазы — земля при не-
успешном двукратном АПВ и устойчивом повреждении одной фазы устанав-
ливается сигнализация повредившейся фазы.
При такой схеме электроснабжения перевод на режим две фазы — зем-
ля производится с перерывом питания, что допустимо, так как, с одной сто-
роны, такие случаи весьма редки, а с другой — наличие одностороннего пи-
тания потребителей предполагает возможность перерыва питания на некото-
рое время.
Установка устройства трехфазного АПВ обеспечивает также АПВ шин,
что не имеет места при установке на линии устройства ОАПВ. В случае нс-
устранившегося однофазного КЗ па линии подстанция обесточивается. Это
обстоятельство должно учитываться при выборе схемы управления разъеди-
нителями и схемы питания устройств телемеханики (если подстанция теле-
механизирована). Проще всего иметь на приемной подстанции буферную ба-
тарею постоянного тока или источник оперативного тока, автоматически
переводящийся на питание от небольшого двигателя (например, внутреннего
сгорания), включаемого при обесточении подстанции.
Для действующих линий, где установлен и не демонтируется выключа-
тель на приемной стороне, пофазное АПВ может выполняться с автомати-
ческим переходом на работу двумя фазами при неуспешном действии ОАПВ.
С целью ускорения подачи напряжения потребителю при устойчивом повреж-
дении па одной из фаз линии необходимо провести ряд предварительных
работ.
1. Выяснить (с учетом ответственности электропередачи, вероятности
устойчивых замыканий из-за гололеда, дефектной древесины, дефектных изо’
ляторов и др.) целесообразность подготовки к работе двумя фазами линий,
которые оказываются в режиме одностороннего питания при ремонте других
линий. Для этой цели необходимо произвести испытание линии.
2. Провести расчеты и испытания для определения предельной мощности,
которую можно передавать по двум фазам линии по условиям влияния на
линии связи, асимметрии в генераторах и др.
Если опытная проверка покажет, что работа двумя фазами вызывает
недопустимые помехи в работе связи, рассмотреть условия допустимости
перерыва в работе связи на время неполпофазного режима и целесообраз-
ность применения мероприятий по ограничению мощности, передаваемой по
линии в неполнофазном режиме; разземлению части нейтралей трансформато-
ров для ограничения токов нулевой последовательности в неполпофазном
режиме; установки на линиях связи дрепажиых катушек или иных .устройств
для уменьшения помех,
3. Разработать для дежурного персонала инструктивные указания по
переводу линии на работу двумя фазами в аварийных условиях.
4. Разработать и выполнить на линиях и других элементах сети меро-
приятия по релейной защите и автоматике, позволяющие осуществлять пе-
ревод указанной линии на работу двумя фазами без задержки на подготов-
ку устройств к работе.
347
9.5. ВОЗМОЖНОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ
АВТОМАТИКИ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ ЭФФЕКТА ГАШЕНИЯ ДУГИ
ОДНОФАЗНОГО КЗ, АНАЛОГИЧНОГО ЭФФЕКТУ ПРИ РАБОТЕ ОАПВ
Сохранение электропитания на время гашения дуги при однофазном КЗ
по неповрежденным фазам и земле является достоинством ОАПВ. Для упро-
щения этой автоматики и повышения надежности ее работы предложено не-
сколько способов.
Групповое ОАПВ. Принцип действия группового ОАПВ иллюстрирует
рис. 9.13. Замыкание па землю любой линии электропередачи, отходящей от
шин питающей подстанции, вызывает включение одноименной фазы выклю-
чателя Q. При этом поврежденная фаза соединяется с землей — дуга одно-
фазного КЗ линии шунтируется, а линия не отключается. Из-за резкого
уменьшения тока в канале дуги опа в большинстве случаев гаспет, и после
отключения выключателя восстанавливается нормальная схема электроснаб-
жения. Время отключения выключателя Q 0,2—0,3 с.
Если однофазное КЗ на линии устойчивое, то после отключения вы-
ключателя Q ток по поврежденной фазе линии продолжает протекать и вы-
зовет действие защиты этой линии на се отключение тремя фазами. Выклю-
чатель Q теперь повторно не включается в течение некоторого времени.
Некоторые зарубежные фирмы предлагали вместо выключателя Q осу-
ществлять шунтирование однофазного КЗ проводящей струей жидкости, вы-
брасываемой гидропушкой. Принципиальный недостаток способа состоит в
том, что время отключения устойчивого повреждения затягивается, а место
КЗ переносится на шины подстанции.
Эти обстоятельства затрудняют выполнение па таком принципе группо-
вого АПВ прн междуфазных повреждениях. В СССР этот способ не нашел
применения.
Выполнение трехфазной сети с малым током замыкания на землю (с изо-
лированной или заземленной через компенсирующую индуктивную катушку
нейтралью). В сетях такого выполнения при замыкании одной из фаз на зем-
лю однофазного КЗ не возникает. Передача электроэнергии происходит по
трем фазам, а место повреждения выясняется персоналом по показанию
приборов. Дуга на землю из-за малого тока, проходящего через канал, пре-
Рис. 9.13 Групповое ОАПВ путем шунтиро-
вания однофазного КЗ выключателем по-
вреждевной фазы на шипах подстанции
348
рывастся — периодически гаснет и возникает вновь. Вследствие этого на не-
поврежденных фазах возникают повышенные напряжения, доходящие до 5—
5,5-кратпых од поминального фазного. Из-за этого происходят перекрытия
на землю неповрежденных фаз, т. е. междуфазные КЗ, часто в разных пунк-
тах сети, и срабатывание на отключение разных линий электропередачи.
Выполнить избирательное отключение при таких повреждениях доста-
точно сложно, поэтому длительная работа сети с однофазным замыканием
на землю считается недопустимой (для воздушных сетей 35 кВ при остаточ-
ном емкостном токе замыкания па землю более 7 А),
Однако в СССР компенсированные сети с дугогасящими катушками на-
шли значительное распространение, вплоть до напряжения 35 кВ, Для
подстройки катушки к емкости сети при изменениях конфигурации сети
применяются устройства автоматики, изменяющие индуктивность катушки в
зависимости от емкости сети. Воспринимающий орган автоматики реагирует
на минимум нсскомлеисированного остаточного емкостного тока замыкания
па землю при нормальной работе защищаемой сети.
Недостатки рассматриваемых сетей, ограничивающие их применение:
необходимость выполнения изоляции нулевых выводов силовых трансформа-
торов повышенной, из-за того что при замыкании на землю одной фазы на
линии электропередачи напряжение «нуля» может стать больше междуфаз-
ного (из-за кумулятивного возрастания напряжений при перемещающейся
дуге) и по этой же причине могут возникнуть многократные перекрытия фаз
на землю в разных пунктах сети. Как следствие — трудности с выполнени-
ем селективного отключения повреждений и селективной сигнализации места
замыкания с замкнувшейся на землю фазой.
Автоматический перевод сети (грехфазного тока при замыканиях на зем-
лю из режима с большим током замыкания jHa (землю в режим |с малым то-
ком замыкания на землю и обратно. Способ описан в [29], К упомянутым
электросетям в СССР относят сети до 35 кВ включительно, В некоторых се-
тях 110 кВ изоляция позволяет работать как с глухозаземлеппой нейтралью,
так и с нейтралью, заземленной через компенсирующую катушку.
Вариант технического выполнения предложенного способа поясняет
рис. 9.14.
Сеть нормально работает в режиме с большим током замыкапия на
землю. Для этого нейтрали трансформаторов соответстйующего напряжения
заземляют наглухо выключателем Q в одном или нескольких пунктах сети.
Таким пунктом может быть, например, питающая подстанция узла сетей
данного напряжения.
Параллельно выключателю Q между нулевыми точками обмоток соеди-
ненных в звезду силовых трансформаторов и землей устанавливается индук-
тивная компенсирующая катушка КК, настроенная приблизительно в резо-
нанс с емкостью узла сети при его работе в режиме с малым током замы-
капия на землю. Включение катушки производится по обычной схеме, т, е.
параллельно с разрядником, снижающим перенапряжения в случае их воз-
никновения, Если допускается работа сети с изолированной нейтралью без
се глухого заземления и без заземления через компенсирующую катушку, то
последняя не устанавливается.
349
Сеть 35к В
Рис. 9.14. Вариант автоматического перевода сети с большим током замыка-
ния на землю в режим с малым током замыкания на землю и обратно
В цепи заземляющего выключателя нейтрали включен трансформатор
тока ТА, его вторичная обмотка питает реле тока нулевой последовательно-
сти мгновенного действия КАо, контакты которого через промежуточное
реле ЛХ воздействуют; на цепь электромагнита отключения выключателя,
Электромагнит включения выключателя включен в цепь устройства АПВ.
Вся аппаратура собрана в комплекте АК.
Нормально заземляющий выключатель Q включен, и нейтраль глухо за-
землена. При возникновении однофазного КЗ на каком-либо участке сети
узла данного напряжения реле КА0 срабатывает и отключает выключатель
нейтрали. Сеть переходит в режим с малым током замыкания на землю.
За время прохождения через место повреждения большого тока замы-
кания и существования однофазного КЗ (в режиме работы и с глухим за-
землением нейтрали) причина, обусловившая возникновение повреждения,
часто самоустраняется (наброшенный на линию провод сгорает, грозовое по-
вреждение исчезает и т. п.). Дуга, появляющаяся вследствие перекрытия фа-
зы на землю, в большинстве случаев гаснет при переходе сети в режим с
малым током замыкания на землю после того, как разомкнется выключатель
в цепи глухого заземления нейтрали (или нескольких нейтралей).
Деионизация пространства дуги происходит за время бестоковой паузы
обратного включения указанных выключателей. Это время следует устанав-
ливать заранее, учитывая особенности сети (ее напряжение, конфигурацию,
места расположения подстанций, наличие нейтралей трансформаторов, кото-
350
рые заземлены, значения остающегося тока подпитки КЗ за счет неском-
пенсированного емкостного тока и т. п.).
Успешности гашения дуги способствует и то, что при нахождении за-
земляющего выключателя нейтрали в отключенном положении емкостный
ток через капал дуги компенсируется индуктивной катушкой, являющейся
дугогасящей.
Через заданное время, определенное по условию погасания дуги в дан-
ной сети, от устройства АПВ выключатель Q включается снова, восстанав-
ливая глухое заземление нейтрали.
Устойчивое замыкание на землю в большинстве случаев будет не дуго-
вым, а металлическим (например, из-за обрыва провода), при котором не
возникает опасных перенапряжений.
В этом случае можно допустить многократное изменение (двух- или
трехкратное) режима сети с большим током при замыкании па землю в
режим с малым током замыкания на землю и обратно. Эффект таких опе-
раций аналогичен эффекту работы устройств одно- и многократных ОАПВ
в сетях с большим током при замыканиях на землю, но выполненных более
простым способом.
Для правильной реализации рассматриваемого способа гашения дуги
важно, чтобы при возникновении однофазного КЗ па каком-либо участке
сети защита этого участка не сработала раньше, чем отключится выключа-
тель заземления нейтрали. Наиболее просто предусмотреть блокировку за-
щиты этого участка от реле тока нулевой последовательности этого же
участка. Однако такое решение может вызвать отказ в отключении защиты
при двойных замыканиях на землю разных фаз различных линий. Лучшей
блокировкой будет использование реле минимального напряжения АВ, ВС,
СА с уставкой срабатывания менее 0,7 С7Ыф.
Защиты, реагирующие на ток нулевой последовательности с временем
действия 0,25 с и более, отстроены от времени отключения заземляющего
выключателя и поэтому дополнительными блокировками не оборудуются.
Последние не нужны и быстродействующим защитам от междуфазных КЗ,
отстроенных параметрами срабатывания от тока при однофазном КЗ.
Конечное положение заземляющего выключателя Q (включенное или
отключенное) после исчерпания установленного количества обратных вклю-
чений при неустранении причины, вызывающей замыкание фазы в сети па
землю, определяется тем, в каком режиме предусмотрена дальнейшая рабо-
та узла сети.
Первый случай — дальнейшая работа предусматривается в режиме с
большим током замыкания на землю и автоматическим селективным отклю-
чением поврежденного участка релейной защитой.
Второй случай — дальнейшая работа предусматривается в режиме с ма-
лым током замыкания на землю с работой избирательной сигнализации по-
врежденного участка и его последующего отключения персоналом,
В первом случае после истечения заданной кратности повторного вклю-
чения выключателя нейтрали он остается включенным, а его защита тока
нулевой последовательности автоматически выводится па заданное время
(5—10 с). Это время должно превышать время отключения однофазного КЗ
351
поврежденного участка сети. Должно быть учтено время работы резервной
защиты от однофазных КЗ.
Вывод из действия цепи отключения защиты тока нулевой последова-
тельности заземляющего выключателя может быть осуществлен устройством
по схеме, аналогичной применяемой обычно в аппаратуре АПВ в цепи «вы-
вод защиты после АПВ».
На участках сети кроме защит тока пулевой последовательности с вре-
менем 0,25 с и большим желательно автоматически вводить быстродейст-
вующую защиту, которую надо было ранее отстроить от тока, возникающе-
го в моменты включения заземляющего выключателя в циклах его вклю-
чения.
Ввод быстродействующей защиты производится на заданное заранее
время в случае неуспешной последней кратности повторного включения за-
земляющего выключателя. Такой ввод на участках сети может быть осу-
ществлен устройством, фиксирующим кратность появления тока 70} соответ-
ствующую кратности включений заземления и переводящую сеть в режим с
большим током замыкания на землю, или, что более просто, фиксирующую
время, заданное для этого.
Во втором случае при устойчивом замыкании на -землю в сети выклю-
чатель в цепи заземления нейтрали после истечения заданного количества
включений остается отключенным. Его включающая цепь автоматически вы-
водится из действия. Обратное включение и перевод сети в режим с боль-
шим током замыкания на землю осуществляет персонал после того, как
будет устранено замыкание на землю на участке сети или будет отключек
поврежденный участок.
Для убыстрения выяснения поврежденных участков последние оборуду-
ются устройствами избирательной сигнализации. Ею может быть мгновен-
ная максимальная пеправлеипая защита нулевой последовательности, дейст-
вующая на сигнал и установленная по концам линий сети.
Указанная защита при замыкании на землю за время нахождения сети
в режиме с большим током замыкания на землю, т. е. за время, пока еще
не отключился заземляющий выключатель (примерно 0,1 с), срабатывает
четко, подавая сигнал с помощью реле КД По анализу мест выпавших сиг-
налов, персонал без труда сможет установить участок с замкнутой на зем-
лю фазой и начать принимать меры для устранения повреждения. Это же
можно сделать с помощью установленных в сети фиксирующих приборов.
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ТРЕХФАЗНОЕ АПВ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ШИН
10.1. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ АПВ ШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Успешное АПВ возможно ие только после отключений КЗ
на линиях электропередачи, но и после отключений КЗ на ши-
нах подстанций и выводах силовых трансформаторов. Кроме
того, АПВ этих присоединений в ряде случаев исправляет не-
352
правильную работу устройств релейной защиты и ошибочные
операции персонала.
Наиболее целесообразно применять АПВ шии и трансфор-
маторов на подстанциях в районах с сильным загрязнением
атмосферы уносами химических и металлургических предприя-
тий (что приводит., как правило, к неустойчивым перекрытиям
изоляции), а также на иетелемеханизировапных подстанциях
без постоянного дежурного персонала.
В среднем успешными являются 64,8% АПВ шин и 60%
АПВ силовых трансформаторов (см. табл. 8.2).
Под АПВ шин ниже будет пониматься АПВ одного или не-
скольких выключателей, отключенных действием выходного ре-
ле специальной защиты шин (дифференциальной или устрой-
ства резервирования отказа выключателей). Под АПВ транс-
форматоров ниже будет пониматься АПВ одного или несколь-
ких выключателей трансформатора, отключаемых действием
одной или нескольких защит, установленных в цепи данного
трансформатора. Таким образом, если КЗ произошло на шинах
и оно было отключено от действия дифференциальной защиты
шин выключателем, установленным в цепи повышающего
трансформатора, то обратное включение этого выключателя с
подачей напряжения на эти шины рассматривается как АПВ
шин. Если это же КЗ отключено тем же выключателем, по под
действием защиты, установленной в цепи трансформатора (на-
пример, резервной максимальной токовой защитой), обратное
АПВ выключателя рассматривается как АПВ трансформатора.
На устройства АПВ шин возлагаются различные функции.
Наиболее просто производится автоматическое опробование
исправности изоляции шип после того, как шины были обесто-
чены. Несколько сложнее достигаются опробование шин и по-
дача напряжения потребителям, обесточенным одновременно с
отключением шин. Еще сложнее выполнение автоматического
восстановления нормальной схемы подстанции после того, как
установлена исправность шин.
Наиболее сложно автоматическое восстановление нормаль-
ной схемы первичных соединений электростанции.
Устройства АПВ силовых трансформаторов особенно эффек-
тивны для случая одностороннего питания потребителей от этих
трансформаторов. Так как резервная защита трансформаторов
приходит в действие при КЗ на шинах низших напряжений
(для защиты этих шин часто дифференциальная защита не
устанавливается), а также в случае отказа в отключении КЗ
на отходящих линиях, то успешная работа АПВ восстанавли-
вает электропитание всего района.
Существенное значение имеет установка устройств АПВ на
трансформаторах распределительной сети (например, иа под-
станциях, питающих буровые установки). Нередко токовая за-
23—6678 353
щита с чувствительностью, обеспечивающей ее действие в слу-
чаях КЗ в конце линии, отходящей к потребителю, оказывается
ие отстроенной от пусковых токов асинхронных двигателей,
приводящих в действие буровые механизмы при нх одновре-
менном пуске. Обратное АПВ трансформатора, отключившего-
ся от перегрузки, дает возможность потребителям восстано-
вить технологический процесс с соблюдением намеченной зара-
нее очередности пуска.
Применение АПВ шин и трансформаторов рассматривается
как обязательное мероприятие, отказ от которого должен быть
каждый раз обоснован особо. При отказе в действии устройств
АПВ шин и трансформаторов или при выводе их из работы
(например, для ремонта) персонал должен производить немед-
ленно повторные включения соответствующих выключателей
дистанционно с помощью телеуправления или (только для ма-
сляных выключателей) вручную иа месте. Исключение состав-
ляют случаи, когда может быть подано несинхронное напряже-
ние с недопустимым для машин толчком тока.
Для трансформаторов, отключенных одной из защит от
внутренних повреждений, при отсутствии видимых признаков
повреждений разрешается производить 1 раз повторное вклю-
чение, если отключение трансформатора ведет к прекращению
электроснабжения потребителя.
Развитие электросетей в сельских районах с присоединения-
ми их через предохранители, а также замена предохранителя-
ми устройств релейной защиты и выключателей в сетях высо-
кого напряжения ставят вопрос о создании устройств для
автоматической замены с заданным временем перегоревшего
предохранителя новым исправным.
Устройства АПВ с успехом применяются па линиях кон-
тактной сети электрифицированного железнодорожного транс-
порта и могут найти широкое использование в установках
110—220—380 В, так как повседневный опыт указывает на ча-
стые случаи самоустранения причин, вызывающих КЗ, после
обесточения присоединения. На электростанциях и подстанци-
ях в ряде случаев исправное состояние цепей оперативного
тока 48—220 В и цепей трансформаторов напряжения контро-
лируется защитными автоматическими выключателями. Целе-
сообразно разработать такую конструкцию защитного автома-
тического выключателя, которая позволяла бы производить
АПВ.
При КЗ в сети высокого напряжения нередко перегорают
предохранители в цепях связи и телемеханики из-за действия
наведенных токов. Устройства АПВ, включающие исправный
предохранитель взамен сгоревшего, со временем, большим
времени отключения и цикла АПВ линий высокого папряже-
354
ния, позволяют быстро восстановить канал и обеспечить рабо-
ту устройств связи и телемеханики.
Ниже приводится описание принципов выполнения,АПВ шин
подстанций и трансформаторов, применяющихся рядом энерго-
систем,
10.2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОПРОБОВАНИЕ ИСПРАВНОСТИ ИЗОЛЯЦИИ ШИН
При срабатывании дифференциальной защиты шии одно-
временно с подачей отключающей команды на выключатели
присоединений подается запрет действия на все устройства
АПВ этих присоединений, за исключением того присоединения,
которым производится опробование. Выключатель производит
однократно обратное включение с временем, определяемым
устройством АПВ. Так как устройства АПВ иа других выклю-
чателях пе работают, нет опасения несинхронного включения.
При успешном АПВ шии восстановление нормальной схемы
подстанции производит персонал дистанционно или при помо-
щи устройств телемеханики.
Выбор выключателя, которым намечено производить опробо-
вание, производится с учетом того, что если обратное включе-
ние произойдет на неустранившееся КЗ, влияние снижения на-
пряжения иа работающие элементы энергосистемы должно
быть по возможности меньшим.
После работы дифференциальной защиты шин и действия
устройства АПВ на включение выключателя присоединения,
которым производится опробование, должна вводиться чувст-
вительная мгновенная защита. Необходимость в такой защите
обусловлена тем, что ток КЗ по линии, которой производится
опробование шии, как правило, значительно меньше полного
тока КЗ при КЗ па шипах в режиме, когда включены все при-
соединения по нормальной схеме.
Указанная защита неселсктивна, однако ее вывод из дей-
ствия может быть произведен персоналом только после того,
как будут восстановлены схема подстанции и нормальная чув-
ствительность защиты шип.
При этом следует учитывать, что неселективпая чувстви-
тельная защита может сработать от токов нагрузки во время
операции по восстановлению схемы подстанции. Поэтому за-
щита должна быть отстроена от таких токов (например, снаб-
жена блокировкой по напряжению илн должна реагировать на
составляющие обратной н нулевой последовательностей с от-
стройкой от неодновременного включения фаз выключателей).
Значительное упрощение дает выбор присоединения, кото-
рым производится опробование так, чтобы при КЗ па шииах
обеспечивалось действие дифференциальной защиты шин илн
действие защиты с противоположной стороны липни. В этих
23* 355
случаях надобность в установке неселективной чувствительной
защиты отпадает.
Если питание подстанции производится по двум или более
линиям, опробование возможно производить от двух линий.
Для этой цели иа устройства АПВ выключателей этих линий
запрет при работе дифференциальной защиты шин не подает-
ся. Для облегчения работы аккумуляторной батареи на уст-
ройствах АПВ должны быть установлены разные времена дей-
ствия. Такое выполнение предусматривает при неустранившем-
ся КЗ двукратное повторное включение шин. При этом должна
быть предотвращена возможность несинхронного включения
или проверена его допустимость.
10.3. ПОДАЧА НАПРЯЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯМ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ ШИН
И АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
Если отключение шин при КЗ на них вызывает прекраще-
ние подачн электроэнергии потребителям, то успешное АПВ
шин должно обеспечить восстановление напряжения у потреби-
теля. Для достижения этого при КЗ на шннах дифференциаль-
ная защита шин должна отключить только питающие присое-
динения; присоединения, по которым происходит питание
потребителей от данных шин, не должны отключаться. Чувстви-
тельная защита, которая вводится при опробовании, должна
быть отстроена от токов нагрузки, а время действия устройст-
ва АПВ на выключателе, которым производится опробование,
должно быть достаточным, чтобы синхронная нагрузка потре-
бителей (при ее наличии) к моменту подачн напряжения на
шины была переведена в режим без возбуждения или отклю-
чена.
Восстановление нормальной схемы подстанции после рабо-
ты дифференциальной защиты шин производится с помощью
устройств АПВ, установленных на выключателях линий и
трансформаторов.
При первом срабатывании дифференциальной защиты шин
запрет на срабатывание устройств АПВ присоединений не по-
дается. Первым включается присоединение, на устройстве АПВ
которого установлено меньшее время.
Если действие АПВ успешно, запрет иа остальные присо-
единения ие подается, если неуспешно — повторно срабатывает
дифференциальная защита шин, осуществляя запрет АПВ всех
присоединений, и отключает включившийся выключатель. Чув-
ствительность дифференциальной защиты должна быть при
этом такова, чтобы произошло ее надежное срабатывание в
случае включения иа неустранившееся КЗ от первого присое-
динения.
356
Рис. 10.1. Избирательный за-
прет АПВ присоединений в слу-
чае повторных срабатываний
дифференциальной защиты шин
Принцип схемы выполнения за-
прета действий устройств АПВ
поясней рис. 10.1 и 10.2. При пер-
вом срабатывании дифференциаль-
ной защиты шин срабатывает реле
KL1 (рис. 10.1). Контакт K/JJ
подготавливает цепь на включение
реле КТ2\ эта цепь разомкнута кон-
тактом КТ2.1 реле КТ2, имеющим
время на возврат около 0,5 с. Кон-
такт КЫ.2, замыкаясь, включает
реле КТ1. Последнее срабатывает,
и своим мгновенным контактом
КТ 1.2 размыкает цепь реле КТ2,
а контактом КТ 1.1 самоудержива-
ется во включенном положении до
того, как замкнется контакт КТ 1.3.
После срабатывания дифференци-
альной защиты шин последние обесточиваются и реле KL1 воз-
вращается в исходное положение до того, как замкнется кон-
такт реле КТ2. Реле КТ2^ контакты которого осуществляют
запрет АПВ, на других присоединениях не действует. Выключа-
тель, на котором время АПВ установлено меньшим, включает-
ся обратно.
Если КЗ на шинах самоустранилось, поочередно начнут
действовать устройства АПВ на других присоединениях и вос-
становят первоначальную схему коммутации подстанции. Если
КЗ на шинах не устранилось, повторно сработает дифференци-
альная защита шии, контакт КТ1.1 замкнется и, так как к это-
му времени будет замкнут контакт реле КТ2 (это реле обесто-
чено после первого срабатывания дифзащиты шии), сработает
реле KL2. Контакты реле KL2 включают цепь запрета АПВ
всех присоединений. Возврат устройства в исходное положение
произойдет после того, как замкнется контакт КТ1.3. Время
действия этого контакта должно быть больше времени вклю-
чения от устройства АПВ первого присоединения, т. е. должно
быть равно сумме времени действия устройства АПВ, вре-
мени включения выключателя, времени действия дифференци-
альной защиты шин, времени отключения повреждения выклю-
чателем и времени запаса.
Если чувствительность основного комплекта дифференци-
альной защиты шип оказывается при опробовании недостаточ-
ной, реле времени КТ1 (или дополнительное реле) должно вво-
дить чувствительную защиту, обеспечивающую отключение
шин в случае неустранившегося КЗ, и замыкать ее цепь на ре-
ле КТ2 через контакт реле КТ2.1.
357
+1 Включена
Отключено~~~Г,
___________1 КТ1
№ KL2.1 К
Репи
управления
выключателем
01
От АПВ 02(
+ 2 Включена .
