Автор: Семёнов В.А. Совалов С.А.
Теги: энергетика энергосистемы противоаварийное управление
Год: 1988
Текст
Производственное издание
Совалов Соломон Абрамович
Семенов Владимир Александрович
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
Редактор издательства И. И. Лобысева
Художественные редакторы Ю. С Шлепер, Г И. Панфилова
Технический редактор Т Ю. Андреева
Корректор Л. С. Тимохова
ИБ № 1351
Сдано в набор 28 01 88 Подписано в печать 23 05 88 Т-00135 Формат
60 X 88'/i6 Бумага ГИ11 № 1 Гарнитура литературная
Печать офсетная Уел печ л 25,48 Уел кр отт 25,48 Уч-изд л 28,43
Тираж 6000 экз Заказ 2431 Цена 1 р 80 к
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М 114, Шлюзовая наб , 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного
Знамени МПО «Первая Образцовая типография» имени А А Жданова
Союзполиграфпрома при Госкомиздате СССР 113054, Москва, М-54,
Валовая, 28
ния перетоков по связям между ОЭС и некоторым внутренним
связям ОЭС воздействием на системы ЛРЧМ ОЭС Юга, Северо
Запада и Урала, а также на непосредственно управляемые
регулирующие электростанции ОЭС Центра и Средней Волги
В дальнейшем функции координации работы систем АРЧМ
уровня ОЭС будут расширены за счет включения в общую
иерархическую систему создаваемых АРЧМ ОЭС Средней
Волги и Северного Кавказа
В течение рассматриваемого периода проводились работы
по созданию новых систем разных уровней управления и за
мене ряда действующих аналоговых систем на цифровые.
К середине 80 х годов в ЕЭС и изолированно работающей
ОЭС Средней Азии находились в работе ЦКС уровня ЕЭС
шесть систем уровня ОЭС, шесть уровня энергосистем и две
местные системы (электростанций) Из этих систем на базе
ЭВМ выполнены, кроме ЦКС, ЦС АРЧМ Северо Запада, Ура
ла, Юга и Сибири, разрабатываются цифровые ЦС АРЧМ для
ОЭС Северного Кавказа, Закавказья и Средней Азии
Действующие аналоговые и цифровые системы АРЧМ конт
ролируют 5 ВЛ 750 кВ, 30 ВЛ 400—500 кВ и 24 ВЛ 110—330 кВ
К регулированию привлечены 24 ГЭС и несколько ТЭС с энер
гоблоками 150—300 МВт При этом действием систем АРЧМ
охвачены основные транзиты F3C СССР в направлениях
Центр — Северо Запад и Центр Средняя Волга — Урал —
Казахстан — Сибирь, а также наиболее важные транзиты ОЭС
Средней Волги
Важным этапом развития противоаварийного автомати
ческого управления стало создание цифровых ЦС ПА крупных
районов основной сети F3C СССР Первые такие системы имети
центры управления на крупных электростанциях и узловой
подстанции 500 кВ В первой половине 80 х годов были сданы
в эксплуатацию ЦС ПА на базе специализированной ЭВМ
ТА 100 Братско Усть Илимского узла с центром управления
на Братской ГЭС, сети 500 кВ ОЭС Урала с центром управле
иия на подстанции 500 кВ Южная Свердловской энер| осистемы
и узла Костромской ГЭС Создаются системы ПА ОЭС Северо
Запада, Средней Волги, Урала Центра и др В дальнейшем
намечается охват районными цифровыми системами ПА всей
основной сети ЕЭС СССР с возложением на часть из них функ
ций координации действия нескольких систем, взаимосвязанных
но режиму районов противоаварийного управления, или с осу
ществлением координации с помощью ОИУК АСДУ и
организацией взаимодействия систем ПА с другими звеньями АСДУ —
в особенности с системами АРЧМ Прорабатываются вопросы
создания иерархической системы противоаварийного управле
ния крупными районами ОЭС или их частей с использованием
микроЭВМ на низших ступенях иерархии
28
На достигнутом уровне развития ПА децентрализованными
и централизованными комплексами автоматики охвачены вся
основная сеть и межгосударственные связи ЕЭС, к аварийно
му регулированию привлечены более 240 агрегатов 29 ГЭС
и около ЗЬО агрегатов ТЭС и АЭС
Рассматриваемое в настоящей книге противоаварийное
управление относится к двум низшим временным уровням
управления уровню оперативною управления (действия one
ративного персонала по предотвращению, ограничению разви-
1ия и ликвидации аварий) и уровню автоматическою управ
ления (действие систем и устройств ПА)
ГЛАВА ПЕРВАЯ
НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПО НАДЕЖНОСТИ
1.1. Общая характеристика действующих в СССР
нормативных материалов по надежности энергосистем
Нормирование надежности энергосистем имеет конечной
целого реализацию требований к выполнению энергосистемой
своей основной функции — бесперебойного снабжения потреби
телей электроэнергией в заданном объеме при соблюдении
установленных норм качества электроэнергии Двойная —
структурная (территориальная) и временная — иерархия управ
ления развитием и функционированием электроэнергетическою
хозяйства обусловливает необходимость системного подхода
к нормированию надежности электроснабжения (функции
теплоснабжения, имеющие в основном местное значение, здесь
не рассматриваются)
Учет требований надежности необходим при принятии реше
ний, относящихся ко всем основным структурным ступеням
электроэнергетики ЕЭС СССР, территориальным ОЭС, энерго
системам и отдельным энергорайонам, 1енерирующим и
нагрузочным узлам основной электрической сети, участкам
распределительной сети и ее узлам (группам потребителей), отдельным
электроприемникам
Решения по обеспечению надежности должны приниматься
на каждом из временных уровней управления развитием и
функционированием электроэнер1етики. при предпроектной раз
работке основных направлений развития ЕЭС СССР и отрасли
в целом, на всех последовательных этапах проектирования
ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем и энергообъектов, в процессе
эксплуатации электроэнергетического хозяйства, при оператив
29
но диспетчерском управлении — планировании режимов, авто
матизированном и автоматическом управлении нормальными
и аварийными режимами Этим определяется исключительно
широкий Kpyi задач, при решении которых необходим учет
требований надежности
Разработка и совершенствование директивных материалов
по надежности должны быть направлены на создание комплекса
взаимоувязанных нормативов надежности энергосистем, в со
ответствии с которыми решения, принимаемые на различных
этапах проектирования и эксплуатации, обеспечивали бы не
обходимый уровень надежности электроснабжения
Исключительная сложность создания такого комплекса
обусловлена разнообразием задач, решаемых с учетом требо
вании надежности, резкими различиями в заблаговременности
принимаемых решений, в достоверности исходных данных,
степени детализации (конкретизации) намечаемых мероприятий
и т д Трудности создания достаточно полных (охватывающих
задачи всех структурных ступеней и временных уровней) и взаи
мосогласованных (для далеких друг от друга ступеней и уров
ней — по крайней мере непротиворечивых) нормативов надежно
сти, усугубляются необходимостью рассмотрения и учета ряда
единичных свойств надежности (безотказности, долговечности,
ремонтопригодности, режимной управляемости, живучести,
безопасности), каждое из которых может иметь определяющее
значение при решении отдельных проектных и эксплуатацион
ных задач
Повышение уровня надежности приводит к снижению ущерба,
наносимого потребителям нарушениями электроснабжения
(недоотпуском электроэнергии) или недопустимым снижением
качества электроэнергии, но этот эффект достигается за счет
дополнительных затрат в системе электроснабжения Рассмат
ривая надежность как экономическую категорию, можно решать
задачи, связанные с выбором мероприятий по обеспечению па
дежности, как оптимизационные на основе технико экономи
ческих расчетов по критерию минимума приведенных затра!,
включающих ущерб от ненадежности Использование оптимиза
ционного подхода связано с рядом ограничений в ряде случаев
ущерб от нарушения электроснабжения не имеет своего ма
териального (денежного) выражения, а в тех случаях, когда
такая количественная оценка в принципе возможна, она за
труднена необходимостью решения вероятностной задачи
определения математическою ожидания значения недоотпуска
электроэнергии, отсутствием достаточно достоверной
информации как для решения этой задачи, так и для расчета ущерба,
зависящего от ряда факторов — характера нагрузки, особен
ностей технологического процесса, глубины, длительности, сте
пени внезапности нарушения электроснабжения и т д
30
Имеется тенденция расширения использования оптимиза
ционного подхода, и в настоящее время некоторые задачи по
развитию энергосистем и управлению их режимами решаются
на основе оптимизационных принципов с использованием
методики и рекомендуемых экспертных оценок ущерба, содер
жащихся в действующих директивных и методических материалах
Использование оптимизационного подхода не исключает необ
ходимости выполнения директивных указаний, которые уста
навливают ограничения, подлежащие учету при решении
оптимизационных задач
Вместе с тем сложность современных эиергообъединеиий и
процессов их функционирования, недостаточная точность ис
ходной информации, увеличивающаяся с увеличением заблаго
временности формирования решений, необходимость выработки
массовых решений определяют целесообразность преимущест
венного применения нормативного подхода, при котором учет
требований надежности осуществляется в соответствии с нор
мативными указаниями, содержащимися в директивных материа
лах по проектированию и эксплуатации энергосистем
Примером целесообразности применения нормативного
подхода вследствие сложности исследуемого процесса является
используемая при проектировании и в эксплуатации методика
назначения, исходя из требований надежности, предельно
допустимых перетоков активной мощности по контролируемым
линиям электропередачи и сечениям на основании
нормативных запасов устойчивости и расчетов динамической
устойчивости при нормативных (расчетных) возмущениях
Недостаточная точность исходной информации не позволяет
эффективно использовать трудоемкие оптимизационные расчеты
для выбора резервов генерирующей мощности при прогнози
ровании и проектировании развития энергосистем, когда
величина резерва соизмерима с точностью определения
установленной мощности электростанций
Примером целесообразности использования нормативов при
выработке массовых решений является установление нормами
технологического проектирования типовых схем распредели
тельных устройств электростанций и подстанций
Преимущественное применение в настоящее время имеет
нормативный подход, при котором учет требований надежности
осуществляется в соответствии с нормативными указаниями,
содержащимися в директивных материалах по проектированию
и эксплуатации энергосистем
Следует различать два способа нормирования надеж
ности [1]
установление нормативных количественных значений
показателей, характеризующих отдельные свойства надежности,
«опосредованное» нормирование уровней надежности на
31
основе нормативных требовании к энергосистеме (ОЭС, F3C),
отдельным ее элементам, системам управления, средствам обес
печения надежности и i д
Непосредственное нормирование показателей надежности
ограничивается тем, что работы по обоснованию выбора этих
показателей не завершены и апробированный состав таких но
казателей отсутствует На настоящем этапе преимущественное
применение получило «опосредованное» нормирование
На надежность энерюсистем значительное влияние оказы
вает надежность оборудования аппаратуры, средств автома
тизации и управления, коюрая зависит от соответствия их
системным требованиям, от качества их изготоьления и мон
тажа, от условий, в которых они используются, и от уровня
ремонтно-эксплуатационного обслуживания Сохранность и ра
ботоспособность элементов энергосистемы обеспечиваются про
ведением ремонтов в соответствии с директивными указаниями,
устанавливающими периодичность и длительность ремонтов,
а также строгим соблюдением эксплуатационных инструкций
При выработке нормативов надежности энергосистем показа
тели надежности оборудования обычно считаются заданными
(в соответствии с имеющимися в нормативных материалах
рекомендациями или на основе статистических данных по
работе существующего оборудования и про1нозных данных для
вновь создаваемого)
При заданных показателях надежности оборудования на
дежность энергосистем и бесперебойность электроснабжения
потребителей обеспечиваются выбором рациональной
структуры энергосистем (ОЭС, ЕЭС СССР), обеспечением резервов
мощности (а также энергоресурсов) и пропускной способности
электрических сетей, реализацией требований к надежности схем
присоединения электростанций (надежность выпуска мощности),
схем питания узлов нагрузки основной и распределительной
сетей (включая схемы внешнего электроснабжения крупных
потребителей), главных схем электрических соединений, схем
собственных нужд электростанций и понижающих подстанций
Наряду с указанным для обеспечения надежности необходимо
определение, объема оснащения всей системы электроснабже
иия средствами РЗ, линейной и противоаварийной автоматики,
принципов организации эксплуатации электростанций и
электрических сетей, структуры оперативно диспетчерского управ
ления, состава работ по оснащению энергосистем и
энергообъектов средствами оперативного и автоматического управ
лепия, порядка разработки и ведения режимов ЕЭС СССР,
ОЭС и энергосистем, системы обучения эксплуатационного н
оперативного персонала методам предотвращения и ликвида
ции аварийных нарушений и т д
В СССР в ряде действующих отраслевых директивных до
32
кументов содержатся основные нормативные требования и
методические указания по обеспечению надежности при про
ектировании развития энерюсистем ведении эксплуатации и
оперативном управлении Часть этих документов представляет
собой руководящие указания по проектированию энергосистем
и энергообъектов, другие, такие, например, как «Правила
технической эксплуатации электрических станции и сетей» (ШЭ),
посвящены в основном вопросам эксплуатации, но содержат
1акже краткое изложение требований к проектированию (ус
гройству) энергетических установок В то же время имеется ряд
документов таких, например, как «Правила устройства электро
установок» (ПУЭ) и «Руководящие указания по устойчивости
энергосиаем», обязательных как для проектных, так и для
эксплуатационных организаций
Содержащиеся в этих директивных документах норматив
ные и методические указания по надежности формировались
на основе обобщения многолетнею опыта проектирования и
эксплуатации энергосиаем и анализа результатов специальных
технико экономических исследований в рассматриваемой об
тасти
1 2. Правила устройства электроустановок
Основные требования к надежности электроснабжения
потребителей установлены «Правилами устройства электро
установок» (ПУЭ) [2], в которых электроприемиики разделены
по степени их ответственности на три категории и для каждой
из них установлены условия резервирования элек1роснабжения
Эти требования ПУЭ относятся к важнейшим косвенным,
«опосредованным» нормативам, применяемым при решении
проектных и эксплуатационных задач и связанным с определе
нием уровня надежности электроснабжения, реализация всех
других (прямых и косвенных) нормативных требований должна
быть обусловлена обязательным соблюдением требований ПУЭ
К первой категории отнесены электроприемники, пе
рерыв электроснабжения которых может повлечь за собой
опасность для жизни чюдеи, значительный ущерб народному
хозяйству повреждение дороюстоящего основного оборудова
ния, массовый брак продукции расстройство сложного техно
логического процесса нарушение функционирования особо
важных элементов коммунального хозяйства Электроприем
ники первой категории должны обеспечиваться электроэнер
гиеи от двух независимых взаимно резервирующих источников
питания, и перерыв их электроснабжения при потере одного
из источников питания может быть допущен лишь на время
автоматического восс1ановления электроснабжения.
зз
2-2431
Из состава электроприемников первой категории выделяется
особая группа электроприемников, бесперебойная работа
которых необходима для безаварийного останова производства
с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожа
ров и повреждения дорогостоящего основного оборудования
Для электроснабжения электроприемников этой группы должно
предусматриваться дополнительное питание от третьего (взаимно
резервирующего) источника питания
В соответствии с ПУЭ независимым считается источник пи
тания, на котором сохраняется напряжение в пределах,
регламентированных для послеаварийного режима, при исчезновении
напряжения на другом или других источниках питания элект
роприемника К числу независимых источников питания от
носятся две секции или системы шин одной или двух
электростанций и подстанций при одновременном соблюдении
следующих двух условий каждая из секций (систем) шин в свою оче
редь имеет питание от независимого источника питания, секции
(системы) шин не связаны между собой или имеют связь, ав
томатически отключающуюся при нарушении нормальной
работы одной из секций (систем) шин
В качестве второго независимого источника питания для
электроприемников первой категории и третьего для электро
приемников особой группы могут быть использованы также
специальные агрегаты бесперебойною питания, аккумуляторные
батареи и т п
Если невозможно обеспечить непрерывность технологического
процесса резервированием электроснабжения или если такое ре
зервирование экономически нецелесообразно, должно быть
осуществлено технологическое резервирование (установка
взаимно резервирующих технологических агрегатов, применение
специальных устройств безаварийного останова технологи
ческого процесса, действующих при нарушении электроснаб
жения)
При особо сложном технологическом процессе, требующем
длительного времени на восстановление рабочего режима,
к двум независимым взаимно резервирующим источникам
питания электроприемников первой категории могут быть (при на
личии техиико экономических обоснований) предъявлены до
полнительные требования
Ко второй категории отнесены электроприемники, пере
рыв электроснабжения которых приводит к массовому недо-
отпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов
и промышленного транспорта, нарушению нормальной
деятельности значительного количества городских и сельских жи
телей Электроприемники этой категории рекомендуется обес
печивать электроэнергией от двух независимых взаимно резер
вирующих источников питания
34
Для электроприемников второй категории при нарушении
электроснабжения от одного из источников питания допустимы
перерывы электроснабжения на время, необходимое для вклю
чения резервного питания действиями дежурного персонала или
выездной оперативной бриоды
Допускается питание электроприемииков второй категории
по одной воздушной линии, в том числе с кабельной вставкой
(двумя кабелями), если обеспечена возможность проведения
аварийного 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 ап
парату
При наличии централизованного резерва трансформаторов
и возможности замены повредившегося трансформатора за вре
мя не более 1 сут допускается питание электроприемников
второй категории от одного трансформатора
Все остальные электроприемники, не подходящие под опре
деления указанных выше категорий, отнесены к третьей
категории Электроснабжение этих электроприемников может
выполняться от одного источника питания при условии, что
перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или
замены поврежденного элемента системы электроснабжения,
не превышают 1 сут
1 3. Нормативные материалы по проектированию
энергосистем и энергообъектов
Действующие «Руководящие указания и нормативы по
проектированию развития энергосистем» [3], разработанные
Энергосетьпроектом и утвержденные Минэнерго СССР в 1981 г,
являются основным директивным документом, требования
которого распространяются на все виды проектных работ по
развитию энергосистем, их объединений и электрических сетей
напряжением 35 кВ и выше При подготовке этого документа
были использованы «Рекомендации по учету надежности при
проектировании развития энергосистем», составленные комис
сией специалистов, обобщившей работы Энергосетьпроекта
(и его отделений), СЭИ, ЭНИН и ВНИИЭ и одобренные Науч
ным советом по комплексным проблемам энергетики АН СССР
«Руководящими указаниями и нормативами по проектированию
развития энергосистем» определен состав других нормативных
и руководящих материалов, которые должны использоваться
при проектировании развития энергосистем
Рассматриваемая комплексная задача проектирования фор
мулируется как «разработка с учетом новейших достижений
науки и техники и технико экономическое обоснование решений,
определяющих формирование энергетических объединений
15
и развитие электрических станций, электрических сетей и
средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечи
вается целесообразная надежность снабжения потребителей
электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и
требуемого качества с наименьшими затратами» [3]
Проектирование энергосистем (ОЭС ЕЭС СССР) включает
в себя проведение 1 раз в 5 лет полного цикла внестадийных
проектных работ по развитию энергосистем (ОЭС ЕЭС СССР)
и средств их эксплуатации и управления на перспективу 15—
20 и 5—10 лет, периодическую корректировку указанных работ
по мере уточнения исходных данных разработку энер1ети
ческих и элсктросетевых разделов в составе внестадийных ра
бот по отдельным вопросам развития энергетики (размещение
ГЭС и ГАЭС, теплоснабжение юродов и др.), а также в составе
проектов электростанций и крупных сетевых объектов разра
ботку схем внешнего электроснабжения объектов народного
хозяйства (магистральных железных доро1 и трубопроводов
промышленных узлов и отдельных крупных предприятий)
энергетических разделов схем районной планировки и генпла
нов городов Обоснование проектных решений по развитию
энергосистем осуществляется путем технико экономического
сопоставления по критерию минимума приведенных затрат
вариантов развития энергосистемы в целом и отдельных ее
частей (элементов)
Учет требований надежности включением в состав прнве
денных затрат ущерба от недостаточной надежности электро
снабжения (недоотпуска электроэнергии) рекомендуется осу
ществлять при выполнении техпико экономических расчетов по
определению резерва мощности и пропускной способности основ
пых электрических сетей по условиям взаиморезервирования
при сравнении эффективности рассматриваемых мероприятий
для обеспечения требуемого уровня надежности, а также при
обосновании специальных мероприятий для повышения надеж
ности сверх обязательных нормативных требований
В «Руководящих указаниях и нормативах по проектированию
развития энерюсистем» содержится ряд важных указаний по
надежности, относящихся к определению баланса мощности
и размера необходимого резерва, пропускной способности
основных электрических сетей схем присоединения к Э1им сетям
крупных электростанций и понижающих подстанций, а также по
резервированию питания узлов нагрузки основной и распредели
тельной сетей Указывается на необходимость на всех стадиях
проектирования развития энергосистем рассматривать (с
соответствующей степенью конкретизации) вопросы ор1анизации
ремонтно эксплуатационного обслуживания, оснащении сред
ствами тиспетчерского и технологического управления обес
печения устойчивости параллельной работы создания автома
36
тизированных систем управления обсегсчения необходимых
средств РЗ и системной автоматики
Уже на первых этапах проектирования на основе анализа
имеющегося опыта должна даваться общая оценка
достаточности и эффективности средств повышения устойчивости ав
томатизированных и автоматических систем управления а на
последующих этапах для расчета нормальных и ремонтных ре
жимов следует оценивать возможные последствия отказов
средств РЗ, ПА и коммутационных аппаратов
Необходимый ввод мощности на электростанциях опре
дсляется условиями покрытия максимума нагрузки и создания
требуемого резерва мощности при этом учитывается необхо
димость демонтажа устаревшего и изношенного (не подле
жащего модернизации) оборудования
Баланс мощности составляется дтя периода прохождения
шмнего годового максимума нагрузки При наличии крупных
сезонных потребителей пибо электростанции с существенными
сезонными изменениями располагаемой мощности производится
проверка баланса для весенне летнего периода
Располагаемая мощность электростанций учитываемая в
приходной части баланса мощности на период годового мак
симума нагрузки, определяется по суммарной установленной
мощности за вычетом имеющихся ограничений В приходную
часть баланса мощности не включается мощность головных
образцов нового оборудования, вводимых в течение расчетного
года, и серийных агрегатов, вводимых в IV квартале того же
года (ограничения из за неполного освоения вновь вводимого
оборудования)
В составе ограничении учитываются снижения располагаемой
мощности из-за ограничении по вы чаче мощности пссоответст
вия между отдельными элементами этектростанций, отсутствия
тепловых нагрузок (для турбин с противодавлением),
увеличенного отбора пара снижения напора ГЭС или снижения
используемой мощности ГЭС по условиям удовлетворения по
требпостен неэнергетических потребителей и т д При состав
лении балансов мощности на перспективу более 5 тет суммарное
снижение мощности по указанным причинам принимается в
среднем по ЕЭС СССР в размере 10% установленной мощности
Снижение мощности ГЭС в условиях расчетного маловод
ного года учитывается в балансе отдельно как «неиспользуемая
мощность».
При расчете баланса мощности энергосистемы работающей
в составе энергообьединения учитываются планируемые потоки
мощности между энергосистемами прием мощности
энергосистемой — в приходной части ее баланса, выдача мощности в
смежную энергосистему — в расходной части Планируемый
обмен мощностью между энергосистемами а также размер
37
расчетного резерва мощности определяются но данным
балансам мощности и условиям обеспечения надежности энерго
объединения При определении расходной части баланса
мощности энергосистемы принимается абсолютный
(«нерегулярный») годовой максимум нагрузки энергосистемы В качестве
расчетно! о максимального графика нагрузки энергосистемы рас
сматривается график среднего рабочего дня на наиболее
загруженную декаду зимнего периода (обычно для декабря),
максимум нагрузки по этому графику представляет собой «регу
лярный» юдовой максимум Нерегулярный максимум может
быть определен прибавлением к регулярному величины ДР„1р
ДА,Ч> = 0 01Я« + 1,24Л/Л;) (1 1)
где Ры — регулярный максимум, МВт
Расчетный резерв мощности определяется с учетом пропуск
ной способности системообразующих сетей и в общем случае
представляет собой сумму
ремонтного резерва, необходимого для возмещения сниже
ний мощности из за плановых ремонтов оборудования,
расчетного оперативного резерва, включающего две
определяемые совместно составляющие — аварийный резерв, воспол
няющий аварийные снижения мощности из за отказов оборудо
вания, и нагрузочный резерв, компенсирующий непредвиденные
отклонения расчетного (нерегулярного) максимума от планируе
мого значения,
народнохозяйственного резерва, предназначаемого для
компенсации нарушений баланса, вызванных опережающим
развитием отдельных отраслей народного хозяйства
Ремонтный резерв определяется отдельно для текущих и ка
питальных (включая средние) ремонтов основного оборудования
Размер резерва для текущих ремонтов, проводимых в период
максимума, принимается в процентах располагаемой мощности
каждого вида оборудования электростанций для имеющих
поперечные связи КЭС и ТЭЦ с агрегатами мощностью менее
100 МВт 2%, с агрегатами 100—135 МВт— 3,5%, для КЭС
и ТЭЦ с энергоблоками 150—200 МВт — 4—4,5%, с энерюбло
ками 250—300 МВт — 5%, для КЭС с энергоблоками от 500 МВт
(24 МПа) до 1600 МВт —5 5—7%, для АЭС с реакторами
210—365 МВт —3%, с реакторами 440 МВт 4%, с
реакторами 1000 МВт — 5,5%, с реакторами 1500 МВт и более — 6%
Для проведения текущих ремонтов агрегатов ГЭС в период
зимнего максимума нагрузок резерв не предусматривается
Капитальные и средние ремонты оборудования проводятся,
как правило, в период сезонного спада нагрузок При недоста
точности сезонною спада необходимый дополнительный резерв
для периода зимнего максимума нагрузок определяется исходя
из установленных значений периодичности и длительности ка-
38
питальных (включая средние) ремонтов на основе анализа
годового графика нагрузки При отсутствии более точных данных
могут быть приняты следующие значения среднегодовой дли
тельности простоя оборудования электростанций в капитальных
и средних ремонтах для агрегатов ГЭС и ГАЭС 4,1% кален
дарного времени, для имеющих поперечные связи КЭС и ТЭЦ с
агрегатами мощностью менее 100 МВт — 2,5%, с агрегатами
100—135 МВт —3,5%, для КЭС и ТЭЦ с энергоблоками 150—
200 МВт —4,5—5%, с энергоблоками 250—300 МВт — 5,5%
для КЭС с энергоблоками от 500 МВт (24 МПа) до 1600 МВт —
6—8%, для АЭС с реакторами 210- 365 МВт— 10%, с
реакторами 440 МВт— 11,5%, с реакторами 1000 МВт— 13—13,5%
(в зависимости от типа реактора), с реакторами 1500 МВт и
более — 14%
Для проведения модернизации исчерпавшего свои ресурс
оборудования, требующей вывода этого оборудования в ремонт
па длительный срок, предусматривается дополнительный ремонт
ный резерв.
Совместное определение расчетного оперативного резерва
(его размера и размещения) и пропускной способности
системообразующих связей осуществляется на основе оптимизациоп
пых расчетов по критерию минимума приведенных затрат, с
учетом математическою ожидания ущерба от ненадежности
электроснабжения. В этих расчетах учитываются структура ге
нерирующей мощности и показатели надежности агрегатов
различных типов, режим электропотребления и наличие случай
ных отклонений на|рузки от планируемых значений.
В «Руководящих указаниях и нормативах по проектированию
развития энергосистем» даны рекомендуемые для использования
показатели надежности агрегатов различных типов —
среднестатистические значения относительной длительности аварийного
простоя. Эти показатели для агрегатов ГЭС — 0,005, для ТЭС
с поперечными связями 0,02, для серийных энергоблоков (при
числе лет после выпуска первых серийных агрегатов более пяти)
мощностью 150—200 МВт — 0,045, для энергоблоков ТЭС 250—
300 МВт и АЭС 400 МВт — 0,055, для энергоблоков 500 МВт,
13 МПа — 0 055, 24 МПа — 0,07, для энергоблоков ТЭС 800 МВт
и АЭС 1000 МВт —0,075, для энергоблоков ТЭС 1200 МВт и
АЭС 1500 МВт и для энергоблоков ТЭС 1600 МВт и АЭС
2000 МВт в зависимости от числа лет после выпуска первых
серийных агрегатов — от 0,13—0,14 (год после выпуска первого
серийного агрегата) до 0,085—0,095 (5 лет и более)
Для учета случайных отклонений нагрузки при оптимизации
расчетного оперативного резерва рекомендуется рассматривать
нагрузку как случайную величину со средним значением, равным
планируемому максимуму, и среднеквадратическим отклонением,
определяемым по выражению
39
о = ЩРя„е? (12)
где Р„ „ер — нерегулярный максимум на1рузки, МВт, k — коэф
фициент зависящий от стр>ктуры и темпов роста электропотреб
ления, при отсутствии более точных данных значение k может
быть принято равным 7,5.
При определении экономически оптимального варианта разме
щения расчетного оперативного резерва и пропускной способ
ностн межсистемных связей с учетом математического ожидания
ущерба от ненадежности электроснабжения значение удельного
ущерба, вызванного недоотпуском электроэнергии при ограниче
нин максимума нагрузки, рекомендуется принимать (впредь
до уточнения характеристик \тельною ущерба) не менее
0,6 руб/(кВт-ч)
С учетом особой ответственности задачи определения резер
ва мощности в ЕЭС СССР и пропускной способности связей
между параллельно работающими ОЭС, отсутствия достаточного
опыта решения этой задачи на основе оптимизационного подхо
да, а также возможности 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 значения суммарного резерва
мощности в ЕЭС СССР и пропускной способности связей между
ОЭС
Суммарный резерв мощности в ЕЭС СССР, включающий
ремонтный и оперативный резервы, а также
народнохозяйственный резерв, который принимается в размере 1% максимума
нагрузки для перспективы до 10 лет и 2% для более далекой
перспективы, не должен быть ниже 17% совмещенного максиму
ма нагрузки ЕЭС СССР
Баланс мощности считается приемлемым и в том случае,
когда приходная часть немного меньше расходной, но дефицит
не превышает половины мощности наиболее крупного из вводи
мых агрегатов (такие дефициты мощности рассматриваются как
случайные отклонения, тежащие в пределах точности прогноза)
На основании баланса мощности энергосистем (ОЭС, ЕЭС
СССР) составляется баланс электроэнергии с проверкой возмож
ности выработки требуемого количества электроэнер1ИИ, выяв
ления потребности в топливе, определения потоков электроэнер
гии между параллельно работающими энергосистемами (ОЭС)
Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголет
нему значению, производится также проверка балансов элект
роэнергии для условий расчетного маловодного года Баланс
электроэнергии считается удовлетворительным, если число часов
использования среднегодовой располагаемой мощности ТЭС в
среднем по ОЭС не превышает 6500
40
Для надежной реализации планируемого баланса электро
энергии наряду с рациональным использованием гидроресурсов
требуется обеспечение резервов топливных ресурсов, для чего
при проектировании ТЭС в соответвии с [4] предусматривается
создание
для ТЭС, работающих на угле и сланце,— склада топлива
емкостью (без учета госрезерва), как правило, на 30 суточный
расход, а для ТЭС, располагаемых в районе угольных разрезов
или шахт на расстоянии 41 —100 км,— на 15 суточный расход
на расстоянии до 40 км — на 7 суточный расход,
цля ТЭС, работающих на торфе — склада емкостью, как пра
вило, на 15 суточный расход;
для ТЭС, у которых основным топливом является мазут,
доставляемый по железной дороге, мазутохранилища емкостью
(без учета госрезерва) на 15 суточный расход, а при подаче
мазута по трубопроводам — на 3 суточный расход
для ТЭС, работающих на газе при круглосуточной подаче
его от одною источника,— аварийного мазутохозяйства с ем
костью резервуаров на 5 суточный расход, а при сезонной подаче
газа — резервного мазутохозяйства на 10 суточный расход (при
обеспечении круглосуточной подачи газа ог двух независимых
источников мазутохозяйство может при соответствующем обосно
вании не сооружаться)
В соответствии с требованиями, установленными «Руководя
щими указаниями и нормативами по проектированию развития
энергосистем» и учитываемыми при определении пропускной спо
собности межсистемных связей в ЕЭС СССР на перспективу,
суммарный балансовый поток мощности в каждом сечении, де
лящем ЕЭС на две части, должен быть не менее п% максимума
нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС, а суммар
пая пропускная способность электрических связей в этих
сечениях должна составлять не менее /и% максимума нагрузки
меньшей части, где п и т принимаются в следующих размерах
Мощность меньшей in частей ЬЭС СССР
млн. кВт . 10 25 50 100 150 и более
п % .5321510
т.,'% 15 9 6 35 3
Для ОЭС, входящих в ЕЭС СССР, резерв мощности опреде
ляется в результате оптимизации размещения суммарного резер
ва ЕЭС СССР Пропускная способность основных системообра
зующих сетей ОЭС (не являющихся межсистемными связями
ЕЭС СССР) должна выбираться по расчетным максимальным
потокам мощности, которые характеризуются неблагоприятным
размещением оборудования, выведенного в плановый и
аварийный ремонты Составляющими расчетного максимальною потока
41
мощности являются балансовый и расчетный потоки взаимопо
мощи
Расчетный поток взаимопомощи определяется выражением
P»,= l,2/V^0-/VpO> (13)
где /Vpfo — оперативный резерв части ОЭС, определенный для
условий ее изолированной работы, Np 0 - расчетный оператив
ный резерв, размещенный на электростанциях этой части
Схема и параметры основных электрических сетей энерго
систем должны удовлетворять следующим требованиям к про
иускной способности и надежности этих сетей
передача расчетных длительных потоков мощности, опреде
ленных для средних условий нахождения основного оборудо
вания электростанций в плановых и аварийных ремонтах (при
полном покрытии нагрузок всех узлов энергосистемы), должна
обеспечиваться при нормальной схеме сети и, как правило, при
отключении одного из элементов сети (цепи линии электропере
дачи или трансформатора) при нормативных запасах устойчи
вости,
передача расчетных максимальных потоков мощности,
обусловленных неблагоприятным сочетанием плановых и аварийных
ремонтов оборудования электростанций, должна обеспечиваться
при нормальной схеме также при нормативных запасах
устойчивости и допустимых уровнях напряжения
При выборе схемы и параметров основных сетей энергосистем
должны учитываться условия питания отдельных нагрузочных
узлов при наложении аварийного отключения одного из эле
ментов на плановый ремонт другого элемента сети
В процессе реализации проектной схемы основной сети энер
госистемы временно допускается неполное резервирование
отдельных узлов, дефицит мощности в которых, образующийся
во время ремонта любого поврежденного элемента, не превышает
(с учетом использования резервных источников) 25% максимума
нагрузки узла и находится в пределах до 400 МВт при питании
узла на напряжении 750 кВ, до 250 МВт — на 500 кВ, 150 МВт
на 330 кВ и 50 МВт — на 220 кВ (при условии сохранения пи
тания ответственных потребителей)
При выборе схем присоединения электростанций и
понижающих подстанций к основной электрической сети должны учиты
ваться ответственность питаемых потребителей и необходимость
сохранения транзита мощности
Схемы присоединения крупных ГЭС и КЭС на органическом
топливе на всех этапах ввода мощности должны обеспечивать
возможность выдачи в основную сеть полной мощности электро
станции (за вычетом нагрузки собственных нужд и мощности,
отдаваемой в распределительную сеть) в любой период года и
суток при работе всех отходящих ВЛ В часы максимальных
42
нагрузок энергосистемы (ОЭС, ЕЭС) выдача полной мощности
электростанции должна быть обеспечена, как правило, и при
отключенной одной из отходящих ВЛ, в отдельных случаях
допускается ограничение мощности электростанции при указан
ной ремонтной схеме в размерах, не превышающих мощность
наиболее крупного блока [3, 4]
Схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности
должна обеспечивать выдачу полной располагаемой мощности
электростанции в любой период года и суток как при нормальной
схеме основной сети, так и при отключении одной из отходящих
ВЛ [3, 5]
Между двумя узлами основной электрической сети следует
сооружать, как правило, не более двух ВЛ одного напряжения
При необходимости дополнительного усиления сети следует рас
сматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим трассам
или перехода на более высокую ступень напряжения
При проектировании развития энергосистем (ОЭС) и
основных электрических сетей должны быть выполнены расчеты токов
трехфазных и однофазных КЗ для выявления требований к ком
мутационной аппаратуре и другому оборудованию проектируе
мых РУ, а также для проверки соответствия аппаратуры в дейст
вующих РУ расчетным значениям токов КЗ Расчеты токов КЗ
(а при необходимости и скоростей восстановления напряжений)
производятся в соответствии с «Временными указаниями по
учету токов КЗ при разработке схем развития энергосистем»,
расчеты выполняются на перспективу 10 лет, а при разработке
схем развития ОЭС для узловых пунктов основной сети должна
быть произведена оценка токов КЗ на перспективу 15 лет
Уровни токов КЗ (периодической составляющей) на шинах
электростанций и подстанций не должны превышать при
напряжениях 110—150 кВ — 31,5 кА; 220—330 кВ — 40 кА, 500—
750 кВ — 63 кА, превышение этих уровней допускается в отдель
ных случаях лишь при наличии специальных обоснований
В проектах развития энергосистем (ОЭС) и электрических
сетей наряду с определением места размещения и мощности
объектов (электростанций и понижающих подстанций) произво
дится предварительный выбор принципиальных схем электри
ческих соединений и основных параметров объектов с учетом
условий их работы в энергосистеме и в соответствии с требо
ваниями норм технологического проектирования ГЭС, ТЭС, АЭС
и подстанций 35—750 кВ [3—6]
На основе проектных разработок схем развития энергосистем
(ОЭС) и участков, к которым присоединяется электростанция,
предварительно определяются также напряжения, на которых
выдается мощность электростанции в основную электрическую
сеть (как правило, принимается не более двух напряжений),
число и направление ВЛ, отходящих от РУ каждого из повышен-
43
ных напряжении, рекомендуемое распределение aipeiaTOB между
напряжениями, необходимость связи между двумя РУ повышен
ных напряжений и перетоки мощности по этой связи (или мощ
ность автотрансформаторов связи) требования к главным схе
мам, а в некоторых случаях и к электрооборудованию
электростанций связанные с обеспечением устойчивости параллельной
работы и применением ПА (секционирование шин РУ размер
аварийной разгрузки); значения токов КЗ По данным проекта
развития энергосистемы (ОЭС) \сганавливается кроме того
предельно допустимое по условиям аварийного резервирования
(резервы мощности и пропускной способности основных электри
ческих связей) значение мощности, которая может быть потеряна
при повреждении любого выключателя электростанции в том
числе шиносоединителыюго или секционною [3 4 5]
Для выполнения проектов понижающих подстанций при
проектировании развития энергосистем и электрических сетей
(а также при проектировании схем внешнего электроснабжения
крупных потребителей) предварительно определяются' район
размещения подстанции, напряжения РУ, рекомендуемые прин
ципиальные схемы электрических соединении РУ (в проектах раз
вития энергосистем и электрических сетей — РУ 110 кВ и выше)
и требования к секционированию сети; число, мощность и номи
нальные напряжения трансформаторов (автотрансформаторов),
электрические на(рузки подстанций на расчетные периоды
число и напряжение ВЛ 110 кВ и выше (чисто ВЛ 35 кВ и
ниже - на основании проектов сетей этих напряжений), уровни
и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции,
тип и мощность компенсирующих устройств, режим заземления
нейтралей трансформаторов а также требования к системной
автоматике
Уточнение принципиальных схем электрических соединении
объектов (электростанций и подстанций) выполняется при проек
тировании соответствующих объекгов в соответствии с нормами
техноло! ического проектирования [3 4—6]
В нормах технологического проектирования ТЭС и АЭС даны
указания по выбору типов повышающих трансформаторов н
трансформаторов (автотрансформаторов) связи между РУ новы
шенных напряжении и по установке резервной трансформа
торной мощности
В ряде случаев выбор варианта связи двух повышенных
напряжений — использование двух трехобмоточных трансформа
торов или автотрансформаторов связи по схеме блока 1енератор
трансформатор или в виде отдельных трансформаторов,
присоединение и\ через один или два выключателя установка одного
трехобмоточного трансформатора или даже отказ от трансфор
маторов связи — обосновывается технике экономическими расче
тами при проектировании ТЭС
44
На ТЭС (КЭС и ТЭЦ) имеющих РУ генераторного напря
/кепия, суммарная мощность трансформаторов, связывающих это
РУ с РУ повышенного напряжения, должна обеспечить выдачу
в энергосистему всей активной и реактивной мощности электро
станции за вычетом нагрузки собственных нужд и нагрузки
сети генераторного напряжения в период минимума местной на
грузки Должна быть также обеспечена выдача в сеть активной
мощности вырабатываемой электростанцией в нерабочие дни
Мощность указанных трансформаторов должна быть доста
точна для электроснабжения потребителей, получающих питание
от генераторного напряжения в период максимума нагрузок при
выходе из работы наиболее мощного генератора, присоединен
ного к этому РУ При определении необходимой мощности транс
форматоров должны быть учтены также условия пшания потре
бителей в летний период, если при снижении тепловых нагру
зок требуется остановка теплофикационных агрегатов
Каждый генератор ТЭС мощностью 300 МВт и более присое
диняется как правило, через отдельные [рансформаторы на
стороне высокого напряжения В отдельных случаях при наличии
технико экономического обоснования разрешается попарное при
соединение трансформаторов двух блоков на стороне повышен
пого напряжения либо присоединение двух генераторов к одному
трансформатору с расщепленными обмотками Во всех случаях
объединения блоков между генераторами и трансформаторами
должны устанавливаться выключатели Моноблоки АЭС, как
правило, присоединяются через отдельные трансформаторы и
выключатели на стороне повышенного напряжения При уста
ковке с одним реактором мощностью до 500 МВт двух блоков
генератор — трансформатор напряжением 330 кВ и выше допус
кается попарное присоединение этих трансформаторов на стороне
повышенного напряжения
На ТЭС с энерюблоками 300 МВт и более и на АЭС с
энергоблоками 400 МВт и более повреждение или отказ любою
из выключателей кроме секционного и шипосоетинительного
не должен, как правило, приводить к отключению более одного
блока или такого числа ВЛ которое допустимо по условию
устойчивости энер| осистемы. При повреждении или отказе сек
ционного или шиносоединительного выключателей, а также при
совпадении повреждения или отказа одного из выключателей
с ремонтом другого допускается одновременное отключение двух
энергоблоков ТЭС или двух реакторных энергоблоков АЭС и
такого числа ВЛ, которое допустимо по условию >стойчивости
энергосистемы
Повреждение или отказ любого выключателя не должны
как правило, приводить к отключению более одной цепи (двух
ВЛ) транзита напряжением 110 кВ и выше, если транзит состоит
из двух парал тельных цепей Ремонт пюбого т выключателей
45
напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отклго
чения присоединения
Отключение ВЛ, как правило, должно производиться не
более чем двумя выключателями, отключение повышающих
трансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов
собственных нужд — не более чем тремя выключателями РУ
каждого повышенного напряжения
При нескольких вариантах схемы, удовлетворяющих указан
ным требованиям, предпочтение отдается варианту, при котором
режимные переключения, вывод в ремонт отдельных цепей и
отключение поврежденных участков в аварийных режимах
требуют наименьшего количества операций с выключателями и
разъединителями в РУ повышенных напряжений
При соединении генераторов ТЭС в блоки с трехобмоточными
трансформаторами (или автотрансформаторами) между генсра
тором и трансформатором устанавливается выключатель
Для АЭС нормы предусматривают также установку выклю
чателя между генератором и работающим в блоке с ним двух
обмоточным повышающим трансформатором Решения по
установке генераторных выключателей, не соответствующие этим
указаниям, должны иметь специальные обоснования
Нормы технологического проектирования ГЭС предусматри
вают возможность применения следующих типов электрических
блоков одиночного блока генератор трансформатор, укрупнен
ного блока — нескольких гидрогенераторов, подключенных к
одному повышающему трансформатору или к группе однофазных
трансформаторов через выключатели или без них, объединенного
блока — нескольких одиночных или укрупненных блоков, объеди
ненных между собой без выключателей на стороне высшего
напряжения трансформаторов Гип блока выбирается на основе
технико экономического сопоставления с обязательным учетом
указанного выше ограничения по допустимой потере мощности
при повреждении любого выключателя
В нормах технологического проектирования электростанций
[4, 5] даны рекомендации по применению типовых главных
схем электрических соединений в соответствии с указанными
выше требованиями по надежности
Нормы технологического проектирования подстанций с вые
шим напряжением 35 750 кВ [6] предусматривают также
обязательность применения рекомендуемых типовых схем РУ
всех напряжений Применение нетиповых схем допускается
только при наличии технико-экономического обоснования (в
частности, для реконструируемых подстанций)
Этими нормами предусматривается установка на подстан
циях, как правило, двух трансформаторов, установка большего
количества трансформаторов допускается при наличии технико
экономических обоснований, а также в случаях, когда на под
46
станции требуются два средних напряжения Допускается в
первый период эксплуатации установка одного трансформатора
при условии обеспечения резервирования питания потребителей
по сетям среднего и низшею напряжений
Мощность трансформаторов должна быть достаточна для
того, чтобы при отключении наиболее мощного из них остальные
могли обеспечить питание потребителей (на время ремонта или
замены вышедшего из работы трансформатора) с учетом допус
тимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего
напряжений Для двухтрансформаторных подстанций при
отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений
мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки транс
форматора не более 70% максимальной нагрузки подстанции
на расчетный период
Проектирование однотрапсформаторных подстанций допус
кается при условии резервирования питания потребителей в соот
ветствии с требуемым уровнем надежности их электроснабжения
Как правило, на подстанциях с высшим напряжением до
500 кВ устанавливаются трехфазные трансформаторы При
отсутствии трехфазных трансформаторов необходимой мощности
могут применяться спаренные трехфазные или однофазные транс
форматоры. При установке одной группы однофазных трансфер
маторов предусматривается резервная фаза с возможностью
присоединения с помощью перемычек (при снятом напряжении)
При установке двух групп необходимость резервной фазы долж
на быть определена технико экономическими расчетами с учетом
резерва по сетям среднего напряжения
В нормах технологического проектирования энергообъектов
[4—6] значительное внимание уделено требованиям к надеж
ности работы собственных нужд электростанций и подстанций
Особо жесткие требования предъявляются к надежности питания
потребителей собственных нужд АЭС, часть этих потребителей
(первая группа по требованиям к надежности) не допускает по
условиям безопасности перерывов питания более чем на доли
секунды во всех режимах, включая режим полного исчезнове
ния напряжения переменного тока от рабочих и резервных
трансформаторов собственных нужд, и требует обязательною
наличия питания после срабатывания аварийной защиты (A3)
реактора
«Руководящими указаниями и нормативами по проектирова
нию развития энергосистем» установлен ряд требований по на
дежности, подлежащих учету при выборе схем и параметров
распределительных сетей энергосистем
При проектировании этих сетей должны обеспечиваться
надежность электроснабжения потребителей в соответствии с ПУЭ
и качество электроэнергии в соответствии с ГОСТ, возможность
проведения планово-предупредительных ремонтов с учетом на
47
дежности электроснабжения, реализация требований по осна
щению сетей средствами РЗ и ПА
Питание подстанций распределительной электрической сети
энергосистем следует предусматривать, как правило, по двум
цепям, при этом отключение одной цепи не должно приводить
к ограничению потребителей При наличии ответственных потре
бителей (электроприемники первой категории) допускается при
надлежащем обосновании применение двух одноцепных ВЛ вместо
одной двухцепной В первый период развития сетей допускается
питание по одной тупиковой ВЛ при обеспечении резервирова
ния электроприемников первой и второй категорий по сетям
среднего и низшего напряжений
Присоединение двухтрансформаторной подстанции к одноцеп
ной ВЛ с двухсторонним питанием рекомендуется осуществлять
в рассечку линии по схеме «мостик» с одним выключателем
в перемычке При установке на первом этапе одного трансфер
матора допускается присоединение по схеме ответвления без
выключателя если питание электроприемников первой категории
может быть резервировано по сети среднего или низшего напря
жения Число трансформаторов, присоединяемых по схеме от
ветвления к участку линии, не секционированному выключа
телем, не должно быть больше пяти
Присоединение подстанций к двум цепям с двухсторонним
питанием рекомендуется осуществлять по схеме ответвления без
выключателей или в рассечку цени по схеме «мостик» с выклю
чателем в перемычке, при одностороннем питании двух цепей —
по схеме двух ответвлений без выключателя с присоединением
к одной цепи не более четырех трансформаторов
Схемы внешнею электроснабжения промышленных предприя
тий и узлов электрифицированных участков железных дорог,
юродов и сельскохозяйственных потребителей должны отвечать
требованиям и рекомендациям соответствующих инструкций и
отраслевых норм |3, 7]
В нормативных материалах по проектированию городских и
поселковых электрических сетей [7] приведены перечни электро
приемников и групп элекгроприемников городских потребителей,
отнесенных в соответствии с [2] к различным категориям по
надежности
Схемы городской распределительной сети, служащей для сов
местного питания коммунально бытовых и промышленных
потребителей, выбираются применительно к основной массе электро
приемников рассматриваемою района, при этом должны быть
приняты меры для обеспечения требуемой надежности для от
дельных электроприемников высшей категории [2, 7]
Приняты следующие основные принципы построения город
скои распределительной сети
для электроприемников первой катеюрии двухлучевая
48
схема с двухсторонним питанием и АВР на напряжении 0 4 кВ
двухтрансформаторных подстанции (ТП) 10(6)/0 4 кВ при под
ключении взаимно резервирующих пиний 10(6) кВ к разным
(независимым) источникам питания,
для электроприемников второй категории — петлевая схема
сетей 10(6) и 0,4 кВ, петлевые линии 0 4 кВ могут присоеди
няться к одной или разным ТП 10(6) кВ,
для районов с электроприемниками первой и второй катего
рий — комбинированная петлевая — двухлучевая схема 10(6) кВ
с двухсторонним питанием,
для электроприемников третьей категории — сочетание пег
левой схемы для сети 10(6) кВ и радиальных нерезервируемых
линий 0,1 кВ к потребителям
При пеглевой и радиальной схемах построения
распределительных городских сетей применяются, как правило, однотранс
форматорные ТП 10(6) кВ
Директивные и методические материалы по проектированию
сетей 35(110) кВ в сельской местности предусматривают при
мепение петлевой схемы с двухтрансформаторными подстанция
ми 35(110) кВ с секционирующими выключателями Допускается
присоединение к петлевой сети одногрансформаторных подстан
ций 35(110)/10 кВ на ответвлениях [1]
Сеть 10 кВ для питания сельскохозяйственных потребителей
должна строиться по магистральном\ принципу при выделении
магистрали — части линии от центра питания до АВР — и авто
магическом секционировании магистрали, присоединении к ма
гистрали опорных трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ с
выключателями 10 кВ для секционирования и резервирования
магистрали, сокращении числа нерезервируемых ответвлений и
присоединении их к РУ 10 кВ опорных трансформаторных под
станций
Для питания наиболее ответственных сельскохозяйственных
потребителей предусматривается создание двухлучевой схемы
сети 10 кВ с подключением взаимно резервирующих линий к
независимым источникам питания и двухтрансформаторной ТП
Ю (6)/0,4 либо автоматизированной пеглевой схемы с установкой
секционирующего выключателя между трансформаторами
В соответствии с решением Научно технического совета
Минэнерго СССР при экономическом обосновании решений свя
занных с повышением надежности сельских электрических сетей,
рекомендуется принимать значение приведенных затрат на пре
дотвращение недоотпуска 1 кВт-ч электроэнергии равным 75 коп/
(кВт-ч) [8]
49
1.4. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей
В ПТЭ — основном директивном документе, устанавливаю
щем требования к организации эксплуатации электрических
станций и сетей и обеспечению ее высокого технического уровня
содержится ряд важных положений и указаний по вопросам
надежности [9]
Правила технической эксплуатации являются обязательными
для персонала ГЭС, ТЭС на органическом топливе, электри
ческих и тепловых сетей всех министерств и ведомств, для АЭС
Минатомэнерго СССР, энергоуправлений, а также (независимо
от ведомственной подчиненности) для персонала научно-исследо
вательских, конструкторских, проектных, строительно-монтажных
и наладочных организаций, выполняющих работы применительно
к электростанциям и сетям
Положения ПТЭ являются основой для разработки всех дру
1их директивных материалов Минэнерго СССР по эксплуатации
электростанции и сетей и по оперативному управлению ЕЭС
СССР, ОЭС и энергосистемами (противоаварийных и эксплуата
ционных циркуляров, типовых инструкций по эксплуатации и
ремонту оборудования положении и инструкции по оперативному
управлению и др.)
