Противоаварийная автоматика в ЕЭС России - Семёнов В.А.

Author: Семёнов В.А.
Tags: электротехника автоматика системы автоматического управления и регулирования интеллектуальная техника технология управления оборудование систем управления техническая кибернетика электроэнергетика электроснабжение релейная защита серия библиотечка электротехника
ISBN: 0013-7278
Year: 2004
Similar
Системная автоматика
Электронные устройства автоматики
Релейная защита и автоматика систем электроснабжения
Справочник инженера по контрольно-измерительным приборам и автоматике
Text
                    biblem
elekbomonter
Библиотечка электротехника
В. А. Семенов
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ
АВТОМАТИКА
В ЕЭС РОССИИ
ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ
©НЕРГЕТ1Ж
Вниманию специалистов
Вышли в свет следующие выпуски
“Бп5ппотечкп электротехника
Могузов В. Ф. Обслуживание силовых трансформаторов (часть 1).
Киреева Э. А. Повышение надежности, экономичности и без-
опасности систем цехового электроснабжения.
Овчинников В. В. Защита электрических сетей 0,4 - 35 кВ (час-
ти 1 и 2).
Георгиади В. X. Поведение энергоблоков ТЭС при перерывах
электроснабжения собственных нужд (части 1 - 3).
Файбисович Д. Л., Карапетян И. Г. Укрупненные стоимостные по-
казатели электрических сетей 35 - 1150 кВ.
Добрусин Л. А. Фильтрокомпенсирующие устройства для преоб-
разовательной техники.
Киреева Э. А., Орлов В. В., Старкова Л. Е. Электроснабжение це-
хов промышленных предприятий.
Голоднова О. С. Уплотнение вала турбогенераторов с водород-
ным охлаждением.
Шмурьев В. Я. Цифровая регистрация и анализ аварийных про-
цессов в электроэнергетических системах.
Киреева Э. А. Справочные материалы по электрооборудованию.
Беляева А. В. Противоаварийное управление в узлах нагрузки с
синхронными электродвигателями большой мощности.
Подписку можно оформить в любом почтовом отделении связи по
объединенному каталогу “ПРЕССА РОССИИ”. Том 1. Российские
и зарубежные газеты и журналы.
Индексы “Библиотечки электротехника”
— приложения к журналу “Энергетик”
88983 — для предприятий и организаций;
88982 — для индивидуальных подписчиков.
Адрес редакции
журнала “Энергетик”:
115280, Москва, ул. Автозаводская, д. 14/23.
Телефон (095) 275-19-06
E-mail: energy@mail.magelan.ru
Библиотечка электротехника
— приложение к журналу "Энергетик”
Основана в июне 1998 г.
Выпуск 6(66)
В. А. Семенов
П РОТИ ВОАВАРИ Й НАЯ
АВТОМАТИКА
В ЕЭС РОССИИ
Москва
НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”
2004
УДК 621.311:681.51
ББК 31.271
С 30
Главный редактор журнала “Энергетик” А. Ф. ДЬЯКОВ
РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
“Библиотечки электротехника”
В. А. Семенов (председатель), И. И. Батюк (зам. председателя),
Б. А. Алексеев, К. М. Антипов, Г. А. Безчастнов, А. Н. Жулев,
В. А. Забегалов, В. X. Ишкин, Ф. Л. Коган, В. И. Кочкарев,
Н. В. Лисицын, Л. Г. Мамиконянц, Л. Ф. Плетнев, В. И. Пуляев,
Ю. В. Усачев, М. А. Шабад
Семенов В. А.
С 30 Противоаварийная автоматика в ЕЭС России. — М.:
НТФ “Энергопрогресс”, 2004. — 104 с.: ил. [Библиотечка
электротехника, приложение к журналу “Энергетик”;
Вып. 6(66)].
Рассмотрены основные принципы противоаварийной автоматики
(ПА), предотвращающей каскадное развитие аварийных процессов, уг-
рожающих прекращением электроснабжения на больших территориях,
нарушением живучести ЕЭС России. Уделено внимание режимным
принципам ПА. Приведены структурные схемы устройств, применяе-
мых в эксплуатации, примеры комплексов устройств ПА, эксплуатируе-
мых в разных районах ЕЭС России, а также описание с комментариями
существующих нормативов по надежности и ее обеспечению.
ISSN 0013-7278 © НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”, 2004
Предисловие
Одно из основных направлений развития мировой электроэнерге-
тики — создание национальных электроэнергетических систем
(ЭЭС) и формирование мошных межнациональных энергообъеди-
нений (ЭО). Подобные энергообъединения, функционирующие в
Европе и Северной Америке, позволяют:
сократить затраты на сооружение новых электростанций (ЭС);
более рационально использовать имеющиеся энергоресурсы;
повысить экономичность электроснабжения потребителей.
Мощные энергообъединения, как правило, лучше противостоят
единичным нарушениям режима, обусловленным отключением от-
дельных линий электропередачи, мощных агрегатов или даже целых
электростанций. Вместе с тем, как показывает опыт эксплуатации
последних десятилетий, каскадное развитие аварийных нарушений,
проявляющееся в нескольких последовательных отказах элементов
энергосистемы и ее системы управления, может повлечь за собой тя-
желые последствия, приводящие к нарушению электроснабжения
потребителей на огромных территориях. Примерами подобных ката-
строфических аварий служат широко известные случаи аварийных
погашений энергосистем в США (1965, 1977, 1996 гг.), Франции
(1978 и 1987 гг.), Канаде (1982,1988,1989 гг.) и Швеции (1983 г.). Эти
аварии вызвали серьезные экономические и социальные потрясения
и нанесли значительный ущерб экономике стран. Основная причина
этих, а также многих других тяжелых системных аварий — неудовлет-
ворительное состояние системы противоаварийного управления.
В России, которая значительно опережает другие страны в разра-
ботке теоретических основ и применении средств противоаварийной
автоматики (ПА), создана развитая иерархическая система противо-
аварийного управления, обеспечивающая повышение надежности
электроснабжения потребителей и живучести Единой энергосисте-
мы (ЕЭС) России.
Настоящая брошюра посвящена изложению основных принци-
пов и описанию схем ПА, эксплуатируемых в Единой энергосистеме
(ЕЭС) России.
Замечания и пожелания по данной брошюре
просим направлять по адресу:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23.
Редакция журнала “Энергетик”.
Автор
3
ГЛАВА ПЕРВАЯ
Общая характеристика
задач надежности
Мощное ЭО — искусственно созданная большая система, орга-
низация управления которой — сложнейшая научно-техническая
проблема.
Под надежностью ЭО понимается способность ЭО выполнять
свою основную функцию — бесперебойное электроснабжение по-
требителей электроэнергией требуемого (нормативного) качества.
С известной условностью в общем комплексном понятии надеж-
ности ЭЭС (ЭО) можно различать по функциональному признаку
частные понятия, относящиеся к основным структурным составля-
ющим ЭЭС (ЭО):
надежность системы генерации — способность электростанций
поддерживать требуемый баланс генерируемой и потребляемой
мощности при нормативном значении частоты;
надежность основной электрической сети — способность устойчи-
во передавать мощность из частей ЭЭС (ЭО) с избытком мощности в
части с ее дефицитом;
надежность распределительной сети — способность этой сети осу-
ществлять бесперебойное питание узлов нагрузки (отдельных потре-
бителей или их групп).
Единая энергетическая система (ЕЭС) России, объединяющая бо-
льшую часть электроэнергетического хозяйства страны, — наиболее
крупный в мире централизованно управляемый и уникальный по
сложности объект управления. Это обусловлено как технологиче-
скими особенностями энергетического хозяйства, так и масштабами
развития и характеристиками ЕЭС России.
Основные технологические особенности электроэнергетики,
определяющие высокие требования к системе управления:
4
непрерывность и жесткая взаимосвязанность во времени про-
цессов производства, передачи, распределения и потребления
электроэнергии;
вероятностный характер формирования электрических и тепло-
вых нагрузок, определяемых условиями функционирования энерго-
потребляющих отраслей экономики и изменением климатических
факторов;
зависимость структуры располагаемых энергоресурсов от скла-
дывающейся топливной конъюнктуры, деятельности транспорт-
ных систем, а также от обеспеченности гидроэнергоресурсами,
определяемой водностью года и отдельных его периодов для
основных рек страны, требованиями других водопользователей и
водопотребителе й;
быстрота протекания аварийных процессов;
решающее влияние степени надежности электроснабжения на ра-
боту всех отраслей экономики, функционирование социальных
структур и условия жизни населения.
В процессе проектирования развития ЕЭС и объединенных энер-
госистем ОЭС задачи надежности решаются при:
определении структуры генерирующих мощностей и размещении
электростанций;
разработке схемы системообразующих сетей;
совместной оптимизации резервов генерирующих мощностей и
пропускной способности основных электрических связей;
выборе главных схем электрических соединений электростанций
и подстанций (ПС) основной сети;
разработке системы диспетчерского управления;
выборе принципов и средств автоматизации управления нормаль-
ными режимами и противоаварийного управления.
Фактор надежности играет определяющую роль также при проек-
тировании схем распределительной сети и отдельных объектов этой
сети, схем внешнего электроснабжения крупных потребителей и т.п.
Задачи обеспечения надежности ЕЭС России в условиях эксплуа-
тации могут быть разделены на две группы:
поддержание возможно более высокого уровня надежности рабо-
ты оборудования и аппаратуры энергосистемы в целях общего повы-
шения технического уровня эксплуатации, освоение нового обору-
дования, организация ремонтов и реконструкции оборудования и
аппаратуры, замена устаревшего оборудования, совершенствование
технологической автоматики и т.п.;
повышение надежности режимов в целях улучшения методов и
средств оперативного и автоматического управления.
5
На высших ступенях системы оперативно-диспетчерского управ-
ления решаются вопросы надежного электроснабжения узлов на-
грузки основных сетей, устойчивости параллельной работы электро-
станций, энергосистем и вводящих в состав ЕЭС объединенных
энергосистем (ОЭС).
Наиболее важная и сложная задача, стоящая перед высшими орга-
нами системы оперативно-диспетчерского управления, — обеспече-
ние живучести энергосистем, ОЭС и ЕЭС в целом.
Задачи надежности, решаемые в ЦДУ ЕЭС, ОДУ и центральных
диспетчерских службах (НДС) энергосистем, охватывают все вре-
менные уровни оперативно-диспетчерского управления.
На этапе долгосрочного планирования режимов управления должны
решаться следующие задачи, связанные с проблемой надежности:
общий анализ условий надежного электроснабжения потребите-
лей и живучести ЭЭС (ОЭС, ЕЭС);
разработка мероприятий по повышению надежности и живучести
и предложений по ликвидации выявленных “узких” мест;
обеспечение необходимых резервов мощности и энергии (энерго-
ресурсов) при разработке и корректировке оперативных балансов
мощности и планов выработки электроэнергии и межсистемных
перетоков;
подготовка предложений по проведению ограничений электро-
потребления при ожидаемом дефиците мощности или энергии.
При краткосрочном планировании с обеспечением надежности свя-
зано решение следующих задач:
планирование суточных режимов с проверкой возможности и
определением условий проведения плановых и внеплановых ре-
монтов основного оборудования электростанций и электрических
сетей;
выбор оперативных ремонтных схем в соответствии с разрешен-
ными ремонтными заявками и, при необходимости, уточнение огра-
ничений по устойчивости и изменение настройки систем автомати-
ческого регулирования нормального режима, устройств релейной за-
щиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА);
разделение оперативного резерва на включенный и невключен-
ный с распределением его между ОЭС и энергосистемами и выбором
состава включенного оборудования электростанций.
На временном уровне оперативного управления (в процессе веде-
ния режима) оперативный персонал выполняет следующие функ-
ции, связанные с проблемой надежности:
непрерывный контроль допустимости схемы и режима в целях
обеспечения надежности;
6
систематическая проверка размера и размещения включенного
резерва мощности и необходимое изменение состава работающего
оборудования;
учет ограничений по надежности при корректировке режима по
условиям экономичности (“дооптимизации” режима) или по требо-
ваниям обеспечения качества электроэнергии;
подготовка схемы и режима к проведению разрешенных ремон-
тов, а также неотложных ремонтов, необходимость которых выяви-
лась в процессе ведения режима;
руководство операциями, связанными с вводом нового оборудо-
вания и проведением системных испытаний;
оперативное изменение уставок систем автоматического регули-
рования нормального режима, устройств РЗ и ПА;
контроль за реализацией заданных ограничений и отключений
потребителей;
устранение нарушений нормального режима и ликвидация
аварий.
7
ГЛАВА ВТОРАЯ
Методические и нормативные
материалы по надежности
2.1.	ОСНОВНЫЕ ОТРАСЛЕВЫЕ ДОКУМЕНТЫ
В ряде действующих отраслевых директивных документов содер-
жатся основные нормативные требования и методические указания
по обеспечению надежности при проектировании развития ЭЭС
(ЭО), ведении эксплуатации и оперативном управлении. Часть этих
документов представляет собой руководящие указания по проекти-
рованию ЭЭС и энергообъектов, другие, такие как “Правила техни-
ческой эксплуатации электрических станций и сетей” (ПТЭ), посвя-
щены в основном вопросам эксплуатации, но содержат также крат-
кое изложение требований к проектированию (устройству)
энергетических установок. В то же время имеется ряд документов,
например “Правила устройства электроустановок” (ПУЭ) и “Руко-
водящие указания по устойчивости энергосистем”, обязательных
как для проектных, так и для эксплуатационных организаций.
Содержащиеся в этих директивных документах нормативные и
методические указания по надежности формировались на основе
обобщения многолетнего опыта проектирования и эксплуатации
ЭЭС и анализа результатов специальных технико-экономических
исследований в рассматриваемой области.
2.2.	ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Основные требования к надежности электроснабжения потре-
бителей установлены ПУЭ, в которых электроприемники разделе-
ны по степени их ответственности на три категории и для каждой из
них установлены условия резервирования электроснабжения. Эти
требования относятся к важнейшим косвенным, “опосредован-
ным” нормативам, применяемым при решении проектных и эксп-
8
луатационных задач и связанным с определением уровня надежно-
сти электроснабжения.
Реализация всех других (прямых и косвенных) нормативных тре-
бований должна быть обусловлена обязательным соблюдением тре-
бований ПУЭ.
К первой категории отнесены электроприемники, перерыв элект-
роснабжения которых может повлечь за собой:
опасность для жизни людей;
значительный ущерб потребителям;
повреждение дорогостоящего основного оборудования;
массовый брак продукции;
расстройство сложного технологического процесса;
нарушение функционирования особо важных элементов комму-
нального хозяйства.
Электроприемники первой категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих ис-
точников питания, и перерыв их электроснабжения при потере од-
ного из источников питания может быть допущен лишь на время ав-
томатического восстановления электроснабжения.
Из состава электроприемников первой категории выделяется осо-
бая группа, бесперебойная работа которых необходима для безава-
рийного останова производства в целях предотвращения угрозы жиз-
ни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основ-
ного оборудования. Для электроснабжения электроприемников этой
группы должно предусматриваться дополнительное питание от тре-
тьего (взаимно резервирующего) источника.
В соответствии с ПУЭ независимым считается источник питания,
на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентирован-
ных для послеаварийного режима, при исчезновении напряжения на
другом или других источниках питания электроприемника. К числу
независимых источников питания относятся две секции или систе-
мы шин одной или двух ЭС и ПС при одновременном соблюдении
условий:
каждая из секций (систем) шин, в свою очередь, имеет питание от
независимого источника;
секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь,
автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы
одной из секций (систем) шин.
В качестве второго независимого источника питания для электро-
приемников первой категории и третьего для электроприемников
особой группы могут быть использованы также специальные агрега-
ты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п.
9
Если невозможно обеспечить непрерывность технологического
процесса резервированием электроснабжения или если такое резер-
вирование экономически нецелесообразно, должно быть осуществ-
лено технологическое резервирование (установка взаимно резерви-
рующих технологических агрегатов, применение специальных
устройств безаварийного останова технологического процесса, дей-
ствующих при нарушении электроснабжения).
При особо сложном технологическом процессе, требующем дли-
тельного времени на восстановление рабочего режима, к двум неза-
висимым взаимно резервирующим источникам питания электро-
приемников первой категории могут быть (при наличии техни-
ко-экономических обоснований) предъявлены дополнительные
требования.
Ко второй категории отнесены электроприемники, перерыв элек-
троснабжения которых вызывает:
массовый недоотпуск продукции;
массовые простои рабочих, механизмов и промышленного
транспорта;
нарушение нормальной деятельности значительного количества
городских и сельских жителей.
Электроприемники этой категории рекомендуется обеспечивать
электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих ис-
точников питания.
Для электроприемников второй категории при нарушении элект-
роснабжения от одного из источников питания допустимы переры-
вы электроснабжения на время, необходимое для включения резерв-
ного источника питания действиями дежурного персонала или выез-
дной оперативной бригады.
Допускается питание электроприемников второй категории по
одной воздушной линии (ВЛ), в том числе с кабельной вставкой
(двумя кабелями), если обеспечена возможность проведения аварий-
ного ремонта этой линии за время не более суток, а также питание по
одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей,
присоединенных к одному общему аппарату.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и воз-
можности замены повредившегося трансформатора за время не бо-
лее суток допускается питание электроприемников второй катего-
рии от одного трансформатора.
Все остальные электроприемники, не подходящие под определе-
ния указанных выше категорий, отнесены к третьей категории.
Электроснабжение этих электроприемников может выполняться от
одного источника питания при условии, что перерывы в подаче
10
энергии, необходимые для ремонта или замены поврежденного эле-
мента системы, не превышают 1 сут.
2.3.	НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ЭНЕРГОСИСТЕМ
И ЭНЕРГООБЪЕКТОВ
“Руководящие указания и нормативы по проектированию разви-
тия энергосистем”, разработанные Энергосетьпроекгом, являются
основным директивным документом, требования которого распро-
страняются на все виды проектных работ по развитию ЭЭС, ОЭС и
электрических сетей напряжением 35 кВ и выше.
Рассматриваемая комплексная задача проектирования формули-
руется как “разработка с учетом новейших достижений науки и тех-
ники и технико-экономическое обоснование решений, определяю-
щих формирование энергетических объединений и развитие элект-
рических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и
управления, при которых обеспечивается целесообразная надеж-
ность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в
необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими
затратами”.
Учет требований надежности включением в состав приведенных
затрат ущерба от недостаточной надежности электроснабжения (не-
доотпуска электроэнергии) рекомендуется осуществлять при выпол-
нении технико-экономических расчетов по определению резерва
мощности и пропускной способности основных электрических се-
тей по условиям взаиморезервирования, при сравнении эффектив-
ности рассматриваемых мероприятий для обеспечения требуемого
уровня надежности, а также при обосновании специальных меро-
приятий для повышения надежности сверх обязательных норматив-
ных требований.
В “ Руководящих указаниях и нормативах по проектированию раз-
вития энергосистем” содержится ряд важнейших указаний по на-
дежности, относящихся к определению баланса мощности и размера
необходимого резерва, пропускной способности основных электри-
ческих сетей, схем присоединения к этим сетям крупных электро-
станций и понижающих подстанций, а также по резервированию пи-
тания узлов нагрузки основной и распределительной сетей.
На первых этапах проектирования на основе анализа имеющегося
опыта должна даваться общая оценка достаточности и эффективно-
сти средств повышения устойчивости, автоматизированных и авто-
матических систем управления. На конкретных этапах при определе-
нии нормальных и ремонтных режимов следует учитывать возмож-
11
ные последствия отказов средств РЗ, ПА и коммутационных
аппаратов.
Ввод мощности на электростанциях определяется условиями по-
крытия максимума нагрузки и создания требуемого резерва мощно-
сти. При этом учитывается необходимость демонтажа устаревшего и
изношенного (не подлежащего модернизации) оборудования.
Баланс мощности составляется для периода прохождения зимнего
годового максимума нагрузки. При наличии крупных сезонных по-
требителей либо электростанций с существенными сезонными изме-
нениями располагаемой мощности проводится проверка баланса для
весенне-летнего периода.
Располагаемая мощность электростанций, учитываемая в приход-
ной части баланса мощности на период годового максимума нагруз-
ки, определяется по суммарной установленной мощности за выче-
том имеющихся ограничений.
Расчетный резерв мощности определяется с учетом пропускной
способности системообразующих сетей и в общем случае представ-
ляет собой сумму резерва:
ремонтного (необходим для возмещения снижений мощности
из-за плановых ремонтов оборудования);
расчетного оперативного (включает две определяемые совместно
составляющие — аварийный резерв, восполняющий аварийные сни-
жения мощности из-за отказов оборудования, и нагрузочный, ком-
пенсирующий непредвиденные отклонения расчетного (нерегуляр-
ного) максимума от планируемого значения);
народно-хозяйственного (предназначен для компенсации наруше-
ний баланса, вызванных опережающим развитием отдельных отрас-
лей экономики).
Для проведения текущих ремонтов агрегатов ГЭС в период зимне-
го максимума нагрузок резерв не предусматривается.
В “Руководящих указаниях и нормативах по проектированию раз-
вития энергосистем” даны рекомендуемые для использования пока-
затели надежности агрегатов различных типов.
С учетом особой ответственности задачи определения резерва
мощности в ЕЭС и пропускной способности связей между паралле-
льно работающими ОЭС, отсутствия достаточного опыта решения
этой задачи на основе оптимизационного подхода, а также возмож-
ности существенных отклонений от используемых исходных данных
“Руководящие указания и нормативы по проектированию развития
энергосистем” сочетают оптимизационный подход с нормативным и
устанавливают полученные экспертным путем минимальные значе-
ния суммарного резерва мощности в ЕЭС и пропускной способности
связей между ОЭС.
12
Суммарный резерв мощности в ЕЭС, включающий ремонтный и
оперативный резервы, а также народно-хозяйственный резерв, кото-
рый принимается в размере 1 % максимума нагрузки для перспекти-
вы до 10 лет и 2 % для более далекой перспективы, не должен быть
ниже 17 % совмещенного максимума нагрузки ЕЭС.
Схема и параметры основных электрических сетей энергосистем
должны удовлетворять следующим требованиям к пропускной спо-
собности и надежности:
передача расчетных длительных потоков мощности, определен-
ных для средних условий нахождения основного оборудования элек-
тростанций в плановых и аварийных ремонтах (при полном покры-
тии нагрузок всех узлов энергосистемы), должна обеспечиваться при
нормальной схеме сети и, как правило, при отключении одного из
элементов сети (цепи линии электропередачи или трансформатора)
при нормативных запасах устойчивости;
передача расчетных максимальных потоков мощности, обуслов-
ленных неблагоприятным сочетанием плановых и аварийных ре-
монтов оборудования электростанций, должна обеспечиваться при
нормальной схеме также при нормативных запасах устойчивости и
допустимых уровнях напряжения;
выбор схемы и параметров основных сетей энергосистем опреде-
ляется условиями питания отдельных узлов при наложении аварий-
ного отключения одного из элементов на плановый ремонт другого
элемента сети;
выбор схем присоединения электростанций и понижающих ПС к
основной электрической сети обусловлен необходимостью учета от-
ветственности питаемых потребителей и необходимостью сохране-
ния транзита мощности;
схемы присоединения крупных ГЭС и КЭС на органическом топ-
ливе на всех этапах ввода мощности должны обеспечивать возмож-
ность выдачи в основную сеть полной мощности электростанции (за
вычетом нагрузки собственных нужд и мощности, отдаваемой в рас-
пределительную сеть) в любой период года и суток при работе всех
отходящих ВЛ. В часы максимальных нагрузок энергосистемы
(ОЭС, ЕЭС) выдача полной мощности электростанции должна быть
обеспечена, как правило, и при отключении одной из отходящих ВЛ,
а в отдельных случаях допускается ограничение мощности электро-
станции при указанной ремонтной схеме в размерах, не превышаю-
щих мощность наиболее крупного блока;
схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности должна
обеспечивать выдачу полной располагаемой мощности электростан-
ции в любой период года и суток как при нормальной схеме основ-
ной сети, так и при отключении одной из отходящих ВЛ.
13
Как правило, каждый генератор ТЭС мощностью 300 М Вт и более
присоединяется через отдельные трансформаторы на стороне вы-
сшего напряжения. В отдельных случаях при наличии технико-эко-
номического обоснования разрешается попарное присоединение
трансформаторов двух блоков на стороне высшего напряжения либо
присоединение двух генераторов к одному трансформатору с рас-
щепленными обмотками. Во всех случаях объединения блоков меж-
ду генераторами и трансформаторами должны устанавливаться вы-
ключатели. Моноблоки АЭС присоединяются через отдельные
трансформаторы и выключатели на стороне высшего напряжения.
При установке с одним реактором мощностью до 500 МВт двух бло-
ков генератор — трансформатор напряжением 330 кВ и выше допус-
кается попарное присоединение этих трансформаторов на стороне
высшего напряжения.
На ТЭС с энергоблоками 300 МВт и более и на АЭС с энергобло-
ками 400 М Вт и более повреждение или отказ любого из выключате-
лей, кроме секционного и шиносоединительного, не должен приво-
дить к отключению более одного блока и такого числа ВЛ, которое
допустимо по условию устойчивости энергосистемы. При поврежде-
нии или отказе секционного или шиносоединительного выключате-
ля, а также при совпадении повреждения или отказа одного из вы-
ключателей с ремонтом другого разрешается одновременное отклю-
чение двух энергоблоков ТЭС или двух реакторных энергоблоков
АЭС и такого числа ВЛ, которое допустимо по условию устойчиво-
сти энергосистемы.