52 \________$
Отключено I
--------—m2
От AflBQ3{
+ Включено ,
S3 5-------------
Я2 ^22
Тоже 02
Отключено
KL2.3
+Z2
От доф защиты
То же 03
общие цепи
Рис. 10.2. Децентрализованный запрет АПВ при повторном срабатывании
дифференциальной защиты шин;
а — поясняющая схема; б —схема цепей автоматики
Схема по рис. 10.1 создает централизованный запрет АПВ
присоединений при срабатывании дифференциальной защиты
шин.
На рис. 10.2 показан вариант схемы децентрализованного
запрета АПВ (предложение инж. В. Р. Мустафина, Челябэнер-
го). При действии дифференциальной защиты шип включают-
ся реле KL1 и KL2. Реле &L2 отключает питающие присоеди-
нения. Реле KL1 подает «запрет» действию АПВ. Цепь запрета
358
на устройство АПВ выключателя Q3 может отсутствовать, так
как работа АПВ на выключателе Q3 производится в первую
очередь1. Цепи запрета на выключатели Q1 и Q2, которыми
намечено выполнить сборку схемы, могут включиться только
после неуспешного опробования при повторном срабатывании
дифференциальной защиты (в случае неуспешного АПВ вы-
ключателем Q3 будут замкнуты цепи запрета ЛПВ выключа-
телей Q1 и Q2 контактами реле KL1\ времена АПВ на этих
выключателях больше, чем время АПВ на выключателе Q3).
Если при сборке схемы подстанции возможно несинхронное
включение линий или трансформаторов, устройства АПВ на
выключателях присоединений целесообразно выполнять по схе-
ме с улавливанием синхронизма, а на выключателе, включае-
мом первым для опробования исправности шин, применять
устройство АПВ с контролем отсутствия напряжения. НАПВ
следует устанавливать при соблюдении условий, допускающих
применение несинхронного включения.
10.4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В литературе описаны схемы АПВ шин с восстановлением
первичной схемы доаварийного режима, выполненные на не-
скольких электростанциях и подстанциях Днепроэнерго. На
электростанциях схемы выполнены таким образом, чтобы пред-
отвратить недопустимые несинхронные (в том числе и неполно-
фазные) включения генераторов.
Предусматривается централизованный узел запрета АПВ
шин, который предотвращает действие АПВ шин при:
сохранении напряжения на шинах через заданное время по-
сле их отключения;
сохранении на шинах КЗ вследствие отказа выключателя
одного из присоединений иа поврежденных фазах;
неуспешном действии АПВ первого присоединения;
действии устройства резервирования отказа выключателя
после отказа выключателя автотрансформатора (трансформа-
тора, блока генератор — трансформатор) и его повреждения.
Для увеличения чувствительности дифференциальной защи-
ты шин предусматривается использование в случае необходи-
мости дополнительного органа защиты с током срабатывания,
не отстроенным от токов небаланса при внешних повреждени-
ях и качаниях, вводимого па время, большее времени полного
цикла АПВ.
1 Цепь запрета АПВ выключателя присоединения Q3 может быть сделана
так же, как для выключателей Q1 и Q2. Запрет АПВ выключателя пе про-
изойдет, поскольку он включается от устройства АПВ Q3 первым (его время
действия меньше, чем у АПВ Q1 и АПВ Q2); при этом шины обесточены и,
следовательно, контакты реле KL1 разомкнуты.
359
Схема защиты и АПВ получается относительно сложной;
поэтому, учитывая наличие на станциях дежурного оператив-
ного персонала, вопрос об автоматическом восстановлении
нормальной схемы электростанции после работы дифференци-
альной защиты шин следует решать с учетом местных условий
и нежелательности существенного усложнения такого ответст-
венного устройства, каким является защита шин. В частности,
можно ограничиться в ряде случаев только автоматической
сборкой присоединений отходящих линий электропередачи, воз-
ложив последующее включение генераторов и блоков генера-
тор— трансформатор на оперативный персонал.
10.5. ТРЕХФАЗНОЕ АПВ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Устройства АПВ трансформаторов предназначены для вос-
становления электроснабжения потребителей после аварийного
отключения питающего трансформатора, не связанного с воз-
никновением в нем внутренних повреждений. Для выполнения
АПВ применяются устройства тех же типов, которые устанав-
ливаются на выключателях линий электропередачи. При выбо-
ре схемы устройства АПВ должен быть учтен режим работы
трансформатора (автотрансформатора). Если трансформатор
имеет питание с одной из сторон, или синхронное питание с
двух сторон (например, у трехобмоточного трансформатора со
стороны 110 и 35 кВ), или допустимо применение НАПВ, то
используются такие же типы устройств АПВ, как и для линий
с односторонним питанием. При необходимости сохранения
синхронизма между частями энергосистемы, включаемыми на
параллельную работу выключателем в цепи трансформатора,
применяются такие же схемы устройств АПВ, как для линий в
кольцевых сетях с несколькими точками питания илн для оди-
ночных линий, связывающих две части энергосистемы (см,
гл. 8).
Устройства АПВ трансформаторов отличаются главным об-
разом способами выполнения их пуска и блокирования.
Пуск устройства АПВ при действии любой из защит, уста-
новленных на трансформаторе, обеспечивает его повторное
включение при любом повреждении (в том числе и при внут-
реннем) в случае действия основных и резервных защит. Не-
достатком способа является возможность повторного включе-
ния поврежденного трансформатора и увеличение в связи с
этим размеров повреждения. Этот способ может применяться
при использовании быстродействующих защит или выполнении
ускорения действия резервных защит после работы устройств
АПВ.
Запрет АПВ при действии сигнального элемента газовой за-
щиты применяется для предотвращения действия АПВ при
360
внутренних повреждениях трансформаторов. Сигнальный эле-
мент газовой защиты работает при наличии газа в реле или
при утечке масла. Ложные действия сигнального элемента при
внешних КЗ бывают значительно реже, чем отключающего
элемента. Поэтому запрет АПВ сигнальным контактом газово-
го реле можно использовать для обеспечения работы устройств
АПВ после отключения выключателя трансформатора по лю-
бой причине, за исключением внутренних повреждений. Время
действия устройств АПВ должно быть несколько большим вре-
мени срабатывания сигнального элемента газовой защиты (3—
5 с).
Пуск устройства АПВ от резервных защит трансформатора
(или, что то же, запрет АПВ при внутренних повреждениях —
при действии дифференциальной или газовой защит) применя-
ется наиболее часто. Такой пуск, однако, не обеспечивает АПВ
при отключении трансформатора из-за КЗ на его выводах при
работе дифференциальной защиты, а также из-за ложной ра-
боты дифференциальной или газовой защиты (например, при
внешних КЗ, устранившихся после обеспечения места повреж-
дения) .
Вместе с тем возможно повторное включение в случае внут-
реннего КЗ, если имел место отказ дифференциальной и газо-
вой защит. Отказ основных защит маловероятен, и с ним можно
не считаться. Для обеспечения быстрого отключения транс-
форматора в случае повторного включения на КЗ следует пре-
дусматривать ускорение резервной защиты, установленной на
выключателе, после его включения устройством АПВ.
Прн наличии на подстанции одного трансформатора с одно-
сторонним питанием установка на нем устройства АПВ явля-
ется обязательной. Для трехобмоточных трнсформаторов
устройства АПВ устанавливаются на каждом из выключателей
с таким расчетом, чтобы после отключения одной из обмоток
трансформатора резервной защитой выключатель включался
обратно.
При наличии на подстанции с односторонним питанием двух
и более трансформаторов, работающих параллельно, установ-
ку АПВ следует считать обязательной, по крайней мере для
одного трансформатора. Если отключение одного из трансфор-
маторов может вызвать перегрузку другого и необходимость
отключения части потребителей, целесообразно оборудовать
устройством АПВ и другой трансформатор.
Устройство АПВ целесообразно выполнять с пуском от ре-
зервных защит (например, максимальных токовых с выдерж-
кой времени), установленных в цепи каждого из напряжений
у трехобмоточных трансформаторов и с питающей стороны —
у двухобмоточпых трансформаторов.
361
При установке устройств АПВ на параллельно работающих
понижающих трансформаторах следует предусматривать по-
очередное включение выключателей как для облегчения рабо-
ты аккумуляторной батареи, так и для осуществления второй
попытки подачи напряжения потребителю при неуспешном пер-
вом АПВ.
При раздельной работе трансформаторов можно предусма-
тривать действие АПВ при работе защиты, реагирующей на
внешние КЗ, и действие АВР при работе защиты, реагирующей
иа внутренние КЗ. Такое выполнение устраняет возможность
включения неповрежденной секции подстанции на иеустранеп-
ное КЗ в сети резервируемого трансформатора.
При присоединении источников питания к шипам разного
напряжения вопрос о целесообразном типе устройства АПВ
следует решать, исходя из конкретных условий работы транс-
форматора иа подстанции и с учетом условий обеспечения син-
хронного включения соответствующих напряжений или допу-
стимости несинхронного включения.
В случае питания от трансформатора синхронных двигате-
лей или компенсаторов действие устройств АПВ должно быть
увязано с временем перевода синхронной нагрузки в асинхрон-
ный режим при ее обесточении или с временем, требуемым для
отключения такой нагрузки, так же как это производится при
АПВ линий. При установке на подстанции автотрансформато-
ров все сказанное выше в отношении применения устройств
АПВ для трансформаторов остается в силе.
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ
И ОБОРУДОВАНИЯ (АВР)
11.1. НАЗНАЧЕНИЕ АВР
Для повышения надежности питания ответственных потре-
бителей осуществляется их двустороннее электроснабжение.
В этом случае при повреждении одного из питающих элементов
и его отключении работа потребителей будет продолжаться по
исправным звеньям энергосистемы. Вместе с тем при двусто-
роннем (а в ряде случаев и многостороннем) электропитании,
выполненном путем кольцевания электрических сетей и парал-
лельной работы силовых трансформаторов, релейная защита
становится более сложной, осложняются условия работы аппа-
ратуры из-за увеличения токов КЗ, утяжеляется эксплуатация
параллельно работающих звеньев энергосистемы.
362
Секционированная схема питания значительно упрощает ре-
лейную защиту, повышает четкость ее работы, увеличивает
остаточные напряжения на шинах питающих подстанций при
КЗ в распределительной сети и уменьшает токи КЗ, позволяет
во многих случаях создать необходимые режимы по условию
напряжения и перетоков мощности. Основной недостаток сек-
ционированной схемы заключается в перерыве электропитания
при повреждении питающих элементов. Этот недостаток в зна-
чительной степени устраняется автоматическим включением
резервирующих элементов при отключении основных элемен-
тов, по которым происходит питание потребителей в нормаль-
ных условиях.
Резервирующие элементы нормально могут быть отключе-
ны или находиться под напряжением, не неся нагрузки.
В других случаях резервирующие элементы могут быть нор-
мально частично загружены, т. е. вся нагрузка потребителя
распределена между двумя (или более) питающими источни-
ками и эти источники резервируют один другого.
Осуществление ввода резерва при помощи ручных переклю-
чений, производимых персоналом, приводит к длительному пе-
рерыву электропитания и, как правило, сопряжено с наруше-
нием технологического процесса производства. Прекращение
электропитания собственных нужд электростанций да 20—30 с
вызывает необходимость остановки котельных агрегатов и в
конечном итоге приводит к полному сбросу мощности станции.
Последующий пуск агрегатов и выход станции на нормальные
параметры занимают несколько часов. Перерыв электроснаб-
жения некоторых химических производств более чем на 3 с
вызывает нарушение их технологического процесса. Для выхо-
да на нормальные параметры после такого нарушения необ-
ходимо около суток или более.
При радиальной схеме электропитания существенное повы-
шение надежности работы потребителей дает применение
устройств АВР, ограничивающих время перерыва электропи-
тания менее чем 1—2 с.
Одна из первых установок АВР в энергетических системах
СССР была предложена автором в 1930 г. для организации
электроснабжения агрегатов собственных нужд Горьковской
электростанции. Возможность и допустимость самозапуска
асинхронных двигателей (с фазным и короткозамкнутым рото-
ром) были подтверждены опытом эксплуатации устройств АВР
и соответствующим теоретическим анализом. Вначале для
установок собственных нужд электростанций устройства АВР
выполнялись таким образом, что они действовали только при
внутренних повреждениях силовых трансформаторов или гене-
раторов собственных нужд. Впоследствии действие устройств
АВР было распространено и для случая повреждения на ши-
363
нах, так как КЗ на ннх после обесточения часто самоустраня-
лись (это обстоятельство, как указывалось ранее, определяет
успешность АПВ шин) *.
Если резервирующий элемент энергоснабжения питает свою
нагрузку, то в случае его включения на устойчивое КЗ прн по-
вреждении шин резервируемого источника повреждение рас-
пространится на потребителей резервирующего источника. Для
уменьшения такого влияния предусматривается после сраба-
тывания устройства АВР автоматический ввод ускоренной за-
щиты, обеспечивающей быстрое отключение резервирующего
источника с его потребителями от шин резервируемой сети.
Другое решение, исключающее возможность распростране-
ния неустраннвшегося КЗ на шинах при включении их под
напряжение на потребителей резервирующего источника, за-
ключается в организации совместного действия устройств АВР
и АПВ. Прн повреждении элементов питающей сети и прекра-
щении по пим подачи электроэнергии потребителю последний
отключается от источника основного питания и устройством
АВР переключается на резервное питание. Таким образом,
действие АВР происходит только после отключения повреж-
денного элемента как со стороны источника основного пита-
ния, так и с приемных шин потребителя. Если КЗ возникло на
шинах потребителя, действия устройства АВР не происходит
(действие АВР запрещается защитой, реагирующей на повреж-
дения на шинах, нли устройство АВР не запускается). Дейст-
вует устройство АПВ на питающих присоединениях.
Прн устранившемся КЗ на шинах (нли на линиях, отходя-
щих от шин к потребителю, если произошел отказ в отключе-
нии поврежденной линии) восстанавливается электропитание;
при яеустранившемся КЗ происходит отключение выключате-
ля, включившегося устройством АПВ. Например, если дейст-
вует дифференциальная или газовая защита трансформатора
основного питания, то включается устройство АВР, если ма-
ксимальная токовая защита — работает устройство АПВ.
Автоматическое включение резервных линий позволяет уде-
шевить и упростить схемы электропитания. Применение
устройств АВР для воздушных линий электропередачи не ис-
ключает установку на них устройств АПВ и рассматривается
как резервирующее мероприятие — отключившаяся линия
включается обратно от устройства АПВ, а если работа устрой-
ства АПВ оказалась неуспешной, эта линия автоматически от-
ключается с приемной стороны и потребители устройствами
1 Для установок 3—10 кВ успешность действия устройств АВР и АПВ
при КЗ на шинах иногда оправдывалась тем, что при КЗ на разъединителях
сгорала их ошиновка, а за время цикла АВР или АПВ при снятом с шин на-
пряжении дуга гасла.
364
АВР переключаются на питание от другой резервирующей ли-
нии, к которой подключена также «своя» нагрузка.
Метод автоматического включения резервного оборудования
применяется не только для резервирования электропитания по-
требителей, но и для обеспечения надежности работы ответст-
венных механизмов собственных нужд электрических станций и
промышленных предприятий взамен постоянной дублированной
работы этих механизмов. Часто предусматривают автоматиче-
ское включение резервных питательных насосов, дымососов,
механизмов углеподачн, вентиляторов и др.
Автоматическое переключение па резервный источник пита-
ния, как правило, производится для обеспечения аварийного
освещения и работы устройств связи и телемеханики в случае
исчезновения на электростанции нли подстанции переменного
тока, которым этн установки нормально питаются.
Упрощение релейной защиты, достигаемое за счет приме-
нения устройств АВР, позволило в ряде городских сетей обес-
печить приемлемую для потребителей надежность электропи-
тания без больших капитальных затрат на реконструкцию этих
сетей. Было разработано устройство так называемого автома-
тического избирательного резервирования (АИР), Это устрой-
ство обеспечивает избирательное включение трансформаторных
подстанций к резервирующей магистрали после отключения
поврежденного участка магистрали основного питания; для
осуществления избирательного отключения используются реле
простейших типов (тока, напряжения, времени и промежуточ-
ные) .
Данные по работе устройств АВР за 5 лет, составленные по
сведениям Минэнерго СССР, приведены в табл. 11.1.
Таблица 11.1. Основные показатели работы устройств АВР
за 5 лет эксплуатации
Место установки устройства Показатели работы
Число комп- лекто-лет Успешность работы, % Период успеш- ной работы, годы
Трансформаторы подстанций (явный 5945 94 3,3
резерв) 16 895 94,9 4,7
Линии электропередачи
Трансформаторы собственных пужд 11 046 91,1 4,7
(явный резерв) 39 785 99,54 2,7
Двигатели собственных нужд
Межсскционные выключатели собст- 3753 97 1,7
венных нужд (неявный резерв) 89,2
Межсекционные выключатели под- 8316 4,4
станций (неявный резерв)
Прочие объекты 26 889 98,2 4,7
Все установки 112 629 96,06 3,5
365
Как показывает анализ, АВР является важным средством
повышения надежности работы энергосистем. Успешность дей-
ствия устройств АВР составляет 90—95%. Эффективность ра-
боты устройств АВР, так же как и устройств АПВ, определя-
ется тем, как быстро после подачи напряжения будут достиг-
нуты нормальные параметры производственного процесса. Это
в свою очередь зависит от времени перерыва электропитания и
от того, произойдет ли после такого перерыва самозапуск элек-
тродвигателей и как быстро они достигнут доаварийпой произ-
водительности. Очевидно, что работа устройств АВР не может
считаться эффективной, если не произойдет самозапуска дви-
гателей потребителей или если за время самозапуска техноло-
гические параметры достигнут критических значений и будет
остановлено производство.
Данное обстоятельство требует комплексного решения во-
просов в части выбора: схемы электропитания (многосторон-
него без устройств АВР или радиального с устройствами АВР),
устанавливаемых устройств релейной защиты, применяемых
типов электродвигателей, характеристик двигателей и нагруз-
ки, типов коммутационной аппаратуры, схем управления ею и
устройств технологических блокировок.
11.2. СХЕМЫ УСТРОЙСТВ АВР
АВР силовых трансформаторов, питающихся от общих шин.
На рис. 11.1,а показана схема понижающей подстанции с дву-
мя понижающими трансформаторами. Нагрузка, питаемая от
шин подстанции (освещение, электропечи и асинхронные дви-
гатели), не накладывает ограничений на время действия
устройства ЛВР, допуская повторную подачу напряжения че-
рез 1,5—2,5 с после возникновения нарушения. С питающей
стороны трансформаторы подключены к общей системе шин, с
приемной стороны — к двум секциям.
Возможные режимы работы подстанции:
1) включены два трансформатора на разные секции, вы-
ключатель Q5 отключен;
2) включен один из трансформаторов (например, трансфор-
матор Т1) на обе секции, выключатель Q5 включен, Т2 отклю-
чен.
Устройство АВР обеспечивает;
взаимное резервирование трансформаторов при их работе
на разные секции;
АВР трансформатора при работе только одного из транс-
форматоров и его аварийном отключении;
' автоматическую повторную подачу напряжения после КЗ па
шинах секции в режиме параллельной работы трансформато-
ров с замкнутым секционным выключателем (такой режим мо-
366
жет быть целесообразен для более равномерной загрузки
трансформаторов и уменьшения потерь).
Не обеспечивается повторная подача напряжения на сек-
цию II после КЗ в режиме, когда трансформатор Т2 отключен,
а выключатель Q5 включен. Также не обеспечивается повтор-
ная подача напряжения на секцию I, когда трансформатор Т1
отключен, а выключатель Q5 включен. В этих режимах по-
вторное включение может осуществляться устройством АПВ,|
включаемым при действии резервной защиты трансформатора,
имеющей выдержку времени и установленной с питающей сто-
роны (на рис. 11.1 эта защита и устройство АПВ трансформа-
тора не показаны). При работе резервной защиты запрещается
работа устройства АВР (например, снимается оперативный ток
с обмоток реле K.L3 и KL4, а прн работе дифференциальной
и газовой защит запрещается работа устройства АПВ и дейст-
вует устройство АВР. На рис. 11.1,6 показан выключатель со
схемой включения цепей электромагнитов и вспомогательными
контактами.
Устройство АВР действует следующим образом (см, рис.
11.1,в).
При отключении по любой причине выключателя Q2 или Q4
^(в том числе и при КЗ на шинах) переключаются вспомога-
тельные контакты выключателей и размыкают цепи обмоток
реле К,Т1 или КТ 2 (реле с замедленным отпаданием якоря).
После обесточения обмоток контакты реле размыкаются с вре-
менем 1,5—2 с.
Таким образом, вслед за отключением выключателя Q2 или
Q4 на 1,5—2 с включаются реле KL3 или K.L4, которые в свою
очередь включают секционный выключатель и выключатели
силового трансформатора (если последний был отключен).
Включающие цепи выключателей Q2 и Q4 заведены через
вспомогательные контакты выключателей Q1 н Q3 (контакты
замыкаются после того, как выключатели Q1 и Q3 включают-
ся). Такое соединение предусмотрено для устранения одновре-
менного включения трех выключателей, что может вызвать
перегрузку аккумуляторной батареи. Через 1,5—2 с после от-
ключения работающего трансформатора размыкаются цепи об-
моток реле K.L3 и K.L4, тем самым обеспечивается однократ-
ность включения секционного выключателя н выключателя
резервного трансформатора (однократность АВР при КЗ на ши-
нах резервируемой секции достигается наличием в схеме уп-
равления выключателей блокировки от многократных включе-
ний) .
Релейную защиту секционного выключателя и силовых
трансформаторов при временах действия более 0,5 с целесооб-
разно выполнять с ускорением действия после работы устрой-
ства АВР.
367
На рис. 11.1,в в качестве примера показана возможная схе-
ма для создания ускорения действия максимальной токовой за-
щиты секционного выключателя. При отключенном положении
выключателя Q5 обмотка реле КТ5 обтекается током и кон-
такт реле замкнут. После включения выключателя вручную
или устройством АВР на КЗ действуют токовые реле и вклю-
чают реле времени КТ7\ последнее со временем 0,1—0,2 с за-
мыкает цепь ускоренного действия. Если после включения вы-
ключателя Q5 реле защиты этого выключателя и реле К77 не
действуют, цепь ускорения действия защиты через некоторое
время размыкается контактом реле КТ 5 и остается только се-
лективная защита.
Применение описанной схемы ускорения работы максималь-
ной токовой защиты секционного выключателя допустимо, если
токовые реле не действуют от токов самозапуска после вклю-
чения секционного выключателя. Отстройка от этих токов мо-
жет иногда привести к недопустимому загрублению защиты;
в этих случаях либо на ускоренной защите устанавливают вре-
мя около 0,5 с, либо устанавливают дополнительно токовую
отсечку, отстроенную от пусковых токов, но работающую от
токов КЗ при повреждении на шинах; отключающая цепь этой
отсечки нормально выведена и вводится автоматически на не-
которое время после включения секционного выключателя
вручную дистанционно или устройством АВР (т. е. эта цепь
контролируется контактом реле КТ5).
Если на трансформаторах не установлены отдельные уст-
ройства АПВ и трансформаторы работают параллельно, то при
КЗ на одной из секций повторная подача напряжения будет
осуществляться устройством АВР. Для этого на секционном
выключателе надо иметь защиту, которая будет отключать этот
Рис, 11,1. Вариант схемы устройства АВР трансформаторов, питающихся от
общих шин подстанции:
а — схема подстанции; б — выключатели Q со схемами включения цепей электромагни-
тов отключения YAT, включения YAC и вспомогательными контактами ВХ/ — ВК4-, ВК1,
ВКЗ замкнуты, когда выключатель включен; ВК2, ВК4 замкнуты, когда выключатель
отключен; в — элементы автоматики; 1 — отключающая цепь от защиты и ключа управ-
ления соответствующего выключателя
368
ф ВК^ уАГуг
П П >Wr
~1
Отключение
и включение
выключателе
пм wr
Fffi п ~^~П B*z%2 пУАС^
\ LJ °^вкз^г *и
УАТаз
То хке Q.Z
KL3.1
W ВК2ц3 п УДС£
~3
То же 03
^ВХ^3
П ?вр~\ ВК^ удг^ п ?
‘-Tvs ' ВК2^ п УАС^
вхз^3 ^LJ
КН
KL3.3 j~] ХВ
72 4, J лд LrJT
+5
BKZ%5
Та же ОА
От токовых
реле защиты
выключателя Q5
KT71\jKT5.1
КТ5
BBAnS
КТ7
Отключение
и включение
выключателя Q5
От ключа *—’ ХВ
управления 05 ,хн
Создание
однократности
действия
устройства АВР
24-
6678
369
выключатель раньше, чем подействует резервная защита транс-
форматора (или резервная защита трансформатора должна
иметь две выдержки времени — с меньшей отключать секцион-
ный выключатель, а с большей — трансформатор). После того
как секции будут разобщены и отключится трансформатор, пи-
тающий КЗ на поврежденной секции, сработает устройство
АВР и выключатель Q5 вторично подаст напряжение на обес-
точенную секцию от секции, оставшейся в работе.
При отключении выключателей Q1—Q4 вручную в случаях,
когда такое отключение вызывает обесточение одной из секций
и произведено ошибочно (т. е. устройство АВР не выведено
преднамеренно из работы), устройством АВР будет обеспечена
подача напряжения от другой секции.
Для вывода устройства АВР предусмотрены накладки ХВ‘,
такой вывод может также осуществляться ключом управления,
снимающим оперативный ток с устройства АВР. В схеме име-
ются указательные реле КН, сигнализирующие о работе
устройства АВР и прохождении включающего импульса на вы-
ключатели Q2 и Q4, после того как включились выключатели
Q1 и Q3.
АВР силовых трансформаторов, питающихся от разных ис-
точников (рис. 11.2). Трансформаторы Т1 и Т2— рабочие,
трансформатор ТЗ — резервный. Питаются трансформаторы от
разных источников (например, от различных секций генератор-
ного напряжения). Отличие схемы устройства АВР по рис. 11.2
от предыдущей состоит в том, что предусматривается действие
устройства АВР не только при отключении трансформатора, по
и в случае исчезновения напряжения на секции по любой при-
чине, в частности при отключении или повреждении источников
питания. Реле напряжения через реле времени и промежуточное
реле действует на отключение выключателей того из транс-
форматоров, па секции которого напряжение исчезло.