Формулируя основные обязанности работников электростан
ций, сетей и энергоуправлений ПТЭ в качестве первой из них
называют «обеспечение бесперебойною энергоснабжения потре
бителей падежной работы оборудования, исправного состояния
зданий, сооружений и коммуникаций» Обязывая эксплуата
ционный персонал поддерживать значения частоты и напряже
ния в соответствии с нормами ГОСТ на качество электроэнергии
ПТЭ устанавливают также требования к качеству тепловой
энергии (предельно допустимые отклонения значении давления и
температуры пара, отпускаемою потребителям и др ) а также
ряд требований к качеству используемых топливных ресурсов,
материалов, воды и т д
ПГЭ определяют: правила приемки в экспл\атацию нового
оборудования электрических станций и сетей, требования к ос
нащению основного оборудования средствами РЗ, измерения
автоматического регулирования и управления, периодичность
осмотров, проверок и испытании оборудования и аппаратуры,
пределы допустимых отклонении от нормальных значений пара
метров режима оборудования по условиям сохранности
оборудования и безопасности для персонала, требования, относящиеся
к проведению пуска и останова агрегатов перечень нарушений
в работе обор\дования, при которых необходим вывод его из ра
боты порядок проведения ремонтов оборудования и т д
Важнейшее значение для обеспечения надежности работы
50
энергосистем имеют директивные указания ПТЭ по
поддержанию оборудования в рабочем состоянии, достижению необходи
мого уровня управляемости и использованию перегрузочных
способностей оборудования в целях стабилизации параметров
режима и ограничения их отклонений в аварийных условиях,
быстрейшей ликвидации нарушений нормального режима
В соответствии с указаниями ПТЭ капитальный ремонт тур
боагрегатов мощностью до 100 МВт должен выполняться 1 раз
в 4—5 лет, мощностью свыше 100 МВт— 1 раз в 3—4 года
ПТЭ содержат требовании о нормировании регулировочных
диапазонов энергоблоков при неизменном составе работающею
оборудования, технических минимумов нагрузки энергоблоков
(с изменением состава работающего оборудования и отключе
нием отдельных автоматических регуляторов), предельных ско
ростей изменения нагрузки энергоблоков
К системе регулирования паровых турбин предъявляется тре
бование обеспечивать устойчивую работу турбин на холостом
ходу с номинальной частотой вращения и удерживать частоту
вращения ротора ниже уставки срабатывания автомата безопас
ности при сбросе полной нагрузки
Гидроагрегаты должны быть полностью автоматизированы
и должны работать в режиме автоматического регулирования
Гидрогенераторы, работающие в режиме синхронного компенса
тора, должны быть готовы к немедленному автоматическому
переводу в генераторный режим
Указания ПТЭ предусматривают обязательное наличие на
генераторах и синхронных компенсаторах АРВ и устройств
форсировки возбуждения, настроенных так, чтобы при значн
тельных понижениях напряжения в сети обеспечивались повыше
ние возбуждения до предельного значения — как правило, не
ниже двукратного номинального, а также заданная ГОСТ и
техническими условиями скорость нарастания возбуждения оспа
щение генераторов и СК с непосредственным охлаждением об
мотки ротора устройствами ограничения длительности форсиров
ки до заданного (допустимого) значения
Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)
трансформаторов должны постоянно находиться в работе, и,
как правило, управление ре1улированием должно быть автомати
зировано (с контролем работы с помощью счетчиков числа пе
реключений)
ПТЭ устанавливают допустимость в аварийных условиях
кратковременных перегрузок генераторов и синхронных
компенсаторов по токам статора и ротора. При отсутствии соответст
вующих указаний в технических условиях кратности предельных
значений тока статора составляют 1 1 по отношению к номиналь
ному значению при длительности перегрузки 60 мин и достига
ют 1,5—2 (в зависимости от способа охлаждения статора) при
51
длительности I с, предельные значения токов ротора генератора
и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением опреде
ляются допустимой перегрузкой статора, а для генераторов с
непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора до
пускаются кратности тока ротора по отношению к номинальном\
значению от 1 06 в течение 60 мин до 2 в течение 20—30 с (в за
висимости от типа генератора)
В аварийных режимах допускается кратковременная пере
грузка масляных трансформаторов сверх номинального гока
(при всех системах охлаждения независимо от длительности и
значения предшествующей нагрузки и температуры
охлаждающей среды) в размере 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 с\тки (при коэффициенте начальной нагрузки не более
0,93)
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наиболь
шее рабочее напряжение не должно превышать 1 10% номиналь
ною
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 трансформа
горов работающих в блоке с генераторами, и автотрансформато
ров без ответвлении в нейтрали и последовательных регулиро
вочных трансформаторов допускается длительное повышение
напряжения сверх номинального на 10% при нагрузке не выше
номинальной для автотрансформаторов с ответвлениями в ней
трали для регулирования напряжения или предназначенных
для работы с последовательными регулировочными трансформа
горами допускаемое повышение напряжения определяется по
данным завода-изготовителя Допускаемые повышении напря
жения трансформаторов в аварийных условиях устанавливаются
типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов
Кратковременные повышения напряжения промышленной ча
стоты на оборудовании сетей 110—750 кВ, допускаемые при
производстве оперативных переключении и в аварийных режи
мах, не должны превышать установленные ПТЭ пределы. Так,
например, для оборудования 750 кВ допускается повышение
напряжения в течение 2 мин до 1,1 номинальною значения
(количество случаев таких повышений не должно превышать 50 в
год, промежуток времени между двумя повышениями напряже
ния - не менее 1 ч), а при длительности 0,1 с— 1,76 для сило
вых трансформаторов и 1,98 для другого оборудования (комму
тационных аппаратов шунтирующих реакторов и др )
При ликвидации аварии разрешается включать на парал
летьную работу способом самосинхронизации турбогенераторы
52
мощностью 200 МВт и ниже и гидрогенераторы мощностью
500 МВт и ниже, генераторы большей мощности разрешается
включагь этим способом при условии, что кратность сверхперс
ходного тока к поминальному не превышает 3 0
Допускается кратковременная (пс более 30 мин) работа гур
богенераторов с косвенным охлаждением обмоток в асинхронном
режиме без возбуждения при нагрузке до 60% номинальной
Допустимая нагрузка и продолжитетьность работы в асинхрон
ном режиме без возбуждения турбогенераторов с непосредствен
ным охлаждением обмоток устанавливаются на основании
специальных испытаний или директивных материалов Работа
гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ро
тора в асинхронном режиме без возбуждения а также работа
в асинхронном режиме с возбуждением отдельного генератора
тюбого типа относитетьно др\гих генераторов электростанции
не допускается
Значительное внимание уделено в ШЭ вопросам
эксплуатации специальною оборудования АЭС и обеспечению ядерной
безопасности
Наряду с основными положениями по организации эксплуа
тации электрических станций и сетей и задачами администра
тивно хозяйственного руководства ПТЭ определяют структур\
оперативно-диспетчерского управления основные требования по
оснащению диспетчерских управлений энергосистем, предприятий
сетей и энергообъектов средствами диспетчерского и технологи
ческою управления формы и содержание оперативной деятель
ности ПТЭ устанавливают категории оперативного подчине
ния — оперативное управление и оперативное ведение - и дают
общие указания о порядке распределения оборудования ВЛ,
автоматических устройств и средств управления по оперативной
подчиненности для различных ступеней иерархии диспетчерского
управления
В целях обеспечения надежной работы энергосистем (ОЭС
ЕЭС СССР) н бесперебойности электроснабжения погребите
лей ПТЭ пред\сматривают включение в состав работ, выполняс
мых
при долгосрочном планировании — составление юдовых
квартальных и месячных балансов электроэнергии, балансов
мощности на часы максимума на1рузки; составление годовых
квартальных и месячных планов ремонтов оборудования электро
станций и электрических сетей РЗ и системной автоматики
разработку схем электрических соединений для нормального
режима, расчеты режимов и устойчивости параллельной работы
определение параметров настройки средств автоматического
управления и ПА расчеты токов КЗ и проверку допустимости
нх тля оборудования и аппаратуры; составление инструкций для
■S3
оперативною персонала но ведению режима энергосистемы и
использованию средств системной автоматики,
при краткосрочном планировании — задание суточных гра
фиков работы энергосистем (ОЭС, ЕЭС СССР), решение
вопросов по заявке о выводе в ремонт или включений в работу обору
дования с проработкой необходимых режимных мероприятий и
мероприятий, связанных с изменением настройки устройств РЗ,
ПА и систем автоматического управления режимами,
определение оперативных (в том числе ремонтных) схем электрических
соединений
ПТЭ устанавливают порядок разработки эксплуатационных
схем и режимов ЕЭС СССР, ОЭС и энергосистем и требования
к этим схемам и режимам, связанные с обеспечением надеж
ности
Оперативные схемы электрических соединений энергообъек
тов, энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР наряду с требованиями по
экономичности режима и качеству электроэнергии должны
обеспечивать надежное электроснабжение потребителей, устой
чивую работу энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР в целом, ограни
чение гоков КЗ пределами, допустимыми для оборудования и
аппаратуры, локализацию аварий с минимальными потерями
генерирующей мощности и минимальными отключениями потре
бителей
Оперативные схемы собственных нужд электростанций и
подстанций должны устанавливаться исходя из требований
секционирования шин, АВР питания каждой из секций шин при
исчезновении на пей напряжения, по любой причине,
обеспечения от резервною источника питания (при действии АВР основ
ных шин собственных нужд) самозапуска всех ответственных
электродвигателей, кратковременно оставшихся без питания,
распределения источников питания собственных нужд по систе
мам и секциям шин с учетом действия устройств АВР и сохра
нения в работе собственных нужд при исчезновении напряжения
на секции, распределения механизмов собственных нужд по
секциям из условия минимального нарушения работы электростан
ции или подстанции в случае выхода из строя любой секции,
надежною питания собственных нужд при несинхронной работе
шин (частей) электростанции, обеспечения полного или частич
ного отделения питания собственных нужд электростанций от
энергосистемы с наименьшей потерей рабочей мощности при
понижении частоты и напряжения до значений, создающих угро
зу нарушения работы механизмов собственных нужд
В ПТЭ содержатся также указания, важные для обеспече
ния необходимого уровня «управляемости» энергосистемы, ста
билизации значения частоты в нормальном режиме и ограниче
нии ее аварийных отклонений При изменении частоты все турбо-
и гидроагрегаты должны автоматически изменять нагрузку в
54
соответствии с параметрами и настройкой системы первичного
регулирования частоты вращения (АРЧВ) Запрещается
постоянная работа arpeiaTa электростанций с ограничителями мощ
ности или автоматическими регуляторами мощности без коррек
ции по частоте, а также работа энергоблоков ТЭС с
включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействую
щими на регулирующие органы турбины (регуляторы «до себя»),
если они не входят в состав систем автоматического
регулирования частоты и мощности (АРЧМ)
Временная работа агрегатов с ограничителями мощности
может быть разрешена (в установленном ПТЭ порядке) только в
исключительных случаях при неисправности оборудования
Эксплуатация котлоагрегатов без устройств автоматического
регулирования производительности запрещается
В ПТЭ даны основные указания по регулированию частоты и
перетоков мощности, использованию систем автоматического ре
гулирования частоты и регулирования (ограничения) перетоков
мощности, применению автоматики разгрузки электростанций
(АРС) и специальной автоматики отключения нагрузки (САОН)
для предотвращения нарушения устойчивости параллельной
работы, автоматики разгрузки потребителей при аварийном сни
жении частоты (АЧР) и включения потребителей при восстано
влении частоты (ЧАПВ), а также автоматики аварийного пуска
и загрузки iидроагрегатов и перевода гидрогенераторов, рабо
тающих в режиме синхронных компенсаторов, в генераторный
режим
ЦДУ ЕЭС СССР должно ежегодно задавать всем ОДУ, а
ОДУ энергосистемам объем и диапазоны уставок АЧР и
ЧАПВ, а также объем на1рузки, подключаемой к САОН В со
ответствии с этими заданиями диспетчерские службы энергоси
стем должны определять объем и уставки АЧР, ЧАПВ и САОН,
размещение этих устройств и размер подключенной к ним
нагрузки, учитывая местные балансы мощности Значение нагрузки,
подключенной к очередям АЧР, должно проверяться
измерениями не реже чем 1 раз в i од (в рабочий и нерабочий дни)
В соответствии с требованиями ПТЭ, относящимися к про
ведению ограничений и отключений потребителей, в каждой
энергосистеме должны быть разработаны и до 1 октября
каждого года утверждены графики аварийных отключений
потребителей при дефиците мощности или энергии, а также графики
местной разгрузки для узлов или районов энергосистемы
Диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР и диспетчер ОДУ изолированно
работающей ОЭС руководят регулированием частоты, обеспечи
вая поддержание ее в установленных (допустимых) пределах и
предотвращая недопустимое снижение частоты мобилизацией
резервов мощности, а при их недостаточности — ограничением
или отключением потребителей в соответствии с диспетчерскими
55
инструкциями При аварийных отклонениях частоты персонал
электростанций для ввода значения частоты в допустимые гра
ницы должен принимать самостоятельные меры предусмотрен
ные местными инструкциями
При аварийной перегрузке межсистемных связей диспетчеры
ОЭС (энергосистем), принимающих мощность должны (после
мобилизации резервов мощности) разгрузить связи путем от
ключения потребителем
Ответственность за поддержание частоты в допустимых пре
делах несут диспетчеры ЦДУ ЕЭС С ССР ОДУ и энергосистем,
начальники смен (дежурные инженеры) этектростанций, а за
своевременную разгрузку потребителей—также руководители
гшергоуправлений энергонадзора диспетчерских служб энерго
систем и предприятий электросетей
ПТЭ устанавливают основные положения по использованию
средств регулирования напряжения для выполнения
требований ГОСТ по качеству электроэнергии поддержания экономии
ного режима электрических сетей и обеспечения необходимых
запасов устойчивости Для предотвращения нарушений стати
ческой устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки устанав
ливаются аварийные пределы снижения напряжения в контро
тируемых диспетчером пунктах сети и на подстанциях с синхрон
ными компенсаторами При снижении напряжения до аварийного
предела диспетчеры энергосистемы ОДУ ЦДУ F3C СССР
должны принять меры к устранению вызывающею такое спи
жение дефицита реактивной мощности а оперативный персонал
электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами
обязан принять самостоятельные меры по поддержанию напря
жения, используя перегрузочную способность генераторов и
синхронных компенсаторов ПТЭ предусматривается
использование автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости
узла нагрузки отключением части потребителей при снижений
напряжения ниже аварийно допустимого уровня
ПТЭ содержат также существенные для обеспечения надеж
ной работы энергосистем (ОЭС, ЕЭС СССР) общие указания о
порядке вывода из работы и резерва в ремонт и для испытаний
основного оборудования, средств системной автоматики диспет
черского и технологического управления ввода оборудования и
указанных средств в эксплуатацию, а также о производстве
оперативных переключений в электроустановках
ПТЭ обязывает строго регламентировать распределение
функции по ликвидации аварий между диспетчерами ЦДУ ЕЭС
СССР, ОДУ энергосистем сетевых предприятий и оперативным
персоналом энергообъектов Инструкции по ликвидации аварий
должны быть на диспетчерских пунктах всех ступеней системы
диспетчерскою управления и на каждой энергоустановке с де
журстпом персонала Этими инструкциями должно быть предус
■56
мотрено предоставление местному персоналу максимально
возможной самостоятельности при тиквидации аварий
В системе мероприятий, направленных на повышение надеж
ности работы энергосистем, существенную роль играют предус
мотренные ПГЭ мероприятия по обучению и повышению квали
фикацин эксплуатационного персонала и в частности система
гическое проведение противоаварийных тренировок
Противоаварийные тренировочные учения дают возможность
проверить способность оперативного персонала успешно ликви
дировать аварии, обучить персонат наиболее эффективным мето
дам предупреждения и ликвидации аварий выявить необходи
мость дополнительных противоаварийных мероприятий Они про
водятся в соответствии с «Единой методикой подготовки и
проведения противоаварийных тренировочных учений персонала
электрических станции и сетей» Этим директивным документом
установлены
виды тренировок — межеистемные и диспетчерские в ОДУ и
гжергоуправлениях, блочные и цеховые на электростанциях,
состав участников тренировочных учений и их руководителей
методы проведения — тренировки по сменам с условными
действиями персонала, с реальными действиями на оборудова
нии, на сетевых полигонах стендах, имитирующих моделях и
тренажерах,
периодичность проведения тренировок, способы их подготовки
и проведения, порядок разбора тренировок с выявлением необ
ходимости проведения мероприятии, способствующих безаварии
ной работе, и оценкой действий участников тренировок
1.5. Руководящие указания по устойчивости энергосистем
Первым директивным документом по нормативам устойчиво
сти были утвержденные в 1964 г «Основные положения и вре
менные руководящие указания по определению устойчивости
электрических систем» Выпуском этого директивного докумен
та, в котором содержались указания, обязательные как для
эксплуатационных, так и для проектных организаций обеспечи
валось согласованное решение вопросов на всех временных уров
нях управления развитием и режимами энергосистем Основные
положения установили общий подход к оценке устойчивости и
методам ее определения, нормативные требования к уровню
устойчивости, а также принципы выбора мероприятий и средств
обеспечения устойчивости В дальнейшем были выпущены «Мето
дические указания по определению устойчивости», в которых
наряду с изложением методов расчета содержался ряд сущест
венных дополнений к Основным положениям
Основные положении сыграли важную роль в упорядочении
деятельности эксплуатационных и проектных организаций по
обеспечению устойчивости Вместе с тем изменения условий ра
боты энергосистем, развитие энергообъединений и формирование
ЕЭС СССР, накопленный опыт эксплуатации и проектирования,
новые результаты научных исследований и натурных испытаний
устойчивости, все расширяющееся применение ПА сделали необ
ходимым пересмотр директивных материалов по определению и
нормированию устойчивости
В 1983 г были утверждены новые «Руководящие указания
по устойчивости энергосистем», обязательные для проектных и
эксплуатационных организаций электроэнергетической отрасли
[10] В 1984 г решением Главтехуправления и Главниипроекта
Минэнерго СССР в связи с вводом в действие «Руководящих
указаний по устойчивости энергосистем» были уточнены некото
рые положения этого директивного документа и определены
условия проведения мероприятии по реализации содержащихся
в нем новых нормативных требовании
«Руководящие указания по устойчивости энергосистем»
предусматривают, что требования к устойчивости могут быть из
менены по сравнению с указанными в этом документе при нали
чии техпико экономического обоснования, утвержденного в
установленном для проектных и эксплуатационных организаций
порядке
Достижения в повышении надежности, обеспеченные широ
ким применением и совершенствованием ПА, дали основания
расширить состав нормативных (расчетных) возмущений, при
которых должны обеспечиваться динамическая устойчивость и
минимально допустимый запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме, включив в этот состав относительно
редкие тяжелые возмущения
Предотвращение развития аварий для большинства этих воз
мущений в электрических сетях, работающих со значительной
загрузкой, практически осуществимо только при применении ПА
Отдельные случаи, когда предотвращение нарушения устой
чивости должно обеспечиваться без применения ПА (или без
учета действия такой автоматики), особо отмечены
Принципиально новым в действующих «Руководящих указа
ниях по устойчивости энергосистем» является дифференциация
нормативных показателей в зависимости от характера исходного
режима Наряду с нормированием требований по устойчивости
для нормальных условий работы энергосистемы (с «нормальны
ми» перетоками) Руководящие указания допускают в
определенных условиях работу энергосистем в более напряженных
режимах с «утяжеленными» и в особо тяжелых режимах с «вы
нужденными» перетоками активной мощности по линиям электро
передачи (сечениям сети) при запасах устойчивости ниже уста
повленных для нормальных условий
При проектировании энергосистем утяжеленным считается
58
переток мощности в режиме, характеризующемся пеблагоприят
ным сочетанием ремонтов основного оборудования электростан
ций и электрических сетей при возможной общей длительности
существования не более 10% времени в год В эксплуатации
работа с утяжеленными перетоками допускается при отсутствии
необходимых резервов мощности или топлива на
электростанциях, при неблагоприятном наложении плановых и аварийных
ремонтов основного оборудования электростанций и электриче
ских сетей, л также в случаях, когда такие перетоки обусловле
мы недостаточной маневренностью ТЭС или АЭС
Нормативные указания в части вынужденных перетоков
относятся только к условиям эксплуатации Такие перетоки до
пускаются только для предотвращения или уменьшении ограни
чений потребителей, устранения потери гидроресурсов, при необ
ходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, а
также в режимах минимума нагрузок при невозможности умень
шепия перетока из-за недостаточной маневренности АЭС.
Нормативные показатели устанавливаются как для нормаль
ных, так и для ремонтных схем, которые отличаются от нормаль
ных 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 устойчивости переток активной мощно
сти при данном режиме и возможных нослеаварииных режимах
Нормативные расчетные возмущения по степени тяжести раз
деляются на три группы
К 1 группе возмущений относятся
а) отключение любого элемента сети напряжением 500 кВ
(для схемы АЭС с энергосистемой — 750 кВ) и ниже,
б) однофазное КЗ на ВЛ 500 кВ (для схемы 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 (для схемы связи
АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ) при работе основной РЗ
с успешным ОАПВ,
г) отключение одного генератора или блока генераторов
(имеющих общий выключатель на стороне высшего напряже
ния), кроме наиболее мощных, имеющихся в данной ОЭС в не
большом количестве,
д) возникновение аварийного небаланса мощности, не
большего, чем по пг), вызванного другими причинами (отключением
нагрузки, отключением элемента передачи постоянного тока и
т п )
Ко 11 группе возмущении относятся
е) отключение любого элемента сети напряжением выше
500 кВ (для схемы связи АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ),
ж) однофазное КЗ на ВЛ напряжением выше 500 кВ (для
59
схемы связи АЭС с энергосистемой — выше 750 кВ) при работе
основной РЗ с неуспешным ОАПВ
з| двухфазное КЗ на землю на ВЛ тюбого класса напряже
ния при работе основной РЗ с успешным и неуспешным АПВ
и) отключение генератора или блока генераторов, наиболь
ших по мощности в данной ОЭС отключение дв\х генераторов
АЭС относящихся к одному реакторному блоку,
к) возникновение аварийного небаланса мощности, больше
го чем по п i| но не большею чем по п и) вызванною ару
гнми причинами
К III группе относятся
л) одновременное отк ночение двух цепей или двух ВЛ,
расположенных по одной трассе более чем на половине длины
менее длинной линии
м) возмущения I и [I групп с включением элемента сети
И'Ш генератора (блока генераторов) которые вследствие ремон
та одного из выключателей приводят к отключению второго
элемента сети подключенного к тому же РУ
н) однофазное КЗ на ВЛ или на присоединении шин любою
класса напряжения при отказе одного из выключателей и дей
ствии \стройства резервирования при отказе выключателей
(VPOB)
Для случая котда проверяется устойчивость параллельной
работы по связям между ОЭС, в состав возмущений III группы
входят также
о) отключение части юнераторов электростанции, связанное
с полным отключением одной секции (системы) шин или РУ
оаного напряжения, суммарной мощностью не более 50% мощ
ности электростанции'
п) возникновение аварийного небаланса мощности большего,
чем по п и) но не большего чем по и о), вызванного другими
причинами
Запас статической устойчивости характеризуется коэффици
ентами запаса по активной мощности, передаваемой по сечению
электрической сети энергосистемы и коэффициентами запаса
по напряжению в узлах нагрузки При определении запаса
устойчивости рассматриваются траектории утяжеления режима,
представляющие собой последовательности установившихся
режимов котрые при изменении некоторого параметра или
группы параметров позволяют достичь границы области стати
ческой устойчивости
Коэффициент запаса статической устойчивости по активной
мощности передаваемой по тинии электропередачи (сечению
электрической сети энерюсистемы) рассчитывается по форму те
Р -Р ±Р , ,,
Ля= р , (14)
60
[де Р — значение передаваемой активной мощности (переток);
Pf предел передаваемой мощности по условиям статической
устойчивости; АР учитываемое значение амплитуды нерегуляр
ных колебаний перетока снижающих запас устойчивости
Значение амплитуды нерегулярных колебании активной
мощности устанавливается по данным измерений При отсутст
вин таких данных расчетная амплитута нерегулярных колебаний
МВт, может быть определена выражением
АР=К^Гр11Р,г/(Р«1 + Рч) 15)
где P,t и Р„2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сто
рон рассматриваемого сечения МВт коэффициент /С, МВт А,
принимается равным 0,75 при автоматическом регулировании
частоты и перетоков активной мощности (с периодом остающих
ся колебаний около 10 мин) и 1 5 при отсутствии автоматиче
ского регулирования
Определение предельною значения перетока в сечении ос\
шествляется утяжелением режима (последовательным )величе
пнем перетока) При этом считаются отключенными все устрой
ства автоматического управления, препятствующие достижению
предела (автоматическое ограничение перетока, ПА и т п )
Предельные перетоки определяются с учетом возможности пере
грузок оборудования, допустимых в течение 20 мин Большие
перегрузки разрешается учитывать во всех режимах, кроме
послеаиарийного, если ликвидация таких перегрузок обеспечи
вается за допустимое время действием средств автоматическо
го управления (без снижения запаса устойчивости энергосистемы
в целом)
Для уветичения перетока мощности в рассматриваемом
сечении при расчете рекомендуется загружать генераторы с
одной стороны сечения и разгружать с другой При достижении
ограничений по максимальной или минимальной мощности гене
раторов дальнейшее увеличение перетока рекомендуется ос>
ществлять соответственно уменьшением или увеличением актив
ной и реактивной мощностей нагрузки Если нагрузка снижена
до возможного в реальных условиях минимума, то для дальней
шею увеличения перетока следует осуществлять перегрузку
генераторов сняв соответствующие ограничения (в том числе по
току ротора) При этом допускается рассматривать только
траектории, при которых значение частоты остается практиче
ски неизменным.
Если для конкретных условии характерны иные факторы
вызывающие увеличение перетока, в том числе приводящие к
изменениям частоты то такие способы утяжеления режима
также должны быть рассмотрены
Если при заданном исходном режиме предельный по сытиче
(Кой устойчивости переток активной мощности зависит от того
6]
как при утяжелении режима изменяются перетоки в других се
чениях, то следует рассматривать ряд характерных для данной
энергосистемы траекторий >тяжеления при различных способах
перераспределения мощности между узлами находящимися с
каждой из сторон рассматриваемого сечения Значение Р„р опре
деляется по траектории, которой соответствует наименьшая
предельная передаваемая мощность
Расчеты статической устойчивости допускается выполнять
только с проверкой апериодической устойчивости, кроме того,
может быть проведена проверка колебательной устойчивости
путем натурных экспериментов или специальных расчетов
Значения коэффициентов запаса по напряжению в узлах на
грузки вычисляются по формуле
К, =(U-UK?)/U (lb)
где U значение напряжения в узле нагрузки в исходном
режиме, с/кр — критическое значение напряжения в том же узле,
соответствующее границе, ниже которой происходит нарушение
статической устойчивости электродвигателей, (Укр следует прини
мать не меньшим 70% номинального напряжения и 75% на
пряжения в рассматриваемом узле при нормальном режиме
В необходимых случаях критическое напряжение опреде
ляется расчетом, в котором учитываются распределительная
сеть, питаемая от данною узла, регулирование напряжения по
нижающих трансформаторов, статические характеристики по
напряжению всех основных групп электроустановок Внешняя по
отношению к узлу часть энергосистемы представляется
подключенным к узлу источником ЭДС , не зависящим от нагрузки
Критическое значение напряжения принимается равным мини
мальному значению ЭДС, при котором сохраняется статическая
апериодическая устойчивость нагрузки по не менее значений
(Ар, указанных выше
В табл 1 1 приведены нормативные (минимально допусти
мые) значения показателей устойчивости коэффициентов
запаса статической устойчивости по мощности Кр и по напряже
нию Ки, а также группы расчетных (нормативных) возмущений,
при которых должны обеспечиваться динамическая устойчивость
и минимально допустимый запас статической устойчивости
в послеаварийном режиме при исходной нормальной схеме
(числитель) и при ремонтной схеме (знаменатель) без
применения ПА и с ее применением
В послеаварийном режиме коэффициенты запаса статиче
ской 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 послеаварийно1 о режима опреде
62
ляется временем, необходимым диспетчеру для изменения режи
ма (как правило, не более 20 мин)
Прочерк в табл 1 I указывает на то, что нарушение устой
чивости возможно при возмущении любой группы Устойчивость
может быть также нарушена при возмущениях более тяжелых,
чем указано в табл 1 I
В нормальной схеме при нормальных значениях перетоков
мощности устойчивость при возмущениях I группы должна обес
печиваться без применения ПА (без учета действия автоматики),
за исключением тех случаев, когда в результате возмущения
предел статической устойчивости в сечении уменьшается более
чем на 30%
Для электрических связей АЭС с энергосистемами (па всех
этапах развития АЭС) устойчивость при возмущениях I группы
должна обеспечиваться без воздействия ПА на разгрузку АЭС
Как следует из табл 1 1, по требованиям к устойчивости
режим с вынужденными перетоками не отличается от послеава
рийного режима
В случае отключения одной из линий высшего для данного
сечения класса напряжения устойчивость может не сохранять
ся, если предел статистической устойчивости в рассматриваемом
сечении уменьшается более чем на 70%, а предел статичес
кой устойчивости по оставшимся в сечении связям не превышает
утроенной расчетной амплитуды нерегулярных колебаний мощ
ности в этом сечении
Работа с вынужденным перетоком не допускается, если
нарушение устойчивости в этом режиме при возмущениях I и II
групп и правильном действии ПА может привести к отключению
потребителей устройствами АЧР и САОН суммарной мощностью,
более чем в 10 раз превышающей величину ограничения
потребителей, которая требуется для обеспечения нормативных пока
зателей нормального перетока
Работа с вынужденным перетоком в сечениях, непосредствен
но примыкающих к АЭС, не допускается Переход к вынужден-
Таблица II
Характеристика
перетока
Нормальный
Утяжеленный
Вын\жденныи **
Минимально допустимые
значения
кР
0 20
0,15*
0 08
К,
0 15
0,15
0 10
Группы возмущений, при ко
торых должна обеспечиваться
устойчивость
без приме
нения ПА
I/
с примене
нием ПА
и ш/1 и
i ii/i
* Для условии эксплуатации при проектировании энергосистем минимально допу
стимое значение КР для утяжеленного режима принимается равным 0,20
** Только Д1Я условий эксплуатации.
63
рованы на реализацию нормативных требовании по >стоичивости В РУНА даиы
рекоментации которым дотжны следовать проектные и эксплуатационные
организации с целью внедрения наиболее совершенных типовых решении по
использованию применяемых и новых \стройств и комплексов автоматики
В приюжении приведены рекомендуемые показатети оценки функционирования
средств противоаварийной автоматики и подход к гехнико-экономическому обо
снованию отдельных технических решении (11|
Основные почожепия по РЗ системной автоматике и ПА изложены в
г л 3
1.7. Нормативные показатели использования оборудования
электростанций
В начале 198b г были установлены следующие нормативные показатели,
об\словившие существенное улучшение использования генерирующей мощно-
г и а следовательно надежность работы энергосистем и электроснабжения
ютрсбителей:
для Главных эксплуатационных и производственных управлении энергетики
н этектрификации п министерств союзных республик, районных энергетических
управлений, 0,1V ПДУ ЕЭС. СССР, других эксплуатационных подразделений
м ин потере i ва — к о э ф ф и ц и е и i э ф ф t к т и в н о о i и использования
\ с г а н о в i с н и о й мощности (КЭИУМ)
для электростанции рабочая мощность
Рабочая мощность рассчитывается по Минэнерго СССР в целом а также
по электростанциям, ОЭ( и ЕЭС СССР на гот с разбивкой по кварта там и на
квартал о разбивкой по месяцам
Среднее значение за период рабочей мощности электростанции при плани
ровании определяется уменьшением среднего значения за период установленной
мощности Я^т на величину среднего за период значения снижения мощности
из-за плановых Р\.^ ..)KV и вынужденных Я[,уМ_|)еч ремонтов оборудования, выво
да оборудования в консервацию Р^П1С и на техническое перевооружение Pcrf!x|ИРр
а также из-за имеющихся на э юктроетанциях обоснованных ограничений мощ
мости Р^гр
рп> pci> _pl'P _pl'P —p'V — р р _рс"'' М7]
граб—rvn "ил, рсч гвын, рс\ ' кон гто\, и |. ' игр V1 ')
( нижите мощности из за капитатьныч, средних и текущих ремонтов энер
1 об токов, ivp6o и 1 идроагрегатов определяется по формуле
и
rl.?*=—т;— (|8)
где /\.ч.т, установленная мощность выводимых в ремонт энергоб токов, т\р
бо и гидрогенераторов- 7\)СН(, Th — продолжительность в днях ремонта по пла
ну и календарная для рассматриваемого периода соответственно
С нпжение мощности из-за ремонта котлов вспомогатстьного оборудования
и общестанинонных устройств опредетяется анаюгично по планируемому спи
жепию мощности этектростаиции из за вывода в ремонт соответствуюшего
оборудования
66
Снижение мощности из-за вынужденных ремонтов оборудования и оощестан
ционных устройств определяется по нормативам в процентах PvtT оставшихся
в работе посте вывода в плановый ремонт агрегатов В частности, дтя энергобло
ков ТЭС на газомазутном (твердом) топливе, эти нормативы составляют
800 МВт - 3(4 4) %, 500—(6) 300- 2(4), 200—1,5 (3 5), 150—1,5 (3) %
Снижение мощности из-за консервации и остановки оборудования для вы
полпенни работ по техническому перевооружению и реконструкции
определяется аналогично (18) по установленной мощности агрегатов выводимых из
работы
Ограничения мощности определяются на основе инженерных расчетов сог
тасованных с территориальными подразделениями Союзтехэнерго с разбивкой
то трем составляющим
ограничения мощности по техническим причинам (непроекшое топливо
или топливо >х>дшенного качества, износ оборудования отработавшего pat
четный ресурс времени недостаток теплопотребтения без перспективы нара
щивания тепловых нагрузок)
сезонные ограничения мощности (недостаток 1енлопогреблення на т>рбинах
( ухудшенным вакуумом в летний период, недостаток гидроресурсов на ГЭС
недостаток охлаждающей воды предусмотренный проектом)-
ограничения мощности временного порядка подлежащие устранению
(строитетыю монтажные нсдо!.етки запирание мощности дефекты оборудования
и т ч.}.
В расчете планового значения рабочей мощности учитываются только те
(граничения мощности которые остаются на электростанции после вывода в
плановый ремонт всех видов оборудования и общестанционных устройств и
выполнения запланированных мероприятий по сокращению ограничений
Среднее за период значение рабочей мощности вновь вводимого оборудо
ванпя рассчитывается исходя из среднего за тот же период значения
установленной мощности этого оборудования с учетом нормативных сроков освоения и нор
мативных коэффициентов готовности энергоблоков и агрегатов
При определении К.ЭИУМ среднее значение рабочей мощности за период
определяется как сумма средней мощности действующего обор\дования и мощ
ноет и новых вводов Средняя установленная мощность по тану и отчету при
этом определяется следующим образом мощность на начало планируемого
(отчетного) периода увеличивается на значение среднего за период ввода новых
и заменяемых мощностей с учетом нормативных уровней освоения проектной
мощности и уменьшается на среднюю величину выбывающей (демонтируемой)
мощности и перемаркировки [Р iep)
pep рчач.рср рср _„ср _р р
'уст ' \ст^гвиод ^(хв ^дем 'пер (14)
1 1е ^оса освоенная мощность вновь введенного оборудования
Среднее значение за рассматриваемый период установленной мощности
вновь вводимой в эксплуатацию или выбывающей из действия расе штывается
при планировании исходя из квартальных сроков ввода (демонтажа) оборудо
нация а по лтчет> — исходя из полных месяцев, начиная с момента подписания
акта о при мке в эксплуатацию оборудования государственной комиссией
67
(для вновь вводимой мощности) и момента фактического останова для демон
тажа (для выбывающей мощности)
Средние значения за период рабочих и установленных мощностей энергосис
тем (плановые и отчетные) рассчитываются как сумма этих значений по электро
станциям входящим в энергосистему а по остальным подразделениям Минэнер
го СССР— как сумма этих значений по энергосистемам входящим в подразде
ление
Коэффициент эффективности использования установленной мощности
по электростанциям энергосистемам и другим подразделениям Минэнерго СССР
(плановый и отчетный) определяется отношением среднего значения рабочей
мощности за период к среднему значению установленной мощности того же
подразделения за тот же период
А»Ф = Яр5в//>суРг (1 Ю)
Учет рабочей мощности электростанций осуществ1яется за каждый рабочий
день в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки
Яраб = Янагр + Яр1, (111)
В резерв мощности включаются вращающийся и холодный резервы, кото
рые могут быть использованы диспетчером для покрытия максимума нагрузки
Резерв мощности учитывается по суточной ведомости как среднее значение за
часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки и подтверждается следую
щим более высоким уровнем оперативного управтения (по электростанциям —
энергосистемой, по энергосистемам — ОДУ по ОДУ — ЦДУ ЕЭС СССР)
Резерв мощности по ТЭС учитывается по разрешению диспетчера при частоте
не ниже установленного уровня.
Фактическое значение рабочей мощности электростанции за месяц равно
среднему значению рабочих мощностей за рабочие сутки месяца
Одновременно с вводом в действие новых нормативных показателей было
введено понятие производственной мощности равной установленной
мощности за вычетом мощности находящейся в ремонте (планируемом в
соответствии с нормативами вывода в ремонт оборудования) и выведенной из ра
боты для технического перевооружения реконструкции (модернизации):
Я,ф = Я>ст-Ярем (I 12)
Производственная мощность рассчитывается всеми электростанциями
за отчетный год и на всех стадиях разработки перспективных и готовых пла
нов При поэтапном строительстве электростанции Ягр определяется е учетом
снижения мощности ГЭС из-за недостаточного напора и ТЭС из-за дефицита
котельной мощности Простои оборудования электростанции из за недостатка
топлива, а также по причине других организационных и технических неполадок
при расчете Я,|р не учитываются
Увеличение Ямр электростанций производится за счет внода в действие
новых мощностей, реконструкции и технического перевооружения действующих
электростанций Уменьшение ЯГ|р электростанции может быть обусловлено
выбытием мощности предварительно оформленным в установленном порядке.
Среднегодовое значение вновь вводимой мощности определяется аналогич-
но тому как указано выше при расчете и ,.
68
Среднегодовое значение выбывающей мощности определяется частным от
деления на 12 суммарного значения выбывающей мощности умноженным на
число полных месяцев остающихся до конца года
Среднегодовое значение производственной мощности этектростапции он
ределяется выражением
рср.г рср.г ср., . .,
гпр 'уст 'норм рем С*10'
где Я|юр'м рем —уменьшение среднегодового значения установленной мощности
за счет остановок оборудования на планово предупредительные ремонты тех
ническое перевооружение реконструкцию (модернизацию)
Среднегодовое значение установленной мощности электростанции oupeie
ляется исходя из Яуст на начало года с учетом увеличения мощности на вели
чину среднегодового ввода новых мощностей и уменьшения на величину средне
годового выбытия мощностей.
рср, г рнич, г , рср.г рср,
/уст— 'уст + 'овод ^иыб (114)
Среднегодовое уменьшение мощности из-за планово-предупредительных ре
монтов технического перевооружения реконструкции (М01ернизации) обор уд о
вания определяется по (1.8)
Для оценки эффективности использования мощности этектростанции может
применяться коэффициент использования производственной мощности
ь = /3p«gl"lQ0% (I IS)
1.8. Ограничение потребления и отключение
электроэнергии
При недостатке электроэнергии и мощности в
энергосистемах, ОЭС и ЕЭС СССР вводятся ограничения потребления и
отключения электроэнергии Взаимоотношения энергоснабжа
ющих организаций Минэнерго СССР (энергосистем, ОДУ, ЦДУ
ЕЭС СССР) и потребителей электроэнергии при этом определи
ются специальной инструкцией Минэнерго СССР, составленной
на основании директивных материалов
Данная инструкция является обязательной как для
организаций Минэнерго СССР, связанных с электроснабжением пот
ребителей, так и для блок-станций министерств и ведомств
СССР, потребителей электроэнергии независимо от их
ведомственной принадлежности Требования инструкции обязательны
также для проектных организаций, разрабатывающих схемы
внешнего и внутреннего электроснабжения потребителей
Графики ограничения потребления и отключения
потребителей составляются на случай возникновения недостатка
электроэнергии и мощности в энергосистемах и энергообъединениях
(после использования эксплуатационного резерва на электро
станциях энергосистем и блок станциях) во избежание
недопустимых условий работы оборудования электростанций и элек-
69
тричсских сетей, для сохранения устойчивости параллельной
работы электростанций и энергообъединений, предотвращения
возникновения и развития аварии, ее ликвидации и исключения
неорганизованных отключений потребителей
Энергосистемами составляются графики ограничения
потребляемой мощности и электроэнергии и графики отключения по
требителей
Графики ограничения потребления электроэнергии, кВт-ч
нрн недостатке топлива или гидроресурсов в энергосистеме ити
энергообьединении должны предусматривать сокращение потреб
ления электроэнергии на 25% суточного лимита полезного от
пуска электроэнергии в целом по энергосистеме с разбивкой на
пять равных очередей. Полезный отпуск — отпуск электро
энергии энергосистемой без учета собственных нужд электростан
ций, потерь электроэнергии в электрических сетях и производст
венных нужд энергосистемы, с учетом принятой электроэнергии
от других энергосистем, за вычетом электроэнергии, переданной
в другие энергосистемы, с учетом электроэнергии, выработанной
блок-станциями министерств и ведомств СССР
Графики ограничения потребления электрической мощности,
кВт, при недостатке мощности в энергосистеме или энергообъ
единении должны предусматривать снижение мощности на 20%
заданного предельного потребления электрической мощности в
часы максимальных нагрузок в цепом по энергосистеме с раз
бивкой на 10 равных очередей
Графики отключения потребителей применяются при уфозе
возникновения аварии в результате образовавшегося недостат
ка электрической мощности, а также при снижении частоты ю
ка и напряжения, когда нет времени для введения графика ог
раничения потребления мощности График разрабатывается в
размере 20% заданного предельного потребления электрической
мощности в часы максимальных нагрузок в целом по энерго
системе с разбивкой суммарно отключаемой мощности на 10
равных очередей.