Повреждение или отказ любого выключателя не должны приво-
дить к отключению более одной цепи транзита напряжением 110 кВ
и выше, если транзит состоит из двух параллельных цепей. Ремонт
любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть
возможен без отключения присоединения.
Отключение ВЛ, как правило, должно производиться не более чем
двумя выключателями повышающих трансформаторов, трансфор-
маторов связи, трансформаторов собственных нужд — не более чем
тремя выключателями РУ каждого высшего напряжения.
При нескольких вариантах схемы, удовлетворяющих указанным
требованиям, предпочтение отдается варианту, при котором режим-
ные переключения, вывод в ремонт отдельных цепей и отключение
поврежденных участков в аварийных режимах требуют наименьшего
количества операций с выключателями и разъединителями в РУ вы-
сших напряжений.
При соединении генераторов ТЭС в блоки с трехобмоточными
трансформаторами (или автотрансформаторами) между генерато-
ром и трансформатором устанавливается выключатель.
14
Для АЭС нормы предусматривают также установку выключателя
между генератором и работающим в блоке с ним двухобмоточным
повышающим трансформатором. Решения по установке генератор-
ных выключателей, не соответствующие этим указаниям должны
иметь специальные обоснования.
2.4.	ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ
В основном директивном документе (ПТЭ), устанавливающем
требования к организации эксплуатации электрических станций и
сетей и обеспечению ее высокого технического уровня, содержится
ряд важных положений и указаний по вопросам надежности.
Положения ПТЭ — основа для разработки всех директивных ма-
териалов по эксплуатации электростанций и сетей и оперативному
управлению ЕЭС, ОЭС и энергосистемами (противоаварийных и эк-
сплуатационных циркуляров, типовых инструкций по эксплуатации
и ремонту оборудования, положений и инструкций по оперативному
управлению и др.).
Формулируя основные обязанности работников электростанций,
сетей и энергоуправлений, ПТЭ в качестве первой из них называют
“обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей, на-
дежной работы оборудования”.
Важнейшее значение для обеспечения надежности работы энер-
госистем имеют директивные указания ПТЭ по поддержанию обору-
дования в рабочем состоянии, достижению необходимого уровня
управляемости и использованию перегрузочных способностей обо-
рудования в целях стабилизации параметров режима и ограничения
их отклонений в аварийных условиях, быстрейшей ликвидации на-
рушений нормального режима.
ПТЭ содержат требования о нормировании регулировочных диа-
пазонов энергоблоков при неизменном составе работающего обору-
дования, технических минимумов нагрузки энергоблоков (с измене-
нием состава работающего оборудования и отключением отдельных
автоматических регуляторов), предельных скоростей изменения на-
грузки энергоблоков.
В соответствии с ПТЭ гидроагрегаты должны быть полностью ав-
томатизированы и работать в режиме автоматического регулирова-
ния. Гидрогенераторы, работающие в режиме синхронного компен-
сатора (СК), должны быть готовы к немедленному автоматическому
переводу в генераторный режим.
Указания ПТЭ также предусматривают:
15
обязательное наличие на генераторах и синхронных компенсато-
рах АРВ и устройств форсирования возбуждения, настроенных, так,
чтобы при значительных понижениях напряжения в сети обеспечи-
вались повышение возбуждения до предельного значения (не ниже
2 (/ном), а также заданная ГОСТ и техническими условиями скорость
нарастания возбуждения;
оснащение генераторов и СК с непосредственным охлаждением
обмотки ротора устройствами ограничения длительности форсиров-
ки до заданного (допустимого) значения.
Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)
трансформаторов должны постоянно находиться в работе, управле-
ние регулированием должно быть автоматизировано (с контролем
работы с помощью счетчиков числа переключений).
ПТЭ устанавливают допустимость в аварийных условиях кратко-
временных перегрузок генераторов и синхронных компенсаторов по
токам статора и ротора. При отсутствии соответствующих указаний в
технических условиях кратности предельных значений тока статора
составляют 1,1 по отношению к номинальному значению при длите-
льности перегрузки 60 мин и достигают 1,5 — 2,0 (в зависимости от
способа охлаждения статора) при ее длительности 1 с. Предельные
значения токов ротора генератора и синхронных компенсаторов с
косвенным охлаждением определяются допустимой перегрузкой
статора, а для генераторов с непосредственным водородным охлаж-
дением обмотки ротора допускаются кратности тока ротора по отно-
шению к номинальному значению от 1,06 в течение 60 мин до 2 в те-
чение 20 — 30 с (в зависимости от типа генератора).
В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка
масляных трансформаторов сверх номинального тока (при всех сис-
темах охлаждения независимо от длительности и значения предше-
ствующей нагрузки и температуры охлаждающей среды) от 30 % при
длительности перегрузки 120 мин до 100 % при длительности 10 мин.
Допускается также перегрузка масляных трансформаторов в течение
5 сут до 40 % сверх номинального тока общей продолжительностью
не более 6 ч в сутки (при коэффициенте начальной нагрузки не более
0,93).
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее
рабочее напряжение не должно превышать 110 % номинального.
На трансформаторах допускается повышение напряжения сверх
номинального длительно на 5 % и на время до 6 ч в сутки на 10 % при
нагрузке не выше номинальной. Для трансформаторов, работающих
в блоке с генераторами, автотрансформаторов без ответвлений в ней-
трали и последовательных регулировочных трансформаторов допус-
16
кается длительное повышение напряжения сверх номинального на
10 % при нагрузке не выше номинальной.
Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали, пред-
назначенных для регулирования напряжения или для работы с по-
следовательными трансформаторами, допускаемое повышение
напряжения определяется поданным завода-изготовителя. В ава-
рийных условиях допускаемые повышения напряжения транс-
форматоров устанавливаются типовой инструкцией по эксплуата-
ции трансформаторов.
Кратковременные повышения напряжения промышленной час-
тоты на оборудовании сетей 110 — 750 кВ, допускаемые при произ-
водстве оперативных переключений и в аварийных режимах, не дол-
жны превышать установленные ПТЭ пределы:
Частота, Гц.................... 50,5	— 51 49 — 48 48 — 47 47 — 46
Повышение напряжения:
единовременно, мин.............. 3	— 5	2 — 5	1	0,17
за весь срок эксплуатации, мин.	500 500 — 700	180	30
При ликвидации аварии разрешается включать на параллельную
работу способом самосинхронизации турбогенераторы мощностью
200 МВт и ниже и гидрогенераторы мощностью 500 МВт и ниже.
Этим способом разрешается включать генераторы большей мощно-
сти при условии, что кратность сверхпереходного тока к номиналь-
ному не превышает 3.
Допускается кратковременная (менее 30 мин) работа турбогене-
раторов с косвенным охлаждением обмоток в асинхронном режиме
без возбуждения при нагрузке до 60 % номинальной. Разрешенная
нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без
возбуждения турбогенераторов с непосредственным охлаждением
обмоток устанавливается на основании специальных испытаний или
директивных материалов. Работа гидрогенераторов и турбогенерато-
ров с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуж-
дения, а также работа в асинхронном режиме с возбуждением отдель-
ного генератора любого типа относительно других генераторов элек-
тростанции не допускается.
Значительное внимание уделено в ПТЭ вопросам эксплуатации
специального оборудования АЭС и обеспечению ядерной
безопасности.
Наряду с основными положениями по организации эксплуатации
электрических станций и сетей и задачами административно-хозяйст-
венного руководства ПТЭ определяют структуру оперативно-диспет-
черского управления, основные требования по оснащению диспет-
черских управлений энергосистем, предприятий сетей и энергообъек-
17
тов средствами диспетчерского и технологического управления,
формы и содержание оперативной деятельности. ПТЭ устанавлива-
ют категории оперативного подчинения — оперативное управление
и оперативное ведение — и дают общие указания о порядке распре-
деления оборудования, ВЛ, автоматических устройств и средств
управления по оперативной подчиненности для различных ступеней
иерархии диспетчерского управления.
ИДУ ЕЭС должно ежегодно задавать всем ОДУ, а ОДУ —
энергосистемам:
объем и диапазоны уставок автоматической частотной разгрузки
(АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ),
объем нагрузки, подключаемой к специальной автоматике отклю-
чения нагрузки (САОН).
В соответствии с этими заданиями диспетчерские службы энерго-
систем определяют:
объем и уставки АЧР, ЧАПВ и САОН;
размещение этих устройств;
размер подключенной к ним нагрузки с учетом местных балансов
мощности.
Значение нагрузки, подключенной к очередям АЧР, должно про-
веряться измерениями не реже 1 раза в год (в рабочий и нерабочий
дни).
В соответствии с требованиями ПТЭ, относящимися к проведе-
нию ограничений потребителей, в каждой энергосистеме должны
быть разработаны и до 1 октября каждого года утверждены графи-
ки аварийных отключений потребителей при дефиците мощности,
а также графики местной разгрузки для узлов или районов
энергосистемы.
Диспетчеры ПДУ ЕЭС и ОДУ изолированно работающей ОЭС ру-
ководят регулированием частоты, обеспечивая поддержание ее в
установленных (допустимых) пределах и предотвращая недопусти-
мое снижение частоты мобилизацией резервов мощности, а при их
недостаточности — ограничением или отключением потребителей в
соответствии с диспетчерскими инструкциями. При аварийных от-
клонениях частоты персонал электростанций для ввода значения ча-
стоты в допустимые границы должен принимать самостоятельные
меры, предусмотренные инструкциями.
При аварийной перегрузке межсистемных связей диспетчеры
ОЭС (энергосистем), принимающих мощность, должны (после мо-
билизации резервов мощности) разгрузить связи путем отключения
потребителей.
18
2.5.	РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТОЙЧИВОСТИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Нормативы по устойчивости энергосистем требуют обеспечения
устойчивости в наиболее вероятных (нормальных) схемах и режимах
и при наиболее частых возмущениях в основной сети ЕЭС без при-
менения средств ПА. В то же время для более тяжелых, соответствен-
но менее вероятных, расчетных условий (ремонтных схем, утяжелен-
ных режимов, возмущений типа многофазных КЗ, КЗ с отказом вы-
ключателей и т.п.) для сохранения устойчивости допускается
применение ПА, предназначенной для предотвращения нарушений
устойчивости.
Нормативные показатели дифференцированы в зависимости от
характера исходного режима. Наряду с нормированием требований
по устойчивости для нормальных условий работы энергосистем (с
“нормальными” перетоками) “Руководящие указания” допускают в
определенных условиях работу энергосистем в более напряженных
режимах с “утяжеленными” и в особо тяжелых режимах с “вынуж-
денными” перетоками активной мощности по линиям электропере-
дачи (сечениям сети) при запасах устойчивости ниже установленных
для нормальных условий.
Нормативные условия в части утяжеленных перетоков относятся
только к проектированию энергосистем. Утяжеленным считается
переток мощности в режиме, характеризующемся неблагоприятным
сочетанием ремонтов основного оборудования электростанций и
электрических сетей при возможной общей длительности существо-
вания не более 10 % времени в год.
Нормативные указания в части вынужденных перетоков относят-
ся только к условиям эксплуатации. Такие перетоки допускаются для
предотвращения или уменьшения ограничений потребителей,
устранения потери гидроресурсов, при необходимости строгой эко-
номии отдельных видов энергоресурсов, а также в режимах миниму-
ма нагрузок при невозможности уменьшения перетока из-за недо-
статочной маневренности АЭС.
Нормативные показатели устанавливаются как для нормальных,
так и для ремонтных схем, которые отличаются от нормальных тем,
что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов
электрической сети (в условиях эксплуатации также из-за вывода из
работы устройств ПА) существенно уменьшен предельный по устой-
чивости переток активной мощности при данном режиме и возмож-
ных послеаварийных режимах.
Нормативные расчетные возмущения по степени тяжести разде-
ляются натри группы (табл. 1).
19
Таблица 1
Группа	Возмущение
а)	отключение любого элемента сети напряжением 500 кВ (схема АЭС
с энергосистемой — 750 кВ) и ниже;____________________________
б)	однофазное КЗ на ВЛ 500 кВ (схема связи АЭС с энергосистемой —
750 кВ) и ниже при работе основной РЗ с успешным и неуспешным
ОАПВ;_________________________________________________________
в)	однофазное КЗ на ВЛ выше 500 кВ (схема связи АЭС с энергосисте-
мой—выше 750 кВ) при работе основной РЗ с успешным ОАПВ;
I г) отключение одного генератора или блока генераторов (имеющих
общий выключатель на стороне высшего напряжения), кроме наибо-
лее мощных, имеющихся в данной ОЭС в небольшом количестве;
д) возникновение аварийного небаланса мощности, не большего, чем
по п. г), вызванного другими причинами (отключение нагрузки, эле-
мента передачи постоянного тока и т.п.);__________________________
е)	отключение любого элемента сети напряжением выше 500 кВ (схе-
ма связи АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ);_________________
ж)	однофазное КЗ на ВЛ напряжением выше 500 кВ (схема связи АЭС
с энергосистемой — выше 750 кВ) при работе основной РЗ с неуспеш-
ным ОАПВ; однофазное КЗ в сети 110 — 220 кВ с отказом выключате-
ля и действием УРОВ;__________________________________________
з)	двухфазное КЗ на землю на ВЛ класса напряжением 500 кВ и ниже
при работе основной РЗ с успешным и неуспешным АПВ;
и)	отключение генератора или блока генераторов, наибольших по
мощности в данной ОЭС; отключение двух генераторов АЭС, относя-
II щихся к одному реакторному блоку;_______________________________
к)	возникновение аварийного небаланса мощности, большего, чем по
п. г), но не большего, чем по п. и), вызванного другими причинами;
л) одновременное отключение двух цепей или двух ВЛ, расположен-
ных по одной трассе более чем на половине длины менее длинной ли-
нии;
м) возмущения I и II групп с отключением элемента сети или генера-
тора (блока генераторов), которые вследствие ремонта одного из вы-
ключателей приводят к отключению второго элемента сети, подклю-
ченного к тому же РУ;
н) однофазное КЗ на ВЛ или на присоединении шин напряжением
330 кВ и выше при отказе одного из выключателей и действии устрой-
ства резервирования при отказе выключателей (УРОВ);___________
о)	отключение части генераторов электростанции, связанное с пол-
111 ным отключением одной секции (системы) шин или РУ одного напря-
жения, суммарной мощностью не более 50 % мощности электростан-
ции*;
п)	возникновение аварийного небаланса мощности, большего, чем по
п. и), но меньшего, чем по п. о), вызванного другими причинами*.
* Проверяется устойчивость параллельной работы по связям между ОЭС.
20
Запас статической устойчивости характеризуется коэффициента-
ми запаса по активной мощности, передаваемой по сечению элект-
рической сети энергосистемы, и коэффициентами запаса по напря-
жению в узлах нагрузки.
Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощ-
ности, передаваемой по линии электропередачи (сечению электри-
ческой сети энергосистемы), рассчитывается по формуле
Кр=(Рпр-Р-^Р)/Р,
где Р— значение передаваемой активной мощности (переток); Рпр —
предел передаваемой мощности по условиям статической устойчиво-
сти; АР — учитываемое значение амплитуды нерегулярных колеба-
ний перетока, снижающих запас устойчивости.
Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощно-
сти устанавливается по данным измерений. При отсутствии таких
данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний, МВт, может
быть определена выражением
AP=^Ph]Ph2/(Phi + Ph2),
где Рн] и Рн2 — суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон
рассматриваемого сечения, МВт; К — коэффициент, МВт1/2, прини-
мается равным 0,75 при автоматическом регулировании или ограни-
чении перетоков активной мощности (с периодом остающихся коле-
баний около 10 мин) и 1,5 при отсутствии автоматического
регулирования.
Предельные перетоки вычисляются с учетом возможности пере-
грузок оборудования, допустимых в течение 20 мин. Большие пере-
грузки разрешается учитывать во всех режимах, кроме послеаварий-
ного, если ликвидация таких перегрузок обеспечивается за допусти-
мое время действием средств автоматического управления (без
снижения запаса устойчивости энергосистемы в целом).
Коэффициент запаса по напряжению в узлах нагрузки вычисляется
по формуле
(t/- t/Kp)/t/,
где U — значение напряжения в узле нагрузки в исходном режиме;
Ц.р — критическое значение напряжения в том же узле, соответству-
ющее границе, ниже которой происходит нарушение статической
устойчивости электродвигателей; (7кр следует принимать не меньше
21
70 % минимального напряжения и 75 % напряжения в рассматривае-
мом узле при нормальном режиме.
В необходимых случаях критическое напряжение определяется
расчетом.
Нормативные (минимально допустимые) значения показателей
устойчивости: коэффициентов запаса статической устойчивости по
мощности Кр и напряжению Ку, а также группы расчетных (норма-
тивных) возмущений, при которых должны обеспечиваться динами-
ческая устойчивость и минимально допустимый запас статической
устойчивости в послеаварийном режиме при исходной нормальной и
ремонтной схемах, приведены в табл. 2.
В послеаварийном режиме коэффициенты запаса статической
устойчивости по передаваемой активной мощности должны быть не
менее 0,08, коэффициенты запаса по напряжению — не менее 0,1;
устойчивость при расчетных возмущениях может не обеспечиваться.
Длительность послеаварийного режима определяется временем, не-
обходимым диспетчеру для изменения режима (как правило, не бо-
лее 20 мин).
Устойчивость может быть также нарушена при условиях более тя-
желых, чем указано в табл. 2.
При отключении одной из линий высшего для данного сечения
класса напряжения устойчивость может не сохраняться, если предел
статической устойчивости в рассматриваемом сечении уменьшается
более чем на 70 %. В эксплуатации в ряде случаев используется ПА,
предназначенная для сохранения устойчивости и при столь значите-
льном снижении предела статической устойчивости, но при этом
учитывается возможность неэффективного ее действия.
Устойчивость может также не сохраняться, если предел статиче-
ской устойчивости по оставшимся в сечении связям не превышает
утроенной расчетной амплитуды нерегулярных колебаний мощно-
сти в этом сечении. Правильность отказа от применения автоматики
Таблица 2
Переток	Минимальное допустимое значение		Группы возмущений, при которых должна обеспе- чиваться устойчивость	
	Кр	«и	нормальная схема	ремонтная схе- ма
Нормальный	0,2	0,15	I, II, III	1,11
Утяжеленный	0,2	0,15	I, II	I
Вынужденный	0,08	0,1	-	-
22
разгрузки для сохранения параллельной работы по столь слабым свя-
зям подтверждается опытом эксплуатации.
“Руководящие указания по устойчивости энергосистем” устанав-
ливают, что при нормальной схеме и нормальных значениях перето-
ков мощности устойчивость при отключении любого элемента сети
напряжением 500 кВ и ниже (для схемы связи АЭС с энергосистемой
— 750 кВ и ниже) и других возмущениях I группы должна обеспечи-
ваться без применения ПА, за исключением тех случаев, когда в резу-
льтате. возмущения предел статической устойчивости уменьшается
более чем на 30 %. Для связей АЭС с энергосистемой в нормальной
схеме при нормальных перетоках устойчивость при возмущениях
I группы должна обеспечиваться без воздействия на разгрузку АЭС
(на всех этапах развития).
При создании временных схем выпуска мощности крупных элек-
тростанций и поэтапном развитии системообразующих связей вы-
полнение требований “Руководящих указаний” для нормальной схе-
мы и нормальных перетоков в ряде случаев оказывается практически
невозможным. Переход в условиях, предусмотренных “Руководя-
щими указаниями”, к утяжеленным режимам облегчает норматив-
ные требования к устойчивости и, в частности, позволяет обеспечи-
вать устойчивость при возмущениях [ группы за счет действия ПА.
Работа с вынужденным перетоком не допускается, если наруше-
ние устойчивости в этом режиме при возмущениях I и II групп и пра-
вильном действии ПА может привести к отключению потребителей
устройствами АЧР и САОН суммарной мощностью, более чем в
10 раз превышающей объем ограничения потребителей, который
требуется для обеспечения нормативных показателей нормального
перетока.
Работа с вынужденным перетоком в сечениях, непосредственно
примыкающих к АЭС, не допускается. Переход к вынужденному пе-
ретоку в сечении на время прохождения максимума, но не более
40 мин, или на время, необходимое для ввода ограничений потреби-
телей, а в послеаварийном режиме также на время, необходимое для
мобилизации резерва (в том числе холодного), может быть осуществ-
лен оперативно дежурным диспетчером энергосистемы, ОДУ, ИДУ
ЕЭС. В других случаях переход к вынужденному перетоку гребует
специального разрешения, оформленного в установленном порядке.
"Руководящие указания по устойчивости энергосистем” включа-
ют требование обеспечения автоматической ликвидации асинхрон-
ных режимов, как правило, путем разделения электрической сети
энергосистемы. Ресинхронизация как с применением автоматиче-
ских устройств, так и самопроизвольная должна резервироваться ав-
томатическим делением. Допустимая длительность асинхронного
23
режима и способ его прекращения должны устанавливаться для каж-
дого сечения с учетом требований предотвращения повреждений
оборудования энергосистемы, дополнительных нарушений синхро-
низма и нарушений электропотребления потребителей.
2.6.	ОГРАНИЧЕНИЕ ПОТРЕБЛЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
При недостатке электроэнергии и мощности в энергосистемах,
ОЭС и ЕЭС вводятся ограничения потребления и отключения элект-
роэнергии. Взаимоотношения энергоснабжающих организаций и
потребителей электроэнергии при этом определяются специальной
инструкцией, составленной на основании директивных материалов.
Данная инструкция является обязательной как для организаций,
связанных с электроснабжением потребителей, так и для потребите-
лей электроэнергии независимо от их ведомственной принадлежно-
сти. Требования инструкции обязательны также для проектных орга-
низаций, разрабатывающих схемы внешнего и внутреннего электро-
снабжения потребителей.
Графики ограничения потребления и отключения потребителей
составляются на случай возникновения недостатка электроэнергии
и мощности в энергосистемах и энергообьединениях (после испо-
льзования эксплуатационного резерва на электростанциях энерго-
систем и блок-станциях) во избежание недопустимых условий ра-
боты оборудования электростанций и электрических сетей, для со-
хранения устойчивости параллельной работы электростанций и
энергообъединений, предотвращения возникновения и развития
аварии, ее ликвидации и исключения неорганизованных отключе-
ний потребителей.
Применяются графики ограничения потребляемой мощности и
электроэнергии и графики отключения потребителей.
Графики ограничения потребления электроэнергии, кВт - ч, при не-
достатке топлива или гидроресурсов в энергосистеме или энсргообъ-
единении должны предусматривать сокращение потребления элект-
роэнергии на 25 % суточного лимита полезного отпуска электро-
энергии в целом по энергосистеме с разбивкой на пять равных
очередей. Полезный отпуск — отпуск электроэнергии энергосисте-
мой без учета собственных нужд электростанций, потерь электро-
энергии в электрических сетях и производственных нужд энергосис-
темы, с учетом принятой электроэнергии от других энергосистем, за
вычетом электроэнергии, переданной вдругие энергосистемы, с уче-
том электроэнергии, выработанной блок-станциями.
24
Графики ограничения потребления электрической мощности, кВт,
при недостатке мощности в энергосистеме или энергообъединении
должны предусматривать снижение мощности на 20 % заданного
предельного потребления электрической мощности в часы максима-
льных нагрузок в целом по энергосистеме с разбивкой на десять рав-
ных очередей.
Графики отключения потребителей применяются при угрозе воз-
никновения аварии в результате образовавшегося недостатка элект-
рической мощности, а также при снижении частоты тока и напряже-
ния, когда нет времени для введения графика ограничения потребле-
ния мощности. График разрабатывается в размере 20 % заданного
предельного потребления электрической мощности в часы максима-
льных нагрузок в целом по энергосистеме с разбивкой суммарно от-
ключаемой мощности на десять равных очередей.
В график отключения потребителей не включаются:
производства с непрерывными технологическими процессами и
спецпотребители;
производства, отключение электроснабжения которых может
привести к выделению взрывоопасных и ядовитых продуктов и
смесей;
здания, занимаемые органами государственной власти и управле-
ния и общественными организациями;
больницы и поликлиники;
предприятия связи;
объекты водоснабжения и канализации;
объекты вентиляции, водоотлива и основные подъемные устрой-
ства угольных и горнорудных предприятий;
объекты, обеспечивающие противопожарную безопасность;
железнодорожный и пультопроводный транспорт, электрифици-
рованный транспорт общего пользования и метрополитен;
объекты систем диспетчерского управления, блокировки, сигна-
лизации и защиты воздушного и водного транспорта;
дошкольные учреждения (ясли, детские сады);
молочно-товарные фермы, животноводческие комплексы, фер-
мы по выращиванию молодняка, инкубаторно-птицеводческие стан-
ции и птицефабрики;
хлебозаводы;
население.
В процессе углубления рыночных отношений ограничения потре-
бителей должны перейти в разряд системных услуг (изменяется ха-
рактер взаимоотношений между субъектами рынка).
25
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
Противоаварийное управление
3.1. ЦЕЛИ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Цели противоаварийного управления — предотвращение возник-
новения аварийных нарушений, прекращение аварийных наруше-
ний и их каскадного развития, восстановление рабочего режима по-
сле нарушения.
Наибольшую часть времени ЭЭС находится в нормальном режи-
ме, при котором все значения параметров (частоты, напряжений в
узлах, перетоков мощности по ВЛ и трансформаторам) находятся в
пределах, допустимых для длительной работы по критериям:
качества электроэнергии;
исправности отдельных элементов (термической стойкости ВЛ,
трансформаторов и др.);
надежности работы отдельных узлов или энергосистемы в целом
(надежность электроснабжения нагрузочных узлов, устойчивость
параллельной работы электростанций, частей энергосистемы).