Уставка срабатывания реле напряжения KV1—KV4, контро-
лирующих напряжения секций 1 и 2 выбирается по возможно-
сти малой: 0,25—0,3 номинального для ограничения зоны дей-
ствия при посадках напряжения во время КЗ па отходящих
линиях, а также для отстройки от понижения напряжения при
последующих самозапусках электродвигателей. Уставка реле
времени КТ2{ и КТ2% выбирается больше, чем время действия
защиты от КЗ, происходящих в зоне остаточного напряжения,
которое меньше (0,25-:-0,3) С/НОм. Реле напряжения KV1 и KV2
секции 1 подключены к разным фазам. Контакты реле соеди-
нены последовательно. Аналогично подключены реле KV3 и
KV4 секции 2. Такое включение предотвращает возможность
ложной работы прн перегорании одного из предохранителей.
Применение схемы АВР по рнс. 11.2 может быть допущено
при наличии асинхронной, осветительной или нагревательной
370
Источники питания
KL7z.Z НН ВК1аз
+3
''n3'i7'Г£*'-г вкг^Ап7 I
+4 ВКЧ^3
кн
п ив
ki-Ы bkzos УЦНе 7
От защиты TZ
НН ♦ Г
-0^
ктзz
-О &
КУ3.1 КУШ
¥\кггг KL6.Z
ВКЗ^УАКТЗ^! KL4?
Й
1 KL7pZ НИ
вк1а,1 Y^\
ВКЧщ КН
-5 КШр1 ВК2ц5 YACQ5 ~В
вш.
кч
bkIqz^iz ~z
От защиты 71
КН | г
-о
-о
+Z7
~Q
\-ЛЩ.1КИ 'HL41
Z
KTZb1 U „ U
KV1.1 KVZ.1 2 HTZj KL6.1
KV5.1
KL6.3
—Цепь сигнала,
наличии напряжения
на шинах
источника II
Рис. 11.2. Вариант схемы устройства АВР трансформаторов, питающихся от
разных источников:
а — схема подстанции; б — элементы автоматики
24* 371
Рис. 11.3. Включение реле на-
пряжения с контролем исчезно-
вения тока в питающем при-
соединении
форматоров обычно не
нагрузки. При наличии синхронной
нагрузки устройство АВР должно
быть дополнено аппаратурой, ис-
ключающей возможность несин-
хронной подачи напряжения от ре-
зервирующего источника на шины,
где напряжение поддерживается
вращающимися по инерции син-
хронными двигателями с непога-
шенным полем.
В схеме предусмотрена уста-
новка реле для контроля наличия
напряжения на резервирующем
источнике; используется одно реле
AV5, так как маловероятно, чтобы
произошло нарушение исправности
его цепей в момент действия АВР.
Цепи ускорения защиты не пока-
заны, выполняются они для защи-
ты, установленной на секционных
выключателях аналогично тому,
как это показано на рнс. 11.1,в.
При наличии отдельного ре-
зервного трансформатора (в це-
лях упрощения) устройства АПВ
иа выключателях рабочих транс-
предусматрпвают. Устройство АПВ
устанавливается на резервном трансформаторе, если один
из рабочих трансформаторов длительно отключен для ремонта.
В таком режиме желательно изменить схему устройства АВР
аналогично рис. 11.1 таким образом, чтобы осуществлялось
взаимное резервирование.
При обесточепии секции асинхронные двигатели, продолжа-
ющие вращаться по инерции, некоторое непродолжительное
время за счет запасенной энергии поддерживают напряжение,
поэтому действие защиты от понижения напряжения может не-
сколько замедлиться. Для ускорения работы устройства АВР
при отключении питающего трансформатора по любой причи-
не (например, при ошибочном отключении персоналом выклю-
чателя со стороны питания) в схеме предусмотрено отключение
выключателя секции вспомогательными контактами выключа-
теля питающей стороны рабочего трансформатора.
Отключение рабочего трансформатора при исчезновении на-
пряжения на секции может быть достигнуто схемой включения
реле напряжения по рис. 11.3, позволяющей увеличить уставку
срабатывания реле напряжения до £/ср=0,65 L/H0M.
Реле времени К.Т включается при исчезновении напряжения
372
на шинах секции и токов в цепи питающего трансформатора.
Такое включение предохраняет от неправильного отключения
работающего трансформатора при ошибочных операциях в це-
пях измерительного трансформатора напряжения и перегора-
нии предохранителей. Схема применима, если минимальный ра-
бочий ток по цепи основного питания обеспечивает надежное
действие токового реле. Реле тока должно быть подобрано так,
чтобы оно держало контакты разомкнутыми при минимальной
нагрузке, а обмотка его должна быть термически стойка при
максимально возможных рабочих токах.
В тех случаях, когда питание рабочих трансформаторов осу-
ществляется по линиям электропередачи, на которых установ-
лены устройства АПВ, время действия пускового органа
устройства АВР с реле напряжения и реле времени выбирается
больше суммы времени отключения КЗ на питающей линии,
времени обратного включения выключателя устройством АПВ
и времени повторного отключения.
Таким образом, переключение на резервный источник пита-
ния производится только в случае неуспешного действия
устройства АПВ. Если на линии, питающей трансформатор,
установлено устройство двукратного АПВ, время действия за-
щиты минимального напряжения обычно отстраивается от вре-
мени действия устройства АПВ в первом цикле.
Схема устройства АВР линии электропередачи (рис. 11.4)
аналогична схеме устройства АВР трансформаторов. При ис-
чезновении напряжения на шинах реле напряжения КУ/ и KV2
замыкают контакты, включая реле времени KJ1. Напряжение
срабатывания реле напряжения устанавливается (0,25-:-
0,3) £Л(0М.
Уставка реле времени К.Т1 выбирается больше, чем сумма
времени отключения КЗ питающей линии и времени обратного
се включения устройством АПВ со стороны подстанции А.
Уставка реле КГ/ должна быть также больше времени отклю-
чения КЗ на других линиях передачи и линиях, отходящих от
подстанции А в зоне остаточного напряжения, равного напря-
жению срабатывания реле KW и KV2*. Со стороны подстан-
ции Б резервная линия должна быть под напряжением. Кон-
троль наличия напряжения осуществляет реле KV3, подклю-
ченное к трансформатору напряжения резервной линии. Вме-
сто трансформатора напряжения может применяться любое
устройство отбора напряжения (например, отбор от конденса-
торных втулок выключателя или гирлянды изоляторов). Реле с
замедленным возвратом КТ2 обеспечивает однократность дей-
ствия устройства АВР.
* При отключении по каким-либо причинам устройства АВР защиту ми-
нимального напряжения следует отключать.
37:
Рис. 11.4. Вариант схемы устройства АВР линий электропередачи:
А — источник основного питания; Л — источник резервного питания; В — шипы приемной
подстанции
Если на питающей линии со стороны подстанции А установ-
лено устройство АПВ двукратного действия и после вторичного
действия устройства АПВ линия осталась под напряжением,
обратное переключение подстанции иа источник основного пи-
тания проще и целесообразнее всего производить вручную (на
месте нли прн помощи устройства телемеханики).
При наличии на приемной подстанции грузовых илн пру-
жинных приводов и отсутствии источника оперативного посто-
янного тока устройство АВР может быть выполнено по рис.
11.5,а. Включение выключателя резервной линии происходит
прн обесточении шин приемной подстанции и наличии напряже-
ния на вводе резервного источника; в этих условиях реле на-
пряжения замкнут контакты, сработает реле времеин КТ н
отключит выключатель Q1, Вспомогательные контакты BK4q\
выключателя Q1 включат катушку включения YACq2 выклю-
чателя Q2 ввода резервного питания. Реле времени КТ рабо-
тает на переменном оперативном токе. Этим же током обеспе-
чивается действие катушки включения выключателя Q2. Ис-
точником переменного оперативного тока является трансфор-
374
KV1 KV2 Шаны подсгпаци,и.ц.
Рис. 11.5. Варианты схемы устройства АВР с использованием грузовых при-
водов (а) и реле на выпрямленном переменном токе (б)
375
матор напряжения, подключенный к линии электропередачи от
резервного источника питания.
На рис. 11.5,6 показана схема устройства АВР, разработан-
ная для выключателей с грузовыми или пружинными привода-
ми, обеспечивающими однократность действия. В устройстве
АВР воспринимающий и исполнительные органы совмещены в
одном реле КТ с замедлением при отпускании якоря (па 1 —
5 с). Напряжение к обмотке реле КТ подводится от трехфаз-
ного выпрямительного моста, подключенного к трансформатору
напряжения.
Для улучшения коэффициента возврата устройства АВР
цепь обмотки реле КТ контролируется контактом реле KV (на-
пряжение возврата реле КТ, рассчитанного на номинальное на-
пряжение 110 В, составляет примерно 10 В, поэтому при отсут-
ствии реле KV и обесточении шин реле КТ может продолжать
находиться в сработавшем положении из-за наведенных напря-
жений). В качестве реле KV может быть использовано реле
напряжения любого типа с &в=0,5 и более. Прн исчезновении
напряжения на шинах приемной подстанции реле KV размы-
кает свои контакты и .обесточивает обмотку реле КТ, которое
спустя заданное время замыкает свои контакты. Выключатель
ввода основного питающего источника отключается. Его вспо-
могательные контакты замыкают цепь включения выключателя
источника резервного питания, предварительно подготовленную
контактом реле КТ.
Для ускорения работы устройств АВР требуется убыстрить
отключение выключателя ввода источника основного питания.
Для этой цели на схемах рис. 11.1 и 11.2 предусмотрены цепи,
производящие такое отключение при отключении выключателя
с питающей стороны трансформатора основного питания; слож-
нее обстоит дело с организацией ускорения действия устройств
АВР на подстанциях, питающихся от основных источников по
относительно длинным линиям электропередачи.
Для этой цели имеются следующие возможности:
а) устанавливать для защиты питающих линий продольную
дифференциальную защиту типа ДЗЛ, отключающую линию с
двух сторон при КЗ иа ней;
б) использовать устройства для быстрой передачи отклю-
чающегося сигнала при отключении выключателя с питающей
стороны линии, применяя при этом иа линии быстродействую-
щую защиту (например, токовую отсечку);
в) устанавливать на линии защиту, производящую быстрое
отключение линии с обеих сторон при КЗ на пей, выполненную
на принципе защиты с блокировкой при внешних КЗ;
г) устанавливать устройства для быстрой индикации пре-
кращения подтекания по линии активной мощности (например,
реле активной мощности с контролем или без контроля сра-
376
батывання при помощи частоты; реле частоты, улавливающее
снижение частоты и скорость этого снижения, и т. д.).
Наиболее эффективным средством является установка бы-
стродействующих защит как на линиях, питающих подстанцию,
так и на других линиях, питающих параллельно работающих
потребителей; при этом создается возможность устанавливать
в устройстве АВР на реле времени, включаемом при помощи
пускового органа того или другого типа, выдержку времени
0,5 с.
11.3. УСТРОЙСТВА АВР НА ПОДСТАНЦИЯХ,
ПИТАЮЩИХ СИНХРОННУЮ НАГРУЗКУ
Типовой схемой электроснабжения многих промышленных
производств является питание распределительных заводских
подстанций (РП) от главных понижающих подстанций (ГПП)
по двум магистралям; к каждой из магистралей присоединены
секции шин РП, между которыми установлен секционный вы-
ключатель. Нормально этот выключатель отключен и включа-
ется от устройства АВР в случае прекращения питания секции
после отключения ввода от питающей магистрали. Наличие
двух магистралей обеспечивает взаимное резервирование, при
котором, однако, каждый из участков должен иметь пропуск-
ную способность, рассчитанную на питание нагрузки обеих сек-
ций. Такая схема электроснабжения промышленных предприя-
тий создает возможность установки простых типов защиты и
устройств АВР, высокая эффективность которых подтверждена
многолетней работой на установках собственных нужд электро-
станций.
За время цнкла АВР синхронные двигатели, подключенные
к секции, потерявшей питание, выпадают из синхронизма по
отношению к резервирующему источнику. Работа АВР может
быть разрешена в двух случаях: или после отключения син-
хронной нагрузки, или после снятия с нее возбуждения и пере-
вода в пусковой режим. Оба режима могут быть проконтроли-
рованы фактом снижения напряжения на шинах резервируемой
секции до значения по крайней мере ниже 65 % номинального
напряжения. Таким образом, после отключения выключателя
ввода основного питания (например, после работы релейной
защиты) устройство АВР должно ожидать снижения на-
пряжения до заданного значения.
Несинхронное включение от устройства АВР возбужденной
синхронной нагрузки не может быть рекомендовано по следу-
ющим причинам:
а) из-за большой кратности тока несинхронного включения
по отношению к номинальному току синхронного двигателя, на
которую не рассчитан двигатель; такое включение может вы-
звать механическое повреждение двигателя;
377
б) из-за возможности возникновения асинхронного режима,
при котором могут выпасть из синхронизма синхронные двига-
тели, питающиеся от второй (неповрежденной) магистрали,—
отключение потребителей двух технологических ниток произ-
водства, питание которых обеспечивается этими двумя магист-
ралями, часто приводит к полному нарушению производствен-
ного процесса и требует немедленной остановки технологиче-
ского цикла;
в) нз-за невозможности для некоторых типов синхронных
двигателей произвести ресинхронизацию после несинхронного
включения без принятия дополнительных мер (например, вре-
менного снятия возбуждения с последующей его подачей после
восстановления напряжения, кратковременной разгрузки двига-
теля); такими особенностями обладают, например, тихоходные
синхронные двигатели поршневых компрессоров.
Для ускорения работы устройств АВР при наличии синхрон-
ной нагрузки в схеме устройства АВР предусматриваются ор-
ганы, выявляющие прекращение питания от основного источни-
ка и производящие одновременно с отключением ввода от этого
источника временное снятие возбуждения с синхронных двига-
телей, присоединенных к данной секции распределительной под-
станции (при необходимости от указанного органа должна
производиться кратковременно разгрузка синхронного двигате-
ля со стороны приводимого им в движение механизма).
Полное отключение синхронных двигателей с их последую-
щим включением вручную не может рассматриваться как удов-
летворительное решение, так как длительная остановка ответ-
ственных механизмов с синхронным приводом, как правило,
вызывает нарушение технологического процесса. Такое решение
может приниматься только в том случае, если отключаемый ме-
ханизм резервируется другим механизмом (напрнмер, если ме-
ханизм с синхронным приводом, подключенным к одной из сек-
ций распределительной подстанции, работает на общую маги-
страль с механизмом, синхронный привод которого подключен
к другой секции распределительной подстанции и остановка
одного из механизмов не влечет нарушения технологического
процесса),
Органами, улавливающими прекращение электропитания
той или другой секции распределительных подстанций, как
указывалось ранее, могут быть реле активной мощности, кон-
тролируемые работой реле снижения частоты нли реле скоро-
сти изменения частоты, илн реле, реагирующие на разность ча-
стот между двумя секциями распределительной подстанции.
Следует отметить, что реле напряжения, ожидающие сни-
жения напряжения на секции, потерявшей питание, могут при
пеотключенных синхронных двигателях с непогашенным полем
длительно не срабатывать, так как напряжение будет поддер-
378
живаться вращающимися по инерции синхронными двигателя-
ми (несколько секунд).
Для ускорения работы устройств АВР с пуском от реле на-
пряжения следует предусматривать снятие возбуждения с син-
хронных двигателей (или их отключение) после действия
устройства защиты на питающей линии или трансформаторе и
при одновременном отключенном состоянии выключателей вво-
дов основного и резервного питания.
При осуществлении АВР двухсекционной подстанции, сек-
ции шин которой питают синхронные двигатели ответственных
механизмов, следует иметь в виду, что в момент включения сек-
ционного выключателя на обеих секциях устанавливается оди-
наковое напряжение. При этом на секции, потерявшей основ-
ное питание (обесточенной), синхронные двигатели уже будут
переведены в пусковой асинхронный режим со снятым возбуж-
дением, а все двигатели (асинхронные и синхронные) резерви-
рующей секции начнут питаться пониженным напряжением.
Если уровень напряжения окажется меньше 70% номинального
и пуск двигателей резервирующей секции будет затяжным,
синхронные двигатели резервирующей секции могут выпасть из
синхронизма.
Для улучшения условий работы АВР следует обеспечить
возможно большее напряжение на шинах секций в момент
включения секционного выключателя. Для этого может быть
применен метод опережающей форсировки возбужде-
ния синхронных двигателей резервирующей секции, т. е. вьь
полнение форсировки на некоторое время (на несколько се-
кунд) от пусковых органов устройства АВР одновременно с
подачей включающего импульса на электромагнит секционного
выключателя.
При тиристорной системе возбуждения синхронных двига-
телей резервирующей секции следует учитывать, что при сни-
жении напряжения, питающего тиристоры, ниже 80—85% но-
минального (в зависимости от типа тиристора) последние пе-
рестают функционировать н двигатель теряет возбуждение, вы-
падая из синхронизма по отношению к напряжению питающей
энергосистемы. По этой причине для расчета нагрузки, остав-
ляемой под самозапуск на резервируемой секции, должно быть
принято такое значение нагрузки, при котором напряжение па
шинах секций после включения от устройства АВР секционного
выключателя не станет меньше 80—85% номинального.
Наличие синхронных возбужденных двигателей иа резерви-
рующей секцнн несколько облегчает условия самозапуска асин-
хронных и синхронных электродвигателей резервируемой сек-
ции за счет питания реактивной мощностью от возбужденных
машин.
379
11.4. УСТРОЙСТВА АВР СО СТАНЦИЯМИ УПРАВЛЕНИЯ
НОРМАЛИЗОВАННОЙ СЕРИИ
Станции управления нормализованной серии предназначены
для переключения на резервное питание осветительной нагруз-
ки и силового электрооборудования при исчезновении напря-
жения питания. Станции предназначены для работы в сетях по-
стоянного и переменного тока с фазным напряжением до 220 В.
Предусмотрены возможности переключения двух или трех по-
люсов (т. е. переключение цепей фаза —нуль, две фазы, три
фазы с нулевым проводом). Устройство АВР может быть вы-
полнено без выдержки времени и с выдержкой времени.
Принцип работы устройства АВР на включение ввода ре-
зервного питания при обесточении линии основного питания
уясняется из рис. 11.6.
Нормально питание шин происходит от ввода W1, резерв-
ное— от ввода W2.
Ключом управления SA/ включается катушка контактора
КМW/. Цепь включения образуется через замкнутый контакт
BR2w2 (контактор ввода W2 отключен), включенную накладку
ХВ1, замкнутый контакт КТ2.1 (реле КТ2 обесточено, так как
ключ управления ввода W2 не включен).
После того как контактор KMWI будет включен, замкнутся
его вспомогательные контакты BKlwi- Через накладку ХВ2
будет образована цепь на включение реле КТ1, которое кон-
тактом КТ 1.1 разомкнет цепь катушки KMwz контактора ре-
зервного ввода. Для подготовки цепей автоматического резер-
вирования персонал должен включить ключ управления SA2
ввода W2.
В случае обесточения рабочего ввода (ввода W7) контактор
KMW] отпускает якорь. Его вспомогательные контакты BKlwj
размыкают цепь реле КТ1. Вспомогательным контактом BK2wl
подготавливается цепь включения контактора KMws в цепи
ввода W2 (ввода резервного питания). После истечения време-
ни возврата якоря реле КТ1 контактом КТ 1.1 замыкает цепь
включения контактора КМ^2 ввода W2.
При включении контактора KMw2 его вспомогательный кон-
такт ВК1\м замыкается и включает реле КТ2. Это реле раз-
мыкает цепь катушкн включения контактора KMWi. Теперь
ввод W2 стал вводом основного питания, а ввод W1 — вводом
резервного питания.
Время включения резервного источника при помощи реле
КТ1 или КТ2 устанавливается 0,5 с для предотвращения воз-
можности подачи напряжения источника резервного питания па
вращающиеся по инерции возбужденные синхронные и асин-
хронные двигатели. Если ие требуется иметь задержку време-
380
Вводлшши. W1 Ввод линии W2
381
Основное
питание
Резервное
питание
Рис. 11.7. Вариант схемы устройства
контакторах
ляется собственным временем
включением контактора КМ2.
днтся включением рубильника
ни срабатывания АВР,
то должны быть сняты
накладки ХВ2 и ХВ4.
Схема упрощенного
выполнения АВР на
контакторах показана
на рис. 11.7, Нормаль-
но включен контактор
КМ1 ввода основного
питания. При обесто-
ченин ввода контактор
отпускает якорь и за-
мыкает свой вспомо-
гательный контакт
ВКкмр Последний за-
мыкает цепь контакто-
ра КМ2, включающего
АВР на ввод резервного пита-
ния, Действие АВР
(мгновенное) опреде-
отключения контактора КМ1 и
Вывод устройства АВР произво-
S1.
11.5. САМОЗАПУСК АСИНХРОННОЙ И СИНХРОННОЙ НАГРУЗОК
ПРИ АВР ПИТАЮЩИХ НАПРАВЛЕНИЙ
Многолетнее применение устройств АПВ и АВР для различ-
ных объектов электроэнергетических систем показало исключи-
тельно большое значение этих устройств автоматики для обес-
печения быстрой подачи напряжения обесточившемуся потре-
бителю, При отключениях оборудования и его обратном вклю-
чении от устройств АПВ или АВР такие случаи в энергосисте-
мах не приводили к авариям, так как потребители практически
не теряли электропитания и могли восстанавливать нормаль-
ную работу. Даже такой потребитель с непрерывной техноло-
гией, как собственные нужды электрических станций, при дей-
ствии устройств АВР на трансформаторах собственных нужд
не испытывал аварийных последствий, и агрегаты электростан-
ций продолжали функционировать. Правда, для этого необхо-
димо было обеспечить самозапуск ответственных механизмов
после восстановления напряжения вслед за работой устройств
АВР,
Проблеме успешного самозапуска асинхронных короткоза-
мкнутых электродвигателей, которыми оснащаются ответствен-
ные механизмы собственных нужд тепловых электростанций на
органическом и атомном топливе, а также гидроэлектрических
382
станций, посвящено много исследований и испытаний. На осно-
вании этих работ выпускались противоаварийные и эксплуата-
ционные циркуляры.
Прн выполнении устройств АПВ и АВР для промышленных
подстанций ранее многие организации применяли наиболее
простой подход. Считалось допустимым, чтобы в циклах АПВ
н АВР механизмы полностью прекращали свою работу, а ука-
занные устройства только восстанавливали напряжение на ши-
нах подстанции. Это оправдывалось также тем, что многие пу-
скатели ответственных механизмов выполнялись с мгновенным
отключением при перерыве электропитания, вследствие чего
обесточенне механизмов происходило даже из-за кратковре-
менных понижений напряжения при КЗ. Дополнительные ус-
ложнения создавало только наличие у потребителей на ответ-
ственных механизмах синхронных электродвигателей.
Такая работа устройств АПВ н АВР стала неприемлемой
для подстанций, питающих предприятия с непрерывным техно-
логическим процессом. Потребовалась разработка комплекса
мероприятий, который обеспечивал продолжение технологиче-
ского процесса прн кратковременных перерывах нормального
электропитания из-за КЗ и в циклах АПВ и АВР.
Обеспечению успешности самозапуска должна предшество-
вать совместная работа электротехнических н технологических
подразделений для определения тех потребителей, которые дол-
жны быть оставлены под немедленный самозапуск; тех, кото-
рые могут быть отключены с последующим включением вруч-
ную персоналом, и тех, которые могут быть обратно включены
автоматически, поочередно, после восстановления напряжения
в процессе самозапуска.
В циклах АПВ н АВР для автоматического пуска или само-
запуска синхронных электродвигателей последние устройства-
ми автоматики должны быть переведены в пусковой режим со
снятым возбуждением. Синхронный двигатель в таком случае
становится асинхронной нагрузкой и разгоняется до подсин-
хронной частоты [примерно до (0,03-^0,025) пс], после чего ав-
томатически подается возбуждение н двигатель втягивается в
синхронизм. Только при быстродействующих АПВ (БАПВ) и
АВР (БАВР) допустимо повторное включение синхронных
двигателей с непогашенным полем, да и то при нх малой на-
грузке на валу, когда не ожидаются длительные качания, в
этих условиях допустимо также повторное включение синхрон-
ных двигателей за сосредоточенной реактивностью, уменьшаю-
щей ток несинхронного включения до неопасного значения по
условию их механической сохранности. Ниже предполагается,
что в процессе самозапуска в циклах АПВ и АВР синхронные
двигатели приемных подстанций нли отключены, или переведе-
ны в пусковой асинхронный режим.
383
Рис. 11.8. Схема замещения асинхрон-
ного двигателя
Рис. 11.9. Упрощенная схема замеще-
ния асинхронного двигателя
Электромеханические процессы при самозапуске. Для вы-
яснения процессов при самозапуске следует учитывать измене-
ния токов и напряжений в системах электропитания, соответ-
ствующих этому режиму работы. После восстановления напря-
жения по питающим линиям проходит ток, превосходящий нор-
мальный. Это явление оценивается коэффициентом пуска Ки,
который зависит от состава и значения нагрузки, оставляемой
под самозапуск. Значение Кп для приемных подстанций колеб-
лется от 1,5 до 3 и ориентировочно может быть определено на
основании следующих соображений.
В схемах замещения асинхронного двигателя (рис. 11.8 и
11.9) А'ст и #ст — индуктивное и активное сопротивления об-
мотки статора; и А?р—индуктивное и активное сопротивления
обмотки ротора, приведенные к обмотке статора; АА— сопро-
тивление намагничивания; s — скольжение (при остановленном
двигателе $—1), при нормальной работе s=sIIOM=0,02—0,04
(2-4%).
В первый момент включения двигателя возникает большой
бросок тока намагничивания— апериодической составляющей
пускового тока. Этому моменту соответствует минимальное со-
противление которое затем быстро увеличивается. Измене-
ние пускового тока по времени имеет апериодический харак-
тер. Начальный бросок пускового тока затухает в течение 1—2
периодов (рис. 11.10) и иа защиты с временем действия более
0,06—0,1 с не оказывает влияния.
Рис. 11.10. Осциллограмма тока при пуске асинхронного двигателя:
— начальное значение пускового тока, содержащего наряду с периодической аперио-
дическую составляющую; /п — периодическая составляющая пускового тока; /1!ОМ — но-
минальный ток, соответствующий скольжению
384
Так как сопротивление XLl очень быстро увеличивается и,
кроме того, активное сопротивление обмотки статора по срав-
нению с индуктивным мало, для качественного анализа схему
замещения можно упростить (рис. 11.9). Ток в цепи этой схемы
определяется выражением
Для оценки значения периодической составляющей пуско-
вого тока пользуются понятием критического скольжения $Кр-
Приближенно критическое скольжение определяется так:
D
<iL2>
Лдв
(справедливо при Х^оо и #ст<СХдВ)-
При подстановке (11.2) в (11.1)
Л'ав|/ «+(-^)‘
Периодическая составляющая пускового тока (при s=l)
Для асинхронных двигателей sKP=0,1 -0,2, следовательно,
Этот ток по значению равен току при КЗ за сосредоточен-
ным индуктивным сопротивлением
При нормальной работе ток определяется из (11.3): если
S=Shqm» ТО
иф
=---------4=^==- • (11-6)
*да|Л+(тН
Следовательно, кратность пускового тока асинхронного дви-
гателя, включаемого под полное номинальное напряжение, по
отношению к номинальному току
25—6678
385
или
(11.8)
При Skp—ОД и Shom—0,03 Кп.дв^ЗД; прн s^p—0,2 и Shom—0,04
Кп.дв’^б.