В график отключения электроэнер[ ии не включаются про
изводства с непрерывными технологическими процессами и
спецпотребители (по перечням, ежегодно утверждаемым Гос
планом СССР), производства, отключение электроснабжения
которых может привести к выделению взрывоопасных и ядови
тых продуктов и смесей, здания, 1анимасмые органами госу
дарственной власти и управления и общественными организа
циями, больницы и поликлиники, предприятия связи объекты
водоснабжения и канализации; объекты вентиляции, водоотлива
и основные подъемные устройства угольных и горнорудных
предприятий, объекты, обеспечивающие противопожарную
безопасность, железнодорожный и пульпопроводный транспорт,
электрифицированный транспорт общего пользования и метро
70
политен, объекты систем диспетчерского управления, блокиров
ки, сигнализации и защиты воздушного и водного транспорта,
дошкольные учреждения (ясли, детские сады), молочно товар
ные фермы, животноводческие комплексы, фермы по выращива
нию молодняка, инкубаторно птицеводческие станции и
птицефабрики; хлебозаводы население
Графики местной разгрузки для всех узлов или отдельных
районов энергосистемы составляются на случай возможного
недостатка мощности или при выделении энергосистемы (энер-
юрайона) на раздельную работу
Графики ограничений и отключений составляются совместно
с потребителями и ежегодно корректируются
При определении объемов и очередности ограничения по
гребления и отключения учитываются государственное, хозяй
ственное значение и технологические особенности каждого кон
кретного производства, с тем чтобы ущерб от введения указан
ных графиков был минимальным При этом учитываются также
особенности схем электроснабжения потребителей и возмож
ность оперативного ввода и эффективного контроля за выпол
непием ограничений и отключении
Энергосистемами совместно с потребителями электроэнергии
имеющими максимум электрической нагрузки 150 кВт и более
и включенными в графики ограничения и отключения, определи
ются значения аварийной и технологической брони электро
снабжения
Технологическая бронь электроснабжения
определяется наименьшей потребляемой мощностью и продол
жительностью времени, необходимых потребителю для заверше
ния техноло!ического процесса, цикла производства, после чего
может быть произведено отключение соответствующих электро
приемников
Аварийная бронь электроснабжения определя
ется наименьшей мощностью или расходом электроэнергии,
обеспечивающим при частичной или полной остановке пред
приятия сохранность оборудования, безопасность людей, сохра
пение аварийного и охранного освещения, вентиляции, водоот
айва, канализации, отопления, средств пожарной безопасности
Потребители могут быть ограничены в потреблении электро
энергии до значения аварийной брони электроснабжения
В графики отключения преимущественно включают подстан
ции, имеющие устройства автоматики тетеуправления и тете
сигнализации или постоянный обслуживающий персонал и на
дежную телефонную свя)ь диспетчерских пунктов энергосистем
с приемными подстанциями потребителей В графики отключе
ний не вводятся ВЛ и трансформаторы, если к ним подключены
электроприемники I категории по надежности электроснабже
ния, не терпящие перерыва электроснабжения на время работы
71
ЛВР Линии (трансформаторы) к которым подключены элек
троприемники I категории и аварийной брони электроснабжения
при их суммарной нагрузке менее 50% нагружи питающей ВЛ,
могут вводиться в i рафики отключений при автоматическом пе
реводе указанных электроприемников на остающиеся в рабо
re ВЛ
Энергосистемы извещают потребителей о введении в дей
ствие па следующие сутки графиков ограничения потребления
электроэнергии пе позднее 14 ч текущих суток (по местному
времени) с указанием размера времени начала и окончания
ограничения При необходимости срочною введения в действие
графиков ограничения потребления электроэнергии извещение
об этом передается потребителям не позднее чем за 1 ч до на
чала действия ограничения независимо от времени суток
О введении [рафиков ограничения электроэнергии
энергосистемами потребители извещаются телефонограммным распо
ряжением па имя руководителей предприятий, объединений,
организаций и учреждений с указанием размера 01раничения,
времени его начала и окончания По согласованию с местными
комитетами но телевидению и радиовещательной сети практи
куется передача сообщении о введении заранее согласованных
с предприятиями режимов потребления электроэнергии н мощ
иости
Распоряжения энергосистем о введении в действие графиков
отключения должны выполняться немедленно В ЕЭС СССР
графики отключения электроэнер! ии по энергосистемам и ОЭС
вводятся в действие распоряжением дежурного диспетчера ПДУ
F3C СССР О введении графиков отключения немедленно из
вещается руководство Минэнерго СССР В энергосистемах или
ОЭС, работающих изолированно, графики отключения вводятся
в действие распоряжением тежурпого диспетчера соответств>ю
щей энергосистемы или ОДУ
Ввод графиков отключения осуществляется отключением
питающих ВЛ и трансформаторов потребителей непосредственно
с питающих центров энергосистемы или с приемных подстанций
потребителей.
При низких температурах наружного воздуха когда дли
тельный перерыв в электроснабжении может привести к рас
стройству работы систем центрального отопления, дежурный
персонал энергосистем обязан проверить чередование по потре
бителям отключенных ВЛ и трансформаторов тех же очередей
графика. При полном использовании данной очереди графика
производится подмена отключенных потребителей другими из
следующих очередей графика без уменьшения суммарной наг
рузки, подлежащей отключению по энергосистеме
При введении в действие [рафиков потребления и отключе
ний энергосистемы в течение месяца обеспечивают восполнение
72
недоданного потребителям количества электроэнергии. В случае
перерывов в подаче электроэнергии энергосистемы уплачивают
потребителям двукратную стоимость электроэнергии, недоотпу
щенной из за недостатка топлива, и восьмикратную стоимость
электроэнергии, недоотпущеннои по другим причинам
Длительность отключения потребителей по аварийному гра
фику не должна превышать 2 ч, после чего в случае необходи
мости следует вводить ограничения нагрузки. Оперативные
ограничения нагрузки осуществляются путем изменения техно
логических процессов н состава работающею оборудования у
потребителей
1.9 Эффективность действующих нормативов
Пути их совершенствования
Характеризуя условия применения нормативных указаний
i одержащихся в названных выше директивных материалах не
обходимо прежде всего отметить неполную реализацию преду
сматриваемых при проектировании развития ЕЭС С ССР и
ОЭС мероприятий по созданию резервов генерирующих мощ
ностей и пропускной способности системообразующих этектрн
ческих сетей Реализуемый на практике в соответствии с распо
латаемыми ресурсами размер резервирования ниже проектного,
и расхождение настолько существенно что учет ограничений
но ресурсам в ряде случаев мог бы привести к качественному
изменению проектных решений
В связи с указанным необхо тима корректировка проектов
развития F3C СССР и ОЭС на ближайшее пятилетие в соответ
ствии с выделяемыми для развития этектроэнергетики ресурса
ми При этом должно выпочняться ранжирование новых объек
тов по их сравнительной эффективности с оценкой ущербов для
народного хозяйства вызванных вынужденными отступлениями
от оптимальных проектных решений
Проектирование отдельных энергообъекюв (электростанции
и понижающих подстанций) проводится в полном соответствии
с нормами технологического проектирования и при реализации
проектных схем обеспечивается выполнение предусмотренных
этими нормами требовании надежности Отклонения от этих
требовании имеют место при временных схемах создаваемых
на отдельных этапах строительства энергообъектов
При реализации планов и проектов развития энергосистем
в ряде случаев имеет место отставание в развитии основных
электрических сетей от ввода новых генерирующих мощностей.
С этим связано снижение уровня надежности этих сетей и
возникающие (до создания проектных схем) трудности обеспечения
надежного выпуска новой мощности Необходимо отметить, что
вынужденное (временное) снижение уровня надежности сетей
71
высших уровней против нормативного не может быть основани
ем для отказа от нормативных требовании к распределительным
сетям
Снижение уровня избыточности (по генерируемым мощное
тям и пропускной способности основных электрических сетей)
приводит к увеличению напряженности режимов и
значительному расширению воздействий ПА на отключение генераторов
и нагрузки Недостаточное резервирование создает трудности
в выполнении требований ПТЭ по качеству электроэнергии,
а расширяющееся аварийное управление нагрузкой — трудности
в обеспечении установленных ПУЭ требований к бесперебойности
питания электроприемников различных категорий ответствен
ности
«Руководящие указания по устойчивости энергосистем», с уче
том общей напряженности режимов энергосистем,
устанавливают возможность и условия использования режимов с понижен
иыми запасами устойчивости в проектных разработках и при
оперативном управлении энергосистемами Применение этою
директивного документа характеризуется строгой реализацией
содержащихся в нем требований, случаи невыполнения
нормативов устойчивости при проектировании развития энергосистем
и их эксплуатации практически исключены
Оценивая качество действующих нормативов и задачи их
дальнейшего совершенствования, нужно отметить их неполноту
и недостаточную взаимосогласованность Неполнота нормативов
заключается, с одной стороны, в гом, что для ряда основных
задач, которые должны решаться с учетом требовании падеж
ности, нормативные указания отсутствуют Так, например,
отсутствуют нормативные указания по обеспечению резерва энер
горесурсов, по поддержанию оперативных (в частности вра
щающихся) резервов мощности в условиях эксплуатации, по
допустимым уровням надежности при создании ремонтных схем
электрических сетей и энергообъектов и т д
С другой стороны, неполнота нормативов связана с отсут
ствием апробированного состава нормативных показателей при
мснительно к структурной и временной иерархии управления,
а также с неразработанностью методов количественной оценки
показателей Ряд единичных свойств, составляющих комплекс
ное понятие надежности энергосистемы, не нашел отражения в
существующих нормативных указаниях
Не нормированы значения показателей надежности питания
потребителей, характеризующих степень выполнения энергосис
темой своей основной функции — бесперебойного электроснаб
жения потребителей С нормативами этого основного (итогового)
показателя должны быть по возможности увязаны все «опосре
дованные» нормативы, выполнение которых должно гарантиро
вать обеспечение требуемой надежности электроснабжения
74
Ряд необходимых «опосредованных» нормативов, таких как нор
мативы живучести энергосистем (ОЭС ЕЭС СССР) и их режим
ной управляемости, отсутствуют, а взаимосогласованность
существующих нормативов недостаточна
При дальнейших разработках следует рассмотреть целесооб
разность введения такого интегрального показателя надежности
электроснабжения и работы энергосистемы в целом как услов
ныи недоотпуск электроэнергии потребителям учитывающий
степень внезапности, частоту нарушений электроснабжения раз
личной длительности и глубину нарушений с учетом категорий
ности электроприемников и наличия резервирования по сетям
более низких напряжений []]
С расширением аварийного управтения нагрузкой связана
необходимость более детальной дифференциации элекфоприем
ников но категориям ответственности Разделение на три кате
гории недостаточно и препятствует правильной ранжировке пот
ребителей при использовании кратковременной аварийной
разгрузки с помощью АЧР и САОН
Создание достаточно полной системы взаимосогласованности
нормативов, обеспечивающих в конечном итоге рациональную
степень надежности электроснабжения потребителей, требует
проведения многоплановых исследований, имеющих целью
определение состава показателей надежности, выбор матсмати
ческих моделей и развития методов количественной оценки по
казателей надежности, анализ взаимосвязи показателей, исполь
)уемых на различных ступенях и уровнях структурной и вре
менной иерархии, и их согласование с итоговым показателем
надежности электроснабжения уточнение дифференциации
электроприемников по категориям ответственности и анализ
возможностей соответствующей дифференциации для групп пот
ребителей; разработку методов расчета математического ожи
Дания недоотпуска электроэнергии при учете неполноты информа
ции и вероятностного характера рассматриваемых событий; ре
троснективный анализ аварий в энергосистемах и выявление
влияния изменении структуры и параметров системы на
надежность электроснабжения; обработку данных по аварийности
оборудования и аппаратуры, а также по отказам в системе уп
равления и подготовку соответствующих прогнозных чанных на
перспективу обоснование рекомендаций по оценке ущерба от
недоотпуска электроэнергии, расширение состава задач надеж
ности, решаемых на основе оптимизационною подхода опре
деление мероприятий по совершенствованию организации экс
плуатации и системы обучения персонала и т д
1 10 Нормативы надежности в зарубежных энергосистемах
Нормативы надежности основной сети Великобритания Основные сети
Великобритании спроектированы так чтобы устойчивость парат ]ельнои работы
75
не нарушалась при отключении одновременно двух ВЛ 400 или 275 кВ а эксилу
атационные нормы предусматривают сохранение надежной работы при потере
одной двух цепной В Л Основная сеть должна обеспечить выдачу мощности
наиболее крупных электростанций (1300 МВт и более) при отключении двух
цепей Для менее мощных электростанций выдача полной мощности должна
обеспечиваться при отключении одной цепи Энергосистема должна удовлетво
рять этим требованиям как в нормальном, так и в ремонтном режиме (12|
К схемам электроснабжения узлов нагрузки потребляющих мощность
1500 МВт и более а в отдельных случаях, для особо ответственных потребителей
1000 МВт и более предъявляется требование сохранения надежного питания
нагрузки в случае отключения двухцепной ВЛ одной кабельной линии, секции
шии подстанции Для большинства же узлов связывающих основную сеть
275—400 кВ и распределительные сети 132 кВ и ниже, предусматривается
обеспечение надежного электроснабжения потребителей при отключении лишь
одного элемента основной сети Аналогичные нормативы надежности d именно
учет одиночного повреждения питающих элементов (воздушной или кабельной
ВЛ, трансформатора), применяются для распределительной сети 132 кВ и ниже
т е аварийное отключение двух элементов (включая двухцепные ВЛ на общих
опорах) может привести к нарушению электроснабжения
Канада На электропередачах 750 кВ энергосистемы Hydro Quebec (пять
ВЛ общей протяженностью 5300 км проходящие тремя коридорами), по кото
рым передается мощность более 10 тыс МВт от электростанций Джеймс Беи
должна сохраняться устойчивость в случае однофазного КЗ на любом элемен
ге при работе с полной нагрузкой Потеря генерирующей мощности при этом
не должна превышать 5% суммарной мощности энергосистемы В нормальном
режиме электропередачи должны обеспечивать передачу 110% генерируемой
мощности ГЭС Джеймс Бей.
ФРГ Отключение одного элемента основной сети 380 кВ (ВЛ или
трансформатора) не должно приводить к перегрузке оставшихся в работе ВЛ и тран
сформаторов при максимальной нагрузке электростанций
Франция Электроснабжение потребителей не должно нарушаться в слу
чае потери любых двух генераторов или одного генератора и одною элемента
сети 380 кВ Более тяжелые аварийные нарушения (например одновременное
отключение более чем двух элементов) могут привести к полному погашению
района
Энергообъединение стран северной Европы НОРДЭЛ Намечаемые при
проектировании и реализуемые в условиях эксплуатации режимы работы энер
гообъединения (как при нормальной, так и при ремонтной схеме) должны обес
печивать сохранение устойчивости параллельной работы в случае отключения
самого крупного генерирующего элемента (энергоблока генератор трансформа
тор, реактора АЭС обеспечивающего питание двух энергоблоков двух энерго
блоков генератор трансформатор, подключенных к одной секции шин электро
станции и т д) одной ВЛ или трансформатора (автотрансформатора)- пов
режденной ВЛ (при трехфазном КЗ на ней) с последующим успешным АПВ
поврежденной ВЛ (при однофазном КЗ на ней) с последующим неуспешным
ОАПВ секции шин подстанции или электростанции (при трехфазном КЗ на
ней) без последующего АПВ
76
Рекомендуется также анализировать и более тяжелые ситуации, при которых
в отдечьных случаях может быть нарушена устойчивость какого либо района
сети однако авария не должна приводить к слишком тяжелым последствиям
В качестве подобных ситуаций рассматриваются полная потеря электростан
ции отключение обеих цепен двухцепной ВЛ отключение всех ВЛ иду
щих в одном коридоре- устойчивое трехфазное КЗ на кабельной линии с от
казом РЗ с одного конца, трехфазное КЗ на линии с последующим иеуспеш
ным АПВ
США В США каждой энергокомпанией устанавливались свои нормативы
надежности Развитие объединенных энергосистем потребовало разработки об
ших нормативов надежности. Подобные нормативы, созданные для девяти
региональных советов по надежности имеют целью предотвратить каскадное
развитие аварии и не допустить излишних нарушений электроснабжения
Подход к определению необходимого уровня надежности основной сети и жи
вучести энергосистем характеризуется следующими обобщенными положениями
содержащимися в критериях надежности разных районов
при проектировании, развитии и эксплуатации основной сети необходимо
обеспечить ее устойчивость к каскадному развитию аварии при наиболее тяже
лых но вероятных аварийных ситуациях (восточно центральный район ECAR)
электроснабжение отдельных районов может быть нарушено в результате
маловероятных аварийных ситуаций, но они не должны приводить к полному
погашению энергообъедннения (юго-западное объединение SPP)
могут иметь место маловероятные нарушения при которых не удается из
бежать выделения отдельных районов или потери части нагрузки, каскадное
развитие аварии недопустимо даже при самых тяжелых, ио вероятных наруше
ннях (Западный координационный совет WSCC)
Конкретные нормативы (расчетные возмущения учитываемые при планиро
вании режимов) весьма жестки и в основном аналогичны для всех районов
В качестве расчетных возмущений принимаются потеря полной мощности элек
тростанции, отключение нескольких ВЛ проходящих по одной трассе крупно
го узла нагрузки двух ЛЭН, проходящих по разным трассам, подстанции,
отключение КЗ с увеличенной выдержкой времени по причине отказа основной
РЗ или выключателя В некоторых районах в качестве нормативных приняты
более тяжелые нарушения режима отключение трех генераторов одновремен
ное отключение В Л и трех генераторов и др [13f
Западным координационным советом установлены нормативные требова
ния к ПА в зависимости от характера доаварийного режима и тяжести аварий
ного нарушения Различаются следующие доаварийные режимы нормальный
режим после отключения одного генератора или одной ВЛ, отрегулированный
диспетчером режим с устранением перегрузок возникших в результате указан
ного отключения, то-же до регулировки режима после указанного отключения
(неотрегулированный режим) Тяжесть аварийного нарушения определяется
характером нарушения режима (отключение элемента без повреждения отклю
чение при трехфазном или при однофазном КЗ с отказом выключателя) и от
ключеиными или поврежденными при этом нарушении элементами (узел наг
рузки, трансформатор, ВЛ, генератор секция шин два генератора или две ВЛ
проходящие по одной трассе целая электростанция) В нормативах WSCC ха
77
ракгеризуются уровни \правляклцих воздействии снст(мы ПА которые могут
иметь место в зависимости от тяжести аварийного нарушения режима
Уровень управляющих воздействии (А — D) в зависимости от доаварииного
режима и тяжести аварии показан в габл 1 2
Л — ПА не должна действовать
В ПА предотвращает нарушение устойчивости отктючая ити разгружая
ai регаты в части энергосистемы с избытком мощности, а также отктючая
неответственную нагрузку в части энергосистемы с дефицитом мощности;
С —- го же что В и дополнительно в случае возникновения асинхрон
ного режима осуществияетсн отделение части энергосистемы с действием при
необходимости АЧР
D то же что В и С, и дополнительно предусматриваем я автоматическое
отключение более ответственной нагрузки раздетенис энерюсистемы и выде
ление районов отклонение в послеавариином режиме перетоков мощности
и напряжений в узлах от аварийно допустимых значении
Аналогичные критерии надежности разработанные в Комитете среднеатлап
тического района (МААС) в основном ориентированы на более развитую этек
тричсск\ю сеть определяющими для которой являются устовия термической
стойкости. Этими критериями не учитывающими действие ПА, предусмотрено
1) аварийное отключение одного агрегата В Л трансформатора или шин
н ремонтном режиме не должно сопровождаться перегрузкой тюбого этемента
энергосистемы выше длительно допустимого предела; после аварийного отклю
чения дежурный персонал должен иметь возможность шменить режим так чтобы
загрузка всех элементов не превышала номинлтьных параметров
2) если после нарушения режима, указанного в п I допо шителы-ю выйдет щ
строя еще о чин генератор ити одна В Л на любом цементе оставшемся в
Г а б 1 и ц а 12
Аварийные нарушения отключении
(без повреждения, при трехфазном КЗ
при однофазном КЗ с отказом
вь ключуте тя)
Л авариннь и режим
Норма i ь н ы и
Ремонтный:
отключен один генератор
режим отрегулирован (посте
вмешательства персона та)
режим не отрегулирован
вмешательства персонала)
Отключена одна BJI
режим отрегулирован
режим не отрегулирован
(до
Двух генера
Торов, И.1И
[двух В Л, или
всех ВЛ,
идущих но одной
трассе, под
станции,
электро-
стан! ш
П
D
D
78
работе, не дотжен быть превышен крлковрсменно допустимый аварийный пре
дел; после такого повторного аварийного отключения тежурный персонал должен
иметь возможность изменить режим так, чтобы загрузка всех элементов
не превышать допустимой аварийной перегрузки на период ликвидации
нарушении
Таким образом при указанных выше аварийных нарушениях режима основ
ная сеть должна продолжать функционировать без нарушения устойчивости
каскадного развития аварии или нарушения электроснабжения потребителей
Критерии надежности принятые в одной из энергосистем СШ<\ работаю
щей в составе северо-восточного энергообъединения, утверждают что устойчи
вые и допустимые по термической стойкости послеаварийные режимы должны
быть обеспечены:
д ]я части энергосистемы нар\шепия режима в которой оказывают втиннш
на работу энерюобъединення в целом — при нормальном доавариином режиме
в случае отключения двух элементов (или двухцепнои ВЛ) при однофазном
КЗ на одном из них с последующим отказом выключателя при утяжеленном
доавариином режиме (так характеризуется режим для перехода из которого
в нормальный требуется отключение нагрузки) в случае отключения одного
элемента при трехфазном КЗ на нем
для части энергосистемы нарушения р*жнма в которой не оказывают влия
ния на работу энергообъединения — при нормальном доавариином режиме в
с ту чае отктючения одного элемента при трехфазном КЗ на нем.
В той же энергосистеме определены следующие показатели оперативности
устранения неисправности в распределительной сети и восстановления
электроснабжения потреби гелей (табл I 3)
Таблица 13
Мощность узла
нагрузки, МВт
До 100
101 500
>500
01ктюченне этемен ов
сети
Одного
Двух
Способ восстановления
питания потребителей
(быстрый / медленный)
ОВВ / ремонт
ТУ /ОВБ
ТУ/ОВБ
Способ восстановления характеризуется временем устранения повреждения и вое
становления электроснабжения потребителей; ТУ - телеуправление до 30 мин; ОВБ
оперативно выездная бригада то 2 ч- ремонт — ремонтные работы продотжнтельностью
более 2 ч.
Нормативы оперативных резервов мощности Поскольку в разных странах
(Великобритания Италия Франция, ФРГ) используется разная терминология
в определении составляющих оперативного резерва предложено основывать
ктассификацию лишь на времени требуемом дтн ввода резерва в работу с
выделением при этом четырех очередей:
первая (время ввода 5'—Id с в отдельных стучаях—до 300 с) — реати
чуется автоматически под действием АРЧВ (первичное регулирование) при
отклонении частоты от заданною уровня к этой очереди отнесено также авюма
79
ги (еское изменение режима F АЭС (отключение агрегатов работающих в насос
ном режиме, перевод в юнераторпыи режим агрегатов, работающих в режиме
С К загрузит работающих генераторов);
вторая (время вводт до 3—5 мин) — реализуется вручную и ги авгома
ти гески к лей относятся изменения мощности включенных агрегатов под деист
вием АРЧМ (вторичное регулирование) автоматический п\ск и нагрузка ги i
poaipeiaTOB и газотурбинных установок (ГТУ)
третья (время ввода -■■ от нескольких минут до I —2 ч) — реализуются
вручную или автоматически п\ск ГТУ вручную, ivck агрегатов ГЭС или ГАЭС
централизованное регулирование мощности включенных агрегатов ТЭС с котлами
находящимися в горячем резерве получение мощности от соседних энерюсистем
имеющих резерв мощности
четвертая (время ввода до 24 ч и более) реализуются вручную пуск
агрегатов ТЭС, находящихся в холодном резерве, досрочный ввод в работу
1грегатов находившихся в ремонте изменение планового графика обменной
мощности l соседними энергосистемами, снижение нагрузки путем огртпиченнн
потребителей, с которыми имеются специальные соглашения [13]
Когда с точки зрения мобильности оперативный резерв разделяю! на две
составляющие - включенный (горячий) и невключенпыи (холодный) го первая
составляющая объединяет резерв первой н второй, а вторая — третьей и чет
вертой очередей. При этом певк пененные aiperaTii ГЭС ГАЭС и TTV относятся
к горячему резерву
Ниже рассмотрена практика назначения опера гивиыч резервов автивнои
мощности в разных странах
Великобритания Первзя очередь — вращающийся резерв (1000 МВт в
тневное время и 700 МВт в ночное), реализуемый за время i,o 300 с (значи
тельнзя часть до 15 с) Этот резерв в течение т.ня (1000 МВт) раенреде
1яетсн равномерно на агрегатах ТЭС по всей энергосистеме В ночное время
вращающийся резерв (700 МВт) рззмещается \\<\ наименее экономичных рабо
гающих агрегатах ТЭС, которпе несут нагрузку в среднем не более 80% но ми
пальной. Резерв второй и третьей очередей (500 и 800 МВт) обеспечивается
в течение всех суток и распределяется межд\ районами пропорционально их
мощности Оснону резерве второй очереди реализуемого за время до 5 мин
составляют ГТУ, пускаемые автоматически или с помопию телеуправления е
диспетчерского пункта (ДП). Резерв третьей очереди (время реализации— от
5 мин до 2 ч) обеспе швается за счет неиспользуемых обычно ГТУ и агрега
тов ГЭС находящихся в юрячем резерве Наиболее важным фактором обеспе-
п тваюшим эффективность оперативного резерва, является увеличение доли
агрегатов с быстрым пуском. Поэтому и дополнение к работающей I АЭС
Феетиньог сооружена ГАЭС Динорвик мо пностыо 1800 МВт (GX300 МВт),
агрегаты которой могут набирать полную мощность за 10 с от момента
синхронизации. Четвертая о ic-реть резерва обеспечивается за счет пуект агрегатов
ГЭС находящихся в холодном резерве
Италия. Первая очередь вращаю пийся резерв (2,5% максимума нагрузки),
реализуемый за время от I с до 1 мни К этом^ виду резервз относится резерв
мощности на агрегатах, работающих с неполной нагрузкой в пределах их
регулировочного тиапазон i (например регулировочнь и диапазон турбогенера
80
тора 350 МВт составляет 5%) Вторая очередь резерв реализуемый за не
екотько минут под действием АРЧМ (I 5% максимума нагрузки)
Третья очередь — резерв, реализуемый за время до I i (3% максимума
нагрузки). Резервные мощности первой второй и третьей очередей распреде
тяютсн равномерно между ГЭС и ТЭС (примерно по 50%) с незначительными
колебаниями по сезонам. Суммарный оперативный резерв составтяст около 5 5%
максимхма нагрузки (без учета холодного резерва).
Франция Первая очередь вращающийся резерв (изменяется в зависимости
от уровня нагрузки среднее и\а 1енне 500 МВт), реализуемый за время до 5 с
Вторая очередг — резерв, реализуемый та время до 3 мин под действием
АРЧМ Агрегаты, используемые в качестве резерва второй очереди работают
с. неполной мощностью что обеспечивает соответствующий диапазон регулиро
вания Ширина этого диапазона составтяет обычно около 800— 1000 МВт и
аоля каждого агрегата (из обеспечивающих этот диапазон) составляет около
10% сю мощности Для резерва второй очереди используются обычно найме
iee экономичные агрегаты. Резерв третьей очереди реализуется за время до I ч
в основном за счет ТЭС и только при необходимости привлекаются агрегаты
ГЭС Весной и ictom этот резерв обеспечивается в бочьшой мере за счет
ГЭС водохранилища которых л пол иены
В Великобритании и во Франции ире усматриваете я также резерв гетвертой
очереди (холодный), реализуемый за время до 24 ч
ФРГ В энергосистемах ФРГ в отличие от рассмотренных выше энерго
систем ipex других стран Европы нормируются три очереди оперативного резер
вирования: первая, реализуемая под действием АРЧВ и АРЧМ за время 0 5
10 мин включает вращающийся резерв на ТЭС, а также мощность останов
тенных ГТУ ГАЭС н 1 ЭС вторая — быстрый резерв реатизуемый за время
0 5-— I 0 i мощность его равна 1250 МВт (мощность самого крупного агрегата)
Зна 1енис частоты при этом не должно быть ниже 49 Ги (в стучас изолирован
ной работы ОЭС ФРГ) Каждая энергосистема входящая в ОЭС ФРГ для
обеспечения этого требования аолжна \велпчить генерацию н i своих элсктро
станциях на 2.5% за несколько еекунт В качестве быстрого резерва исполь
зуются ГАЭС. Третья очередь — медленный резерв реализуемый за время
более 10 ч. Мощность его — около 2000 МВт
Энергообъединение UCPTE Для восьми стран западной Гвропы распо
.тожепных на континенте (Австрии, Бельгии, Италии, Люксембурга Нидертандов
ФРГ Франции и Швейцарии) энергосистемы которых входят в энергообъеди
пенис LJCPTE сформулированы общие требования по поддержанию вращаю
пегося резерва значение которого должно быть таким чтобы отключение одно
временно дв\х энергоблоков мощностью по 1250 МВт не приводило к действию
АЧР При этом каждая энергосистема входящая в состав UCPTE должна
иметь вращзющииси резерв не менее 2,5% текущей нагрузки Заметим, что
уставки и объем АЧР в основном определяются самостоятельно каждой
энергосистемой. Однако имеется общее требование при 49 Гц должна
срабатывать первая ступень АЧР, отктючающая не менее 10% нагрузки
Энерс ообъединение стран северной f-вропы НОРДЭЛ. При установленной
мощности электростанций 60 000 МВт и максимуме нагрузки Р,пах = 40 000 МВт
при частоте 50 1 i дотжен иметься оперативный резерв 600 МВт Оперативный
81
резерв распределяется между энергосистемами стран, входящих в НОРДЭЛ,
пропорционально значениям годового потребления электроэнергии Каждая страна
должна иметь резерв достаточный для устранения за 15 мин дефицита мощности.
Резервы активной мощности должны быть достаточны для того, чтобы не
допустить снижения частоты в энергообъединении до 49 5 Гц или нарушения устоичи
вости при аварии с вероятностью возникновения более I раза в 3 года. Аварии с
вероятностью возникновения I раз в 3 года не должна приводить к снижению часто
ты ниже 49 Гц кратковременно и ниже 49 5 Гц в течение 30 с
В нормативах НОРДЭЛ особо оговариваются требования начичия в каждом
регионе резервов реактивной мощности которые должны бым. достаточны для
покрытия дефицита который может возникнуть при самой тяжелой аварии.
Энергосистемы США В энергосистемах и энергообъединениях США исполь
зуются разные критерии для определения значения мощности оперативного
резерва (реализуемого за время до 30 мин) и в том числе вращающегося
(реализуемого за время до 10 мин) Резерв допжен быть:
не менее чем в 1 5 раза больше мощности наиболее крупного агрегата
оперативный, половина этого значения — вращающийся
не менее суммарной мощности двух наиболее крупных агрегатов — оператив
ныи не менее мощности одного агрегата — вращающийся
tie менее 6% максимума нагрузки- оперативный и не менее 3% максимума
нагрузки - вращающийся'
на 100 МВт больше мощности наиболее крупного агрегата — вращающийся
и т д
ГЛАВА ВТОРАЯ
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
2.1. Цели оперативного управления
В процессе оперативного управления диспетчерский персо
нал решает большое число задач, связанных с ведением запла
нированного режима, корректировкой плана при существенных
изменениях нагрузки, схемы контролируемой сети и состава рабо
тающего оборудования, выводом оборудования в ремонт и вво
дом его в работу после ремонта, оперативными переключениями
в послеаварийных режимах, обусловленными необходимостью
восстановления питания потребителей, вывода в ремонт
поврежденного оборудования, изменения схемы сети
Цели управления, характер оперативных решений, необходи
мая скорость их реализации зависят от режима, в котором
находится энергосистема нормального, утяжеленного, аварий
ного
Наибольшую часть времени энергосистема находится в нор
мальном режиме (рис 2 1 ), режиме при котором все значе
82
Рис 2 1 Структурная схема отража
ющая связи между режимами, в кото
рых может находиться энергосистема
Н — нормальный; Я.О — норматьный, он
тимальный; У—утяжеленный; Л — ава
рийный- ПА нослеаварийный
ния параметров режима — частоты, напряжений в узлах пере
токов мощности по ВЛ и трансформаторам — находятся в
пределах, допустимых для длительной работы по критериям ка
чества электроэнергии, исправности отдельных элементов
энергосистемы (термической стойкости ВЛ трансформаторов и др ),
надежности работы отдельных узлов или энергосистемы в целом
(надежность электроснабжения нагрузочных узлов, устойчивость
параллельной работы электростанций, частей энерюсистемы)
Обычно нормальный режим является оптимальным при
этом наряду с соблюдением упомянутых выше требований к ка
честву электроэнергии, исправности элементов энергосистемы,
надежности обеспечиваются требования оптимальности (мини
мум суммарных затрат или расхода условного топлива на
производство и передачу электроэнергии, минимум потерь элект
роэнергии в сети и др )
Основной задачей управления в нормальном режиме является
обеспечение электроснабжения потребителей при минимальных
затратах (или расходе условною топлива) на производство
электроэнергии а также при соблюдении ограничений по качест
ву электроэнергии, надежности электроснабжения, расходу от
дельных видов энергоресурсов
Кратковременно после ликвидации аварийной ситуации,
\странения опасной перегрузки до перераспределения мощности
между работающими электростанциями, изменения режима по
напряжению режим энергосистемы может быть нормальным, но
не оптимальным
Из нормального режима энергосистема может перейти в утя
желенный, в котором один или несколько параметров дости
1ают значений, допустимых лишь в течение ограниченного перио
да времени В утяжеленных режимах допускается работа с
пониженными значениями частоты и напряжений (см ниже) и сне
ретоками мощности, значения которых превышают нормальные
(длительно допустимые)
Основная задача управления энергосистемой в утяжеленном
режиме — не допустить его дальнейшего утяжеления, что может
привести к переходу в аварийный режим, устранить причину,
вызвавшую соответствующие ограничения, восстановить нор
мальный режим Режим называется аварийным, если один
83
| на
резерв распределяется между энергосистемами стран, входящих в НОРДЭЛ
пропорционально значениям i одового потребления электроэнергии Каждая страна
должна иметь резерв достаточный для устранения за 15 мин дефицита мощности
Резервы активной мощности должны быть достаточны для того чтобы не допус
тить снижения частоты в энергообьединенни до 49,5 Гц или нарушения устоичи
вости при аварии с вероятностью возникновения более I раза в 3 года Авария с
вероятностью возникновения I раз в 3 года не должна приводить к снижению часто
ты ниже 49 Гц кратковременно и ниже 49 5 Гц в течение 30 с
В нормативах НОРДЭЛ особо оговариваются требования наличия в каждом
регионе резервов реактивной мощности которые должны бып достаточны для
покрытия дефицита который может возникнуть при самой тяжелой аварии.
Энергосистемы США В энергосистемах и энергообъединениях США исполь
зуются разные критерии для определения значения мощности оперативного
резерва (реализуемого за время до 30 мин) и а том чисте вращающегося
(реализуемого за время до 10 мин) Резерв должен быть
не менее чем в 1о раза больше мощности наиболее крупною агрегата —
оперативный, половина этого значения — вращающийся'
не менее суммарной мощности двух наиболее крупных агрегатов оператив
ныи не менее мощности одного агрегата — вращающийся
не менее Ь% максимума нагрузки — оперативный и не менее 3% максимума
нагрузки — вращающийся
на 100 МВт больше мощности наиботее крупного агрегата — вращающийся
и т д
ГЛ АВ <\. В10РАЯ
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
2.1. Цели оперативного управления
В процессе оперативного управления диспетчерский персо
нал решает большое число задач, связанных с ведением зачла
нированного режима, корректировкой плана при существенных
изменениях нагрузки, схемы контролируемой сети и состава рабо
тающего оборудования, выводом оборудования в ремонт и вво
дом его в работу после ремонта, оперативными переключениями
в послеаварийных режимах, обусловленными необходимостью
восстановления питания потребителей, вывода в ремонт повреж
денного оборудования, изменения схемы сети
Цели управления, характер оперативных решений, необходи
мая скорость их реализации зависят от режима, в котором
находится энергосистема нормального у]яжеленного, аварий
ного
Наибольшую часть времени энергосистема находится в нор
ма льном режиме (рис 2 I ), режиме, при котором все значе
82
Рис. 2 I Структурная схема отража
ющая связи между режимами, в
которых может находиться энергосистема-
Н - нормальный; И .О - нормальный он
тимальный; У — утяжеленный' А - 'ава
рийный; ПА — лостеаварийнын'
ния параметров режима частоты, напряжений в узлах пере
токов мощности по ВЛ и трансформаторам — находятся в
пределах, допустимых аля длительной работы по критериям ка
чества электроэнергии, исправности отдельных элементов эпер
госиаемы (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 наряду с соблюдением упомянутых выше требований к
качеству электроэнергии, исправности элементов энергосистемы,
надежности обеспечиваются требования оптимальности (мини
м>м суммарных затрат или расхода условного топлива на
производство и передачу эпектроэнер! ии, минимум потерь элект
роэнергии в сети и др )
Основной задачей управления в нормальном режиме является
обеспечение электроснабжения потребителей при минимальных
затратах (или расходе условного топлива) на производство
электроэнергии, а также при соблюдении ограничений по качест
ву электроэнергии, надежности электроснабжения расходу от
дельных видов энергорес>рсов
Кратковременно после жквидации аварийной ситуации
устранения опасной перегрузки до перераспределения мощности
межд> работающими электростанциями изменения режима по
напряжению режим энергосистемы можег быть нормальным, но
не оптимальным
Из нормального режима энергосистема может перейти в утя
желейный в котором один или несколько параметров дости-
i ают значении допустимых лишь в течение ограниченного перио
да времени В утяжеленных режимах допускается работа с пони
женными значениями частоты и напряжений (см ниже) и с пе
ретоками мощности, значения которых превышают нормальные
(длительно допустимые)
Основная задача управления энергосистемой в утяжеленном
режиме— не допустить его дальнейшего утяжеления, что может
привести к переходу в аварийный режим, устранить причину,
вызвавшую соответствующие ограничения, восстановить нор
мальный режим Режим называется аварийным, если один
83
или несколько параметров достигают значений, недопустимых
даже кратковременно Аварийный режим может развиться из
утяжеленного при отсутствии внезапных возмущений (например,
асинхронный ход в результате нарушения статической устойчи
вости из-за перегрузки электрических связей) либо вследствие
внезапного возмущения (например, КЗ, потери генерирующей
мощности, нарушения схемы сети)
Основная задача управления энергосистемой в аварийном
режиме — выявить и локализовать место нарушения,
предотвратить дальнейшее развитие аварии и ее распространение на
соседние участки энергосистемы, ускорить восстановление нормаль
ного режима Вследствие быстроты протекания аварийных про
цессов управление энергосистемой в аварийном режиме
осуществляется с помощью устройств РЗ и автоматики (средств
противоаварийного автоматического управления) Оперативный
персонал подключается к управлению аварийным режимом лишь
в редких случаях
После устранения причин, вызвавших аварийный режим,
энергосистема переходит в послеаварииныи режим Этот
режим может быть нормальным или утяжеленным Так,
например, нормальный режим наступает после отключения действием
РЗ КЗ на линии с последующим успешным АПВ Задача
управления в утяжеленном послеаварийном режиме — обеспечить
быстрейший переход энергосистемы к нормальному (длительно до
пустимому), а затем и к оптимальному режиму, восстановить
электроснабжение потребителей, питание которых было нарушено
Различают также ремонтный режим, отличающийся от
нормального выводом из работы одного или нескольких
элементов электрической сети и (или) устройств противоаварийного
автоматического управления (релейной защиты и автоматики)
Обычно в ремонтном режиме уменьшаются предельно
допустимые значения перетоков мощности по условию устойчивости
Противоаварийное оперативное управление осуществляется
согласованными действиями диспетчерского персонала разных
ступеней территориальной иерархии управления Распределение
функций по предотвращению, ограничению развития и ликвида
ции аварий определяется типовыми, а также местными
диспетчерскими инструкциями, учитывающими особенности схем и ре
жимов энергосистем и энергообъектов, состав оборудования,
степень оснащенности средствами оперативного управления,
уровень автоматизации и ряд других фаюоров [14]
Правильное распределение этих функций представляет
сложную задачу, на решение которой влияют два противоречивых
фактора стремление предоставить подчиненному оперативному
персоналу возможно большую самостоятельность при
ликвидации быстроразвивающихся и охватывающих большое число
объектов системных аварий, при которых персонал должен дей-
84
ствовать незамедлительно и в большинстве случаев в условиях
практической невозможности получить своевременные указания
вышестоящего оперативного руководителя, и в то же время
необходимость ограничить самостоятельные действия персонала
электростанций и энергосистем, когда такие действия могут
привести к развитию аварии Четкое распределение функций
между персоналом различных ступеней управления на основе
наибольшей допустимой самостоятельности подчиненного персо
нала и строгая диспетчерская дисциплина являются основными
условиями эффективного противоаварийного оперативного управ
ления
Ликвидация аварий в распределительных электрических се
тях, не оказывающих значительного влияния на работу
энергосистемы, осуществляется в зависимости от места возникновения
и характера развития аварии под руководством диспетчера ПЭС
или нижестоящего оперативного персонала (диспетчера РЭС или
дежурного инженера опорной подстанции) Руководство ликви
дацией аварий, нарушающих режим электространции,
осуществляется начальником смены (дежурным инженером), а ру
ководство ликвидацией аварии местного значения — подчиненным
персоналом (например, начальником смены энергоблока) Дис
петчер энергосистемы самостоятельно руководит ликвидацией
аварии, отражающейся на работе только этой энергосистемы и
не требующей вмешательства диспетчера ОДУ Ликвидация ава
рий, охватывающих несколько энергосистем, осуществляется
под руководством диспетчера ОДУ Диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР
руководит ликвидацией аварий общесистемного характера,
вызывающих общее нарушение схемы и режима ЕЭС (аварии на
связях между ОЭС, разделение ЕЭС, снижение частоты в ЕЭС
и т д )
В типовых инструкциях оперативному персоналу
рассматриваются наиболее характерные аварийные ситуации, к которым
относятся значительные снижения частоты и напряжения, резкие
повышения частоты или напряжения, опасная перегрузка
электрических связей; нарушение режима из-за неотключившегося
КЗ, асинхронный режим в энергосистеме, аварийное разделение
ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на несинхронно работающие части
и др
В качестве примера ниже рассмотрены действия оперативного
персонала при некоторых аварийных ситуациях [14]
Внезапное понижение частоты на 0,1—0,2 Гц и более.
Диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР выясняет причины понижения частоты
и дает распоряжения диспетчерам ОДУ, которые в свою очередь
дают распоряжения диспетчерам энергосистем о восстановлении
нормального значения частоты Одновременно диспетчеры всех
высших ступеней управления (ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и энерго
систем) дают команды начальникам смен (дежурным инжепе
85
рам) электростанций непосредственною оперативного
подчинения об использовании вращающегося резерва с учетом топусти
мои загрузки межсистемных линий связи между ОЭС и энер
юсистемами
Оперативный персонал электростанций принимает меры к
повышению мощности электростанций путем использования вра
щающегося резерва, контролируя загрузку линий; на тех элект
ростанциях, для которых это предусмотрено местными диспет
черскими инструкциями, персонал действует самостоятельно,
на других — по распоряжению (с разрешения) диспетчера энер
госистемы
Дальнейшее понижение частоты на 0,5 Гц и ниже Диспет
черы высших ступеней управления дают распоряжения началь
никам смен электростанций непосредственного оперативного
подчинения о полном использовании вращающегося резерва и
пуске резервных гидрогенераторов, а прн недостаточности этих
мер — об увеличении мощности агрегатов до значений, соответ
ствующих допустимым перегрузкам (с учетом за] ручки
контролируемых связей)
Оперативный персонал электростанций повышает их мощ
ность путем полного использования вращающегося резерва, осу
ществляя пуск резервных гидрогенераторов, переводя работаю
щие в режиме синхронных компенсаторов (СК) i идроагрегаты
в генераторный режим, увеличивая электрическую мощность теп
лофикационных агрегатов за счет допустимого изменения пара
метров режима теплосети, используя разрешенные аварийные
перегрузки оборудования (не допуская при этом опасной пере
грузки контролируемых линий)' на тех электростанциях для
которых это предусмотрено местными диспетчерскими инструк
циями, персонал электростанции действует самостоятельно, па
других — по распоряжению (с разрешения) диспетчера энер
госистемы
Резкое понижение частоты: несмотря на работу АЧР частота
остается сниженной на 1 Гц в течение 3—5 мин. Диспетчеры
ЦДУ ЕЭС СССР и ОДУ дают распоряжения об отключении
потребитеаей- в ОЭС и энергосистемах; при отделении ОЭС
диспетчер ОДУ действует самостоятельно Диспетчер
энергосистемы ироизнодит отключение потребителей, учитывая загрузку
контролируемых связей, при отделении энергосистемы он
действует самостоятельно, при сохранении параллельной работы —
самостоятельно или но распоряжению диспетчера ОДУ (в
соответствии с диспетчерскими инструкциями) Оперативный
персонал электростанций и электрических сетей производит по комам
де диспетчера энергосистемы отключения потребителей, при
глубоком снижении частоты (48—45 Гц) на ТЭС, дли которых
это предусмотрено инструкциями, самостоятельно выделяет
собственные нужды на несинхронное питание (при отсутствии
86
или отказе соответствующей автома1ики) в некоторых случаях
в соответствии с местными инструкциями самостоятельно отде
'1яет электростанцию с местной нагрузкой
Оперативный персонал ТЭС должен учитывать, что при
значительных понижениях частоты ее временная стабилизация мо
жет быть вызвана таким увеличением генерируемой мощности
(за счет действия АРЧВ турбин), прн котором может начаться
быстрое снижение значений параметров пара Если несмотря на
принятые меры по форсировке режимов котлов произойдет не
допустимое снижение значений параметров пара, персонал ТЭС
обязан разгрузить турбоагрега: для поддержания этих пара
метров на допустимом уровне
При значительных потерях генерирующей мощности, если
несмотря на работу АЧР частота остается сниженной на 1,5 Гц
н более, все запрещения самостоятельных действий оперативного
персонала по экстренной мобилизации резервов мощности
снимаются а диспетчеры энергосистем по истечении 3 5 мин
(времени, необходимого дли использования оперативным персо
налом электростанции всех резервов мощности для подъема
частоты) самостоятельно производят отключение потребителей
При восстановлении частоты включение вручную потребите
лей, отключенных во время аварийной ситуации, можно произ
водить только с разрешения диспетчера ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР)
После ликвидации аварийной ситуации значение частоты должно
быть поднято на 0,1—0,2 Гц выше верхней уставки частотного
АПВ (ЧАПВ), если это неосуществимо, диспетчер ОДУ (ЦДУ
ЕЭС СССР) должен дать распоряжение о включении вручную
потребителей, не включенных действием ЧАПВ, не допуская при
этом повторного понижения частоты
Глубокие внезапные понижения частоты при достигнутом
уровне развития ЕЭС СССР реально возможны только при раз
делении ЕЭС с возникновением значительного дефицита мощ
ности в отделившейся части При аварийных нарушениях схемы
с разделением ЕЭС действия диспетчеров ЦДУ и ОДУ должны
быть направлены на быстрейшее включение на параллельную
работу разделившихся частей ЕЭС
Устранение опасной перегрузки линий электропередачи.