Обычно нормальный режим является оптимальным, при этом на-
ряду с соблюдением упомянутых выше требований к качеству элект-
роэнергии, исправности элементов энергосистемы, надежности
обеспечиваются требования оптимальности (минимум суммарных
затрат или расхода условного топлива на производство и передачу
электроэнергии, минимум потерь электроэнергии в сети и др.).
Основная задача управления в нормальном режиме — обеспече-
ние электроснабжения потребителей при минимальных затратах
(или расходе условного топлива) на производство электроэнергии,
а также при соблюдении ограничений по качеству электроэнер-
гии, надежности электроснабжения, расходу отдельных видов
энергоресурсов.
26
Кратковременно после ликвидации аварийной ситуации, устра-
нения опасной перегрузки до перераспределения мощности меж-
ду работающими электростанциями, изменения режима по напря-
жению режим энергосистемы может быть нормальным, но не
оптимальным.
3.2. ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
Противоаварийное оперативное управление осуществляется со-
гласованными действиями диспетчерского персонала разных ступе-
ней территориальной иерархии управления. Распределение функ-
ций по предотвращению, ограничению развития и ликвидации ава-
рий определяется типовыми, а также местными диспетчерскими
инструкциями, учитывающими особенности схем и режимов энер-
госистем и энергообъектов, состав оборудования, степень оснащен-
ности средствами оперативного управления, уровень автоматизации
и ряд других факторов.
Правильное распределение этих функций представляет сложную
задачу, на решение которой влияют два противоречивых фактора:
стремление предоставить подчиненному оперативному персоналу
возможно большую самостоятельность при ликвидации быстрораз-
вивающихся и охватывающих большое число объектов системных
аварий, при которых персонал должен действовать незамедлительно
и в большинстве случаев в условиях практической невозможности
получить своевременные указания вышестоящего оперативного
руководителя;
необходимость ограничить самостоятельные действия персонала
электростанций и энергосистем, когда такие действия могут привес-
ти к развитию аварии.
Четкое распределение функций между персоналом различных
ступеней управления на основе наибольшей допустимой самостоя-
тельности подчиненного персонала и трогая диспетчерская дис-
циплина являются основными условиями эффективного противо-
аварийного оперативного управления.
В типовых инструкциях оперативному персоналу рассматривают-
ся наиболее характерные аварийные ситуации, к которым относятся:
значительные снижения частоты и напряжения, резкие повыше-
ния частоты или напряжения;
опасная перегрузка электрических связей;
нарушение режима из-за неотключившегося КЗ;
асинхронный режим в энергосистеме;
27
аварийное разделение ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на несинхронно
работающие части и др.
В качестве примера ниже рассмотрены действия оперативного
персонала при некоторых аварийных ситуациях.
Внезапное понижение частоты на 0,1 — 0,2 Гц и более. Диспетчер
ЦДУ ЕЭС выясняет причины понижения частоты и дает распоряже-
ния диспетчерам ОДУ, которые, в свою очередь, дают распоряжения
диспетчерам энергосистем о восстановлении нормального значения
частоты. Одновременно диспетчеры всех высших ступеней управле-
ния (ЦДУ ЕЭС, ОДУ и энергосистем) дают команды начальникам
смен (дежурным инженерам) электростанций непосредственного
оперативного подчинения об использовании вращающегося резерва
с учетом допустимой загрузки межсистемных линий связи между
ОЭС и энергосистемами.
Оперативный персонал электростанций принимает меры к повы-
шению их мощности путем использования вращающегося резерва,
кон тролируя загрузку линий; на тех электростанциях, для которых
это предусмотрено местными диспетчерскими инструкциями, пер-
сонал действует самостоятельно, на других — по распоряжению (с
разрешения) диспетчера энергосистемы.
Дальнейшее понижение частоты на 0,5 Гц и ниже. Диспетчеры вы-
сших ступеней управления дают распоряжения начальникам смен
электростанций непосредственного оперативного подчинения о
полном использовании вращающегося резерва и пуске резервных
гидрогенераторов, а при недостаточности этих мер — об увеличении
мощности агрегатов до значений, соответствующих допустимым пе-
регрузкам (с учетом загрузки контролируемых связей).
Оперативный персонал электростанций повышает их мощность
путем полного использования вращающегося резерва, осуществляя
пуск резервных гидрогенераторов, переводя работающие в режиме
синхронных компенсаторов (СК) гидроагрегаты в генераторный ре-
жим, увеличивая электрическую мощность теплофикационных аг-
регатов за счет допустимого изменения параметров режима тепло-
сети, используя разрешенные аварийные перегрузки оборудования
(не допуская при этом опасной перегрузки контролируемых ли-
ний); на тех электростанциях, для которых это предусмотрено мест-
ными диспетчерскими инструкциями, персонал действует самосто-
ятельно, на других — по распоряжению (с разрешения) диспетчера
энергосистемы.
Резкое понижение частоты: несмотря на работу АЧР, частота оста-
ется сниженной на 1 Гц в течение 3 — 5 мин. Диспетчеры ЦДУ ЕЭС и
28
ОДУ дают распоряжения об отключении потребителей в ОЭС и
энергосистемах; при отделении ОЭС диспетчер ОДУ действует само-
стоятельно. Диспетчер энергосистемы производит отключение по-
требителей, учитывая загрузку контролируемых связей; при отделе-
нии энергосистемы он действует самостоятельно, при сохранении
параллельной работы — самостоятельно или по распоряжению дис-
петчера ОДУ (в соответствии с диспетчерскими инструкциями).
Оперативный персонал электростанций и электрических сетей про-
изводит по команде диспетчера энергосистемы отключения потре-
бителей; при глубоком снижении частоты (48 — 45 Гц) на ТЭС, для
которых это предусмотрено инструкциями, самостоятельно выделя-
ет собственные нужды на несинхронное питание (при отсутствии
или отказе соответствующей автоматики), в некоторых случаях в со-
ответствии с местными инструкциями самостоятельно отделяет
электростанцию с местной нагрузкой.
Оперативный персонал ТЭС должен учитывать, что при значите-
льных понижениях частоты ее временная стабилизация может быть
вызвана таким увеличением генерируемой мощности (за счет дейст-
вия АРЧВ турбин), при котором может начаться быстрое снижение
значений параметров пара. Если, несмотря на принятые меры по
форсировке режимов котлов, произойдет недопустимое снижение
значений параметров пара, персонал ТЭС обязан разгрузить турбоаг-
регат для поддержания этих параметров на допустимом уровне.
При значительных потерях генерирующей мощности, если, не-
смотря на работу АЧР, частота остается сниженной на 1,5 Гц и более,
все запрещения самостоятельных действий оперативного персонала
по экстренной мобилизации резервов мощности снимаются, а дис-
петчеры ЭЭС по истечении 3 — 5 мин самостоятельно производят
отключение потребителей.
При восстановлении частоты включение вручную потребителей,
отключенных во время аварийной ситуации, можно производить то-
лько с разрешения диспетчера ОДУ (ПДУ ЕЭС). После ликвидации
аварийной ситуации значение частоты должно быть поднято на
0,1 —0,2 ГцвышеверхнейуставкичастотногоАПВ(ЧАПВ); если это
неосуществимо, диспетчер ОДУ (ИДУ ЕЭС) должен дать распоряже-
ние о включении вручную потребителей, не включенных действием
ЧАП В, не допуская при этом повторного понижения частоты.
Глубокие внезапные понижения частоты при достигнутом уровне
развития ЕЭС реально возможны только при разделении ЕЭС с воз-
никновением значительного дефицита мощности в отделившейся
части. При аварийных нарушениях схемы с разделением ЕЭС дейст-
29
вия диспетчеров ИДУ и ОДУ должны быть направлены на быстрей-
шее включение на параллельную работу разделившихся частей ЕЭС.
Устранение опасной перегрузки линий электропередачи. Диспетчер
ИДУ при перегрузке межсистемных связей между ОЭС устраняет пе-
регрузку путем увеличения генерируемой мощности в приемной час-
ти и снижения мощности в передающей части ЕЭС. При необходи-
мости (отсутствие резерва мощности в приемной части, работа ЕЭС
со сниженной частотой) он дает распоряжения диспетчерам ОДУ
(части, работающей с дефицитом мощности) об отключении нагруз-
ки (потребителей) для предотвращения нарушения устойчивости.
Диспетчеры ОДУ и энергосистем принимают аналогичные меры для
разгрузки связей в ОЭС и энергосистеме, используя также возмож-
ность изменения схемы электрической сети; при необходимости (в
соответствии с местными диспетчерскими инструкциями) произво-
дят самостоятельно отключение потребителей для предотвращения
нарушения синхронизма или повреждения оборудования.
Оперативный персонал электростанций и электрических сетей в
случаях, предусмотренных местными диспетчерскими инструкция-
ми, принимает самостоятельные меры к предотвращению наруше-
ния синхронизма и устранению опасной перегрузки контролируе-
мых персоналом ВЛ.
Резкое понижение напряжения в контролируемых точках до уста-
новленных аварийных пределов. Диспетчеры ЦЦУ. ОДУ и энергосис-
тем принимают необходимые меры для устранения причин аварий-
ного понижения напряжения, дают указания об использовании ре-
зервов реактивной мощности и средств регулирования напряжения,
разрешая повышение напряжения на шинах электростанций и под-
станций до максимально допустимых уровней, включают резервные
источники реактивной мощности, отключают шунтирующие
реакторы.
Для устранения перегрузки генераторов по току диспетчеры пе-
рераспределяют активные мощности между генерирующими ис-
точниками, изменяют секционирование сети, перераспределяют
потоки реактивной мощности с помощью средств регулирования
напряжения. Если, несмотря на принятые меры, напряжение оста-
ется сниженным до или ниже аварийного предела, а допустимые
сроки аварийной перегрузки генераторов и синхронных компенса-
торов исчерпываются, диспетчеры дают команды на отключение
потребителей в частях энергосистемы с наиболее низкими значени-
ями напряжений.
30
Дежурный персонал электростанций и электрических сетей само-
стоятельно использует аварийную перегрузку генераторов и СК для
подъема напряжения в контролируемых точках, проводит по коман-
де диспетчера энергосистемы отключение потребителей.
Аварийное нарушение режима из-за наличия неотключившегося КЗ.
Диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистемы, оперативный персонал
электростанций и подстанций определяют на основании показаний
приборов, анализа действия РЗ и опроса оперативного персонала
место КЗ; если выключатель поврежденного элемента не отключает-
ся, осуществляют отключение участка с КЗ с помощью смежных вы-
ключателей питающих присоединений.
Затем выравнивают значения частот в несинхронно работающих
ОЭС, энергосистемах, частях энергосистемы, допуская снижение
частоты в избыточных частях до установленных диспетчерскими ин-
струкциями значений (не ниже верхней уставки АЧР). При отсутст-
вии резерва мощности в дефицитной части и снижении частоты
ниже 48,5 Гц дают команду на немедленное отключение части потре-
бителей. Если восстановить синхронизм не удается, разделяют не-
синхронно работающие части. Проводят необходимую подготовку и
синхронизацию раздельно работающих частей, восстанавливают
нормальные значения параметров режима.
Оперативный персонал электростанций при возникновении
асинхронного хода и отклонении частоты от нормальной самостоя-
тельно изменяет мощность электростанции для восстановления нор-
мального значения частоты. Если при достижении нормального зна-
чения частоты асинхронный ход не прекращается, дальнейшее регу-
лирование мощности электростанции производится (при отсутствии
специальных указаний в местных инструкциях) по распоряжению
диспетчера, при наличии соответствующих указаний в местных ин-
струкциях персонал поднимает напряжение до предельно допусти-
мого значения.
Резкое повышение частоты выше 50,5 Гц. Диспетчеры ЦДУ, ОДУ и
энергосистемы выявляют причины повышения частоты, состояние
и режим основной сети (резкое повышение частоты наиболее веро-
ятно при отделении избыточных по мощности ОЭС, энергосистем
или их частей); принимают меры к снижению частоты путем разгруз-
ки в первую очередь ГЭС, затем ТЭС, не допуская перегрузки межси-
стемных и внутрисистемных связей.
Оперативный персонал электростанций самостоятельно — на
ГЭС и специально выделенных для этой цели ТЭС — уменьшает ге-
нерируемую мощность д ля снижения частоты до 50,5 Гц. Если значе-
31
ние частоты превысит 51,5 Гц, персонал отключает часть агрегатов (с
учетом соблюдения условий, необходимых для сохранения питания
собственных нужд электростанций и последующего пуска
агрегатов).
Восстановление полностью погашенной энергосистемы (энергорай-
она). Ликвидируя последствия наиболее тяжелой аварии — полного
погашения энергосистемы, оперативный персонал выполняет комп-
лекс взаимоувязанных операций.
Для восстановления питания собственных нужд в аварийных си-
туациях применяются также дизель-генераторы. От этих генераторов
обеспечивается питание следующих устройств:
валоповоротной установки;
электродвигателя переменного тока маслонасоса валоповоротной
установки;
воздушных компрессоров,
зарядного двигатель-генератора или статического зарядного насо-
са водоснабжения;
лифтов.
От установленных на электростанциях аккумуляторных батарей
наряду с цепями РЗ, автоматики и управления выключателями осу-
ществляется резервное электропитание масляных насосов подшип-
ников турбины, устройств управления клапанами быстрого закры-
тия турбины, аварийного освещения и других ответственных
потребителей.
Для ускорения восстановления нормальной работы агрегатов
ТЭС предусматривается:
отделение части генераторов;
восстановление генерирующей мощности электростанций энер-
госистемы, подстанций, ВЛ, трансформаторов (автотрансформато-
ров) основной и распределительной сетей для возможности подачи
питания к остановленным ТЭС и АЭС, узлам нагрузки;
объединение отделившихся районов на параллельную работу;
подключение нагрузки по мере роста генерирующей мощности
электростанций и ввода в действие элементов и участков основной и
распределительной сетей;
восстановление энергосистемы в целом, нормальных параметров
режима ее работы по частоте и напряжению.
Восстановление генерирующей мощности. В первую очередь опера-
тивный персонал должен предотвратить повреждение и выход из
строя на длительный период агрегатов ТЭС и АЭС, оставшихся в ра-
боте на холостом ходу или с небольшой нагрузкой собственных нужд.
32
Особенно важное значение имеет принятие мер по предотвращению
“отравления” ядерных реакторов, сопровождающегося выходом их
из строя на длительный срок.
Следующая задача — восстановление генерирующей мощности
электростанций. Эта задача реализуется на первом этапе с помощью
агрегатов ГЭС и газогурбинных установок (ГТУ), а на втором — с по-
мощью агрегатов ТЭС, оставшихся в работе или разворачиваемых
при подаче напряжения по ВЛ от ГЭС и ГТУ, пуск в работу которых
может быть обеспечен даже при полном отсутствии напряжения.
Напряжение на шины остановленных ТЭС и АЭС может быть по-
дано через ВЛ основной сети от оставшихся в работе соседних энер-
госистем, которые могут сыграть важную роль в восстановлении по-
гашенной энергосистемы.
Восстановление нормальной работы подстанций. Для обеспечения
возможности включения воздушных выключателей на подстанциях
принимаются специальные меры для поддержания достаточного
давления воздуха. В эксплуатации применяются также передвижные
дизельные и газотурбинные установки для восстановления электро-
снабжения собственных нужд подстанций, обеспечения возможно-
сти включения выключателей и приема напряжения на шины под-
станции. На подстанциях предусматриваются резервуары воздуха
или газа для обеспечения операций с выключателями при отсутствии
напряжения переменного тока.
Во время полного погашения энергосистемы в линиях с маслона-
полненными кабелями должно поддерживаться требуемое давление
масла.
При полном погашении энергосистемы выключатели всех или ча-
сти потребителей на подстанциях, потерявших питание, отключают-
ся. На необслуживаемых подстанциях эти операции выполняются
оперативными выездными бригадами (ОВБ). Отключаются также
выключатели на стороне низшего напряжения трансформаторов пи-
тающих подстанций. Секционные и шиносоединительные выклю-
чатели остаются включенными. Выключатели менее высокого на-
пряжения обычно не отключаются, если только не последует специа-
льное указание диспетчера.
Для ускорения восстановления нормального режима после пога-
шения энергосистемы применяется секционирование схемы, так
чтобы в каждом отдельном ее районе имелась электростанция, обес-
печивающая восстановление района “с нуля”
Восстановление нагрузки. По мере восстановления генерирующей
мощности в энергосистеме нагрузка восстанавливается частями
33
ограниченной мощности, шаг за шагом. При этом оперативный пер-
сонал обеспечивает поддержание нормальных значений частоты и
напряжений в контрольных точках. При восстановлении нагрузки
соблюдается определенный приоритет: в первую очередь подается
напряжение установкам собственных нужд ТЭС и АЭС, подстанций,
диспетчерских центров, затем подключаются больницы, метро, про-
мышленная и бытовая нагрузка.
Восстановление работы объединенных энергосистем. Диспетчеры
ЦДУ и ОДУ при полном отсутствии напряжения в отделившихся ча-
стях ЕЭС (ОЭС), работающей при нормальном (или близком к нему)
значении частоты, подают толчком напряжение от основной сети
ЕЭС (ОЭС), обеспечивая в первую очередь восстановление питания
собственных нужд мощных блочных ТЭС. По мере восстановления
нормальных значений частоты и напряжения в отдельных частях
ЕЭС (ОЭС) они подключаются на параллельную работу.
При восстановлении схемы основной сети оперативный персо-
нал, учитывая отклонения схемы и режима от нормальных (снижен-
ное значение подключенной нагрузки, ограниченность включенной
генерирующей мощности, отключенное состояние ряда ВЛ), должен
принимать особые меры предосторожности для предотвращения
опасного повышения напряжения или снижения частоты:
снижать напряжение перед подачей его на ВЛ или участок сети,
имеющие большую зарядную емкость;
подключать дополнительную нагрузку на промежуточных под-
станциях дальних электропередач; временно отключать отдельные
устройства автоматики — АП В, АЧР и др.
Для предотвращения опасного снижения напряжения в основной
сети рекомендуется также блокировать (запрещать) на время восста-
новления энергосистемы операции с устройствами РПН трансфор-
маторов, установленных на питающих центрах распределительной
сети.
При включении очередной линии необходимо оценивать чувст-
вительность устройств РЗ, так как в режимах, создаваемых в процес-
се восстановления энергосистемы, КЗ в удаленных точках могут со-
провождаться протеканием малых токов.
С учетом большого объема работы, который должен быть выпол-
нен за ограниченное время оперативным персоналом при восстанов-
лении полностью погашенной энергосистемы, принимают срочные
меры по усилению дежурных смен за счет вызова на объекты диспет-
черов, находившихся дома. На наиболее ответственные объекты
(электростанции и подстанции) вызываются также специалисты по
34
РЗ и автоматике, средствам связи и телемеханики (если авария прои-
зошла в вечернее или ночное время). Эти специалисты должны обес-
печить надежную работу средств управления во время восстановле-
ния энергосистемы.
С помощью устройств автоматики, воздействующих на возбужде-
ние включенных в сеть генераторов и СК, а также на статические
устройства компенсации реактивной мощности (шунтирующие ре-
акторы и компенсаторы), предотвращается опасное повышение на-
пряжения в сети.
В процессе восстановления энергосистем персонал диспетчер-
ских центров поддерживает с помощью телеуправления близкое к
нормальному значение частоты в энергосистеме или в отдельных ее
частях, давая команды на подключение (или запрет подключения)
нагрузки, увеличение или снижение генерирующих мощностей
электростанций, подключенных к сети.
35
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
Релейная защита и автоматическое
повторное включение
4.1. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И УСТРОЙСТВА
РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ПРИ ОТКАЗЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
В ОСНОВНОЙ СЕТИ
Все элементы основной сети ЕЭС 220 — 750 кВ (линии, трансфор-
маторы, шины и др.) оснащены основными быстродействующими
РЗ. Время срабатывания основных РЗ 500 — 1150 кВ не должно пре-
вышать 20 — 25 мс, суммарное время отключения КЗ с учетом време-
ни отключения выключателя (50 мс) — 80 мс.
Устройства РЗ должны обязательно отключить повреждение с ис-
пользованием при необходимости средств резервирования, посколь-
ку работа энергосистемы с неотключенным КЗ невозможна.
Для ликвидации КЗ в случае отказа основной РЗ или выключателя
ВЛ (трансформатора) предусматриваются разнообразные средства и
методы резервирования: дальнего — на соседних подстанциях и
ближнего — на своей подстанции.
К средствам дальнего резервирования относятся:
резервные многоступенчатые РЗ от междуфазных КЗ (дистан-
ционные) и КЗ на землю (направленные токовые нулевой
последовательности);
устройства телеотключения (передачи команды на отключение
выключателя, установленного на противоположном конце линии,
при срабатывании первой ступени дистанционной РЗ).
Для целей РЗ используются как высокочастотные каналы с пере-
дачей сигналов по проводам и тросам защищаемой ВЛ, так и радио-
релейные каналы. В ряде случаев применяются оба вида каналов
связи.
По мере развития энергосистем осуществление дальнего резер-
вирования с помощью РЗ смежных элементов становится затрудни-
36
тельным или неэффективным вследствие невозможности обеспе-
чения необходимой чувствительности, требуемой быстроты отклю-
чения КЗ, а также неселективного отключения большего числа
присоединений.
К средствам ближнего (местного) резервирования относятся:
устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ);
дублирование — применение на ВЛ двух основных РЗ (обычно
разных типов, например дифференциально-фазной и дистанцион-
ной с передачей команд телеотключения), подключенных к разным
трансформаторам тока и напряжения, разным автоматическим вы-
ключателям (предохранителям) постоянного оперативного тока и
воздействующих на разные катушки отключения выключателя;
специальные токовые или дистанционные РЗ шиносоединитель-
ных (или секционных) выключателей, выполняющие в случае нали-
чия на отходящих от шин элементах неотключившегося КЗ деление
систем (или секций) шин, благодаря чему повышаются чувствитель-
ность и селективность действия резервных РЗ, осуществляющих да-
льнее резервирование;
специальные групповые РЗ с пусковыми органами ПО (дистанци-
онными или токовыми), питающимися суммой токов от основных
источников питания, и избирателями (И1 — ИЗ) — реле, определяю-
щими поврежденный элемент, на котором отказали РЗ или выклю-
чатель (рис. 1).
Устройства резервирования при отказе выключателей, являющи-
еся весьма эффективным средством повышения надежности систе-
мы РЗ и широко используемые в энергосистемах с середины 50-х го-
дов прошлого века. Время отключения повреждений при действии
УРОВ составляет 0,3 с (в случае электромеханических РЗ и выключа-
телей с временем срабатывания 0,08 с). Уменьшение времени дейст-
вия УРОВ до 0,2 — 0,25 с позволяет снизить объем и изменить харак-
тер управляющих воздействий ПА. Такое время может быть обеспе-
чено при использовании быстродействующих выключателей и
статических РЗ.
4.2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
Все ВЛ и многие шины ПС основной сети ЕЭС оснащены устрой-
ствами автоматического повторного включения (АПВ). Наряду с
трехфазным устройствами АП В (ТАПВ) на линиях сверхвысоких на-
пряжений успешно применяются однофазные устройства АП В
(ОАПВ). Большинство ВЛ 500 кВ и все ВЛ 750 кВ оснащены комби-
нированными устройствами АП В (КАП В), действующими при от-
ключении одной фазы (однофазное КЗ) как ОАПВ, а при отключе-
37
Рис. 1. Групповая защита с пусковыми и измерительными органами:
а — схема сети, б — схема защиты
нии трех фаз (междуфазное КЗ или неправильное срабатывание РЗ)
как ТАПВ, восстанавливая работу при неустойчивых повреждениях,
ложных или излишних срабатываниях РЗ линий или шин.
Разработаны следующие методы адаптации ТАПВ линии сверх-
высоких напряжений:
ускорение включения выключателей при отключении ВЛ быстро-
действующей защитой (скоренное ТАПВ);
однократное включение на устойчивое КЗ лишь с одного конца,
более удаленного от места повреждения (запрещается подача напря-
жения на поврежденную линию при близких КЗ);
включение ВЛ в транзит осуществляется без дополнительной вы-
держки времени с контролем наличия напряжения, отсутствия не-
симметрии (определяется с помощью реле напряжения нулевой и
обратной последовательностей, подключенных к трансформатору
напряжения (TH), установленному на ВЛ), контролем синхронности
встречных напряжений;
в схеме ускоренного ТАПВ предусмотрено автоматическое изме-
нение уставки (выбор одной из двух имеющихся) реле контроля син-
хронизма в зависимости от схемы и режима работы сети.
Трехфазное АП В с контролем синхронизма используется на меж-
системных ВЛ для подключения отделившейся в процессе развития
аварийного нарушения режима энергосистемы на параллельную ра-
боту с энергообъединением, после того как в энергосистеме будут
38
восстановлены нормальные параметры режима и созданы условия,
необходимые для синхронизации.
Специфические средства АП В — устройства, восстанавливающие
электроснабжение потребителей, отключенных действием автома-
тики в процессе ликвидации аварийного нарушения режима:
АПВ после АЧР (ЧАПВ) — включают нагрузку после подъема час-
тоты в энергосистеме (подобная автоматика применяется и за
рубежом);
АПВ после действия специальной автоматики отключения на-
грузки (САОН) (получили распространение в энергосистемах
страны).
В графики отключений не вводятся ВЛ и трансформаторы, если к
ним подключены электроприемники I категории по надежности
электроснабжения, не терпящие перерыва электроснабжения на
время работы АВР. Линии (трансформаторы), к которым подключе-
ны электроприемники I категории и особой группы электроснабже-
ния при их суммарной нагрузке менее 50 % нагрузки питающей ВЛ,
могут вводиться в графики отключений при автоматическом перево-
де указанных электроприемников на остающиеся в работе ВЛ.