Как следует из (11.3) и (11.5),
(11.9)
С уменьшением скольжения кратность тока по отношению
к пусковому уменьшается (рис. 11.11), при s=sKP ток состав-
ляет 0,7 Л,- Если двигатель включается не при номинальном
напряжении, а при пониженном, ток уменьшается прямо про-
порционально напряжению. Например, если включение двига-
теля в сеть производится при напряжении, равном 0,7 С/НОм,
кратность пускового тока составит 70 % по отношению к крат-
ности при включении двигателя при номинальном напряжении.
При восстановлении напряжения после успешного повтор-
ного включения или после работы устройств АВР часть двига-
телей отключается (двигатели меиее ответственных потребите-
лей) , кроме того, на подстанциях потребителей нагрузка состо-
ит не только из асинхронных двигателей, поэтому по отношению
к номинальному току линии кратность тока в ней в момент ав-
томатического повторного включения или при работе устройств
АВР меньше кратности пускового тока отдельно включаемого
двигателя.
Кроме того, значение Кп уменьшается еще и потому, что по-
сле автоматической повторной подачи напряжения (через 1—
2 с после его исчезновения) асин-
хронные двигатели большинст-
ва механизмов не останавлива-
ются, а только притормаживают-
ся. Следовательно, если извест-
но, скольжение двигателя в мо-
напряжсния иа
можно более
пусковой ток,
выражением
Рис. 11.11. Изменение тока в
обмотках статора в зависимо-
сти от скольжения
мент появления
питающем вводе,
гочио определить
воспользовавшись
(11.3).
В зарубежной
ласть применения
. н АВР ограничивалась из-за опа-
сения несинхронных включений
практике об-
устройств АПВ
386
незаторможенных асинхронных двигателей. Опыт эксплуатации
этих устройств показал, что при времени бестоковой паузы 1 с
и более, т. е. при использовании выключателей обычных типов
и отсутствии быстродействующих АПВ и АВР, нет нужды ус-
ложнять схемы устройств дополнительными блокировками, да-
же если параллельно асинхронным двигателям включены кон-
денсаторные батареи (при их наличии длительность затухания
ЭДС асинхронных двигателей, вращающихся по инерции, не-
сколько увеличивается, но не превосходит 0,5 с).
Длительность процесса самозапуска зависит от значения на-
пряжения, возникающего на зажимах двигателя после успеш-
ного действия устройств АПВ и АВР, момента сопротивления
приводимого механизма и значения скольжения, до которого
затормозился двигатель ко времени повторной подачи напряже-
ния. Для выяснения основных условий, определяющих успеш-
ность самозапуска, рассмотрим особенности работы асинхрон-
ных двигателей в нормальном и аварийном режимах (при нор-
мальном и пониженном напряжениях).
Момент, развиваемый двигателем, определяется мощностью,
теряемой в сопротивлении RP/s схемы замещения (см. рис. 11.9):
п
= (11.10)
где £ — некоторый коэффициент пропорциональности, учиты-
вающий КПД агрегата двигатель—механизм.
С учетом (11.3)
МД, = Е---- ф 2 Яр/s. (11.11)
х* (1+Др_)
ДВ \ ~ 52 J
Принимая во внимание (11.2), получаем
Момент, развиваемый двигателем при номинальном напря-
жении на зажимах С7Ном.ф, имеет наибольшее значение при s=
= SKp!
№
(11-13)
25*
387
следовательно,
= Мд.™.,----—-''°-ф ' - (11-14)
5 I 5кр
SKp S
Обычно значение момента относится к моменту, развиваемо-
му двигателем при номинальной нагрузке,
ЩдВ Мдв/Й4КОМ.
(11.15)
В относительных единицах выражение момента асинхронно-
го двигателя будет
^дв
тдв шах
Уф V
77^— I
^ном.ф /
s 4- /кр
sKp 5
(11.16)
ЧаЩС ВСегО /?1дв max Л^2Щдв.ном-
Начальный момент, развиваемый двигателем прн s= 1, в со-
ответствии с (11.16)
^дв.нач ^лътах
/ Уф \®
2 ----------
\ ^ном.ф /
1
+ SKp
sK[1
(И.17)
При Зкр — 0,2 и L/ф — 6/ном.ф
Щдв.нач max-
Если двигатель остановлен, то после включения в сеть он
сможет развернуться и достичь нормального скольжения в том
случае, если момент, развиваемый двигателем, будет больше
момента сопротивления тс приводимого механизма. Моменты
сопротивления могут быть постоянными, ие зависящими от ча-
стоты вращения механизма (например, момент сопротивления
мельниц, металлообрабатывающих станков, прокатных станов
н т. п.) и зависящими (например, моменты сопротивления ды-
мососов, насосов, вентиляторов и т. п.). Различные типы харак-
теристик моментов асинхронных двигателей н моментов сопро-
тивления показаны иа рнс. 11.12.
Для того чтобы асинхронный двигатель смог развернуться,
приводя в действие механизм с постоянным моментом сопро-
тивления, двигатель выполняется с короткозамкнутым ротором
(с глубоким пазом, двойной обмоткой ротора) и характеристи-
кой, прн которой тд&>тс прн любых скольжениях (кривая 4
388
Рис. 11.12. Примерные характеристики
моментов асинхронного двигателя и на-
грузки:
/—постоянный момент сопротивления; 2 —
вентиляторный момент сопротивления; 3 •—
вращающий момент асинхронного двигателя с
фазным ротором; 4— вращающий момент
асинхронного двигателя с короткозамкнутым
ротором
Рис. 11.13. Расчетная схема для
определения нагрузки, состоящей
из асинхронных двигателей, остав-
ляемых под самозапуск после
АПВ питающей линии:
й —схема; б — эпюра напряжений
па рис. 11.12). Если двигатель выполнен с фазным ротором и
момент сопротивления имеет характеристику, зависящую от
скольжения (кривая 2), то двигатель, как правило, сможет раз-
вернуться, так как прн пуске напряжение на зажимах двигате-
ля будет достаточным для того, чтобы развиваемый им момент
превысил момент сопротивления.
Как видно из (11.16), момент, развиваемый двигателем, пря-
мо пропорционален квадрату напряжения на зажимах статора.
Для выяснения возможности самозапуска двигателей после их
обратного включения под напряжение существенно важно знать
значение этого напряжения на зажимах двигателей.
После перерыва питания в первую очередь необходимо обес-
печить самозапуск двигателей наиболее ответственных меха-
низмов.
Мощность нагрузки, оставляемой под самозапуск при явном
и неявном резервировании, определяется с учетом схемы под-
станции. Вначале рассмотрим случай явного резервирования.
Включение резервирующего направления от устройства АВР
подобно включению этого источника от устройства АПВ. За вре-
мя бестоковой паузы в циклах АПВ или АВР возбуждение у
синхронных электродвигателей должно быть снято, поле пога-
шено и двигатели переведены в пусковой асинхронный режим
(нли отключены). Также следует отключить менее ответствен-
ную нагрузку. Таким образом, под самозапуск оставляется на-
грузка: нагревательная (в том числе осветительная) и ответст-
венная с асинхронным пусковым моментом.
Для обеспечения самозапуска двигателя необходимо, чтобы
его вращающий момент с присоединенной к валу нагрузкой мог
389
превысить момент сопротивления. Для выяснения следует:
а) зная характеристику выбега агрегата и время перерыва
электропитания па питающем направлении до момента повтор-
ной подачи напряжения устройствами АПВ—АВР, определить
скольжение, которое достигнут агрегаты к этому времени. Если
выяснение скольжения не представляется возможным или за-
труднено, принимается, что за время бестоковой паузы цикла
АПВ—АВР агрегаты полностью остановились. Этот случай для
расчета является наиболее тяжелым;
б) по характеристикам вращающих моментов электродви-
гателей определить, какому уровню напряжения на зажимах
двигателя соответствует область скольжений, в которой агрегат
развернется до номинальной частоты вращения (до sII0M) для
асинхронных двигателей и до подсиихронной частоты (snc) для
синхронных.
Этот уровень напряжений Ummin определяет мощность дви-
гателей, которую можно оставить под самозапуск. Характери-
стика вращающего момента на всем диапазоне скольжений от
конечного, до которого двигатель затормозился (при останов-
ленном агрегате оно равно 1), до критического для асинхрон-
ных двигателей и подсинхронного для синхронных, работающих
с погашенным полем, должна превышать момент сопротивле-
ния по крайней мере в 1,15 раза.
Если определение 1/шт(п указанным образом затруднено (иа-
прнмер, если характеристики моментов точно неизвестны) при-
нимается уровень напряжения £7штт=0,7[7нон;
в) составить расчетную схему (рис. 11.13), в которой при-
нимается ЭДС системы £сист= 1,05С7ном.ф', хвн — последователь-
но включенное сопротивление питающей линии и трансформа-
тора; ХдВ — суммарное сопротивление параллельно сложенных
сопротивлений асинхронных двигателей или синхронных двига-
телей в режиме со снятым возбуждением, оставляемых для са-
мозапуска.
Под ХдВ здесь и далее понимается индуктивное сопротивле-
ние электродвигателя, соответствующее моменту его включения
под поминальное напряжение при текущем значении s. Если
двигатель остановлен, х=1, сверхпереходное сопротивление X",
переходное X'; при нормальной работе сопротивление двигате-
ля соответствует скольжению х=хНом, при критической частоте
вращения при выбеге s=sB; при подсиихронной скорости
для синхронных иевозбужденных электродвигателей s=snc.
Облегчение и убыстрение самозапуска достигается автома-
тической разгрузкой двигателей со стороны приводимого в дви-
жение механизма (если такая разгрузка допускается техноло-
гией производства и выполнима конструкциями аппаратуры).
390
Из данных расчетной схемы:
Х.„ (11.18)
Л вн г -Л дв
где /с.дв — ток самозапускающихся двигателей;
д) зная скольжение, которого достигли затормозившиеся
двигатели к моменту появления питающего напряжения £/ш.ном,
определить кратность пускового тока, соответствующую этому
скольжению, после чего вычислить значение нормального рабо-
чего тока двигателей, оставляемых под самозапуск;
е) по значению этого тока найти предельно допустимую
мощность асинхронных электродвигателей, которые могут быть
оставлены в режиме самозапуска.
Если принять, что в цикле АПВ-—АВР двигатели полностью
остановились, а напряжение при подаче электропитания приня-
то 1/шт/п=0,7(7ном, то условие успешного самозапуска опреде-
ляется соотношением
= 1 os . (Ц.19)
Адв ’ 0,70 НОМ.ф
Отсюда
хвн = 0,5Хдв. (11.20)
Или для успешного самозапуска в указанных выше услови-
ях индуктивное сопротивление остановленных асинхронных
двигателей должно быть не меньше двойного индуктивного со-
противления питающей сети от шнп приемной подстанции до
точки приложения ЭДС системы, т. е.
ХДВ^2ХВН. (11.21)
Мощность асинхронных двигателей, которую допустимо оста-
вить под самозапуск, легко вычислить прн учете следующих со-
отношений: при нормальном напряжении периодическая состав-
ляющая пускового тока
/„ = С'*°‘,'Ф- (11.22)
^Дв
где 1дв=Х'Дв— сопротивление двигателя в пусковом режиме;
/п=ЛЛюм, где К—кратность пускового тока по отношению к
номинальному.
Самозапуск полностью остановленных загруженных электро-
двигателей является наиболее тяжелым расчетным случаем;
в реальных условиях эксплуатации целесообразно успешность
самозапуска проверять натурными испытаниями при наладке.
При таких испытаниях выясняется также время восстановления
нормальной работы механизмов и соответствие этого времени
условиям сохранения технологического процесса. Для ряда ме-
ханизмов необходимо предусмотреть поочередное автоматиче-
391
ское обратное включение из остановленного состояния с разбив-
кой по времени или по достижении восстановившегося напря-
жения до заданного уровня.
Важно также добиваться уменьшения времени цикла АПВ и
АВР, т. е. условий, когда обесточенные двигатели остановились
ие полностью н будут подхвачены напряжением на «выбеге».
Надо иметь в виду, что самозапуск возможен и при оста-
точных напряжениях, меньших 70% номинального, но время до-
стижения рабочей частоты вращения затягивается и может
стать неприемлемым для технологии производства; отмечены
случаи длительности процесса самозапуска 32 с после перерыва
питания 3,9 с при понижении напряжения до 54% номинального
в момент его подачи. Когда время перерыва питания было сни-
жено до 0,44 с, время разворота уменьшилось до 1,2 с, а напря-
жение на зажимах самозапускающихся двигателей было равно
68% номинального.
Важное значение имеет характеристика моментов, развивае-
мых данным типом двигателя; например, испытания, проведен-
ные ВНИИЭ па электростанциях высокого давления, показали,
что при перерыве питания более 0,5 с для обеспечения самоза-
пуска ответственных двигателей собственных нужд необходимо,
чтобы напряжение на шипах включаемой секции после дейст-
вия устройств АВР было не ниже 75—80 % номинального.
Облегчающим условием режима самозапуска является груп-
повой самозапуск, при котором вначале разворачиваются меха-
низмы, обладающие меньшей инерцией и меныпим моментом
сопротивления. За счет более быстрого уменьшения их пуско-
вого тока возрастает напряжение на шинах подстанции, чем и
облегчается процесс разворота других механизмов.
С целью уменьшения времени перерыва питания при АПВ
и АВР желательно производить включение органов индикации
исчезновения питающего напряжения от быстродействующей за-
щиты на этом напряжении; кроме того, орган индикации потери
питания, как указывалось ранее, должен содержать реле часто-
ты с уставкой 49—48,5 Гц, контролируемое работой реле на-
правления активной мощности па питающем направлении, н ре-
ле времени с уставкой 0,3—0,5 с. Указанными реле производятся
предусмотренные на подстанции автоматические переключе-
ния для повторного приема напряжения (например, отключе-
ние менее ответственной нагрузки, снятие возбуждения с син-
хронных электродвигателей, оставляемых под самозапуск, от-
ключение батарей емкостной компенсации).
Неявновыраженное резервирование имеет место в двухтрапс-
форматорных подстанциях, где каждый нз питающих трансфор-
маторов работает па отдельную секцию шии низшего напряже-
ния со своей нагрузкой. Прн отключении одного из трансфор-
маторов питаемая им нагрузка переводится через межсекцион-
342
пын включатель па трансформатор
р нагрузкой другой секции. Таким
образом, мощность каждого из пи-
тающих трансформаторов должна
быть достаточной для питания на-
грузки всей подстанции. Этот ре-
жим является расчетным для обес-
печения самозапуска в цикле АПВ,
когда одно из питающих направ-
лений отключено (например, из-за
неисправности), а электроснабже-
ние всей нагрузки подстанции нор-
мально производится по второму
питающему направлению. Очевид-
но, для такого режима условия
успешности самозапуска являются
ренного ранее случая явного резервирования.
Лсекция
ЛЛ-Лк с £
°>7 ] 1
6 о
Рис. 11.14. Расчетная схема
при включении от АВР асин-
хронных двигателей II секции
такими, как для рассмот-
Облегчающие условия неявного резервирования сказывают-
ся в случае нормального питания нагрузки каждой из секций
от своего трансформатора и переключения этой нагрузки через
секционный выключатель на нагруженный трансформатор ре-
зервирующей секции (после отключения своего поврежденного
трансформатора).
Условием, определяющим эффективность АВР двухтрансфор-
маторной подстанции, является такое включение секционного
выключателя, при котором безусловно сохраняются нормальная
работа всех (во всяком случае — всех ответственных) потреби-
телей неповрежденной резервирующей секции шин и самоза-
пуск ответственных потребителей резервированной секции. Ус-
ловие обосновывает целесообразность реализации блочного
принципа электроснабжения, прн котором повреждение звена
одного блока не вызывает нарушение работы всего предприя-
тия и остановку всего производства.
В момент включения секционного выключателя после от-
ключения поврежденного питающего источника одной секции
па шинах обеих секций установится одинаковое напряжение
(рнс. 11,14).
Если ответственными потребителями обеих секций шин яв-
ляются короткозамкнутые асинхронные электродвигатели, то
напряжение на шииах после действия АВР из условия обеспе-
чения самозапуска механизмов, питающихся от резервируемой
секции шин, можем допустить L\u=0,7f7HOM.$ (обоснования при-
ведены ранее).
Это напряжение будет и па резервирующей секции. Под
влиянием сниженного напряжения момент вращения асинхрон-
ных двигателей потребителей резервирующей секции уменьшит-
393
ся по квадратичному закону. Если процесс самозапуска будет
относительно продолжительным, скольжение двигателей резер-
вирующей секции может достигнуть критического значения зкр.
При таком скольжении двигатели этой секции начнут потреб-
лять ток, равный 0,7 пускового (см. рис. 11.14), а это значит,
что их сопротивление станет равным Хлв1/0,7= 1,43ЛдВ1, где
Лдш— сопротивление двигателей при включении механизмов
под номинальное напряжение.
Из рисунка следует, что для успешного самозапуска суммар-
ное (при параллельном сложении) сопротивление двигателей
обеих секций, участвующих в процессе самозапуска, должно
выполняться следующее условие:
iVe дв.сз
_ 1 дв.сз 11
Е43%дв[ + ^дв.сзП
(11.23)
(11.24)
Из этих соотношений, зная сопротивления Хвн и Хдвь можно
определить сопротивление Лдв.сзп, которое позволяет вычислить
мощность двигателей резервируемой секции, оставляемых под
самозапуск. Наличие большей мощности асинхронных двигате-
лей иа двух секциях вызовет более глубокое снижение напряже-
ния в процессе самозапуска и утяжелит его.
Если ответственные потребители обеих секций шнн содер-
жат наряду с асинхронными также и синхронные электродви-
гатели, то, как отмечалось ранее, на двигателях, питаемых от
обссточившейся секции до включения от АВР секционного вы-
ключателя, следует снять возбуждение и перевести в пусковой
асинхронный режим; что касается синхронных электродвигате-
лей резервирующей секции, то они в процессе самозапуска
должны оставаться в синхронизме с питающей энергосистемой.
В этом случае их наличие уменьшает и способствует облег-
чению самозапуска. Важно, чтобы из-за пониженного напряже-
ния они не нарушили синхронную работу.
Анализ работы АВР произведем в предположении, что син-
хронные двигатели снабжены тиристорной системой воз-
буждения. Для того чтобы после включения устройством АВР
секционного выключателя и снижения напряжения резервирую-
щей секции тиристорная система возбуждения не потеряла свою
работоспособность, надо, чтобы напряжение на секции даже
кратковременно не стало ниже 0,8£7Н(>м. Поэтому этот уровень
напряжения может быть принят в качестве расчетного.
Если синхронные двигатели имеют независимую систему воз-
буждения и могут продолжать работу, нс выпадая из синхро-
низма при меньших напряжениях на зажимах статора (иапри-
394
мер, при 60% номинального), то определяющим является уро-
вень напряжения, при котором обеспечивается замозапуск асин-
хронных двигателей, т. е. 0,7UlU)M.
Для поддержания устойчивости параллельной работы син-
хронных двигателей, как отмечалось ранее, имеет важное зна-
чение оснащение их системами быстродействующего автомати-
ческого регулирования возбуждения (АРВ), включающими фор-
сировку возбуждения до потолочного уровня при снижении пи-
тающего напряжения до 85—90% номинального.
Действие форсировки наступает тогда, когда снижение на-
пряжения уже произошло и проявляется спустя некоторое вре-
мя, зависящее от инерционности систем возбуждения и его ре-
гулирования. Поэтому в цикле АВР оказывается целесообраз-
ным мероприятием так называемая опережающая фор-
сировка, обеспечивающая подъем напряжения резервирую-
щей секции шип до момента объединения ее секционным вы-
ключателем с резервируемой секцией, т. е. до того, как напря-
жение начнет снижаться в начальном периоде самозапуска.
Прекращение импульса опережающей форсировки произво-
дится автоматически через несколько секунд после того, как
устройством АВР включится секционный выключатель, а ее дей-
ствие распространяется только иа синхронные двигатели резер-
вирующей секции. Пуск опережающей форсировки производит-
ся органом индикации потери питания резервируемой секции
одновременно с отключением менее ответственных потребителей
этой секции и переводом синхронных двигателей данной секции
в асинхронный пусковой режим. Схема автоматики должна
быть выполнена так, чтобы опережающая форсировка ие огра-
ничивала работу обычной форсировки.
При КЗ па шинах одной из секций предпочтение следует от-
давать работе АПВ трансформатора, питающего КЗ. Действие
АВР и включение секционного выключателя должны прн этом
запрещаться.
Иногда для упрощения схемы не устанавливают устройств
АПВ на трансформаторах двухсекционной подстанции, ограни-
чиваясь установкой устройства АВР. В этом случае на секцион-
ном выключателе для отключения КЗ на шипах должна быть
установлена мгновенная токовая отсечка, отстроенная током
срабатывания от пускового тока самозапуска. Токовая защита
с временем 0,5—0,7 с может отказать в отключении КЗ вслед-
ствие возникновения пульсации тока, вызванного нарушением
устойчивости синхронных двигателей неповрежденной секции
по отношению к питающей энергосистеме.
11.6. ОТКЛЮЧЕНИЕ МЕНЕЕ ОТВЕТСТВЕННОЙ НАГРУЗКИ ДЛЯ СОХРАНЕНИЯ
ОТВЕТСТВЕННОЙ НАГРУЗКИ
Для достижения эффективной работы устройств АПВ и
АВР в ряде случаев требуется производить разгрузку питающих
направлений путем отключения менее ответственных потреби-
телей. Такие же отключения осуществляют для разгрузки энер-
госистемы от пусковых токов, возникающих из-за торможения
асинхронных электродвигателей неповрежденных частей после
отключения затяжного КЗ на каком-либо элементе н снижения
напряжения на питающих направлениях. Разгрузка содержит
воспринимающий орган минимального напряжения с уставкой
70—80% номинального и орган выдержки времени с уставкой
0,3—0,5 с. Эти органы образуют так называемую защиту ми-
нимального напряжения и осуществляют разгрузку ближнего
действия.
Для уменьшения такой разгрузки важными средствами яв-
ляются: оснащение синхронных машин энергосистем и потреби-
телей быстродействующими автоматическими системами воз-
буждения (в том числе быстродействующей форсировкой); на-
личие устройств для быстрого отключения КЗ, особенно между -
фазовых.
Разгрузка энергосистемы дальнего действия путем отключе-
ния менее ответственных потребителей на подстанциях, удален-
ных от генерирующих источников, в условиях перегрузки пи-
тающих линий током и снижения уровня напряжения, угрожаю-
щих возникновением лавины напряжения, выполняется устрой-
ствами САОН. Основное назначение САОН — поддержание ус-
тойчивости слабых мсжсистемных и внутрисистемных связей.
Автоматика содержит орган, выявляющий возникновение опас-
ной перегрузки по току или активной мощности в контролируе-
мом сечении транзитной связи, н орган минимального напряже-
ния на подстанциях, где производится отключение нагрузки.
Работа этих органов производится по схеме И. Для организа-
ции такой схемы обычно используется аппаратура телемеха-
ники.
Разгрузка дальнего действия часто сочетается с однократ-
ным АПВ отключенных присоединений, производящим их об-
ратное включение, после того как перегрузка устранилась, чем
достигается восстановление питания потребителей после крат-
ковременного толчка нагрузки.
Разгрузка ближиего действия. Небольшое запаздывание в
действии органа минимального напряжения разгрузки предот-
вращает его срабатывание и отключение потребителей при КЗ
с кратковременным снижением напряжения, отключаемых бы-
стродействующей защитой. Нежелательное действие разгрузки
при повреждении цепей измерительных трансформаторов на-
396
пряжения можно достигнуть разными способами. Например,
для разгрузки на собственных нуждах электрических станций
применяют установку двух комплектов реле минимального на-
пряжения с последовательным соединением контактов и присо-
единением каждого комплекта к отдельной группе трансформа-
торов напряжения; также находит применение схема с после-
довательным соединением трех реле, включенных каждое на
свое междуфазнос напряжение (такое включение позволит сра-
ботать автоматике только при понижении напряжения в трех
фазах), и схема с установкой специальной блокировки от по-
вреждения цепей трансформаторов напряжения.
В качестве коммутационной аппаратуры потребителей 1 кВ
и более высокого напряжения используют силовые выключате-
ли, на которые и действует автоматика отключения. Для потре-
бителей менее 1 кВ при коммутации используются автоматы с
защелкой или магнитные пускатели. Схемы воздействия авто-
матики на управление автоматов с защелкой подобны схемам
управления силовых выключателей. Применение магнитных пу-
скателей накладывает необходимость особого выполнения,
сочетаемого с требоианием рационального их отключения в усло-
виях кратковременного снижения напряжения при КЗ и в цик-
лах АПВ — АВР. Обычная схема управления пускателя — кон-
тактора без механических защелок, удерживаемого во включен-
ном положении так называемыми нулевыми катушками напря-
жения, показана на рис. 11.15.
Контактор включается иажатием кнопки Включено на на*
пряжение питания данного механизма (например, электродви-
гателя 110—660 В).
Контакт ВКкм замыкает цепь удерживания, которая не пре-
рывается и после того, как отпущена кнопка Включено.
Для установки механизма достаточно нажать кнопку От-
ключено или разомкнуть цепь удерживания контактом защиты
от КЗ или контактом защиты от технологических неисправно-
стей АК.1.
Устройство по рис. 11.15 просто, дешево и достаточно на-
дежно. Оно обеспечивает отключение механизма и разгрузку
питающего направления при прекращении электропитания или
снижении питающего напряжения ниже уровня возврата катуш-
ки КЛ1 (примерно ниже 70—80% номинального напряжения).
Таким устройством предотвращается повторное самопроиз-
вольное включение при восстановлении нормального питающе-
го напряжения, что в ряде случаев требуется техникой безопас-
ности и допустимо для потребителей с постоянным дежурством
персонала.