Диспетчер ЦДУ при перегрузке межсистемных связей между ОЭС
устраняет перегрузку путем увеличения генерируемой мощности
в приемной части и снижения мощности в передающей части
ЕЭС При необходимости (отсутствие резерва мощности в
приемной части, работа ЕЭС со сниженной частотой) он дает распо
ряжения диспетчерам ОДУ приемной (работающей с дефицитом
мощности) части ЕЭС об отключении потребителей
Диспетчеры ОДУ и энергосистем проводят аналогичные меры
1ля разгрузки связей в ОЭС и энергосистеме, используя также
возможность изменения схемы электрической сети, при необхо
87
димости (в соответствии с местными диспетчерскими
инструкциями) производят самостоятельно отключение потребителей
для предотвращения нарушения синхронизма и пи повреждения
оборудования
Оперативный персонал электростанций и электрических сетей
в случаях, предусмотренных местными диспетчерскими инструк
циями принимает самостоятельные меры к предотвращению и
устранению опасной перегрузки контролируемых персоналом ВЛ
Резкое понижение напряжения в контролируемых точках до
установленных аварийных пределов. Диспетчеры ЦДУ ОДУ и
энергосистем принимают все необходимые меры для устранения
причин аварийного понижения напряжения, даюг указания об
использовании резервов реактивной мощности и средств регули
рования напряжения разрешая повышение напряжения на ши
пах электростанций и подстанций до максимально допустимых
уровней, включают резервные источники реактивной мощности,
отключают шунтирующщ реакторы Для устранения перегрузки
генераторов но току диспетчеры перераспределяют активные
мощности между генерирующими источниками, изменяют схемы
секционирования сети, перераспределяют потоки реактивной
мощности с помощью средств регулирования напряжения Если
несмотря иа принятые меры напряжение остается сниженным
до или ниже аварийного предела, а допустимые сроки
аварийной перегрузки 1енераторов и СК исчерпываются, диспетчеры
дают команды на отключение потребителей в частях энергоси
стемы с наиболее низами значениями напряжений
Дежурный персонал электростанции и электрических сетей
самостоятельно использует аварийную перегрузку генераторов и
СК дтя подъема напряжения в контролируемых точках, проводит
по команде диспетчера энергосистемы отключение потребителей
Аварийное нарушение режима из-за наличия неотключивше-
гося 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 выключатсть поврежденного элемента
не отключается, осуществляют отключение участка с КЗ с по
мощью смежных выключателей питающих присоединении
Асинхронный режим в энергосистеме. Диспетчеры ЦДУ ОДУ
и энергосистемы определяют примерно положение центра кача
ниц и принимают меры к выравниванию значений частот в
несинхронно работающих ОЭС, энергосистемах, частях энерго
системы, допуская снижение частоты в избыточных частях до
установленных диспетчерскими инструкциями значений (не ниже
верхней уставки АЧР) При отсутствии резерва мощности в
дефицитной части и снижении частоты ниже 48,5 Гц дают кома»
ду на немедленное отк иочение части потребителей Ьсли восста
новитт (н1!хпо"т:зч не ■■ ■"•"■/ - "-ттяют несинхронно работаю
щие части Производят необходимую подготовку и < инхрони
занию раздельно работающих частей, восстанавливают нормаль
ные значения параметров режима
Оперативный персонал электростанции при возникновении
асинхронного хода и отклонении частоты от нормальной само
стоятельно изменяет мощность электростанции для восстановле
ния нормального значения частоты Если при достижении нор
мального значения частоты асинхронный ход не прекращается,
дальнейшее регулирование мощности электростанции произво
тится (при отсутствии специальных указаний в местных инструк
циях) по распоряжению диспетчера, при наличии
соответствующих указаний в местных инструкциях персонал поднимает напря
жение до предельно допустимого качения
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 вероятно при отделении избыточных по мощности ОЭС,
энергосистем или их частей) принимают меры к снижению
частоты путем разгрузки в первую очередь ГЭС, затем ТЭС, не
допуская перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей
Оперативный персонал электростанций самостоятельно — на
ГЭС и специально выделенных для этой цели ТЭС — уменьшает
генерируемую мощность для снижения частоты до 50,5 Гц Если
значение частоты превысит 51,5 Гц персонал отключает часть
агрегатов (с учетом соблюдения условий, необходимых для со
хранения питания собственных нужд электростанций и последую
щего пуска агрегатов)
Восстановление полностью погашенной энергосистемы
(энергорайона) Ликвидируя последствия наиболее тяжелой аварии —
полною погашения энергосистемы, оперативный персонал вы
полняет комплекс взаимоувязанных операций, обеспечивающих
восстановление в работе генерирующей мощности электростанций
энергосистемы, подстанций ВЛ, трансформаторов (автотраис
форматоров) основной и распределительной сетей для возмож
ности подачи питании к остановленным ТЭС и АЭС, узлам на
грузки, объединение отделившихся районов на параллельную
работу, подключение нагрузки по мере роста генерирующей мощ
ности электростанций и ввода в действие элементов и участков
основной и распределительной сетей восстановление
энергосистемы в целом нормальных параметров режима ее работы но частоте
и напряжению
Восстановление в работе генерирующей моецносш В первую
очередь оперативный персонал должен предотвратить поврежде
ние и выход из строя на длительный период агрегатов ТЭС и
АЭС, оставшихся в работе па холостом ходу ити с небольшой
нагрузкой собственных нужд Особенно важное значение имеет
принятие мер по предотвращению «отравления» ядерных реак
89
торов, сопровождающегося выходом их из строя на длительный
срок
Следующей задачей является восстановление генерирующей
мощности этектростанций Эта задача реализуется на первом
этапе с помощью агрегатов ГЭС и газотурбинных установок
(ГТУ), а на втором — с помощью 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 ГЭС и АЭС может быть
подано через ВЛ основной сети от оставшихся в работе соседних
энергосистем, которые могут сыграть важную роль в восстанов
лении погашенной энергосистемы
Для обеспечения питания собственных нужд ТЭС и АЭС
в аварийных ситуациях за рубежом широко применяются ГТУ,
мощность которых обычно составляет 3 5% мощности основных
агрегатов электростанции В отдельных случаях ГТУ нормально
работают параллельно с энергосистемон, а при снижении частоты
автоматически отделяются на изолированную работу с уста
новками собственных нужд
Для восстановления питания собственных нужд в аварийных
ситуациях применяются также дизель-геиераторы Такие гене
раторы мощностью 2750 кВт, способные быстро запускаться и
набирать нагрузку, установлены на большинстве ТЭС энерго
объединения Пенсильвания — Нью Джерси — Мериленд (США)
От этих генераторов обеспечивается питание следующих усг
ройств валоповоротной установки, электродвигателя переменного
тока маслонасоса валоповоротной установки, воздушных ком
прессоров, зарядного мотор генератора или статического заряд
ного насоса водоснабжения, лифтов
От установленных па электростанциях аккумуляторных
батарей наряду с цепями РЗ, автоматики и управления
выключателями осуществляется резервное электропитание масляных насосов
подшипников турбины, устройств управления клапанами быст
рого закрытия турбины, аварийного освещения и других ответ
ственных потребителей.
Для ускорения восстановления нормальной работы агрегатов
ТЭС во всех странах с развитой энергетикой предусматривается
отделение части генераторов от сети при опасном длительном
снижении частоты или напряжения в энергосистеме и сохранение
их в работе на собственные н>жды
Восстановление нормальной работы подстанций Для
обеспечения возможности включения воздушных выключателей на
подстанциях принимаются специальные меры для поддержания
достаточного давления воздуха За рубежом на крупных
подстанциях основной сети устанавливают дизель-генераторы для
обеспечения питания собственных нужд при полном погашении
90
энергосистемы В эксплуатации применяются также передвижные
дизельные и газотурбинные установки для восстановления
электроснабжения собственных нужд подстанций, обеспечения
возможности включения выключателей и приема напряжения
на шины подстанции На подстанциях предусматриваются ре
зервуары воздуха или газа для обеспечения операций с выклю
чателями при отсутствии напряжения переменного тока
В США в соответствии с современными нормативами акку
муляторные батареи, установленные на подстанциях, должны
обеспечивать трехчасовую работу без подзаряда На старых под
станциях применялись батареи с возможностью работы без
подзаряда в течение 1 ч
Во время полного погашения энергосистемы в линиях с мае
лонанолненными кабелями должно поддерживаться требуемое
давление масла В США с этой целью в наиболее важных точках
кабельных линий предусматривается резервное автономное пи
тание насосов
При полном погашении энертсистемы выключатели всех или
части потребителей на подстанциях, потерявших питание, от
ключаются На необслуживаемых подстанциях эти операции вы
полняются оперативными выездными бригадами Отключаются
также выключатели на стороне низшего напряжения (6—
13 кВ) трансформаторов питающих подстанций Секционные и
шиносоединительные выключатели остаются включенными Вы
ключатели менее высокого напряжения обычно не отключаются,
если только не последует специальное указание диспетчера
Для ускорения восстановления нормального режима после
погашения энергосистемы применяется секционирование схемы,
так чтобы в каждом отдельном районе ее имелась электростанция
(ГЭС, ГАЭС, ГТУ, ТЭС), обеспечивающая восстановление района
«с нуля» Так, например, в Италии предусматривается разделе
ние основной сети энергосистемы на шесть частей После восста
новления нормального режима в отдельных районах они объеди
няются на параллельную работу
Восстановление нагрузки. По мере восстановления генери
рующеи мощности в энергосистеме нагрузка восстанавливается
частями ограниченной мощности, шаг за шагом При этом one
ративныи персонал обеспечивает поддержание нормальных зна
чений частоты и напряжении в контрольных точках При вое
становлении на!рузки соблюдается определенный приоритет
в первую очередь подается напряжение установкам собственных
нужд ТЭС и АЭС 1годстанции, диспетчерских центров, затем
подключаются больницы, метро, промышленная и бытовая наг
рузка
Воссшновление энергосистем Диспетчеры ЦДУ и ОДУ при
полном отсутствии напряжения в отделившихся частях ЕЭС
(ОЭС), работающей при нормальном (или близком к нему)
91
значении частоты, подают толчком напряжение от основной сети
ЕЭС (ОЭС), обеспечивая в первую очередь восстановление
питания собственных нужд мощных блочных ТЭС По мере восста
новления нормальных значений частоты и напряжения в отдель
ных частях ЕЭС (ОЭС) они подключаются на параллельную
работу
При восстановлении схемы основной сети оперативный персо
нал, учитывая отклонения схемы и режима от нормальных (сни
женное значение подключенной нагрузки, ограниченность вклю
ченной генерирующей мощности, отключенное состояние ряда
ВЛ), должен принимать особые меры предосторожности для пре
дотвращення 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 подстанциях
дальних электропередач, отключать временно отдельные устройства
автоматики — АПВ, АЧР и др Для предотвращения опасного
снижения напряжения в основной сети рекомендуется также
блокировать (запрещать) на время восстановления энергосистемы
операции с устройствами РПН трансформаторов, установленных
на питающих центрах распределительной сети
При включении очередной линии необходимо оценивать чув
ствительность устройств РЗ, так как в режимах, создаваемых в
процессе восстановления энергосистемы, КЗ в удаленных точках
могут сопровождаться протеканием малых токов.
С учетом большого объема работы, который должен быть
выполнен за ограниченное время оперативным персоналом при
восстановлении полностью погашенной энергосистемы, принимают
срочные меры по усилению дежурных смен за счет вызова на
объекты диспетчеров, находившихся дома На наиболее
ответственные объекты (электростанции и подстанции) вызываются
также специалисты по РЗ и автоматике, средствам связи и
телемеханики (если авария произошла в вечернее или ночное время)
Эти специалисты должны обеспечить надежную работу средств
управления во время восстановления энергосистемы
С помощью устройств автоматики, воздействующих на воз
буждение включенных в сеть генераторов н СК, а также на
статические устройства компенсации реактивной мощности (шун
тирующие реакторы и компенсаторы), предотвращается опасное
повышение напряжения в сети
В процессе восстановления энергосистем персонал районных
(РДЦ) и национального (НДЦ) диспетчерских центров поддер
жнвает 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 [13]
92
В энергосистеме Швеции определены основные принципы восстановления
полностью погашенной энергосистемы или района ее основной сети 220—
400 кВ которые реализуются местными устройствами автоматики установ
ленными на каждом выключателе необслуживаемых подстанций основной сети
и ГЭС Устройства автоматики снабжены реле, контролирующими в соответ
ствии с заданной программой наличие и пи отсутствие напряжений в опре
деленных точках сети и синхронизм напряжений. В процессе восстановления
энергосистемы (энергорайона) автоматика дает команды на п>ск и синхро
низацию гидрогенераторов Автоматическое восстановление контролируется
а при необходимости корректируется с помошью телеуправления оперативным
персоналом НДЦ и 10 РДЦ
Основные принципы восстановления основной сети 220 и 400 кВ энергосис
темы Швеции
через 3 с после исчезновения напряжения на шинах подстанции все
выключатети основной сети автоматически отключаются
восстановление энергосистемы начинается с северной части энергосистемы,
где расположены крупные ГЭС по мере поступления напряжения с севера
автоматически и по командам оперативного персонала начинается восстанов
пение схемы сетей южных районов где расположены АЭС и ТЭС а также
основные узлы нагрузки
предусматривается максимально быстрая подача напряжения на шины
АЭС чтобы предотвратить возможное нарушение режима агрегатов и обеспе
чить быстрое восстановление их в работе"
запрещается включение в работу выключателей выведенных в ремонт
или по режиму до аварийною погашения энергосистемы трансформаторов
отключенных действием газовых РЗ- запрещается также многократное вклю
чение на устойчивые повреждения ВЛ
разрешается включение выключателей ВЛ 220 кВ при угле между век
торами напряжений на его разомкнутых контактах не более 90° и разности
амтнтуд напряжений не более 80 кВ
2.2. Оперативные информационно-управляющие комплексы
Функции реального времени оперативного и частично авто
матического управления реализуются с помощью оперативного
информационно управляющего комплекса (ОИУК) [15]
В СССР первые ОИУК АСДУ с мини ЭВМ типа «Видео-
тон ЮЮБ» были введены в эксплуатацию в 1973 г в ОДУ Се-
веро Запада и в ЦДУ ЕЭС СССР К середине 80 х годов при
общем числе систем АСДУ всех ступеней управления, равном
85 (ЕЭС 1, ОЭС-11, энергосистем — 50, ПЭС — 21, РЭС -2),
число диспетчерских пунктов (ДП) высших уровней управления
(ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и энергосистем), оснащенных ОИУК,
достигло 70
Оперативные информационно-управляющие комплексы
АСДУ всех уровней управления базируются на едином комп
лексе ЭВМ общего назначения — серии ЕС ЭВМ (ЕС-1022
93
I 5 ус .
Tj U I средств
f УСО t I
Каллентивнь e
средства
J
Рис. 2.2. Структурная ixeMd оперативною информационно управляюще! о ком
плекса
ЕС 1033, FX 1035 ЕС ШЪ ЕС 1040, ЕС-1045 ЬС 1055), мини
ЭВМ (ЕС 1010 ЕС 1011, М-6000, СМ 1, СМ-4, СМ 1420),
микроЭВМ (РПТ производства ВНР, СМ 1800)
На рис 2 2 приведена структурная схема эксплуатируемых
в энергосистемах СССР ОИУК, в состав которых входят четыре
ЭВМ (две мини и две универсальные) ОИУК состоит из двух
подсистем информационно управляющей (ИУ11) и информа
ционно вычислительной (ИВП) Подсистема ИУП обеспечивает
автоматический сбор и обработку оперативной информации,
управление средствами отображения, выполнение сравнительно
несложных оперативных расчетов, а также автоматическое
управление Она реализуется на базе мини ЭВМ, оснащенных
соответствующими устройствами связи с объектом УСО
Подсистема ИВП обеспечивает выполнение оперативных и
краткосрочных плановых расчетов с использованием информа
ции, передаваемой из первой подсистемы, решение задач
оперативного учета и анализа использования энергоресурсов,
состояния основного оборудования, технико-экономических
показателей и др. Подсистема строится на базе универсальных
ЭВМ средней или большой производительности позволяющих
создавать необходимые архивы данных Между подсистемами
осуществляется обмен массивами информации
Информационно-управляющая подсистема состоит из двух
мини-ЭВМ (/ и //), системы приема и передачи информации
(СП ПИ I) индивидуальных (дисплеи Д) и коллективных
(мнемосхема диспетчерского щита, цифровые приборы, уста
новленные на щите и пультах, и др ) средств отображения
информации Мини ЭВМ оснащены оперативной памятью (в за
висимости от типа ЭВМ от 32 до 1000 Кбайт), внешней памятью
на постоянных и сменных магнитных дисках (НМД) и внеш
ними устройствами ВУ (ввод вывод с перфоленты, алфавитио
цифровые печатающие устройства АЦПУ, УСО адаптеры для
связи с другими ЭВМ)
В ЦДУ ЕЭС СССР и ряде ОДУ в ИУП используются две
дополнительные мини ЭВМ, с помощью которых реализуются
функции АРЧМ и ПА При этом по cvth дела происходит раз
деление ИУП на две информационно связанные подсистемы
информационную и управляющую
СППИ I, предназначенные для автоматического ввода в
ЭВМ телеинформации (в некоторых случаях и алфавитно
цифровой информации) и вывода из ЭВМ управляющих воз
действии или других сигнатов, подключаются к обеим ЭВМ
ИУП
Функции АСДУ обеспечиваются большим объемом опера
тивно технологической (телемеханической) и оперативно произ
водственной информации
Развитие АСДУ усложнение функций диспетчерского
управления потребовало значительного увеличения объема
телемеханической информации число телеизмерений, посту
пающих на диспетчерские пункты (ДП) высших уровней управ
ления (энергосистем, ОДУ, ЦДУ F3C СССР), достигло 500—
1000 Это потребовало модернизации систем телемеханики на
основе адаптивных методов передачи информации и цент
ральных программируемых приемопередающих станций
(ЦППС) выполненных на базе микроЭВМ типа РПТ Анало
гичные ЦППС будут создаваться на базе и других типов мик
роЭВМ
ЦППС на базе микроЭВМ обладают следующими возможно
стями, отличающими их от традиционных приемных УТМ
взаимодействия с устройствами контролируемых пунктов (КП)
и дру! ими ЦППС различных типов (благодаря наличию
перепрограммируемых канальных адаптеров), адаптивной ретраи
сляции информации на аналогичный и другие уровни управления
без применения отдельных ретранслирующих устройств, пере
дачи цифро-буквенпой информации, подключения цифровых
приборов, а также мнемосхемы диспетчерских щитов, простого
сопряжения с ЭВМ ОИУК
95
Число дисплеев подключаемых к ЭВМ может достигать
20—30 Кроме двух жестко подключенных вес дисплеи под
ключаются к обеим ЭВМ через репейный или бесконтактный
коммутатор К, позволяющий произвольно распределить дис
плеи между ЭВМ, а при необходимости по сигналу от ЭВМ
перевести все дисплеи на одну ЭВМ Эти дисплеи размещаются
в различных помещениях ДП и используются диспетчерским
и технологическим персоналом Дисплеи жестко подключенные
к каждой ЭВМ, размещаются в машинном зале и используются
персоналом, обслуживающим ОИУК
Для отображения информации в современных ОИУК, как
правило, испотьзуются псевдографические цветные дисплеи
Несколько ОИУК, введенных в эксплуатацию в последние
годы, оснащены графическими дисплеями, применение которых
способствует более широкому использованию графических форм
представления информации диспетчеру
Средства отображения информации коллективною пользо
вания через устройство сопряжения УС подключаются к обеим
мини ЭВМ ИУП, а также непосредственно к микроЭВМ входя
щим в состав СПИИ I, что обеспечивает управление средствами
отображения информации коллективного пользования даже в
чрезвычайно редком случае одновременного выхода из строя
обеих мини ЭВМ ИУП
Информационно-вычислительная подсистема строится на
базе двух универсальных ЭВМ средней производительности с
объемом оперативной памяти 512—4096 Кбайт, внешней па
мятью на НМД со сменными пакетами емкостью 29, 100 и
200 Мбайт и НМЛ набором стандартных устройств ввода
вывода, дисплейными станциями и СППИ II Кроме того, как
уже указывалось выше, универсальные ЭВМ оснащаются адап
терами для обмена информацией между собой и с мини ЭВМ
Организация работы ИВП должна обеспечивать выполнение
следующих основных требований использование мультипро-
1раммного диалогового режима для решения задач кратко
срочного планирования и оперативного управления, включая
запуск задач, ввод и корректировку исходных данных с
клавиатуры дисплеев, вывод результатов расчетов, различных
сводок и справок на экраны дисплеев, максимальную
автоматизацию ввода исходных данных в ЭВМ, а также вывода и пс
редачи необходимой информации с помощью СППИ II на дру
гие уровни управления, обеспечение высокой надежности
решения задач и хранения информации при оптимальном исполь
зовании вычислительных ресурсов ЭВМ, решение сложных вы
числительных задач оперативного управления в реальном вре
мени на основе данных, поступающих из ЭВМ ИУП
Автоматизация ввода вывода информации в ИВП обеспс
чивается за счет средств межмашинного обмена с мини ЭВМ и
96
с помощью СППИ II Наличие двух систем СППИ в составе
многомашинного комплекса (СППИ I для ИУП и СППИ II
для ИВП) объясняется целесообразностью ввода в каждую
подсистему главным образом только той информации которая
в ней обрабатывается При этом снижается загрузка ЭВМ
каждой подсистемы, минимизируются транзитные пересылки
информации между подсистемами, обеспечивается возможно
большая автономность ИУП и ИВП, повышается живучесть
комплекса
На первых этапах развития СППИ II базируется на
автономных устройствах передачи информации телетайнах (ТТ), an
паратуре передачи данных (АПД) Эти устройства позволяют
осуществлять обмен информацией между ЭВМ различных
уровней управления по каналам связи, но ввод вывод данных
в ЭВМ осуществляется вручную, через промежуточный носитель
информации — перфотенту В настоящее время в качестве
СППИ II широко используются средства телеобработки муль
типлексоры и абонентские пункты
Диалоговые системы (ДС), используемые в ЕС ЭВМ для
решения задачи ИВП, являются централизованными в отличие
от децентрализованных ДС мини ЭВМ, используемых для ре
шения задачи ИУП Наибольший положительный опыт накоплен
в использовании двух ДС: СУРЗ (разработка ВЦ ГТУ Мин
энерго СССР) и PRIMUS Первая из них ориентирована на
диалог с пользователем технологом, вторая более удобна про
граммистам
Рассмотренные выше комплексы технических средств ОИУК,
применяемые на верхних уровнях диспетчерского управления
(ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергосистемы), отличаются
наличием в их составе наряду с мини и микроЭВМ универсальных
машин, образующих ИВП Наряду с этим для нижних уровней
управления в предприятиях и районах электрических сетей
(ПЭС и РЭС) применяются ОИУК, выполненные на базе мини
и микроЭВМ или только микроЭВМ
В Советском Союзе на верхних уровнях диспетчерского
управления (ЦДУ ЕЭС СССР — ОДУ — энергосистемы) связь
осуществляется главным образом с помощью арендованных
телефонных каналов, а также каналов по ВЛ высокого и сверх
высокого напряжения и ведомственным кабельным и радиоре
лейным линиям (РРЛ) Характерная для энергетики ВЧ связь
по ВЛ 35—750 кВ представляет основной вид связи в звене
управления энергосистема — электростанция или ПЭС В энер
госистемах используются также малоканальные РРЛ Основным
видом связи с подвижными объектами в распределительных
сетях является УКВ радиосвязь Передача алфавитно-цифровой
информации осуществляется с помощью телетайпов со скоростью
50 -200 бит/с, а на верхних уровнях диспетчерского управ-
97
4 2431
ления (ЦДУ ЕЭС СССР — ОДУ — энергосистема) — посред
ством аппарагуры передачи данных (АПД) и интеллектуальных
абонентских пунктов ТАП 34 со скоростью ЬОО—1200 бит/с
В энергетике СССР доля различных видов каналов связи
составляет- ВЧ по ВЛ — 64%, кабельных — 18%, воздушных —
8%, радиорелейных — 5% арендованных — 5%
Для функционирующих АСДУ используются единые комп
лексы программ, созданные на базе стандартного системного
программного обеспечения, поставляемого заводами —
изготовителями вычислительной техники
Про1раммное обеспечение функционирующих на базе мини
ЭВМ ИУП построено на стандартных операционных системах
реального времени (ОС РВ) и характеризуется наличием
супервизора пользовательских программ, обеспечивающего
функционирование программ реального времени автоматический
перезапуск и реконфигурацию ИУП при сбоях и отказах, работу
банка данных для хранения, поиска и управления информацией,
обрабатываемой в ИУП, взаимодействие персонала с ОИУК
посредством диалоговой системы, обмен информацией между
мини ЭВМ и другими ЭВМ, входящими в состав ОИУК, а
также между ОИУК Других диспетчерских пунктов (того же
и других уровней управления),
системы диагностики, обеспечивающей обнаружение и ликви
дацию последствий сбоев, автоматическую перезагрузку
системного программного обеспечения, а в двухмашинных ИУП
при аппаратных отказах одной из ЭВМ — переключение средств
отображения на резервную ЭВМ (и при необходимости - пе
регенерацию пользовательского программного обеспечения
резервной ЭВМ) Такая система (часто называемая системой
обеспечения живучести СОЖ) имеется в ИУП ОИУК всех
типов и выполняется с помощью программных либо
программно-аппаратных средств
В качестве системного программного обеспечения ИВП,
функционирующих на основе машин ЕС ЭВМ с объемом one
ра'тивной памяти I Мбайт и более, используется операционная
система ОС ЕС, обеспечивающая работу многомашинных
комплексов, организацию диалогового режима и телеобработки
и обладающая развитой системой диагностики, необходимыми
средствами программирования и т д В середине 80 х годов
в наиболее развитых ОИУК началось использование версии
ОС 6 1 в режимах MVT (мультипрограммная работа с пере
менным числом задач), а затем SVS и SVM (в режимах виртуаль
ных систем и машин)
В 80-е годы начался переход от наиболее простых файловых
систем использования памяти ЭВМ к банкам данных (БД),
трудность внедрения которых объясняется в первую очередь
сложностью БД в освоении и эксплуатации и необходимостью
98
для их реализации значительных вычислительных ресурсов
К концу 80-х годов большая часть задач ИВП АСДУ будет
решаться с использованием БД В середине 80 х годов
определились (енденции в использовании для АСДУ БД трех ос
новных типов специализированного БД АПД-3 (разработка
ИНЭУМ Минприбора СССР), используемого в качестве
транзитного буфера для оперативного накопления данных, посту-
Ретроспентибная
информпиия
1
Анализ
-*=—
—>
Сбор и первичная
обработка
информации
\
Контроль и иден
тификация режима
1
Формирование
модели текущего
режима
\
Оценка
нодежности
режима
1
Формирование
советов
диспетчеру
1
Формирование
дправляюшия
команд
Прогнозирование
перспективных
режимов
*
Формирование
модели
перспективного
режима
I
3 нергооВъекты
Ри( 2 3 Комплекс алгоритмов протиноаварийного оперативного управления
режимом и схемой энергосистемы
пающих в виде макетов в ИВП по каналам связи в режиме
телеобработки, универсальных БД СЕТОР для ЭВМ с обьемом
памяти 512 Кбайт и СПЕКТР для ЭВМ с объемом памяти 1 Мбайт
и более предназначенных для длительного хранения информации
в ИВП АСДУ
С помощью универсальных БД будет решаться большинство
задач ИВП АСДУ Файловая система может быть сохранена
лишь для некоторых оперативных задач, критичных к времени их
решения, поскольку время решения задач с использованием
БД по сравнению с временем, затрачиваемым при использо-
99
вании файловой системы, увеличивается в среднем на 20% в БД
СЕТОР и на 40% в БД СПЕКТР
2 3 Функции противоаварийного оперативного управления,
реализуемые АСДУ
Структура комплекса функций реального времени Структура
комплекса функций противоаварийного оперативного умравле
ния, реализуемых АСДУ в реальном времени, показана на
рис. 2 3 С помощью этого комплекса осуществляется контроль
за схемой и режимом работы энергосистемы формируются
управляющие команды, передаваемые диспетчером на энерго
объекты или оперативному персоналу подчиненных ДП Цель
этих управляющих команд—предотвращение возникновения
аварийных ситуаций, ограничение их распространения, ускоре
ние восстановления нормального режима
Управляющие команды формируются диспетчером на ос
новании информации, предварительно обработанной ЭВМ ОИУК
В рассматриваемом комплексе предусмотрена разная степень
обработки исходных данных о состоянии контролируемой энер
госистемы, перед тем как соответствующая информация будет
представлена диспетчеру
При наиболее простои обработке предусматривается исполь
зование текущих достоверизованных или предварительно
«оцененных» данных в сочетании с сигнализацией о нарушении
значениями тех или иных параметров режима (напряжений,
частоты, перетоков мощности и др ) заранее установленных
пределов Диспетчер при этом, анализируя полученные данные,
принимает решение о реализации соответствующих управляю
щих воздействий.
В результате более детальной обработки информации дис
петчеру наряду с данными о текущем режиме предоставляется
дополнительная информация — оценка текущею или перепек
тивного режима (запас устойчивости в утяжеленном режиме,
перегрузка элементов сети в возможных послеаварийных
режимах и т д )
Наиболее полная обработка информации связана с выдачей
советов диспетчеру — рекомендаций по корректировке текущего
или возможного послеаварийного режима с целью устранения
фактических или предотвращения возможных перегрузок, по
восстановлению нормального уровня напряжений в контроль
ных точках сети и т д
Разнообразные расчеты, связанные с оценкой надежности и
устойчивости, осуществляются для текущего режима на основа
нии сформированной по ТИ и ТС модели текущего режима,
а также для перспективных режимов на основании моделей
этих режимов, сформированных но результатам прогнозиро
[00
вания нагрузок и генерации в узлах сети а также с учетом
изменений ее топологии осуществляемых вручную оперативным
персоналом
Для анализа послеаварийных режимов и последовательности
развития аварийных ситуаций используются массивы ретро
спективной информации, накапливаемой в памяти ЭВМ
Ниже подробно рассмотрены отдельные функции, указанные
на рис 2 3 и осуществляемые в реальном времени
Сбор и первичная обработка текущей информации Исходная
информация для решения задач оперативного управления фор
мируется на основании данных о параметрах режима и состоя
нии основного оборудования, поступающих в ЭВМ ОИУК от
устройств телемеханики (У1М) данных суточной ведомости,
вводимых в ЭВМ каждый час оператором с экрана дисплея или
поступающих автоматически по каналам межмашинного меж
уровневого обмена, данных о выработке электроэнергии, при
ходе, расходе и запасах топлива на электростанциях, плановых
!начений ряда параметров
Телеинформация, поступающая в ОИУК, проходит первичную
обработку: проверяется ее достоверность производится масшта
бирование телеизмерений (ТИ), формируются вторичные пара
метры режима, т е суммарные, усредненные, интегральные
значения
Проверка достоверности поступающей телеинформации
осуществляется различными способами Простейшими (и паи
более распространенными) являются способы отбраковки ГИ
при достижении ими предельных значений (нуль или максимум),
при отсутствии хотя бы небольших колебаний параметра,
при получении сигнала неисправности соответствующего УТМ
Эти способы могут быть дополнены сопоставлениями дублиро
ванных ТИ (например, сравнением значений перетоков мощно
сти по двум концам линии), анализом соответствия ТИ и ТС
(например, присоединение отключено — мощность равна нулю)
и т и Однако все эти способы позволяют однозначно опреде
тнть достоверность телеинформации лишь в отдельных случаях
и дотжны использоваться как первичная, «грубая» проверка
достоверности
В Латвэнерго для выявления недостоверных ТИ применяются
также следующие методы [16] выявление систематической
погрешности 1И активной мощности путем сопоставления в
определенные моменты времени значений ТИ активной мощности
с контрольными замерами, производимыми дежурным
персоналом на энергообъектах либо путем ежесуточного сопоставления
показаний установленного на контролируемом присоединении
№статочно точного счетчика энергии WT и интегральных зна
чений мощности за тот же период 7", определяемых с помощью
ЭВМ
101
WT-\Pcll
AP= J , (2 1)
выявление погрешностей в текущих измерениях перетоков
активной (или реактивной) мощности путем сопоставления значений
небалансов мощности (алгебраической суммы значений мощно
стей в узлах) в двух соседних узлах, общих для оцениваемого
параметра, с нормативными значениями, рассчитанными заранее
с учетом стандартных погрешностей каналов ТИ [16])
В соответствии с [16] погрешности ТИ по отношению к пол
ной шкале измерений для сети 330 кВ Латвглавэнерго не превы
шают с достоверной вероятностью 0,95 напряжений— 1,5%,
активной (реактивной) мощности 3,5%, суммарной активной
нагрузки энергосистемы — 5%
В процессе приема и обработки телеинформации очевидно
недостаточно только «забраковать» то или иное ТИ, необходимо
заменить его значением, близким к истинному В некоторых си
стемах недостоверные параметры заменяются па один-два цикла
обработки экстраполированными значениями или дублирующим
измерением при его наличии
В результате работы комплекса программ сбора и обработки
информации в базе данных формируются массивы текущих и
средних значений ТИ, архив ТИ для ретроспективного анализа,
массив телеси! налов (ТС), характеризующий изменение состоя
ния коммутационного оборудования, массивы фактических
почасовых данных суточной ведомости, плановых значений пара
метров, текущего состояния оборудования и т. п
Повышение точности телеизмерений. Использование ЭВМ в
системах оперативного управления позволило существенно по
высить точность ведения режимов, что в свою очередь опреде
лило необходимость ужесточения требований к точности пред
ставления значений параметров режима Этому способствовало
внедрение кодоимпульсных систем передачи информации и циф
ровой формы ее отображения оперативному персоналу Вместе
с тем неудовлетворительное состояние цепей измерения на
энергообъектах в ряде случаев обусловливает недостаточную
точность представления ТИ на ДП, а также на щитовых приборах
электростанций и подстанций Основными причинами этого явля
ются: низкие классы точности местных щитовых приборов и
используемых для измерения обмоток трансформаторов гока
(ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), перегрузка измери
тельных цепей ТТ и ТН, недопустимо большие падения
напряжения на проводах от зажимов вторичной обмотки ТН до зажи
мов измерительных приборов и преобразователей, применение
для измерений ТТ с завышенными по отношению к нормальным
значениям нагрузки электрооборудования коэффициентами
102
трансформации и неиспользование в связи с этим всего диапа
зона системы передачи ТИ и шкалы щитового прибора, вклю
чение щитовых измерительных приборов и преобразователей ТИ
в разные вторичные обмотки ТТ
Для обеспечения необходимой точности ТИ к выполнению
систем измерения и телеизмерения предъявляются следующие
основные технические требования'
щитовые приборы на электростанциях и подстанциях для
измерения параметров режима (генерируемой мощности, пере
токов мощности, напряжения), значения которых с
помощью систем ТИ передаются на ДП верхних уровней управ
леиия (энергосистем, ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР), должны иметь
класс точности, как правило, не ниже 1,0 При отсутствии на
энергообъектах измерительных щитовых приборов указанного
класса точности необходимо использовать в качестве щитового
переносной измерительный прибор, включаемый в выходную
цепь измерительного преобразователя ТИ Этот прибор должен
иметь класс точности не ниже 1,0 и быть оснащен соответствую
щей шкалой;
щитовые приборы и преобразователи ТИ рекомендуется
подключать к одним и тем же обмоткам измерительных ТТ и ТН
класса не ниже 0,5 (класс 1,0 при применении ТН типа НК.Ф
с первичным напряжением 400—500 кВ) При этом нагрузка
измерительных цепей ТТ и ТН не должна превышать установ
ленной для класса 0,5 (1,0) в нормальных условиях, потеря
напряжения от ТН до щитового прибора и измерительного пре
образователя не должна превосходить 0,5% номинального зиа
чения вторичного напряжения ТН, для чего необходимо при
менять в этих цепях кабели с проводами соответствующего се
чения,
диапазон измерения должен соответствовать диапазону
возможного изменения параметра, рабочее значение параметра
должно соответствовать 60—70% диапазона измерений,
телеизмерения для высших уровней оперативно диспетчерско
го управления должны выполняться с помощью кодоимпульсных
УТМ с погрешностью передачи не более 0,6% при цифровом
воспроизведении информации, ретрансляция ТИ на промежуточ
ных пунктах должна осуществляться в кодовой форме с числом
ретрансляций не более двух
При выполнении этих требований и использовании высокоточ
ных датчиков измеряемой мощности 0,5% (за рубежом в отдель
ных случаях — до 0,1%) обеспечивается точность передачи ин
формации о значениях перетоков активной мощности по ВЛ
основной сети 1 5—2%
Контроль и идентификация режима. Контроль параметров
режима, схемы сети, состояния оборудования Для осуществле
ния автоматического контроля 3d режимом энергосистемы в
юз
ОИУК вводятся допустимые значения (аварийные пределы)
изменения параметров режима по условиям обеспечения надеж
ности работы (пределы передаваемой по отдельным линиям
или сечениям активной мощности, пределы угла, пределы
изменения напряжений в узлах сети, частоты в энергосистеме и др )
Для контроля за режимом магистральных электропередач
диспетчеру задаются два значения перетоков активной
мощности по отдельным ВЛ 330—750 кВ или по сечению (суммар
ное значение перетоков по нескольким параллельно работающим
ВЛ): утяжеленного и вынужденного При нарушении установ
ленных и контролируемых ЭВМ пределов соответствующие сиг
налы выводятся на средства отображения информации ДП
Аналогичным образом контролируются и отображаются переклю
чения в сети Подробная информация о нарушениях пределов
и переключениях в сети накапливается в соответствующих мае
сивах базы данных и может быть вызвана на экраны дисплеев
по запросу Кроме того, эта информация периодически
распечатывается в виде «аварийных списков», а по истечении суток —
в виде обобщенной сводки, предназначенной для анализа нару
шении режима и оценки работы оперативного персонала
Для обеспечения [енерирующей мощности, необходимой для
покрытия нагрузки, в ОИУК энергосистем, ОДУ и ЦДУ ЕЭС
СССР постоянно осуществляется контроль за текущей мощно
стью групп тепловых электростанций (ТЭС), отдельных ГЭС,
ТЭС и АЭС, наиболее крупных энергоблоков ТЭС и АЭС
В ОИУК энергосистем все более широкое распространение
находит контроль за нагрузкой наиболее крупных
промышленных потребителей позволяющий диспетчеру оперативно прини
мать меры к выравниванию графика нагрузки в соответствии с
нормативами, установленными для отдельных предприятий
В ряде энерюсистем (Свердловэнерго, Смоленскэнерго, Челяб
энерго и др ) с помощью подобных систем оперативно контроли
руется до 60% максимума нагрузки
Контроль изменения частоты Текущий контроль за
изменением частоты в ЕЭС СССР обеспечивается программами
«частота» и «скорость». Программа «частота» обеспечивает ввод в
ОИУК текущего значения частоты от цифрового датчика, обра
ботку (формирование мгновенных и средних одноминутных зна
чений, сравнение их с заданными пределами) и вывод на
дисплеи и коллективные средства отображения информации В
составе программы «частота» имеется подпрограмма определения
«брака» по частоте, т е продолжительности нахождения значе
ния частоты ниже заданного предела (49,5 Гц) и допустимой
длительности отрезка времени, в течение которого диспетчер
(в соответствии с действующими инструкциями) должен обес
печить восстановление ее нормального значения
Программа «скорость» вычисляет среднюю за определенный
104
интервал времени скорость изменения частоты (тенденцию) Для
этого формируется скользящий массив средних одиоминутных
значении частоты, рассчитанный на 11 таких значений Затем
вычисляется разность между 11 и N значениями и определяется
средняя за интервал скорость изменения частоты, мГц/мин,
v, = /n~/v (2 2)
где п может задаваться от I до 10
Значения у, ежеминутно пересылаются в массив текущих
значений ТИ для дальнейшей обработки и отображения на дис
плеях и коллективных средствах отображения Анализ динамики
изменения частоты ЕЭС в нормальных и аварийных режимах
позволил выбрать оптимальное значение N = 6 (при этом дис
петчер получает информацию о средней скорости изменения
частоты за последние 5 мин) и аварийных пределов +15 мГц/
мин Контроль Uj дает диспетчеру возможность своевременно
принимать меры по восстановлению нормального режима ра
боты по частоте
Анализ ситуации Для определения района возникновения
дефицита генерируемой мощности при резком снижении частоты
в энергосистеме используется программа «анализ ситуации»
Программа запускается при резком изменении частоты, призна
ком чего является нарушение скоростью изменения частоты
и/ заданного предела При этом анализируются знаки изменения
сальдо перетоков активной мощности во всех узлах контроли
руемой сети и сравниваются со знаком Vj Узел, знак изменения
сальдо перетоков активной мощности в котором совпадает со
знаком V[, является источником возникновения дефицита или
избытка активной мощности [15]
Наряду с основной задачей (определение источника возму
щения) программа «анализ ситуации» при каждом возмущении
автоматически вычисляет по выражению (2.3) и корректирует
значения коэффициентов крутизны результирующей статической
характеристики зависимости мощности от частоты для каждого
узла kj i (кроме узла — источника возмущения):
\р
*».=— (23)
где АРи — изменение сальдо перетоков мощности в рассматри
ваемом узле, Д/ — изменение частоты при рассматриваемом
возмущении
Оценка изменения частоты и мощности Программа по за
просу диспетчера определяет суммарное значение изменения ак
тивной мощности в энергосистеме (отключение потребителей
или увеличение генерации), необходимое для достижения задан
105
ного значения частоты в энергосистеме и определяемое по вы
ражепию
\P=\fkh (2 4)
где kf — коэффициент крутизны результирующей статической ха
рактерис!ики зависимости мощности от частоты для эпергоси
стемы
Прогноз нагрузки Назначением оперативного (впутрисуточ
пого) прогноза является уточнение значений нагрузок, приня
тых при краткосрочном планировании При оперативном про
гнозе определяются суммарные активные нагрузки энергосистем
и энергорайонов, а также активные и реактивные нагрузки
узлов эквивалентной схемы электрической сети Методика one
ративною впутрисуточного прогноза аналогична применяемой
при краткосрочном планировании и основана на статистическом
анализе данных о нагрузках на ряд предыдущих суток и данных
о режиме электропотребления за текущие сутки, накапливаемых
в ОИУК
В ЦДУ ЕЭС СССР используется алгоритм оперативного
npoi позирования активных нагрузок энергосистем, основанный
на использовании метода линейной статистической экстраполяции,
минимизирующей среднеквадратическое значение ошибки Прог
позирование осуществляется по текущему (на момент прогноза)
значению нагрузки на основе вычисляемых по предыстории двух
первых моментов математического ожидания и автокорреляци
онной функции Архив предыстории содержит графики нагрузки
за два последних месяца Точность прогноза, базирующегося
па данных суточной ведомости, при вероятности 0,95 составляет
для ЕЭС СССР 1 2% в рабочие и до 3% в выходные дни
Учет при выполнении прогноза метеорологических факторов
(средних значении температуры и освещенности) позволил не
сколько повысить его точность, особенно для субботы и
воскресенья [15]
Сверхоперативный прогноз осуществляется с дискретностью
15 мин что позволяет диспетчеру точнее оценить момент на
ступления максимума нагрузки и принять решение о необходи
мости отключения потребителей Расчеты производятся с по
мощью мини ЭВМ автоматически по таймеру каждые 15 мин
астрономического времени При каждом расчете определяются
четыре прогнозируемых значения нагрузки с упреждением на
15 30, 45 и 60 мин Общее выражение для определения прогно
зируемого значения нагрузки
P«np = P,+ \/Vp, (2 5)
где Р, — фактическое значение нагрузки в момент I предыдущих
(аналогичных) суток, АРцср - среднеарифметическое значение
разности фактических значении нагрузки текущих и предыдущих
106
(аналогичных) суток за интервал времени А/ предшествующий
моменту расчета
Интервал It принимается равным двум интервалам упрежде
ния (например, при прогнозировании на 15 мин вперед
Д/=30 мин) С учетом заданной дискретности и интервала
упреждения прогнозируемая величина рассчитывается по выра
жению
I IP-P )
где Pi+n — прогнозируемое значение нагрузки на момент вре
мени (/ + и) P'i+п — фактическое значение нагрузки в момент
времени {t-\-n) предыдущих (аналогичных) суток, Р, Р' — фак
тические значения нагрузки текущих и предыдущих суток в
моменты времени i предшествующие расчету, / — момент времени,
в который производится расчет, л = 1 Н-4 — число шагов дис
кретности (интервалов упреждения)
Для вторника, среды, четверга и пятницы в качестве Р'+„
используются данные предыдущих суток, для субботы,
воскресенья и понедельника — данные аналогичных суток предыдущей
недели
Исходными данными для сверхоперативного прогноза явля
ются средние одноминутные значения суммарной нагрузки ре
гиона за текущие сутки и соответствующие статистические дан
ные о нагрузке за предыдущие (аналогичные) сутки Резуль
тэты сверхоперативного прогноза нагрузки используются при
расчетах режима, связанных с оценкой надежности
Формирование модели текущего режима Оценивание
состояния. Задачи оперативного и автоматическою управления реша
ются на основе моделей текущею режима с разной степенью
сложности и подробности отражающих режимы контролируе
мой энергосистемы Формирование модели текущего режима
энергосистемы включает сбор, первичную обработку и достове
ризацию (повышение достоверности) информации При этом
определяются топология сети и параметры режима.
Топология сети определяется на основании данных ТС, фикси
рующих положение основных выключателей схемы сети [17]
Наряду с автоматической фиксацией изменения положения
выключателей предусматривается возможность изменения
сигналов о положении коммутационных аппаратов вручную, что
необходимо как для отображения нетелесигнализируемых эле
ментов сети (например, разъединителей), так и для задания
предстоящих изменений схемы с целью исследования возмож
ных ремонтных или послеаварийных режимов
Параметры текущего режима определяются на основании
показаний ТИ Для схемы, состоящей из п узлов, полная мо
107
дель текущего режима может быть получена на основании
надлежащим образом выбранных 2л— 1 измерений Так, напри
мер, режим будет полностью определен, если известны значе
ния напряжений V во всех л узлах схемы и п—1 значении
относительных углов 6 — так называемых основных переменных
В качестве первичных параметров для расчета основных пара
метров ((у и б) могут быть использованы значения потоков актив
ной и реактивной мощностей во всех ветвях схемы. После
определения основных параметров Moiyi быть рассчитаны
уточненные значения потоков активной и реактивной мощно
стеи [17]
Если быть уверенным, что схема рассматриваемой сети точно
отражается в памяти ЭВМ (все ТС правильно фиксируют положе
ние выключателей, а заранее введенные в память ЭВМ постоянные
параметры всех элементов модели точно отражают характери
стики сети) и все ТИ параметров текущею режима, поступаю
щие в ОИУК (напряжений, мощностей и др ), не имеют сущест
венных погрешностей, то можно принять, что модель текущего
режима контролируемой сети сформирована на основании ТИ
только 2л— 1 параметров режима Дополнительные (избыточ
ные) ТИ при этом имели бы смысл лишь для резервирования
на случаи выхода из строя отдельных телеизмерений На самом
деле, однако, ТИ всегда имеют погрешности Возможны также
погрешности при фиксации схемы контролируемой сети (отказ
или ошибочная работа ТС), а также при задании отдельных
постоянных параметров (сопротивления или емкости ВЛ и т п )
Осуществить правильное моделирование текущего режима сети
в этих условиях можно только при наличии избыточной инфор
мации
Для расчета наиболее достоверного режима сети на осно
вании неточных ТИ, а также определения наличия и источни
ков погрешностей в схеме модели сети используются алгоритмы,
базирующиеся на методах оценивания состояния и идеитифика
ции К этим алгоритмам относятся собственно оценивание
состояния — получение наиболее достоверных параметров
текущего режима сети, детекция — выявление грубых ошибок
в измерениях параметров режима, идентификация - кор
ректировка параметров математической модели сети Для функ
ционирования этих алгоритмов, базирующихся на классических
математических методах (теории оценок, детекции,
вероятностей, фильтрации, математической статистики), необходима
избыточность измерений При этом возможны два подхода к реше
нию указанных задач: статический — использование только
текущих измерений, получаемых к фиксированному моменту
времени, динамический - использование информации о прошлых
значениях параметров режима вместе с текущей информацией.