Энергосистемы извещают потребителей о введении в действие на
следующие сутки графиков ограничения потребления электроэнер-
гии не позднее 14.00 текущих суток (по местному времени) телефо-
нограммным распоряжением на имя руководителей предприятий,
объединений, организаций и учреждений с указанием размера огра-
ничения, времени его начала и окончания. По согласованию с мест-
ными органами телевизионной и радиовещательной сети практику-
ется передача сообщений о введении заранее согласованных с пред-
приятиями режимов потребления электроэнергии и мощности.
Распоряжения энергосистем о введении в действие графиков от-
ключения должны выполняться немедленно. В ЕЭС графики отклю-
чения электроэнергии по энергосистемам и ОЭС вводятся в действие
распоряжением дежурного диспетчера ЦДУ. В энергосистемах или
ОЭС, работающих изолированно, графики отключения вводятся в
действие распоряжением дежурного диспетчера соответствующей
энергосистемы или ОДУ.
Ввод графиков отключения осуществляется отключением пита-
ющих ВЛ и трансформаторов потребителей непосредственно с пи-
тающих центров энергосистемы или с приемных подстанций
потребителей.
При низких температурах наружного воздуха, когда длительный
перерыв в электроснабжении может привести к расстройству рабо-
ты систем центрального отопления, дежурный персонал энергосис-
тем обязан проверить чередование по потребителям отключенных
39
ВЛ и трансформаторов тех же очередей графика. При полном испо-
льзовании данной очереди графика производится подмена отклю-
ченных потребителей другими из следующих очередей графика без
уменьшения суммарной нагрузки, подлежащей отключению по
энергосистеме.
Графики местной разгрузки для всех узлов или отдельных райо-
нов энергосистемы составляются на случай возможного недостатка
мощности или при выделении энергосистемы (энергорайона) на
раздельную работу.
Графики ограничений и отключений составляются совместно с
потребителями и ежегодно корректируются.
При определении объемов и очередности ограничения потребле-
ния и отключения электроэнергии учитываются хозяйственное
значение и технологические особенности каждого конкретного
производства, с тем чтобы ущерб от введения указанных графиков
был минимальным. При этом учитываются также особенности схем
электроснабжения потребителей и возможность оперативного вво-
да и эффективного контроля за выполнением ограничений и
отключений.
Энергосистемами совместно с потребителями электроэнергии,
имеющими максимум электрической нагрузки 150 кВт и более и
включенными в графики ограничения и отключения, определяются
значения аварийной и технологической брони электроснабжения.
Технологическая бронь электроснабжения определяется наимень-
шей потребляемой мощностью и временем, необходимыми потреби-
телю для завершения технологического процесса, цикла производст-
ва, после чего может быть произведено отключение соответствую-
щих электроприемников.
Аварийная бронь электроснабжения оценивается наименьшей
мощностью или расходом электроэнергии, обеспечивающим при ча-
стичной или полной остановке предприятия сохранность оборудова-
ния, безопасность людей, сохранение аварийного и охранного осве-
щения, вентиляции, водоотлива, канализации, отопления, средств
пожарной безопасности.
Потребители могут быть ограничены в потреблении электроэнер-
гии до значения аварийной брони электроснабжения.
В графики отключения преимущественно включают подстанции,
имеющие:
устройства автоматики, телеуправления и телесигнализации;
постоянный обслуживающий персонал;
надежную телефонную связь диспетчерских пунктов энергосис-
тем с приемными подстанциями потребителей.
40
ГЛАВА ПЯТАЯ
Принципы построения
противоаварийной автоматики
5.1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для предотвращения возникновения и развития аварийных про-
цессов в энергосистеме и ускорения восстановления нормального
режима служит ПА. Благодаря ее применению удается избежать сис-
темных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения
1 ютребителей на значительной территории.
Комплекс устройств ПА состоит из нескольких подсистем, реали-
зующих следующие функции:
автоматическое предотвращение нарушения устойчивости
(АП НУ);
автоматическая ликвидация (прекращение) асинхронного режи-
ма (АЛ АР);
автоматическое ограничение:
снижения частоты (АОСЧ),
снижения напряжения (АОСН),
повышения частоты (АОПЧ),
повышения напряжения (АОПН);
автоматическая разгрузка оборудования (АРО).
Устройства ПА по совокупности контролируемых признаков вы-
полняют следующее:
оценивают состояние энергосистемы;
выявляют наличие и оценивают тяжесть аварийного возмущения;
определяют необходимость и требуемую интенсивность управля-
ющих воздействий;
дают команду на реализацию и реализуют их.
41
5.2.	НАДЕЖНОСТЬ ЕЭС
В России, которая значительно опережает другие страны в разра-
ботке теоретических основ и в практическом применении средств
ПА, создан иерархический, многократно резервированный комп-
лекс противоаварийного автоматического управления, обеспечива-
ющий высокую надежность и живучесть ЕЭС. В значительной мере
повышению надежности способствует централизованная высоко
требовательная и высоко ответственная система оперативно-диспет-
черского управления. Благодаря этим обстоятельствам в течение всех
лет функционирования ЕЭС бывшего СССР и ЕЭС России в стране
не было катастрофических аварий, сопровождающихся погашением
на длительный срок больших территорий.
Общим показателем, характеризующим надежность электроснаб-
жения потребителей, а следовательно, и надежность энергосистем,
может служить суммарный недоотпуск электроэнергии, имевший
место в результате аварий и отказов в работе. Этот показатель за
1992 - 1994 гг. находился в пределах 37 — 216 млн кВт ч, что соот-
ветствует 0,007 — 0,02 % полезного отпуска электроэнергии. Таким
образом, надежность электроснабжения потребителей в ЕЭС России
весьма высока.
Преобладающая часть (80 — 90 %) всего недоотпуска электро-
энергии приходится на аварии в электрических сетях; аварии на
электростанциях приводят к значительно меньшему недоотпуску
электроэнергии (10 — 20 % суммарного недоотпуска). Большая часть
аварийных нарушений вызывает небольшой недоотпуск электро-
энергии или происходит без нарушения электроснабжения потреби-
телей, только примерно четвертая часть общего количества аварий-
ных нарушений сопровождается недоотпуском, превышающим
50 000 кВт  ч. Анализ причин возникновения и развития подобных
аварий показывает, что 50 — 60 % аварий с недоотпуском, составля-
ющим 50 — 85 % суммарного недоотпуска от всех таких аварий, про-
исходит из-за стихийных явлений.
5.3.	УПРАВЛЯЮЩИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ
ПРОТИВОАВАРИЙНОИ АВТОМАТИКИ
Устройства ПА осуществляют следующие основные управляю-
щие воздействия (УВ):
разгрузка турбин (РТ);
отключение генераторов (ОГ);
отключение нагрузки (ОН);
программная форсировка возбуждения генераторов (ФВ);
42
управление установками продольной и поперечной компенсации:
форсировка компенсации (ФК);
включение шунтовых реакторов (ФШР);
отключение шунтовых реакторов (ОШР);
деление энергосистемы (ДС) на несинхронно работающие части;
ввод резервов мощности;
отключение отдельных ЛЭП и трансформаторов связи, секцион-
ных и междушинных выключателей, не приводящее к ДС;
включение ранее отключенной нагрузки, нормально отключен-
ных ЛЭП, трансформаторов, выключателей.
Другие типы УВ разрабатываются, находятся в стадии внедрения
или имеют более ограниченную область применения, чем указанные
выше:
электрическое торможение генераторов;
загрузка паровых турбин воздействием на систему регулирования
или путем отключения отборов высокого давления, теплофикацион-
ных отборов;
разгрузка и загрузка гидротурбин;
управление мощностью передач и вставок постоянного тока и др.
Дозировать УВ рекомендуется ступенями, т.е. УВ определенной
интенсивности, заранее подготовленные к действию по соответству-
ющему сигналу.
Как правило, УВ производятся однократно в том смысле, что вос-
становление готовности автоматики к работе осуществляется вруч-
ную (оперативно) с контролем допустимости снятия реализованной
ступени УВ. Исключение составляют устройства, выполняющие
АЧРиЧАПВ.
Кроме предусмотренного назначением ПА положительного эф-
фекта, УВ могут приводить к нежелательным последствиям: прямо-
му (отключение потребителей при ОН) и косвенному (отключение
или снижение мощности крупных экономичных агрегатов ТЭС и
АЭС, сопровождающих действие ОГ, РТ и ДС) ущербам. Также сле-
дует учитывать ущерб, обусловленный износом оборудования, вос-
принимающего УВ, — турбогенератора в случае РТ или ОГ, выклю-
чателей при ОГ, ДС и т.п. К нежелательным последствиям относятся:
возможность возникновения дефицита реактивной мощности
при ОГ и ДС;
снижение надежности вследствие риска потери на длительное
время агрегатов, отключаемых от сети при ОГ, и др.
С учетом возможного ущерба целесообразна определенная оче-
редность применения УВ, зависящая от цели воздействия, вида ПА.
Менее предпочтительные УВ должны использоваться при исчерпа-
нии возможностей более предпочтительных или в качестве резерв-
43
ных, а также при неготовности системы к реализации более предпоч-
тительных УВ При выборе УВ необходимо учитывать состояние
электротехнического и энергетического оборудования.
Разгрузка турбин. Разгрузка паровой турбины осуществляется че-
рез систему регулирования с использованием двух входов: быстро-
действующего — электрогидравлического преобразователя (ЭГП) и
медленнодействующего — механизма управления турбиной (МУТ).
Применяются два вида разгрузки паровых турбин — кратковре-
менная и длительная.
Кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины (КРТ)
представляет собой быстрое уменьшение мощности турбины за счет
прикрытия регулирующих клапанов на несколько секунд. Применя-
ется при АПНУ для уменьшения избыточной кинетической энергии
роторов агрегатов на начальной стадии переходного процесса, вы-
званного аварийным возмущением. Интенсивность воздействия ха-
рактеризуется глубиной и скоростью разгрузки.
Осуществляется КРТ подачей на ЭГП прямоугольного импульса с
экспоненциальным его снятием в темпе, примерно соответствую-
щем затуханию электромеханических колебаний в энергосистеме.
Амплитуда и длительность прямоугольной части импульса выби-
рается с учетом экспериментальных зависимостей глубины разгруз-
ки от параметров импульса (импульсных диаграмм). Обычные диа-
пазоны изменения амплитуды импульса 1 — 4 отн. ед., длительности
-0,1 -0,3 с.
Ступени КРТ электростанции могут различаться амплитудой или
длительностью прямоугольной части импульса, а также числом раз-
гружаемых агрегатов. При выборе состава агрегатов, участвующих в
аварийной разгрузке, следует учитывать ожидаемую частоту и дози-
ровку КРТ, имея в виду ограниченность ресурса каждого агрегата.
Длигрельная разгрузка паровой турбины (ДРТ) или ограничение мощ-
ности (ОМ) представляет собой длительное (на время существования
послеаварийного режима) уменьшение мощности за счет прикрытия
регулирующих клапанов турбины и соответствующего уменьшения
производительности котлоагрегата. Характеризуется глубиной раз-
грузки; может осуществляться через ЭГП и (или) МУТ турбины и
должна сопровождаться подачей соответствующих УВ на системы
регулирования режима котла.
Применение ДРТ позволяет:
предотвратить нарушение устойчивости;
ликвидировать асинхронный режим;
ограничить перегрузку оборудования.
Ступени ограничения могут различаться величиной сигнала огра-
ничения или количеством разгружаемых агрегатов. Длительная раз-
44
грузка паровой турбины реализуется агрегатными и общестанци-
онными устройствами ОМ. Агрегатные устройства автоматически
отрабатывают заданную общестанционным устройством глубину
ограничения. Допускается применение агрегатных устройств ОМ,
как содержащих, так и не содержащих регулирующий контур, зам-
кнутый по мощности агрегата.
В первую очередь из-за большей точности ограничения использу-
ются агрегатные устройства первого типа. С помощью общестанци-
онного устройства распределяется заданный объем разгрузки по аг-
регатам (энергоблокам) с учетом их регулировочного диапазона, а
также с учетом распределения агрегатов в случае осуществления ДС.
Если суммарный регулировочный диапазон электростанции при
этом оказывается недостаточным, выполняется дополнительное ОГ.
Отключение генераторов служит для:
предотвращения нарушений устойчивости;
ликвидации асинхронного режима;
ограничения повышения частоты и перегрузки оборудования.
Проводится ОГ отключением выключателей генераторов или бло-
ков генератор — трансформатор. Отключаемые выключатели следует
выбирать с учетом:
обеспечения необходимого быстродействия и надежности
отключения;
количества генераторов, отключаемых при воздействии на соот-
ветствующие выключатели;
схемы высокого напряжения электростанции.
На ТЭС и АЭС, если состояние технологической автоматики и си-
стемы регулирования частоты вращения агрегата не обеспечивает
надежную работу блока на холостом ходу или с нагрузкой собствен-
ных нужд, допускается воздействие устройства О Г на закрытие сто-
порных клапанов с последующим отключением выключателя, если
при этом быстродействие достаточно для выполнения функций ПА.
При выборе типа УВ необходимо иметь в виду, что ОГ:
на ГЭС предпочтительнее, чем на ТЭС;
на ТЭС или АЭС целесообразно лишь после исчерпания возмож-
ностей по ОМ;
на АЭС следует применять в последнюю очередь.
При выборе отключаемых генераторов следует учитывать возмож-
ность удержать агрегаты при работе генераторов на нагрузку собст-
венных нужд.
Отключение нагрузки применяется для:
ограничения снижения частоты и напряжения;
предотвращения нарушения устойчивости;
ликвидации асинхронного режима;
45
ограничения перегрузки оборудования.
Поскольку ОН связано с прямым недоотпуском энергии потреби-
телям, рекомендуется использовать АПВ после ОН с большой вы-
держкой времени, если это допустимо по режиму работы потребите-
ля и энергосистемы и не может явиться причиной развития аварии.
Рекомендуется использовать децентрализованное (т.е. имеющее
местные пусковые устройства) ОН во всех случаях, когда это возмож-
но, так как при этом повышается надежность действия автоматики и
обеспечивается очередность отключения потребителей с учетом их
ответственности, последствий перерывов питания и т.п. При АП НУ
применяется централизованное ОН — САОН.
Программная форсировка возбуждения синхронных машин осуществ-
ляется изменением уставки АРВ по напряжению и применяется при
АП НУ. Возможное повышение напряжения при ФВ и длительность
ФВ ограничиваются:
уровнем изоляции электрических аппаратов и оборудования
энергосистем;
условиями насыщения магнитопроводов генератора и
трансформатора;
нагревом обмотки ротора и статора.
Управление установками поперечной и продольной компенсаций. В
установках продольной компенсации (УПК) ФК проводится для
увеличения степени компенсации индуктивного сопротивления
электропередачи путем увеличения емкостного сопротивленния
УПК. Осуществляется ФК посредством отключения части паралле-
льно работающих ветвей конденсаторных батарей.
В установках поперечной емкостной компенсации с помощью
ФК увеличивается вырабатываемая реактивная мощность путем из-
менения схемы включения и числа включенных шунтовых конден-
саторных батарей. При ФК не должны превышаться допустимые для
конденсаторных батарей перегрузки с учетом их длительности. Для
предотвращения нарушений устойчивости и ограничения снижения
напряжения применяются ФК и ОШР, для ограничения опасного
повышения напряжения — ВШР.
Деление энергосистемы на несинхронно работающие части исполь-
зуется для:
предотвращения нарушения устойчивости;
ликвидации асинхронного режима;
ограничения снижения или повышения частоты;
ограничения перегрузки оборудования.
При АП НУ за счет ДС изменяется соотношение мощностей при-
емной и передающей частей энергосистемы, которое должно умень-
46
шать влияние возмущения и увеличивать эффективность таких УВ,
как ОГ, РТ и ОН.
Посредством ДС при действии АЛ АР прекращается или локализу-
ется асинхронный режим.
Во всех случаях при ДС существенно значение небаланса мощно-
сти, создаваемое им в разделенных частях энергосистемы. Величина
такого небаланса должна оперативно или автоматически изменяться
(например, выбором сечения ДС или путем РТ, ОГ, ОН) в целях раз-
грузки того или иного сечения и обеспечения допустимых уровней
частот и напряжений в разделившихся частях энергосистемы.
Деление энергосистемы производится отключением ЛЭП или
разделением шин электростанций и ПС в одном из заранее подготов-
ленных сечений. При выборе сечений ДС необходимо учитывать:
минимизацию точек деления и количества коммутируемых
выключателей;
надежность работы первичных схем соединения энергосистем по-
сле деления.
Эффективность ДС обеспечивается при условии специального
выполнения схем основных электрических соединений энергосисте-
мы. Отказ выключателя при делении в цепях АПНУ должен автома-
тически с выдержкой времени резервироваться отключением других,
как правило, смежных выключателей.
Реализация резервов мощности осуществляется:
автоматическим пуском резервных агрегатов ГЭС и ГАЭС;
переводом агрегатов ГЭС и ГАЭС, работающих в режиме СК, в ак-
тивный режим;
переводом агрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме, в ге-
нераторный режим;
автоматическим пуском резервных газотурбинных установок;
загрузкой имеющих резерв гидро- и турбоагрегатов.
Агрегаты загружаются воздействием через их системы управления
на открытие направляющего аппарата гидротурбины и регулирую-
щих клапанов паровой турбины при соответствующем увеличении
производительности котлоагрегата.
Реализация резервов мощности при АОСЧ служит для:
предотвращения глубокого снижения частоты;
ускорения восстановления частоты;
включения потребителей, отключенных действием АЧР;
уменьшения требуемой величины и длительности ОН по услови-
ям обеспечения нормативного запаса статической устойчивости в
послеаварийном режиме.
Все ГЭС и ГАЭС должны быть оснащены устройствами автомати-
ки для ввода резервов мощности при снижении частоты (АЧВР).
47
ГЛАВА ШЕСТАЯ
Виды противоаварийной автоматики
6.1. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ НАРУШЕНИЙ
УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Подсистема АП НУ предназначена для предотвращения наруше-
ния динамической устойчивости при аварийных возмущениях и
обеспечения в послеаварийных условиях нормативного запаса ста-
тической устойчивости для заданных основных сечений охватывае-
мого района.
Аварийным возмущением называется внезапное резкое измене-
ние режима энергосистемы в результате КЗ, отключения элемента
сети из-за его повреждения или вследствие ошибочных действий
РЗА или персонала, а также резкого изменения баланса активной
мощности по иным причинам.
Комплекс устройств АПНУ должен выполнять свои функции для
всех сочетаний схем, режимов и аварийных возмущений, указанных
ниже, всоответствиис “Руководящими указаниями по устойчивости
энергосистем”.
При более тяжелых, чем нормативные, сочетаниях схем, режимов
и возмущений:
рекомендуется использование АПНУ, если это возможно, без су-
щественного усложнения устройств автоматики (например, допол-
нительная ступень ОГ и т.п.);
допускается срабатывание соответствующих устройств АПНУ,
выбранных для нормальных условий, при этом допускается наруше-
ние устойчивости.
Для каждого сечения (или нескольких сечений, имеющих взаим-
но зависимые пределы устойчивости) учитывается свой набор ре-
монтных схем. Каждая схема отличается от нормальной отсутствием
хотя бы одного элемента сети, отключение которого существенно
48
снижает предельное по устойчивости значение перетока по данному
сечению в возможных аварийных схемах.
Для ремонтной схемы в силу кратковременности ремонта допус-
кается упрощенное выполнение автоматики. Например, в ремонт-
ной схеме можно в меньшей степени, чем в нормальной, дифферен-
цировать исходный режим и интенсивность возмущения, отказаться
от автоматического учета взаимной зависимости предельных по
устойчивости перетоков, применить управляющее воздействие (У В),
рассчитанное на наихудший случай, и тд.
При возникновении ремонтной схемы, которое фиксируется ав-
томатикой как две и более расчетные схемы, допускается действие
устройств АП НУ, соответствующее одной из этих схем, рассматри-
ваемой в качестве наиболее тяжелой (если действия автоматики в
этих ремонтных схемах не противоречат друг другу).
Допускается использование устройств АП НУ, выбранных для
нормативных условий, и при медленной перегрузке связей, не вы-
званной аварийными возмущениями, по не предотвращенной дейст-
вием систем автоматического регулирования частоты и активной
мощности (АРЧМ).
Допускается АННУ для заданных сечений энергосистемы за счет
ее разделения (ДС) по другим сечениям на несинхронно работающие
части, если ДС более эффективно, чем другие УВ.
Комплекс АП НУ обычно состоит из следующих устройств:
пускового (ПУ) или пускодозирующего (ПДУ);
дозировки УВ (УДВ) или дозирующего (ДУ);
запоминания дозировки (УЗД);
передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК)
исполнительных (ИУ).
Пусковое устройство АП НУ фиксирует существенное изменение
схемы сети и, при необходимости, оценивает тяжесть аварийного
возмущения, контролируя сброс мощности в момент КЗ, длитель-
ность и вид (однофазное, многофазное) КЗ, действие устройств АП В
ит.д.
В случае невозможности непосредственной фиксации аварийного
возмущения в виде аварийного небаланса мощности следует приме-
нять ПУ, реагирующее на вызванное этим возмущением изменение
режимных параметров:
передаваемой мощности;
угла между напряжениями по концам электропередачи;
производных мощности и угла.
Сработавшее ПУ выбирает требуемое УВ из состава запомненных
в УЗД.
49
Пускодозирующие устройства обладают способностью самостоя-
тельно оценивать степень тяжести аварийного возмущения (величи-
на и скорость нарастания параметров, сброс мощности в момент КЗ,
длительность и вид КЗ и т.п.) и потому могут в отдельных случаях
формировать требуемые УВ без использования устройства дозиров-
ки УВ (УДВ).
Устройства дозировки воздействий контролируют исходное состо-
яние схемы сети (устройства фиксации ремонта — УФР) и режима
(контроль предшествующего режима — КПР) охватываемого района,
определяют У В, фиксируют их или выдают для запоминания в УЗД.
Реализация У В осуществляется ИУ, в которых также могут выпол-
няться измерение и фиксация параметров энергосистемы, причем
как в доаварийном режиме, так и в текущем состоянии.
При АП НУ используются практически все УВ, которые применя-
ются в ПА.
Управляющие воздействия при АПНУ обеспечивают:
разгрузку контролируемого сечения (РТ, ОГ, ОН, ДС);
увеличение его пропускной способности (ФВ, ФК, ОШР);
гашение избыточной кинетической энергии генераторов (КРТ,
ОГ и др.), накопленной в результате возмущения.
Основные типы УВ выбираются в следующей очередности:
ФВ, РТ, ОГ, ДС — в избыточной части энергосистемы;
ОН и ДС — в дефицитной.
Все устройства АПНУ могут быть разделены на следующие группы:
локальные (однофункциональные устройства ПА). Реагируют на
местные признаки опасных изменений схемы и режима; реализуют
УВ в пределах одного объекта;
децентрализованные комплексы. Состоят из ряда устройств, взаи-
мосвязанных общностью режима сложного объекта (района управ-
ления) и согласованных по принципам и очередности действия, се-
лективности и условиям резервирования. Особенность децентрали-
зованных систем АПНУ — управляющие воздействия дозируются в
нескольких пунктах, где проявляются нарушения схемы и режима.
Сформированные на основе местной информации УВ, подлежа-
щие реализации на объектах, удаленных от мест установки ПУ, пере-
даются на эти объекты с помощью средств телеуправления;
централизованные комплексы. Охватывают большие районы с раз-
мещением всех элементов АПНУ (ПУ, ДУ, ИУ) на разных объектах
(ПС, ЭС). Контролируют схему и режим всего района управления; на
основе автоматически поступающей информации о текущем режиме
и возникающих аварийных возмущениях определяют необходимые
УВ и передают команды для их исполнения.
50
В последнем случае район противоаварийного управления должен
выбираться так, чтобы в нем имелся достаточный набор функций
АПНУ и УВ, требуемых для их выполнения, а также обеспечивалась
требуемая надежность комплекса при приемлемых капитальных за-
тратах и эксплуатационных издержках.
В подсистему АПНУ входят следующие устройства автоматики
разгрузки, действующие при:
близком КЗ;
затяжном КЗ;
отключении ВЛ;
отключении двух ВЛ;
отключении трансформатора;
перегрузке по мощности;
перегрузке по фазовому углу;
отключении генератора.
Автоматика разгрузки при близком КЗ (АРБКЗ) устанавливается
обычно на крупных ЭС и осуществляет их разгрузку для сохранения
динамической устойчивости энергоблоков (генераторов) при близ-
ком КЗ независимо от места повреждения.
Обычно используется разгрузка турбин и лишь при отсутствии та-
кой возможности — отключение генераторов.
Автоматика разгрузки при близком КЗ (рис. 2) выполняется без
выдержки времени. В ее состав входят:
ПУ, которое фиксирует КЗ по возникновению хотя бы кратко-
временной несимметрии токов по фазам (по току обратной
последовательности);
ПДУ, которое фиксирует снижение напряжения (УФСН) или
снижение напряжения прямой последовательности (УФСНП);
УФСН (УФСНП), которое фиксирует снижение фазного или меж-
дуфазного напряжения (напряжения прямой последовательности) на
шинах до заданного значения посредством двух реле напряжения с
высоким коэффициентом возврата, включенных на разные TH.