Однако применение такой схемы управления для автомати-
зированных систем и ответственных механизмов, определяющих
непрерывность технологического процесса, недопустимо, по-
397
Рис. 11.15. Схема управления контактором
с мгновенным срабатыванием при перерыве
электропитания;
а — принципиальная схема; б — срабатывание кон-
тактора происходит также в случае перегорания
предохранителей
Рис. 11.16. Вариант принципиальной схемы
пускателя с задержкой
скольку приводит к массовым случаям неоправданных отклю-
чений и авариям с большим ущербом при кратковременных на-
рушениях (понижениях) номинального напряжения из-за КЗ
в питающих сетях и прн работе устройств АПВ и АВР.
Для предотвращения таких отключений требовалось найти
способы, исключающие нежелательную работу рассматривае-
мой схемы управления при кратковременных перерывах питаю-
щего напряжения. Установка контакторов с защелкой оказалась
возможной для механизмов собственных нужд электростанций
и систем возбуждения синхронных двигателей.
В настоящее время разработаны два способа устранения
описанных недостатков в управлении пускателей.
Первый способ предусматривает работу электромагнитного
контактора с замедлением при отпускании якоря па заданное
время (обычно регулируемое от 0,5 до 3 с) в случае исчезнове-
ния или понижения питающего напряжения и мгновенное сра-
батывание при отключении вручную или от устройств защиты.
Второй способ осуществляет автоматически обратное вклю-
чение пускателя при условии, что питающее напряжение за ус-
тановленное время восстановилось, а к моменту обратного
включения напряжение на отключенном механизме затухло и
стало ниже 25—30% поминального, т. е. понизилось до уровня,
не опасного для механизма и коммутационной аппаратуры.
398
Варианты схем пускателей по первому способу иллюстри-
руют рис. 11.16 и 11.17. Действие устройства по рис. 11.16 про-
исходит так. Удерживающая система пускателя имеет две ка-
тушки— основную и дополнительную, помещенные па стержне
магнитопровода. При включении пускателя кнопкой Включено
подастся питание выпрямленного диодом VD1 переменного то-
ка на основную катушку.
После включения пускателя его контакт ВКкм включает по-
нижающий автотрансформатор Т и по цепи через диоды VD2 и
VD4 обеспечивает самоудерживание пускателя после того, как
кнопка Включено вернется в исходное положение. Одновремен-
но начинает заряжаться конденсатор С через диод VD3, шунти-
рующий дополнительную обмотку пускателя. Защиту конденса-
тора от повышенного напряжения при включении кнопки Вклю-
чено осуществляет диод VD4.
Отключение пускателя производится нажатием кнопки От-
ключено или разрывом ее цепи контактами защиты, обесточи-
вающими основную обмотку. Отключение происходит немед-
ленно.
В случае исчезновения питающего напряжения пере-
менного тока конденсатор С начинает разряжаться. По отно-
шению к разрядному току основная и дополнительная обмотки
оказываются включенными последовательно и согласованно.
При этом увеличивается постоянная времени разряда и созда-
ются дополнительные усилия, удерживающие якорь в подтяну-
том положении па требуемое время. Это время регулируется
сопротивлением резистора R, влияющего на изменение постоян-
ной времени разряда конденсатора С.
Другой вариант схемы пускателя с замедлением на заданное
время при отпускании якоря в случае перерыва питающего на-
пряжения приведен на рис. 11.17.
Последовательно с обмоткой пускателя включен выпрями-
тель VD. Питание удерживающей обмотки переведено на вы-
прямленный ток. Этим резко снижен коэффициент возврата,
т. е. его ток возврата стал намного меньше тока, требуемого
для срабатывания якоря. При включении кнопки Включено по
Рис. 11.17, Вариант вы-
полнения задержки на
вклшчетт
Отключено
отключение магнитного
пускателя
399
4 В С От устройства АПВ
)-------------------Л-----р
„ I Включено
Отключено i пп I
Рис. 11.18. Схема магнитного
пускателя с обратным включе-
нием от устройства АПВ
цепи обмотки катушки пускателя
начинает проходить ток, ограни-
ченный сопротивлением резисто-
ра R2 и сопротивлением обмотки;
якорь пускателя подтягивается.
Одновременно расшунтируется кон-
денсатор С, и он начинает заря-
жаться.
После отпускания кнопки Вклю-
чено по обмотке катушки пуска-
теля продолжает протекать ток по
цепи R1 — замкнутые контакты
кнопки Отключено —R2. Хотя зна-
чение тока в этой цепи уменьши-
лось, но пускатель остается во
включенном положении, так как
значение тока через катушку больше тока возврата.
Если исчезнет питающее напряжение переменного тока, ток
по цепи обмотки пускателя за счет разряда конденсатора С
будет снижаться по экспоненте. Некоторое время якорь оста-
нется в подтянутом состоянии, и потребитель отключится спу-
стя заданное время, т. е. с задержкой. Это время может регу-
лироваться подбором емкости конденсатора С и сопротивлений
резисторов RJ и R2.
При отключении пускателя вручную или от устройств защи-
ты цепь тока, проходящего через обмотку катушки пускателя,
размыкается полностью — якорь отпадает мгновенно. Его вспо-
могательным контактом ВКкм замыкают цепь разряда конден-
сатора С через резистор R3. Этим надежно предотвращается
нежелательное обратное включение пускателя при кратковре-
менном нажатии кнопки Отключено, Цепь разряда можно так-
же создать дополнительными замыкающими контактами на
кнопке Отключено или не предусматривать совсем, учитывая,
что ток будет ограничен сопротивлением резистора R1.
Варианты схем пускателей, выполняемых по второму спосо-
бу, т. е. с обратным включением через заданное время прн вос-
становлении питающего напряжения, иллюстрируют рис. 11.18
н 11.19.
На рнс. 11.18 показана схема пускателя с обратным вклю-
чением от устройства АПВ. На последнем могут быть органи-
зованы задержка на требуемое время и контроль напряжения
на зажимах включаемой нагрузки (в случае необходимости).
На рнс. 11.19 показана схема управления магинтиым пуска-
телем, создающая возможность производить автоматически его
обратное включение после отключения, вызванного кратковре-
менным прекращением питающего напряжения (блок управле-
ния БУ-124).
400
ABC
Рис. 11.19. Схема устройства пускателя с автоматическим обратным включе-
нием питающего напряжения после его кратковременного перерыва (на время
менее установленного значения)
Допущенный перерыв электропитания (например, за время
отключения внешнего КЗ) регулируется уставкой времени реле
КТ, Работа устройства происходит следующим образом.
1. Пуск двигателя. Ключ управления SA ставится в положе-
ние 1 (предварительно включено). Катушка контактора КМ об-
текается током и своим вспомогательным контактом ВКкм са-
моудерживастся. Одновременно возбуждается реле времени КТ
и мгновенно замыкает свой контакт КТА. Реле КТ имеет за-
держку времени на возврат при обесточснии обмоткн; это вре-
мя может регулироваться.
Двигатель начинает разворачиваться. Ключ управления SA
вручную переводится в положение В (Включено); перевод про-
исходит без разрыва цепи управления. Двигатель работает.
2. Останов двигателя происходит после его отключения кон-
тактором, вслед за переводом ключа управления в положение О
(Отключено). Прн этом цепи управления контактором обесто-
чиваются, а аппаратура управления занимает положение, соот-
ветствующее этому состоянию.
3. При кратковременном исчезновении напряжения питания
двигателя в периоде его нормальной работы (па время мень-
шее, чем время размыкания копктата КТ.1) при отпускании ре-
ле КТ в обмотке контактора КМ тока нет, якорь контактора от-
падает и отключает двигатель. Последний начинает заторма-
живаться.
При восстановлении напряжения питания за время, меньшее,
чем время размыкания контакта КТЛ, контактор включается
обратно по цепи: фаза А — положение В ключа SA — контакт
26—6678 401
КТ.1 (не успевший разомкнуться)—обмотка КМ — контакты
защиты KSTc-1 н KSTA.l— фаза С.
При этом замыкается контакт ВКкм-, шунтируя цепь контак-
тов КТ.1, облегчая их работу. Реле времени КТ остается под
напряжением.
Двигатель самозапускается и продолжает работу. При пра-
вильно выбранной уставке времени действия контактов КТ.1
реле времени ие происходит перегрузки двигателя токами са-
мозапуска и реле KSTA, KSTc не срабатывают — их контакты
остаются замкнутыми; в противном случае контакты этих реле
размыкают цепь контактора КМ и реле КТ, что приводит к от-
ключению двигателя от питающего напряжения.
4. При длительном исчезновении напряжения питания {боль-
шем, чем время размыкания контакта КТ.1) двигатель отклю-
чается, схема приходит в исходное положение, соответствующее
•обесточенному состоянию. Повторное появление питания не мо-
жет вызвать самопроизвольный пуск двигателя, так как цепь
контактора КМ разомкнута и реле КТ обесточено.
Для повторного запуска двигателя необходимо ключ ЗЛ
вручную поставить в положение 1, а затем перевести в положе-
ние В.
Схема рнс. 11.20 предусматривает те же операции, что и
схема рис. 11.19, но предотвращает возможность обратного
включения питающего напряжения при кратковременном его
перерыве.
Для осуществления этой задачи последовательно с контак-
том КТ.1 включен размыкающий контакт реле минимального
напряжения KVT.1. При снижении напряжения на зажимах
двигателя и остаточном напряжении менее 30% номинального
контакт KVT.1 замкнется. В момент восстановления питания
при замкнутом состоянии контакта КТ.1 обтекается током как
цепь катушки контактора, так и цепь ее самоудерживания.
Одновременно шунтируется цепь контактов КТ.1—KVT.1
вспомогательным контактом ВКкм, что исключает разрыв цепи
питания обмотки реле КТ при последующем восстановлении
напряжения на зажимах двигателя и размыкания контакта
KVT.1. Прн нормальной работе контакт KVT.1 разомкнут.
Применение более сложной схемы рис. 11.20 по сравнению
со схемой рис. 11.19 обусловлено характером затухания остаю-
щегося напряжения на зажимах статора асинхронного двигате-
ля после его обесточения и допустимостью подачи питающего
напряжения поминального значения (что определяется конст-
руктивными особенностями двигателя).
В тех случаях, когда применяются два агрегата — рабочий
и резервный, имеет место поагрегатное взаиморезервирование,
предусматривается нормальная работа одного из двигателей
агрегатной цепи (рабочий двигатель на рис. 11.21).
402
Рис. 11.20. То же, что на рис. 11,19, но с контролем значения незатухшего на-
пряжения включаемого двигателя к моменту восстановления питания
При его отключении по любой причине, и в частности при
исчезновении или глубоком понижении напряжения источника
рабочего напряжения основного питания, производится включе-
ние резервного двигателя. Его питание происходит от источни-
ка резервного питания. Этим восстанавливается работа поагре-
гатной технологической цепи. Схема предусматривает однократ-
ность включения резервного двигателя при отключении рабо-
чего двигателя. Для вывода автоматики персоналом вручную
может быть использована накладка ХВ.
При подключении к источнику напряжения потребителей с
помощью выключателей или контакторов с защелкой разгруз-
ку ближнего действия, т. е. отключение части такой на-
грузки при местном нарушении системы электропитания, на-
пример прн отключении одного из двух питающих шины под-
станции силовых трансформаторов, можно выполнять от
выходных реле защиты трансформаторов. Такое выполнение
уменьшает время перегрузки оставшегося в работе резервирую-
щего оборудования, в рассматриваемом случае — второго па-
раллельно работающего трансформатора.
Использование аппаратуры разгрузки дальнего действия тре-
бует учета следующих обстоятельств. Воздействие органа, вы-
26* 403
Отключение по
любой причине
Рабочий Резервный
ибигатель двигатель
Рабочий двигатель
и цепи АВР
Включение резерв-
ного двигателя
Рис. 11.21. Вариант схемы устройства АВР двигателя:
« — структурная схема; б — включение резервного двигателя
являющего опасную перегрузку питающих элементов энергоси-
стемы, на отключение части потребителей приемных подстанций
осуществляется устройством телемеханики соответствующих
подстанций, питающих потребителей, намеченных для отклю-
чения.
Для последних такое отключение явится тяжелой аварией,
так как при полном обесточении н отсутствии местных источни-
ков гарантированного электропитания прекратятся вентиляция,
освещение, а также работа контрольно-измерительных прибо-
ров и сигнализации.
Желательно, чтобы наиболее ответственные электроприем-
никн могли продолжать свою работу при одновременном умень-
шении до нужного размера приема мощности от энергосистемы.
Такая работа достигается выполнением децентрализован-
ной CAOIT. Для этого передачу отключающей команды от
приемника САОГ1 конкретному абоненту потребителя, предна-
значенному для подключения к CAOII, производит аппаратура
местного устройства телемеханики диспетчерского пункта пред-
приятия.
404
В ряде случаев можно присоединять часть абонентов, отклю-
чаемых САОН, к отдельной линии, присоединенной к подстан-
ции энергосистемы, а особо ответственных потребителей выве-
сти на самостоятельное питание от энергосистемы, не подклю-
чая их к САОН.
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
СОВМЕСТНАЯ РАБОТА УСТРОЙСТВ АПВ, АВР, АЧР,
УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, ФОРСИРОВКИ
ВОЗБУЖДЕНИЯ СИНХРОННЫХ МАШИН,
ОГРАНИЧЕНИЯ НАГРУЗКИ
12.1. УСКОРЕНИЕ ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТЫ ДО АПВ
Ускорение защиты до АПВ позволяет сократить время отключения КЗ
и тем самым повысить надежность работы потребителей. Ускорение дейст-
вия устройства релейной защиты до работы устройства АПВ осуществляет-
ся песелективиой быстродействующей защитой, устанавливаемой на защи-
щаемой линии вместе с основной селективной защитой. После работы уст-
ройства АПВ неселективная быстродействующая защита автоматически вы-
водится на время большее, чем время отключения линии селективной защи-
той, например токовой защитой со ступенчатой характеристикой времени
действия (рис. 12.1).
Применение ускорения действия защиты до АПВ позволяет установить
устройство АПВ только на головном участке, обеспечивая повторное вклю-
чение всех участков цепочки отходящих линий. Такой способ целесообразен
при коротких линиях или если выключатели приемных подстанций не при-
способлены для автоматического повторного включения. Характеристика за-
щиты, действие которой ускорено до АПВ, показана штриховой линией.
При повреждении на любом участке линии электропередачи отключается
и включается вновь выключатель головного участка. Этим обеспечивается
быстрое отключение повреждений в 60—70% случаев, так как после АПВ
изоляция в большинстве случаев восстанавливается. При отключении же
КЗ с выдержкой времени (без ускорения защиты) значительно снижается
успешность действия АПВ.
В случае включения на неустра-
нившееся КЗ повторное отключе-
ние происходит избирательно,
так как исселективная защита
автоматически выведена.
Ускорение действия защиты
до АПВ в схеме устройства АПВ
по рис. 8.3 можно выполнить,
если использовать размыкающий-
ся контакт реле времени КТ.
Рис. 12.1. Характеристики защиты при
ускорении ее действия до АПВ
405
12.2. УСКОРЕНИЕ ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТЫ ПОСЛЕ АПВ, АВР
И ДИСТАНЦИОННОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Ускорение действия защиты после включения выключателя от устройств
АПВ, АВР или вручную — дистанционно и при помощи устройств телемеха-
ники позволяет произвести немедленное отключение поврежденного элемен-
та, если включение произведено на КЗ, несмотря на то что защита элемен-
та имеет выдержку времени. Метод позволяет свести до минимума влияние
включения КЗ на работу потребителей; также уменьшаются размеры по-
вреждения и повышается устойчивость параллельной работы генераторов
энергосистемы.
Ускорение действия защиты целесообразно применять во всех случаях,
когда быстродействующая защита элемента вообще отсутствует или за-
щищает только часть линии.
Ускорение действия защиты после АПВ в схеме устройства АПВ по
рис. 8.3 можно выполнить, если использовать контакт реле КТ, время дейст-
вия которого составляет 0,1—0,15 с. Время, в течение которого ускоренная
защита оказывается введенной при помощи мгновенного контакта реле КТ,
определяется временем конечного контакта, замыкание которого приводит к
самовозврату .устройства.
Для осуществления в схеме на рис. 8.3 ускорения действия защиты не
только после АПВ, но и после включения выключателя вручную целесооб-
разно оперативные включения выключателя производить, воздействуя па
реле КТ. В схемах на рис. 8.5 ускорение действия защиты после любого ди-
станционного включения выключателя выполняется реле КТ2‘, реле имеет
замедление на отпадание якоря после обесточения обмотки. Это реле при
отключенном положении выключателя обтекается током и замыкает замы-
кающий контакт. Цепь для создания ускоренного действия защиты при этом
подготовлена. После включения выключателя реле КТ2 обесточивается и че-
рез некоторое время (1—1,5 с) размыкает цепь ускоренной защиты. Размы-
кание должно произойти позже, чем выключатель включится и сработает
ускоренная защита.
Метод ускорения защиты после АПВ и АВР применяется во всех слу-
чаях, когда объект защищен небыстродействующей защитой, т. е. когда ус-
тановлена защита со ступенчатыми характеристиками выдержек времени.
В частности, при установке ступенчатой дистанционной защиты ускоряться
после АПВ может или вторая зона, или при помощи реле ускорения удли-
няться первая зона (т. е. реле КТ на рис. 8.5 после включения выключателя
на 0,3—0,5 с производит изменение уставки срабатывания первой зоны ди-
станционной защиты, удлиняя зону действия до 120% длины линии; до это-
го зона действия охватывала 80—85% длины линии).
Для отстройки от влияния броска пусковых токов асинхронных двига-
телей токовая защита от междуфазных КЗ, реагирующая на полные токи,
ускоряется до 0,15—0,5 с. Последняя цифра относится к случаям ускорения
защиты после работы устройства АВР на выключателях резервирующих
трансформаторов собственных нужд станций. Защиту, реагирующую на токи
пулевой последовательности, ускоряют до 0,1—0,15 с для отстройки от то-
406
ков, появляющихся из-за неодновременного .включения фаз выключателей;
такую защиту целесообразно подключать к трансформаторам тока через
быстронасыщающийся трансформатор тока для уменьшения влияния аперио-
дической составляющей в токе нулевой последовательности.
Метод применяется также для осуществления быстродействующей защи-
ты длинных линий 500 кВ и более при помощи установки так называемых
устройств опробования, которые вводят неселективную быстродействующую
защиту на некоторое время при включении линии с одной стороны в усло-
виях, когда основная быстродействующая защита данной линии (дифферен-
циалыю-фазная защита ДФЗ-500) может не работать.
12.3. БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩЕЕ ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
Совместная работа устройств релейной защиты и ЛПВ позволяет осу-
ществить избирательное отключение с использованием неселективных защит.
В СССР разработаны два метода.
Увеличение кратности действия устройств АПВ по мере приближения
участка к головному. Время действия основной защиты выбрано по ступен-
чатому принципу. Дополнительно устанавливается мгновеннодействующая
защита, охватывающая защищаемый участок и часть следующего. В качест-
ве дополнительной защиты используется неселективная токовая отсечка или
неселективная дистанционная защита (рис. 12.2).
При повреждении в зоне действия мгновенных защит двух смежных
участков (например, участков II и III в точке Ki) отключаются оба участ-
ка и включаются обратно от устройств АПВ.
При успешном действии устройств /АПВ питание восстанавливается; если
КЗ не устранилось, оба участка вторично отключаются. После этого вслед-
ствие работы устройства АПВ двукратного действия во втором цикле снова
будет включен участок III, а участок II включен не будет, так как на нем
предусмотрено устройство АПВ однократного действия. На рис. 12.2 крат-
ности действия устройств АПВ указаны цифрами около условного символа
обозначения устройства АПВ.
На участке I (силовой трансформатор), защищаемом токовой отсечкой
или дифференциальной защитой, устройство АПВ при действии этих защит
не работает, поэтому при устойчивом повреждении <в их зоне и отключении
участка II неселективное отключение исправляется устройством АПВ, уста-
новленным на участке II (на выключателе 2).
Способ позволяет достигнуть быстрого избирательного отключения без
применения дорогих и сложных защит, ограничиваясь установкой простых
доковых отсечек или одноступенчатых дистанционных защит. Недостатком
способа являются возможность одновременной работы защиты на двух
смежных участках и обесгочепие потребителей, питающихся по неповреж-
денной линии на время действия устройства АПВ и включения выключате-
лей. При отказе в работе устройств АПВ или какого-либо выключателя про-
изойдет развитие аварии.
Способ находит применение при установке устройств АПВ одно- и дву-
кратного действия. Использование для исправления неселективности работы
407
Рнс. 12.2. Исправление неселективно- Рис. 12.3. Характеристики релейной
го действия защиты при помощи АПВ защиты при поочередном АПВ
защиты АПВ трехкратного действия нецелесообразно, так как получаются
длительные перерывы электроснабжения потребителей, определяемые вре-
менем работы устройств трехкратных АПВ.
Поочередное АПВ участков линии электропередачи. Дополнительно' к за-
щите, обеспечивающей избирательное (отключение поврежденного участка, па
каждом участке установлена мгновеннодействующая защита. Зона действия
этой защиты охватывает защищаемый участок и часть следующего
(рис. 12,3), Так же как и р способе, описанном ранее, в качестве такой за-
щиты используется токовая отсечка или одноступенчатая дистанционная
защита.
Рассмотрим действие защиты и АПВ при повреждениях в зоне работы
мгновенных (защит двух смежных участков (например, участков II и III в
точке Xi). В случае КЗ в точке К\ оба участка отключаются одновременно.
С меньшим временем устройством АПВ снова включается участок III, более
близкий к источнику питания. При этом неселективная защита со стороны
питающей подстанции остается еще некоторое время включенной. Если за
время обесточенного состояния линии изоляция участка III восстановилась,
линия остается включенной. Работает устройство АПВ на участке II. Время,
с которым оно включает выключатель, больше, чем сумма времени включе-
ния выключателя устройства АПВ па участке III и времени последующего
отключения выключателя при его включении на КЗ.
К моменту включения выключателя устройством АПВ более удаленного
участка II 'неселективная защита более близкого участка III автоматически
выводится. Таким образом, если КЗ произошло на более удаленном участке
и повреждение за время отключенного состояния участка не самоустрани-
лось, этот участок (будет избирательно отключен (участок III не отключит-
ся, так как его неселективная защита к моменту включения участка II уже
выведена).
Неселективпая защита участка II автоматически выводится из действия
устройством АПВ спустя некоторое время после включения выключателя
участка II. Обратный ввод нсселективной защиты участка III происходит с
временем, превышающим сумму времени включения участка II устройством
АПВ и последующего отключения участка при включении на неустранивше-
сся КЗ. Действия устройств защиты и АПВ при повреждениях па участке I
аналогичны.
408
Цепь песелективной.
защиты
Рис. 12.4. Вариант схемы вывода из
действия неселективной защиты при
поочередном АПВ
Вариант схемы включения несе-
лективпой защиты приведен на
рис. 12.4. Одновременно с подачей
включающего импульса устройство
АПВ включает цепь реле времени
КТ. Это реле самоудерживается
мгновенным контактом. Проскаль-
зывающим контактом спустя время,
несколько большее, чем время вклю-
чения выключателя, замыкается цепь
промежуточного реле KL. Реле KL
размыкает цепь песелективной защи-
ты до того момента, пока не за-
мкнется конечный контакт реле КТ.
Выбор выдержек времени устройств
поочередного АПВ уясняется из рас-
смотрения следующего примера.
Пусть в сети (см. рис, 12.3) установлено поочередное АПВ. Выберем:
а) время, с которым должно происходить включение выключателей от
устройств АПВ;
б) время, с которым должно производиться выведение неселективной
защиты;
в) время самовозврата элемента устройства, производящего вывод не-
селсктивной защиты, например, д^я участка III.
Задаемся временем действия устройства АПВ на участке 111, равным
1 с. Вывод из работы неселективной защиты участка 111 производится после
замыкания проскальзывающего контакта КТ.З реле КТ (рис. 12,4),
Это время равно
0,8+0,1+0,15+0,3=1,35 с,
где 0,8 с — время включения выключателя; 0,1 с — время действия неселск-
тив'Пой защиты; 0,15 с—время отключения выключателя; 0,3 с — запас, учи-
тывающий некоторый разброс в срабатывании отдельных устройств.
Время действия устройства АПВ на участке 11 выбирается так, чтобы
включение выключателя 2 произошло после того, как неселективная защита
па участке III выведена:
^АПВ2 1 "И Ь35-|-0,3^ 2,65 с,
где 1 с—.время действия устройства АПВ участка I1T, 1,35 с — время за-
мыкания проскальзывающего контакта КТ.З реле КТ схемы па рис. 12.4;
0,3 с — запас (дополнительное время получается за счет того, что после дей-
ствия устройства АПВ участка II замыкание контактов выключателя про-
изойдет через 0,6—0,8 с).
Время конечного контакта реле КТ, установленного на участке III, оп-
ределяется тем, что обратный ввод неселективной защиты на участке III
может последовать только после включения устройством АПВ участка II и
его повторного отключения нсселективной .защитой в случае неустранившс-
гося повреждения.
409
Время замыкания конечного контакта реле КТ участка III равно
2,65—1 +0,8+0,1+0,15+0,5 = 3,2 с.
где 2,65 с — время действия устройства АПВ участка II; 1 с —время дейст-
вия устройства АПВ участка III; 0,8 с — время включения выключателя
участка II; 0,1 с—время действия неселективной защиты участка II; 0,15 с—
время отключения выключателя участка II; 0,5 с — запас.
По сравнению со способом исправления песелективного действия защи-
ты при помощи устройств АПВ с увеличивающейся кратностью способ по-
очередного АПВ имеет то преимущество, что не требует устройств АПВ дву-
кратного действия. Кроме того, выключатели не отключают КЗ более 2 раз
подряд. Недостатком поочередного АПВ является то, что при включении по-
следующего участка от устройства АПВ с большей выдержкой времени на
предыдущем участке быстродействующая неселективная защита должна быть
выведена. Если в это время произойдет повреждение на этом участке, оно
будет отключено медленнодействующей избирательной защитой.
П.4. ПОДСТАНЦИИ БЕЗ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ
ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
Удешевления строительства приемных подстанций можно достигнуть пу-
тем установки на стороне высшего напряжения отделителей и короткозамы-
кателей вместо выключателей (рис. 12.5). При Повреждении силового транс-
форматора действием его защиты отключается выключатель со стороны низ-
шего напряжения и включается короткозамыкатель 2 па стороне высшего
напряжения.