Эти подходы в)анмно дополняют друг друга
108
Исходной информацией при оценивании состояния служат
измерения любых параметров режима (не только узловых мощ
постей), причем специальными весовыми коэффициентами учи
гывается степень достоверности исходной информации В ре
зультате расчета тоже получаются вероятностные
характеристики оценок параметров режима
Избыточность, необходимая для получения достоверной
модели текущего режима, может быть обеспечена как с по-
пощью ТИ, так и с помощью величин, вводимых вручную
персоналом (так называемые псевдоизмереиия) В качестве псев
доизмерений могут использоваться значения активной мощно
сти (график на данные сутки, нагрузка в узле, постоянная
нагрузка генераторов, работающих в базисном режиме), зна
чения напряжений на шинах электростанций и подстанций,
на которых осуществляется регулирование, графики перетоков
мощности в соседние энергосистемы или энергообьединения
и т п Таким образом, формирование модели текущего режима
основывается на использовании математической модели сети
а также системы ТИ и псевдоизмерений
Функция оценивания состояния, получающая распростра
нение в энергосистемах нашей страны, широко применяется за
рубежом около 65% систем, введенных в эксплуатацию в пер
вой половине 80 х годов, реализуют эту функцию как основной
метод, обеспечивающий получение наиболее достоверной модели
текущего режима
Оценивание состояния в зарубежных АСДУ в текущем ре
жиме выполняется для расчетных схем 120—300 узлов
Оцененные параметры используются для контроля за режи
мои работы энертсистемы (наряду с текущими, неоцененными
параметрами), выявления «плохих» данных, неисправности
устройств телемеханики и ошибок в топологии сети, формирования
дополнительных, нетелеизмеряемых величин (например, фаз на
пряжений в узлах), формирования моделей текущего и перепек
тивного режимов — эти модели необходимы для оперативных
расчетов потокорасиределения, оптимизации режима, анализа
возможных аварийных ситуаций
Программы оценивания состояния запускаются циклически
каждые 5—30 мин Наряду с программами оценивания состоя
ния в формировании моделей текущих режимов принимают
участие программы эквивалентирования внешних (соседних)
энергосистем, запускаемые циклически каждые 15—60 мин
В большинстве случаев оценивание состояния производится
для полного набора параметров режима, в отдельных случаях —
на основании модели, соответствующей расчетной схеме посто
янного тока, только по составляющим активной или реактивной
мощности Осваиваются иерархические (двухуровневые) системы
оценивания состояния Оцененные параметры режима исполь
к»
зуются для оптимизации режима и для анализа возможных
аварийных ситуаций
Модели для оперативных расчетов созданы в СССР как па
мини ЭВМ (ЕС-1010, ЕС-1011, СМ-4), так и на универсальных
ЭВМ (ЕС 1033, FC 1040, ЕС 1055) С использованием телеинфор
мации на базе мини ЭВМ сформированы модели реального
времени для сети с числом узлов 40—65 Так, например, в
Иркутскэнерго эксплуатируется на базе мини-ЭВМ ЕС 1010
модель размерностью 64 узла и 84 связи, используемая для
оперативных расчетов установившихся режимов и допустимых
пределов по статической устойчивости [18]
Упрощенные модели с использованием для формирования
исходного расчетного режима значений перетоков активной
мощности в основной сети 500—750 кВ функционируют в ОДУ
Урала на базе мини ЭВМ ЕС 1010 и в ЦДУ ЕЭС СССР па
базе мини ЭВМ ЕС 1011 В ОДУ Урала с помощью подобной
модели диспетчер производит расчеты текущего и возможного
перспективного режимов, принимая в качестве исходной
информации данные ТИ или суточной ведомости на определенный
момент времени (например, на максимум нагрузки)
В ЦДУ ЕЭС СССР с помощью модели основной сеги (64
узла), сформированной по хранящимся в памяти ЭВМ данным
ТИ на определенный момент времени соответствующих суток
(рабочих, субботы, воскресенья), и дополненной моделью про-
тивоаварийной автоматики (АПНУ, АЛАР, АЧР), исследуются
послеаварийные и ремонтные режимы, которые могут создавать
ся в результате отключения того или иного элемента или изме
нения перетоков мощности в контролируемой сети
В ЭВМ ЕС 1055М ЦДУ ЕЭС СССР на базе ТИ создана
информационная база для оперативных электротехнических
расчетов Глубина информационной базы — 7 сут, периодич
ность поступления ТИ — 15 мин В состав информационной
базы входят значения перетоков активной мощности, активных
мощностей наиболее крупных электростанций, напряжений в кон
тролируемых узлах основной сети Вследствие ограниченности
числа ТИ значения напряжений в большинстве узлов сети 500—
750 кВ принимаются неизменными С помощью программы
КУРС-1000 производятся расчеты установившегося режима
для сети 120 узлов и оценка статической устойчивости методом
утяжеления С помощью программы МУСТАНГ, подключенной
к общей информационной базе, может быть проверена динами
ческая устойчивость контролируемой сети
Для оперативных расчетов фактических режимов основной
сети на каждый час времени (с целью определения техничес
ких потерь, анализа текущего режима и реализации других
функций диспетчерскою управления) в ОДУ Урала и Иркутск
энерго используются сформированные в универсальных ЭВМ
110
модели основной сети 220—500 кВ с числом узлов 300 и вет
вей до 500 [18)
Формирование базового расчетного режима для этих
моделей производится с помощью программ оценивания состояния
(в ОДУ Урала — разработчик ИЭД АН УССР, в Иркутск
энерго — СЭИ) По данным Иркутскэнер! о оценивание
состояния для схемы из 300 узлов и 360 ветвей требует 180 Кбайт
оперативной памяти и 3—4 мин работы ЭВМ ЕС 1033 (время
одной итерации по методу Ньютона — 40 с) Для обеспечения
необходимой избыточности при этом наряду с данными ТИ
используются псевдоизмерения — значения напряжений в узлах,
перетоков активных и реактивных мощностей
Основными параметрами, используемыми в ОДУ Урала в
качестве псевдоизмерений, являются нагрузки предприятий
электрических сетей (ПЭС) Для определения этих нагрузок
в расчете используются данные суточной ведомости —
нагрузки ОЭС и энергосистем, нагрузки расчетных узлов в схеме
контрольных замеров для трех четырех часовых точек характер
ных дней летнего и зимнего сезонов
Расчет (оценивание состояния) почасовых базовых режимов
производится для двух характерных дней месяца (или недели)
Исходная информация — почасовые нагрузки ОЭС и энерго
систем за расчетный день, прогнозные значения нагрузок ПЭС,
ТИ, данные суточных ведомостей для заданных объектов — на
пряжения, перетоки активной и реактивной мощностей id че
тыре характерных часа суток (па 4, 10 16, 20 ч) данные кон
трольных замеров на эти же часы но для характерных дней
сезона, ограничения на напряжения, активные и реактивные
нагрузки в расчетных узлах, специальные, заранее рассчитанные
статистические характеристики графиков нагрузки По результа
там оценивания находятся коэффициенты участия активных
нагрузок узлов расчетной схемы в нагрузке ПЭС и базовые
значения tgtr для определения реактивных нагрузок В расче
те используются 500 ТИ, 250 измерений — данных суточных ве
домостей энергосистем, 600 псевдоизмерений активных и реак
тивных нагрузок в расчетных узлах, 800 ограничений на раз
личные параметры в виде неравенств
В зависимости от того, рассчитывается фактический или
прогнозный режим назначаются и прогнозируются нагрузки
ОЭС, энергосистем и ПЭС, нагрузки ПЭС распределяются по
расчетным узлам схем в соответствии с заранее найденными ко
эффициентами участия
Почасовые расчеты фактических режимов производятся на
основе информации о нагрузках ОЭС и энергосистем, рассчи
тываемых по текущим значениям ТИ, прогнозным данным о на
грузках ПЭС и коэффициентам участия нагрузок расчетных
узлов в нагрузках ПЭС По результатам расчета почасовых
тп
фактических режимов формируются архивы Для прогиозирова
ния восьминедельных почасовых нагрузок ОЭС, энергосистем и
ПЭС и двухнедельных параметров фактических режимов
Ограничения в эти расчеты не вводятся
Модели прогнозных режимов с упреждением от часа до не
скольких суток формируются на основе накопленных архивных
данных Прогнозируются нагрузки ОЭС, энергосистем, ПЭС
Нагрузки ПЭС разносятся по расчетным узлам на основе коэф
фициентов участия для одноименных суток и часов [18)
Оценка надежности режима. Оценка режима по критериям
надежности — условиям баланса мощности, термической
стойкости оборудования (ВЛ, трансформаторов), устойчивости па
раллельной работы, некоторым обобщенным показателям (см
ниже) — может производиться для текущего или ожидаемого
(прогнозируемого) нормального режима, а также для возмож
ного послеаварийного режима, возникающего после внезапного
нарушения схемы и баланса мощности
Баланс активной мощности для каждого региона (ЕЭС ОЭС,
энергосистемы, района энергосистемы) характеризуется тремя
показателями: генерируемой активной мощностью Р,, суммарной
нагрузкой потребителей, включая расход на собственные нужды
электростанций и потери мощности в электрических сетях, Р„;
сальдо (алгебраическая сумма) перетоков мощности с соседними
энергосистемами (ОЭС) Р( Эти показатели связаны выражением
Р„ = Р,±Р, (2 7)
Контролируя текущие значения этих параметров и
сопоставляя их с плановыми или с предельно допустимыми значениями,
указанными в диспетчерских инструкциях, оперативный персо
нал может оценить, сколь напряжен текущий режим, выявить
подчиненные подразделения, которые, не выполняя плановые
задания, нарушают режим работы энергосистемы в целом
Суммарные значения Рт и Рс формируются по данным ТИ
мощностей электростанций и перетоков мощности но межеие
темным ВЛ Суммарная нагрузка потребителей Р„ определяется
по (2 7) Если недостаток ТИ не позволяет точно определить
значения Рг и f\, осуществляется дополнительный ввод инфор
мации вручную оперативным персоналом или автоматически
из массива данных суточной ведомости, что позволяет уточнить
суммарные значения генерируемой мощности энергосистемы и
сальдо внешних перетоков
Функция формирования текущего баланса активной
мощности реализуется в ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ и большинства
энергосистем В энергосистемах наряду с общим балансом актив
ной мощности часто формируются балансы мощности для отдель
ных ПЭС, а также для районов электрических сетей, обеспечиваю
щих электроснабжение разных административных областей. Зна-
112
ченис Р„, определенное по (2 7), позволяет строже контролировать
потребление мощности в разных административных областях
и ПЭС
Аналогичная задача может решаться для ожидаемого (на
пример, на час максимума нагрузки) нормального режима при
определенной генерируемой мощности и существующих
ограничениях по пропускной способности электрической сети
В ряде энергосистем как в СССР, так и за рубежом осу
ществляется оперативный контроль за балансами реактивной
мощности в отдельных узлах основной сети Контроль баланса
реактивной мощности, который осуществляется на основании
ТИ перетоков реактивной мощности и напряжений в узлах,
производится при опасном снижении напряжения с целью опре
деления запасов надежности и оценки мероприятий по восстанов
лению уровня напряжения Запуск соответствующей программы
может осуществляться вручную или автоматически при снижении
до определенного уровня напряжений в контролируемых точках
Оперативный расчет установившегося режима Оценка на
дежности по указанным выше критериям производится на
основе результатов оперативного расчета установившегося ре
жима, выполняемого с использованием текущей информации
Оперативный расчет установившегося режима с учетом
ожидаемых (возможных) изменений схемы и баланса мощности
позволяет получить оценку надежности по указанным выше
критериям после вывода в ремонт или аварийного отключения
элементов основной электрической сети либо значительного
изменения генерируемой мощности или нагрузки
Программы, разработанные для оперативных расчетов
установившегося режима, могут использоваться для разных этапов
управления, планирования, подготовки диспетчерского персона
ла текущего времени (при автоматической или оперативной
Рис 2 4 Структурная схема представляющая возможные варианты
использования программы оперативного расчета установившегося режима при различной
информационной базе
113
по запросу диспетчера оценке надежности нормального или
возможного послеаварийного режима), предстоящего (перс
пективного) момента времени (при рассмотрении оперативных
заявок в процессе краткосрочного планирования, при оператив
ном управлении), прошлого (ретроспективного) времени (при
анализе прошлых режимов, реализации функции тренажера)
(рис 2 4)
Основной информационной базой для всех перечисленных
расчетов являются данные ТИ и ТС текущие или ретроспек
тивные массивы, хранящиеся в памяти ОИУК Массивы теку
щих ТИ и ТС используются для оценки надежности текущею
режима, производимой ОИУК автоматически или по запросу
диспетчера, а также в сочетании с программой прогноза
нагрузок для оценки надежности предстоящего режима Ретроспек
тивные массивы ТИ за определенные часы суток используются
при рассмотрении оперативных заявок на аналогичные периоды
времени (по данным предыдущего рабочего дня недели — втор
ника, среды, четверга, пятницы — па последующие рабочие дни
той же или следующей недели по данным понедельника, суб
боты, воскресенья предыдущей недели на аналогичные дни
текущей недели) Ретроспективные массивы ТИ используются для
анализа прошлых режимов а также в качестве исходной ин
формации для проведения тренировок с оперативным персо
налом
Наряду с массивами ТИ при выполнении перспективных и
ретроспективных расчетов могут использоваться также храня
щиеся в памяти ОИУК массивы данных суточной диспетчерской
ведомости и текущего баланса активной мощности Эти данные
могут использоваться как самостоятельно (для упрощенных,
оценочных расчетов), так и в сочетании с массивами ТИ
Для выполнения перспективных расчетов при рассмотрении
оперативных заявок могут использоваться результаты
ежесуточных оптимизационных расчетов, на основании которых опре
деляются мощности электростанций и нагрузки в узлах расчет
ной схемы Результаты оптимизационных расчетов могут также
использоваться как дополнительная информация при выполнении
перспективных расчетов на основе массивов ТИ
Оперативные расчеты установившегося режима проводятся
как по полной схеме (с учетом активных и реактивных потоков
мощности), так и по упрощенной модели, соответствующей
расчетной схеме постоянного тока Последний метод расчета, опре
деляющии потокораспределепие лишь активных мощностей при
условно.заданных постоянных и одинаковых значениях напря
жений в узлах расчетной схемы, часто используется в ОИУК
зарубежных энергосистем при оценке надежности возможных
послеаварийных режимов Применение в этом случае упрощенной
расчетной модели обусловлено, как правило стремлением уско
114
рить вычисления, а в отдельных случаях — отсутствием необ
ходимой исходной информации [19]
Контроль надежности режима по гермической стойкости обо
рудования Широкое распространение в зарубежных ОИУК полу
чила функция оценки надежности по критерию термической
стойкости элементов сети в текущем, перспективном или возможном
послеаварийном режиме. Для оценки текущего или перепек
тивного режима пуск соответствующей программы осуществля
ется оперативным персоналом вручную Оценка допустимости
возможных послеаварийных режимов производится при опреде
ленном, заранее заданном перечне аварийных нарушений
отключении одного двух элементов сети Эту функцию ОИУК осу
ществляет автоматически с определенной периодичностью (15—
30 мин). Диспетчеру при необходимости выдается информация
о значениях максимальных нагрузок, которые могут возникнуть
после отключения ВЛ, трансформаторов, генераторов
С целью предотвращения возможной опасной перегрузки эле
ментов сети диспетчер принимает меры по перераспределению
потоков активной и реактивной мощностей
В сложных кольцевых сетях для устранения или предотвра
щения перегрузки эффективным средством являются коммутации
(отключение или включение) элементов сети Сложность алю
ритма определения элементов сети, подлежащих отключению
(или включению), объясняется большим числом возможных ва
риантов которые должны быть проверены для выбора оптималь
ного решения [20]
В связи с ограниченностью отрезка времени для выполнения
большого числа расчетов в цикле анализа возможных аварийных,
ситуаций принимаются следующие меры'
применяются упрощенные алюритмы расчета,
соответствующие модели постоянного тока, сложные алгоритмы,
соответствующие модели переменного тока, используются лишь для уточне
ния результатов по нескольким (5—10) наиболее тяжелым после
аварийным режимам, предварительно рассчитанным по упрощен
ной модели,
для сокращения общего числа расчетов используются
специальные алгоритмы «селекции», заранее на основании предвари
тельно определенных зависимостей отбирающие из множества
возможных послеаварийных режимов ограниченное число потен
циально наиболее тяжелых, для которых и производятся соответ
ствующие расчеты по моделям постоянного, а при необходимо
сти и переменного тока
В энергосистеме Consolidated Edison (США) с помощью
ЭВМ ОИУК периодически каждые несколько минут, а также
в случае изменения схемы сети или существенного отклонения
параметров режима производится оценка возможных аварийных
ситуаций рассматривается 736 случаев отключения каждого из
115
элементов контролируемой сети и 10 случаев при одновремеи
ном отключении нескольких элементов Последние случаи
выбираются диспетчером из 50 заранее фиксированных наборов ава
рийных нарушений Все эти расчеты производятся по упрощен
ному алгоритму, соответствующему расчетной модели постоянно
го тока При этом производится оценка тяжести каждого из
рассматриваемых послеаварийных режимов на основании обоб
щенного индекса, формируемого по данным о перегрузке эле
ментов сети, нарушении ограничений по напряжению в
контролируемых узлах и по реактивной мощности генерирующих источ
ников Для пяти худших случаев производится полный расчет
потокораспределения по алгоритму, соответствующему расчетной
модели переменного тока Результирующая информация предо
ставляется диспетчеру
Для оказания помощи диспетчеру при анализе опасности
возможных послеаварийных режимов разработаны программы
ранжирования нарушений режима по степени их тяжести В ка
честве критериев при ранжировании возможных послеаварийных
режимов по степени тяжести используются перегрузки ВЛ по
активной мощности, снижение напряжений в контролируемых
узлах, перегрузка генераторов реактивной мощностью
В [20] предложены следующие выражения для определения
тяжести возможных аварийных нарушении
где Pi — переток активной мощности по линии / в расчетном
послеаварийном режиме, Р/уст — предельное значение перетока
активной мощности по линии, wt — весовой коэффициент
6( — значение угла между векторами напряжений по концам
ВЛ /, Xi — реактивное сопротивление ВЛ /
Оперативная оценка достаточности резерва по активной
мощности В ряде зарубежных ОИУК автоматически с периодом
10—15 мин, а также по запросу диспетчера производится оценка
достаточности оперативных резервов мощности в отдельных
районах энергосистемы для предотвращения развития аварии
в случае отключения линий, трансформаторов, генераторов,
для ликвидации возможных перегрузок элементов сети, восста
новления нормальных уровней напряжений в контролируемых
узлах, обеспечения необходимых запасов устойчивости по ВЛ
Оперативная оценка надежности режима по требованиям
устойчивости Для основных сетей ЕЭС СССР и ОЭС предельно
допустимые значения перетоков активной мощности по ВЛ или
в контролируемых сечениях определяются требованиями устой
чивости
В ОИУК ОДУ Урала эксплуатируется комплекс программ,
обеспечивающих оперативную оценку, предельную по стати
116
ческой устойчивости значения передаваемой мощности в контро
лируемом сечении Благодаря этому может быть повышен
предел передаваемой мощности по ВЛ (в контролируемом сечении),
так как значение его определяется в текущем режиме с учетом
действительной схемы сети и загрузки соседних элементов При
предварительном же определении предела устойчивости диспет
черу задается только одно значение допустимого перетока мощ
ности, рассчитанное на худший из вероятных режимов контро
лируемой сети Алгоритм оценки предельно допустимых зна
чений перетоков активной мощности основан на разработках
НИИПТ, используемых в системе противоаварийной автоматики,
выполненной на базе мини ЭВМ ТА 100 (см гл 5)
Области устойчивости строятся для определенного баланса
реактивной мощности в ОЭС, поэтому для каждой цепочки
схемы задается критический уровень напряжения в центральном
узле цепочки, при котором справедливы рассчитанные значе
ния перетоков
По запросу диспетчера на дисплеи выдается форма, харак
теризующая текущий режим, которая содержит значения
текущих и предельно допустимых перетоков мощности по контро
лируемым ВЛ и сечениям, текущие и критические уровни на
пряжений и текущие балансы мощности центральных узлов
цепочечных схем Диспетчер ОЭС при ведении режима не дол
жен допускать превышения предельно допустимых значении
перетоков в контролируемых ВЛ и сечениях
Предельно допустимые значения перетоков, определенные
ОИУК в текущем режиме, справедливы для заданных балан
сов центральных узлов и в пределах напряжений в них не
ниже критических уровней
В цепочечных магистральных электропередачах 500—750 кВ
с помощью ОИУК ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР) осуществляется
оперативная в реальном времени корректировка предельно до
пустимого значения перетока активной мощности в контроля
руемом сечении ft, с учетом загрузки соседних электропередач
и уровней напряжений на промежуточных подстанциях Так,
например, с помощью ОИУК ОДУ Урала оперативно опреде
ляется корректированное значение предельно допустимого пере
тока активной мощности Р„ „ д в сечении ОЭС Средней Волги —
Рис. 2 5 Схема межеистемных связей между ОЭС Центра Средней Вотги и
Урала
117
ОЭС Урала с учетом перетока активной мощности в сечении
ОЭС Центра — ОЭС Средней Волги Яц_1, и напряжения на
подстанции Арзамас (рис 2 5)
Для определения Р,,„л используется следующее выражение
/>„пд = Л,,д.— AP,—\P2 (но не менее 2000 МВт), где \Р,=0
при t/o>470 кВ, АР,=( — Ы1а +2350) при Ua^470 кВ, АР2 =
= (Рц-с~2100) при Рц_с>2100 МВт, АР2 = 0 при РЦ_С<
<2100 МВт, Р„,д — предельно допустимый переток в сечении
ОЭС Средней Волги — ОЭС Урала, вычисленный по условиям
текущего режима ОЭС Урала (не более 2300 МВт)
В ОДУ Северо Запада алгоритм, аналогичный рассмотрен
ному выше, используется для оперативной оценки устойчивости
возможных послеаварийных режимов с учетом и без учета
действия ПА [21] С помощью основанной на этом алгоритме
программы ПРУСТ можно также оценить долевое участие
электростанций в разгрузке перегруженных элементов сети и
выбрать управляющие команды, обеспечивающие сохранение
статической устойчивости с необходимыми коэффициентами
запаса Программа ПРУСТ стыкована с комплексом программ
МУСТАНГ, обеспечивающим формирование исходных данных
и выполнение расчетов установившихся режимов С помощью
комплекса МУСТАНГ могут быть рассчитаны схемы с числом
узлов до 298 и ветвей до 394
Для работы программы ПРУСТ должна быть задана инфор
мация о трех схемах, базовой, соответствующей нормальной
схеме сети при режиме, близком к исследуемому (по этим
данным формируются трехлучевые эквивалентные схемы, исполь
зуемые для оценки устойчивости), текущей, для которой за
дается исходный доаварийный режим (изменения схемы по
отношению к базовой будут выявлены в комплексе ПРУСТ и
учтены приближенным способом, число узлов, в которых
вводятся изменения,— не более 75, число отключаемых ветвей —
не более 20); послеаварийной, отличающейся от текущей (исход
ной) исследуемыми аварийными изменениями (число узлов с
изменениями — не более 5, число отключенных ветвей — не
более 20)
На мини-ЭВМ Иркутскэнерго эксплуатируется комплекс
программ, разработанных в ИПИ, для оценки по данным ТИ
допустимости режимов В состав комплекса входят программы
ускоренного расчета установившихся режимов, уточнения пре
дельных по условиям статической устойчивости значений пара
метров режима, сопоставления текущих значений параметров
режима с хранящимися в памяти ЭВМ фиксированными или
уточненными предельными значениями, диалога персонала с
ЭВМ Данный комплекс может использоваться для оценки как
118
текущих установившихся, так и возможных ремонтных и после-
аварийных режимов [18]
В состав комплекса входят три функциональных раздела
(рис 2 6), включающих Раздел 1 уточнение пределов и
Результаты
оценивания
параметров
режима
Раздел 1. Контроль допустимое
ти текущих режимов
Уточнение пределод па стати
ческой устойчивости
Расчет потокороспределения
Раздел 2 Контроль допустимое
ти Возможнй/х режимаб
Формирование расчетной
модели ЭЗС
Т.
Раздел 3 Организация диалога отображения
и регистрации информации
Рис 2 6 Стр>ктурная схема комплекса про|рамм реального времени
оценку допустимости текущих установившихся режимов,
Раздел 2 — анализ допустимости планируемых ремонтных и
возможных послеаварийных установившихся режимов, Раздел 3 —
организация диалога оперативного персонала с ЭВМ Входной
информацией для Разделов 1 а 2 служат результаты работы
комплекса программ оценивания состояния, которое произво
дится по данным ТИ для схемы, содержащей 64 узла и 80
ветвей Для расчета используется комплекс программ СЭИ дина
мического оценивания состояния энергосистемы [18]
Программы Раздела 1 работают циклически, проверяя до
пустимость текущего режима контролируемой сети по его па
раметрам (токам, напряжениям, активным мощностям). Оценка
достаточности запасов статической устойчивости производится
только при изменении текущего режима, критерием чего служит
увеличение перетока активной мощности по одной или несколь
ким ВЛ, суммарной нагрузки энергосистемы, мощности в одном
или нескольких узлах
119
Про1раммы Раздела 2 могут работать в одном из двух ре
жимов спорадически по запросу оперативного персонала и
циклически в соответствии с заданным списком расчетных ре
жимов
По запросу оперативного персонала производятся анализ
допустимости интересующего диспетчера режима и оценка за
паса статической устойчивости по заданному пути утяжеления
Расчетные модели энергосистемы для циклического расчета
формируются заданием следующих изменений параметров ре
жима и схемы сети отключения одною или нескольких племен
тов схемы, изменения мощности в одном или нескольких узлах,
а также коэффициентов трансформации трансформаторов
Описываемый комплекс программ занимает 45 Кбайт опера
тивной памяти мини-ЭВМ ЕС 1010 и 50 секторов на постоянном
диске (без учета внешней памяти, используемой под архив
базовых режимов) Временные характеристики отдельных прог
рамм комплекса пр,и расчетах схемы сети Иркутской энерго
системы расчет потокораспределения — 7 с, анализ допусти
мости 10 расчетных режимов — 50 с, расчет предельного ре
жима по статической устойчивости с заданным утяжелением —
2,5 мин
Оценка надежности режима по обобщенным показателям
В качестве интегральных показателей надежности, которые мо
гут использоваться для оценки любого из перечисленных выше
режимов, в США предложены обобщенные показатели,
аналогичные (2 8)
В ЦДУ ЕЭС СССР предложено оценивать надежность те
кущего режима энергосистемы по суммарному значению мощ
ности нагрузки, которая будет отключена действием ПА (АЧР
и CAOH) PLyH = Z &P при всех заданных аварийных
нарушениях режима [22] 'Модели для оценки надежности режима внед
рены в ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР на мини ЭВМ ЕС 1011 для
схемы сети с 64 узлами Модели отличаются одна от другой
некоторыми расчетными блоками и сервисными возможностями
Исходной информацией для оценки надежности являются
текущие схема и режим проверяемой сети, сформированные
на основании данных ТИ и ТС, корректируемые в реальном
времени значения коэффициентов стагизма для генерации и па
грузки в узлах расчетной схемы
Блок-схема алгоритма модели оценки надежности показана
на рис 2 7 В состав алгоритма входят следующие блоки
ФАС— формирования аварийных ситуаций — перечень задан
ных нарушений режима (отключений ВЛ, трансформаторов,
генераторов), УВПА— определения управляющих воздействий
ПА (уменьшения генерирующей мощности и нагрузки в узлах,
отключения элементов сети), ОУЧ — оценки уровня частоты,
устанавливающейся в контролируемой сети после изменения
120
ФАС
+
УВПА
♦
ОУЧ
t
АЧР
♦
МУР
♦
ДПА
\
P0H
♦
ОПР
*—
Да
Нет
Рис 2 7 Сгр>ктурная схема алгоритма оценки надежности
генерации и нагрузки, обусловленного аварийным
нарушением режима и действием устройств ПА,
АЧР — автоматической частотной разгрузки
(отключение части нагрузки в узлах) при снижении частоты
ниже 49 Гц, МУР — моделирования установивше
гося режима (выполняется расчет установившегося
режима после завершения действия устройств ПА,
включая АЧР) ДПА — оценки возможности
дополнительного срабатывания в послеаварийном уста
повившемся режиме устройств ПА, вследствие пе
регрузки ВЛ (действие автоматики наброса мощ
ности) или нарушения синхронизма (действие
автоматики ликвидации асинхронного режима —
АЛАР), РОН — расчета суммарного значения на
грузки, отключенной действием ПА при ликвидации
расчетного нарушения режима, ОПР — ото'браже
ния и печати результатов расчета
Таким образом, указанный алгоритм предусматривает
последовательный расчет нескольких установившихся режимов до тех
пор, пока не будет получен режим, в котором не будут действо
вать устройства ПА (АПНУ, АНМ, АЛАР, АЧР) После этого
определяется условный ущерб как суммарное значение нагрузки,
отключенной действием АЧР и САОН в процессе ликвидации
рассматриваемого нарушения режима
Расчет установившегося режима рассматриваемым комплек
сом производится по схеме модели постоянного тока без учета
разных уровней напряжений в узлах сети и перетоков реактив
ной мощности Поскольку режим сети, полученный в результате
расчета, характеризуется лишь значениями перетоков активной
мощности, уставки устройств ПА, учитываемых в модели ПА
и реагирующих на значения других параметров режима (тока,
угла между напряжениями по концам ВЛ), предварительно
пересчитываются на значения перетоков активной мощности по
соответствующей ВЛ
С помощью блока ФАС может быть реализовано два
режима работы расчет единичного нарушения режима, выбранного
диспетчером и заданного вручную с помощью диалоговой систе
мы; автоматический перебор нескольких (до 25) аварийных на
рушений режима, заранее определенных персоналом
Весь расчет завершается определением суммарною объема
нагр\зки, которая может быть откпючена действием АЧР и
САОН при всех заданных случаях аварийных нарушений ре
жима
Ретроспективный анализ аварийных событий. С помощью
накапливаемых в памяти ЭВМ ОИУК данных ТС и ТИ опера-
121
тивный персонал может производить ретроспективный анализ
последовательности возникновения, развития и ликвидации
аварийной ситуации
Для реализации этой функции в ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР на
базе мини ЭВМ ЕС 1011 формируются
скользящие архивы всех телсизмеряемых параметров дли
тельностью 7 сут с дискретностью 5 мин, 1 сут с дискретностью
30 с, полминуты с дискретностью 1 с (до 200 телеизмеряемых
параметров),
архив аварийных ситуаций, в который автоматически (при
резком снижении частоты, отключении межсистемных связей и
т. п.) или по команде диспетчера с клавиатуры дисплея запи
сываются все телеизмеряемые параметры с дискретностью в
несколько секунд Поскольку запуск соответствующей програм
мы, формирующей, массив информации, происходит несколько
позже возникновения аварии (особенно при ручном запуске),
каждый такой щасадв. охватывает интервал времени, соответ
ствующий нескольким минутам доаварийного и нескольким
минутам послеаварийного режимов
В ряде зарубежных энергосистем (ФРГ, Японии и других
стран) получили распространение программы анализа ава
рийных ситуаций, формирующие в послеаварийном режиме
обобщенное сообщение оперативному персоналу, идентифици
рующее происшедшее аварийное нарушение с указанием
поврежденного элемента, правильно и неправильно подейство
вавших и отказавших устройств релейной защиты и автоматики,
а также иыключателеи
Получив соответствующую информацию, персонал можег
принять меры к оперативному устранению выявленных
неисправностей исключить из схемы отказавший выключатель, вывести
в проверку отказавшие или неправильно подействовавшие устрой
ства РЗ и автоматики
В качестве исходной информации для рассматриваемой про
граммы используются ТС, отображающие положение выключа
телей, а также запоминаемые ЭВМ сигналы об отключении и
включении выключателей в процессе ликвидации аварийного
нарушения, о срабатывании пусковых органов РЗ, подаче РЗ
команд на отключение выключателей Сопоставляя эти сигналы
для каждого элемента контролируемой сети, программа оцени
вает правильность действия РЗ и ликвидации повреждения
Типовые случаи идентификации аварийных событий приве
дены в табл 2.1, в которой соответствующие сигналы обозна
чены порядковыми номерами
1 и 2 — факт отключения (включения) выключателей в
течение контролируемого отрезка времени,
3 и 4 положение в конце контролируемого периода остав
шихся отключенными (включенными) выключателей,
122
5, 6, 7 — команды отключения, подававшиеся на выключа
тели РЗ разных типов,
8,9 — срабатывание пусковых органов от междуфазных КЗ
и от КЗ на землю;
10 — запрет действия АПВ
Как следует из табл 2 1, на основании исходной инфор
мации могут быть идентифицированы случаи правильных ера
батываний, отказов и ложных срабатываний (при отсутствии
КЗ) устройств РЗиА и выключателей
Наиболее сложно идентифицируются излишние срабатыва
ния устройств РЗиА (при наличии КЗ в сети) Для этого тре
буется совместный анализ диаграмм аварийных событий, со
ставленных для разных элементов сети Идентификация, излиш
них срабатываний устройств РЗиА, а следовательно,, и всей
картины происшедшего события существенно упрощается, если
в ЭВМ вводится дополнительная информация о месте
повреждения и расстоянии до него от шин соответствующей ггодстан
ции Подобная информация формируется на основании
показаний автоматических локаторов и фиксирующих приборов
После того как определены все случаи правильных и непра
вильных действий РЗиА и выключателей, программа формирует
результирующее сообщение о происшедшем аварийном событии
Определение расстояния до места повреждения линий
электропередачи. Эта функция реализуется в ОИУК
энергосистем и ОДУ с помощью мини-ЭВМ на основании замеров
напряжений и токов нулевой и обратной последовательностей,
фиксируемых в момент КЗ Соответствующие программы
производят расчет места КЗ на основании двух или одного изме
рения значений параметров аварийного режима, поступающих
в ОИУК с каждого конца поврежденной ВЛ
Т Л б I И Ц d 2 1
Событие
Отключение поврежденной ВЛ
с успешным АПВ
Отключение понрежденной ВЛ
с неуспешным АПВ
Отключение поврежденной ВЛ
без АПВ
Самопроизвольное отктючение
выключателя
Отказ выключателя
Отказ АПВ
Отключение выключателя
вследствие ложного срабаты
нанин РЗиА
Отказ РЗ при КЗ
I
4
+
+
+
—
+
+
-
2
+
+
—
—
—
—
—
-
На тичие
3
_
+
+
+
—
+
+
-
4
+
—
—
+
—
+
сигналов в rpvi
■5
+
+
+
+
+
+
—
Ь
+
+
+
+
+
+
—
'
+
+
+
+
+
+
—
пах
8
+
+
+
+
+
—
+
9
+
+
+
+
+
—
+
10
—
—
+
—
—
—
-
123
При использовании одного измерения для определения рас
стояния ао места КЗ наряду с аварийными значениями токов
(или напряжений) должны быть известны данные о значении
сопротивлений нулевой или обратной последовательности, при
веденных к шинам подстанций
Показания фиксирующих приборов вводятся в ОИУК
вручную диспетчером на основании сообщений оперативного
персонала подстанций и электростанций и автоматически с помощью
Существуют алгоритмы, которые наряду с решением основ
ной задачи - определением расстояния до места КЗ при нали
чии избыточной информации (например, для ВЛ с двумя кон
цами — трех-четырех показаний фиксирующих приборов и зна
чений сопротивлений нулевой или обратной последовательности,
приведенных к шинам подстанций расположенных по концам
поврежденной ВЛ) — выявляют неисправный прибор, замеры
которого неправильны, исключают их из расчета и формируют
соответствующее сообщение диспетчеру
Формирование советов диспетчеру по обеспечению
надежности в текущем режиме. Программы, реализующие эту функ
цию, формируют советы диспетчеру по восстановлению нормаль
ного значения частоты в энергосистеме или по устранению
перегрузки элементов сети, опасной по критериям термической
стойкости или устойчивости параллельной работы
В Ленинградском филиале ВИПКэнерго разработана
программа советчик диспетчера по коррекции распределения пере
токов активной мощности с целью ликвидации опасной пере
грузки отдельных элементов основной сети 110—330 кВ, по
добная перегрузка может возникнуть после аварийного отклю
чения ВЛ или трансформаторов Основу комплекса представляет
программа расчета потокораспределения при условии
постоянства и равенства напряжений в узлах сети, решающая линейные
уравнения типа уравнений потокораспределения на постоянном
токе Расчет режима выполняется с учетом ряда ограничений
(по термической стойкости, устойчивости параллельной работы
и ДР ) [23]
На первом этапе при этом делается попытка устранить
перегрузку элементов сети воздействием лишь на изменение
мощностей, генерируемых электростанциями Если эта попытка
окажется неудачной, на втором этапе расчета наряду с
изменением мощности электростанций предусматривается отключение
нагрузки
В комплексе предусмотрена система определения приоритетов
изменения мощности электростанций, подключенных к разным
узлам схемы сети При этом учитывается как эффективность
влияния изменения мощности соответствующей электростанции
на уменьшение перегрузки контролируемого элемента сети, так
124
и тип электростанции (ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС) В соответствии
со сказанным приоритет определяется отношением двух показа
телей Кч,/А,, где К*, — коэффициент чувствительности,
определяемый отношением значения снижения перетока мощности в
контролируемом элементе (сечении) к значению изменения
(снижения или увеличения) мощности i й электростанции, А; —
коэффициент, характеризующий маневренность / й
электростанции Значения At задаются вручную диспетчером например
для Лгэс = 1, Лкэс = 5, /4две =10— 15 и т д
Программа выдает диспетчеру рекомендации по изменению
мощности электростанций в очередности, определенной наиболь
шим значением отношения К,/А, Аналогично могут быть опре
аелены коэффициенты приоритетности в зависимости от ответ
ственности нагрузок, подключенных в разных узлах сети
Аналогичная программа советчик реализована в ЦДУ ЕЭС
СССР на мини-ЭВМ ЕС 1011 для схемы сети, содержащей
64 узла Программа выдает диспетчеру советы об управляю
щих воздействиях, которые способствуют вводу параметров ре
жима (перетоков активной мощности, частоты) в допустимую
область Предусмотрены по выбору диспетчера воздействия
двух типов на изменение генерирующей мощности ГЭС и отклю
чепие нагрузки Алгоритм предусматривает ступенчатую раз
грузку определенными, заранее установленными порциями
На каждой ступени задается воздействие на одну ГЭС или
на один узел нагрузки Если на данной ступени имеются вари
анты решения поставленной задачи (например, перегрузка
контролируемой ВЛ может быть устранена воздействием на одну
из двух ГЭС), объект регулирования выбирается с учетом за
ранее установленного приоритета
При наличии в исходном режиме нескольких перегруженных
элементов задача может решаться в двух вариантах: устране
ние одной, указанной диспетчером перегрузки, устранение всех
имеющихся перегрузок (общее облегчение исходного режима)
После реализации очередной ступени, облегчающей исход
ный режим, диспетчер, оценив достигнутый результат, может
приступить к реализации второй ступени или обратиться к ЭВМ
за новым советом
Заранее задаются следующие параметры перечень участ
вующих в регулировании режима узлов нагрузки и ГЭС с
ограничениями по максимальным и минимальным значениям их
мощностей; контролируемые перетоки мощности, ограничения по
сети
Задача может быть решена не полностью в следующих
случаях при исчерпании диапазона регулирования, выполнении
заранее установленного диспетчером числа ступеней регулиро
вания (до семи)
В расчетах используются линейная модель сети и матрица
125
коэффициентов чувствительности, которая пересчитывается при
изменении схемы сети или существенном отклонении значения
коэффициента крутизны результирующей статической характе
ристики зависимости мощности от частоты для энергосистемы
Время расчета «совета» составляет в среднем 20—40 с без
пересчета и 3- 4 мин с пересчетом коэффициентов чувстви
тельности
В Великобритании предложен алгоритм и опробована на
24-узловой схеме сети экспериментальная программа, форми
рующая в утяжеленном режиме советы диспетчеру по составу
и интенсивности управляющих воздействий, необходимых для
предотвращения развития аварии в энергосистеме. С помощью
работающей в реальном времени программы выявляются рай
опы, в которых вследствие аварийных нарушений (отключение
ВЛ, трансформаторов, генераторов) возникает утяжеленный ре
жим, обусловленный нарушением балансов активной и
реактивной мощностей, соответствующих нормальным значениям
частоты и напряжений в отдельных узлах Тяжесть режима
характеризуется показателем «утяжеления», который форми
руется па основании поступающей в реальном времени инфор
мации об относительных значениях и продолжительности перс
грузки отдельных элементов сети, о вышедших за установлен
ные пределы уровнях напряжении в контролируемых узлах,
об увеличенных значениях углов электропередачи, о быстром
(выше установленной скорости) нарастании значений перетоков
активной мощности по контролируемым ВЛ, о неудоалетвори
тельном балансе активной или реактивной мощности (с учетом
имеющихся резервов) в районе
Выявив район, в котором возник утяжеленный режим, и
определив причину его утяжеления, алгоритм, опробованный
на ЭВМ типа CYBER 170, ia I—2 с формирует рекомендации
диспетчеру по необходимой корректировке режима
Состав и интенсивность управляющих команд, определяемых
с помощью рассматриваемого алгоритма, формируются с уче
том допустимой скорости реализации имеющихся резервов
мощности. Если вследствие отсутствия в районе энергосистемы
оперативных резервов мощности, которые можно реализовать
достаточно быстро, нарушение режима не можег быть устранено
за некоторый отрезок времени, принимается решение об отклю
чении части нагрузки Это последнее решение принимается после
сопоставления реального ущерба наносимого отключаемым
потребителям, с возможным ущербом, который может иметь
место в результате развития аварии, если не будут приняты
соответствующие меры (т е не будет отключена часть на
грузки)
С помощью алгоритма, разработанного в США [24], форми
руются рекомендации по перераспределению нагрузки между
126
генерирующими источниками с целью устранения опасной не
регрузки элементов сети в утяжеленном режиме Если с учетом
допустимой длительности перегрузки, которая должна быть
устранена, а также допустимой загрузки других элементов
энергосистемы, скорости набора и снижения мощности гене
раторов исключить опасную нагрузку не удается, предложено
применить многоступенчатый алгоритм Сущность этого алго
ритма состоит п последовательном, многократном (в две — че
тыре очереди) перераспределении нагрузки, в процессе кото
рого допускается кратковременная перегрузка отдельных
элементов энергосистемы (ВЛ и трансформаторов), устраняемая
затем на последующих этапах корректировки режима Приме
нение подобной методики позволяет в ряде случаев устранить
опасную нагрузку ВЛ, не прибегая к ее отключению
В США предложен также алгоритм советчика диспетчера
на случай опасного нарушения режима по напряжению, кото
рый, фиксируя пониженные напряжения в контролируемых
узлах, выявляет район энергосистемы с дефицитом реактивной
мощности, определяет источники, имеющие резервы реактивной
мощности (генераторы, синхронные компенсаторы, отключенные
статические конденсаторы), мобилизация этих резервов вхо
ди1 в первую очередь управляющих воздействии, призванных
обеспечить восстановление нормальных уровней напряжений
В случае недостатка резервов реактивной мощности для вое
становления напряжений в контролируемых узлах даются
рекомендации по снижению напряжения на стороне низшего
напряжения трансформаторов питающих центров — вторая оче
редь управляющих воздействий
Использование ОИУК для помощи диспетчеру при
восстановлении полностью погашенной энергосистемы (энергорайона).
В Японии разработан комплекс программ для ОИУК, призван
иый обеспечить выдачу диспетчеру советов по восстановлению
распределительной сети среднего напряжения, оставшейся без
питания Алгоритм рассматриваемой задачи определяется исходя
из следующих основных положений перед началом восста
новления сети известна ее поврежденная часть, восстанавли
ваемая сеть должна сохранять радиальный характер, не должно
образовываться кольцевых замкнутых схем, объединяющих рай
оны, снабжающиеся от разных питающих центров, не должны
перегружаться отдельные линии и трансформаторы [20, 25].
Задача решается в упрощенной постановке без учета уровней
напряжений в узлах контролируемой схемы, хотя, по мнению
авторов, это может быть сделано достаточно просто Стратегия
восстановления питания потребителей полностью погашенного
энергорайона формируется на основании банков данных услов
но постоянной информации (исходная схема сети, значения
максимально допустимых нагрузок для отдельных элементов
127
сети, приоритетный список источников питания гго их
мощности и др ) и обновляемой в реальном времени переменной
информации (текущая топология сети, данные о срабатывании
РЗ элементов сети, текущие значения параметров режима и др )
в следующей последовательности определяются узлы контроли
руемой схемы, на которые должно быть подано напряжение,
и элементы, питание которых должно быть восстановлено,
выбираются элементы (линии и трансформаторы), от которых
должно быть подано питание к каждому узлу, проверяется, не
возникнет ли перегрузка одного или нескольких элементов
Узлы, на которые должно быть подано напряжение,
определяются исходя из двух следующих соображений напряжение,
имевшееся в узле в нормальном (доаварийном) режиме, отсут
ствует, в узле отсутствует устойчивое повреждение
(определяется по характеру действия устройств РЗ)
В качестве элементов, от которых должно быть подано па
пряжение на рассматриваемый, оставшийся без напряжения
узел, выбирается либо элемент, от которого он питался до воз
никновения аварии, либо резервный элемент, отключенный в
доаварийном режиме Если напряжение на рассматриваемый
узел может быть подано от двух или нескольких питающих
центров, возможные варианты рассматриваются последова
тельно, начиная с наиболее мощного источника питания
Другая программа, также разработанная в Японии и внед
ренная в эксплуатацию в районном ДП Niigata энергокомпании
Tohoku, обеспечивает помощь диспетчеру в полном восстанов
лении части энергосистемы, включая магистральную сеть напря
жением 275 и 154 кВ, основные электростанции, питающую
распределительную сеть
Как уже отмечалось выше, восстановление полностью
погашенной энергосистемы происходит путем поочередного включе
ния ВЛ основной и распределительной сетей, постепенного на
ращивания генерирующей мощности и подключения нагрузки
Для организации этого процесса все элементы энергосистемы,
а также группы потребителей распределены на блоки Как в
пределах каждого блока, так и между ними устанавливаются
приоритетные зависимости, определяющие последовательность
операций по включению в работу элементов энергосистемы и
групп потребителей В программе предусмотрены следующие
группы элементов энергосистемы, записанные в порядке уста
новленного приоритета ВЛ 275 кВ ТЭС, нагрузка, ГЭС, ВЛ
154 кВ
Из приведенного перечня видно, что восстановление
энергосистемы начинается с основной сети 275 кВ, поскольку через
нее может быть получено электроснабжение от соседних не
поврежденных районов энергосистемы, а также от удаленных
электростанций большой мощности
128
Рассматриваемая программа реализует с гедуюшие функции
определение баланса активной мощности с учетом наличия и
роста располагаемой мощности электростанций, а т-кже с уче
том возможности получения мощности от соседних неповреж
ценных районов энергосистемы и намечаемых к включению бло
ков нагрузки формирование отдельных блоков i pyrin оборудо
вания; определение приоритета по производству операций для
восстановления в работе отдельных блоков групп оборудования
выбор выключатетей, которые должны быть включены с учетом
определенных приоритетов и югики восстановления схемы
сети оценку уровней напряжения и перетоков мощности в сети
которые возникнут после ввода в работу намеченного к вклю
чению э 1емента, выработк\ рекомендаций по предотвращению
возникновения перегрузок и недопустимых уровней напряжения
после ввода в работу намеченного к включению элемента
Располагаемая мощность энергосистемы на каждый момент
времени определяется с учетом восстановления схемы сети,
скорости пуска агрегатов ТЭС и набора ими нагрузки возмож
пой поставки мощности от соседних неповрежденных районов
энергосистемы В соответствии с располагаемой мощностью
определяется объем нагрузки питание которой может быть
восстановлено. При этом в расчетах принимаются значения
нагрузки в узлах, которые быпи зафиксированы в доаварийном
режиме.