Иногда дополнительно к УФСН (УФСНП) устанавливаются
устройства:
фиксации сброса активной мощности (УФСМ) ЭС, контролиру-
ющие суммарную активную мощность энергоблоков или отходящих
от ЭС линий электропередачи и срабатывающие при ее резком сни-
жении (сбросе) на заданное значение и более;
устройства контроля предшествующего режима по активной
мощности (УКПР), фиксирующие степень тяжести предшествую-
щего режима по значению и направлению активной мощности в за-
данном сечении сети, по величине суммарной мощности генерато-
ров ЭС и т.п.
51
Автоматика разгрузки при затяжном КЗ (АРЗКЗ) осуществляет раз-
грузку генераторов ЭС при КЗ, отключаемых с временем, превыша-
ющим нормативное, независимо от места повреждения (в расчете на
ликвидацию КЗ при отказе выключателя действием УРОВ). Состоит
из ПДУ, аналогичных АРБКЗ, дополненных реле времени для быст-
родействующих РЗ.
В случае затяжных КЗ позволяет путем КРТ (или отключения час-
ти генераторов) иногда в сочетании с ДРТ сохранить устойчивость
полностью загруженных энергоблоков.
При наличии одновременно двух устройств (АРБКЗ и АРЗКЗ) ПУ
и ПДУ АРЗКЗ обычно имеют более высокую (в сравнении с анало-
гичными устройствами АРБКЗ) чувствительность, а действие АРЗКЗ
выполняется на других энергоблоках. Этим обеспечивается эффек-
тивность АРЗКЗ при ее срабатывании после АРБКЗ с переходом бо-
лее тяжелого вида КЗ (двухфазного близкого КЗ на землю) в более
легкое (однофазное КЗ на землю), например вследствие отказа в от-
ключении одной фазы выключателя.
Структурная схема АРЗКЗ аналогична схеме АРБКЗ, показанной на
рис. 2, но дополнена вьщержкой времени 0,25 — 0,3 с с запоминанием
на это время факта срабатывания УФСМ (если оно используется).
Автоматика разгрузки при отключении ЛЭП (АРОЛ) разгружает
сети тремя фазами по любой причине как в нормальной, так и в ре-
монтных схемах сети до уровня, не опасного для устойчивости энер-
госистемы. Состоит из следующих устройств:
52
УКПР — дозировки (по ЛЭП, обычно по сечению сети, по кото-
рому возможно нарушение устойчивости);
ПУ — фиксации отключения ЛЭП (ФОЛ), которое выявляет мо-
мент отключения ЛЭП тремя фазами и фиксирует ее отключенное
положение на данном энергообъекте. Устройство ФОЛ образуется
устройствами фиксации отключения каждого из выключателей
(ФОБ) ЛЭП и устройством фиксации ремонта ЛЭП (УФР).
Пуск устройства осуществляется контактами реле из схемы управ-
ления выключателями по двум параллельным цепям:
контактами реле блокировки от многократного включения вы-
ключателя, срабатывающими после подачи импульса на отключение
выключателя (от РЗ, ключа управления и т.п.);
контактами реле положения Отключено, срабатывающими после
отключения выключателя.
Указанные контакты трех фаз выключателя включены последова-
тельно, чем исключается срабатывание устройства при отключении
одной фазы ЛЭП в цикле ОАПВ.
Для АРОЛ устройства ФОЛ устанавливаются, как правило, с двух
сторон ЛЭП:
без выдержки времени (т.е. при каждом отключении тремя фаза-
ми) — выходные реле ФОЛ быстродействующие (ФОЛБ);
с выдержкой времени 2 — 2,5 с, отстроенной от времени цикла
успешного ТАПВ (или ускоренного ТАПВ — УТАПВ) отключав-
шейся ЛЭП (т.е. пусковой сигнал формируется с временем задержки
после первого отключения, если к этому времени ЛЭП не включи-
лась вследствие успешного УТАПВ (ТАПВ) и пусковой сигнал не
формируется в случае успешного включения ЛЭП устройствами
УТАПВ (ТАПВ)) — выходные реле ФОЛ неуспешного АП В
(ФОЛН).
Цепи пуска ПА в устройстве ФОЛ собираются на время порядка
1 с, достаточное для срабатывания автоматики, и затем остаются от-
ключенными до включения ЛЭП. Этим обеспечивается автоматиче-
ский вывод из действия АРОЛ на период отключенного состояния
ЛЭП.
Устройство фиксации ремонта ЛЭП (УФРЛ), входящее в устрой-
ство ФОЛ, срабатывает после отключения ЛЭП на своем конце с вы-
держкой времени, отстроенной от успешного АП В ЛЭП с двух сто-
рон. Это необходимо для задержки перевода ПА в режим ремонта
ЛЭП до ее окончательного (после неуспешного АП В) отключения.
С такой же выдержкой времени производится снятие фиксации
ремонтаЛЭП (перевод УФРЛ врежим включенной ЛЭП), что требу-
ется для отстройки от неудачного опробования ЛЭП напряжением.
Устройство фиксации ремонтаЛЭП управляется теми же реле, что и
53
аварийные цепи устройства ФОЛ, и реле положения Включено (РПВ)
выключателей. Последние, так же как и реле-повторители вспомога-
тельных контактов линейного разъединителя (ФЛРЛ) при его нали-
чии, используются в цепях возврата УФРЛ.
Устройство ФОЛ (рис. 3) имеет следующие органы оперативного
управления:
ключи (накладки) фиксации ремонта каждого из выключателей
ЛЭП КФРВ, которые позволяют зафиксировать ремонт выключате-
ля при работающей ЛЭП; при положении Ремонт цепи фиксации ре-
монта этого выключателя (ФРВ) в устройство ФОЛ остаются в поло-
жении отключенного выключателя независимо от его фактического
состояния;
ключ фиксации ремонта ЛЭП (КФРЛ) позволяет сохранить
УФРЛ в положении Ремонт независимо от состояния выключателей
ЛЭП, которые на время ремонта ЛЭП могут включаться в работу
(при наличии линейного разъединителя в схемах многоугольника,
полуторных и т.п.);
ключ фиксации отключения ЛЭП КФОЛ, который позволяет
оперативно отключать цепи пуска ПА от устройства ФОЛ (напри-
мер, для вывода из действия АРОЛ или при выводе устройства ФОЛ в
ремонт) либо перевести устройство ФОЛ в режим без УТАПВ. В пер-
вом случае отключаются все выходные цепи пуска ПА, а цепи фикса-
ции ремонта остаются в работе. Во втором — выход устройства ФОЛ
после УТАПВ включается параллельно с устройством ФОЛ до
УТАПВ и срабатывает при первом отключении ЛЭП.
При отсутствии линейного разъединителя ЛЭП и ключа ФРЛ ре-
монт ЛЭП фиксируется как ремонт обоих ее выключателей посред-
ством ключей ФРВ.
В схеме на рис. 3 осуществляется передача дополнительных сиг-
налов с одного конца ЛЭП на другой по устройству передачи аварий-
ных сигналов и команд (УПАСК). Кроме того, предусмотрено неко-
торое усложнение схемы УФР, что позволяет уменьшить задержку
фиксации вывода ЛЭП в ремонт и ввод ее в работу. Иногда дополни-
тельно к устройству ФОЛ устанавливаются:
1) дифференциальные устройства ФОЛ (ДифФОЛ), фиксирую-
щие одностороннее отключение параллельных ЛЭП с любого конца
по возникновению разности токов одновременно во всех трех фазах
двух параллельных ЛЭП (при достаточном токе нагрузки).
Схема каждого элемента ДифФОЛ выполнена на дифференциа-
льных токовых реле, включенных на соответствующие фазные токи
ЛЭП.
Дифференциальное устройство ФОЛ (рис. 4) имеет автоматиче-
ский контроль исправности токовых цепей, выводящий из работы
54
Фиксация Фиксация
включения ремонта
линии линии
Рис. 3. Структурная схема устройства ФОЛ
55
Рис. 4. Структурная схема дифференциального устройства отключения паралле-
льной линии
выходные цепи после появления тока в любой фазе дифференциаль-
ной цепи с выдержкой времени, достаточной для срабатывания ПА
(дифференциальные реле контроля обычно более чувствительны по
току в сравнении с рабочими реле). Предусмотрен вывод из действия
устройства ДифФОЛ при электрическом разделении параллельных
ЛЭП или отключении одной из них на данном объекте.
Контакты устройства ДифФОЛ в пусковых цепях АРОЛ включе-
ны параллельно контактам устройства ФОЛ;
2) устройства, фиксирующие сброс активной мощности, переда-
вавшейся по ЛЭП (устройства срабатывают только при отключении
ЛЭП при достаточной исходной мощности по ней и отстроены от
качаний).
Устройства КПР контролируют режим по активной мощности
ступенчато, фиксируя нахождение режимного параметра между
уставками соответствующих ступеней. Ступеням с меньшим номе-
ром соответствует более легкий режим (меньшая мощность).
Мощность может измеряться непосредственно путем подключе-
ния к ТТ и TH, установленным на этом же энергообъекте, либо с ис-
пользованием устройств телемеханики (датчиков мощности, пере-
датчиков и приемников телемеханики, каналообразующей аппара-
туры и каналов связи).
Для отстройки от КЗ, цикла АП В, кратковременных (по любой
причине) колебаний мощности срабатывание и возврат УКПР про-
56
исходят с выдержкой времени порядка 5 — 9 с. Задержка УКП Р на
возврат обеспечивает автоматике возможность надежного и прави-
льного срабатывания после отключения ЛЭП.
Все УКП Р выполнены по типовой схеме с использованием элек-
тромеханических реле мощности и реле времени или полупровод-
никовых (микроэлектронных) панелей ПДЭ-2101, ПДЭ-2102,
ШП-2701.
Устройство КПР на электромеханических реле (рис. 5, а) контро-
лирует перетоки мощности лишь по Л Э П, отходящим от шин данной
ПС или ЭС, и содержит одну или несколько ступеней, предназна-
ченных для фиксации мощности одного направления и различаю-
щихся уставками. Фиксация мощности другого направления
обычно выполняется в другом УКПР. На выходе устройства вклю-
чаются выходные реле фиксации исходной (предшествующей) мощ-
ности, раздельно для каждой ступени УКПР, используемые в цепях
дозировки ПА. Имеются сигнальные лампы HL, позволяющие опе-
ративно контролировать состояние выходных реле фиксации ступе-
ней УКПР и сопоставлять его с фактическим перетоком для контро-
ля исправности УКПР.
Устройство КПР на микроэлектронных панелях (шкафах)
(рис. 5, б) контролирует перетоки мощности как по прилегающим,
так и по удаленным ЛЭП. В последнем случае используются ТИ пе-
ретоков мощности. В особенно ответственных случаях применяются
два резервирующих друг друга устройства телемеханики (с автомати-
ческим или оперативным переключением в УКПР).
Каждое из устройств ТИ работает по двум (основному и резервно-
му) каналам связи, переключающимся автоматически в устройстве
телемеханики.
На выходе устройств телемеханики и на панели УКПР имеются
приборы, позволяющие контролировать работу устройств ТИ и па-
нели мощности.
Панель (шкаф) содержит реле, позволяющее переключать все
реле мощности одновременно на ремонтные уставки (оперативно
или автоматически).
На рис. 6 показана структурная схема АРОЛ (при нормальной схе-
ме и при ремонте ИК2).
Автоматика разгрузки при отключении двух ЛЭП (АРОДЛ) осуще-
ствляет разгрузки при одновременно или последовательно происхо-
дящем отключении двух ЛЭП по любой причине. Применяется пре-
имущественно на ЛЭП, идущих по одной трассе.
Устройство АРОДЛ состоит из пусковых устройств фиксации от-
ключения двух ЛЭП (ФОДЛ) и устройств дозировки, как правило,
57
Рис. 5. Структурная схема устройства КПР на электромеханических реле актив-
ной мощности (а) и на микроэлектронных панелях ШП-2701 (б):
УДВ — устройство дозировки воздействий
58
общих с АРОЛ, в отличие от которой АРОДЛ контролирует более
широкий диапазон режимов и располагает большим объемом УВ.
Устройство ФОДЛ состоит из последовательно включенных кон-
тактов выходных реле устройств ФОЛ соответствующих двух ЛЭП и
срабатывает при одновременном или последовательном (в заданном
интервале одновременности) отключении обеих ЛЭП, входящих в
контролируемое ФОДЛ сечение сети. Имеющиеся в устройствах
ФОЛ каждой из ЛЭП накладки (ключи) фиксации ремонта ее вы-
ключателей или ЛЭП позволяют зафиксировать ремонт ЛЭП (при ее
отключении) путем фиксации положения обоих ее выключателей
либо ключом ремонта ЛЭП для обеспечения надежности срабатыва-
ния ФОДЛ в случае последующего отключения другой ЛЭП.
Автоматика разгрузки при отключении трансформатора, автотранс-
форматора (АРОТ) разгружает сеть при отключении по любой причи-
не трансформатора (автотрансформатора) связи распредустройств
разных напряжений подстанций ЭС.
Пусковые органы, фиксирующие отключение АТ (ФОТ), уста-
новлены, как правило, со стороны высшего и среднего напряжения
АТ и фиксируют отключение выключателей АТ тремя фазами по
факту изменения состояния контактов реле положения выключате-
лей в схемах управления соответствующих выключателей (выполня-
ются аналогично устройству ФОЛ).
Структурная схема АРОТ аналогична схеме АРОЛ, с той лишь раз-
ницей, что вместо элемента устройства ФОЛ в ее пусковых цепях ис-
пользуются элементы устройства ФОБ сторон высшего и среднего
напряжений автотрансформатора, а вместо УКПР по сечению ЛЭП
обычно используется УКПР по трансформаторам.
Автоматика разгрузки при перегрузке по мощности элементов сети
(АРПМ) разгружает сети при перегрузке по мощности, фиксируемой
по превышению текущей мощностью, передаваемой по ЛЭП или по
сечению, уставки (в том числе по сочетанию текущего или предшест-
вующего значений мощности и его производной). Она состоит из
устройства фиксации перегрузки по активной мощности (УФПМ),
выполняющего роль ПДУ.
Все УФПМ, выполненные на основе трех однофазных реле мощ-
ности (рис. 7, а) либо на основе панелей ПДЭ-2103, ШП-2702
(рис. 7, б), фиксируют увеличение активной мощности до заданного
значения и в заданном направлении (обычно трехфазной или в каж-
дой из трех фаз), в том числе с контролем производной мощности.
Сработав, устройства самоблокируются, пока переток остается выше
мощности возврата реле, составляющей 0,97 уставки.
59
Рис. 6. Структурная схема АРОЛ (при нормальной схеме и ремонте ВЛ)
Устройство АРПМ, выполненное на электромеханических реле
активной мощности (рис. 7, а), может контролировать лишь приле-
гающие ЛЭП; устройство АРПМ, использующее микроэлектронные
панели и шкафы (рис. 7, б), — перетоки мощности также и по отде-
льным ЛЭП (или по включающим их сечениям сети) с использова-
нием быстродействующих устройств ТИ мощности. В последнем
случае в схеме автоматики предусматривается небольшая выдержка
времени для отстройки в задержке на передачу ТИ (примерно
два-три цикла ТИ).
Устройство автоматики, имеющее ТИ, оборудуется блокировкой,
выводящей ее из действия при неисправности каналов связи или
устройств телемеханики.
В сети АРПМ отстроена от КЗ благодаря применению трехфазного
ПДУ. Для отстройки от кратковременных переходных процессов в
энергосистеме устройство АРПМ часто дополняется небольшой вы-
держкой времени 0,3 — 0,5 с. Устройство АРПМ выполняется для за-
данного направления перетока мощности одно- или двухступенчатым,
с разными уставками по мощности или по производной мощности.
Автоматика разгрузки при фиксации перегрузки линий электропере-
дачи по значению фазового угла (АРПФУ) разгружает сеть при пере-
60
Рис. 7. Структурная схема АРПМ на т рех однофазных реле активной мощности
типа РБМ-275 (я) и на основе микроэлектронной панели ШП-2702 (б):
а — с телепередачей фазы; б — с моделированием вектора напряжения
грузке, фиксируемой по увеличению фазового угла электропередачи
(в том числе и по сочетанию текущего или предшествующего угла со
скольжением, т.е. производной угла) Она (рис. 8) состоит из устрой-
ства фиксации повышения фазового угла (УФПФУ) между напряже-
ниями по концам ЛЭП или транзита из нескольких ЛЭП, выполняю-
щего роль ПДУ, иногда дополненного УКПР. Устройство фиксации
повышения фазового угла выполняется на панелях типа ПА-501,
ШДЭ-2601.
Преимущество фиксации разности фаз (угла) напряжений и ско-
льжения перед фиксацией изменения активной мощности состоит в
том, что при перегрузке электропередачи угол нарастает монотонно,
знак скольжения не изменяется, в то время как нарастание мощно-
сти замедляется и прекращается по мере приближения к предельно-
му режиму по статической устойчивости.
61
псз
ПС2
ПС/
б)
Рис. 8. Структурная схема АРПФУ:
а — с телепередачей фазы; б— с моделированием вектора напряжения
62
Измерительные органы угла между напряжениями и относитель-
ного скольжения предназначены для применения в устройствах ПА
сетей 330 — 750 кВ. Их использование позволяет реализовать ус трой-
ства, выполняющие фиксацию:
статической перегрузки ЛЭП по значению угла;
динамической перегрузки по значению угла и скольжения; в этом
случае имеется возможность организовать автоматическую фикса-
цию интенсивности переходного процесса с помощью нескольких
комбинированных органов угла и скольжения;
начинающегося асинхронного режима по достижении соответст-
вующего значения угла разности фаз.
Для измерения разности фаз двух векторов напряжения энергоси-
стемы применяются два способа получения фазы вектора напряже-
ния удаленного узла:
передача фазы переменного напряжения удаленного конца с по-
мощью аппаратуры телепередачи фазы вектора напряжения;
получение вектора напряжения противоположного конца электро-
передачи с помощью устройства моделирования вектора напряжения.
Последнее выполнено на принципе суммирования векторов на-
пряжения на ближнем конце ЛЭП и падения напряжения на ЛЭП,
получаемого вводом тока ЛЭП в модель ее сопротивления.
Использование вектора напряжения в месте установки измерите-
льного органа (ИО) и вектора напряжения удаленной части энергоси-
стемы позволяет создать не только ИО, фиксирующий угол 5 или ско-
льжением, но и комбинированные ИО фиксации угла и скольжения.
В зависимости от принятой схемы получения вектора напряжения
противоположного конца ЛЭП датчик разности фаз включается
либо на выход устройства моделирования, либо на выход приемника
телепередачи фазы. В обоих случаях на второй вход датчика разности
фаз подается напряжение от измерительного TH в месте установки
панели.
Предусмотрена возможность подключения датчика разности фаз:
на выход двух устройств моделирования;
на выход двух устройств телепередачи фазы;
к выходу устройства телепередачи фазы и устройства моделирова-
ния (вместо подключения второго входа к TH).
Как правило, к панели подводятся ток и напряжение одной фазы.
При КЗ в сети из-за изменения значений фазы напряжений и токов
устройство осуществляет ошибочный замер разности фаз и потому
должно блокироваться на время КЗ.
Для контроля исправности всей аппаратуры панели применен
блок контроля, обеспечивающий:
63
блокировку на время переходного процесса при включении по-
стоянного напряжения питания 220 В или при кратковременном его
исчезновении;
автоматический периодический контроль исправности всех бло-
ков панели;
блокировку выходных реле блоков при выявлении сигнала о неис-
правности любого из блоков панели;
подачу сигналов в цепи центральной сигнализации о возникнове-
нии неисправности аппаратуры панели.
Внешние устройства блокируют схему при фиксации КЗ в сети (в
том числе со стороны, откуда осуществляется передача ТИ фазы
напряжения).
Последними ступенями фиксации нарастания разности фаз при
каждом из направлений перетока выполняется автоматическое бло-
кирование последующих действий панели в целях предотвращения
ложного срабатывания ступеней, предназначенных для действия при
обратном перетоке мощности, после асинхронного проворота.
Телепередача фазы напряжения организуется на контрольной ча-
стоте аппаратуры АНКА-АВПА соответствующей ЛЭП.
Автоматика разгрузки при отключении генератора (АРОГ) разгру-
жает сети при изменении баланса мощности вследствие отключения
крупного генератора, в том числе по команде ПА. Она состоит из сле-
дующих элементов:
пускового органа — устройства фиксации отключения генератора
(УФОГ) или ПДУ-УФОГ с УКПР генератора;
дозировки — УКПР в контролируемом сечении сети.
Устройство ФОГ фиксирует факт автоматического отключения
генератора от сети энергосистемы при срабатывании РЗ, ПА, техно-
логических защит (выделение генератора на собственные нужды, с
закрытием стопорных клапанов). Оно состоит из элементов фикса-
ции отключения выключателей и фиксирует отключение энергобло-
ка по факту отключения его выключателей. Оба устройства фиксации
отключения выключателей имеют ключи фиксации ремонта соответ-
ствующего выключателя. Кроме того, имеется общий для УФОГ ключ
фиксации ремонта энергоблока, в том числе и при включенных его
выключателях.
Дополнение УФОГ устройством КПР генератора позволяет обес-
печить пуск автоматики лишь в тех случаях, когда нагрузка генерато-
ра в исходном режиме была настолько велика, что его отключение
составило реальную угрозу устойчивости в контролируемой сети.
Устройство КПР, контролирующее защищаемое сечение, опреде-
ляет в исходном режиме наличие (или отсутствие) резерва пропуск-
64
ной способности сети, необходимого для устойчивого послеаварий-
ного режима (после отключения генератора).
Устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК). Орга-
низация'взаимодействия устройств ПА, образующих сложную рас-
средоточенную автоматику, передача аварийных сигналов и команд
осуществляются с помощью УПАСК. Схема УПАСК состоит из пе-
редатчика, приемника и канала связи. В качестве ВЧ-канала исполь-
зуется провод ВЛ, иногда каналы связи организуются по кабелю или
тросу ВЛ.
Устройства передачи аварийных сигналов и команд — часть системы
ПА, и поэтому они обязаны обладать высокой надежностью. Их работа
не должна зависеть от состояния сети, в которой они установлены, не-
обходимо обеспечить непрерывный контроль их исправности.
В качестве УПАСК наиболее распространены устройства
ВЧТО-М и АНКА-АВПА.
Устройство ВЧТО-М служит для передачи пяти команд. Одновре-
менно аппаратура может передавать только одну команду. При сра-
батывании одновременно нескольких устройств ПА, требующих пе-
редачи разных команд, передается команда с меньшим номером.
Другие команды могут передаваться после снятия старшей команды.
Аппаратура АНКА-АВПА выполняет передачу 14 сигналов-
команд. Предусмотрена передача на контрольной частоте сигнала
телемеханики или сигнала фазы напряжения для ПА типа АРП-ФУ.
При этом на время передачи сигналов-команд телепередача сигна-
лов по контрольной частоте прекращается. Разделение одного аппа-
рата (ВЧТО-М) на два: аппаратуру низкочастотную каналов автома-
тики (АНКА) и аппаратуру высокочастотную противоаварийной ав-
томатики (АВПА) — вызвано необходимостью обеспечения работы
по телефонному каналу. При этом используется только АНКА
(АВПА в этом случае не требуется).
Каждая из команд на передатчике может быть поставлена в режим
длительной или кратковременной передачи.
Передача команд в кратковременном режиме происходит кратко-
временно (50 мс). В этом режиме несколько команд на вход передат-
чика передаются поочередно по мере нарастания номера. Младшие
команды запоминаются на время ожидания своей очереди.
Обычно в ПА используется кратковременная передача команд.
Длительная передача используется лишь при необходимости органи-
зации следящей передачи команд для сопоставления на одновремен-
ность двух пусковых факторов на разных объектах (снижение напря-
жения на ПС1 и перегрузка по мощности на ПС2). Для длительно пе-
редаваемой команды выделяются младшие сигналы-команды (пятая
65
РУ общее всех команд
а)
б)
Рис. 9. Структурная схема цепей АНКА:
а — пусковых передатчиков; б— выходных приемников
66
для ВЧТО, 14-я для АНКА), не мешающие своим наличием передаче
остальных команд.
Время передачи команды на одном участке передатчик — прием-
ник ВЧТО-М составляет 50 мс, АНКА-АВПА — 30 мс.
Структурные схемы пусковых цепей передатчика и выходных це-
пей приемника АНКА приведены на рис. 9.
Устройства дозировки воздействия (УДВ) представляют собой со-
ставную часть узлового или централизованного комплекса АПНУ.
Они могут быть выполнены на основе релейной аппаратуры, релей-
но-аналоговых полупроводниковых (микроэлектронных) или про-
граммируемых (мини- и микроЭВМ) устройств.
Релейное или релейно-аналоговое УДВ (УДВР) содержит следую-
щие устройства:
контроля предшествующего режима по активной мощности
(УКПР);
фиксации ремонта (УФР);
коммутационное логическое (УКЛ);
телемеханики (УТМ).
В программируемые УДВ (УДВП) входят элементы:
собственно программируемого устройства (ЭВМ);
устройств оперативного управления и контроля;
устройств телеконтроля функционирования УДВ с удаленного
диспетчерского пункта;
устройств запоминания дозировки (УДЗ) — совмещенных (УЗДС)
и вынесенных (УЗДВ);
системы сбора и передачи информации, включающей в себя
УТМ, передающие информационные сигналы и сигналы ТИ, кана-
лообразующую аппаратуру и каналы связи;
устройства теленастройки (УТН) УЗДВ от УДВП.