В сетях с большим током замыкания на землю применяют однофазный
короткозамыкатель, а в сетях с малым током замыкания на землю — двух-
фазный. Включение короткозамьикателей вызывает КЗ в сети высшего на-
пряжения и действие защиты со стороны питающей подстанции (срабаты-
вание этой защиты может также произойти ранее, если ее чувствительность
была достаточна для работы при повреждении в трансформаторе). Проис-
Рис. 12.5. Схема питания под-
станции без выключателей на
стороне высшего напряжения;
1 — отделитель; 2 — короткозамы-
катель
ходит отключение выключателя со сторо-
ны подстанции А. Обязательным услови-
ем является отключение выключателя со
стороны подстанции А после того, как
включится короткозамыкатель, что приво-
дит к необходимости замедления защиты
нли к возможности последующего включе-
ния выключателя на устойчивое КЗ, вы-
званное несрабатыванием отделителя во
время бестоковой паузы.
После включения короткозамыкателя
через него начинает проходить ток
КЗ (рис. 12.6,а). Отключение выключа-
теля с питающей подстанции обуслов-
ливает прекращение прохождения тока
по цепи короткозамыкателя и пер-
410
вичпой обмотке трансформаторов тока ТА, За время прохождения через ко-
роткозамыкатель тока КЗ срабатывает катушка электромагнита КМ. После
прекращения прохождения тока КЗ эта катушка обесточивается и боек 2
под действием сжатой пружины выбивает защелку 1. Отделитель Q7? отклю-
чается. Аналогичное действие вызывает срабатывание реле КТ '(рис. 12.6,в),
которое может произойти после того, как вспомогательными контактами
BKqn.2 проконтролировано включенное положение короткозамыкателя. Раз-
Отключение
от-
дел ите ля
Включение
кореткоза-
мыкателя
Рис. 12.6. Схемы автоматики и защиты для подстанций, не имеющих выклю-
чателей на стороне высшего напряжения:
а — на переменном оперативном токе: QA/— короткозамыкатель; КМ — катушка электро-
магнита; QR — отделитель; K.L.I, /<А.2 — контакты промежуточного реле XL; KSQ.1 и
KSQ.2 — контакты газового реле KSQ; С — конденсатор; RS, R2 — резисторы; VS — вы-
прямительный мост; VD — стабилитрон; ТА — трансформатор тока; TL — промежуточный
трансформатор; Т — силовой трансформатор; / — защелка отделителя- 2 — боек; 3 — пру-
жина; б и в—на постоянном оперативном токе (первичные цепи — О; вторичные цепи—
в); S], S2 — тумблеры; КН — указательное реле; КТ — реле времени; КАа~— реле тока
411
мыканием контакта KA^.l реле КА прекращено прохождение тока через
короткозамыкатсль, происходит отключение отделителя QR и отключается
выключатель со стороны питающей подстанции. Спустя заданное время, обес-
печивающее надежное размыкание цепи поврежденного трансформатора от-
делителем, от устройства АПВ включается выключатель со стороны подстан-
ции А (см. рис. 12.5) и восстанавливает электроснабжение потребителей,
питающихся от неповрежденного трансформатора.
Для того чтобы не увеличивать времени действия защиты со стороны
подстанции А, иногда допускают действие защиты при повреждениях в си-
ловом трансформаторе до того, как включится коротковамыкатель. В этом
случае возможно неуспешное действие устройства АПВ, так как автомати-
ка между короткозамыкателем и отделителем не сработает, а ток через ко-
роткозамыкатель начнет проходить после работы устройства АПВ па под-
станции А. Произойдет отключение выключателя. Восстановление питания
неповрежденного трансформатора приемной подстанции может быть достиг-
нуто установкой па подстанции А устройства АПВ двукратного действия.
Установка реле времени КТ в схеме на рис. 12.6,а требуется для того,
чтобы предотвратить действие отделителя в условиях, когда к месту повреж-
дения еще некоторое время могут подтекать токи не только от источника
[питания со стороны подстанции А, но и от синхронной или асинхронной на-
грузки, подключенной к параллельно работающему неповрежденному транс-
форматору.
Отключение выключателя от защиты со стороны подстанции А приводит
к резкому снижению тока, проходящего через короткозамыкатсль. Это мо-
жет вызвать действие его автоматики и отключение отделителя, несмотря на
то что к месту КЗ в поврежденном трансформаторе продолжают подтекать
токи от синхронных и асинхронных двигателей исправного трансформатора,
продолжающих вращаться по инерции с непогашенным полем. Как указыва-
лось ранее, для гашения поля синхронных двигателей требуется установка
автоматических устройств, улавливающих отключение питающей линии и пе-
реводящих синхронный двигатель в режим со снятым возбуждением для
последующей ресинхронизации, а время снижения ЭДС асинхронной нагруз-
ки составляет 0,5 с. Неучет этих обстоятельств приводит к тому, что отде-
литель размыкает дугу, которая может обусловить устойчивое КЗ и неус-
пешное АПВ.
Значительное повышение надежности дает схема приемной подстанции,
в которой вместо отделителей и короткозамыкателей установлены силовые
выключатели. При подключении к линии электропередачи только одного транс-
форматора в ряде случаев идут на то, что ввод трансформатора подключа-
ется к питающей линии наглухо — без отделителя и короткозамыкателя и
даже без разъединителя (в установках в химически загрязненной среде).
В этих условиях для отключения выключателя с питающей стороны линии
используется устройство телеотключения по проводам высокого напряжения
или по проводам кабеля связи.
Для подстанций без выключателей с высокой стороны применение уст-
ройств телеотключепия исключает надобность в установке короткозамыкате-
лей и позволяет рассматривать их применение как резервирующее меро-
412
Рис. 12.7. Вариант структурной схемы использования устройств телемеханики
для организации защиты подстанций без выключателей на стороне высшего
напряжения силовых трансформаторов
приятие. Принципиальная схема, поясняющая действие устройства те л сот-
ключевин в сочетании с работой устройств АПВ и АВР, показана па
рис. 12.7. Передача команды избирательного отключения поврежденному
трансформатору после отключения выключателя с питающей подстанции за-
медляется при помощи контакта КТ3.1 с целью исключения возможности
разрыва дуги отделителем цепи поврежденного трансформатора, поддержи-
ваемой ЭДС продолжающей вращаться по инерции нагрузки, на что указы-
валось ранее.
413
12.5. УПРОЩЕНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ СЛОЖНОЙ СЕТИ
Для осуществления в кольцевой сети быстрого отключения КЗ без при-
менения сложных высокочастотных или многоступенчатых дистанционных за-
щит или при выводе таких защит для проверки может быть преднамеренно
допущена неселективиость действия устройств релейной защиты простых
типов (например, токовых отсечек, одноступенчатых дистанционных защит)
в сочетании с работой устройств АПВ.
Исправление неселективности достигается или созданием на устройствах
АПВ линий кольцевой сети разных выдержек времени, или установкой на
линиях кольцевой сети устройств АПВ с различной кратностью действия.
В частности, на участке сети, повреждение на котором вызывает песелектив-
ное отключение другого участка, имеющего устройство АПВ, автомат по-
вторного включения может не устанавливаться,
Поясним сказанное примерами.
На участке АБ (рис. 12.8) установлена защита 2, неселективпая по от-
ношению к защитам 1 участка БВ и 5 участка БГ (например, селективная
защита 2 выведена для проверки и временно установлена защита, не обла-
дающая избирательностью действия).
Исправления неселективности можно достигнуть несколькими спосо-
бами:
1) выводятся из работы устройства АПВ на выключателях 1 и 5. На
всех других выключателях линий, в том числе па выключателе 2, устройства
АПВ остаются включенными. При повреждении на участках БВ или БГ од-
новременно с поврежденным участком отключается выключатель 2; неселек-
тивное отключение исправляется действием АПВ, повторно включается вы-
ключатель 2;
2) времена работы устройств АПВ, производящих обратное включение
выключателей 1 и 2, устанавливаются различными. Время действия устрой-
ства АПВ выключателя 1 (Г) меньше на 0,5—1 с времени действия устрой-
ства АПВ выключателя 2
Если на линиях БВ и БГ нет быстродействующих защит, зоны которых
охватывают всю линию, устройствами АПВ выключателей 1 и 5 осуществля-
ется ускорение действия защиты после АПВ. При повреждении на участке
Рис. 12.8. Схема кольцевой сети
БВ одновременно отключается этот уча-
сток и выключатель 2. Устройством
АПВ участок БВ включается обратно.
Выключатель 1 включается со време-
нем ti. Если повреждение не устрани-
лось, выключатель немедленно отклю-
чается. Включение выключателя 2 про-
исходит с временем t2 уже после того,
как КЗ будет отключено.
Работа защиты и автоматики в слу-
чае повреждения на участке БГ ана-
логична.
414
Если защита 3 по отношению к защитам 1 и 4 также неселсктивна, для
исправления действия защиты вторым способом времена устройств АПВ на
выключателях 2 и 3 должны быть различными, например на выключателе 2
больше, чем на выключателе 3. В этом случае при повреждении па участке
БВ отключаются выключатели 1, 2 и 3. От устройства ЛПВ первым вклю-
чается выключатель 1, вторым или одновременно с первым — выключатель 3
и третьим — выключатель 2.
После включения выключателя 3 при неустранившемся КЗ одновремен-
но отключатся участки БВ и ГБ. Таким образом, выключатель -2 включится
уже после того, как КЗ отключится. Включение выключателя 2 восстановит
питание подстанции Б\
3) устройство ЛПВ, производящее обратное включение выключателя 2,
устанавливается двукратного действия, устройства ЛПВ на выключателях I
и 5 — однократного действия. Исправление возможной неселективности от-
ключений достигается тем, что при неустраненном КЗ на линии БВ или БГ
после однократной работы устройств АПВ поврежденные линии отключают-
ся и больше пе включаются. Выключатель 2, отключенный песелективно,
включается обратно от устройства АПВ двукратного действия;
4) при автоматическом повторном включении выключателя 2 устройст-
вом АПВ выводится из действия ускоренная неселективная защита (защи-
та имела ускорение действия до АПВ).
Устройство ЛПВ выключателя 1 обеспечивает ускорение действия защи-
ты после ЛПВ. При устойчивом КЗ на линии БВ устройство АПВ включает
обратно эту линию одновременно с вводом неселективной защиты, так что
выключатель 1 быстро отключается.
Выключатель 1 второй раз отключается селективно, так как неселектив-
ная защита на выключателе 2 выведена устройством АПВ;
5) после неселективного отключения выключателей 1 и 2 при КЗ па ли-
нии БВ устройством ЛПВ первым с меньшей выдержкой времени включает-
ся выключатель 2, Спустя некоторое время после включения выключателя 2
этим же устройством АПВ выводится из действия быстродействующая несс-
лективная защита, установленная на линии АБ со стороны подстанции А.
Устройством АПВ с большей выдержкой времени включается выключатель /
после того, как неселективная защита выключателя 2 выведена. Таким об-
разом, неустранившееся КЗ на линии БВ вторично отключится селективно.
Описанные возможности выполнения защиты и устройств АПВ в коль-
цевых сетях позволяют во многих случаях нс применять сложных резервных
защит и не дублировать сложные быстродействующие защиты при выводе
их для проверки. Очевидно, что выбор того или иного способа выполнения
защиты и устройства АПВ должен решаться в зависимости от конкретных
условий, возможности установки разных выдержек времени на устройствах
АПВ, возможности вывода из действия устройств АПВ, а также с учетом
конфигурации сети,
12.6. УПРОЩЕНИЕ СХЕМ ПЕРВИЧНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
И РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Применение устройств АВР позволяет обеспечить двустороннее питание
нагрузки, самозапуск которой происходит после работы АВР без наруше-
ния технологического процесса производства, в режиме разомкнутой коль-
цевой сети с упрощением релейной защиты.
Рассмотрим несколько примеров.
1. Подстанция питается от одного источника по двум параллельным ли-
ниям (рис. 12.9,и). Для таких линий обычно 'применяют максимальные токо-
вые направленные защиты или поперечные дифференциально-токовые на-
правленные защиты; предполагается, что нормально включены выключатели
по концам линий.
Устройство защиты от КЗ может быть упрощено, если выключатель 3
(или 2) держать отключенным. В этом случае со стороны подстанции А мо-
жет быть установлена мгновенная защита, неселективнос действие которой в
случае надобности исправляется устройством АПВ выключателя 1 (или 4).
При неуспешном АПВ на подстанции А срабатывает устройство АВР на под-
станции 5, отключая выключатель 2 и включая выключатель 3 (или наобо-
рот) .
Для уменьшения потерь в сетях желательно иметь включенными обе ли-
нии, тогда на выключателе 2 подстанции Б может быть установлена защита
Рис. 12.9. Варианты схем электроснабжения участков сети:
« — присоединение подстанции к параллельным линиям; б — то же по схеме Т; в — то
же ио схеме II; г--пример кольцевой сети; д — установка устройства АВР на одинар-
ных магистральных линиях электропередачи
416
«слабой» связи. Эта защита при КЗ на участках сети, отходящих от подстан-
ции Б к потребителям, и на линии 3—4 после отключения выключателя 4
производит мгновенное отключение выключателя 2,
На подстанций Б установлено устройство АПВ, которое с заданным вре-
менем снова выключает выключатель 2 и пускает устройство АВР, Последнее
при длительном исчезновении напряжения на подстанции Б (свыше време-
ни включения выключателя 2 устройством АПВ) отключает выключатель 3
и включает выключатель 2. Одновременно выводится защита «слабой» связи,
2. Питание подстанции выполняется двумя параллельными линиями;
трансформаторы подстанции подключены к линиям по схеме Т или Н. Под-
станции подключены к линиям ответвлениями (такие схемы часто применя-
ют для питания подстанций электротяги).
Выполнить защиту линий избирательной, когда включены выключатели
1 и 2 (рис. 12.9,6) или 1 и 3 (рис. 12.9,е), сложно. Релейная защита может
быть упрощена, если питание приемных подстанций постоянно осуществлять
через один выключатель и иметь устройство АВР для включения второго.
В этом случае защита линий выполняется простыми способами; ее дей-
ствие отстраивается от КЗ на вторичной стороне силовых трансформаторов,
подключенных к магистральной линии.
Исправление работы быстродействующей защиты линии при КЗ в сило-
вых трансформаторах достигается устройством АПВ на выключателях со
стороны подстанций М и А. Если для трансформаторов приемных подстан-
ций предусмотрены устройства АПВ, то их пуск осуществляет только мак-
симальная (резервная) защита трансформаторов. Время действия устройст-
ва АВР на выключателях устанавливается больше суммы времени отключе-
ния линии при КЗ на ней и времени ес обратного включения устройствами
АПВ со стороны подстанций АГ и N.
3. Подстанция А (рис. 12.9,г) питается от станции М или А. Если вы-
ключатели 1 и 2 нормально включены, защита линий МА и ЛА, выполненная
обычными способами, требует установки относительно сложного оборудо-
вания.
Защита участков МА и AN может быть упрощена, если, например, на
выключателе 2 иметь «слабую» связь или держать его нормально отключен-
ным, предусмотрев на подстанции А устройство АВР (для уменьшения по-
терь целесообразно выключатель 2 держать включенным). В этих случаях
линии МА и AN можно рассматривать как линии с односторонним пита-
нием.
4. Линии М—1 — 2 — 3 — 4 — N большой протяженности (рис. 12.9,6)
соединяют энергосистемы АГ и А. Граница между энергосистемами----подстан-
ция 3. Если осуществляется параллельная работа между энергосистемами АГ
и А по линии, защита ее участков должна учитывать возможность возник-
новения асинхронного режима. В противном случае выключатель 1' надо
держать нормально отключенным и включать его от устройства АВР только
тогда, когда исчезает питание со стороны подстанции АГ или А (например,
исчезает напряжение на линии 2—3 или шинах подстанции <?). Вся сеть MN
при этом будет переведена на одностороннее питание со стороны энергоси-
стемы АГ или А.
27—6678
417
Время автоматического включения выключателей устройством АВР с пу-
ском от реле напряжения должно быть больше суммы времени отключения
линии со стороны М. и N и времени обратного повторного включения от уст-
ройства АПВ. Защиты линий М\! должная быть направленными.
5. От электростанций М и N осуществлен «глубокий ввод» для питания
приемных подстанций 1, 2, 3... (рис. 12.10,а). Понижающие трансформаторы
присоединены к транзитным линиям через выключатели или предохранители
высокого напряжения. С низкой стороны трансформаторов установлены уст-
ройства АВР; при исчезновении напряжения на соответствующих секциях
приемных подстанций или прекращении подтекания к ним мощности и сни-
жении частоты устройства АВР отключают выключатель 1 или 3 трансфор-
матора, потерявшего питание от энергосистемы, включают выключатель 2 и
подают напряжение на обе сточившуюся секцию.
Если магистральные линии воздушные, на них устанавливают устрой-
ства АПВ, если кабельные, то устройства АПВ целесообразно использовать,
когда имеется большое количество подстанций, присоединенных к линии от-
пайками через предохранители, и в том случае, если затяжка действия пред-
охранителей может вызвать отключение головного участка данного направ-
ления со стороны подстанций М. или, V.
Если напряжения низкой стороны трансформаторов ПО—380 В, то вме-
сто обычных выключателей устанавливают автоматические выключатели пе-
ременного тока; схема устройства АВР выполняется аналогично схеме на
рис. 11.7,
На рис. 12,10,6 показана схема глубокого ввода с использованием отде-
лителей и короткозамыкателей на высшем напряжении трансформаторов по-
нижающих подстанций. Избирательное отключение поврежденного трансфор-
матора обеспечивается совместной работой короткозамыкателя, отделителя,
защиты линии, защиты трансформатора, устройства АПВ линии, устройства
АВР подстанции.
Питание потребителей подстанции обеспечивает устройство АВР включе-
нием секционного выключателя. Работа АВР должна происходить возможно
быстрее вне зависимости от работы устройств АПВ на питающих линиях
высшего напряжения.
Применение схемы не обеспечивает надежного электропитания, если к
шинам секций подстанций подключены синхронные электродвигатели и бата-
реи емкостной компенсации, а также если у потребителей установлены мест-
ные электростанции (нацримср, работающие на утилизационных ресурсах
производства).
В этих случаях при КЗ на питающей линии к месту КЗ после отключе-
ния линии от энергосистемы будут продолжать подтекать токи КЗ от под-
станций, на которых включены потребители, что может обусловить неуспеш-
ную работу АПВ из-за непогашения дуги КЗ или произойдет несинхронное
включение синхронных машин.
Действие устройств АПВ и АВР силовых трансформаторов из-за нали-
чия синхронных машин (двигателей), подключенных к шинам секций под-
станции, должно сочетаться с действием автоматики выявления потери пи-
тания; при прекращении электропитания от энергосистемы на приемных под-
418
Рис. 12.10. Примеры схем глубокого ввода. На стороне высшего напряжения
трансформаторов приемных подстанций установлены:
« — предохранители или выключатели; б — отделители (/) и короткозамыкатсли (2).
Нормально отключенный выключатель зачернен
станциях синхронная нагрузка, приключенная к секциям, потерявшим пита-
ние, должна отключаться или переводиться в пусковой режим со снятым
возбуждением.
Для этой цели применяют индикаторы исчезновения питания, состоящие
из реле снижения частоты и реле активной мощности, такие же, как исполь-
зуются в устройстве АВР двухсекционных подстанций или прн выполнении
АПВ па подстанциях с синхронными двигателями (компенсаторами). Однако
наличие отпаечных подстанций, приключенных к разным пунктам линии глу-
бокого ввода, утяжеляет работу упомянутых индикаторов и может обуслов-
ливать их каскадное действие на разных подстанциях. Дело в том, что после
27* 419
Рис. 12,11. Схемы питания прием-
ных подстанций:
а — при параллельной работе силовых
трансформаторов на приемные шины;
б — при раздельной работе силовых
трансформаторов на секции приемных
шин
гателям прекратится на всех отп
отключения выключателя магистраль-
ной линии со стороны энергосистемы
синхронные двигатели разных отпаеч-
пых подстанций остаются включенными
параллельно друг Другу через маги-
стральную линию электропередачи.
В этих условиях, хотя их электропи-
тание от энергосистемы исчезнет,
в первое время направление активной
мощности для синхронных возбужден-
ных двигателей, тормозящихся более
быстро, чем остальные, останется преж-
ним, Активная мощность будет выда-
ваться до тех пор, пока подействует
индикатор исчезновения питания от
энергосистемы и снимет возбуждение,
переведя в асинхронный пусковой ре-
жим; только после этого подтекание
активной мощности к синхронным дви-
[ных подстанциях, т. е. надо считаться
с возможностью каскадного действия органов индикации потери питания и
в последующей работе автоматики передачи.
Схемы устройств АПВ на линиях высшего напряжения и схемы уст-
ройств АВР секций низшего напряжения должны быть выполнены с ожи-
данием снижения напряжения на обесточенных со стороны энергосистемы
присоединениях до 25—30% номинального. На связях с местными электро-
станциями должны быть предусмотрены делительные автоматы, производя-
Рис. 12.12, Варианты (а и б) выполнения схем питания собственных нужд
электростанций:
Т! — резервный трансформатор; Т2—Т4 — рабочие трансформаторы
420
щие выделение генераторов этих станций со своей нагрузкой на раздельную
работу.
Таким образом, для питания ответственных потребителей применение
схемы по рис. 12.10,6 не всегда целесообразно.
6. На подстанции установлены два трансформатора (рис. 12.П). При их
параллельной работе мощность КЗ такая, что требуется установка реакторов
для обеспечения работы выключателей или нужно устанавливать более мощ-
ные и дорогие выключатели. При раздельной работе трансформаторов токи
КЗ, проходящие через выключатель в цепи КЗ, уменьшаются и отпадает
надобность в установке реакторов и усилении выключателей.
Раздельная работа трансформаторов с их взаимным резервированием и
обеспечением надежности электропитания для потребителей достигается уста-
новкой устройств АВР на выключателях 1—S (рис. 12.11,6). Устройство
АВР включает выключатель 2 в случае отключения выключателя 1 или 3.
При этом, как указано ранее, учитывается характер нагрузок секций.
7, На рис. 12.12 показаны схемы главных .соединений электростанций,
в которых применено секционированное питание шин собственных нужд. Ре-
зервный трансформатор может подключаться на шины высокого напряжения
либо на генераторное напряжение.
При отключении рабочего трансформатора устройство АВР включает ре-
зервный трансформатор и переключает на пего .питание обесточившнхся
секций.
12.7. ПОНИЖАЮЩИЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ НА ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННЫХ
ПОДСТАНЦИЯХ
Если подстанция имеет два трансформатора, работающих па разные
секции, то включение секционного выключателя от устройства АВР после
отключения одного из трансформаторов допускается в условиях, когда та-
кое включение не вызовет недопустимой перегрузки второго работающего
трансформатора.
Схема выполняется так, что при отключении трансформатора от макси-
мальной защиты действует устройство АПВ и запрещается работа устрой-
ства АВР, а при работе защит от внутренних повреждений в трансформато-
ре действует устройство АВР, запрещается работа устройства АПВ и про-
изводится отключение менее ответственных потребителей подстанции с целью
предотвращения опасной перегрузки оставшегося в работе трансформатора.
При загрузке каждого из трансформаторов в нормальных условиях бо-
лее чем на 70% номинальной мощности целесообразно устройство АВР ав-
томатически или телемеханически выводить, а после автоматического от-
ключения трансформатора предусматривать его обратное включение от уст-
ройства АПВ,
Для предотвращения возможности включения устройством АВР резер-
вирующего трансформатора при его неисправности предусматривается вывод
из действия устройства АВР при работе защит, реагирующих на внутренние
повреждения резервирующего трансформатора. Этот запрет снимается пер-
421
соналом после прибытия на подстанцию и устранения неисправности па ре-
зервирующем трансформаторе или после отключения устройства АВР. Ана-
логичный запрет распространяется также на цепи включения резервного
трансформатора от устройства телемеханики.
При перегрузке работающего трансформатора и наличии резервного
трансформатора, который может быть подключен параллельно работающе-
му, целесообразно производить такое подключение автоматически. После
исчезновения перегрузки резервный трансформатор автоматически отключа-
ется. ,
Операция по включению и отключению резервного трансформатора мо-
жет осуществляться автооператором, если возрастание нагрузки учитывает-
ся заранее в графике нагрузки подстанции. Включение трансформаторов
можно производить также в зависимости от суммарной нагрузки подстанции.
Если, например, нагрузка подстанции возрастает до 110% номинальной
мощности одного трансформатора, автоматически включается другой. Если
суммарная мощность становится меньше 90% номинальной мощности од-
ного трансформатора, второй трансформатор автоматически отключается.
12.8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ
Автоматическое избирательное резервирование (АИР) применяется для
автоматизации городских электросетей, потребители которых допускают от-
носительно длительный перерыв питания (несколько секунд). Абоненты го-
родской электросети питаются по радиальным линиям через трансформатор-
ные пункты. Организуется несколько взаиморезервируюших магистралей.
Схема электропитания одной из магистралей приведена на рис. 12.13.
Трансформаторные пункты Б—Д питаются односторонне от шин под-
станции А. Имеется возможность переключать каждый из трансформатор-
ных пунктов на питание от другой магистрали электросети с использованием
имеющихся поперечных связей. В нормальном режиме эти связи отключены
на подстанциях Б—Д.
На головном выключателе 1 установлена защита, реагирующая с необ-
ходимой чувствительностью на КЗ, возникающие на любом из участков АБ,
БВ, ВГ и ГД. Время действия этой защиты устанавливается 0,5 с (отстрое-
на от времени работы предохранителей па вводах абонентов).
Выключатели 2—8 представляют собой выключатели нагрузки, не рас-
считанные на отключение токов КЗ. Устройством АИР отключение этих
выключателей нагрузки производится после того, как отключится выключа-
тель 1 и магистраль АД обесточится.
Времена действия устройства АИР на отключение выключателей на-
грузки определяются заранее в соответствии с графиком рис. 12.13,6; время
отключения четных номеров
^2 <2^4 <2ts‘,
время отключения выключателей нечетных номеров
(f7 = /8)
422
t, с
ОсноВнае А
питание
Резервное питание ат 2-й магистрали
а)
Ойщие цепи
автоматики
Цели отключения
выключателей с четны-
ми номерами (№4-)
Цепи отключения
выключателей с нечет-
ными номерами (№5")
Цепи включения
резердного ввода
Рис. 12.13. Автоматическое избирательное резервирование:
а — схема сети (нормально отключенный выключатель со стороны резервного питания
зачернен); б — времена действия устройств токовой защиты; в—поясняющая схема;
а — принципиальная схема устройства АИР (для подстанции на рис. 12.13.0)
423
Действие устройства АИР происходит следующим образом. При КЗ на
линии (например, в точке Д7), до того как отключится выключатель I на
подстанции А, по участкам сети проходят токи, показанмые на рис, 12.13,в
сплошными стрелками. Устройства ЛИР, установленные на каждом из вво-
дов трансформаторных пунктов, фиксируют прохождение тока КЗ с помощью
реле KL1 (рис. 12.13,а). Это реле срабатывает, если одновременно с пони-
жением напряжения, возникающим при КЗ, действует реле тока (т. е. если
замыкаются контакты K.V.1 и КА5.1). Реле KL1 самоудерживастся до того
времени, пока появится напряжение и разомкнутся контакты KV.1.