Восстаповпение нагрузки начинается по мере подачи напря
жения к питающим подстанциям. Нагрузка по приоритетности
также разделяется на несколько ipyitn: бытовая нагрузка и
ответственные общественные н>жды центральных районов боль
ших городов бытовая нагрузка и ответственные общественные
нужды средних городов, бытовая нагрузка и общественные
нужды городских окрестностей промышленная нагрузка
Агрегаты ГЭС являются оперативным быстрореализуемым
резервом диспетчера, который может быть использован в любой
момент восстановления энергосистемы для обеспечения пуска
агрегатов ТЭС, для компенсации дефицита активной мощности
обеспечения необходимого режима по напряжению
Отдельные элементы энергосистемы включаются в работу в
соответствии с присвоенными им приоритетами Если в списке
не восстановленных в работе элементов оказывается несколько
с одинаковым приоритетом выбирается элемент (генератор, ли
ния, группа нагрузки) с большей мощностью или пропускной
способностью При необходимости соединить два узла (например
генерирующий узел — электростанцию и питающий центр — под
станцию) программа выбирает кратчайший путь цепь при
формировании которой необходимо включить меньшее количе
(тво выключателей
Для предотвращения опасной перегрузки, недопустимого по
129
5 2431
вышения или снижения напряжения в сети в процессе восста
новления энертснстемы программа предварительно перед вкчю
чепием каждого выключателя рассчитывает режим который
возникнет после его включения Дтя выполнения соответствующих
расчетов в памяти ЭВМ моделируется мощность включенных
или подлежащих включению генераторов и нагрузки При этом
учитывается скорость набора нагрузки (большая у гидрогенера
торов и малая у турбогемераторов) В расчетах учитывается лишь
бытовая и общегородская нагрузки восстановление которых
происходит быстро Промышленная нагрузка, восстановление
которой происходит медленно, в расчетах не учитывается
Учитываемая в расчетах нагрузка принимается по ее доава
рийном) значению
Если расчеты показывают, что включение соответствующего
выключателя будет сопровождаться перегрузкой элементов сети,
недопустимым снижением или повышением напряжений в конт
ролируемых узлах включение откладывается а про1рамма при
ступает к выработке мероприятий исключающих недопустимые
явления Для предотвращения перегрузки определенного эле
мента сети программа находит параллельные цепи и проверив
допустимость их замыкания (путем сопоставления разницы
амплитуд и фаз напряжений по концам], дает соответствующие
рекомендации диспетчеру. Для исключения опасного повышения
или понижения напряжения программа дает рекомендации
диспетчер\ по изменению генерации или потребления соот
ветствующич источников и in потребителей реактивной мощ
ности
Если опасная перегрузка не может быть устранена или
нарушения режима по напряжению не могут быть предотвра
щены, программа временно приостанавливает операции по под
ключению групп нагрузки низкою приоритета
Комплекс контроля за состоянием средств оперативного и
автоматического управления. Контроль исправности средств
телемеханики и каналов связи Контроль осуществляется ЭВМ
по сигналам, поступающим от УТМ при отказах канала, прием
пика ити передатчика телемеханики, нарушении синхронности
передачи, наличии ошибки в сообщении В ряде АСДУ конт
ролируются не только УТМ, непосредственно подключенные к
ЭВМ по и «низовые» устройства (установленные па низших
уровнях управления), сигналы о неисправности которых пере
даются в составе ТС. Алгоритм задачи обеспечивает формиро
вание сшналов о неисправности УТМ для отображения на
дисплеях и на панели сигнализации т.ля диспетчера и дежурною
по телемеханике запуск блоков программ обработки, осуществ
ляющих маркирование ТИ принадлежащих неисправному
устройству, а при наличии дублирующих ТИ — замену ими
недостоверных формирование массива отказов УТ\\ и каналов
130
дня последующего документирования и статистического анализа
работы средств телемеханики [15]
Контроль за состоянием устройств противоаварийнои авто
матики В ряде ОДУ функционируют созданные па базе мини
ЭВМ ОИУК системы оперативного контроля за состоянием
и настройкой соответствующих региональных АДВ (см гл 5)
Так например, мини ЭВМ ОИУК ОДУ Северо-Запада в соот
ветствии с заложенными в ее память инструктивными указа
ниями в текущем режиме (характеризующемся схемой сети
и основными параметрами режима) для заданных аварийных
нарушений определяет необходимые обьемы разгрузки эпектро
станций и сопоставляет их с действительной нагрузкой рабо
тающих агрегатов, подключенных к ПА В случае недоетаточ
ности предусмотренного объема разгрузки подается сигнал
и соответствующая информация диспетчеру, который должен
принять необходимые меры по устранению выявленного не
соответствия
Другим примером взаимодействия ОИУК АСДУ с систе
мой ПА является межмашинная информационная связь между
мини ЭВМ ЕС 1010 ОИУК ОДУ Урала и мини ЭВМ ТА-100,
установленной на подстанции 500 кВ Южная Свердловэнсрго
Благодаря наличию этой связи диспетчер ОДУ Урала получает
информацию о состоянии ПА, центр АДВ которой находится на
подстанции Южная и может с клавиатуры дисплея изменять
ее настройку
Функции, реализуемые ОИУК в составе АСДУ
распределительных сетей. Функции противоаварийного оперативного управ
тения реализуемые ОИУК, работающими на ДП ПЭС и РЭС
распределительных сетей, аналогичны в основном рассмотрен
ным выше функциям, осуществляемым ОИУК АСДУ энерго
систем ОЭС и ЕЭС СССР сбор обработка отображение и
документирование информации; контроль значений параметров
режима (главным образом токов и напряжений), запомина
ние данных для последующего ретроспективного анализа и т д
Большая программа работ по созданию иерархической АСДУ
распределительных сетей намечена и проводится в Латвглав
энерго [26] В соответавии с этой программой
предусматривается реализация ряда оригинальных функций, часть которых
рассмотрена ниже
Контроль состояния схемы сети В этой задаче формируется
для отображения диспетчеру РЭС или ПЭС схема коптроли
руемой сети с указанием коммутационных аппаратов, управляемых
с помощью устройств телеуправления или автоматики Установ
тепная на ДП микроЭВМ, сопоставляя показания ТС о
положении коммутационных аппаратов, проверяет отсутствие связей
с соседними питающими подстанциями (нормально распредели
тельные сети работают по ратиалыюй схеме)
131
Обработка данных телеизмерении Основные данные ГИ,
поступающие в ОИУК от датчиков, \с1ановленных на питаю
щих подстанциях, представляют значения токов отходящих ли
ний, напряжений на шинах а также перетоков активной и
реактивной мощностей по питающим трансформаторам По
возможности оснащаются датчиками активной или реактивной
составляющей, токов распределительные линии Это необходимо
для решения задачи управления реактивной мощностью
Предварительно до передачи ТИ в ОИУК верхнего уровня
управления производится ее проверка на достоверность. Основ
ным способом при этом явтяется проверка баланса мощностей
или гоков в узтах Одновременно осуществляется контроль за
уровнями токов и напряжений в соответствии с установленными
пределами
Оценка термической стойкости элементов сети (линии и
7 рансфорчаторов) Программа автоматически запускается
когда ток нагрузки контролируемого элемента превышает 1 2—
1 3 номинального значения, и обеспечивает сигнализацию one
ративном) персонал) о начале перегрузки, интегрирование зна
чения перегрева и отображение на экране дисплея допустимой
продолжительности работы перегруженного 1рлнсформатора
П
К1
АПВУ
0 5 1 1,5 2 25 tl
АПВНУ
15 2 2*t,!
К2
0,5
t
1,5 2
У, 5
<■ Г
1<5
2,5 t,
Рис. 2 8 Определение расстояния до местп повреждения и р иветв тенныч рл
пределительных сетях о 10 кВ:
и счем;] сети- п - -цки рамчь ишененнн (на hi ini тска
132
или кабельной линии В отдельных случаях предусматривается
автоматическая разгрузка перегруженного трансформатора сни
жением напряжения на питающих шинах а затем и отключением
части нагрузки
В [26J предлагается также осуществлять проверку оборудо
вания на термическую стойкость при протекании токов КЗ
производя при необходимости (например, в случае изменения
схемы сети или сопротивпения источника питания) их пересчет
F! реальном времени
Оценка чувствительности защит и надежности действия
плавких предохранителей Аналогично прецыдущей задаче по
известным значениям токов КЗ может быть проверена чувстви
тельность защит и надежность действия предохранителей в
случае возникновения повреждений в сети Эта задача может
запускаться после изменения схемы сети или сопротивления
источника питания, а также заранее дежурным персона том, ко
торый намерен изменить схему для предварительной проверки
юпустимости этою изменения
Определение расстояния до места повреждения На линиях
с односторонним питанием в распределительных сетях 6—35 кВ
место повреждения определяется по значению тока КЗ в фазе
или тока обратной последовательности а также по
значениям остаточного напряжения или напряжения обратной
последовательности на шинах питающей подстанции Характери
стики зависимости токов КЗ или напряжений на шинах питаю
щей подстанции от места повреждения рассчитываются заранее
и хранятся у диспетчера или в памяти ЭВМ
Для разветвленных возд>шны\ распределительных сетей
Ь—10 кВ с многими ответвлениями (рис 2 8) на основании
выполненных с помощью ЭВМ расчетов токов КЗ формируются
так называемые эквитоковыс линии т е. характеристики, объеди
няющие точки при повреждении в которых токи имеют одина
ковые значения. Использование экпитоковых характеристик
облегчает оперативном) персоналу поиск места повреждения
в распределительной сети
В Белглавэнерго предложен алтрнгм позволяющий па осно
вании характера изменения тока в питающей линии опреде
лить ответвление, на котором произошло повреждение Так,
на рис 2.8, б показаны эти характеристики для случаев повреж
дений в точках KI и К2 при успешном и неуспешном АПВ вы
ключателей, установленных па ответвлениях Анализируя ха
рактер изменения тока КЗ, ЭВМ определяет ответвление на
котором произошло повреждение, а затем по эквитоковым ха
рактеристикам — место повреждения
Расчеты уравнительных токов При производстве переклю
чений для проведения ремонтных работ без нарушения питания
потребителей необходимо кратковременное замыкание сетей на
133
параллельную работу, а затем размыкание в другом месте
Часто для уменьшения объема нарушения электроснабжения
потребителей на время ремонта сети выгоднее отключить уча
сток сети близко расположенным разъединителем, а не более
далеким выключателем Однако, поскольку возможности отклю
чения тока нагрузки разъединителем ограничены, этой опера
ции должна предшествовать проверка уравнительного тока,
отключаемого разъединителем С этой целью необходимо про
извести расчет потокораспределения в сети с двухсторонним
питанием при заданных параметрах этой сети и промежуточных
нагрузках Исходной информацией при этом должны быть
эквивалентная схема сети, а также значение угла между на
пряжениями в точках питания
Моделирование режима сети Исходной информацией для
этой задачи являются схема контролируемой сети, типовые
iрафики нагрузки в узлах, текущие параметры распределитель
ных трансформаторов 6—20/0,4 кВ а также статические ха
рактеристики активной и реактивной нагрузок по напряжению
и коэффициенты прироста потерь по реактивной и активной
мощностям на тинах центра питания (ЦП) Эта информация
заблаговременно вносится во внешнюю память соответствующей
ЭВМ персоналом ПЭС или поступает из ЭВМ ОИУК энерго
системы и корректируется по мере изменений, происходящих
в сети
Оперативной исходной информацией являются ТИ нагрузки
иа головных участках присоединений и напряжений па шинах
ЦП После балансировки (согласования) нагрузок в узлах
контролируемой сети и на ЦП модель ютова к выполнению рас
чета текущего режима В дальнейшем результаты расчета ре
жима могут использоваться как псевдоизмерения и подвергаться
всем процедурам обработки, предназначенным для отображения
информации, контроля допустимости значений соответствую
1цих параметров режима, статистической обработки и т д На
этой информационной базе могут также решаться задачи копт
роля качества электроэнергии с оценкой количества электро
энергии, отпущенной при качестве, не соответствующем нор
мативам или договорным условиям.
Управление нагрузкой Управление (включение, отключение)
нагрузкой осуществляется в утяжеленных и аварийных режи
мах автоматически при срабатывании АЧР и САОН и оператив
но по команде диспетчера С помощью соответствующих алго
ритмов может быть оптимизирован процесс выбора линии, под
лежащих отключению автоматикой С помощью ЭВМ может
быть также реализовано программное отключение и включение
отдельных потребителей, например при задании ограничений
потребления мощности в энергосистеме При этом в составе
условно постоянной исходной информации толжен быть пред
Р4
ставлен график отключений — распредепсние отходящих линии
по очередям и условиям отключения
Перспективы совершенствования функций противоаварийно-
го оперативного управления в АСДУ На базе новых мини
и микроЭВМ, обладающих большой оперативной и внешней па
мятью, функции противоаварийного оперативного управления в
АСДУ энергосистем и энергообъединений СССР будут совершен
ствоваться в следующих основных направлениях
повышение точности информации, предоставляемой опера
тивному персоналу, за счет применения более точных датчиков,
совершенных адаптивных методов передачи данных, усовершен
ствованных программ оценивания состояния различных спо
собов достоверизации информации
улучшение средств и методов представления информации
фильтрация и сжатие данных, использование новых, нарядных
форм сообщения о происшедших событиях;
создание на базе регистраторов аварийных событий энерго
объектов и ОИУК ДП единой синхронизированной по времени
системы регистрации и анализа аварийных событий для от
дельных районов, энерюсистем основных сетей ОЭС,
совершенствование контроля и диагностирования средств
РЗ и ПА,
углубление взаимодействия АСДУ с устройствами и
системами ПА — осуществление контроля за правильностью настрой
ки в соответствии с текущим режимом устройства АДВ реги
ональных центров ПА, моделирование в ОИУК параметров
настройки АДВ ПА для автоматической и оперативной про
верки надежности энергосистемы при возможных аварийных
ситуациях, моделирование на ЭВМ общего назначения ОИУК
различных, мранее намеченных нарушении режима и
переходных процессов с целью проверки пршнтьности дейст
вия ПА,
совершенствование моделей оперативных расчетов устано
вившихся режимов широкое использование их специалистами
по электрическим режимам при краткосрочном планировании,
а оперативным персоналом — в процессе оперативного управ
ления,
формирование советов диспетчеру по устранению паруйте
ний нормачьного режима мобилизации резервов активной и
реактивной мощностей,
распространение атгоритмов оперативного расчета статиче
ской устойчивости корректировка допустимых прегелов пере
даваемой мощности в реальном времени-
повышение точности определения расстояния до места по
вреждения на ВЛ на основании показаний автоматических ло
каторов и фиксирующих приборов
135
2.4 Диспетчерские тренажеры
Применение тренажеров для обучения и тренировки
диспетчеров. При обучении и проверке знаний оперативного пер
сонала энергосистем все большее применение находят тренаже
ры — вплоть до самых простых Так, например в районах
распределительных сетей применяются тренажеры для обучения
оперативного персонала методам поиска повреждений па ВЛ
6 — 10 кВ, определения расстояния до места повреждения па
ВЛ с помощью так называемых эквитоковых характеристик и
приборов фиксирующих значения токов и напряжений
нулевой и обратной последовательностей в момент КЗ На электро
станциях и диспетчерских пунктах энергосистем применяются
тренажеры, моделирующие процессы синхронизации генераторов
Наряду с этим для тренировки диспетчеров ПЭС энерго
систем и ОЭС применяются более сложные тренажеры,
обеспечивающие освоение оперативным персоналом следующих
функций производство оперативных переключении в РУ элек
тростанций и подстанций; ведение нормального режима энер
госистемы н энергообъединения с поддержанием установленных
значений частоты, напряжений перетоков активной мощности
анализ аварийных ситуаций возникающих в сетях энергосистем
и энергообъединений, принятие решений по предотвращению раз
вития аварийных нарушении и восстановлению нормального
режима.
Наиболее совершенным аппаратным тренажером оператив
ных переключений (ТОП) выполненным на базе релейно тран
зисторной лотки, является разработанный ОЗАП Мосэнерго
тренажер ТЭ 1 предусматривающий более 30 задании по про
изводству сравнительно простых и сложных переключений в
нормальном режиме при различных (типовых) схемах пер
вичных соединений подстанций- около 20 заданий по самостоя
тельным действиям персонала при ликвидации аварийных си
туаций, включающих отключения воздушных и кабельных ЛЭП
с обесточением и без обесточения потребителей
восстановление схемы при повреждениях на сборных шинах, трансфер
маторов собственных нужд и т д
Предусмотрена возможность самостоятельной тренировки
обучающегося с отработкой навыков самоконтроля за выпол
нением переключений
Тренажер представляет собой единую конструкцию, со
стоящую из жестко соединенных щита с мнемосхемой, двух
пультов двух устройств заданий и шкафа с аппаратурой
контроля Предусмотрена свеювая и звуковая chi нализация, а
также цифровая индикация чошротя выполнения задании и
счета ошибочных операций
Обладая определенными достойна вами (относительная про
136
стота изготовления и эксплуатации, небольшая стоимость на
рядность), аппаратные ТОП имеют ряд существенных недо
статков, затрудняющих их массовое применение в учебных цент
pax энергосистем и электросетевых предприятий малое число
схем эпергообъектов и сценариев тренировки трудность пере
настройки ТОП на новые схемы и сценарии, возможность обуче
ния только по «жестким» сценариям отсутствие удобного и на
глядного диалога пользователя с ЮН отсутствие регистрации
хода тренировки и возможности автоматического оценивания
уровня знаний обучающегося и т д
Использование ЭВМ для обучения и тренировки
оперативного персонала. Масштабы использования ЭВМ в частности
в энергосистемах США, при обучении диспетчерского персоналы
характеризуются следующими цифрами из 140-часовои
программы обучения диспетчеров, предложенной фирмой CDC 40 ч
отводятся на лекции и консультации 65 ч — на самоетоятель
ную работу обучаемого с ЭВМ 35 ч на работу с тренажером.
Четырехнедельный курс обучения диспетчерского персонала
энергокомпании General Public Utility общей продолжатель
ностью 120 ч включает лекции и консультации 39 ч, инди
видуальную работ} с ЭВМ - 68 ч, работу с тренажером —
13 ч [27]
Использование ЭВМ для обучения персонала обеспечивает
ряд преимуществ и новых возможностей по сравнению с тради
ционными способами обучения возможность использования
на разных объектах учебно тренировочных комплексов программ
разработанных специалистами высокой квалификации отсут
ствие необходимости привлекать таких специалистов на каждый
объект, возможность обучения персонала на объекте без
вызова его в учебный центр, что обеспечивается доступом к си
стеме обучения посредством удаленного терминала; возможность
использования для эффективного обучения любых отрезков
свободного времени, в том числе например, ночных смен во
время которых персонал меньше загружен, индивидуальность
обучения — обучающийся может задавать любые вопросы темп
обучения может изменяться в зависимости от уровня
подготовки и восприимчивости обучающегося повышение эффектив
ности обучения благодаря активному участию обучающегося
в процессе обучения возможность обновления учебного мате
риала и др
С помощью ЭВМ реализуются разные формы обучения
постановка вопросов и задач обучаемому, изложение корот
ких сведений по изучаемой проблеме с иллюстрацией диаграм
мами графиками схемами; моделирование и пересчет режимов
в процессе обучения Система обучения может реализовать и
справочные функции, отвечать на вопросы обучаемого по ин|е
ресующим ею проблемам
IT7
Возможности машинных систем обучения и тренировки
оперативного персонала существенно расширяются при исполь
зовании удаленных терминалов Персонал при этом обучается
как выполнению функций управления опредепенным обьектом
(подстанцией, энергосистемой), так и использованию средств
управления (работе с клавиатурой дисплея поиску пеобходи
мой информации и т д ) При необходимости в обучении (тре
нировке) принимает участие инструктор для которого
предусматривается специальный пульт Подобная система может
использоваться одновременно дежурными нескольких подстанций,
на которых установлены терминалы
В общем случае тренажеры, используемые в элсктроэнерге
тике, можно разделить на две основные группы
логические тренажеры предназначенные для приобретения
персоналом навыков по управлению коммутационной
аппаратурой в распределительных устройствах электростанций и под
станций — ТОП,
режимные тренажеры (РТ), предназначенные для приобре
тения персоналом навыков по поддержанию режима работы
объекта управления в заданной области
Программируемый ТОП С помощью ТОП персонал трсни
руется в выполнении на модели энергообъекта различных за
даний' вывода в ремонт и ввода в работу после окончания ре
монта как присоединений так и отдельных элементов оборудо
вания, перевода присоединений подстанции с одной системы
шин на другую, восстановления электроснабжения потребителей
после аварийных отключений в сети или на эпергообъекте и т д
Программируемый ТОП можег быть выполнен на базе микро
ЭВМ оснащенной оперативной и внешней памятью (гибкий
магнитный диск или кассетным машитофон) АЦПУ и двумя
псевдографическими дисплеями позволяющими наряду с алфа
витно цифровой информацией отображать на экране упрощен
ные электрические схемы энергообъектов Дисплеи используют
ся как при проведении тренировок (отображение на экране схем
и управление коммутационным оборудованием), так и при под
готовке схем и сценариев тренировок Внешняя память на смен
ных магнитных носителях (кассеты, гибкие диски) позволяет
создать необходимую библиотеку разнообразных схем и сцена
риев АЦПУ обеспечивает автоматическую регистрацию хода
тренировок и оценок знаний обучающеюся
Существует два варианта программируемых ТОП Первый
из них предполагает создание «жесткого» тренажера, второй —
уннверсапьного
При реализации функций «жесткого» ТОП во внешней па
мяти ЭВМ хранится набор схем энергообъектов ((XI—СХя),
тля каждой схемы подготовлен ряд программ-сценариев (СЦ),
определяющих задание (например «вывести присоединение
138
№303 в ремонт» и т п ) и «жеикую» последовательность one
раций (переключений) для реализации соответствующего за
дапия Диалоговая система (ДС) обеспечивает по запросу с
клавиатуры дисплея поиск и вывод на экран необходимой схе
мы, выбор задания и возможность управления символами ком
мутационного оборудования Блок контроля (БК) обеспечи
вает сравнение выполняемых операций со сценарием и через
ДС выводит на экран дисплея сообщения об ошибках
«Жесткий» программируемый ТОП позволяет наращивать
число схем и сценариев, обладает удобным и наглядным
диалогом, средствами регистрации Однако и ему присущи опре
деленные недостатки необходимость для каждой повой (ити
измененной) схемы разрабатывать программы-сценарии, что
требует значительных трудозатрат upoi раммиста и затрат памя
ти ЭВМ, невозможность получить от ЭВМ сообщение о сущ
ности допущенной ошибки, недопустимость отступления от
«жесткого» сценария даже в том случае, если имеется несколь
ко равноценных путей реализации задания; невозможность про
водить тренировку при произвольном задании исходною состоя
ния схемы отсутствие элементов самообучении пользователя
(т е работы без задания но с контролем недопустимых one
раций)
Заметим также что «жесткий» ТОП неудобен для тиражи
рования, так как из всего объема программною обеспечения
лишь ДС и ЬК универсальны, остальные элементы (описания
схем сценариев) должны разрабатываться применительно к
местным условиям
Стремление устранить указанные выше недостатки и обеспе
чить наибольшее удобство для тиражирования послужило при
чиной создания универсального ТОП, который представляет
собой коммутационную модель энергообъекта (подстанции) и
набор конкретных схем Модель содержит комплекс универсаль
ных программ сценариев, не зависящих от конкретных схем
Каждая схема описывается совокупностью стандартных элементов
(коммутаторов, узлов, специальных устройств), связанных
между собой определенным образом (топологически и логиче
ски) Каждый элемент в свою очередь может подразделяться
на несколько типов Например, типы коммутаторов выключатель,
разъединитель, типы узлов (некоммутируемых элементов)
шины, линия, ошиновка, силовые и измерительные
трансформаторы, земля, узел источник, узел-приемник и т д , типы спе
циальных устройств АПВ, АВР, синхронизатор, автоматиче
ский выключатель оперативного тока и т д Группа элементов
образует присоединение, группа присоединений — объект Таким
образом, отдельные схемы отличаются дру1 от друга лишь свя
зями между отдельными элементами
Программа-сценарий представляет собой одно или группу
общих формализованных правил производства оперативных
переключений в РУ высокого напряжения Любая процедура
управпепия тем или иным элементом любой из схем анализи
руется одним или несколькими сценариями на допустимость
или достаточность При соблюдении правил, предусмотренных
соответствующими сценариями процедура выполняется, в про
тивном случае программа-сценарий запрещает процедуру и
подготавливает сообщение о том, какое правито нарушено
Организация взаимодействия между человеком схемами и
сценариями обеспечивается ДС которая позволяет также со
здавать (описывать) схемы и сценарии
Диалоювая система состоит из двух программно реализован
ных процессоров лингвистического и семантического Лингви
стический процессор (ЛП) обеспечивает анализ и преобра
зование вопросов и команд, задаваемых на ограниченном сете
ственном языке, в формальный промежуточный язык семанти
ческих групп. В распоряжении имеются массивы набор 1рамма
тических правил построения языка (ГР) и словарь (СЛ)
Семантический процессор (СП) обеспечивает представление
схемы объекта в виде структурированной семантической сети
[27] Близкие по смыслу понятия описания обьекта объедини
ются в семантические группы а связи меж ту двумя группами
при однородных отношениях образуют проблемную сферу Для
каждого элементарного вопроса СП собирает проблемную сеть
из проблемных сфер соответствующих этом^ вопросу.
Количество СЦ и объем охватываемых ими функций могут
изменяться в 5ависимости от конкретного объекта и задач
которые должны решаться при обучении и тренировке персо
нала Вариант подобного набора СЦ включает СЦ ДИАЛОГ
который обеспечивает взаимодействие человека с ЭВМ решаю
щие (Ц (ЦЕЛЬ, ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ ПИТАНИЕ) которые в
соответствии с технологическими правилами принимают решение
о допустимости производимых на тренажере операции, форми
р\ют сообщения об ошибках анализирующие ( Ц (ЗАДАНИЕ
ШУНТ СЕТЬ), испочьзуемые решающими СЦ для анализа те
кущего состояния схемы объекта
Сценарий ЗАДАНИЕ обеспечивает запоминание вида зада
ния, номера присоединения (вязанного с выполнением задания
номеров узлов приемников погашение которых разрешено
Сценарии ШУНТ определяе1 наличие или отсутствие шунтирую
щей цепи между поносами анализируемого коммутатора. В шунти
рующей цепи не должно быть узлов типа «Трансформатор»
Сценарии СЕТЬ определяет множество узлов, связанных с ана
лизируемым узлом через включенные коммутаторы Сценарий
ПИЛЬ проверяет все ли требования предусмотренные зада
нием, выполнены Сценарий ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ контропирует
допустимость оперативных перек ночепий с учетом ряда общих
140
правил например запрещено коммутировать ток нагрузки
разъединителем; запрещено включать коммутационный аппарат,
если при этом подается напряжение на заземленный элемент
схемы, и т д
Сценарии ПИТАНИЕ проверяет, не произойде] ш в резуль
idle отключения коммутационного аппарата разрыва цепи
между узлом источником и узлом приемником (если это не
разрешено изданием), а также разрыва цепи между двумя узла
ми-источниками (т е несанкционированного отключения потре
бителя или деления сети на несинхронно работающие части)
В процессе работы ТОН сценарии взаимодействуют между
собой через семантический процессор (задают вопросы друг
другу и схемам на ограниченном естественном языке) Универ
сальный ТОП в отличие от «жесткого» может использоваться в
режиме самообучения (игровом режиме) В этом случае конкрет
ного задания не вводится (СЦ ЗАДАНИЕ и ЦЕЛЬ не функцио
нируют), обучаемый производит различные переключения в
выбранной схеме, получая на экране дисплея соответствующие
комментарии при нарушении тех или иных правил нредусмот
ренных СЦ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЕ и ПИТАНИЕ Такой режим
позволяет обучаемому накопить знания о правилах переклю
чений Подобные тренажеры созданы на ЭВМ типов ЕС 1011,
ЕС 1022 и ар.
Режимные тренажеры. Тренажеры этого типа предназна
чены для приобретения диспетчерским персоналом энергосистем
и ^нергообъединении навыков по поддержанию параметров
режима энергосистемы в заданной области при внеплановых
и аварийных нарушениях баланса активной мощности а также
при изменении схемы сети Основой РТ являются модели энер
госистемы и ее систем автоматического управления (АРЧМ и
ПА) реализуемые программным путем на базе ЭВМ (реже —
с помощью аналоговых вычислительных машин АВМ) Для
контроля управления и регистрации хода и результатов трени
ровки используются один или несколько диеппеев и алфавит
но цифровое печатающее устройство (АЦПУ)
В общем случае РТ можно подразделить па две группы
статические и динамические. Статические РТ обеспечивают
моделирование установившегося режима энергосистемы, полу
пившегося в результате того или иного возмущения
(изменения баланса активной мощности, отключения ВЛ и т п ) ис
ходного режима Процесс перехода от исходного режима к ре
зультируюшему не моделир\ется и не отображается, кроме того
переход к следующему режиму происходит только после того
как вручную будет внесено новое возмущение.
Статические РТ обеспечивают моделирование устано
вившегося режима энергосистемы получившегося в результате
того или иного возмущения (изменения баланса активной мощ
141
ности в узлах моделируемом сети отключения элементов ceiH
или генераторов) исходного режима Процесс перехода от ис
ходного режима к результирующему не моделируется
В состав РТ, эксплуатируемо! о в ЦДУ ЕЭС СССР, входят
две модели: расчета установившегося режима и ПА С помощью
РТ моделируются изменения частоты и потокораспределения
ак1нвной мощности в контролируемой сети, возникающие после
нарушения баланса активной мощности в ее узлах, а также при
изменении топологии сети При этом автоматически контроли
руется нарушение перетоками по ВЛ (или в определенных се
чениях) установленных пределов, а также моделируется дей
ствие устройств ПА В модети ПА представлены только эле
менты, логика срабатывания которых определяется парамет
рами установившегося режима (значения тока, напряжения
переюков активной мощности, ума между фазами напрнже
ний по концам контролируемою элемента) В случае срабаты
вания соответствующих пусковых органов ПА могут быть смо
делированы управляющие команды на отключение элементов
сети (деление сети), уменьшение мощности генерации ипи па
i рузки в узле.
После ввода в исходную схему и режим заданных возму
щений (с учетом действия ПА) система запускается и произ
водит расчет возникшего при этом послеаварийного режима
Затем этот режим анализируется и определяются устройства ПА
которые могут сработать в этом режиме, моделируется и\ дей
ствие и вновь повторяется расчет нового квазиустановившегося
режима Подобная процедура повторяется до тех пор пока не
сформируется устойчивый режим и не прекратится действие
ПА
Исходный режим в раиматривасмом РТ формируется на
основании данных I И, автоматически поступающих в мини-ЭВМ
ЕС-1011 от УТМ При этом в качестве исходного режима могуч
быть использованы данные, хранящиеся в памяти ЭВМ за две
недели с дискретностью 15 мин
Для оценки потокораспределения используется модель по
стоянного тока с количеством узлов 64, учитывающая влияние
частоты на изменение сальдо активной мощности в умах сети
(см выше)
В модели ПА имитируется дейи вие следующих устройств авю
матики АПНУ — предусматривается контроль предшествующе
го режима по активной мощности (КПР), автоматика разгрузки
ВЛ (сечений) при набросе активной мощности АЛАР, АЧР
Динамические РГ, моделирующие изменение парамет
ров режима во времени, в свою очередь подразделяются на две
группы: собственно динамические и и с евд од и нами
ческие В РТ первой группы элементы энергосистемы моде
лируются динамическими уравнениями описывающими электро-
142
механические переходные процессы При этом с заданной дис
кретностью рассчитываются изменения во времени параметров
в процессе перехода or исходного к результирующему режиму
Обычно дискретность расчета и отображения копеблется от
долей секунды до нескольких секунд а расчеты производят
ся либо в реальном времени либо медленнее Псевдодинами
ческие РТ базируются практически на тех же моделях что и
статические, но исходный (текущий) режим дискретно изменя
ется во времени по заранее заданному закону, а возмущения
вносимые персоналом, накладываются на текущий режим
Дискретность в таких тренажерах обычно находится в пре
делах минута — несколько минут, а расчеты и отображение pi
жима производятся в ускоренном масштабе времени
ЦДУ ЕЭС СССР и институтом «Энергосетьпроект» разра
ботан псевдодинамическии тренажер, предназначенный для тре
нировок диспетчерского персонала и анализа режимов ЕЭС
СССР при возникновении небаланса активной мощности в
отдельных регионах, делении Единой энерюсистемы на несин
хронно работающие части и т п [28] Тренажер был реализо
ван на мини ЭВМ «Видеотон ЮЮБ» контроль и управление
модечируемым режимом осуществлялись с помощью дисплеев,
информация для ретроспективного анализа регистрировапась
с помощью АЦПУ
Единая энергосистема представлена в модели 8-узловой
радиальной схемой узлы которой соответствуют обьединенным
энерюсистемам, а ветви — эквивалентным связям между ними
Модель обеспечивает оценку и отображение изменения во вре
мени частоты и перетоков активной мощности между объеди
нениями в зависимости от изменения баланса активной мощно
сти в объединениях с учетом статизма по частоте генерации
и нагрузки Модель работает циклически в \скоренном мастита
бе времени Общая продолжительность работы — ю 12 тевдо
часов (от 0 до 11 ч)
При подготовке модели к работе в режиме тренажера для
каждого узла на последовательные моменты времени (например
на каждый час рассматриваемых суток) задаются плановые
значения генерации и нагрузки Затем в таблицы «возмущений»
вводятся изменения генерации и нагружи отдельныч узлов, на
меченных на определенные часы суток. Возмущения выбираются
так чтобы вызвать недопустимое изменение частоты в ЕЭС или
перетоков мощности между ОЭС, что может повтечь за собой
детение ЕЭС на несинхронно работающие части
Поспе запуска модели тренируемый диспетчер не зная
заранее характера и времени запланированных возмущений
должен обеспечить поддержание значений частоты и межеи
стемных перетоков мощности в заданных или доп\стимы\ гра
ницах воздействуя на генерацию или потребление в узлах
143
Для контроля за режимом и управления им диспетчер ноль
зуется дисплеем с клавиатурой Второй дисплей може1 исполь
коваться руководителем тренировки для корректировки режи
ма в процессе тренировки путем изменения плановых заданий,
формирования неожиданных управляющих воздействий отклю
пения межсистемных связей. Эта модель может использоваться
не только в качестве фенажера, но также для птаннрования и
анализа суточного баланса активной мощности в ЕЭС
Институтом «Энергосетьпроект» при участии ЦДУ ЕЭС
СССР разработан динамический РТ позволяющий моделиро
вать динамику изменения параметров режима энергосистемы
(частоты перетоков активной мощности, уыов по электропе
редаче) при нарушении баланса активной мощности и изме
нении схемы сети Тренажер реализован на мини ЭВМ гина
СМ 4 Он содержит: модель энергообъединения с размер
ностью то 100 узлов (из них до 25 узлов i енерирующих), модели
системы автоматического управления (АРЧМ) и устройств про
тивоаварийной автоматики (АЛАР и АЧР) систему диалога
и документирования
Исходными данными для модегш энергосистемы явпяюгея
шачения частоты модулей напряжения в узлах сети,
реактивных сопротивлений ветвей сети, перетоков активной мощности
по ветвям схемы, регулировочных диапазонов мощности гене
рации и суммарных коэффициентов крутизны статической харак
теристики узлов сети постоянных времени характеризующих
динамические свойства эквивалентных агрегатов ко
тел - турбина в узтах (все эти параметры, кроме последних,
могут вводиться автоматически из базы данных ОИУК)
Каждый из узлов энергообъединения представлен в модели
в виде динамического звена, описывающего инерционность экви
валентного турбо!енератора, а также инерционность котлоагре
гата
Режим тренировки диспетчера на тренажере можег потребо
вать (при анализе аварийных ситуаций) замедленного масштаба
времени В этом случае необходимо либо уменьшить шаг интегри
рования системы дифференциальных уравнений либо уветичить
цикл расчета.
В результате моделирования определяется изменение во вре
мени следующих параметров режима энергообъединения пере
токов мощности по основным ВЛ' сальдо обменной мощности
тля каждого узла частоты и фазы напряжения в каждом из
узлов; рамгости фаз напряжений пар узлов, связанных ветвями,
модулей напряжений в узлах Перечисленные параметры могут
быть отображены на дисплее и «фиксированы с помощью АЦПУ
на бумаге
В цифровой модели АРЧМ реализованы режимы астати
ческого регулирования частоты регулирования частоты со ста
144
тизмом по обменной мощности ограничения перетоков активной
мощности. В тренажере имеется возможность моделирования
одновременно до 10 ограничителей перетоков мощности В тре
нажере моделируются две системы автоматической частотной
разгрузки — АЧР1 и <\ЧРП
Цифровая модель энергообъедипения в тренажере позволяет
задавать в узлах детерминированные случайные и смешанные
возмущения Детерминированные возмущения могут быть либо
скачкообразными либо линейно изменяющимися во времени
При моделировании режима случайных возмущений в каждом из
узлов объединения формируются независимые нормальные слу
чайные колебания с экспоненциальной корреляционной функ
циеи с дисперсией пропорциональной установленной мощности
узла
Начальный установившийся режим задается значениями часто
ты и перетоков активной мощности
Предусматриваются два основных режима тренировки В пер
вом из них одновременно, каждый за своим дисплеем, работают
участвующий в тренировке диспетчер и инструктор Инструктор
«дает изменения режима в том числе и аварийные, а диспетчер,
воздействуя на элементы сети или устройства автоматического
регулирования имеющиеся в модели старается поддержать за
данный или допустимый режим Второй режим — режим само
стоятельной тренировки В этом случае сценарий тренировки
задан заранее и записан в памяти ЭВМ В сценарии определены
моменты времени и виды событии которые произойдут в энерго
объединении в эти моменты Тренируемый диспетчер, которому
неизвестен заранее сценарий тренировки наблюдая за изменением
режимных параметров старается поддерживать заданный режим
Сценарий тренировки может включать внезапные изменения
нагрузки и генерации в узлах, отключения ВЛ и т. д.
11редуемотрен режим моделирования асинхронного хода В слу
чае разделения эиергообъединений на несколько изолированных
частей предусмотрены их раздельное моделирование, возможность
синхронизации и подключения па параллельную работу
Зарубежные тренажеры. Выполненные па базе ЭВМ системы
для обучения и тренировки оперативного персонала, применяемые
или разрабатываемые за рубежом выполняются на базе ЭВМ,
входящих в состав ОИУК ДП разных уровней управления, либо
отдельных ЭВМ (микро , мини или универсальных), специально
предназначенных для этой цели
Доклад о первом диспетчерском тренажере, разработанном
фирмой CDC на базе мини ЭВМ типа Sygma 17, был представлен
в 1977 г на конференции по использованию ЭВМ в энергетике
Этот тренажер обеспечивал моделирование сети до 100 узлов
с 40 генераторами Впоследствии на базе мини ЭВМ CYBER 18 50
быт создан тренажер дтя схемы сети т.о 275 \злов, а затем па базе
145
универсальной ЭВМ типа CYBFRI70— на неско шко тысяч
узлов
Все более широкое применение находят тренажеры, выполнен
ные на базе ЭВМ ОИУК большинство подобных комплексов
заказанных в 80 е годы, предусматривает осуществление этой
функции В состав тренажера входят следующие подсистемы
модели энергосистемы и системы управления, подсистема трени
ровки, комплекс диалога человека с ЭВМ подсистема управления
базой данных
Содержащаяся в тренажере модель энергосистемы обеспечи
вает изменение нагрузки, генерации и схемы сети под воздействием
управляющих команд, поступающих от ОИУК (системы теле
управления, АРЧМ) и программы тренировки отражает действие
АЧР и защит элементов сети от перегрузки В тренажере модели
руется изменение нагрузки и генерации при изменении частоты
в энергосистеме осуществляется анализ схемы сети, при котором
определяются изолированно и параллельно работающие районы
энергосистемы Система обеспечивает одновременную работу до
10 изолированных районов
Значение активной на1ру«и вводится в тренажер в соответ
ствии с реальным графиком Haipy-зки энергосистемы; нагрузки
в узлах схемы определяются как доли обшей активной нагрузки
энергосистемы Реактивные нагрузки в узлах определяются по
заданным соотношениям их с активными нагрузками Предусмот
рена возможность отключения вручную отдечьных блоков нагруз
ки. Вся нагрузка, отключаемая автоматически ипи вручную может
быть восстановлена в работе персоналом
Генератор представляется постоянной ЭДС при заданных
предельных (максимальных и минимальных) значениях реактив
ной мощности
Модель обеспечивает реальное отображение длительных пере
ходных процессов продолжительностью до 10 15 мин При этом
моделируются переходные процессы в котлах ТЭ( Расчет дли
тельного переходного процесса производится со ступенью I с.
Энергосистемы связанные с исследуемой энергосистемой,
моделируются внешними перетоками активной мощности с учетом
закона регулирования, реализуемого системой АРЧМ В трена
жере моделируется система управления включающая АРЧМ
экономическое распределение мощности контроль за резервом
мощности управление обменом мощности с соседними
энергосистемами предусматривается также управление коэффициента
ми трансформации трансформаторов и нагрузкой При необхо
димости предусматривается введение управляющих воздействий
от системы управления энергообьединения
Имеется возможность ускорения и замедления процесса
изменения режима возврата и повторения процесса на отдельных
отрезках времени
146
Таким образом, с помощью модели может быть представлен
не тлько квазиустановившийся режим, но и изменяющийся во
времени режим управляемой энергосистемы.
С помощью интерактивной программы тренировки форми
руегся и изменяется информационная база, задаются схема и
параметры режима, последовательность событии моделируемой
аварийной ситуации В информационной базе должны также
храниться результаты расчетов промежуточных режимов Со
своего пульта инструктор может изменять схему сети, состав
агрегаюв, параметры режима Предусмотрена телефонная связь
инструктора с тренируемым диспетчером
Модель энергосистемы должна содержать быстродействующую
программу расчета установившегося режима В [29] отмечается,
что для полноцепного представления тренируемому диспетчеру
сведений о режиме время расчета режима должно быть меньше
времени обновления телемеханической информации (10—15 с)
Таким образом, изменения схемы и режима сети, предусмотренные
программой тренировки или вводимые инструктором, должны
отрабатываться достаточно быстро На время тренировки пре
дусматривается прогнозирование изменения нагрузки в узлах
моделируемой схемы
События которые происходят слишком быстро и не фикси
руются оперативным персоналом, не моделируются К подобным
событиям относятся КЗ и быстрые переходные процессы Вместе
с тем медленные изменения режима энергосистемы, обусловлен
ные переходными процессами в котлоагрегатах, должны
моделироваться достаточно точно
Созданный на базе супермини ЭВМ типа VAX 11/780 трена
жер характеризуется следующим быстродействием при расчете
установившегося режима 250 узлов — 2 с, 400 узлов — 4 с,
1000 узлов— 8 с
В модели энергосистемы предусмотрены дополнительные
функции, расширяющие возможности ее использования: нагрузка
в узлах задается не постоянной, а зависящей от частоты и напря
жения в схемах замещения трансформаторов учитывается эффект
насыщения Более точно представлена модель котлоагрегата —
учитывается зависимость его производительности от уровней
частоты и напряжения В системе управления дополнительно
моделируется действие РЗ АЛАР, более подробно представлена
система возбуждения генератора
При использовании для обучения и тренировки оперативно
диспетчерского персонала одной из ЭВМ ОИУК в памяти ЭВМ
создается специальная ба^а данных Эта последняя отличается от
базы данных реального времени (системы оперативного и автома
гического управления) тем что она используется кратковременно,
лишь во время тренировки или обучения
Данные базы реального времени располагаются в памяти
147
обеих ЭВМ ОИУК, что необходимо для обеспечения надежности
системы управления. Информация системы обучения может хра
ниться в памяти только одной ЭВМ, предназначенной для тре
нировки и обучения диспетчеров, поскольку исчезновение ее не
представляет особой опасности — утерянная информация может
быть восстановлена спустя некоторое время
В памяти ЭВМ может формироваться несколько баз данных
для системы об\чения, если предполагается ее использование
в разных режимах и для обучения разных специалистов — напри
мер старших диспетчеров, диспетчеров, операторов Отдельные
разделы об частей баз данных систем управления и обучения
совпадают, и поэтому в обоих режимах использ\ются одни и те
же данные
База данных, используемая для тренировки, должна содер
жать, условно постоянную информацию о схеме моделируемой
энергосистемы включая сетевые элементы (ВЛ и фансформато
ры), генерирующие элементы (генераторы котлоагрегаты)
нагрузку, графики на|рузки и генерации на время тренировки
программу тренировки
В ОИУК энергосистемы Trans Alta (Канада) предусмотрена
возможность тренировки оперативного персонала с использова
нием резервной ЭВМ
При тренировке моделируются следующие функции телсуп
равление, 'ХРЧМ экономическое распределение нагрузки,
сигнализация и регистрация событий расчет обмена электроэнергией
с соседними энергосистемами диалог человека с ЭВМ каскадные
отключения линий действие релейной защиты и т д Предусмот
рены три системы тренировки разной сложности, в первой моде
лируются функции диалоговой системы и периодически
работающие программы ОИУК по сбору и обработке информации,
тренируемый при этом может изменять режим работы АРЧМ;
во второй дополнительно функционирует динамическая модель
энергосистемы отображающая реакцию генератора тренируемый
\юкет при этом пабподать реакцию генераторов на изменение
нагрузки обмена с соседними энергосистемами и генерации
в |ретьей объединены возможности первых двух систем и функ
ционир>ет программа расчета потокорасиределения и контроля
за нарушением параметрами режима установленных пределов
В этой последней системе диспетчер имеет модель энергосистемы,
наиболее близко отвечающую реальным условиям
148
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ РЕЖИМНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОТИВОАВАРИЙНОМУ АВТОМАТИЧЕСКОМУ
УПРАВЛЕНИЮ
3.1 Структура системы противоаварийного автоматического
управления
В синему противоаварийною автоматического управления
входят следующие устройства: автоматического регулирования
режима — АРВ синхронных машин АОП, работающие в составе
комплексов АРЧМ релейной защиты (РЗ) и устройства резервп
рования в случае отказа выключателей (УРОВ) нрогивоава
рийной автоматики (ПА)
Тля того чтобы сформу тировать режимные принципы проти
воаварийного автоматического управления и определить затачи
каждой из перечисленных выше групп устройств, рассмотрим
наиболее характерные этапы развития п прекращения аварийных
процессов (рис 3 1)
Устройства автоматического регулирования режима. Неболь
шие возмущения, возникающие в нормальном и ш утяжеленном
режиме устраняются устройствами автоматическою
регулирования (АРВ и АОП) предотвращающими развитие нарушений
возникновение аварийных ситуаций
АРВ сильного действия. Большое значение в повышении
нюйчивости энергосистем сыграло оснащение синхронных машин
АРВ и устройствами быстродействующей форсировки возбужде
нпя, начавшееся в 40 х годах В период освоения первых дальних
электропередач был соадан и освоен в эксплуатации новый
высокоэффективный комплекс регулирования возбуждения енн
хронных машин получивший в отечественной литературе название
системы регулирования возбуждения «сильного действия» В сое
тав этою комплекса, который был впервые применен на гидро
генераторах Волжской ГЭС имени В И Ленина для повышения
устойчивости электропередачи Волжская ГЭС имени В И Лени
на - Москва входят ЛРВ с ботьшим коэффициентом усиления
стабилизированный введением в закон регулирования первых
производных некоторых параметров режима генераюра, и быстро
тействующая система возбуждения с ботыиой форсировочной
способностью
Этот комплекс ослабляет влияние на устойчивость параллель
ной работы электропередачи инерции роторов генераторов Боль
шие коэффициенты усиления доп>стимые для АРВ сильного
действия создают эффект компенсации внутреннего сопротивле
ння генераторов удаленных электростанций и синхронных компен
саторов приемных подстанций энергосистем что обеспечивает
существенное (примерно на 10%) повышение статической устой
149
обеих ЭВМ ОИУК что необходимо для обеспечения надежности
системы управления. Информация системы обучения может хра
ниться в памяти только одной ЭВМ, предназначенной для тре
пировки и обучения диспетчеров поскольку исчезновение ее не
представляет особой опасности — утерянная информация может
быть восстановлена спустя некоторое время
В памяти ЭВМ можег формироваться несколько баз данных
для системы обучения, если предполагается ее использование
в разных режимах и для обучения разных специалистов —
например старших диспетчеров диспетчеров операторов Отдельные
разделы областей баз данных систем управления и обучения
совпадают, и поэтому в обоих режимах используются одни и те
же данные
База данных, использ\емая для тренировки должна содер
жать условно постоянную информацию о схеме моделируемой
энертсистемы, включая сетевые элементы (ВЛ и 1рансформато
ры), генерирующие элементы (генераторы, котлоагрегаты)
нагрузку, графики нагрузки и генерации на время тренировки
программу тренировки
В ОИУК энергосистемы Trans Alta (Канада) предусмотрена
вошожиость тренировки оперативного персонала < использова
нием резервной ЭВМ
При тренировке моделируются следующие функции телеуп
равление АРЧМ, экономическое распределение нагрузки,
сигнализация и регистрация событий расчет обмена электроэнергией
с соседними энергосистемами, диалог человека с ЭВ\^ каскадные
отключения линий, действие релейной защиты и т д
Предусмотрены три системы тренировки разной сложности, в первой моде
лируются функции диалоговой системы и периодически работа
ющие программы ОИУК по сбору и обработке информации,
тренируемый при этом может изменять режим работы АРЧМ;
во второй дополнительно функционирует динамическая модель
энергосистемы отображающая реакцию генератора тренируемый
может при этом наблюдать реакцию генераторов на изменение
нагрузки, обмена с соседними энергосистемами и генерации
в третьей объединены возможности первых двух систем и ф\нк
ционирует программа расчета потокораспределения и контроля
за нарушением параметрами режима установленных пределов
В этой последней системе диспетчер имеет модель энергосистемы,
наиболее близко отвечающую реальным условиям
148
[ Л4ВИ Т Р F Т Ь Я
СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ РЕЖИМНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОТИВОАВАРИЙНОМУ АВТОМАТИЧЕСКОМУ
УПРАВЛЕНИЮ
3 1. Структура системы противоаваринного автоматического
управления
В систему прогивоаварийною автоматического управления
входят следующие устройства: автоматического регулирования
режима — АРВ синхронных машин АОП работающие в составе
комплексов АРЧМ, релейной защиты (РЗ) и устройства резервн
рования в случае отказа выключателей (УРОВ) нротивоава
рнйной автоматики (ПА)
Для того чтобы сформу тировать режимные принципы проти
воаварийного автоматического управления и определит!, задачи
каждой и) перечисленных выше групп устройств, рассмотрим
наиболее характерные этапы развития и прекращения аварийных
процессов (рис 3.1)
Устройства автоматического регулирования режима Пеболь
шие возмущения возникающие в нормальном или утяжеленном
режиме устраняются устройствами автоматическою
регулирования (ЛРВ и АОП), претотвращающнми развитие нарушений
возникновение аварийных ситуаций
АРВ сильного действия. Большое значение в повышении
устойчивости энергосистем сыграло оснащение синхронных машин
АРВ и устройствами быстродействующей форсировки
возбуждения начавшееся в 40 х годах В период освоения первых дальних
электропередач был создан и освоен в эксплуатации новый
высокоэффективный комплекс регулирования возбуждения син
хронпых машин по учивший в отечественной литературе название
системы регулирования возбуждения «сильного действия» В сое
тав этого комплекса, который был впервые применен на гидро
генераторах Волжской ГЭС имени В. И Ленина для повышения
устойчивости электропередачи Волжская ГЭС имени В И Лени
на — Москва, входят АРВ с большим коэффициентом усиления
стабилизированный введением в закон регулирования первых
производных некоторых параметров режима генератора, и быстро
гействующая система возбуждения с большой форсировочпой
способностью
Этот коми гекс ослабляет влияние на устойчивость параллеть
пой работы электропередачи инерции роторов генераторов. Боть
шие коэффициенты усиления допустимые дтя АРВ сильного
действия создают эффект компенсации внутреннего сопротивле
ния 1енераторов удаленных этектростапций и синхронных компен
саторов приемных подстанций энергосистем что обеспечивает
существенное (примерно на 10%) повышение статической устой
149
Ложное деист
Sue РЗ и А
АРВ
АОЧ
Перегрузка
сброс (набрас)
мощнасти
Нарушение
синхронизма
Выделение
района
Нормальный режим
1
Коротмое замыкание
РЗ, УРОВ
\
Отключение обарудодания
1
Нарушение баланса
мощности- АРС САОН.АЗГ
1
Асинхронный ход
АЛАР
i
Выделение района с
параметрами f и U,
недопустимыми для нор
мальнаи радоты: АЧР,
АЧП;АОЧ,АОП,АПН,АЧО
ПослеаЬарииньш режим
—*•
—*-
АПВ,АВР
Восстановление баланса
мощности
Деление энергосистемы
Восстановление
допустимых значении
■Г и U
Рис 3.1. Структурная схема, отражающая характерные этапы развития и прс
крашения аварийных процессов
чивости дальних электропередач В сочетании же с быстродей
ствующей форсировкой возбуждения это приводит также к повы
шению уровня динамической устойчивости
Применение АРВ сильного действия позволяет демпфировать
синхронные колебания, возникающие в определенных режимах
работы энергосистем, и снижает опасность развития аварий при
явлениях электромеханического резонанса
В АРВ сильного действия, применяемых в СССР, использу
ются следующие составляющие закона регулирования отклоне
ние напряжения на выводах статора генератора Д(У, производная
напряжения dU/dt, отклонение А/ и производная частоты
df/dt, производная тока ротора dlpm/dt
За рубежом, где использование АРВ с большими коэффици
ентами усиления началось значительно позднее, чем в СССР
наиболее широко применяются законы регулирования, включа
ющие отклонение частоты вращения агрегатов и интегральное
значение отклонения их электрической мощности
В 80 х годах в СССР и за рубежом развернулись работы по
созданию адаптивных (самонастраивающихся) АРВ сильного
действия к изменяющимся схеме и режимам работы
энергосистемы; большие перспективы здесь открывает применение микро
процессоров
Автоматическое ограничение перетоков активной чощности
Специфической особенностью систем АРЧМ, используемых в
СССР, является широкое использование функции АОП активной
мощности К системам АОП обычно не предъявляется требование
подавления быстрых колебаний межсистемных перетоков
мощности с кажущимися периодами ог нескольких секунд до несколь
ких десятков секунд Амплитуды быстрых колебаний незначи
тельны и не препятствуют режимам работы электропередач с ог
раниченными запасами устойчивости, а подавление этих колебаний
практически неосуществимо, так как связано с нереализуемыми
требованиями к типамическим характеристикам регулирующих
электростанций
Достаточно эффективное ограничение перетоков может быть
обеспечено при поцавлении нерегулярных колебании с периодами
1,5—2 мин и более Скорости регулирования мощности необхо
димые для ограничения перетоков мощности по условиям надеж
ности, оказываются при этом значительно больше скоростей,
требующихся для поддержания средних значений частоты и об
менной мощности Таким образом реализация функции АОП
определяет наиболее жесткие требования к быстродействию
системы АРЧМ
Опыт эксплуатации систем АРЧМ показывает, что реализа
ция функции АОП позволяет снизить недоиспользование
пропускной способности электропередач, обусловленное нерегуляр
ными колебаниями, в 2—3 раза За счет подавления «минутных»
колебании перетоков активной мощности суммарная пропускная
способность основных элекфопередач F3C СССР повышена на
2—3 млн кВт
Ограничение перетоков активной мощности целесообразно
осуществлять путем сбалансированного воздействия на измене
ние мощности электростанций расположенных по обе стороны
контротируемой связи, при этом ограничение выполняется без
существенных нарушений общего баланса мощности и изменения
частоты в энергосистеме (ОЭС) Для ОЭС, через сети которых
проходят транзитные потоки мощности, воздействие лишь в пре
делах одной ОЭС может не дать необходимого эффекта, в этом
стучае ограничение осуществляется воздействием на
электростанции нескольких ОЭС и задача решается на высшем уровне
иерархии автоматического управления
Релейная защита и устройства резервирования при отказе
выключателей в основной сети. Все элементы основной сети ЕЭС
СССР 220—750 кВ (линии, трансформаторы, шины и др ) осна
щепы основными быстродейств\ющими РЗ Время срабатывания
основных РЗ 500—1150 кВ не должно превышать 20—25 мс а
суммарное время отключения КЗ с учетом времени отключения
выключателя (50 мс) 80 мс [30] Аналогичные быстродейству
ющие РЗ в сочетании с быстродействующими выключателями
применяются и в основных сетях мощных энергообьединений
151
др>1их cipaH (Великобриынии, Канады США Франции ФР1
Японии и др.)