Программируемое устройство (ЭВМ) в УДВП выполняет функ-
ции, аналогичные выполняемым релейными устройствами (УКПР,
УФР и УКЛ в УДВР), обычно с их существенным расширением, кро-
ме функции преобразования аварийного сигнала в набор аварийных
команд. Последняя функция обычно возлагается на УЗД (УЗДС и
УЗДВ), являющиеся выходными запоминающими устройствами ЭВМ.
Имеются УДВП, работающие без УЗД и выдающие команды
непосредственно.
Программируемое устройство совместно с УЗДС, устройствами
оперативного управления и контроля, приемными устройствами си-
стемы сбора и передачи информации (ССПИ), передающими
устройствами теленастройки, устройствами телеконтроля образуют
центральное устройство комплекса АПНУ.
67
В соответствии с различиями в способах дозировки УВ централи-
зованные системы АПНУ разделяются на следующие классы:
Класс (система)	Назначение
I	УВ определяются с использованием введенной в устройство АДВ модели, отображающей состояние контролируемого района управ- ления; расчеты устойчивости, необходимые для дозировки УВ, вы- полняются в самом устройстве АДВ
П	УВ определяются с использованием результатов заранее выпол- ненных расчетов устойчивости, введенных в устройство АДВ в виде зависимостей, аппроксимирующих области устойчивости, аналитических формул и таблиц
Системы каждого класса могут быть отнесены к одному из следу-
ющих типов:
Тип	Функция
До	Дозировки рассчитываются до возникновения аварийных наруше- ний (до срабатывания ПО); для заранее установленного набора ава- рийных возмущений; не требует высокого быстродействия; требо- вания к длительности цикла дозировки, выполняемой для всех ПО, обусловливаются быстротой изменения режима управляемого объ- екта и зависят от степени адаптивности системы управления. В действующих и проектируемых централизованных системах, в которых функции АДВ реализуются с помощью ЭВМ по способу До, длительность цикла расчетов дозировки находится в пределах 20— 180 с. Рассчитанная дозировка вводится в АЗД; выходные цепи устройства все время находятся в рабочем состоянии, соответствующем рас- считанной в доаварийном режиме дозировке, и при действии систе- мы ЭВМ не входят в контур прохождения аварийных сигналов
После	Дозировки рассчитываются после срабатывания ПО, только для возмущения, фиксированного происшедшим действием ПО; тре- бует исключительно большого быстродействия ЭВМ с выполнени- ем дозировки за сотые доли секунды от момента срабатывания ПО. Системы типа После на современном уровне развития вычислите- льной техники применения не получили
Сигналы об аварийном возмущении поступают непосредственно
в устройство АДВ, с помощью которого устанавливается однознач-
ная связь между ПУ и ИУ.
Децентрализованные и централизованные комплексы АПНУ. Каж-
дое устройство автоматики предотвращения нарушения устойчиво-
сти как решающее определенную законченную задачу противоава-
рийного управления принципиально может быть выполнено полно-
стью независимым от других на основе отдельной аппаратуры.
68
Однако такой подход нельзя считать целесообразным: если в некото-
ром энергоузле, энергорайоне необходимо решить совокупность за-
дач противоаварийного управления, то их реализация неизбежно бу-
дет связана с многократным применением одинаковых устройств
различной автоматики и общим нерациональным использованием
аппаратуры. Уже только по этой причине становится целесообразно
объединять устройства в комплекс АПНУ, в котором используется
некоторая совокупность устройств.
Конкретные структурные схемы комплексов зависят от:
конфигурации контролируемой ими части схемы электрической
сети;
условий устойчивости;
мест реализации управляющих воздействий.
Однако можно указать на некоторые общие характерные
особенности.
Комплексы АПНУохватывают энергоузлы, энергосистемы, участ-
ки основной системообразующей сети энергообъединений, отлича-
ющиеся некоторой общностью электрического режима. Например,
для узла мощной системы (радиальная схема) характерна проблема
обеспечения устойчивости ее параллельной работы с энергосисте-
мой при близких и тяжелых КЗ или отключениях ЛЭП в зоне выдачи
мощности. Необходимо выявлять такие повреждения и разгружать
ЭС по активной мощности с такой скоростью и на такую глубину,
при которых обеспечивается сохранение устойчивости с норматив-
ным запасом.
Для транзитной системообразующей сети (цепочечная схема),
обеспечивающей передачу на большое расстояние направленных
потоков активной мощности из избыточной в дефицитную часть
энергосистемы (энергообъединения, ЕЭС), характерна проблема
обеспечения устойчивости при отключении сильно загруженных
ЛЭП на каком-либо из участков, а также при возникновении аварий-
ных небалансов мощности и вызываемых ими набросах мощности на
транзитную электрическую сеть (последнее проявляется тем в боль-
шей степени, чем слабее связь). Необходимо обеспечить разгрузку
транзита при отключении загруженных линий электропередачи на
любом его участке и при набросах мощности на него таким образом,
чтобы запас статической устойчивости в послеаварийном режиме
был не ниже нормативного.
В сложной кольцевой сети энергообъединений возможны нарушения
устойчивости в различных сечениях. Автоматика должна контроли-
ровать опасные сечения и обеспечивать разгрузку в случае их ослаб-
ления или набросов мощности, вызываемых отключениями генера-
69
Рис. 10. Децентрализованный комплекс АПНУ узла электростанций (а) и меж-
системной связи (б)
70
торов или нагрузочных узлов как в самом кольце, так и за его
пределами.
Сказанное определяет основные задачи, возлагаемые на комплек-
сы АПНУ в радиальной, цепочечной и кольцевой схемах, и пример-
ные границы охватываемых ими районов противоаварийного управ-
ления. Выбор конкретных сечений и линий, контролируемых комп-
лексами, определяется по результатам расчетов устойчивости.
Различают децентрализованные и централизованные комплексы
АПНУ. В децентрализованных комплексах, как правило, необходи-
мость осуществления воздействий и их дозировка формируются на
тех объектах, где устанавливаются органы контроля тяжести режима
и возмущения.
В схеме децентрализованного комплекса АПНУ (рис. 10, а) име-
ются пусковые органы ПО — ФОЛ, фиксирующие отключения отхо-
дящих от ЭС ЛЭП. Автоматическая разгрузка электростанции через
устройство разгрузки УРС выполняется в том случае, если предшест-
вовавший отключению переток по линии превышал уставку устрой-
ства КПР — Л и нагрузка ЭС превышала уставку общестанционного
устройства КПР — СТ.
Линейные органы устройства КПР — Л могут не устанавливаться,
если анализ фактических режимов или результаты расчетов показы-
вают, что между суммарной нагрузкой и перетоками по линиям со-
блюдается хотя бы приближенное соответствие. Если же отходящие
от ЭС ЛЭП — часть межсистемного транзита, то перетоки по отдель-
ным линиям зависят не только от нагрузки ЭС, но и от значения
межсистемного перетока. Установка линейных органов КПР в этом
случае обязательна.
Аварийные сигналы на разгрузку ЭС при отключении ЛЭП, не
примыкающих непосредственно к шинам электростанции, переда-
ются по высокочастотному телеканалу (ПРД — ПРМ ) и, пройдя
КПР — СТ, подаются на вход УРС. Пусковые ПО — ФОЛ и линей-
ные устройства КПР — Л устанавливаются на соответствующих под-
станциях. Пусковые органы ФОЛ показаны в обобщенном виде
(рис. 10, а).
Односторонние отключения линий с удаленных от ЭС концов
фиксируются путем передачи сигналов по высокочастотному телека-
налу. При необходимости разгрузки ЭС в цикле АПВ предусматри-
ваются отдельные выходы устройства ФОЛ и отдельные каналы,
обеспечивающие разную глубину разгрузки электростанции сразу же
при фиксации первого отключения линии (не ожидая АПВ) и в слу-
чае неуспешного АПВ.
Сигнал на разгрузку при близких тяжелых КЗ, фиксируемых
ПО — БКЗ, подается через КПР — СТ, а сигнал при затяжных КЗ,
71
фиксируемых ПО — ЗКЗ, минуя КПР — СТ, — непосредственно на
устройство УРС. Последнее объясняется тем, что затяжные КЗ — от-
носительно редкий вид возмущений, приводящий, однако, к нару-
шениям устойчивости даже при минимальных нагрузках ЭС.
Задача отработки соответствующей ступени разгрузки электро-
станции путем отключения генераторов или разгрузки турбин при
поступлении сигнала на один из входов возлагается на общестанци-
онное устройство УРС (распределяет воздействие по ИУ блочного
уровням, с учетом фактической нагрузки энергоблоков и имеющего-
ся регулировочного диапазона).
Несмотря на радиальную структуру, описанный комплекс АПНУ
— децентрализованный. Разгрузка здесь дозируется линейными и
станционными устройствами КПР по месту их установки. Обще-
станционное устройство разгрузки УРС не является признаком цен-
трализованного построения комплекса, поскольку это устройство
выполняет вспомогательные функции распределения заданного
объема разгрузки Структурные схемы, близкие к описанной, имеют
комплексы АПНУ Курской и Смоленской АЭС, Рязанской ГРЭС,
Костромской ГРЭС и др.
Пример структурной схемы децентрализованного комплекса
АПНУ межсистемного транзита, включающего четыре последовате-
льные линии электропередачи, показан на рис. 10, б. Межсистем-
ный транзит имеет шунтирующие связи (на схеме не показаны) и ра-
ботает в реверсивных режимах, т.е. может быть загружен потоками
активной мощности в обоих направлениях. Задача комплекса —
обеспечение устойчивости при отключении любой из линий транзи-
та и набросах мощности в любом направлении.
Для каждого направления перетоков по транзиту комплекс осу-
ществляет две ступени разгрузки электростанций ОГ1, ОГ2 по одну
сторону транзита и две ступени отключения части нагрузки ОН 1,
ОН2 по другую. С этой целью организуется по одному магистрально-
му телеканалу в каждом направлении, включающему каналы по каж-
дой линии (ПРД — ПРМ) и переприемы на промежуточных подстан-
циях. Отключения линий фиксируются устройствами ФОЛ непо-
средственно со своего конца линии и по высокочастотному каналу с
противоположного конца.
На каждом участке транзита для обоих направлений перетоков
предусматривается по двухступенчатому устройству КПР. При от-
ключении линии с предшествующей мощностью по ней выше устав-
ки первой или второй ступени устройства КПР срабатывает соответ-
ствующая ступень разгрузки. Для предотвращения опасных набро-
сов мощности устанавливаются двухступенчатые устройства АНМ,
действующие на те же ступени разгрузки.
72
Структурные схемы, близкие к описанной, имеют комплексы
АПНУ ряда межсистемных и внутрисистемных транзитов — таких,
как связи 500 кВ Центр — Средняя Волга — Урал, Волгоград — Ли-
пецк и др.
Отметим, что первоначальные структурные схемы этих комплек-
сов принципиально отличались от приведенной: телеканалы запол-
нялись исполнительными командами отдельных устройств автома-
тики и аварийными сигналами, передаваемыми от пусковых органов
к местам установки устройства КПР. При поэтапной реконструкции
этих комплексов были созданы единые магистральные каналы пере-
дачи исполнительных команд на разгрузку гидро- и теплоэлектро-
станций и отключение части нагрузки потребителей. Переход на эту
структуру дал ряд весьма существенных преимуществ. Так, менее
определяющим стало ограничение по числу передаваемых высоко-
частотных команд, сдерживавшее развитие комплексов АПНУ:
уже на пятикомандных устройствах ВЧТО удалось создать доста-
точно развитые комплексы;
14-командные устройства АНКА-АВПА предоставили широкие
дополнительные возможности.
Контроль тяжести предшествующего режима в АРОЛ стал легко
выполним непосредственно по контролируемым линиям (ранее час-
то вынужденным решением был косвенный контроль предшествую-
щего режима по другим участкам передачи).
Оказалась более гибкой структура комплекса — при изменении
режима транзитов изменение настройки и количества ступеней су-
ществующих автоматических систем и подключение новых на любом
участке стали значительно проще. Появилась возможность использо-
вания более удаленных управляющих воздействий и частичной сты-
ковки комплексов путем использования общих управляющих воз-
действий, если это допустимо по режиму охватываемых ими районов
противоаварийного управления.
Особенность структурного построения централизованных комплек-
сов — вся информация о текущем состоянии схемы и параметрах
электрического режима в контролируемом районе противоаварий-
ного управления собирается в одном центральном логико-вычисли-
тельном устройстве (ЛВУ), реализуемом на базе специализирован-
ной или серийной ЭВМ. Задача ЛВУ, действующего по заданному
алгоритму, — формирование дозировки управляющих воздействий
(АДВ) для каждого ПО выдачи ее на устройства запоминания дози-
ровки (АЗД). Централизованный комплекс может дополняться отде-
льными децентрализованными устройствами автоматики (напри-
мер, автоматикой разгрузки при близких или затяжных КЗ), исполь-
зующими для своего действия лишь локальную информацию.
73
Рис. 11. Централизованные комплексы АПНУ
а — первый; б — второй варианты
Необходимость в специальных устройствах АЗД вызвана требова-
нием максимального быстродействия АПНУ — к моменту срабаты-
вания любого ПО цепи реализации рассчитанных в ЛВУ управляю-
щих воздействий должны быть сформированы. При реализации воз-
действий ЛВУ находится вне контура управления; управляющие
сигналы от ПО через цепочки, сформированные в устройстве АЗД,
поступают на исполнительные органы. Настройка устройств АЗД
меняется циклически с интервалом времени, необходимым для рас-
чета в ЛВУ дозировки воздействий для всех пусковых органов
комплекса.
На рис. 11 показаны два варианта структурных схем централизо-
ванных комплексов АПНУ. В обоих вариантах в ЛВУ поступают те-
леизмерения ТИ текущих параметров режима и телесигнализации
ТС о ремонтных или аварийных изменениях схемы. Для передачи те-
леизмерений используются каналы телемеханики повышенной на-
дежности; они же или высокочастотные каналы используются для
телесигнализации.
В первом варианте (рис. 11, а) устройство АЗД установлено там
же, где и Л ВУ (совмещенное устройство АЗД). Все телеканалы пере-
дачи аварийных сигналов от пусковых органов направлены к месту
установки ЛВУ и устройства АЗД, откуда каналы передачи исполни-
тельных команд веерно расходятся к местам реализации воздейст-
вий. Во втором варианте (рис. 11,6) одно, два или более устройств
АЗД устанавливаются в наиболее удобных местах по тракту передачи
74
сигналов от пусковых органов к местам реализации управляющих
воздействий (вынесенные устройства АЗД).
В первом варианте значительно проще решается сопряжение Л ВУ
с устройством АЗД — не требуется организация надежных быстро-
действующих каналов между этими устройствами. Однако второй
вариант может дать существенный выигрыш в общем количестве ис-
пользуемых телеканалов. Предпочтительность того или другого ва-
рианта должна определяться при конкретном их сопоставлении.
Наилучшим может оказаться и комбинированный вариант, при ко-
тором одно из устройств АЗД выполняется совмещенным, а осталь-
ные — вынесенными.
В децентрализованных комплексах каждое устройство автомати-
ки действует независимо от других; их взаимное согласование прово-
дится лишь в необходимой мере при выборе их уставок и воздейст-
вий. В централизованных комплексах действие всех автоматических
систем подчинено единому алгоритму. Память ЭВМ и большой объ-
ем информации о схеме и режиме позволяют строить сложные алго-
ритмы противоаварийного управления, дающие преимущества цен-
трализованным комплексам перед децентрализованными в плане
обеспечения максимальных областей устойчивости, адаптивности
настройки и минимума ущерба от реализации управляющих воздей-
ствий. Особенно это касается протяженных кольцевых и сложных
многоконтурных схем, где комплексы с децентрализованной струк-
турой позволяю! осуществить лишь довольно “грубые” законы про-
тивоаварийного управления. Вместе с тем, следует учитывать, что на
нынешнем уровне развития технических средств централизованные
комплексы на базе управляющих ЭВМ обходятся значительно дороже
традиционных децентрализованных, их эксплуатация сложнее. Поэ-
тому решение о выполнении централизованного комплекса в том или
ином районе противоаварийного управления должно быть подкреп-
лено соответствующими технико-экономическими обоснованиями.
Иерархический принцип построения подсистемы АПНУ. По мере
усложнения режимов и схемы основной системообразующей сети
ЕЭС увеличивались протяженность децентрализованных комплек-
сов АПНУ и мощность осуществляемых ими управляющих воздейст-
вий. Стали создаваться централизованные комплексы на базе управ-
ляющих ЭВМ.
Развитые и мощные децентрализованные комплексы эксплуати-
руются на системообразующих транзитах 750 — 330 кВ С.-Петер-
бург—Москва, 500 кВ Центр — Средняя Волга—Урал, Красно-
ярск — Кузбасс, Волгоград — Липецк и др. Централизованные комп-
лексы на базе ЭВМ введены и эксплуатируются в ОЭС Урала, на
75
Костромской ГРЭС, на Братской и Усть-Илимской ГЭС. Работы по
созданию комплексов ПА продолжаются.
Требования надежности и быстродействия подсистемы АПНУ,
снижения затрат на ее развитие и эксплуатацию определят техниче-
ски и экономически оправданную протяженность районов противо-
аварийного управления, охватываемых комплексами АПНУ, целесо-
образном объеме возлагаемых на них функций, их взаимодействии.
Чрезмерное расширение границ районов противоаварийного
управления ведет к усложнению структурных схем комплексов, уд-
линению телеканалов и увеличению количества переприемов на
подстанциях, ухудшению быстродействия и показателей надежно-
сти, утяжелению условий их эксплуатации. Очевидно, что решение
задач АП НУ в ЕЭС или изолированно работающих ОЭС в рамках од-
ного централизованного комплекса нереально. В то же время про-
стое разделение электрической сети ЕЭС или ОЭС на несвязанные
районы и комплексы противоаварийного управления не может дать
удовлетворительного решения, так как не позволяет учесть взаимное
режимное влияние линий электропередачи, принадлежащих различ-
ным районам управления, и вторичное влияние управляющих воз-
действий в каждом из районов ПУ на режимы других районов.
Наиболее полноценное и, пожалуй, единственно приемлемое ре-
шение дает построение подсистемы АПНУ на иерархическом прин-
ципе, в соответствии с которым комплексы АПНУ различаются по
иерархическому уровню. Если район противоаварийного управле-
ния, контролируемый некоторым комплексом, является частью бо-
лее обширного района, контролируемого другим комплексом, то по-
следнему соответствует более высокий уровень иерархии.
В качестве примера рассмотрим кольцевую сеть — часть системо-
образующей сети энергообъединения (рис. 12). Схема включает в
Рис. 12. Районы проти-
воаварийного управления
76
Рис. 13. Иерархическое построение подсистемы АПНУ
себя мощные генерирующие узлы-электростанции, из которых одна
(15) связана с несколькими узлами кольцевой сети, две другие под-
ключены каждая к своему узлу — непосредственно (//) или через
двухцепную линию электропередачи (6 — 7).
Задача сохранения устойчивости этих электростанций, а также
остродефицитной энергосистемы, прилегающей к узлу 4, по связям с
энергообъединением возлагается на узловые комплексы АПНУ; на
рисунке показаны 1раницы охватываемых ими районов управления
1 — IV. Электростанция, подключенная к узлу 13, своего узлового
комплекса не имеет, так как мощность ее невелика, а узел 13 жестко
связан с энергосистемой.
Допускается пересечение районов противоаварийного управле-
ния: так, общий пусковой фактор для узловых комплексов 1 и 11— от-
ключение линии 5 — 15, адля комплексов /и IV— отключение линии
5—6.
Задачей комплекса V, район противоаварийного управления ко-
торого включает всю изображенную на рис. 12 сложную кольцевую
сеть и имеет более высокий иерархический уровень, является обес-
печение устойчивости в любых полных сечениях кольца (например,
сечения / — 1, 2—2, 3 — 3), а также при необходимости координа-
ция алгоритмов действия узловых комплексов, имеющих общие пус-
ковые факторы. В свою очередь, район Vпротивоаварийного управ-
ления может служить частью более обширного района, контролируе-
мого комплексом АПНУ более высокого иерархического уровня.
В иерархической структуре формируемой в ЕЭС подсистемы
АПНУ можно выделить характерные уровни (рис 13). Нижний, “са-
мостоятельный” уровень подсистемы образуют уже упомянутые уз-
77
ловые комплексы АПНУ, охватывающие узлы выдачи мощности
мощных ЭС, связи остродефицитных энергоузлов с энергосистема-
ми или энергосистем с энергообъединениями. Узловые комплексы
осуществляют управляющие воздействия через центральные и лока-
льные исполнительные устройства. Заметим, что исполнительные
устройства, показанные на рис. 13 для полноты структурной схемы,
не образуют самостоятельного уровня иерархии, так как не выполня-
ют самостоятельных функций. Центральные исполнительные
устройства могут отсутствовать.
Более высокий по отношению к узловым комплексам уровень
представляют районные комплексы, выполняющие противоаварий-
ное управление межсистемными связями, системообразующими
транзитами или частями регионов. Районные комплексы воздейст-
вуют на исполнительные устройства непосредственно или через уз-
ловые комплексы АПНУ. Районные комплексы вместе с исполните-
льными устройствами образуют базовую, наиболее сформирован-
ную в настоящее время часть подсистемы АПНУ.
Следующий, более высокий уровень подсистемы образуют регио-
нальные комплексы. Задача региональных комплексов — координа-
ция действия районных комплексов, входящих в состав данной ОЭС.
В энергообъединениях, имеющих относительно простую структуру
системообразующей сети, региональные комплексы могут непо-
средственно осуществлять ПУ в основной системообразующей сети
объединения и координацию действий узловых комплексов; район-
ные комплексы могут отсутствовать.
Такова, например, иерархическая структура АПНУ ОЭС Урала. В
ОЭС Центра, имеющей сложнозамкнутую многоконтурную и протя-
женную системообразующую сеть, формирование районных комп-
лексов еще не завершено. Предполагается поэтапное формирование
четырех-пяти районных комплексов и создание общерегионального
комплекса, осуществляющего взаимодействие районных комплек-
сов АПНУ.
Верхний уровень иерархической структуры составляет координи-
рующий комплекс ЦДУ ЕЭС. Первая очередь этого комплекса уже
функционирует; его задача — координация действий региональных
комплексов, а там, где они пока отсутствуют, — районных комплек-
сов АПНУ.
Основные положения иерархического принципа построения под-
системы АПНУ, определяющие взаимодействие комплексов различ-
ного уровня:
1)	межуровневое взаимодействие комплексов должно осуществ-
ляться преимущественно между комплексами смежного иерархиче-
ского уровня;
78
2)	взаимодействие территориально смежных комплексов одного
иерархического уровня может выполняться с помощью комплекса бо-
лее высокого уровня иерархии или непосредственно между ними с
представлением необходимой информации на более высокий уровень;
3)	исполнительные команды, поступающие от комплексов более
высокого уровня, в отношении объемов управляющих воздействий и
их быстродействия обязательны для исполнения на данном уровне;
распределение этих воздействий по объектам данного комплекса
проводится с учетом местных режимных особенностей, располагае-
мых объемов воздействий на объектах и технологических приорите-
тов между видами воздействий;
4)	допускается ретрансляция на более низкий уровень исполните-
льных команд, полученных “сверху”, или отдача на более низкий
уровень исполнительных команд на реализацию управляющих воз-
действий в объемах, дополняющих объемы воздействий, реализо-
ванных на данном уровне;
5)	комплексы АПНУ, имеющие общие пусковые факторы с комп-
лексами смежного более высокого иерархического уровня, осущест-
вляют управляющие воздействия самостоятельно с представлением
последним информации о предварительно сформированной дози-
ровке воздействий или с передачей им сигналов о реализованных
воздействиях при срабатывании соответствующих пусковых орга-
нов; комплексы более высокого уровня по этим же пусковым факто-
рам осуществляют управляющие воздействия с учетом объемов воз-
действий на нижнем уровне: реализуемый ими вектор управляющих
воздействий Пъ равен разности расчетного вектора воздействий для
этого уровня /7* и вектора воздействий, реализуемого или реализо-
ванного комплексом более низкого уровня //н:
ПЪ = П*В ~ПН;
6)	управляющие воздействия для общих пусковых факторов (или
общих пусковых органов) двух территориально смежных комплексов
одного иерархического уровня координируются в соответствии с п. 2;
7)	комплексы АПНУ любого уровня, исходя из условий устойчи-
вости контролируемых ими связей или заданий, полученных от ком-
плексов вышестоящего уровня, задают комплексам более низкого
уровня максимально допустимый небаланс мощности управляющих
воздействий;
8)	необходимо стремиться к такому алгоритмическому аппаратно-
му построению комплексов АПНУ, при котором отказы в действии
или выводы в ремонт комплексов любого уровня не влекут за собой
неработоспособность комплексов более низкого по отношению к
79
ним уровня, а приводят лишь к возможному ухудшению показателей
их действия (таких, как увеличение объема воздействий по сравне-
нию с минимальным, обеспечивающим выполнение возложенных
функций; нарушение целесообразного технологического приорите-
та между видами воздействий или привлечение нормально не приме-
няемых видов воздействий, например деления электрической сети
вместо ее разгрузки, и др.).
6.2.	АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЛИКВИДАЦИЯ АСИНХРОННОГО
РЕЖИМА
Эта функция ПА и соответствующая совокупность устройств ПА
предназначены для ликвидации (или прекращения) асинхронных
режимов между ЭС внутри энергорайона и энергорайона с другими
энергорайонами энергосистемы, ОЭС, ЕЭС.
Функции AjIAP реализуются автономными устройствами ПА. В
некоторых случаях устройства АЛАР используют общие с АПНУ
устройства телеотключения для передачи своих аварийных команд и
общие исполнительные устройства для их реализации.