Ре ле KL1 при срабатывании размыкает контакт ДД/,3; этим размыка-
ются цепи отключения выключателей с четными номерами. При КЗ в точке
Ki, таким образом, оказываются выведенными цепи отключения с времена-
ми и
Так как по участку 5—6 ток КЗ протекал только до точки Д/, реле ДА/
на устройстве АИР выключателя 6 нс действовало, следовательно, выклю-
чатель 6 отключится с временем, определяемым характеристикой h
(рис. 12,13,6). Выключатель 5 отключится с временем /5 устройством АИР,
установленным на выключателе 5, от реле времени ДГ (контактом ДТ.2, цель
которого не контролируется контактами реле KL1).
Включение выключателя резервного ввода устройство АИР производит
в условиях, когда: отключен один из вводов магистрали основного питания
(четный или нечетный, рис. 12.13,а), отключен ввод резервного питания (кон-
тролируется вспомогательным контактом ВД выключателя резервного вво-
да) и замкнут контакт K.L2.2 или KL1.2.
Контакт ДЛ/,2 замыкается на устройствах АИР выключателей, находя-
щихся в цепи прохождения тока КЗ; контакт KL2.2 замкнут на устройствах
АИР, установленных на участках магистрали основного питания, не обтекае-
мых током КЗ (реле ДД2 срабатывает и размыкает контакт ДТ2.2, если
замкнуты контакты реле напряжения KV.3 и реле тока ДА4.1; после пре-
кращения прохождения тока контактом KL2.1 реле ДД2 самоудержмвается
во включенном положении до того, пока не восстановится напряжение),
Таким образом, устройство АИР производит избирательное отключение
поврежденного участка при помощи выключателей нагрузки (не рассчитан-
ных на отключение токов КЗ) с последующим переключением нагрузки на
питание от резервирующей магистрали.
При КЗ на шипах трансформаторной подстанции (например, в точке
Л2) прохождение токов КЗ до момента отключения выключателя 1 опре-
деляется штриховыми стрелками (рис, 12.13,в). Отличие от случая КЗ в точ-
ке Ki, рассмотренного ранее, состоит в том, что по участку 5—6 ток КЗ нс
проходит. Поэтому в устройстве АИР выключателя 5 нс действует реле К.А5
и, следовательно, не срабатывает реле KL1; контакт KL1.2 разомкнут. Так
как роле К.А4 при КЗ в точке Д2 сработало, контакт KL2.2 к моменту от-
ключения выключателя 5 с временем ts будет разомкнут. Выключатель на-
грузки резервного ввода подстанции В включиться не сможет. Отключение
поврежденных шин произведет выключатель 3 с временем f3. Обесточенные
подстанции Б, Г, Д будут автоматически переведены на питание от резер-
вирующей магистрали.
424
Автоматическое избирательное резервирование сопряжено с необходимо-
стью допуска больших времен перерывов электропитания, что является су
щественны-м недостатком такого метода отключения и резервирования участ-
ков при их большом количестве.
12.9. ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА В СИСТЕМАХ
ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Во многих случаях система внутреннего электроснабжения промпред-
приятии выполняется ио схеме, аналогичной рис, 12,14. Питание сетей 6—
10 кВ происходит от двух секций шин главной понижающей подстанции
(ГПП), которые в свою очередь получают электроэнергию от двух источни-
ков энергосистемы. От шин ГПП отходят линии электропередачи к секциям
шин распределительных подстанций (РП), а от них к нагрузке. В некоторых
случаях шины РП являются промежуточным звеном в цепи электроснабже-
ния последующей промежуточной подстанции (зависит от конкретных тер-
риториальных расположений и нагрузок последних).
А
Б
Рис. 12.14. Схема сети внутреннего электроснабжения:
А и £ - источники внешнего электропитания; П — потребители соответствующей секции:
нормально отключенный выключатель зачернен
425
Все электропитание взаиморезервировано. Секционные выключатели ГПП
и РП оборудованы устройствами АВР. Ответственные потребители в своем
составе содержат как асинхронные, так и синхронные электродвигатели. Ли-
нии 6—10 кВ кабельные, как правило, не реактированы. Должна быть
предусмотрела установка АЧР в объеме, согласованном с энергосистемой.
Линии электропередачи, отходящие от шин подстанции энергосистемы и пи-
тающие ГПП, оборудованы быстродействующей защитой и устройством
АПВ. Линии 6—10 кВ сети внутреннего электроснабжения — небольшой про-
тяженности (не более 10—15 км). Нередко использование быстродействую-
щей защиты с применением вспомогательных проводов (типа РДЛ или с
передачей блокирующего сигнала) не предусмотрено (из-за дефицита конт-
рольных проводов и трудности их прокладки по территории), также не пре-
дусмотрено использование дополнительных жид в кабелях связи и телеме-
ханики. Времена действия защит, ныбрапных по ступенчатому принципу,
составляют на ГПП 1,5—2 с, что вызывает при КЗ на каком-либо присо-
единении глубокую посадку напряжения у части потребителей, присоединен-
ных параллельно с этим присоединением по сети 6—10 кВ, и их останов, что
недопустимо. При включенном секционном выключателе па ГПП понижение
напряжения при КЗ одного из участков сети внутреннего электроснабжения
распространяется на всю сеть.
Определение допустимого времени отключения трехфазного КЗ, при ко-
тором двигатели потребителей сохраняют работу. Рассматривается трехфаз-
ное КЗ как наиболее тяжелое; кроме того, в кабельной сети, как правило,
междуфазное КЗ переходит в трехфазное. Предполагается, что при аварии
в сети остаточное напряжение на зажимах двигателя становится равным ну-
лю, и он затормаживается аналогично случаю, когда с зажимов статора пол-
ностью снято напряжение и двигатель с приводимым механизмом работает
в режиме выбега.
Снижение частоты вращения, которое может быть допущено из условия,
чтобы при подаче номинального напряжения двигатель смог восстановить
нормальный режим работы, принимаем хкр = 20% для механизмов с асин-
хронными двигателями й хПс — 2,5% для механизмов с синхронными двига-
телями. Постоянную инерцию агрегата примем тИ1!=10 е.
Начальная частота вращения асинхронного двигателя определяется его
номинальным скольжением ®„ = 1—5„ом, а синхронного — частотой питающе-
го напряжения. При частоте = 50 Гц йиом=2л^ом>(!)н-
На рис. 12.15 сплошной линией показана начальная пасть характери-
стики выбега агрегата при прекращении электропитания. Из рисунка видно,
что ...
~ wH — ^пр
WH W), тин
или
лкр 5ном ^пр
I ~~ 5ном тцн
426
( Рис. 12.15. Начальная часть характеристики
выбега агрегата после отключения от источ-
ника электропитания
Рис. 12.16. Вариант схемы цепи отключения с самоудсрживанием до момента
размыкания вспомогательных контактов выключателя:
АЗ—комплект быстродействующей защиты (на рисунке не показан); АЗ./—его контакт
в цепи отключения; — быстродействующее промежуточное реле с последовательной
токовой обмоткой; КН — указа гельное реле; ВКуд т — вспомогательные контакты выклю-
чателя, замкнутые прн включенном выключателе и размыкающиеся при его отключении;
УЛТ — катушка электромагнита отключения
Так как sKp»s(IoM, а хном<1, то с достаточной точностью можно при-
нять
Др ~ ЯкрТин-
При Тип^Ю с и sKP=0,2 допустимый перерыв в подаче энергии /,,Р=2 с.
Синхронный двигатель удержится в синхронизме, если время отключения
трехфазного 'КЗ, вызвавшего снижение напряжения на зажимах двигателя
до нуля, нс превысит предельного значения, определяемого выражением
(7.32).
При принятых исходных данных Д6пр=бпр—6]1Ом=49°. Здесь 6НОМ —
значение угла между векторами ЭДС двигателя и напряжения питающих
шин системы бесконечно большой мощности (по сравнению с мощностью
двигателя) в номинальном режиме работы; 6ПР— предельное значение угла,
определяющего сохранение синхронной работы после полного восстановле-
ния напряжения па зажимах двигателя в- момент отключения КЗ.
Из расчетного выражения следует, что при Тцн=Ю с предельное время
Д|Т = 0,23 с.
Более просто предельное время можно определить по выражению
Др -— ^псТич.
При Тин=Ю с и SrrC=0,025 предельное время Др=0,25 с.
Значения предельных времен отключения КЗ для синхронных электро-
двигателей оказываются на порядок меньше предельных времен, определяе-
мых для приводов с асинхронными двигателями.
Ниже из возможных способов удержания асинхронных и синхронных
двигателей в работе при КЗ в сетях внутреннего электроснабжения (отклю-
427
чение и автоматический повторный пуск, перевод асинхронного двигателя в
режим со снятым возбуждением, автоматическая разгрузка двигателей, ре-
синхронизация возбужденных синхронных двигателей, реактирование питаю-
щих сетей внутреннего электроснабжения) рассматривается способ выполне-
ния быстродействующего отключения КЗ простыми устройствами релейной
защиты, т, е. сочетанием неселективной защиты с работой устройств АПВ
и АВР.
Быстродействующее отключение в сетях внутреннего электроснабжения
совместным действием АПВ и АВР присоединений. Защита своей зоной дей-
ствия охватывает свой участок сети и участки, отходящие от шип приемной
подстанции. Повреждения на последних могут вызвать несслективное отклю-
чение выключателя питающей линии со стороны питающей подстанции. Уст-
ройством АПВ этот выключатель включится вновь, а поврежденная линия
уже будет отключена своей защитой (ом. рис. 12.3). В схеме, управления
должно быть предусмотрено обязательное отключение выключателя присо-
единения приемной подстанции при КЗ на этом присоединении, даже если
на выключателе питающей подстанции неседективная защита (отсечка) по-
действует с небольшим опережением; обязательно должно произойти доот-
ключение выключателя поврежденного элемента. Вариант схемы показан на
рис. 12.16.
Восстановление электроснабжения обесточенных потребителей из-за ис-
селективной работы защиты питающей линии может производиться работой
устройства АВР от резервирующего направления.
При этом исключается возможность включения на неустраненное КЗ пи-
тающей линии, что 'может иметь место при работе АПВ. Перерыв питания
составляет 0,8—1,3 с.
В случаях не селективного отключения той или иной части подстанции
распределительной сети для самозапуска ответственных потребителей прихо-
дится отключать в циклах АПВ и АВР менее ответственную нагрузку. Эти
потребители вновь включаются поочередно или вручную после восстановле-
ния напряжения на шинах подстанции.
Согласование действия различных устройств противоаварийной автомати-
ки на подстанциях системы внутреннего электроснабжения. Если па пони-
жающих трансформаторах подстанции предусмотрена установка устройств
АПВ и АВР, действие АВР желательно запрещать (автоматически) при по-
вреждении • на приемных шинах, а АПВ- при внутренних повреждениях
трансформаторов.
Присоединения, отключаемые устройствами АЧР или САОН, не должны
переключаться устройством АВР на резервное питание от энергосистемы.
Признаком потери внешнего электропитания является снижение у або-
нента частоты. Для убыстрения действия органа индикации потери питания
в его состав входит реле понижения частоты с уставкой 48,5—48 Гц; его
действие должно контролироваться реле направления активной мощности,
при прекращении внешнего электроснабжения активная мощность от внеш-
него источника не протекает. При этом должна учитываться возможность
каскадного действия реле активной мощности на присоединениях с парал-
лельно работающими электродвигателями, выдающими некоторое время ак-
428
тивную мощность к шинам (в основном синхронные двигатели или мощные
тихоходные асинхронные двигатели). В схеме органа индикации потери пи-
тания это время учитывают наличием реле времени с уставкой пример-
но 0,5 с.
Устройства АЧР должны работать при понижениях частоты в условиях
потребления нагрузкой активной мощности энергосистем'Ы и не должны дей-
ствовать в режимах понижения частоты, обусловленных торможением син-
хронных возбужденных двигателей. Действие АЧР в этих условиях также
контролируется работой реле направления активной мощности.
Допустимый уровень остающегося напряжения, при котором можно без-
опасно для оборудования произвести подачу напряжения от энергосистемы
на шины подстанции через устройства АПВ и АВР, контролируется реле на-
пряжения (уставка 25—30% номинального); автоматика должна ожидать
такое снижение на включаемых шипах или предусматривать необходимую
задержку включения.
Как отмечалось ранее, несинхронное включение возбужденных синхрон-
ных двигателей не рекомендуется, за исключением специального выполнения
БАПВ и БАВР. Снятие возбуждения с синхронных двигателей, предназна-
чаемых к включению в режимах АПВ или АВР, производится индикатором
потери питания и автоматикой пуска синхронного двигателя.
В режимах, когда обе секции подстанции объединены включенным сек-
ционным выключателем, автоматически выводится устройство АВР; остает-
ся в работе устройство АПВ на трансформаторе питающего направления.
Соответственно переключается действие органа индикации потери питания
оставленного в работе понижающего трансформатора на потребителей как
одной, так и другой секций (разгрузку и снятие возбуждения с синхронных
двигателей).
Успешность действия устройств ЛВР или АПВ определяется восстанов-
лением напряжения на шинах секций. При достижении нормального уровня
автоматически производятся обратное включение и пуск ранее отключенной
нагрузки (для самозапуска наиболее ответственных потребителей). При не-
обходимости предусматривается поочередный пуск через заранее установ-
ленное время или по мере восстановления уровня напряжения на включен-
ной секции шин. Расчет самозапуска производится е учетом требований про-
цесса технологии производства; в ряде случаев для этого привлекаются
ЭВМ и составляются программы для них.
Действие устройств автоматики должно обеспечивать желательную ра-
боту как при нормальной схеме коммутации подстанции, так и при так на-
зываемой косой схеме, т. е. когда обе секции шин объединены секционным
выключателем, например при неисправности одного из питающих направле-
ний. В этом режиме, в частности, должна быть соблюдена избирательность
отключений КЗ па секциях и в случаях отказа выключателя присоединения,
отходящего от данной секции, при повреждении на присоединении.
Если предусмотрена опережающая форсировка синхронных двигателей
резервирующей секции, то она должна автоматически быть выведенной при
включенном положении секционного выключателя (при косой схеме).
Предусматривается ускорение действия резервных защит и защит с врс-
429
менем действия при включении выключателя вручную, от устройств АВР
и АПВ,
Действие этих, устройств предусматривается однократным, а сами уст-
ройства выполняются с автоматическим возвратом. После успешного вос-
становления режима потребителя (после работы устройства АВР секцион-
ного -выключателя) и устранения причины, вызвавшей действие АВР, об-
ратное восстановление нормальной схемы коммутации подстанции произво-
дится вручную.
Времена срабатывания устройств АВР и АПВ должны быть возможно
малыми, определяемыми временем затухания напряжения на обесточенной
секции шин; поэтому если к шинам секции приключены батареи емкостной
компенсации, то их целесообразно отключать от органа индикации потери
питания; время снижения напряжения должно учитывать наличие тихоход-
ных асинхронных электродвигателей и допустимость подачи им напряжения
от энергосистем при незатухшем до 25—30 % номинального напряжения;
если допускает технология потребителя, иногда более целесообразно произ-
водить отключение таких двигателей от органа индикации потери питания
с последующим обратным автоматическим включением и убыстрить время
АВР или АПВ для подачи напряжения на обесточенные шипы, чем замед-
лить время срабатывания устройств АВР и АПВ.
Технические решения по выполнению автоматики понижающих подстан-
ций в системе внутреннего электроснабжения потребителей с непрерывной
технологией должны учитывать требования конкретных производств; жела-
тельна проверка действия автоматики натурными испытаниями.
Гарантированное бесперебойное электропитание ответствен-
ной нагрузки ограниченной мощности. Аварии с полным прекра-
щением электропитания потребителю от энергосистемы могут
возникать во время нарушения нормального режима работы с
обесточением частей районов электропотреблеиия, а также при
повреждении двух взанморезервирующих направлений, требуе-
мых ПУЭ для потребителей первой категории; кроме того,
нельзя исключить случаи, хотя и редкие, неправильных дейст-
вий устройств защиты и автоматики. При таких авариях на
предприятиях должен быть произведен ряд автоматических и
ручных операций для недопущения тяжелых последствий от
нарушения технологии и подготовки производства к возможно-
сти восстановления нормального процесса в кратчайшее время
после подачи электропитания энергосистемой. Для того чтобы
устройства автоматики систем внутреннего электроснабжения
и в цехах потребителей могли выполнять свои функции, долж-
но быть обеспечено электропитание аппаратуры автоматическо-
го управления, а для работы эксплуатационного персонала
обеспечено аварийное освещение, вентиляция и работа указы-
вающих контрольно-измерительных приборов (КИП).
Требования к установкам такого бесперебойного электропи-
тания ограниченной мощности такие же, как для установок по-
430
добпого назначения, применяемых на атомных электростанци-
ях, или в устройствах слежения, или на удаленных объектах
радиосвязи.
Наиболее просто для указанных целей использовать авто-
номный источник в виде аккумуляторной батареи. Однако это
не всегда экономически оправдано н технически осуществимо
(большая стоимость, необходимость специальных помещений и
специального ухода), хотя такое решение, как правило, выпол-
няется на электростанциях н крупных подстанциях энергоси-
стем.
Для того чтобы работу устройств релейной защиты и авто-
матики сделать независимой от работы аккумуляторных бата-
рей и по возможности уменьшить на них нагрузку, нашлн при-
менение блоки питания от оперативного переменного тока.
В случае обесточения объекта и исчезновения на нем напряже-
ния используется емкость заряженных конденсаторов, чем соз-
дается возможность осуществить необходимое действие. Однако
такие схемы оказываются неработоспособными в условиях дли-
тельного отсутствия питающего напряжения переменного тока
и не могут при необходимости выполнять многоразовые опера-
ции, смещенные во времени.
В связи с этим были разработаны шкафы управления опе-
ративным током ШУОТ. Они содержали выпрямитель, преоб-
разующий переменный ток в постоянный с включением на сто-
роне постоянного тока аккумуляторной батареи небольшой
мощности. Эта батарея воспринимала на себя нагрузку опера-
тивного тока в случаях прекращения подачи переменного на-
пряжения питающей сети. Аккумуляторная батарея работала
в режиме подзаряда.
Ряд устройств автоматики и аппаратуры КИП работает на
переменном токе 50 Гц. Для таких установок требовалось при-
менять блоки бесперебойного питания (ББП). Принципиальная
схема блока показана на рис. 12.17. К шинам выпрямленного
постоянного тока присоединен инвертор UG, преобразующий
постоянный ток в переменный ток частотой 50 Гц.
При длительном отсутствии питающего напряжения от энер-
госистемы напряжение на шинах бесперебойного питания 2
поддерживается аккумуляторной батареей GB небольшой мощ-
ности блока. За время се работы автоматически1 или вручную
включается бензоагрегат, например генератор судового типа,
который и обеспечивает работу достаточно мощных потребите-
лей предприятия (например, валоповоротныс устройства).
Блоки бесперебойного питания могут быть выполнены и ина-
че. На рис. 12.18,а показан блок, состоящий из двигателя, пи-
тающегося от сети электроснабжения переменного тока (ши-
пы 1), и генератора, работающего на сеть гарантированного
питания шины Z Двигатель и генератор сидят на общем валу.
431
Рис. 12.17. Принципиальная схема блока бесперебой-
ного электропитания с выпрямителем, аккумулятор-
ной батареей и преобразователем:
1 — шины постоянного тока; 2 —шины переменного тока
На вал насажен маховик Мах. При пре-
кращении электропитания от сети двига-
тель автоматически от нее отключается, но
генератор за счет инерции маховика про-
должает вращаться (за 10 с частота вра-
щения уменьшается на 2%). За время,
меньшее 10 с, включается дизель-генера-
тор, которым обеспечивается электропита-
ние потребителям особой группы.
Рисунок 12.18,6 иллюстрирует другую
возможность исполнения. В нормально^
режиме генератор G с маховиком Мах ук-
реплены на общей оси и с помощью элек-
тромагнитной муфты ЭМ] соединены с
осью электродвигателя М. Последний пита-
ется от сети электроснабжения. При исчезновении питания дви-
гатель отключается от сети, но генератор за счет инерции ма-
ховика продолжает вращаться и вырабатывать электроэнергию,
поступающую на шины гарантированного питания 2. Используя
напряжение этих шин, устройства автоматики запускают ди-
зель-агрегат ДД и расцепляют электромагнитную муфту ЭМ1,
а после того как агрегат ДД достигнет заданной частоты вра-
щения, производят включение электромагнитной муфты ЭМ2.
Возможная длительность такой работы определяется запа-
сом горючего дизеля.
Для питания вычислительных комплексов, содержащих ЭВМ
и некоторых устройств радиоэлектроники важно, чтобы посто-
янно поддерживалась стабильная частота 50 Гц — требование
является определяющим для ББП, предназначаемых таким по-
требителям.
Рис. 12.18. Варианты электромеханического выполнения блоков бесперебойного
электропитания:
а — первый вариант; б — второй вариант; / — шины внешнего электропитания; 2 —ши-
ны бесперебойного электропитания
432
Для установок, допускающих перерыв электропитания До
1—1,5 с, и при наличии близко расположенной электростанции
(ТЭЦ) приемлемым решением может быть использование на-
пряжения шнн собственных нужд этой станции в качестве до-
полнительного резервного источника для питания ответственной
нагрузки потребителя.
В этом случае включение третьего резервного источника на
выделенную нагрузку потребителя производится автоматически
при отключении двух основных взаиморезервироваппых на-
правлений. Если допустимы перерывы электропитания в не-
сколько минут, то возможно предусматривать ручные переклю-
чения.
Промышленность выпускает электромашинные агрегаты для
блоков бесперебойного электропитания мощностью 1—20 и 24—
100 кВт па напряжение 400—220 В с временем замещения сети
агрегатом от 300—500 мс до 2—3 с, с пределами изменения ча-
стоты в первые 20—30 с после включения 48—52 Гц. Безмашин-
ныс устройства ББП с выпрямителем и инвертором выпускают-
ся па мощность 50—250 кВт. Устройства ББП допускают ис-
пользование с применением различных вариантов взаиморезер-
вирования.
28—6678
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
буквенные обозначения, применяемые
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ
Блок питания; преобразователь электрических величин в электриче-
ские (например, тиристорный преобразователь)...................UG
Блок испытательный..............................................Х4
Выключатель;
сильного тока (воздушный или масляный)............Q
слабого тока (тумблер, рубильник, переключатель) . . . 3
автоматический................................................SF
Кнопка управления ............................................. SB
Ключ управления......................................................S/1
Короткозамыкатель...............................................QA
Отделитель...........................................................QR
Накладка (перемычка).................................................SX
съемная..........................................................ХВ
Генератор ........................................................... G
Генератор синхронный.................................................GS
Двигатель............................................................М
Синхронный компенсатор...............................................MS
Машина, которая может работать как двигатель и как генератор . . MG
Диод, тиристор, стабилитрон, фото- и светодиоды......................VD
Выпрямительный мост..................................................VS
Электронно-вакуумный прибор, газоразрядный (ионный) прибор . . VL
Фототранзистор, транзистор .......................................... VT
Комплектное устройство (панель, пульт, блок и т. в.).................А
Комплектное устройство блокировки....................................At(B
Комплектное устройство защиты и автоматики (например, реле со-
противления и им подобные).....................................АК
Комплект дифференциальной токовой защиты.............................
Индикатор полупроводниковый, ионный..................................HV
Лампа:
осветительная...........................,................EL
сигнальная....................................................HL
Прибор индикации и сигнализации . . . .......................Н
Плавкий предохранитель .............................................. Г
Разрядные устройства защиты от перенапряжений, разрядник . . FV
Амперметр............................................................РА
Ваттметр ............................................................PW
Осциллограф.....................................................PG
Секундомер, часы.....................................................РТ
Вольтметр............................................................PV
Счетчик импульсов....................................................PC
Частотомер...........................................................PF
Магнитный усилитель..................................................UAV
Преобразователь частоты . . ..............................UF
Обмотка реле;
последовательная . . , ..........................s
параллельная ................................................. Р
Контактор, пускатель.................................................КМ
Реле ................................................... . К
времени..........................................................КТ
газовое ................. .......................................KSQ
давления.........................................................KSP
команды:
«включить»............................ ....................ксс
«отключить»........................................• - КСТ
434
мощности (/(W7 — активной; KWq — реактивной).................KW
напряжения...................................................KV
положения выключателя;
«включено»...............................................KQC
«отключено» . .......................................KQT
промежуточное............................................КТ
сопротивления............................................KZ
тока.....................................................КА
указательное ..............................................КН
фиксации положения выключателя.............................KQ
частоты (разности частот)..................................KF
Реле блокировки от многократных включений..................* KBS
Дроссель с воздушным зазором.....................................ZL
Индуктивность..................................................L
Емкость........................................................С
Сопротивление активное (резистор) ............................ R
Стабилизатор электромагнитный..................................TS
Трансформатор, автотрансформатор..............................Т
Трансформатор:
напряжения: ........................................TV
промежуточный..........................................TL
тока...................................................ТА
Трансреактор ..................................................TAV
Фильтр;
тока..........................................................ZA
напряжения..................,..............................7.V
частотный.................... .........................ZF
Электромагнит.................................................У А
включения.......................................... ... УАС
отключения...................................................У АТ
Вспомогательный контакт.......................................В К
ПРИЛОЖЕН И Е 2
СОКРАЩЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ТЕКСТЕ
Автомат гашения поля............................................АГП
Автоматическое включение резерва................................АВР
Автоматическое повторное включение..............................АПВ
Автоматическое регулирование:
мощности . . АРМ
напряжения . ...................................АРН
частоты..................................................АРЧ
частоты и мощности......................................АРЧМ
Автоматическая частотная разгрузка............................. АЧР
Быстродействующая форсировка возбуждения . , .... БФ
Высокочастотная блокировка.....................................ВЧ
Высокочастотная защита.........................................ВЧЗ
Однофазное (пофазное) автоматическое повторное включение . . ОАПВ
Релейная защита................................................РЗ
Релейная защита и автоматика....................................РЗА
Телеизмерение..................................................ТИ
Телеуправление ................................................ ТУ
Телевключение..................................................ТВ
Телеотключснис.................................................ТО
Трехфазное АПВ.................................................ТАПВ
Частотное АПВ (АПВ после восстановления частоты) .... ЧАПВ
Центральный пункт управления...................................ЦПУ
28* 435
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Развитие вопросов системной автоматики в СССР обусло-
вило ряд решений по автоматическому управлению объединен-
ными энергосистемами. Некоторые из этих решений были ори-
гинальными, оправдавшими себя многолетней эксплуатацией.