Устройства РЗ должны обя!ателыю отключить повреждение
с использованием при необходимости средств резервирования,
поскольк\ работа энергосистемы с неотключенным КЗ невоз
можна.
Для ликвидации КЗ в случае 01каза основной РЗ или выклю
чателя ВЛ (трансформатора) предусматриваются разнообразные
средства и методы резервирования- дальнего — на соседних
подстанциях и б л и ж и е i о па своей подстанции [31, 32]
К средствам дальнего резервирования относятся резервные
многоступенчатые РЗ от междуфазных КЗ (дистанционные) и от
КЗ на землю (направленные токовые нулевой
последовательности) устройства телеотключения (передачи команды на отклю
чение выключателя установленного на противоположном конце
линии) при срабатывании первой ступени дистанционной РЗ
Для целей РЗ используются как высокочастотные каналы
с передачей сигналов по проводам и тросам защищаемой ВЛ так
и радиорелейные каналы. В ряде случаев применяются оба вида
каналов связи. За рубежом для цетей РЗ и автоматики находят
применение радиорелейные тинии с передачей сигналов как в но
лосе телефонного канала так и в полосе до 47 кГц при скоростях
передачи до 40 кБод Наиботыиее распространение
радиорелейные пинии нашли в системах РЗ Канады, ( ША и Японии.
По мере развития энергосистем осуществление дальнего
резервирования с помощью РЗ смежных элементов становится
затруднительным или неэффективным вследствие невозможности
обеспечения необходимой чувствительности, требуемой быстроты
отключения КЗ, а также несетективного отключения большего
чиста присоединении.
К средствам ближнего (местпою) резервирования относятся
устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ)
дублирование — применение на ВЛ двух основных РЗ (обычно
разных типов например дифференциально фазной и
дистанционной с передачей команд тетеотключения) подключенных к разным
трансформаторам тока и напряжения, разным автоматическим
выключателям (предохранителям) постоянного оперативного тока
и воздействующих на ратые катушки отключения выключате
ля специальные токовые или дистанционные шиносоединитель
пых (или секционных) выключателей осуществляющие в случае
наличия на отходящих от шин элементах неотключившегося КЗ
деление систем (или секций) шин благодаря чему повышается
чувствительность и селективность действия резервных РЗ, осу
ществляющих дальнее резервирование; специальные групповые
РЗ с пусковыми органами ПО (дистанционными или токовыми),
которые питаются суммой iokob, подтекающих от основных
источников пшания, и избира1елями (И1 И2 ИЗ) —реле, опреде-
152
ляюшими поврежденный эпемтт на котором отказали РЗ или
выключатель (рис 3 2)
Устройства резервирования при отказе выключателей явля
ющиеся весьма эффекпшным средством повышения надежности
системы РЗ и широко испопьзуемые в энергосистемах СССР и
CILIA с середины 50 х годов в последние годы находят все более
широкое применение на подстанциях 400 и 275 кВ Великобритании
Время отключения повреждений при действии УРОВ составляет
0,3 с (в случае использования электромеханических РЗ и выклю
чатслей с временем срабатывания 0,08 с). Уменьшение времени
действия УРОВ до 0,2—0 25 с позволяет уменьшить объем и из
менить характер управляющих воздействий ПА Такое время
южет быть обеспечено при использовании быстродействующих
выключателей и статических РЗ
Время ликвидации повреждении при действии УРОВ состав
ляег в Великобритании 0 3 с, в США — 0 125 с на подстанциях
750 кВ и 0,23—0 25 с на подстанциях 500 кВ
Автоматические повторное включение и включение резерва.
Все ВЛ и многие шины подстанций основной сети ЕЭС СССР
оснащены \стройсгвами АПВ Наряду с трехфазным АПВ (ТАПВ)
на пиниях сверхвысоких напряжении успешно применяются
однофазные АПВ (ОА11В) Большинство ВЛ 500 и все ВЛ
750 кВ оснащены комбинированными АПВ (КАПВ) действую
шими при отклонении одной фазы (в случае однофазного КЗ) как
ОАПВ, а при отключении трех фаз (в случае междуфазного КЗ
или неправильного срабатывания РЗ) — как ТАПВ
Восстанавливая в работе при неустойчивых повреждениях
ложных или излишних срабатываниях РЗ линии или шины, АПВ
способствуют предотвращению развития аварийных нарушении
восстановлению нормальной схемы сети
Разработаны следующие методы адаптации ТАПВ линий
сверхвысокого напряжения ускорение включения выключатетя
*7
И2
т
из
6 6 6
го
по
— at
иг
из
Ю
Рис. 3.2 Структурная схема, но
ясняющая принцип выполнения
групповых защит с пусковыми и
измерительными органами:
а схема сети- о схема .защиты
153
при отключении ВЛ быстродействующей защитой (ускоренное
ТАПВ), однократное включение на устойчивое КЗ лишь с одного
конца более удаленного от места повреждения (запрещается
подача напряжения Hd поврежденную линию при бтизких КЗ)
Замыкание ВЛ в транзит при этом осуществляется бе; дополни
тельной выдержки времени с контролем наличия напряжения,
отсутствия несимметрии (определяется с помощью реле напряже-i
пия нулевой и обратной последовательностей, подключенных,
к ТН, установленному на ВЛ), контроля синхрошюсти встречных
напряжений В схеме ускоренного ТАПВ предусмотрено также
автоматическое изменение уставки (выбор одной из двух имею
щихся) реле контроля синхронизма в зависимости от схемы и ре
жима работы сети
Предложения о создании адаптивных АПВ Hd иодсынцинх,
оснащенных микроЭВМ, опубликованы также в зар\бежнои лите
ратуре [20] При этом рассматриваются варианты осущесгвле
ния адаптивных ТАПВ при повреждениях на линиях и шинах
высокого и сверхвысокою напряжений: включение выключателя
одной фазы ВЛ при междуфазных (двухфазных и трехфазных)
КЗ на землю с последующим замыканием выключателей двух
оставшихся фаз в стучае успешного включения первой; автомаги
ческое увеличение выдержек времени устройства АПВ при между
фазных КЗ увеличение выдержки времени устройства АПВ или
вывод его из действия в случае частых многократных
повреждений ВЛ обусловленных, например, грозой, гололедом, лесными
пожарами, автоматический выбор выключателя для подачи
напряжения на поврежденные шины подстанции, так чтобы
в месте КЗ протекал наименьший ток или чтобы остаточное
напряжение на шинах удаленной подстанции имело наибольшее
значение, изменение уставок реле контроля синхронизма в ремонт
ных схемах
ТАПВ с контролем синхронизма используются на межсистем
ных ВЛ для подключения отдечившейся в процессе развития
аварийного нарушения режима энергосистемы на параплельную
работ\ с энергообъединением, после того как в энергосистеме
будут восстановлены нормальные параметры режима и созданы
условия необходимые для синхронизации
Большим разнообразием характеризуется применение АПВ на
шниях основной сети за рубежом
В ФРГ ОАПВ оснащено около 90% ВЛ' напряжением 220 и
380 кВ (выдержка времени ОЛИВ 0,6 1 2 с). В США на ВЛ
500 и 765 кВ применяются устройства быстродействующего АПВ
(БАПВ) с выдержками времени 0 35—0 5 с, а также ТАПВ с конт
ролем синхронизма Наряду с этим все более широкое применение
на ВЛ основной сети находят устройства ОАПВ При этом на
ВЛ большой длины используются специальные схемы включения
реакторов дчя компенсации емкостной проводимости, а также
154
шунтирование поврежденной фазы с целью ускорения гашения
туги в месте КЗ
Во Франции на ВЛ 400 кВ применяются как ОАПВ (с вы
держкой времени 1 с), так и ТАПВ (с выдержкой времени 5—8 с)
В Швеции на ВЛ 400 кВ применяются, как правило, БАПВ
устройства ОАПВ установлены только на некоторых радиальных
ВЛ сравнительно небольшой длины Подобные устройства будут
по-видимому, применены и на электропередачах 800 кВ, проекты
которых разрабатываются. В Великобритании на ВЛ 275 и
400 кВ применяются устройства ТАПВ имеющие, как правило
большие выдержки времени (10 —15 с) Подобная практика
целесообразность которой внушает сомнения объясняется опасе
нием за устойчивость параллельной работы энергосистемы при
устойчивых междуфазных КЗ
Специфическими средствами АПВ являются устройства, осу
ществляющие восстановление электроснабжения потребителей,
отключенных действием автоматики в процессе ликвидации
аварийною нарушения режима АПВ после АЧР (ЧАПВ),
включающее на!рузк\ после подъема частоты в энергосистеме
(подобная автоматика применяется и за рубежом), АПВ после действия
специальной автоматики отключения нагрузки (САОН), получаю
щее распространение в энергосистемах СССР
Автоматическое включение резерва (АВР) широко расиро
страненное в распределительных сетях, в основных сетях
220—750 кВ используется очень редко
Противоаварийная автоматика. К ПА относится большое чисто
разнообразных устройств, предотвращающих развитие аварийных
нарушений и их распространение па соседние районы энерго
систем Основные характеристики этих устройств и режимные
требования к ним рассмотрены ниже
3.2. Основные режимные требования к противоаварийной
автоматике
Функции устройств противоаварийной автоматики. По своему
функциональному назначению устройства ПА могут быть разде
лены на четыре основные группы [14]
В первую группу входят устройства, предназначенные для
предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) и действующие
в стедующих случаях при сбросах передаваемой мощности во
время КЗ и в циклах АПВ (ОАПВ, БАПВ ТАПВ), при опасных
перегрузках электрических связей, вызванных аварийными из
мененнями схемы, нарушениями балансов мощности, отклонени
ями частоты и т д Эти устройства производят дозированные
воздействия на разгрузку электропередачи снижением
генерируемой мощности (отключение части генераторов, импульсная
разгрузка турбин и ограничение их мощности в послеаварийном
155
режиме) в избыточной (отравной) части энергосистемы (энерго
объединения), отключением менее ответственной нагрузки и в ряде
случаев быстрой мобилизацией резервов мощности в дефицитной
(приемной) части одновременным воздействием на изменение
балансов мощности обеих частей энергообъединепия, если это
необходимо для ограничения отклонения частоты (ебалапсиро
ванное воздействие автоматики), делением энергосистемы (ДС)
при необходимости в сочетании с изменением баланса мощности
в выделенном на защищаемую связь энерюрайопе К той же
группе относятся устройства автоматики, осуществляющие управ
тсние устройствами продольной и поперечнои компенсации при
аварийном ослаблении их схемы: форсировку установки продоль
ной компенсации и отключение шунтирующих реакторов э 1ектро
передач сверхвысокого напряжения
Реже используются или только намечаклея к использованию
устройства противоаварийного управления, предназначенные для
электрического торможения генераторов, быстрой разгрузки
гидротурбин, форсированной мобилизации вращающихся резервов
мощности конденсационных турбин, увеличения мощности тепло
фикационных турбин временным снижением отборов тепла, авто
матического изменения уставок АРВ генераторов отправнои
электростанции, управления мощностью электропередач и вставок
постоянного тока и некоторые другие.
Ко второй группе относятся устройства, ликвидирующие
асинхронные режимы (АЛАР) При недопустимости даже кратко
временного асинхронного режима эти устройства осуществляют
деление сети но первым признакам нарушения устойчивости
(в некоторых случаях деление может осуществляться по призна
кам аварии неизбежно приводящей к возникновению
асинхронного режима) При оопустимости кратковременного асинхронного
режима устройства этой группы могут использоваться для ос\.
ществления управляющих воздействий, облегчающих рссинхронн
зацию несинхронно работающих частей. В ряде случаев на эти
устройства возлагаются функции предотвращения многочастот
ного асинхронного режима; при допустимости кратковременного
асинхронного режима, но неуспешности ресинхронизации устрой
ства АЛАР должны осуществ шть деление предотвращая затяж
ной асинхронный режим
К третьей группе относятся устройства, предпа шаченные для
автоматического ограничения повышений частоты и напряжения
(АОПЧ и ЛОПН) и ограничения снижений этих параметров
(АОСЧ и АОСН)
Устройства АОПЧ при опасном повышении частоты действуют
на отключение части агрегатов электростанции — в первую оче
редь гидроагрегатов (при необхе>димости используется выде
литсльная автоматика); резервные устройства АОПЧ осуществля
ют отделение ТЭС со сбалансированной нагрузкой
Устройства АОПН при опасном повышении напряжения
действуют на включение отключенных шунтирующих реакторов
и на отключение ВЛ, являющихся источниками избыточной реак
тивной мощности (обычно односторонне включенные пиши), а
также на отключение трансформаторов (автотрансформаторов)
и шунтирующих реакторов, если опасное повышение
напряжения не устранено (резервное действие)
Система АОСЧ предотвращающих развитие аварии Mi за
опасного снижения частоты, включает устройства осуществляю
щие автоматическую частотную разгрузку отключением части
менее ответственных потребителей (АЧР); автоматический частот
ный ввот резерва ГЭС дополнительную разгрузку при больших
местных дефицитах мощности выделение части генераторов (или
электростанций относительно небольшой мощности) со сбаланси
рованной нагрузкой или па питание собственных нужд элсктро
станций К этой группе с ишестной условностью moi ут быть от
несены устройства осуществляющие автоматическое ограниче
нпе перегрузки оборудования (АОПО)
Устройства АОСН предотвращая опасные снижения наиряже
ния создающие угрозу возникновения лавины напряжения и
нарушения рабо1Ы ответственных потребителей, осуществляют
отключение части менее ответственных потребителей, устройства
АОСН действуют также на отключение шунтирующих реакторов
электропередач а в некоторых случаях — па изменение уставок
АРВ генераторов электростанций дефицишого по реактивной
мощности района
В четвертую группу входят устройства иротивоавариинои
автоматики способствующие (наряду с устройствами АПВ раз
ных типов) восстановлению нормальных схемы и режима эти
устройства осуществляют, автоматический ввод резервного источ
ника питания (АВР); пуск резервных гидрогенераторов ГЭС и
перевод их из режима (Ж в активный режим; аварийный набор
мощности агрегатами 1ЭС обратное вктючение потребителей
отключенных устройствами АЧР (ЧАПВ) и САОН, и др
Особенности аварийных режимов дальних электропередач
Разработка режимных требований к ПА началась с вводом в эк
сплуатацию мощных Волжских ГЭС и дальних электропередач
400—500 кВ При вводе и освоении дальних электропередач
и переводе электропередач 400 кВ на напряжение 500 кВ еозда
вались временные схемы как правило, ботее сложные по условиям
эксплуатации чем нормальные проектные На рис 3.3 показано
несколько стилизованных (упрощенных) переходных схем на
примере которых ниже рассмотрены особенности аварийных режи
мов дальних электропередач [33 34]
Одноцепнан дальняя электропередача oi I 3L работающей на
мощное приемное энергообъединение (рис 3 3, а) Наиболее
характерные для этой схемы аварийные нарушения превышение
157
ШкВ
I ОЭС
Промежуточная
энергосистема , ,
I I
Промежуточная
"I энергосистема
Л
ГЭС
f/0-2Z0A -D/THl'
н—н
Н—г-1
i
ОЭС
г)
[58
Рис 1 3
400-50 ОкЪ
С") ГЭС
ГЭС
ГЭС
Рис 3 3
4-нЭч-о+а--
оэс
T-IO-D--D-
«;
500 к д
ГЭС
Рис i 3 Варианты схем давних электропередач 4Г10- -оОО кВ ог Вслиакпч ГЭС
допустимого по условиям статической устойчивости предета пере
даваемой мощности (ошибки персона па при регулировании
режима, медленное снижение частоты в приемной энергосистеме
при отсутствии автоматическою ограничения передаваемой
мощности), сбросы передаваемой мощности при близких КЗ, а
также в цикле ОАПВ нарушения схемы электропередачи приво
дящие к набросай реактивной мощности и опасным повышениям
напряжения на оборудовании электропередачи, ГЭС и приемной
энергосистемы, возникновение самовозбуждения генераторов и
резонансных перенапряжений в неполнофазном режиме.
Присоединение местной энергосистемы (рис 3 3, б). При работе
ГЭС на одноцепную дальнюю электропередачу и местную
энергосистему возникает нозможность дополнительных аварийных нар;,
шений' набросов мощности на электропередачу из-за аварийного
изменения схемы местной энергосистемы, л также из-за реакции
этой энергосистемы на снижение частоты в приемной энергосис
теме, перегрузки сети местной энергосистемы и опасных повыше
ний частоты и напряжения на оборудовании энергосистемы при
разрыве электропередачи, нарушений режима местной энергосис
темы при асинхронном ходе ГЭС относительно приемного энерго
объединения значительного снижения частоты в местной энерго
системе при отделении ее ог ГЭС с большим дефицитом мощности
Присоединение промежуточных энергосистем малой мощности
(рис 3.3, в) В случае присоединения к промежуточной подстан
ции энергосистем малой мощности возникает vгроза наброса
мощности на промежуточную подстанцию перегрузки сети при
соединенных энергосистем и опасного повышения частоты и
напряжения в этих энергосистемах при аварийном отделении
электропередачи от приемного энергообъединения. Значительные
нарушения режима присоединенных энергосистем могут быть
160
вызваны асинхронным режимом электропередачи или их отделе
нием от электропередачи с большим дефицитом мощности
Одноцепная дальняя электропередача, один из участков кото
рой является межсистемной связью приемного энергообъединения
(рис. 3 3, г) Характерным для этой схемы аварийным нарушением
является отключение последнего участка электропередачи, приво
дящее к набросу мощности на промежуточную подстанцию и соз
дающее угрозу нарушения устойчивости электропередачи (первого
участка), или устойчивости связей присоединенной энергосистемы
с энергообъединеиием, или того и другою нарушения с возникно
вением трехчастотпого асинхронного режима
Раздельная (блочная) работа двух цепей дальней электропе
редачи на приемное энергообъединение (рис. 3 3, д) Особенностью
этой схемы является возможность опасною влияния аварийного
нарушения на одном из блоков на режим другого неповрежденного
блока, резкое аварийное снижение частоты в приемном энерго
объединении из за отключения одного из блоков при значительной
его загрузке создает угрозу нарушения динамической устойчи
вости другого блока, колебания параметров режима приемной
энергосистемы, вызванные нарушением синхронизма,
асинхронным режимом и ресинхронизацией генераторов ГЭС работающих
на один из блоков, приводят к возникновению опасных качаний
резонансного характера па другом блоке.
Двухцепная дальняя электропередача с продольной
компенсацией (рис 3 3, е) Характерные нарушения схемы и режима
электропередачи и связанных с нею энерюсистем аварийное
отключение цепи на одном из участков электропередачи вслед
ствие КЗ (при временных схемах с неполным оснащением переклю
чательных пунктов выключателями ■— потеря цепи на двух после
довательных участках), создающее угрозу нарушения устойчи
вости электропередачи, значительные набросы активной и
реактивной мощностей на присоединенные (местные или промежуточ
ные) энергосистемы при аварийном отключении электропередачи
от приемного энергообъединения, вызванном повреждением цепи
при ремонте другой цепи или отключением обеих цепей при
повреждении одной из них (неправильная работа или отказ РЗ
выключателя), повышение напряжения на оборудовании этектро
передачи при одностороннем отключении цепи участка, опасная
перегрузка одного из трех параллельных мостов установки
продольной компенсации (УПК), вызванная аварийным отключе
нием второго моста при выведенном в ремонт третьем или одно
временным отключением двух мостов вследствие развития
аварийного нарушения, снижение частоты в приемном эпергообъедине
пии при потере значительной мощности, передававшейся по
двухцепной электропередаче
Связанная работа на шинах ГЭС двцх дальних электропередач
различных направлений (рис 3 3, ж) Основными причинами раз
i6i
6 2431
вития аварийных нарушений в рассматриваемой схеме, в которой
дальние электропередачи играют роль основных связей между
двумя энергообъсдинепиями, являются иабросы мощности на одну
из электропередач из-за аварии на другой электропередаче при
исходном режиме выпуска мощности ГЭС по обоим направле
пиям и опасная перегрузка электропередач при потере значитель
ной [енерирующей мощности в одном из энергообъединений
из за реакции ГЭС и другого энергообъединения на снижение
частоты
Наличие слабой связи местной энергосистемы с энергообъ
единением (рис 3 3, з) Специфическими для данной схемы нару
тениями являются перегрузка Дальней электропередачи при
снижении частоты из-за возникновения дефицита мощности в при
емном энергообъедипении и пабросе мощности на слабую связь
в сторону местной энергосистемы, нарушение устойчивости слабой
связи и опасное влияние асинхронного хода по этой связи на
режимы местной энергосистемы и дальней электропередачи при
предельной ее загрузке
Связанная работа двухцепной дальней передачи переменного
тока и передачи постоянного тока (рис 3.3, и) В этой схеме наря
ду с рассмотренными ранее причинами нарушений режима дальней
электропередачи (с присоединенными энергосистемами) опасная
перегрузка электропередачи переменного тока может быть
вызвана авариями на передаче постоянного тока, например аварией
на одной из ее полуцепей при работе в выпрямительном режиме
(выпуск мощности с шин ГЭС)
Как видно из приведенных примеров, при освоении дальних
электропередач приходилось считаться с возможностью различ
ных нарушений схемы и режима, в том числе нарушений, не
встречающихся до ввода в эксплуатацию дальних передач Основ
ные требования к ПА обусловливались необходимостью обеспе
чения высокого уровня надежности при предельном использовании
пропускной способности дальних электропередач Внедрение ПА
позволило (совместно с использованием сильного регулирования
возбуждения генераторов отправных ГЭС и СК. приемных
подстанций) повысить передаваемую мощность сверх проектных значений,
была обеспечена возможность работы дальних электропередач
со сниженными запасами статической устойчивости в целях
предотвращения потери избыточных гидроресурсов ГЭС
С внедрением ПА на дальних электропередачах потребовалась
разработка взаимно согласованных режимных требований к комп
лексу устройств, обеспечивающих контроль передаваемой
мощности и предотвращение нарушения устойчивости электропере
дачи при опасных набросах мощности или аварийном изменении
схемы; облегчение ресинхронизации при допустимости кратковре
менного асинхронного режима и ликвидацию недопустимых или
затяжных асинхронных режимов, устранение опасных повышений
162
частоты и напряжения при набросах активной и реактивной
мощностей па присоединение (местные и промежуточные энерго
системы) из за разрыва электропередачи При анализе общих
требований, проведенном в ОДУ ЕЭС европейской части СССР,
были разработаны (на основе исследования процессов в простей
ших схемах) методы определения объема разгрузки для обеспе
чения нормативного запаса статической устойчивости в после
аварийном режиме и устойчивости простого и сложного переходов
к этому режиму Были выявлены условия достижения «равнопроч
ности» электропередачи по условиям статической и динамической
устойчивости, рассмотрены особенности использования ПА при
работе АПВ, исследовано влияние аварийного изменения
параметров режима приемной энергосистемы и г д [33]
В связи с вводом передачи постоянного тока в ИЭМ, НИИПТ и
ВЭИ исследовались возможности безынерционного регулирования
передачи постоянного тока для повышения устойчивости электро
передачи переменного тока при совместной их работе [35]
Ввод в эксплуатацию дальних электропередач сыграл опре
деляющую роль в объединении энергосистем и создании ЕЭС
европейской части страны Противоаварийная автоматика дальних
электропередач уже на первых этапах ее внедрения имела систем
ное значение, с образованием сети 500 кВ участки дальних электро
передач стали основными межсистемными связями формирующей
ся ЕЭС европейской части СССР, а ПА этих связей развивалась
как основная системная автоматика ЕЭС
В связи в этим в ОДУ ЕЭС европейской части СССР значитель
ное внимание уделялось исследованию особенностей режима
межсистемных связей и разработке режимных требований к ПА
этих связей На основе обобщения полученного опыта и
проведенного анализа процессов в простейших схемах (с использова
нием понятий потенциальной и кинетической энергий системы)
получены качественные оценки и некоторые количественные пока
затели, необходимые для выбора вида и интенсивности управля
ющих воздействий Была показана зависимость эффективности
противоаварийного управления перетоками мощности по межеие
темным связям от соотношений мощностей и коэффициентов
крутизны зависимости мощности от частоты соединяемых частей
энергообъединения, было исследовано влияние этих соотношений
па режимы межсистемных связей в процессе установления режима
после аварийных возмущений и реализации управляющих воз
действий ПА, была выявлена опасность нарушения режима слабых
или относительно мощных, ио сильно загруженных связей даже
при небольших аварийных отклонениях частоты; было показано
преимущество аварийной разгрузки связей между соизмеримыми
по мощности частями сложного энергообъединения совместным
воздействием на снижение генерирующей мощности в отправной
части и отключение менее ответственной нагрузки в приемной
163
части, были даны методы оценки обьема аварийной разгрузки
(снижение генерирующей мощности) при набросс мощности на
связь или ослаблении схемы связи, было отмечено влияние задерж
ки разгрузки, были сопоставлены требования к разгрузке по
условиям обеспечения нормативного запаса статической устой
чивости, простого и сложного динамических переходов, рассмот
рены условия эффективного использования выделительной автома
тики, особенности применения устройств автоматики, действу
ющих при асинхронном ходе, ограничивающих аварийные откло
неиия частоты и напряжения, и т д [33 36 37]
Типовые (упрощенные) структуры энергообъединении. В даль
пейшем анализ характерных аварийных нарушений и общих требо
ваний к ПА проводился в ЦДУ ЕЭС СССР, ЭСП ВНИИЭ и
НИИПТ применительно к простым (стилизованным) схемам
подобным представленным на рис 3 4 [14 38—41] При рассмот
рении условий эффективного противоаварииного управления
в энергообъединепиях различной структуры часто можно выде
лить исследуемые звенья, рассматривая процессы в них с исполь
зованием одной из приведенных стилизованных схем (структур)
Структура сложного энергообъединения или крупной его части
(района противоаварииного \ правления) может быть комбина
цией простейших структур, и в этом случае требования к проти
воаварийному управлению в первом приближении определяются
на основе сочетания требований, обусловленных особенностями
рассматриваемых схем Однако сведение сложной структуры к
комбинации более простых не всегда возможно даже при выяв
лении общих принципов противоаварииного управления, и, как
правило, проектирование комплексов ПА и определение условий
их использования в эксплуатации требуют детатьного анализа
0 I ^ I©
\ 11
© I Г I 0
I ш I
Рис 3 4 Простейшие структ\рные схемы энергообъединенип
164
0нЬо^0-^Э
нормальных и аварийных режимов с использованием эквивалент
ных схем отображающих все существенные особенности схем
и режимов рассматриваемого объекта (района) противоаварий
ного управления и позволяющих получить не только качественную
оценку исследуемых процессов, но и достоверную количественную
характеристику всех параметров, знание которых необходимо для
выбора и настройки ПА, а также для проверки эффективности
ее действии
Ниже даны краткое описание характерных нарушений режима
и общие требования к ПА межсистемных связей в энергообъеди
ненинх, представленных показанными на рис 3 4 простейшими
двухузловыми (двухмашинными) и более сложными многоузло
выми (многомашинными) схемами.
К простейшим структурам (схемам) елносятсн. / избыточ
ная по мощности часть энергообъединения, связанная со значи
тельно более крупной (основной) частью энергообъединения
// — дефицитная часть энергообъединения, связанная со зна
чительно более крупной избыточной по мощности частью; /// —
две соизмеримые по мощности части энергообъединения, сое
диненные относительно сильной связью IV — две части энерго
объединения, соединенные слабой свя!ью При рассмотрении
эгих простых структур предполагается, что аварийные нару
шения схемы и режима рассматриваемых связей, а также управ
тяющие воздействия ПА не создают опасных нарушений режима
внутренних связей соединяемых частей энергообъединения
К основным аварийным нарушениям для схем (структур)
/—IV относятся перегрузки неповрежденной связи, вызванные
неправильным ведением ее режима, аварийными нарушениями
баланса мощности — отключением нагрузки в отправной части
энергообъединения схемы /, отключением части генерирующей
мощности в приемной части энергообъединения схемы //, тем
или другим нарушением баланса в энергообъединениях схем ///
и IV (для схемы IV даже незначительным нарушением),
аварийными изменениями частоты в энергообъединении — сни
жением частоты в схеме / и повышением в схеме // из-за на
рушения баланса мощности в основной части энергообъедине
ния (для схемы IV опасны таже незначительные отклонения
частоты) Общими для всех рассматриваемых схем опасными
нарушениями являются близкие тжелые КЗ, аварийные изме
пения схемы связи, сбросы передаваемой мощности в цикле
успешного АПВ Асинхронный режим связи может быть кратко
временно допустимым, при наличии промежуточных электро
станций и узлов нагрузки близких к центру качаний, может
привести к нарушению их работы, а при задержке в ликиида
ции — вызвать повреждение линий и оборудования и дальней
шее развитие аварии в энергообъединении
Разрывы связей приводят к отклонению частоты в разде
165
лившихся частях, зависящему от относительного значения ава
рийного небаланса мощности и крутизны характеристик зави
симости мощности от частоты этих частей энергообъединения
Повышение частоты (в отправных частях энергообъединения)
может быть значительным в схеме / (особенно при большом
сбросе мощности ГЭС), ограниченным допустимыми пределами
в схеме /// и несущественным в схеме IV Снижение частоты
(в приемных частях) может в схеме // достигать опасных
значений, при которых действует АЧР Снижение частоты до уровня
уставок АЧР не исключается в схеме /// и даже в схеме IV, в
особенности если разрыв был вызван нарушением устойчивости
из за потери генерируемой мощности в приемной части
Общие требования к ПА в энергообъединениях простой
структуры заключаются в предотвращении нарушения устойчи
вости снижением генерируемой мощности в отправной части
или выделением части мощности на приемную часть
энергообъединения в схемах / и /// и отключением наименее ответ
ственной нагрузки приемной части в схеме // Использование
автоматики для сохранения устойчивости слабой связи в схе
ме IV во многих случаях (в особенности для весьма слабых
связей) нецелесообразно При допустимости кратковременного
асинхронного режима может использоваться автоматика, облег
чающая ресинхронизацию, при неуспешное™ которой должно
осуществляться автоматическое разделение несинхронно рабо
тающих частей При недопустимости даже кратковременного
асинхронного режима автоматика деления должна действовать
по первым признакам нарушения устойчивости, при наличии
промежуточных нагрузок целесообразно осуществлять автома
тическое деление с переводом всей или большей части этих
нагрузок на передающую часть эиергообъединения К противо
аварийной автоматике предъявляются также требования огра
иичения опасных повышений частоты в избыточной части (схе
ма /) и понижений частоты в дефицитных частях энергообъеди
нений (схема //, в некоторых случаях — схемы ///, IV) при
разрывах связей
К более сложным структурам (схемам) относятся энерго
объединения V—с цепочечной схемой связей, VI—с радиаль
ной схемой связей, VII — с кольцевой схемой связей
Характерной особенностью многомашинных (многоузловых)
структур является возможность опасного влияния аварийных
нарушений работы одной из связей на режимы других связей.
В общем случае сложной схемы связей направление мощности,
передаваемой по некоторым связям, может изменяться с
разными временными циклами (иногда в пределах суток), отдель
ные части (узлы) эиергообъединения могут работать то с избыт
ком, то с дефицитом мощности, соответственно изменяется и
состав типичных аварийных нарушений, и взаимодействие
166
связей в аварийном процессе В многомашинных структурах
управляющие воздействия ПА, имеющие целью предотвращение
нарушения одной из связей, могут вызвать отклонение частоты
или увеличение отклонения частоты, вызванного аварийным
возмущением, при которых создается угроза развития аварий
из за опасной перегрузки других связей
Асинхронный режим одной из связей наряду с особенностями,
указанными выше для простейших двухузловых схем, может
привести к развитию аварий с нарушением работы другой связи
вследствие возникновений резонансных колебаний С усложне
нием структуры энергообъединения расширяется спектр частот
собственных колебаний системы и увеличивается вероятность
развития аварийных процессов из-за резонансных колебаний
Указанные выше особенности многомашинных структур про
являются, например, в трехузловой схеме, представляющей
собой частный случай цепочечной схемы V В этом случае раз
рыв одной из связей приводит к переходу на двухузловую схему
подобную рассмотренным ранее, с нарушением баланса мощ
ности в одном из узлов Аварийное нарушение баланса мощности
в одном из трех узлов приводит к изменению перетоков мощ
ности по обеим связям, во многих случаях воздействие на ба
лансы мощности двух узлов может устранить опасную пере
грузку связей, в ряде случаев необходимо согласованное воздей
ствие на балансы мощности всех трех узлов или деление
системы При ослаблении одной из связей для предотвращения
нарушения ее устойчивости целесообразно сочетать снижение
генерируемой мощности в отправном узле с отключением части
нагрузки в приемном таким образом, чтобы отклонение частоты
в энергообъединении не превышало значения, при котором
может произойти нарушение работы другой связи Если такое
воздействие автоматики «балансирующего действия» связано
с необходимостью отключения нагрузки в большом объеме,
более эффективным можег быть воздействие на деление сие
темы Еще более сложными оказываются требования к ПА для
цепочечной схемы с числом узлов более трех В тех случаях,
когда применение автоматики балансирующего действия
может оказаться недостаточно эффективным, целесообразно при
менеиие координации действия децентрализованных устройств
автоматики некоторых связей, а при особо ответственных свя
зях — создание централизованной системы противоаварийного
управления
В энергообъединениях структуры VI с радиальной схемой
связей центральная часть обычно является более мощной, чем
концевые части Аварийные нарушения схемы и режима радиаль
ной связи мощной центральной части со значительно меньшей
по мощности концевой частью сходны с рассмотренными для
структур I н II (соответственно для избыточной и дефицитной
167
концевых частей) При радиальной связи с относительно
мощной концевой энергосистемой аварийные нарушения сходны
с рассмотренными для структур /// и IV (соответственно для
сильной и слабой связей). Значительное изменение перетока
мощности по сильной связи или разрыв этой связи может
приводить к существенному изменению избытка или дефицита
мощности в центральной части с отклонением, превышающим
значение, допустимое по условиям сохранения устойчивости
других связей Относительное уменьшение мощности центральной
части энергообьединения приводит к увеличению взаимного
влияния радиальных связей и увеличивает опасность каскад
ного развития аварий В некоторых случаях развитие аварии
может быть предотвращено автоматикой балансирующего дей-
С1вия одной из связей, в других аварийное нарушение на одной
из связей будет приводить к действию автоматики на нескольких
связях
Для энергообъединений структуры VII с кольцевой схемой
связей особое значение приобретает многообразие режимов,
связанное с гем, что мощности, передаваемые по отдельным
звеньям кольца, во многих случаях изменяются не только по
величине и направлению Разрыв кольца приводит к переходу
на схему V с аварийными процессами, вызванными мгновенным
нарушением баланса мощности в концевых узлах
образовавшейся цепочечной схемы
Общий режим кольца определяет его «опасные сечения»,
характеризуемые тем что разрыв кольца на одном из участ
ков входящих в это сечение приводит к опасному набросу
мощности на другой участок
Другая основная особенность рассматриваемой структуры
эиергообъединения состоит в том, что нарушение синхронизма
при замкнутом кольце происходит не менее чем по двум участ
кам кольца Сильно проявляющееся в этой схеме взаимное влия
ние электропередач создает yipo3y каскадного развития аварий,
в частности с возникновением асинхронного режима с несколь
кими частотами
Для эффективного противоаварийного управления
кольцевой схемой ответственных связей необходим непрерывный
контроль схемы и режима основных звеньев кольца, и такое управ
ление може1 быть обеспечено созданием централизованной
системы ПА
Из изложенного выше следует, что характерным общим тре
бованием к ПА предотвращающей нарушение устойчивости
в районах управления со сложной схемой связей, является
широкое применение автоматики балансирующего действия с
использованием при необходимости координации действия основ
ных децентрализованных устройств а для наиболее ответствен
ных районов управления — переход к централизованной систе
168
ме ПА Как правило, для рассматриваемых сложных структур
возникновение асинхронного режима на одной из связей создает
угрозу развития аварии, чем обусловливается требование лик
видации такого режима на начальной его стадии
Ниже рассмотрены режимные требования и принципы выпол
нения различных видов автоматики с анализом условий их
использования и оценкой эффективности действия
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
РЕЖИМНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ
АВТОМАТИКИ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩЕЙ НАРУШЕНИЕ
УСТОЙЧИВОСТИ
4 1. Предотвращение нарушений статической и динамической
устойчивости в простейших системах
Предотвращение нарушения устойчивости в аиергообъеди-
нении структуры / (см рис. 3.4). Аварийное изменение схемы
электрической связи Статическая устойчивость послеаварийного
режима Режимные требования к ПА предотвращающей
нарушение устойчивости связи отправной (избыточной по мощности)
части энергообъедипения со значительно более мощной (основ
ной) частью энергообъединения, могут быть выявлены на осно
ве анализа процессов в простейшей схеме работы генератора
на шины бесконечной мощности Этот анализ позволяет полу
чить ряд важных соотношений и зависимостей и наметить
общий подход к выбору противоаварийной автоматики (в част
ности, к оценке необходимого размера аварийной разгрузки)
для рассмотренных выше схем дальних электропередач от ГЭС
и для случая межсистемной связи энергообъединения простей
шей структуры / [33, 36]
Выявляя требования к автоматике разгрузки при аварийном
изменении схемы электрической связи, целесообразно начать
с рассмотрения условий обеспечения минимально допустимого
(нормативного) запаса статической устойчивости в кратковре
мениом послеаварийном режиме
Обозначим пределы статической устойчивости в нормальном
и послеаварийных режимах соответственно P"af и Р«Р, а мот
ность эквивалентного агрегата в исходном нормальном режи
ме Pd и в послеаварийном режиме после действия автоматики
аварийной разгрузки — Р' Введем параметр р, характеризую
щий уменьшение предела статической устойчивости при пере
ходе к схеме послеаварийнош режима
169
концевых частей) При радиальной связи с относительно мощ
пой концевой энергосистемой аварийные нарушения сходны
с рассмотренными для структур /// и IV (соответственно для
сильной и слабой связей) Значительное изменение перетока
мощности по сильной связи или разрыв этой связи может при
водить к существенному изменению избытка или дефицита
мощности в центральной части с отклонением, превышающим
значение, допустимое по условиям сохранения устойчивости
других связей Относительное \меньшение мощности центральной
части энергообъединения приводит к увеличению взаимного
втияния радиальных связей и увеличивает опасность каскад
ного развития аварий В некоторых случаях развитие аварии
может быть предотвращено автоматикой балансирующего
действия одной из связей, в других аварийное нарушение на одной
из связей будет приводить к действию автоматики на нескольких
связях
Для энергообъединений структуры VII с кольцевой схемой
связей особое значение приобретает многообразие режимов,
связанное с тем, что мощности, передаваемые по отдельным
звеньям копьца, во многих случаях изменяются не только по
величине и направлению Разрыв кольца приводит к переходу
на схему V с аварийными процессами, вызванными мгновенным
нарушением баланса мощности в концевых узлах образовав
шейся цепочечной схемы.