Размещение устройств АЛАР, выбор типов этих устройств (способ
выявления асинхронного режима, характер действия) и их настройка
осуществляются на основе расчетов установившихся режимов и пе-
реходных процессов, возникающих после нарушения устойчивости
параллельной работы при различных возмущениях. Эти расчеты
позволяют:
выявить возможные сечения асинхронного режима, его парамет-
ры и влияние на элементы системы;
оценить допустимость краткосрочного асинхронного режима, усло-
вия ресинхронизации или воздействия, необходимые для облегчения
ресинхронизации;
определить параметры процесса, на которые должны реагировать
устройства АЛАР, их уставки срабатывания.
Для выявления и ликвидации асинхронного режима в полнофаз-
ной схеме сети используются ПУ, реагирующие на следующие пара-
метры (фиксирующие их):
скорость снижения сопротивления (АЛАР ФССС);
повышение фазового угла электропередачи (АЛАР ФПФУ);
циклы асинхронного режима (АЛАР ФЦ);
колебания фазного тока (АЛАР ФКТ).
Устройство АЛАР ФССС:
реагирует на характерное для начинающегося асинхпонного ре-
жима относительно медленное нарастание тока и снижение напря-
жения на контролируемой ЛЭП, т.е. на ограниченную скорость сни-
80
жения измеряемого сопротивления, с последующим реверсом ак-
тивной мощности в условиях большой реактивной мощности;
содержит чувствительное (KZ1) и грубое (XZ2) реле сопротивле-
ния, которые при поочередном срабатывании в процессе развиваю
щегося асинхронного режима во взаимодействии с реле времени
фиксируют наличие асинхронного режима на первом цикле;
срабатывает после фиксации изменений знака активной мощно-
сти, происходящих в условиях сработавших чувствительного и гру-
бого реле сопротивления, фиксирующего наличие большой реактив-
ной мощности в ЛЭП (рис. 14, а).
В случае нарушения синхронизма годограф сопротивления на за-
жимах реле Zp последовательно входит сначала в зону срабатывания
чувствительного реле сопротивления KZ1, а затем грубого — KZ2.
При срабатывании реле KZ1 (точка 1) пускается элемент времени /|,
имеющий выдержку времени 0,1 — 0,2 с. Если последующее сраба-
тывание реле KZ2 имеет место до истечения выдержки времени
значит происходит процесс, свойственный процессу КЗ.
Последовательное срабатывание обоих реле сопротивления (KZ1
и KZ2) с интервалом времени более г, говорите наличии качаний, ко-
торые могут быть как синхронными, так и асинхронными. Поэтому в
устройстве АЛАР предусмотрен второй критерий, позволяющий от-
личить асинхронный режим от синхронных качаний.
Таким критерием является прохождение угла S через 180°, что
фиксируется с помощью реле направления активной мощности.
Устройство АЛАР ФПФУ фиксирует начинающийся асинхрон-
ный режим по нарастанию до заданного значения разности фаз на-
пряжений между контрольными точками транзитной сети.
Возможны два варианта выбора контрольных точек и формирова-
ния соответствующих напряжений:
1	— одна контрольная точка — в месте установки АЛАР, другая — в
сети за некоторым эквивалентным сопротивлением. Первое напря-
жение получается непосредственно от TH в месте установки, второе
— путем добавления к нему падения напряжения на эквивалентном
сопротивлении оттока ЛЭП (рис. 14, б);
П — обе контрольные точки — за некоторыми эквивалентными
сопротивлениями в сети по разные стороны от места установки
АЛАР. Оба напряжения получаются как сумма напряжения в месте
установки АЛАР и падения напряжения от тока ЛЭП на эквивалент-
ном сопротивлении соответственно до первой и второй контрольных
точек.
Для расширения зоны срабатывания устройства АЛАР ФПФУ,
что крайне важно для устройств, которые включены на транзитных
ЛЭП, имеющих шунтирующие связи, в схеме создан искусственный
81
Рис. 14. Диаграммы работы устройств АЛАР ФССС (о) и АЛАР ФПФУ (б)
82
сдвиг угла между эквивалентными напряжениями Ux и С/2- Это до-
стигается использованием в схеме моделирования напряжений и то-
ков разных фаз (UA, 1Аи UB, 1В).
Устройство действует до асинхронного проворота векторов в
зонах:
а)	основной (дефицит активной мощности возник “за спиной” в
сторону шин от места установки устройства);
б)	резервной (дефицит активной мощности возник в сторону ЛЭП
от места установки устройства).
На каждом транзите устанавливаются по два комплекта АЛАР
ФПФУ с противоположных сторон одной ЛЭП. В таком случае раз-
деление транзита обеспечивается до асинхронного проворота (при
угле менее 180°) одним из устройств в зависимости от того, в какой
части энергосистемы возник дефицит активной мощности. Места
деления сети могут быть при этом различны. Действие АЛАР ФПФУ
в резервной зоне после асинхронного проворота произойдет в случае
отказа другого комплекта, действующего в основной зоне, или отказа
выключателя (трехфазного).
Имеется блокировка, предотвращающая срабатывание АЛАР
ФПФУ при КЗ в сети, прилегающей к месту установки АЛАР.
Устройство АЛАР ФЦ осуществляет фиксацию асинхронного ре-
жима по наличию циклических срабатываний реле сопротивления
(реле максимального тока), сопровождающихся срабатыванием реле
активной мощности, и его возвратов с периодичностью не более
заданной.
Фиксация асинхронного режима в устройстве АЛАР ФКТ проис-
ходит по последовательным срабатываниям грубого и возвратам чув-
ствительного реле максимального фазного тока (или срабатываниям
и возвратам одного реле тока), с контролем длительности асинхрон-
ного режима).
Устройства АЛАР подразделяются на:
основные — предназначены для работы в полнофазном
режиме;
резервные — служат для резервирования основных комплек-
тов и устанавливаются, как правило, не там, где основные, а на про-
тивоположном конце ЛЭП, по которой проходит сечение фиксации
асинхронного режима. Могут выполняться по тем же схемам, что и
основные; однако, учитывая их резервирующее назначение, приме-
няют также устройства, выполненные на иных принципах. Допуска-
ется использование упрошенных схем, в том числе схем, основанных
на принципе фиксации колебаний фазного тока (АЛАР ФКТ);
дополнительные — применяются для ликвидации асинх-
ронного режима в неполнофазной схеме сети при любой причине его
83
возникновения (АЛАР НПФ). Устанавливаются с обоих концов
ЛЭП.
Устройство АЛАР НПФ выполняется по схеме устройства АЛАР
ФКТ, включаемого в этом случае на ток нулевой последовательности
ЛЭП. Функцию АЛАР НПФ может выполнять устройство АЛАР
3 Н Р, выполненное по схеме, аналогичной РЗ неполнофазного режи-
ма ЛЭП (ЗНР), дополненной специальной схемой для предотвраще-
ния отказа при колебаниях тока.
В отличие от дополнительного, устройство АЛАР ЗНР реагирует
на неполнофазный режим ЛЭП и асинхронный ход лишь по причине
переключения фаз выключателя ЛЭП в месте установки устройства
АЛАР ЗНР.
Типовая панель основного устройства АЛАР (рис. 15) выполняет-
ся трехступенчатой:
Ступень	Назначение
I — АЛАР ФССС	Наиболее быстрое выявление асинхронного режима в кон- тролируемом сечении (в первом цикле) и его знака сколь- жения; действует через собственные выходные реле
II - АЛАРФЦ	Выявление асинхронного режима в контролируемом сече- нии и знака скольжения в конце двух — четырех циклов; действует через отдельные выходные реле, резервируя 1 ступень
III - АЛАР-В-ФЦ	Ликвидация асинхронного режима после выполнения ме- роприятий по ресинхронизации, если по истечении како- го-то времени асинхронный режим не прекратился; испо- льзует узел дополнительной выдержки времени и И сту- пень устройства; действует через отдельные выходные реле
Основная панель АЛАР имеет дистанционное реле контроля на-
хождения электрического центра качаний (ЭЦК) на контролируе-
мой ЛЭП; контроль ЭЦК вводится в работу для II ступени в случае
необходимости.
Каждая ступень для ввода в действие имеет собственные коммута-
ционные устройства (накладки).
Панель имеет устройство контроля исправности цепей напряже-
ния, контроля максимальной длительности цикла (или залипания
реле счетчика циклов).
Для фиксации изменения знака мощности используется макси-
мальное реле мощности KW1 с двумя контактами KW1.1 и KIV1.2.
Применение реле сопротивления обеспечивает повышенную чувст-
вительность по сравнению с другими типами реле и, кроме того, по-
зволяет определить сечение асинхронного режима, в котором разме-
щается ЭЦК. Реле сопротивления настроены независимо и могут
иметь различное назначение в зависимости от вида и расположения
84
характеристики изменения сопротивления на зажимах реле Zp в
асинхронном режиме.
В качестве примера на рис. 16 показаны характеристики реле со-
противления для одного из вариантов их использования.
Первая ступень устройства. Необходимость действия устройства
на первом цикле возникает при нарушении устойчивости, которое
сопровождается глубоким снижением напряжения, грозящим серь-
езным расстройством работы потребителей или дополнительным
выходом из синхронизма генераторов в другом узле энергосистемы.
Принцип действия первой ступени устройства, выявляющей асинх-
ронный режим на первом цикле, основан на измерении скорости изме-
нения сопротивления на зажимах реле сопротивления. Эта скорость
фиксируется с помощью двух реле сопротивления KZ1 и KZ2, имею-
щих различные характеристики срабатывания (см. рис. 15 и 16).
При нарушении синхронизма годограф сопротивления на зажи-
мах реле сопротивления Zp последовательно входит сначала в зону
срабатывания чувствительного реле сопротивления KZ1, а затем гру-
бого реле KZ2. При срабатывании KZ! (точка /, рис. 16, в) пускается
элемент времени имеющий выдержку времени 0,1 — 0,2 с. Даль-
нейшее изменение Zp приводит к срабатыванию реле KZ2 (точка 2,
рис. 16, в) и появлению логического сигнала на выходе первого эле-
мента И. Чтобы этотсигнал не исчезал вследствие срабатывания эле-
мента “Запрет”, предусмотрено удерживание сигнала с помощью об-
ратной связи, соединяющей выход элемента И с входом элемента .
Поочередное срабатывание двух реле сопротивления означает,
что происходит процесс снижения сопротивления, не свойственный
процессу снижения сопротивления при КЗ или неисправности в из-
мерительных цепях напряжения. Однако поочередного срабатыва-
ния двух реле сопротивления недостаточно для селективного опреде-
ления нарушения синхронизма, это срабатывание может иметь мес-
то при синхронных качаниях. Второе условие срабатывания первой
ступени устройства — прохождение угла 8 между векторами ЭДС
двух частей энергосистемы через критическое значение. Сигнал о
прохождении угла 8 через критическое значение поступает от выяви-
тельного органа второй ступени устройства на входы элементов И
первой ступени. Причем этот сигнал существует в одном из двух ви-
дов в зависимости от того, ускоряются или тормозятся генераторы
той части энергосистемы, в которой установлено устройство. Если
имеет место ускорение генераторов, на выходе устройства появляет-
ся сигнал 1У, если торможение — сигнал /Т.
Характеристика срабатывания реле KZ2 выбирается такой, чтобы
обеспечивалось селективное действие устройства при условии рас-
положения ЭЦК в сечении, контролируемом данным устройством.
85
Рис. 15. Схема типовой панели основного устройства АЛАР
86
Рис. 16. Выявительный орган устройства автоматической ликвидации асинхрон-
ного режима:
а — цепи переменного тока и напряжения; б— оперативные цепи выявитель-
ного органа второй ступени устройства; в — характеристики срабатывания
реле сопротивления; г— угловая диаграмма работы реле
Исходя из этого, сопротивление срабатывания реле, фиксирующих
ЭЦК, выбирается по двум условиям отстройки:
от минимального сопротивления при внешних асинхронных
режимах;
от сопротивления в максимальном рабочем режиме.
Характеристика срабатывания реле KZ1 согласовывается с харак-
теристикой реле KZ2 с учетом принятого времени 7,.
При КЗ, сопровождающемся срабатыванием реле KZ1 и KZ2. эле-
мент времени 7( не успевает сработать, так как реле KZ2 с помощью
элемента “Запрет” снимает сигнал с его входа, в результате сигнал на
выходе устройства не создается.
87
Следует отметить, что первая ступень устройства может отказать в
действии при быстром выпадении генераторов из синхронизма, ког-
да реле KZ2срабатывает раньше, чем элемент времени /|. В этом слу-
чае асинхронный режим должен быть прекращен действием второй
ступени устройства.
Первая и вторая ступени устройства могут использоваться по-раз-
ному в целях ликвидации асинхронного режима. Возможны три спо-
соба ликвидации асинхронного режима:
деление энергосистемы по сечению асинхронного хода на несинх-
ронно работающие части;
ресинхрон изация;
комбинированный, заключающийся в том, что первоначально от-
ключается часть электрических связей в энергосистеме для упроще-
ния схемы энергосистемы и облегчения ресинхронизации, а затем вы-
полняются различные мероприятия по ресинхронизации в зависимо-
сти от того, ускоряются или тормозятся выделенные генераторы.
Вторая ступень устройства. Используется комбинированный ис-
полнительный орган, реагирующий на изменения сопротивления на
зажимах реле сопротивления и знака мощности электропередачи.
Характеристики срабатывания реле сопротивления (см. рис. 16, в)
показывают, что возможны асинхронные режимы с ЭЦК, располо-
женным как в первом (на ЛЭП, где включено устройство), так и в
третьем (за шинами ПС) квадрантах. Поэтому в таком выявительном
органе должны использоваться два реле сопротивления KZ1 и KZ3,
контакты которых включаются параллельно (см. рис. 16, б). На
структурной схеме устройства показано только одно реле KZ3. Усло-
вия выбора сопротивления реле KZ3, такие же, как и реле KZ2.
Дополнительное требование к реле KZ1 и KZ3 состоит в том, что их
характеристики должны быть согласованы с характеристикой срабаты-
вания реле мощности KW1. Характеристика срабатывания реле мощ-
ности KW1 должна быть выбрана так, чтобы переориентация реле
KW1 происходила при максимальном значении критического угла
(5 ® 180°), что будет свидетельствовать о нарушении синхронизма.
Для того чтобы отличить переориентацию реле KW1 при 8 ® 180°
от переориентации при 8 ® 0°, осуществляется контроль положения
реле сопротивления: при 8 ~ 180° реле сопротивления KZ1 и KZ3дол-
жны находиться в положении срабатывания, а при 8 ® 0° — в положе-
нии возврата. Таким образом, сочетанием поведения реле мощности
и реле сопротивления можно проконтролировать изменение угла 8 в
цикле асинхронного режима и переход его за критическое значение.
Требуемая характеристика реле мощности достигается путем при-
менения реле активной или реактивной мощности и выбора фазы
напряжения измерительного трансформатора напряжения. Фаза на-
88
пряжения, подводимого к обмотке напряжения реле KW1 от транс-
форматора TV, выбирается с помощью перемычек 51¥(см. рис. 16, а).
Работу выявительного органа второй ступени устройства можно
проследить по структурной (см. рис. 15), атакже по принципиальной
(см. рис. 16, а, б) схемам. Принцип работы выявительного органа
основан на фиксировании последовательного срабатывания и воз-
врата реле сопротивления в реле мощности в процессе изменения
угла 5. На рис. 16, г показаны угловые зоны работы реле. При ускоре-
нии генераторов энергосистемы с эквивалентной ЭДС Ел относите-
льно генераторов энергосистемы с эквивалентной ЭДС £? процесс
последовательного срабатывания идет против часовой стрелки, при
торможении — по часовой стрелке.
В исходном доаварийном режиме при направлении активной
мощности от шин в линию замкнут замыкающий контакт KW1.1.
Реле сопротивления KZ1 и KZ3, входящие в комплект AKZ, а следо-
вательно, выявительный орган в целом не работают. При возникно-
вении асинхронного режима, при котором вектор ЭДС Е1 ускоряется
относительно ЭДС £2, происходит увеличение угла 5. При достиже-
нии вектором £| положения 0 — б срабатывает реле сопротивления
KZ1, вызывающее срабатывание промежуточного реле KL1. Послед-
нее, самоудерживаясь, подготавливает к срабатыванию выходное
реле выявительного органа KL3 и блокирует работу промежуточного
реле КЕЗ.
На структурной схеме самоудерживание показано в виде обратной
связи на элементе И, управляемом контактом KW1.1. Когда вектор
£| займет положение 0 — в, реле мощности KW1 переориентируется.
При этом контакт KW1./ разомкнется, а через время, необходимое
для переключения реле мощности, в момент, когда вектор £| достиг-
нет положения 0 — г, замкнется KWL2; сработает выходное реле KL3,
управляющее счетчиком циклов лц. Состояние реле KL1 при пере-
ключении мощности не изменяется.
При дальнейшем увеличении угла 6 до значения, определяемого
линией 0 — д, происходит возврат реле сопротивления KZ1 и вслед за
ним промежуточных реле KL1 и KL3. Рассматриваемый порядок ра-
боты реле выявительного органа повторяется в каждом цикле асинх-
ронного режима. Промежуточное реле KL2 в этом режиме не
действует.
Если асинхронный режим возникает с торможением вектора £)
относительно вектора £2, выявительный орган работает аналогично,
только за время полного поворота вектора Е\ срабатывают реле KL2v\
KL3,ve№ KL1 не действует. Таким образом, промежуточное реле KL1
фиксирует ускорение генераторов энергосистемы с ЭДС Е\, а проме-
жуточное реле KL2 — торможение этих генераторов.
89
Рис. 17. Принцип построения счетчика циклов асинхронного режима
Выходное реле выявительного органа KL3 управляет работой
счетчика циклов (СЦ) асинхронного режима лп. По истечении
двух — четырех циклов (число циклов устанавливается предварите-
льно с помощью перемычек в схеме счетчика) контролируется поло-
жение ЭЦК. Если ЭЦК располагается в контролируемом сечении
энергосистемы, то срабатывают реле сопротивления, фиксирующие
ЭЦК. В результате с помощью счетчика циклов, реле фиксации ЭЦК
и реле фиксации ускорения или торможения генераторов формиру-
ются выходные сигналы второй ступени устройства ПУи НТ. В каче-
стве реле фиксации ЭЦК в рассматриваемом примере (см. рис. 16, в)
следует применять два реле сопротивления KZ2v\ АХ?(нарис. 15по-
казано использование одного реле KZ2). По цепям ПУ и ПТ выпол-
няется действие, направленное на ресинхронизацию, или, если ре-
синхронизация недопустима, на разделение энергосистемы на не-
синхронно работающие части. В последнем случае допустимо не
фиксировать знак скольжения.
В процессе работы счетчика циклов контролируется длительность
каждого цикла. Если длительность цикла превышает некоторое кри-
тическое значение, при котором наступает ресинхронизация,
устройство блокируется: счетчик циклов сбрасывается и выявитель-
ный орган отключается. Период критического скольжения зависит
от параметров энергосистемы.
Счетчик циклов использует принцип поочередной фиксации сра-
батывания и возврата выходного реле KL3 выявительного органа.
Каждый цикл фиксируется с помощью двух промежуточных реле. На
рис. 17 показана схема фиксации одного цикла асинхронного режи-
ма. Первое реле KLI счетчика, срабатывая после срабатывания вы-
90
ходного реле выявительного органа KL3 (см. рис. 16, б), фиксирует
половину цикла асинхронного режима. Второе реле KL2 счетчика
фиксирует полный цикл. Оно срабатывает после возврата KL3с кон-
тролем срабатывания первого. Сработав, реле KL2 самоудерживает-
ся; при этом размыкается цепь катушки первого реле, исключая его
действие в последующих циклах и подготавливая к действию первое
реле последующего цикла. Контур CR, включенный параллельно ка-
тушке реле KL1, создает небольшую задержку на возврат, чем обеспе-
чивается надежное срабатывание реле KL2.
Третья ступень устройства применяется в том случае, если первая
или вторая ступень действует на ресинхронизацию. В этих условиях
третья ступень резервирует действие первых двух. Если в результате
управляющих воздействий, направленных на ресинхронизацию,
асинхронный режим не ликвидирован, третья ступень устройства с
выдержкой времени Г2 действует на разделение энергосистемы на не-
синхронно работающие части. Выдержка времени /2 должна превы-
шать возможную продолжительность ресинхронизации и быть мень-
ше допустимой продолжительности асинхронного режима. Обычно
эта выдержка времени составляет от Юдо 20 с. Наличие асинхронно-
го режима по истечении выдержки времени Z2 проверяется по факту
повторного срабатывания второй ступени устройства со счетчиком
циклов.
6.3.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
При одностороннем отключении или включении протяженной
ВЛ сверхвысокого напряжения 330 — 1150 кВ реактивная (емкост-
ная) мощность, генерируемая линией, может вызвать значительное
повышение напряжения как на разомкнутом конце ВЛ, так и на ши-
нах ПС, от которой ВЛ находится под напряжением. Значение повы-
шенного напряжения зависит от сопротивления питающей энерго-
системы, индуктивного и емкостного сопротивления ВЛ, т.е. чем
мощнее энергосистема, тем меньше повышается напряжение на вы-
водах находящейся под напряжением ВЛ. Два других параметра за-
висят от длины ВЛ: чем больше длина ВЛ, тем больше зарядная мощ-
ность и тем больше повышается напряжение как на разомкнутом
конце ВЛ, так и на шинах ПС.
Перенапряжения, возникающие при одностороннем отключении
ВЛ, могут быть значительными, опасными для электрооборудования
ПС, поэтому для их ограничения на ВЛ большой протяженности
устанавливают специальные аппараты — шунтирующие реакторы,
предназначенные для компенсации емкостного сопротивления ВЛ.
91
Таблица 3
Номиналь- ное напря- жение сети, кВ	Оборудование	Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с			
		1200	20	1	0,1
110-500	Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	1,10 1,10	1,25 1,25	1,90 1,50	2,00 1,58
	Шунтирующие реакторы и электромагнитные транс- форматоры напряжения	1,15 1,15	1,35 1,35	2,00 1,60	2,10 1,65
	Коммутационные аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры	1,15 1,15	1,60 1,60	2,20 1,70	2,40 1,80
	Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	1,10	1,25	1,67	1,76
750	Шунтирующие реакторы, коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры	1,10	1,30	1,88	1,98
Примечание. Допустимое повышение напряжения дано в долях наибольшего рабо-
чего напряжения, в числителе — для изоляции фаза — земля в долях фазного напряже-
ния, в знаменателе — для изоляции фаза — фаза в долях междуфазного напряжения (для
электрооборудования трехфазного исполнения).
Возможны также опасные повышения напряжения при резонанс-
ных явлениях и коммутационных перенапряжениях.
Резонансные перенапряжения обусловлены наличием индуктив-
ных и емкостных элементов, создающих условия резонанса. Резо-
нансные перенапряжения могут существовать более длительное
время до тех пор, пока не будет изменена схема сети, не вступят в ра-
боту регуляторы возбуждения и напряжения, не подействуют другие
устройства автоматики.
Основное средство ограничения коммутационных перенапряже-
ний — разрядники, ограничивающие уровень перенапряжений до
допустимых значений. Так, в сетях 500 кВ установившееся значение
перенапряжения в месте расположения комбинированного разряд-
ника не должно превышать 1,7 t/ф.
Однако для изоляции электрооборудования опасными являются и
меньшие уровни напряжения, если они существуют более длитель-
ное время, т.е. имеется зависимость допустимых перенапряжений от
длительности их воздействия. Допустимые уровни перенапряжения
в зависимости от их длительности приведены в табл. 3.
92
На ЛЭП 330 - 500 кВ не рекомендуется иметь длительные (свыше
20 — 30 мин) повышения напряжения сверх 1,15 по условиям по-
мех от короны на высокочастотные каналы связи, организуемые по
этим линиям.
Основное средство ограничения резонансных перенапряжений —
шунтирующие реакторы, подключаемые к ЛЭП или к шинам ПС.
Включение шунтирующих реакторов приводит к ликвидации резо-
нанса или к его существенному ослаблению.
Для устранения опасных напряжений при одностороннем вклю-
чении линии СВН применяются устройства АОПН (рис. 18).
Устройство АОПН состоит из пускового, избирательного органов
и выдержки времени.
93
Пусковой орган предназначен для выявления факта повышения
напряжения и состоит из трех максимальных реле напряжения (для
каждой ступени АОПН), включенных на фазные напряжения.
Избирательный орган служит для выявления ЛЭП, вызвавшей по-
вышение напряжения, путем фиксации протекания к шинам ПС по
контролируемым ЛЭП значительной реактивной мощности при по-
вышении напряжения на этой ЛЭП. Избирательный орган, как и пу-
сковой, выполнен пофазным.
Поскольку существует вольт-секундная зависимость допустимых
повышений напряжения, устройство АОПН имеет двухступенчатое
исполнение. Каждая из ступеней (чувствительная и грубая) имеет
три реле напряжения. Реле реактивной мощности являются общими
для обоих ступеней АОПН. На некоторых ЛЭП, если это допустимо
по условиям селективности, предусмотрено действие одной или двух
ступеней АОПН помимо реле реактивной мощности.
При срабатывании устройство АОПН действует на включение ре-
актора (там, где он установлен), а затем на отключение “своей” ЛЭП
с запретом ТАПВ. Действие устройства на включение реактора бло-
кируется в случае отключения реактора от его дифференциальной
или газовой защиты.
Избирательность действия устройства АОПН ЛЭП, по которой
возможны реверсивные перетоки мощности, обеспечивается выбо-
ром соответствующей характеристики реле направления мощности.