Особенно важно было предотвратить хаотические отключения в
режимах увеличенной нагрузки, возникающей иа отдельных
участках из-за повреждения элементов электроэнергетической
системы и прн нарушениях устойчивости. Это особенно хорошо
видно при анализе системных аварий за последние годы в за-
рубежных странах (США, Канада, Франция, страны Сканди-
навского полуострова и др.). Недостатки в работе устройств
противоаварийной автоматики и защиты по одной только си-
стемной аварии 1977 г. в США привели к ущербу более
310 млн. долл, (по опубликованным данным [3]). Системные
аварии последнего десятилетия в зарубежных энергосистемах
с хаотическим отключением и погашением потребителей имели
место, несмотря на применение устройств высокого техническо-
го совершенства, но недостаточного учета явлений, сопутствую-
щих возникшему аномальному режиму, и неприспособленности
к этому режиму используемых средств автоматики и защи-
ты [3].
Практика работы наших энергосистем указывает на необхо-
димость предварительного тщательного учета особенностей до-
аварийного режима, вероятности возникновения аварийных си-
туаций в послсаварийных режимах и приспособления к ним ав-
томатических устройств, выполняющих заранее заданные опе-
рации. Эксплуатационный персонал при авариях нс должен
вмешиваться в работу автоматики, она должна возможно в
большей степени самонастраиваться па возникший режим.
Материал книги освещает достижения энергосистем СССР в
развитии средств противоаварийной автоматики за длительное
время. Дальнейшее совершенствование комплекса системной
автоматики продолжается и сейчас [2]. Оно будет направлено
на внедрение в эту автоматику микропроцессорных средств, по-
зволяющих значительно повысить ее техническое совершенство.
В настоящей книге описана массовая автоматика, установ-
ленная в отечественных энергосистемах на весьма большом
числе объектов. Наличие в составе ЕЭС СССР нескольких
436
тысяч электростанций и подстанций, сооружавшихся в течение
многих лет, предопределяет не только большой количествен-
ный, ио и разнообразный качественный состав применяемых
при этом устройств, каждое нз которых соответствует периоду,
когда тот или иной объект создавался. Многочисленные меро-
приятия по модернизации существующих и созданию новых
устройств, осуществлявшиеся главным образом силами эксплуа-
тации прн активном участии научно-исследовательских органи-
заций и специально созданных в составе почти всех энергоси-
стем специализированных предприятий различного рода, также
способствовали увеличению разнообразия используемых
средств, В результате на действующих объектах можно встре-
тить самые различные устройства, применяемые часто для
одной и той же цели, но отличающиеся как схемными и аппа-
ратными решениями, так и применяемой элементной базой.
В описываемых в книге устройствах этот процесс просле-
жен до определенного этана, относящегося к большинству
эксплуатируемых ныне устройств — этапа, когда автоматика
строилась в основном на релейпо-коитактной базе, магнитных
усилителях и полупроводниковых элементах. Такая автомати-
ка отвечает нуждам энергетики, достаточно надежна и пол-
ностью выполняет свои функции. Однако дальнейшее развитие
данной отрасли промышленности не может уже базироваться
только на этой основе.
Здесь прежде всего нужно упомянуть о противоаварийной
автоматике, состав, структура и принципы построения которой
сильно зависят от степени развития обслуживаемых ею энерго-
систем, их объединений и самой ЕЭС СССР, Число входящих
в них крупных электростанций, а также дальних линий элек-
тропередачи сверхвысокого и ультравысокого напряжения не-
прерывно увеличивается. Ряд линий уже выходит за пределы
страны, причем в дальнейшем в них предполагается включать
и линии или вставки постоянного тока (первая такая вставка
СССР — Финляндия уже успешно эксплуатируется). Естествен-
но, что при этом приходится пересматривать и многие решения
по противоаварийной автоматике, сугцественно изменяя н до-
полняя их. Описанная в книге автоматика этого типа должна
со временем превратиться в многоуровневую систему, каждый
уровень которой ио имеющемуся замыслу должен координиро-
вать действие систем нижестоящего уровня, обеспечивая учет
состояния и режима работы близлежащих систем.
При этом на нижнем уровне предполагается создать до 100
(и более) районов противоаварийного управления, охватываю-
щих достаточно большие регионы с соответствующим числом
входящих в них объектов, а координирующие системы более
высокого уровня должны объединять их с помощью разнооб-
разных каналов связи, чтобы действие автоматики во время
437
аварии оказывалось адекватным с точки зрения всей системы
в целом.
Примером такого объединения может служить связь между
линиями, соединяющими Урал и Казахстан, с одной стороны,
и эиергобъедииеиием Юга СССР и энергосистемами социали-
стических стран Восточной Европы, с другой. Одиако при
эксплуатации выяснилось, что при авариях иа западной гра-
нице ЕЭС необходимо учитывать в действии противоаварийиой
автоматики режим работы линий далеко за Уралом. Требуемый
для этого капал передачи информации и соответствующие вы-
явительные и исполнительные органы были созданы несколько
лет назад. Канал проходит через Москву (ЦДУ ЕЭС СССР),
работает достаточно надежно и может служить примером для
образования в дальнейшем целой сети связей такого рода; для
се создания требуется совершенное электронное оборудование,
включая ЭВМ (иа нынешнем этапе — микроэлектронное обо-
рудование и микроЭВМ).
Однако переход на электронную элементную базу необхо-
дим ие только для описанной сложной системы. Существуют
по крайней мере еще две причины, его обусловливающие. Пер-
вая— это решение задач, которые не могут быть в принципе
решены без электронной техники; вторая — необходимость рез-
кого увеличения технологичности требуемых для энергетики
устройств.
Для иллюстрации первой из этих задач обратимся к так на-
зываемым комплексам аварийной регистрации событий (КАРС),
серийный выпуск которых начался в СССР с 1989 г. Такой
комплекс, предназначенный для подстанций напряжением
ПО кВ и выше, а также электростанций, построен иа основе
отечественной микроЭВМ «Электроника-бОМ» и позволяет ре-
гистрировать факт срабатывания различных контактов
устройств релейной защиты и автоматики (включая вспомога-
тельные контакты коммутационной аппаратуры) с немедленной
распечаткой соответствующей информации на так называемом
«естественном» языке, т. е. в виде специальных текстовых со-
общений, сокращенных согласно принятой в энергетике прак-
тике.
Сообщения выдаются для конкретного момента астрономи-
ческого времени при разрешающей способности в Юме. Каждое
устройство за один цикл своей работы охватывает до 480 кон-
тактов. Практика опытной эксплуатации нескольких экспери-
ментальных устройств КАРС показала, что их использование
позволяет не только резко ускорить ориентировку персонала,
ио и сократить необходимое число периодических проверок
устройств защиты и автоматики, поскольку каждое возмуще-
ние в энергосистеме, даже достаточно далекое от определен-
ного объекта, представляет для него так называемый «пассив-
438
иый» эксперимент. Анализ срабатываний различных контактов
позволяет установить правильность или неправильность функ-
ционирования отдельных элементов контролируемых устройств,
делая ненужными их частые периодические проверки.
Вторая причина перехода иа микроэлектронную базу за-
ключается в том, что автоматика старого типа требует боль-
ших трудозатрат и расширения производственных мощностей
для ее выпуска по мере увеличения объема энергетического
строительства, что практически оказывается неосуществимым,
так как приводит к возникновению большого дефицита иа аппа-
ратуру защиты и автоматики, который может быть ликвидиро-
ван только с переходом на новую технологию.
Технология, основанная на использовании микроэлектрон-
ной элементной базы, позволяет резко увеличить количество
функций, выполняемых одним узлом, а следовательно, и коли-
чество самих узлов. Применение печатного монтажа и сокра-
щение размеров устройств позволяет при тех же затратах труда
и использовании специального оборудования резко ускорить
процесс изготовления требуемой техники и обеспечить ее по-
ставку на энергообъекты в необходимом количестве без суще-
ственного расширения производственных мощностей.
Первым этапом перехода иа эту новую технологию явилось
создание устройств с аналоговыми микроэлектронными компо-
нентами. Однако отечественный и мировой опыт показал, что
этот этап является по существу переходным к использованию
дискретных элементов и элементов вычислительной техники.
Эта техника имеет ряд важных достоинств, среди которых
главным является возможность унификации основных узлов
при разнообразии функций различных устройств, их принципов
действия и алгоритмов. Приведем характерный пример.
В 1989 г. началась конструктивная проработка микропроцес-
сорного устройства АЧР—АЧР-М. Устройство будет иметь воз-
можность работать по трем различным алгоритмам^ два из
которых, отличающиеся от описанных в книге, пока ие могли
быть реализованы, поскольку для этого пришлось бы созда-
вать два новых устройства.
Применение в данном случае элементов вычислительной
техники позволило отказаться от этого. Взамен создается одно
устройство, алгоритм действия которого может изменяться
простой заменой кристаллов ПЗУ, содержащих необходимые
программы. Аналогичный прием (иногда с заменой отдельных
узлов при неизменной базе) предполагается применять в отно-
шении ряда других весьма необходимых устройств.
Вторым важным преимуществом применения цифровой тех-
ники в устройствах защиты и автоматики в энергетике являет-
ся возможность автоматической самодиагностики этих
устройств, осуществляемой путем включения в реализуемые
439
в них программы специальных тестов, практически немедленно
выявляющих любую появившуюся неисправность и реагирую-
щих на нее соответствующим сигналом или выводом устройства
из работы также с подачей сигнала. Возможна даже автома-
тическая замена отказавшего устройства резервным.
Таким образом, существует целый ряд причин, обусловли-
вающих радикальное изменение техники системной автоматики,
описанной в настоящей книге. Однако оно предполагает не кар-
динальное изменение изложенных здесь разнообразных принци-
пов ее действия, а лишь дальнейшее усовершенствование и
развитие. Освоение читателями дополнительно к материалу
книги основ современной вычислительной техники позволит нм
успешно работать в этом направлении.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
I. Автоматизация управления энергообъсдипениями/ В. В. Гончуков,
В. М. Горнщтейн, Л. А. Кумм и др.; Под рсд. С. А. Совалова. М.: Энергия,
1979.
2. Электрические системы. Автоматизированные системы управления ре-
жимами энергосистем/ В. А. Богданов, В. А. Веников, Я. Н. Лугинский и др.;
Под ред. В. А. Веникова. М.: Высшая школа, 1979.
3. Управление большими энергообъединениями/ Н. И. Воропай, Я- Н. Лу-
гинский, Л. Г. Мамиконянц и др.; Под ред. С. А. Совалова. М.: Энергоатомиз-
дат, 1984.
' 4. Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автоматика энергоси-
стем. М.: Энергоатомиздат, 1985.
5. Глебов И. А. Системы возбуждения мощных синхронных машин. Л,:
Наука, 1972.
6. Сильное регулирование возбуждения синхронных машин/ В. А. Веников,
Г. Р. Герценберг, С. А. Совалов, Н. И. Соколов. М.—Л.: Госэнергоиздат. 1963.
7. Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.:
Энергия, 1980.
8. Лугинский Я. Н., Семенов В, А. Информационно-вычислительные систе-
мы в диспетчерском управлении. М,; Энергия, 1975.
9. Хачатуров А. А. Несинхронные включения и ресинхронизация в энер-
госистемах. М.: Энергия, 1969.
10. Иофьев Б. И. Автоматическое аварийное управление мощностью энер-
госистем. Л.: Энергия, 1974.
И. Розенблюм Ф, М. Измерительные органы противоаварийной автома-
тики энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.
12. Быстродействующие преобразователи параметров режима электриче-
ских сетей/ В. Г. Киракосов, Я- Н. Лугинский, А. Н. Новаковскин, В. К- Стрюц-
ков. М.; Энергоатомиздат, 1986.
13. Совалов С. А. Режимы единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат,
1983.
14. Беркович М. А., Комаров А. Н., Семенов В, А. Основы автоматики
энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.
15. Стернинсон Л, Д. Переходные процессы при регулировании частоты и
мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975.
16. Скитальцев В. С. Аппаратура низкочастотных каналов автоматики
типа АНКА-АВПА// Электрические станции. 1984. № 2. С. 63—67.
17. Гутников В. С. Интегральная электроника в измерительных устрой-
ствах. Л.: Энергия, 1980.
18. Крикунчик А. Б. По поводу статьи А. И. Баженова «Питание потреби-
телей 0,4/0,25 кВ системы собственных нужд электростанции// Электрические
станции. 1984. № 6. С. 52—55.
19. Фокин Г. Г. Быстродействующий орган контроля синхронизма для
устройств АПВ ВЛ 110—750 кВ//Электрические станции. 1983. № 1. С. 52—55.
20. Реле разности частот РГР-П/ Ф. М. Розенблюм, Л. К. Иванова,
Б. И. Панфилов, А. М. Саландаева// Электрические станции. 1983. № 2.
С. 65-68.
21. Цифровая система автоматического регулирования частоты и активной
мощности в энергообъединении Сибири/ Ю. С. Веневцев, Б. Н. Гвоздев,
В. Л. Нестеренко, Т. С. Яковлева// Электрические станции. 1984. № 1. С. 49—51.
441
22. Применение ЭВМ. для автоматизации технологических процессов
в энергетике/ М. А. Беркович, У. К. Курбангалиев, Г. А. Дорошенко и др.;
Под ред. В. А. Семенова. М.: Энергоатомиздат, 1983.
23. Иерархическая система регулирования частоты и перетоков мощности
в ЕЭС СССР/ А. II. Комаров, А, И, Максимов, С. А. Совалов и др.// Элек-
трические станции. 1983. № 1. С. 45—52.
24. Аппаратура автоматического управления мощностью крупных паровых
турбин/ Ю. Л. Горячева, В. С. Мельников, В. В. Нуждин и др. М.: Энергия,
1980 (Тр. ВЭИ; Вып. 29).
25. Барзам А, Б, О децентрализованных системах АЧР и специализиро-
ванном ограничении нагрузки потребителей// Промышленная энергетика. 1984.
№ 10. С. 48—50.
26. Башнин О. И., Буевич В. В,, Каштелян В. В. Микропроцессоры в энер-
гетике. Л.: Наука, 1982.
27. Пелисье Р. Энергетические системы: Пер. с франц./ Под ред. В. А. Ве-
никова. М.: Высшая школа, 1982.
28. Иофьев Б. И. Способы автоматической дозировки воздействий, пода-
ваемых прогивоаварийной автоматикой: Доклады на III Всесоюзном совеща-
нии по устойчивости и надежности энергосистем СССР. Л.: Энергия, 1973.
С. 178—186.
29. А. с. 1081725 (СССР). МКИЗ Н 02Н 3/16. Способ гашения дуги одно-
фазного короткого замыканиях в сетях с глухозаземленной нейтралью, допу-
скающих работу как с изолированной, так и с заземленной через компенси-
рующую катушку нейтралью/ А. Б. Барзам// Открытия. Изобретения 1984.
№ И.
30. Барзам А. Б. О схемах электропитания синхронных двигателей ответ-
ственных механизмов// Промышленная энергетика. 1978. № 12.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие 3
Введение............................................................ 4
В.1. Управление энергосистемами и вопросы автоматизации . . 4
В.2. Выполнение устройств автоматики ........ 8
В.З. Вычислительная техника в управлении.................. 15
Глава первая. Системы возбуждения и устройства автоматиче-
ского гашения поля синхронных машин
1.1. Особенности систем возбуждения........................... 33
1.2. Возбудители с использованием ионных выпрямителей и тири-
сторов . ............................................37
1.3. Бесщеточная система возбуждения ...........................42
1.4. Высокочастотная и ионная системы возбуждения .... 43
1.5. Гашение ноля автоматами с дугогасительной решеткой и пере-
водом питания обмотки возбуждения в инверторный режим 46
Глава вторая. Автоматическое регулирование возбуждения син-
хронных машин
2.1. Назначение устройств АРВ.................................. 52
2.2 Автоматическая форсировка возбуждения .......................56
2.3. Компаундирование возбуждения с согласованным включением
электромагнитного корректора напряжения ...... 58
2.4. Регулятор возбуждения генераторов серии ТВВ с высокочастот-
ной системой возбуждения .......................................64
2.5. Регуляторы возбуждения сильного действия....................69
Глава третья. Автоматическое регулирование напряжения
3.1. Назначение устройств регулирования напряжения .... 74
3.2. Использование устройств АРВ ................................76
3.3 Групповое управление возбуждением генераторов .... 81
3.4. Устройства для автоматического изменения коэффициентов
трансформации трансформаторов .............................86
3.5. Устройства для автоматического изменения емкостей батарей
конденсаторов ............................................. 92
3.6. Регулирование напряжения выносными трансформаторами . . 96
3.7. Регулирование напряжения изменением возбуждения синхрон-
ных двигателей и синхронных компенсаторов на подстанциях 97
3.8. Регулирование напряжения при использовании управляемых
реакторов с дискретным включением и индуктивными сопро-
тивлениями, значения которых можно регулировать . . . 100
3.9 Специальная автоматика ограничения нагрузки .... 101
3.10. Автоматика, устраняющая повышение напряжения на обору-
довании при односторонних отключениях длинных линий элек-
тропередачи 500—1150 кВ.........................................104
Глава четвертая. Устройства автоматики для предотвращения
возникновения н ликвидации асинхронных режимов
4.1. Требования к автоматике управления режимами энергосистем 114
4.2. Основные соотношения, определяющие работу устройств авто-
матики ....................................................... 116
443
4.3. Изменение электрических величин при увеличении нагрузки,
синхронных качаниях, асинхронном режиме и отсутствии КЗ 120
4.4. Устройства автоматики для повышения статической устойчи-
вости .........................................................128
4.5. Устройства автоматики для повышения динамической устойчи-
вости ..........................................................1^1
4.6. Устройства автоматики для разделения энергосистем с целью
предотвращения или прекращения асинхронного режима . . 150
4.7. Отделение тепловых электростанций небольшой мощности от
мощных гидроэлектростанций при увеличении частоты враще-
ния гидрогенераторов ...........................................'65
4.8. Централизованные системы противоаварийного управления 166
Глаза пятая. Автоматическая частотная разгрузка
5.1. Назначение и особенности выполнения устройств АЧР . . 176
5.2. Современные принципы выполнения АЧР......................181
5.3. Кратковременные понижения частоты........................189
5.4. Выбор параметров устройств ЧАПВ и работа оперативного пер-
сонала .........................................................195
5.5. Схемы устройств АЧВ и ЧАПВ...............................197
5.6 Индукционное реле частоты типа ИВЧ-011 (ИВЧ-3) . . . 201
5.7. Реле частоты РЧ-I с использованием полупроводниковых эле-
ментов .........................................................205
Глава шестая. Автоматическое регулирование частоты, активной
мощности и перетоков по транзитам в энергосистемах
6.1. Общие вопросы по регулированию частоты и активной мощно-
сти в энергосистемах............................................208
6.2. Регуляторы частоты и мощности..............................213
6.3. Устройства для регулирования мощности электростанций . . 215
6.4. Групповое регулирование мощности на тепловых электростан-
циях ...........................................................218
6.5. Групповое регулирование мощности на гидроэлектростанциях 220
6.6. Регулирование частоты и мощности в объединенных энергоси-
стемах ... ......................................... 227
6.7. Магнитные датчики мощности.................................237
Глава седьмая. Быстрое включение синхронных машин и частей
энергосистемы на параллельную работу
7.1. Требования к частоте, напряжению и фазе синхронных машин,
подключаемых к сети.............................................238
7.2. Точная синхронизация с помощью автосинхронизатора типа
АСТ-4......................................................... 240
7.3. Самосинхронизация генераторов .............................249
7.4. Устройства для автоматического включения генераторов мето-
дом самосинхронизации ......................................... 254
7.5. Способы контроля частоты вращения..........................259
7.6 Несинхронное включение генераторов и частей энергосистемы 266
7.7. Включение синхронных двигателей, предотвращение их выпа-
дения из синхронизма и ресинхронизация..........................269
7.8. Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации
асинхронного режима (АЛАР) ................................... 276
Глава восьмая. Трехфазное автоматическое повторное включение
8.1. Назначение, классификация и основные условия применения
устройств АПВ ..................................................282
8.2. Одиночные линии с односторонним питанием...................291
8.3, Одиночные транзитные линии между электростанциями или
подстанциями с синхронной нагрузкой.............................301
444
8.4. Транзитные линии при наличии параллельных связей . , 322
8.5. Устройства ТАПВ иа воздушных выключателях .... 324
Глава девятая. Пофазное АПВ линий электропередачи
9.1. Короткие замыкания па землю и отключение одной из фаз 328
9.2. Типы избирательных органов устройств ОАПВ .... 337
9.3. Схема устройства ОАПВ ВНИИЭ...............................343
9.4. Замена ОАПВ на линиях с односторонним питанием устрой’
ством ТАПВ двукратного действия и пофазными разъедини-
телями ........................................................346
9.5. Возможности выполнения централизованной автоматики для
достижения эффекта гашения дуги однофазного КЗ, аналогич-
ного эффекту при работе ОАПВ...................................348
Глава десятая. Трехфазное АПВ трансформаторов и шин
10.1. Особенности работы АПВ шин и трансформаторов . . . 352
10.2. Автоматическое опробование исправности изоляции шин . . 355
10.3. Подача напряжения потребителям после отключения шин и
автоматическое восстановление схемы подстанции . . 356
10.4. Автоматическое восстановление схемы электростанции . . 359'
10.5. Трехфазное АПВ трансформаторов ..........................360
Глава одиннадцатая. Автоматическое включение резервного
питания и оборудования (АВР)
11.1. Назначение АВР . • .................................... 362
11.2. Схемы устройств АВР . ................................. 366
11.3. Устройства АВР на подстанциях, питающих синхронную
нагрузку......................................................377
11.4. Устройства АВР со станциями управления нормализованной
серии . . ...................................... 380-
11.5. Самозапуск асинхронной и синхронной нагрузок при АВР пи-
тающих направлений........................................... 382
11.6. Отключение менее ответственной нагрузки для сохранения
ответственной нагрузки.......................................396.
Глава двенадцатая. Совместная работа устройств АПВ, АВР,
АЧР, устройств релейной защиты, форсировки возбуждения син-
хронных машин, ограничения нагрузки
12.1. Ускорение действия защиты до АПВ.........................405
12.2. Ускорение действия защиты после АПВ, АВР и дистанцион-
ного включения................................................406
12.3. Быстродействующее избирательное отключение . . . . 407
12.4. Подстанции без выключателей па стороне высшего напря-
жения ....................................................... 4Ю1
12.5. Упрощение релейной защиты линий сложной сети .. . . 414
12.6. Упрощение схем первичных соединений и релейной защиты 416
12.7. Понижающие трансформаторы на телемеханизированных
подстанциях ..... .......................... 421
12.8. Автоматическое избирательное резервирование .... 422
12.9. Противоаварийная автоматика в системах внутреннего элек-
троснабжения потребителей .............................. 425'
Приложение 1. Буквенные обозначения, применяемые в электриче-
ских схемах....................................................434
Приложение 2. Сокращения, применяемые в тексте .... 435
Заключение....................................................... 436-
Список литературы ........................................441
Производственное издание
Бардам Анатолий Бенционович
СИСТЕМНАЯ АВТОМАТИКА
Редактор Я. Н. Лугинский
Редактор издательства Л. Л. Жданова
Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак,
Ю. В. Созанская
Технический редактор Г. С. Соловьева
Корректор М. Г. Гулина
ИБ № 1742
Сдано в набор 21.02.89. Подписано в печать 18.05.89. Т-10929
Формат 60X88'/ie Бумага типографская № 2 Гарнитура литературная
Печать высокая Уел. печ. л. 27,44 Усл. кр.-отт. 27,44 Уч.-изд. л.29,93
Тираж 19 000 экз, Заказ 6678 Цена 1р. 90 к.
Энергоатомиздат. 113114 Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудовою Красного Знамени
МПО «Первая Образцовая типография» Союзполнграфпрома прн
Госкомиздате СССР. 113054, Москва, Валовая. 28.
ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ!
Энергоатомиздат готовит к изданию в 1989 году книги по
релейной защите и автоматике в энергосистемах:
Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчиво-
сти и противоаварийной автоматики в энергосистемах.—24 л.:
1 р. 50 к.
Засыпкин А. С. Релейная защита трансформаторов.—16,5 л.:
1 р. 20 к.
Овчаренко Н. И. Диалоговые и цифровые элементы авто-
матических устройств энергосистем. — 18,5 п.; 1 р. 30 к.
В серии «Библиотека электромонтера»:
Айзенфельд А. И., Аронсон В. Н., Гловвцкий В. Г. Фикси-
рующие индикаторы тока и напряжения ЛИФП-А, ЛИФП-В,
ФПТ и ФПН. — 6,5 л.: 35 к.
Байтер И. И., Богданова Н. А. Релейная защита и автоматика
питающих элементов собственных нужд тепловых электростан-
ций.— 3-е изд., перераб. и доп. — 7,5 л.: 35 к.
Будаев М. И. Высокочастотные защиты пиний 110—220 кВ.—
6,5 л.: 35 к.
Голанцов Е. Б., Молчанов В. В. Дифференциальные защиты
трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). — 6,5 п.: 35 к.
Кузнецов А. П. Определение мест повреждения на воздуш-
ных линиях электропередачи. — 7 п.: 35 к.
Овчинников В. В. Реле РНТ в схемах дифференциальных за-
щит. — 3-е изд., перераб. и доп. — 6 л.: 30 к. »
Рыжавский Г. Я. Измерения при наладке ВЧ каналов связи
по пиниям высокого напряжения. — 7,5 л.: 35 к.
Шабад М. А. Защита трансформаторов 10 кВ.—7,5 л.: 35 к»
С аннотациями на эти книги Вы можете ознакомиться в Те-
матическом плане выпуска литературы Энергоатомиздата на
1989 год, который имеется во всех книжных магазинах, распро-
страняющих научно-техническую литературу, а также в техни-
ческих библиотеках.
ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ!
Научно-техническое издательство «Энер-
гоатомиздат» предоставляет страницы сво-
их книг и журналов «Теплоэнергетика»,
«Энергетик», «Промышленная энергетика»,
«Электрические станции», «Электротехни-
ка», «Электричество», «Светотехника», «Ги-
дротехническое строительство», «Атомная
энергия» организациям, предприятиям,
ВУЗам, НИИ, КБ для публикации реклам-
ных материалов.
Возможно заключение долгосрочных
договоров.
Оплата по соглашению.
Наш адрес: 113114 Москва, Шлюзовая
набережная, 10.
Телефон для справок; 924-22-28.