Если не удается обеспечить избирательность действия устройства
АОПН выбором соответствующей характеристики срабатывания
реле направления мощности, предусматривается блокировка дейст-
вия устройства АОПН с помощью реле тока, уставка срабатывания
которого принимается больше максимального значения тока, проте-
кающего по ЛЭП, в условиях, когда устройство АОПН должно
действовать.
В составе типового комплекта АОПН предусмотрен собственный
УРОВ, токовые реле которого (в отличие от УРОВ ЛЭП) должны на-
дежно срабатывать при протекании по выключателям емкостного
тока ЛЭП (тока недокомпенсации при наличии на ЛЭП реакторов).
Если при действии устройства АО П Н откажут выключатели ЛЭП,
то оно через “свой” УРОВ с дополнительной выдержкой времени от-
ключит систему шин или смежное присоединение.
При необходимости защиты от повышения напряжения оборудо-
вания “холостого конца” ЛЭП в схеме устройства АОПН предусмот-
рена автоматическая шунтировка контактов реле направления мощ-
ности устройствами фиксации ремонтного состояния обоих выклю-
чателей ЛЭП. В этом случае при срабатывании устройства АОПН,
реле напряжения которой подключены к установленному на “холо-
94
стой” ЛЭП TH, ЛЭП будет отключена с противоположного конца с
использованием телеотключения.
Напряжение срабатывания чувствительной ступени устройства
АОПН отстраивается от максимального рабочего напряжения и при-
нимается равным (115 — 125 %)(/ном. При этом желательно исполь-
зовать реле напряжения с высоким коэффициентом возврата, на-
пример типа РН-58, имеющее кв > 0,95.
Напряжение срабатывания реле напряжения второй, грубой сту-
пениустройстваАОПН принимается равным (140 — 150 %)(/ном.Эта
ступень действует на отключение ВЛ с минимальной выдержкой вре-
мени 0,1 — 0,2 с.
В качестве избирательного органа в схеме устройства АОП Н при-
меняется реле реактивной мощности типа РБМ-276, имеющее регу-
лируемый угол максимальной чувствительности <рм ч в диапазоне
75 — 105°. Угол максимальной чувствительности реле выбирается та-
ким, чтобы для включенной и загруженной ЛЭП передаваемая ак-
тивная мощность создавала тормозное действие на реле. При такой
настройке уменьшается вероятность излишнего срабатывания реле в
нормальных режимах работы ЛЭП.
Уставка реле, контролирующего поток реактивной мощности с
ЛЭП, отстраивается от возможных потоков реактивной мощности в
нормальной схеме. В целях обеспечения надежности действия она
выбирается в 1,4— 1,5 раза меньше значения потока реактивной
мощности с односторонне включенной ЛЭП при напряжении на
шинах ПС или ЭС, соответствующем уставке реле максимального
напряжения.
В ряде случаев на ЛЭП СВН используются шунтирующие реакто-
ры, оборудованные искровыми промежутками, включающими от-
ключенные реакторы при появлении повышения напряжения по-
рядка 145 %(/ном. В связи с этим выполняются дополнительные
устройства автоматики, включающие отключенный выключатель
шунтирующего реактора при появлении тока в реакторе вследствие
пробоя искрового промежутка (эта автоматика блокируется, если от-
ключение выключателя было вызвано действием дифференциаль-
ной или газовой защиты реактора).
6.4.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ СНИЖЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
Устройства АОСН предназначены для предотвращения снижения
в послеаварийных режимах напряжений в контролируемых точках
электрической сети до значений, недопустимых по условиям устой-
чивости нагрузки и возникновения лавины напряжения. В качестве
95
ПО в устройстве АОСН используются два реле напряжения с высо-
ким коэффициентом возврата, включенных на разные TH, и реле
времени. Автоматика, отстроенная по выдержке времени от дейст-
вия АПВ и АВР, для ликвидации дефицита реактивной мощности
воздействует на:
форсировку емкостной компенсации;
отключение шунтовых реакторов;
отключение нагрузки или питающих ее ЛЭП.
Кроме того, для ликвидации потерь реактивной мощности от
транзитных перетоков, которые вызывают снижение напряжения,
может применяться деление сети. Отключение нагрузки допускается
в случае невозможности или неэффективности применения других
мероприятий. При отсутствии в данном узле потребителя, который
может быть отключен, возможно отключение менее ответственных
потребителей в смежных узлах. Как правило, устройство АОСН вы-
полняется с пуском при напряжении ниже 0,85 t/HOM ступенями с раз-
ными выдержками времени в диапазоне 5 — 15 с.
Меньшая выдержка времени должна обеспечить отстройку авто-
матики от действия АПВ и АВР, при этом следует свести к минимуму
вероятность неправильного срабатывания устройств при полной по-
тере напряжения вследствие неуспешных АПВ, отключений ЛЭП и
т.п. Допускается АОСН с более высокими уставками по напряжению
для остродефицитных районов или в случае воздействия устройства
только на ОШР.
Обоснование применения устройства АОСН следует производить
с учетом зависимости потребления от напряжения, наличия АРН на
понижающих трансформаторах, наличия конденсаторных батарей,
длинных и сильно загруженных ЛЭП.
6.5.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ
ЧАСТОТЫ
Устройства автоматического ограничения повышения частоты
(АОПЧ) предназначены для предотвращения недопустимого повы-
шения частоты (до 55 Гц), при котором возможно срабатывание ав-
томатов безопасности турбин ТЭС. Кроме того, устройства АОПЧ
применяются для:
ограничения повышения частоты выше 60 Гц (для ГЭС);
обеспечения нормальной работы двигательной нагрузки (в узлах,
где нет ТЭС);
ограничения длительного повышения частоты на ТЭС значением,
при котором нагрузка блоков под действием регуляторов частоты
вращения достигает минимального допустимого уровня.
96
Комплекс устройств АОПЧ должен охватывать любой район, ра-
ботающий изолированно, или такой, который может быть отделен от
остальной энергосистемы сечениями асинхронного режима, само-
произвольного или управляемого деления с аварийным избытком
мощности, приводящим к опасному повышению частоты. Комплекс
устройств АОПЧ должен выполнять свою функцию при возможных
для данного района (узла) аварийных избытках мощности.
При этом действие устройств АОПЧ не должно:
происходить при эксплуатационном повышении частоты, а также
при синхронных качаниях;
приводить к последующему действию устройств АОСЧ.
Устройства АОПЧ реагируют на изменение частоты в энергосис-
теме и (или) скорости ее повышения с контролем, если требуется,
выхода режима котлов за пределы регулировочного диапазона.
Устройства АОПЧ ликвидируют аварийный избыток активной
мощности района за счет ОГ и ДС.
Во многих случаях установленная на ГЭС автоматика, реагирую-
щая на опасное повышение частоты и отключающая часть генерато-
ров ГЭС, способна предотвратить опасные для энергосистемы режи-
мы. Для обеспечения эффективности этой автоматики в условиях
многообразия возможных схем и режимов необходимо применять не
менее двух ступеней разгрузки и выбирать для первой ступени отно-
сительно низкую уставку — 51,5 Гц.
В целях резервирования установленных на ГЭС устройств пред-
писывается там, где это возможно по схемам и режимным условиям,
устанавливать делительную автоматику по частоте, действующую на
выделение ТЭС или их частей с примерно сбалансированной нагруз-
кой. Эта автоматика должна иметь уставку срабатывания
52 — 53,5 Гц и действовать без выдержки времени.
6.6.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ СНИЖЕНИЯ
ЧАСТОТЫ
Устройства автоматического ограничения частоты (АОСЧ) пред-
назначены для предотвращения работы потребителей и оборудова-
ния охватываемого района с частотой ниже:
46 Гц;
46 Гц более 10 с;
47 Гц более 20 с;
48,5 Гц более 60 с.
Одни и те же устройства АОСЧ могут действовать в составе раз-
ных подсистем, ограничивающих снижение частоты при местных
97
и различных общесистемных дефицитах. Устройства АОСЧ
осуществляют:
АЧР;
дополнительную разгрузку, действующую при больших местных
дефицитах мощности, в целях предотвращения лавины частоты и
напряжения;
выделение ЭС или генераторов со сбалансированной нагруз-
кой, выделение генераторов на питание собственных нужд
эл е ктростан ций;
восстановление питания отключенных потребителей при восста-
новлении частоты (ЧАПВ);
автоматический частотный ввод резерва.
Автоматическая частотная разгрузка. Устройства АЧР должны
устанавливаться там, где возможно возникновение значительного
дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдель-
ных ее районах, а мощность потребителей, отключаемых при сраба-
тывании устройств АЧР, должна быть достаточной для предотвраще-
ния снижения частоты, угрожающего нарушением работы механиз-
мов собственного расхода ЭС, что может повлечь за собой лавину
частоты.
При АЧР необходимо учитывать все реально возможные случаи
аварийных отключений генераторов и разделения энергосистем или
энергообъединений на части, в которых может возникнуть дефицит
активной мощности. Чем больший дефицит мощности может воз-
никнуть, тем на большую мощность должны быть отключены потре-
бители. Для того чтобы суммарная мощность нагрузки потребителей,
отключаемых действием АЧР, хотя бы примерно соответствовала де-
фициту активной мощности, возникшему при конкретной аварии,
АЧР выполняется многоступенчатой, в несколько очередей, разли-
чающихся уставками срабатывания по частоте и времени.
Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного де-
фицита активной мощности в энергосистемах, подразделяются на
три основные категории.
Первая категория (АЧР1) быстродействующая (/=0,1 —0,3 с) с
уставками срабатывания по частоте от 48,5 до 46,5 Гц. Назначение
очередей АЧР1 — не допустить глубокое снижение частоты в первое
время развития аварийного нарушения режима. Уставки срабатыва-
ния очередей АЧР1 отличаются одна от другой на 0,1 Гц. Мощность
нагрузки, подключаемой к АЧР1, примерно равномерно распределя-
ется между очередями.
Вторая категория (АЧ РП) предназначена для восстановления час-
тоты до нормального значения, если она длительно остается пони-
женной или, как говорят, “зависает” на уровне около 48 Гц. Вторая
98
категория вступает в действие после отключения части потребителей
от АЧР1, когда снижение частоты прекращается и она устанавливает-
ся на уровне 47,5 — 48,5 Ги. Верхний уровень уставок по частоте
устройств АЧРП принимается в пределах 48,8 — 48,6 Гц, на 0,2 Гц
выше верхнего уровня уставок по частоте АЧР1. При этом диапазон
уставок АЧРП должен быть 0,3 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц.
Весь объем разгрузки АЧРП разделяется на три-четыре части (напри-
мер, 40, 30 и 30 % общего объема).
Уставки по времени очередей АЧРП устанавливаются возрастаю-
щими от АЧ РП с максимальными уставками по частоте к АЧРП с ми-
нимальными уставками. Наиболее ответственных потребителей при
этом следует подключать к АЧРП с минимальными уставками по ча-
стоте (максимальными уставками по времени). Выдержки времени
АЧРП отличаются на 3 с и принимаются 5 — 90 с. Большие выдерж-
ки времени АЧРП принимаются для того, чтобы за это время были
мобилизованы резервы активной мощности, имеющиеся в энерго-
системе: загружены все работающие агрегаты, пущены, включены в
сеть и загружены резервные гидроагрегаты.
В дефицитных энергосистемах, получающих мощность от сосед-
них энергосистем, применяется также третья категория — быстро-
действующая, специальная очередь АЧР с уставкой срабатывания
49 Гц. Предназначена для предотвращения снижения частоты в ЕЭС
до верхних уставок АЧРП в случаях, когда не удается реализовать
оперативные ограничения потребителей, а также для разгрузки меж-
системных связей при возникновении дефицита мощности в
энергообъединен и и.
Действие устройств АЧР должно сочетаться с другими видами ав-
томатики энергосистем. Так, для того чтобы АЧР была эффектив-
ной, нагрузка потребителей, отключенных при аварийном снижении
частоты, не должна подхватываться устройствами АПВ и АВР. Поэ-
тому АПВ ЛЭП, отключенной действием АЧР, должна блокировать-
ся (не следует путать с АПВ после АЧ Р, т.е. с особым видом автомати-
ки, принципы выполнения которой рассмотрены ниже). Линии
электропередачи и трансформаторы, обеспечивающие резервное
питание в схемах АВ Р, должны отключаться при срабаты вания тех же
очередей АЧР, что и питающие ЛЭП и трансформаторы.
Дополнительная разгрузка предусматривает ускоренное отключе-
ние потребителей при особо больших местных дефицитах мощности,
когда эффективность АЧ Р оказывается недостаточной.
Дополнительная разгрузка способствует уменьшению скорости
снижения частоты.
Отделение собственных нужд тепловых электростанций при сниже-
нии частоты в энергосистеме. Для сохранения в работе ТЭС и обеспе-
99
чения последующего восстановления рабочего режима энергосисте-
мы применяются специальные устройства автоматики, осуществля-
ющие отделение установок собственных нужд ЭС с генераторами,
обеспечивающими поддержание нормального значения частоты на
шинах собственных нужд.
Успешное действие делительной автоматики по частоте обеспечи-
вает при “развале” энергосистемы (района, части энергообъедине-
ния) сохранение в работе выделенных генерирующих мощностей и
электроснабжение части наиболее ответственных потребителей. Со-
здается возможность быстрой ликвидации аварии с разворотом и за-
грузкой остановившихся агрегатов, подачей напряжения на обесто-
ченные участки и восстановлением схемы и режима энергосистемы.
Соответствующие действия оперативного персонала всех ступеней
управления предусмотрены диспетчерскими инструкциями.
Делительная автоматика по частоте для отделения ТЭС (или ее ча-
сти) с примерно сбалансированной нагрузкой выполняется с двумя
пусковыми органами:
с частотой срабатывания 45 — 46 Гц и временем срабатывания
0,5 с,
с частотой срабатывания около 47 Гц и временем срабатывания
30 - 40 с.
При этом на блочных ЭС для устройств автоматики с малой вы-
держкой времени следует принимать по возможности меньшие
уставки по частоте, а для устройств с уставкой около 47 Гц — по воз-
можности большие выдержки времени в указанных выше пределах.
Автоматическая мобилизация резервов активной мощности при сни-
жении частоты в энергосистеме. Для ликвидации аварийной ситуации
в энергосистеме, создавшейся вследствие отключения части работа-
ющих генераторов, необходимо возможно быстрее ввести в действие
имеющиеся резервы активной мощности. Весьма эффективным ре-
зервом являются гидроагрегаты, которые могут быть быстро включе-
ны в сеть и загружены. Поэтому на ГЭС выполняются специальные
устройства автоматики, осуществляющие пуск и загрузку гидрогене-
раторов при аварийном снижении частоты в энергосистеме.
В тех случаях, когда на ГЭС предусмотрена работа гидроагрегатов
в режиме синхронных компенсаторов, рассматриваемая автоматика,
срабатывая при понижении частоты, дает команду на перевод агрега-
тов в генераторный режим.
Автоматика пуска гидроагрегатов при понижении частоты обес-
печивает быстрый набор нагрузки гидроагрегатами, включенными в
сеть и работающими в режиме генераторов или синхронных компен-
саторов, благодаря чему может быть предот вращено срабатывание
АЧРП, имеющих большие выдержки времени. Пуск и включение в
100
сеть остановленных гидрогенераторов, находившихся в резерве, спо-
собствуют ускорению восстановления частоты и включения в работу
действием ЧАПВ отключенных потребителей.
Автоматический пуск с последующим включением в сеть и загруз-
кой предусматривается также на имеющих резервы газотурбинных
установках; осуществляется также быстрая загрузка агрегатов ТЭС и
ГЭС, работающих с неполной нагрузкой.
Частотное АПВ (ЧАПВ). Для ускорения восстановления пита-
ния потребителей, отключенных при срабатывании АЧР, приме-
няется специальный вид автоматики — АПВ после АЧР (или
ЧАПВ). Устройство ЧАП В срабатывает после восстановления час-
тоты в энергосистеме и дает команду на включение отключенных
потребителей.
Действие ЧАПВ должно осуществляться при частоте 49,5 — 50 Гц.
Начальная уставка ЧАП В по времени принимается равной 10 — 20 с,
конечная — в зависимости от конкретных условий. Минимальный
интервал по времени между смежными очередями ЧАПВ в пределах
энергосистемы или отдельного узла 5 с. Мощности нагрузки по оче-
редям ЧАП В обычно распределяются равномерно. Очередность под-
ключения потребителей к ЧАПВ — обратная очередности АЧР, т.е. к
последним очередям АЧР подключаются первые очереди ЧАПВ.
Доля нагрузки, подключаемой к ЧАПВ, в каждом конкретном случае
должна определяться с учетом местных условий (возможности по-
вторного снижения частоты в отделившихся на изолированную ра-
боту районах, перегрузки ЛЭП, замедления восстановления парал-
лельной работы отделившейся части энергосистемы действием АПВ
с улавливанием синхронизма и тд.).
Автоматическая разгрузка оборудования (АРО). Устройство АРО
устраняет опасную перегрузку оборудования для предотвращения
его повреждения при значительной перегрузке по току. Как правило,
АРО, реагирующее на опасное повышение тока в контролируемом
электрооборудовании, выполняет следующие функции:
срабатывает, если ток превосходит’допустимое значение в течение
более 20 мин;
снижает ток в контролируемом электрооборудовании, воздейст-
вуя на разгрузку ЭС (разгрузку турбин, отключение генераторов), а
также отключение нагрузки, деление электрической сети либо от-
ключение перегруженного оборудования;
может иметь ступенчатое исполнение по контролируемому току и
выдержкам времени.
101
Список литературы
1.	Автоматизация электроэнергетических систем / О. П. Алексеев,
В. Л. Козис, В. П. Кривенков и др.; Под ред. В. П. Морозкина и
Д. Энгелаге. М.: Энергоатомиздат, 1994. 448 с.
2.	Совалов С. А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в
энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988. 416 с.
3.	Окин А. А. Противоаварийная автоматика энергосистем. М.:
Изд-во МЭИ, 1995. 212 с.
4.	Применение ЭВМ для автоматизации технологических процессов
в энергетике / Под ред. В. А. Семенова. М.: Энергоатомиздат,
1983. 309 с.
5.	Забегалов В. А., Орнов В. Г., Семенов В. А. Автоматизированные
системы диспетчерского управления в энергосистемах. М.: Энер-
гоатомиздат, 1984. 280с.
6.	Иофьев Б. И. Автоматическое аварийное управление мощностью
энергосистем. М.: Энергия, 1974. 356 с.
7.	Портной М. Г., Рабинович Р. С. Управление энергосистемами
для обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1978. 360 с.
8.	Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автоматика энер-
госистем. М.: Энергоатомиздат, 1985. 240 с.
9.	Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосис-
тем. М.: Энергоатомиздат, 1989. 352 с.
10.	Иофьев Б. И., Семенов В. А. Развитие противоаварийной авто-
матики энергосистем на базе цифровой вычислительной техни-
ки. М.: ВИНИТИ, 1990. 100 с.
11.	Кривенков В. В., ОкинА. А., Семенов В. А. Современные прин-
ципы построения противоаварийной автоматики (по материалам
зарубежного опыта). М.: Изд-во МЭИ, 1995. 24с.
12.	Кривенков В. В., Окин А. А., Семенов В. А. Автоматизация элек-
трических сетей (по материалам зарубежного опыта). М.: Изд-во
МЭИ, 1995. 35 с.
102
Оглавление
Предисловие......................................................3
ГЛАВА П Е Р В А Я . Общая характеристика задач надежности .... 4
ГЛАВА ВТОРАЯ. Методические и нормативные
материалы по надежности.......................................8
2.1.	Основные отраслевые документы............................8
2.2.	Правила устройства электроустановок......................8
2.3.	Нормативные материалы по проектированию энергосистем
и энергообъектов.............................................П
2.4.	Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей...............................15
2.5.	Руководящие указания по устойчивости энергосистем.......19
2.6.	Ограничение потребления и отключение электроэнергии.....24
ГЛАВА ТРЕТЬЯ. Противоаварийное управление.......................26
3.1. Цели противоаварийного управления.......................26
3.2. Противоаварийное оперативное управление.................27
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. Релейная защита
и автоматическое повторное включение.........................36
4.1. Релейная защита и устройства резервирования
при отказе выключателей в основной сети..................36
4.2. Автоматическое повторное включение......................37
ГЛАВА ПЯТАЯ. Принципы построения
противоаварийной автоматики..................................41
5.1.	Общие положения.........................................41
5.2.	Надежность ЕЭС..........................................42
5.3.	Управляющие воздействия противоаварийной автоматики.....42
ГЛАВА ШЕСТАЯ. Виды противоаварийной автоматики..................48
6.1.	Автоматическое предотвращение нарушений
устойчивости энергосистемы..................................48
6.2.	Автоматическая ликвидация асинхронного режима...........80
6,3-	Автоматическое ограничение повышения напряжения.........91
6.4.	Автоматическое ограничение снижения напряжения..........95
6.5.	Автоматическое ограничение повышения частоты............96
6.6.	Автоматическое ограничение снижения частоты.............97
Список литературы..............................................102
103
Поправка
В брошюре Беляева А. В. Противоаварийное управление в уз-
лах нагрузки с синхронными электродвигателями большой мощности —
выпуск 5 (65), 2004 г. на стр. 77, в таблице приложения, 4-е условное
обозначение сверху, в формуле алгебры логики для функции “только
один” допу щена опечатка: вместо 5=1, если Х+ Y+ Z= 1 следует
читать 5 = Х Y • Z + X Y  Z + X Y  Z.
Библиотечка электротехника
Приложение к производственно-массовому журналу "Энергетик "
СЕМЕНОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ
Противоаварийная автоматика в ЕЭС России
АДРЕС РЕДАКЦИИ:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23
Телефоны: (095) 275-19-06, тел. 275-00-23 доб. 22-47; факс: 234-74-21
Редакторы: Л. Л. Жданова, Н. В. Ольшанская
Худож.-техн. редактор Т. Ю. Андреева
Сдано в набор 29.04.2004 г. Подписано в печать 16.06.2004 г.
Формат 60x84 >/|6. Печать офсетная.
Печ. л. 6,5. Заказ БЭТ/6(66)-2004
Макет выполнен издательством “Фолиум": 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.
Отпечатано типографией издательства “Фолиум”: 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.
Журнал “Энергетика за рубежом”
— приложение к журналу “Энергетик”
Подписывайтесь на специальное приложение к жур-
налу “Энергетик” — “Энергетика за рубежом”. Это
приложение выходит один раз в два месяца.
Журнал “Энергетика за рубежом” знакомит читателей
с важнейшими проблемами современной зарубежной
электроэнергетики, такими, как:
— развитие и надежность энергосистем и
энергообъединений;
—	особенности и новшества экономических и рыночных
отношений в электроэнергетике;
—	опыт внедрения прогрессивных технологий в энерге-
тическое производство;
—	модернизация и реконструкция (перемаркировка)
оборудования электростанций, электрических и теп-
ловых сетей;
—	распространение нетрадиционных и возобновляе-
мых источников энергии;
—	энергосбережение, рациональное расходование
топлива и экологические аспекты энергетики.
Подписку можно оформить в любом почтовом от-
делении связи по объединенному каталогу “ПРЕССА
РОССИИ”. Том 1. Российские и зарубежные газеты
и журналы.
Индексы журнала “Энергетика за рубежом”
— приложения к журналу “Энергетик"
87261 — для предприятий и организаций;
87260 — для индивидуальных подписчиков.
05 авторе
•-1	«4G; **
Владимир Александрович Семенов
— доктор техн, наук, профессор,
дважды лауреат Государственной
премии (СССР в 1986 г. и РФ
в 1996 г.), крупнейший специалист
в области автоматизации управления
энергетикой. Трудовые успехи
В. А. Семенова отмечены в 1976 г.
орденом “Знак Почета”, удостоен
почетного звания “Заслуженный
работник Единой энергетической
системы России''.
Родился в 1927 г. в г. Воронеже, в 1950 г. после окончания электроэнергетическо-
го факультета МЭИ начал работать инженером ЦСРЗА Мосэнерго. С 1961 г. пере-
шел на работу в ОДУ ЕЭС европейской части СССР. С 1969 г. — заместитель нача-
льника службы РЗиА ЦДУ ЕЭС СССР. С 1972 г. заместитель главного инженера
ИДУ ЕЭС СССР.
В. А. Семенов вел активную педагогическую деятельность в Московском энергетиче-
ском институте и вотраслевом институте повышения квалификации. Самостоятельно и
в соавторстве им опубликовано более 400 научных трудов и статей. Такие книги, как
“Основы техники и эксплуатации релейной защиты’’, “Основы автоматизвции энерго-
систем". “Справочник по релейной защите’’, “Релейная защита электроэнергетиче-
ских систем", “Противоаварийное управление в ЕЭС России”, “Диспетчерское управ-
ление мощными энергообъединениями’’, “Единая энергетическая система России”,
“Зарубежные энергообъединения”, “Зарубежные оптовые рынки электроэнергии",
“Единая энергетическая система России на рубеже веков" широко используют не то-
лько студенты вузов и техникумов, но и специалисты в области проектирования и экс-
плуатации средств диспетчерского и технологического управления.
В. А. Семенов— член исследовательского комитета международной конференции
по большим Электрическим системам высокого напряжения (СИГРЭ), председа-
тель редсовета “Библиотечки электротехника", член редколлегии журнала “Электри-
чество". Владимир Александрович продолжает активно сотрудничать с централь-
ным диспетчерским управлением ЕЭС России, являясь его внештатным научным
консультантом.
Противоаварийная автоматика
предотвращает каскадное развитие
аварийных нарушений