Общий режим кольца определяет его «опасные сечения»,
характеризуемые тем, что разрыв кольца на одном из участ
ков, входящих в это сечение, приводит к опасному набросу
мощности на др\юй участок
Другая основная особенность рассматриваемой структуры
энергообъединения состоит в том, что нарушение синхронизма
при замкнутом кольце происходит не менее чем по двум
участкам кольца Сильно проявляющееся в этой схеме взаимное влия
ние электропередач создает угрозу каскадного развития аварий,
в частности с возникновением асинхронного режима с несколь
кими частотами
Для эффективного противоаварийного управления
кольцевой схемой ответственных связей необходим непрерывный конт
роль схемы и режима основных звеньев кольца, и такое
управление может быть обеспечено созданием централизованной
системы ПА
Из изложенного выше следует что характерным общим тре
бованием к ПА, предотвращающей нарушение устойчивости
в районах управления со сложной схемой связей, является
широкое применение автоматики балансирующего действия с ис
пользованием при необхотимости координации действия основ
ных децентрализованных устройств, а для наиболее ответствен
ных районов управления — переход к централизованной систе
168
ме ПА Как правило, для рассматриваемых сложных структур
возникновение асинхронного режима на одной из связей создает
угрозу развития аварии, чем обусловливается требование лик
видации такого режима на начальной его стадии
Ниже рассмотрены режимные требования и принципы
выполнения различных видов автоматики с анализом условий их
использования и оценкой эффективности действия
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
РЕЖИМНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ
АВТОМАТИКИ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩЕЙ НАРУШЕНИЕ
УСТОЙЧИВОСТИ
4.1. Предотвращение нарушений статической и динамической
устойчивости в простейших системах
Предотвращение нарушения устойчивости в
энергообъединении структуры / (см рис. 3.4). Аварийное тменение схемы
электрической связи Статическая устойчивость послеаварийного
режима Режимные требования к ПА, предотвращающей
нарушение устойчивости связи отправной (избыточной по мощности)
части энергообъединения со значительно более мощной (основ
ной) частью энергообъединения, могут быть выявлены на осно
ве анализа процессов в простейшей схеме работы генератора
на шины бесконечной мощности Этот анализ позволяет полу
чить ряд важных соотношений и зависимостей и наметить
общий подход к выбору противоаварийной автоматики (в част
ности, к оценке необходимою размера аварийной разгрузки)
для рассмотренных выше схем дальних электропередач от ГЭС
и для случая межсистемной связи энергообьединения простей
шей структуры / [33 36]
Выявляя требования к автоматике ра^1рузки при аварийном
изменении схемы электрической связи, целесообразно начать
с рассмотрения условий обеспечения минимально допустимою
(нормативного) запаса статической устойчивости в кратковре
менном послеаварийном режиме
Обозначим пределы статической устойчивости в нормальном
и поелсаварийных режимах соответственно Р?,р и Л?ф а мош
ность эквивалентного агрегата в исходном нормальном режи
ме Pd и в послеаварийном режиме после действия автоматики
аварийной разгрузки — Р1 Введем параметр р характеризую
щий уменьшение предела статической устойчивости при пере
ходе к схеме послеаварийного режима
169
Для того чтобы при аварийном изменении схемы запас ста
тической устойчивости в послеаварийном режиме был не менее
нормативного значения /г,, электрическая связь (электропере
дача) должна в исходном нормальном режиме работать с
запасом статической устойчивости
Отсюда следует, что электропередача при отсутствии аварий
ной разгрузки может работать с нормативным запасом устой
чивости fea=0,2 (при /гс = 0,08) только в том случае, если Р^0,1
Однако, как правило, относительное снижение предела стати
ческой устойчивости при аварийном нарушении схемы дальней
электропередачи значительно больше 0,1 Для двухцепных
электропередач при проектных схемах значение р было близким
к 0,2 при временных схемах этих электропередач (а также
для одноцепных электропередач с промежуточными
присоединениями) оно достигало 0,4—0,5, а в ряде случаев превышало
эти значения Для обеспечения нормативного запаса £с=0,08
при Р>0,1 при отсутствии аварийной разгрузки необходимо,
чтобы электропередача работала в исходном режиме с запасом
статической устойчивости, превышающим нормативное
значение £а=0 2 Степень недоиспользования пропускной способности
электропередачи может быть при этом весьма значительной
Так, при значениях р, равных 0,2 и 05 минимальные значения
ka составляют соответственно 0 35 и 1,16 и, следовательно, не
обходимо снижение передаваемой мощности по сравнению с
допустимой при нормативном запасе статической устойчивости
в нормальном режиме (/га = 0,2) соответственно на 11 и 44%
Применение аварийной разгрузки электропередачи при нару
шении ее схемы дает возможность работать в нормальном ре
жиме с минимально допустимым для этого режима запасом
статической устойчивости и вместе с тем обеспечить сохранение
необходимого запаса в послеаварийном режиме, т е. выполнить
требование «равнопрочности» электропередачи но условиям ста
тической устойчивости
Обозначим через а значение разгрузки, отнесенное к пределу
статической устойчивости в нормальном режиме РЦР
Р" — р
*=^~ (4 3)
Необходимые значения разгрузки в зависимости oi ka и kc
определяются выражением
8(1 + к,) - к, Ь fer
а— (4 4)
(I + fe.Hl + к ) v '
Увеличение допустимою значения передаваемой мощности
в исходном нормальном режиме, которое может быть достш
170
пуго применением аварийной разгрузки, определяется (при
р =0,2 и fec —0,08) выражением ^F^-1- При значениях Р, равных
0 2, 0,3, 0,4 и 0,5, передаваемая мощность может быть повышена
(по сравнению с допустимой при отсутствии разгрузки) соот
ветственно на 12,5, 28,6; 50 и 80% Необходимые для этого
размеры разгрузки а составляют соответственно 0,093, 0,185,
0,278 и 0,37
В начальный период эксплуатации дальних электропередач
для более полного использования мощности и энергии ГЭС до
пускалась работа дальних электропередач с несколько снижен
ными запасами статической устойчивости в нормальном режиме
при обеспечении нормативного запаса в послеаварийном режиме
за счет увеличения размера аварийной разгрузки По действую
щим в настоящее время «Руководящим указаниям по устойчи
вости энергосистем)» [10] допускается в определенных условиях
работа электропередач (электрических связей) со значениями
fca —0,15 (утяжеленный режим) и £а = 0,08 (вынужденный ре
жим) Размеры разгрузки а при работе в утяжеленном режиме
должны быть увеличены по сравнению с указанными выше для
/!?а = 0,2 и р — 0,2 — 0,5 на 0,03—0,04 При работе в вынужден
ном режиме условие /га = £с = 0,08 обеспечивается в идеаль
ном случае разгрузки в момент изменения схемы при а = 0,93р
(практически даже при небольшой задержке значение а. должно
превышать р, и при больших значениях Р разгрузка может
быть неэффективной)
Необходимый размер раз1рузки и ее эффективность оцени
вались выше в предположении, что разгрузка не оказывает
существенного влияния на предел статической устойчивости в
послеаварийном режиме Такое предположение оправдано в
обычном для дальних электропередач случае, когда генерато
ры отправной электростанции оснащены АРВ сильного действия,
регулирующими астатически или с малым статизмом напряже
ние в начале линии При работе генераторов отправной электро
станции с регуляторами пропорционального действия предел
статической устойчивости зависит от числа включенных генера
торов и разгрузка приводит к увеличению р, что требует вне
сения соответствующих поправок [33]
Подобно указанному выше автоматика аварийной разгрузки
является необходимым условием обеспечения параллельной ра
боты по нескольким связям при рациональном использовании
их пропускной способности Рассмотрим в качестве примера
параллельную работу энергосистемы мощностью Р„ом по одной
двум межсистемным связям с мощным энергообъединением
Примем, что амплитуда нерегулярных колебаний обменной
мощности ДР практически не зависит от количества связей,
отключение одной из двух связей не изменяет предела статической
171
устойчивости оставшейся в работе второй связи и эгот предел
практически не изменяется при разгрузке энергосистемы
Нормативный запас статической устойчивоаи в нормальном
режиме
k'=^~k„ ~ = 02 (4 5)
где Рдс, — дощстимое значение передаваемой мощности при
fc, = 0 2 Отсюда
лГ=п1тг-^ (45d)
При наличии одной связи с аР= 0]Я„„„ и ЛЯ = 0 02 (что
соответствует Р„о„х5000 МВт) допустимое значение передавае
мой мощности Рдоп = 0 ОбЬЯнои, т. е. 66% Я5Р
Определим теперь допустимое значение обменной мощности
при вводе в работу второй такой же связи, исходя из требо
вания сохранить параллельную работу при аварийном отклю
чении одной из связей
По аналогии с предыдущим при выполнении этого требо
вания
Р'1оП = jig (0,1 - 0,02) Я, „ = 0 074Я„„„,
что составляет только 37% предета статической устойчивости
двух связей
Применение аварийной раз[рузки при отключении одной Hi
связей позволяет увеличить передаваемую мощность до 0 15Я„0Ч,
необходимый размер разгрузки составляет 0,076ЯН<Ш> что сеют
ветствует а = 0 38
Достшаемая применением разгрузки «равиопрочность» меж
системных связей по условиям статической устойчивости в нор
мальном и послеаварийном режимах обеспечивает
максимальное использование пропускной способности этих связей, для
которых требования динамической устойчивости как правило
являются менее существенными
В сложных энергообъединениях использование пропускной
способности межеистемныч связей с нормативными запасами
устойчивости в нормальном режиме при отсутствии ПА создает
опасность значительного развития аварии
На рис 4 1 показана схема, в упрощенном виде отражающая
сложившуюся в первой почовине 60 х годов структуру одного
из территориальных эпергообъединений (не входящего в сое
тав ЕЭС) В эти годы межеистечные связи 220—330 кВ
энергообъединения не были еще оснащены устройствами ПА и
отключение одной из связей приводило в ряде случаев к каскадному
развитию аварии [36 37]
172
В рассматриваемом энерго
объединении (рис 4 1) Л В и
С— основные его части, из кото е
рыл А и В избыточные энерю
системы а С — дефицитная К
промежуточной точке т связи
АВ примыкает энергоузел D, не
большие энергосистемы Е G и
Н присоединены соответственно
к промежуточной точке п связи
АС и к энергосистемам В и С
Пусть наиболее мощные связи АС
и ВС загружены только на 50—
60% предела статической
устойчивости, а менее сильная связь
АВ (пропускной способностью в п , , ,
v ^ J „ч Рис 4.1. Струкгурная cxevid энерю
2 раза меньшей, чем связь АС) объединения
работает с малой загрузкой Тог
та даже при таких значительных запасах статической устойчи
вости отключение головного участка связи АС приведет к нару
тению устойчивости связей АВ и ВС с возникновением трех
частотного асинхронного хода, повышением частоты в энерго
системах Л и В и снижением частоты в энергосистеме С
Дальнейшее развитие аварии может быть вызвано значительными
снижениями напряжения в энергоузле D или резонансными
колебаниями электростанций этого узла из за асинхронного ре
жима связи АВ ослаблением схемы присоединения энерюсисте
мы Е и набросами мощности на связях СН и BG из за аварийного
отклонения частоты в избыточной и дефицитной частях энерго
объединения
Предотвратить столь опасное развитие аварии можно с по
мощью быстродействующей автоматики, предотвращающей на
рушение устойчивости связи АВ (снижением генерируемой мощ
ности энергосистемы А или выделением на эту связь части мощ
ности энергосистемы) при аварийном разрыве связи АС а также
автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости свя
зи ВС (снижением 1енерируемой мощности в энергосистеме В
и отключением части неответственной нагрузки в энергосис
теме С) При отказе или неэффективности действия автоматики
предотвращения нарушения устойчивости дальнейшее развитие
аварийных процессов должно предупреждаться действием авто
матики ликвидации асинхронного режима
Внедрение указанных (и некоторых др>чих) устройств ПА
устранило опасность каскадного развития аварии в рассматри
ваемом энергообъединении
Устойчивость «простого» динамического tiepexoda Требова
ния к автоматике аварийной разгрузки электропередачи при
173
аварийном нарушении ее схемы определяются не только необ
ходимостью обеспечить допустимый запас статической
устойчивости в послеаварийном режиме, но и условиями устойчи
вости динамическою перехода к этому режиму Динамический
переход иногда может быть вызван изменением схемы без КЗ,
но в большинстве случаев ои происходит вследствие КЗ и от
ключения поврежденною элемента По терминологии [42J —
это «простой» и «сложный» динамические переходы
Исследование электромеханических переходных процессов
в простейшей схеме может быть выполнено с использованием
понятий потенциальной и кинетической энергий относительного
движения ротора эквивалентного генератора, работающего с
неизменной по модулю ЭДС (£) через реактивное сопротивление
(X) на шины неизменного напряжения (с/с) мощной приемной
энергосистемы, и выраженным аналитическим правилом пло
щадей [33, 43]
Приведенное к безразмерному виду уравнение относитель
ного движения ротора генератора для рассматриваемой про
стейшей схемы имеет виц
-ii*- = r —sm6, (4 6)
dtr,r„
где Т =—^, Ртах =— • t„fm = -у_ 1
6 - угол между векторами Е и U_, рад, t — время, с, Ртах — мак
симальное значение электрической мощности, МВт т,гфяв — нос
тоянная механической инерции эквивалентною 1енератора, при
веденная к мощности первичного двигателя в исследуемом ре
жиме Рг,
т - 111- _L
т, — постоянная механической инерции, с, отнесенная к номи
нальной мощности эквивалентного генератора Я,Юм, /гзагР =
"=Ят/Яцом — загрузка генератора в долях Р„0м
Потенциальная (П) и кинетическая (К) энергии системы
в безразмерных единицах
П = — ТЬ — cos б, (4 7)
/C = |(d6/d/„p„B)2 (4 8)
Уравнение (4 6), как известно, может быть использовано и
при учете активных сопротивлений схемы, и в более общем слу
чае работы генератора через четырехполюсник (к схеме четырех
полюсника может быть приведена схема работы генератора
через сеть любой конфигурации с нагрузками, замещаемыми
постоянными сопротивлениями) При исследовании относитель
174
ного движения к рассматриваемой схеме работы эквивалент
ного генератора на шины бесконечной мощности может быть
также приведена двухмашинная система с неизменными ЭДС
эквивалентных генераторов
При этом в уравнении относительною движения ^^ Ь)
6 = 6и —^ где v|=arctgl
{^tB«,) .49,
\Tj|+T,., /
+ т
—М'
Z / т;] + т/2 \ Zii
(4 10)
E'i ч
-sin a И (4 11)
/-it I r~,
/>.„„,= л/т; +iy2 + 2i,.T,/cos2a 'Л Л 2)
2\. t, т,2
Здесь ol2 — уюл между векторами ЭДС эквивалентных генераторов Е, Е_ —
модули этих ЭДС' т7 т12 — постоянные механической ннернии агрегатов; Р, ,
Р г — мощности их первичных двигателей; Zn In, 7-v - собственные и
взаимные сопротивления an а2г, a i — соответствующие дополнительные углы этих
сопротивлений
Использование уравнения (4 Ь) предполагает приближенный учет влияния
АРВ сводящийся к выбору эквивалентною реактивного сопротивления от
правной системы (симметричного в о«ях d и q) ЭДС за которым можно счп
тать неизменной в рассматриваемом переходном процессе
При приближенном анализе влияние АРВ сильного действия учитывается
поддержанием постоянства ЭДС за небольшим реактивным сопротивлением до
шип высшего напряжения (с расчетным запасом — постоянства генераторного на
пряжения) Влияние АРВ пропорционального действия обычно учитывается
поддержанием постоянства ЭДС за переходным реактивным сопротивлением
генераторов
В процессе простого динамического перехода относительное
движение описывается уравнением (4 6) при начальном значении
угла 6о, нулевой начальной скорости и начальном ускорении,
равном
(-Р-) =rc-sm60, (4 13)
где Тс и /прив соответствуют схеме послеаварийиого режима
Предельное условие сохранения динамической устойчивости
при простом переходе
//о — П max,
где П0 и П,„ах — потенциальные энергии системы в начальный
момент движения (6 = 6п) и в точке неустойчивого равновесия
(6 = Л — буст)
/7o=-rc60-cos6o, (4 14)
/7mo,= — Гс(л — 6vcr) + cos6>CT (4 15)
174
Для зоны относительно больших значений 60 предельное
(максимальное) значение 7С по условию устойчивости простого
динамического перехода 7"J;i'p может быть ирибчиженно опреде
пено по формуле
7"^,nnp^0 74 + 0 2bsin 60 (4 16)
(ошибка при определении Тспр при 6о^ЗО° не превышает
0 001)
Минимальное значение запжа статической устойчивости в
послеаварийном режиме в зависимости от начального угла дви
жения 60
Rcmn- -2i846 + sinS„ (*и)
Если начальный угол равен углу в исходном режиме и ха
рактеристики зависимости электрической мощности ог yuia в
статическом режиме и переходном процессе совпадают то
sin бп =
При этом //о П,„ах, 7"?;пр, kcmin могут быть записаны как
функции k„ и kc
/7„= T^_arcsin-f^---rii--Vft,(ft. + 2), (4 18)
Я
/пах '
fA_- [n- arcsin -jlj- - л/ЦЬ + 2)] , (4 19)
/?Л=1±^, (4 20)
при эгом
0 2Ь fe„
к-°=т+шт <420а>
Максимально допустимое значение р по условиям
устойчивости простого динамического перехода при отсутствии аварий
ной разгрузки
„л, п _ 0,74*а /4 911
Р"""— 1+074*: ( '
При £, = 0 2 имеем fccn™„ = 0,045, /T;„'it = 0,955 р;',;Л = 0 129
На рис 4 2 значения fcc как функции kd для различных значе
ний р сопоставлены с значениями /г?;„"„
Как видно из рис 4 2,при £а = 0,4 и /гс—0 08 чему соответст
вует р = 0,229 требования обеспечения устойчивости простого
динамического перехода и сохранения в послеаварийном режиме
нормативного запаса устойчивости равносильны При меньших
176
Рис 4.3. Зависимое™ размера аварийная разгрузки ее от k2 и р по условиям
обеспечения ^,. = 0,08 (сплошные линии) и по условиям простого динамического
перехода (пунктирные линии)
значениях p(fcd<0,4, fec=0,08) определяющими являются требо
вания по запасу статической устойчивости в послеаварийном
режиме, при больших значениях р (ks^> 0 4, к =0,08) норматив
ный запас статической устойчивости в послеаварийном режиме
недостаточен для устойчивости простого перехода.
Если разгрузка обеспечивающая устойчивость простого
динамического перехода, осуществляется одновременно с изменением
схемы (или с малым запаздыванием относительно момента
нарушения схемы), т е при углах, практически равных 6о то
минимально необходимые значения аварийной загрузки а (при
значениях к3 в пределах 0 2- 1)
На рис 4 3 зависимости необходимого размера разгрузки,
осуществляемой в момент изменения схемы a" n(ka, P), сопостав
тены с зависимостями a(fen P), определенными по условию обеспе
чения нормативною запаса устойчивости в послеаварийном
режиме (к, =0 08)
При использовании автоматики разгрузки, действующей не
по признакам изменения схемы, а по признаку увеличения мощ
ности или угла в послеаварийном режиме, разгрузка осуществля
ется при достижении угла ft,, существенно превышающего
начальный укл 6о и соответствующею значению k,<cks, при
этом размер разгрузки, необходимой для обеспечения устойчи
вости простого перехода, должен быть увеличен тем в большей
мере чем больше б, и к, отличаются от 6п и кг [33 36]
177
На рис 4 4 сопоставлены зависимости размера разфузки по
условиям устойчивости простого перехода а" " ф) при разгрузке
в момент изменения схемы (k, = kj) и при задержке разгрузки до
моментов, соответствующих значениям k, 0,1 и 0 (для £а=0,2)
и k, 0,2, 0,1 и 0 (для fca=0,4)
К рассмотренному выше случаю простого динамического
перехода может быть также сведена авария с мгновенным
набросом мощности на связь из-за отключения
нагрузки или аварийного изменения схемы в отправной части
[33, 36]
Предельно допустимое значение наброса мощности опреде
ляется двумя условиями запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме не должен быть ниже нормативного
значения, простой динамический переход к новому режиму с
увеличенной передаваемой мощностью должен быть устойчивым
Какое из этих условии является определяющим, зависит от
запаса статической устойчивости в исходном нормальном режи-
',А
1,0
0,Ь
п
\
.?
3
У^.
'
90 70-50-30-10 0 20 40 всЧ0°
Рис. 4.5. Зависимости максимаЛ1но до
пустимого наброса мощности ц",ах
(кривая /> соответствующего мини
малыюго запаса статической устойчи
вости k"min (кривая 2) и синуса угла
передачи в послеаварийном режиме
sin6KT (кривая 3) от >гла передачи в
исходном режиме 6
Рис. 4 4 Сопоставление зависимостей а(р) для /га = 0,2 и fea=0 4 при разгр>зке
в момент изменения схемы (k.=ktt) и при задержке разгрузки {k,<.k )
ме. Максимально допустимое
долях ЯпР по первому условию
ст кл — k
значение наброса мощности в
(4 23)
(l + ft.)([+Aw 1,08(1—*.)
Нормативному значению fca = 0,2 соответствует п"м = 0,093,
т е при работе связи (электропередачи) с нормативным запасом
устойчивости в нормальном режиме наброс мощности по условию
сохранения *с = 0 08 не должен превышать 9,3% P"f
Максимально допустимое значение наброса мощности (в
долях Р?р) по второму условию для простейшей схемы может
быть определено с использованием (4 6)
На рис 4 5 показано, как в зависимости от исходного угла
электропередачи бо изменяются предельно допустимое значение
наброса мощности г|£„" а также параметры пос«аварийного
режима k" " и sin 6VC,
Область положительных значений угла 6ц соответствует
случаю, когда набрасываемая мощность совпадает по направ
лению с мощностью нормального режима (на рис 4 о,а — отклю
чение местной энергосистемы или связи с энергообъединеиием
В), область отрицательных значений случаю, когда набрасы
васмая мощность вызывает изменение направления передаваемой
мощности (на рис 4 о,б — отключение связи с энергообъедине
нием В, по которой передавалась мощность, значение которой
превышало значение мощности передававшейся в исходном
режиме по оставшейся в работе связи)
Простой динамический переход при изменении направления
передаваемой мощности может быть устойчив только при выходе
Vma«> ^Мх.отнеЗ
пь
0,5
0,2
V
г?ст
углах /
л"" //лЭС
t max / /Л/У
'/ш/\ 1 1 1
\-о^.
' 77 "|Л
' гпая
1 l i
/0,05
J/.0,08
/yO,W
i
Рис. 4,6. Схема связи мошной электро
станции с энергообъединениями А и
В и местной энергосистемой МЭ
0,1 0,20 5 0,Ь 0,5 0,6 0,7 0,8 0 9 %0 *а
Рис 4 7 Сопоставление зависимостей максимально допустимых набросов актив
ной мощности по >словиям статической устойчивости в послеаварийном режиме
*\max ffea, kt-) и но условиям >стойчивости простого перехода fi";"* (ka)
179
на послсаварийный режим с весьма значительным запасом
статической устойчивости в послеаварийном режиме (при
6„=—40° Щ„ = 1,05, sin6ycT«0,5)
Для сл\чая si[i6n5550,5 (т е ka^]) на основе изложенною
ранее
при этом
I +0 lAk,
ап, п °26*' М24а1
Подобно том>, как это показано для случая аварийного измене
нин схемы, первое и второе условия равносильны если т\"ах=-
— tlm»"i, что имеет место при
ь — - 0 4
Kd~ 0,26-0 74fe U4
и соответствует Я"1 = 0,714 Pf?,, Таким образом, при Р* <.0,714Р%
максимально допустимое значение наброса мощности определи
ется требованиями обеспечения нормативного запаса сташческой
устойчивости в послеаварийном режиме (йс = 0,08), а при
Р"> 0,714Я?Р — условиями устойчивости простого динамического
перехода.
На рис 4 7 сопоставлены зависимости т)^„, от кл и kc, a
также чавжимости г]™", от kd Необходимый объем аварийной
разгрузки при набросе мощности определяется соответственно
при fcd<0,4 а. = т] — T)™„'i; (4.25)
при /га>0,1 a = T| —T]mt, (4 25а)
Требования быстродействия особенно важны во втором
случае, разгрузка в размере а = ц — t|,',;a'i достаточна для иредотвра
щения нарушения динамической устойчивости только в том слу
чае если она осуществляется одновременно с возникновением
наброса мощности, т е при тачении угла передачи, равном
исходному Действие автоматики при Ь,> б0 требует увеличения
размера разгрузки (как и в случае аварийною изменения
схемы]
Резкое снижение частоты в приемной энергосистеме. К рас
смотренным выше переходным процессам вызванным внезапным
набросом мощности на неповрежденную электропередачу могут
быть сведены процессы в электропередаче (их начальная ста
дия) возникающие при резком аварийном снижении частоты в
мощной приемной энергосистеме (эпергообъединении) из за по
тери значительной генерирующей мощности. В течение примерно
1 с частота в приемной (концентрированной) энергосистеме при
такой аварии снижается со средней скоростью, близкой к на
чальмои скорости, определяемой относительной величиной ава
180
рииного небаланса мощности и эквивалентной по(Тоянной меха
пической инерции этой энерюсистемы
Как было показано в [33], закон кинетической энергии и
изтоженные выше методы анализа относительно движения при
менимы не только в случае равномерного переносного движения
(неизменная частота приемной энергосистемы), но также в слу
чае, когда переносное движение происходит с постоянным
ускорением угла энергосистемы (неизменная скорость измене
ния частоты) При этом линейное изменение частоты в приемной
энергосистеме в силу принципа относительности оказывается
эквивалентным мгновенному увеличению мощности на валу
агрегата замещающего отправную энергосистему, МВт
\Pr„=-TJP„„^f, (4 26)
1де Ту — постоянная механической инерции отпранной системы,
с, отнесенная к суммарной номинальной мощности ее агрегатов,
МВт, / — частота, оти ед , / — время, с
Отсюда может быть найдена максимально допустимая ско
рость снижения частоты, превышение которой приводит к на
рушению динамической устойчивости
Здесь Ту „риз — постоянная механической инерции отправной
системы приведенная к Я,
Для представляющей наибольший HHiepec области режимов
относительно больших загрузок электропередачи 6o^30° (fed< I),
используя формулу (4 25), можно получить выражение для при
бтиженной оценки предельно допустимою значения скорости
снижения частоты
14-1 = °J4" (4 28)
Так, например, для электропередачи связывающей удален
ную электростанцию с мощной приемной энергосистемой (энер
гообъединснием) при £d=0,2 и т/пркв = 15 с предельная скорость
снижения частоты составляет 0,099 отп ед/с или 0,5 I ц/с Уве
личение инерции отправной энергосистемы (снижение коэффи
циента загрузки работающих на электропередачу генераторов,
связь с местной энергосистемой), как видно из приведенного
выше, ухудшает условия динамической устойчивости
Значению df/dt I ma\ соответствует относительная величина
потери мощности в приемной энергосистеме
ЛЯ,.„,„ = тл | ^/-1 = -Ll_0,74 k„ (4 29)
"' П U( Т I ip,ID
181
где т/с — эквивалентная постоянная механической инерции при
ем ной энергосистемы
Указанному выше случаю предельной скорости снижения
частоты 0,5 Гц/с при т;с = 15 с соответствует аварийное наруше
ние баланса мощности потеря генерирующей мощности в
приемной энергосистеме в размере примерно 15% ее суммарной
мощности
Авария рассматриваемого типа имела место в период, ко1да
двухцспная электропередача Куйбышев — Москва работала по
временной схеме при раздельной работе цепей и отключение
одной из цепей привело к нарушению устойчивости другой цепи
Приведенные выше результаты проведенного анализа позволили
выявить характер процессов, приведших к этой необычной ава
рии Эти результаты были подтверждены опытами, поставлен
ными на электродинамической модели (ЭДМ) ИЭД АН УССР
Hd модели была собрана схема работы 6—12 генераторов ГЭС
через электропередачу, близкую по параметрам к цепи 400 кВ
Куйбышев — Москва, на приемную энергосистему Одноцепная
электропередача была нагружена на 500 МВт, аварийное сниже
ние частоты в приемной энергосистеме вызывалось сбросом
части генерируемой мощности
На осциллограмме рис 4 8, а показан процесс при снижении
частоты в приемной энергосистеме в течение 1 с (Д/ir) па 0,38 Гц,
на рис 4 8,6 — при увеличенном сбросе мощности, вызвавшем
снижение частоты на 0,44 Гц Устойчивость сохранилась на
пределе в первом опыте и нарушилась во втором Данные этих
опытов находятся в соответствии с оценкой предельного значения
скорости снижения частоты по приведенной выше методике пре
дельно допустимое значение скорости снижения частоты по рас
чету составило 0,38 Гц/с
Опытами на ЭДМ было подтверждено также неблагоприятное
влияние увеличения эквивалентной постоянной механической
Рис. 4 8 Переходные процессы в э 1ектропередаче при аварийном снижении
частоты в приемной энергосистеме
1S2
инерции отправной энергосистемы Был проведен также опыт
по схеме, при которой отключаемая и испытуемая цепи 400 кВ
связаны с приемной энергосистемой через общее реактивное
сопротивление. При этой схеме отключение одной из цепей
приводит к некоторому мгновенному увеличению мощности,
передаваемой по оставшейся в работе цепи, что существенно облегчает
условия динамической устойчивости
Нарушение баланса мощности в мощной приемной энерю-
(истеме, при котором быстрое снижение частоты в начальной
стадии процесса создает угрозу нарушения динамической устой
чивости электропередачи, приводит к значительному аварийному
отклонению частоты в послеаварийном режиме Если включен
ные на электропередачу агрегаты ГЭС работают с ограничителя
ми мощности (как это имело место при аварии на одноцепной
электропередаче 400 кВ Куйбышев — Москва), переходные
процессы в электропередаче определяются временным набросом
мощности и в установившемся послеаварийном режиме переда
васмая мощность при отсутствии аварийной разгрузки возвра
щается к исходному значению, а если для предотвращения
нарушения динамической устойчивости потребовалось действие
автоматики разгрузки запасы статической устойчивости в после
аварийном режиме соответственно возрастают
Однако в более общем случае, когда проявляется реакция
отправной части на снижение частоты в установившемся после
аварийном режиме, эта реакция может привести к нарушению
статической устойчивости электропередачи При обычных
значениях крутизны статических характеристик частота — мощность
требования статической устойчивости электропередачи в рас
сматриваемой аварии являются определяющими и размер раз
грузки, необходимый для обеспечения нормативного запаса
статической устойчивости в послеаварийном режиме, превышает
значение, достаточное для сохранения динамической устойчи
вости в начальной стадии аварийного процесса
К противоаварийной автоматике в рассматриваемом общем
случае предъявляется требование предотвращения нарушения
динамической и статической устойчивости, что может быть pea
лизовано двухступенчатым ее действием
Приведенные выше данные характеризуют процессы на элек
трической связи несоизмеримых по мощности Отправной и при
емной частей энергосистемы (энергообъединения) В отличие от
рассмотренного ранее приемная часть не рассматривается как
система бесконечной мощности, но при задании аварийного изме
нения частоты это изменение считается практически не завися
щим от процессов, происходящих на связи с малой по мощно
сти отправной частью
Устойчивость «сложного» динамического перехода [33] При
малой длительности КЗ 01носитетьное движение В аварийном
183
Рис. 4.9 Зависимость db/dtap„R от 6 для различных значений 7\ при предельных
условиях по динамической устойчивости
режиме можно считать равноускоренным и вводить в расчет
среднее значение ускоряющей мощности ДЯср = тРт За время
А/» угол генератора увеличивается на А6„, рад
Л6К=—тЛ/к2 (4 30)
*, р.
Относительная скорость изменения угла в момент перехода
на схему послеаварийного режима, рад/с,
£=^«*.. (4 3,)
или
М I 544 . . ,. „, ,
т,— =Л ггтттиА!, (4 31а)
Определение устойчивости при сложном динамическом пере
ходе может быть произведено с помощью кривых в фазовой
плоскости, представляющих зависимости относительной скорости
d6/dt„pilB от угла б, соответствующие предельным условиям
устойчивости для рассматриваемой простейшей схемы (рис 4 9)
Они показывают возможное распределение максимальной энер
гии, которой может обладать система в устойчивом переходе,
между кинетической и потенциальной ее составляющими Если
в момент перехода на схему послеаварийного режима значения
5 и d8/dt„pm таковы, что изображающая точка на фазовой
плоскости находится внутри области, ограниченной кривой для
данного значения Тс, то сложный динамический переход
устойчив, если вне области (выше соответствующей кривой) — ди
намическая устойчивость нарушается Эти кривые могут быть
также использованы для оценки условий восстановления
синхронизма при несинхронном замыкании с заданными значения
ми 6„ач и (rf6/rf/np„B) „ач при постоянстве Тс и учете только син
хронного момента [33, 43]
184
Рис 4.10 Характеристики относитель
ного движения как функции парамет
ра 7"с
Пщах и Л™,, - максимальное и минималь
ное значения потенциальной энергии, соот
встствующие углам 6maI, равным л —6,,.т
и бус,; {dt)/dl прив) »:„<, kml,x —
максимальные значения скорости относительного
движения и кинетической энергии
устойчивого перехода; 60,ф предельное значение
начального угла по условиям
устойчивости простого перехода
Основные характеристики относительного движения рассмат
риваемой системы как функции Тс показаны на рис 4 10
Условие устойчивости сложного динамического перехода
имеет вид
U?„„, = tf„a4 + A:„al<tfmal (4 32)
|де W„a4— полная энергия которой обладает система в момент
перехода на схему послеаварийного режима, а Янач и Кнлч — ее
потенциальная и кинетическая составляющие, П„шх —
максимальное значение потенциальной энергии определяемое по
(4 19)
Используя (4 8) и (4 32) получаем
W„m
l -f k.
6„„ч
cos6-'+H£;)
(4 33)
Онач = 6o + Дбк
При малых значениях Д6К
cos 8llal « cos 6o — Дбк sin So
и
Wnj4 = n0+^LvJ^(m-!^)
где
+ k
1 + *,
Л/к
По = -7
+ k,
б» — cos So
(4 34)
185
Значение m, соответствующее пределу динамической устойчи
вости при сложном переходе (при малых Лбк), может быть полу
чено решением квадратного уравнения
т2 — Ьт — с = 0, (4 35)
ka £с
где b = -j-r-r' (при отсутствии разгрузки 6 = Р),
с=Ша (1 +kc) (/7»--/7»)
Предельно допустимая длительность КЗ может быть онреде
лена выражением '
-У, -. I J\+k) (/7„„,-/7„)
допустимая длит
1ем /~
^TJnp„, V |5
„ t k.-кЛ
о7 ш ^т-тт^)
(4 36)
Если при отсутствии разгрузки Па<П„шХ, т е устойчивость
простого перехода обеспечивается с запасом, то ттах> Р Слож
ный переход эквивалентен простому при т = 0 или т = р Если
простой переход неустойчив, т е Па> Птах, но разность Я0 —
— Птах мала и \с\ <|Н2/4 то сложный переход может быть ус
Рис. 4 11. Зависимость ттах от ka при
различных значениях йс Д/К = 0 12с
т;г]р„в= 15 с
186
Рис 4 12 Зависимость A/«/VTjnP™ от
k3 при различных значениях m и йс
t,=0 2 — к,=
= 0 15 * =008
тойчивым и т„ах имеет два значения, одно из которых находится
в пределах 0 — fi/2, другое — в пределах fi/2 — р При |с|=р2/4
т,„„ = р/2 При дальнейшем увеличении разности Па — /7т„, и
при |с|>р2/4 неустойчив как простой, так и сложный переход
Для рассмотренных ранее типов дальних электропередач
400—500 кВ характерны следующие значения т при трехфазном
КЗ в зависимости от места аварии — от 0,6 до 0,9, для двухфаз
ного КЗ на землю — от 0,4 до 0,8, для двухфазного КЗ — от
0 3 до 0,5, для однофазного КЗ — от 0,15 до 0,4
На рис 4 11 показана зависимость т,пах от ka для различных
значений kc в частном случае Д(к = 0,12 с, т;пр|]>=15 с При кл
в пределах 0,2—0,3 и £с = 0,08 динамическая устойчивость сохра
няется только при относительно легких КЗ (т = 0,4-н0,5) При
выборе в качестве расчетного аварийного нарушения двухфазно
го КЗ в наихудшей точке (при т от 0,6 до 0,8) электропередачи
рассматриваемого типа не являются «равнопрочными» в отноше
нии устойчивости сложного динамического перехода и
статической устойчивости послеаварийного режима Однако при ka =
= 0,2-^0,4 достаточно увеличить кс до 0,14—0,15, чтобы электро
передача была динамически устойчива при т = 0,8
Кривые на рис 4 12 показывают зависимость максимального
значения Д/к/л/т;пРи» от *а при различных значениях кс и т
С помощью этих кривых может быть определена предельно до
пустимая длительность КЗ (при известном тУприв) для любого
значения т при заданном ke или по известному значению
А(к/л/тУприв оценен минимальный запас статической устойчивости
в послеаварийном режиме kf%,i„, при котором обеспечивается ус
тойчивость сложного динамического перехода для заданного
значения т Если kc"min превышает значение, равное ka — P(l+fta),
то минимальный размер разгрузки определяется по (4 4) при
подстановке ftc = £c"imn Задержка в действии автоматики приво
дит к необходимости увеличения размера разгрузки
Приведенные выше примеры относятся к электропередачам
от Волжских ГЭС, агрегаты которых в целях повышения
динамической устойчивости выполнены с увеличенными значениями
ту Агрегаты блочных ТЭС и АЭС и мощные гидроагрегаты новых
типов имеют существенно меньшие значения Tj, соответственно
утяжеляются условия обеспечения динамической устойчивости и
повышаются требования к аварийной разгрузке связей, по кото
рым осуществляется выдача мощности этих электростанций
Выше были рассмотрены приближенные методы оценки требо
ваний к автоматике аварийной разгрузки, предотвращающей
нарушение устойчивости при отключении КЗ основной быстро
действующей РЗ Для случаев работы основной РЗ с неуспеш
ным ОАПВ, а также отказов выключателей и действия УРОВ для
определения размеров аварийной разгрузки в простейшей и
187
сложных системах нужны более точные расчеты переходных
процессов Часто возникающие в условиях эксплуатации напря
женные режимы обусловливают тенденцию широкого использо
вания средств ПА и увеличения диапазона управляющих воз
действий с возможностью обеспечения устойчивости не только
при расчетных возмущениях, предусмотренных [10], но и при
более тяжелых При этом в случаях наиболее тяжелых, затяж
ных КЗ действие автоматики может оказаться неэффективным,
что не вступает, однако, в противоречие с директивными указа
ниями
Предотвращение нарушения устойчивости в системе
структуры II На режимы и условия статической устойчивости связи
приемной (дефицитной) части энергообъединения со значительно
более мощной (основной) частью энергообъединения в ряде
случаев значительное, а иногда и определяющее влияние
оказывают статические характеристики нагрузки приемной части (при
неизменности значения частоты, поддерживаемой основной
избыточной частью энергообъединения) В отличие от
рассматривавшегося выше энергообъединения структуры / характер наруше
ния в энергообъединении структуры // может быть существенно
различным в зависимости от соотношения генерирующей мощ
ности Рг и нагрузки Р„, от состава нагрузки в приемной части
энергообъединения, а также от параметров связи [41]
Если мощность генераторов и СК. приемной части достаточна
для предотвращения опасных снижений напряжения во всей
области устойчивых режимов, причиной нарушения статической
устойчивости при перегрузке связи или аварийном ослаблении
ее схемы является увеличение угла передачи (угла между экви
валентной ЭДС приемной части и напряжением шин бесконечной
мощности, замещающих отправную часть) Нарушения устойчи
вости такого типа можно условно назвать «нарушением по углу»
При незначительном изменении напряжения в приемной части
энергообъединения, когда влияние характеристик нагрузки мо
жет не учитываться, рассматриваемая система в первом прибли
жении может быть отображена простейшей схемой питания эк
вивалентного синхронного электродвигателя по связи с шинами
бесконечной мощности Приближенный (качественный) анализ
устойчивости при этом может быть выполнен (подобно
приведенному выше для системы структуры /) с использованием понятий
потенциальной и кинетической энергий Для выявления режим
ных требований к ПА, предотвращающей нарушение статической
устойчивости «по углу», в рассматриваемой простейшей схеме
методами, аналогичными рассмотренным выше, могут быть полу
чены соотношения и зависимости, позволяющие оценить мини
мально необходимый размер разгрузки связи, осуществляемой
отключением части наименее ответственной нагрузки дефицитной
части энергообъединения Автоматика, выполняющая эти функ
188
ции, получила название специальной автоматики отключения
нагрузки (САОН) Действие САОН приводит к нарушению
электроснабжения части потребителей, и применение ее обусловли
вается требованием предотвращения еще большего народнохо
зяйственного ущерба, который может быть вызван нарушением
устойчивости и отделением дефицитной части энергообъединения
со снижением частоты и работой АЧР
В рассматриваемом случае, когда аварийная разгрузка
должна обеспечить предотвращение нарушения статической устой
чивости «по углу», эта разгрузка может осуществляться по
факту аварийного ослабления схемы связи (например, по факту
отключения одной из параллельных линий) с контролем пред
шествующего режима и по признакам превышения допустимого
значения перетока мощности или угла передачи Сохранение нор
мативного запаса статической устойчивости в послеаварийном ре
жиме, наступающем после аварийного изменения схемы со
снижением предела статической устойчивости связи, характеризуемым
параметром р, может быть обеспечено отключением нагрузки в
размере (выраженном в долях Р?ф), который может быть опре
делен по формуле (4.4) как функция р, ka и kc, соответственно
могут быть получены оценки возможного повышения использо
вания пропускной способности связи за счет применения разгруз
ки По методике, аналогичной примененной для системы струк
туры /, могут быть выявлены требования к аварийной разгрузке
при простом динамическом переходе, аварийном набросе мощ
ности и т д
В некоторых крайне редких случаях предотвращение опас
ной перегрузки связи при аварийном изменении ее схемы или
набросе мощности из за аварийного снижения генерируемой
мощности в дефицитной части может быть осуществлено дейст
вием автоматики деления отправной части с выделением на
связь избыточного по мощности энергорайона с избытком, до
пустимым по условию загрузки связи в послеаварийном режиме
При этом дефицит мощности в приемной части возрастает и
частота снижается Деление отправной части, сочетаемое при
необходимости с автоматическим снижением генерирующей
мощности в выделенном энергорайоне для ограничения избытка
мощности, как правило, неблагоприятно по условиям надежное
ти (в частности, из за воздействия на большое число выключа
гелей) и практически трудно реализуемо В принципе возможно,
но также редко осуществимо деление приемной части с выде
лением на связь дефицитного энергорайона с дефицитом, допусти
мым по условию загрузки связи Такое деление также приводит к
снижению частоты в отделившейся приемной части (кроме вы
деленного на связь энергорайона) Действие той и другой выде
лительной автоматики связано с ущербом, наносимым потреби
телям снижением частоты, а при значительных снижениях и рабо
189
той устройств АЧР В тех весьма редких случаях, когда
выделительная автоматика осуществима и допустима по условиям
надежности, вопрос о ее использовании должен решаться сопо
ставлением этого ущерба с ущербом, вызванным действием САОН,
обеспечивающим сохранение параллельной работы отправной и
приемной частей энергообъединения
По мере уменьшения отношения генерируемой мощности в
приемной части к ее нагрузке все большее влияние на условия
обеспечения устойчивости оказывают статические характеристики
нагрузки — зависимости активной и реактивной нагрузок от на
пряжения Даже при относительно небольших снижениях
напряжения на приемном конце связи при утяжелении ее режима
использование указанной выше эквивалентной схемы становится
неприемлемым и простейшей схемой замещения концентрирован
ной дефицитной части энергообъединения для качественного
анализа условий устойчивости может служить схема, в которой
эквивалентный генератор включен на узел нагрузок и для этого
узла известны состав нагрузок и статические характеристики
зависимости потребляемых активной и реактивной мощностей
от напряжения основных групп потребителей
При относительно малых значениях генерируемой мощности
(и мощности СК), когда нагрузка в основном покрывается
перетоком мощности по относительно мощной связи (P"f<P„, но
их значения соизмеримы), признаком приближения режима к
предельному по статической устойчивости служит снижение
напряжения до критического значения В этом случае предель
ный режим связи определяется пределом статической устойчи
вости нагрузки и нарушение устойчивости этого типа можно
условно назвать «нарушением по напряжению»
Наряду с рассмотренными характерными (крайними) случая
ми «нарушения по углу» (выход из синхронизма генераторов при
емной части при напряжении на нагрузке выше критического)
и «нарушения по напряжению» (нарушение статической устой
чивости нагрузки, предшествующее выходу из синхронизма ге
нераторов) нарушение статической устойчивости системы струк
туры // может происходить при практически одновременном
нарушении синхронизма генераторов и устойчивости нагрузки
приемной части энергообъединения
Из указанного выше следует, что, как правило, для анализа
устойчивости системы структуры // и определения основных тре
бований к автоматике, предотвращающей нарушение
устойчивости «по напряжению» или «по углу и напряжению», необхо
димо знание состава потребителей дефицитной части энергообъе
динения и статических характеристик зависимости активной и
реактивной нагрузок от напряжения Методам эквивалентирова
ния и учета характеристик нагрузки при определении устойчи
вости энергосистем, и в частности устойчивости узлов нагрузки,
190
уделялось большое внимание, значительную роль в уточнении
характеристик нагрузки и выявлении особенностей процессов
при нарушении устойчивости узлов нагрузки с различным соста
вом потребителей сыграли экспериментальные исследования,
проведенные ВНИИЭ и рядом других организаций [41, 44 45]
Некоторые результаты экспериментальных исследований по опре
делению статических характеристик нагрузки по напряжению и
статической устойчивости узлов нагрузки приведены ниже На
турные испытания проводились в основном для узлов комплекс
ной городской нагрузки (коммунально бытовые потребители, не
большие промышленные предприятия, электрифицированный
транспорт и пр ), а также для узлов промышленной нагрузки с
преобладанием в составе электроприемников крупных электро
двигателей
На основании экспериментальных данных в качестве усред
ненной (типовой) статической характеристики зависимости
активной мощности комплексной нагрузки от напряжения Р„ (U)
рекомендована характеристика с регулирующим эффектом (от
ношение изменения активной мощности, отн ед , к изменению
напряжения, отн ед ) kPU, равным 0,9—1 в области напряже
ний от исходного Uq до (0 85- 0,8) Uo
Эта характеристика получена без учета действия устройств
автоматического регулирования напряжения (АРНТ) питающих
нагрузку трансформаторов Как показано в [45] для нагрузок,
питающихся от трансформаторов, некоторые из которых
снабжены устройствами АРНТ, экспериментальные статические характе
ристики в пределах диапазона автоматического регулирования
оказываются более пологими, так, для нагрузки, на 46% которой
распространено действие АРНТ, это действие проявилось в сни
жении крь для зоны регулирования со значения 1,2 до 0 55
В зоне устойчивой работы электродвигателей потребляемая
ими активная мощность мало зависит от напряжения (изме
няются потери в электродвигателях, а для асинхронных электро
двигателей — также момент на валу приводимых механизмов,
зависящий от скольжения) и регулирующие эффекты kPU для
узлов с чисто электродвигательной нагрузкой незначительны.
Статические характеристики зависимости реактивной
нагрузки от напряжения QH (U) в отличие от характеристик активной
мощности многообразны и не поддаются непосредственной
типизации ни для узлов комплексной, ни для узлов промышленной
нагрузки Эти характеристики определяются не только составом
электроприемников (для некоторых из них и режимом работы,
например для электродвигателей — коэффициентом их загрузки),
но и рядом других факторов, к важнейшим из которых отно
сятся. степень емкостной компенсации потребляемой реактивной
мощности; коэффициент загрузки трансформаторов, относитель
ная доля потерь реактивной мощности в сети, реакция АРВ
191
синхронных электродвигателей на изменение напряжения, уро
вень рабочего напряжения, оказывающий влияние на потери в
сети и особенно на потери на намагничивание Регулирующие
эффекты реактивной нагрузки по напряжению kQU в зоне
рабочих напряжений варьируются в очень широких пределах; в [44]
приведены экспериментальные данные, которые могут быть ис
пользованы для оценки kgu при условиях сходных с имевшими
место при испытаниях дефицитных энергорайонов (энергосистем)
и узлов нагрузки
В качестве примера можно привести следующие опытные
данные: для узла городской комплексной нагрузки с большим
количеством незагруженных трансформаторов и относительно
высоким уровнем рабочего напряжения значения kQl находятся
в пределах 4—6 (суточные вариации), для узла комплексной
нагрузки с рабочим напряжением значительно ниже номинально
го при малой степени компенсации потребляемой реактивной
мощности (cos <р = 0,75 — 0,78) kQU = l,9— 2,5, для узла промыш
ленной нагрузки с асинхронными электродвигателями, работаю
щими с большим коэффициентом загрузки (/гл = 0,8) при значи
тельной степени компенсации потребляемой реактивной мощное
ти непосредственно у электродвигательной (cos ф —0 924-0,94),
значение kQU вблизи нормального напряжения составляет 1,7—
2,1
Экспериментальные исследования статической устойчивости
узлов нагрузки показали, что развитие аварийных процессов при
глубоких снижениях напряжения может происходить по-разному
в зависимости от состава нагрузки В узлах комплексной
нагрузки при снижении напряжения ниже 0,78—0,8 U0 начинается
«саморазгрузка» потребителей из за возврата магнитных
пускателей и действия РЗ часть нагрузки отключается, размер само
разгрузки при напряжении 0,65—0,75 Uo находится обычно в
пределах от 10 до 30% Соответственно в зоне напряжений,
в которой происходит саморазгрузка, зависимости активной на
грузки от напряжений становятся более крутыми, а реактивная
нагрузка падает или незначительно возрастает Лавина напря
жения в узлах комплексной нагрузки как правило, не наблюда
лась, в отдельных случаях начавшаяся лавина напряжения
прекращалась в результате саморазгрузки Ограничивая развитие
аварийного процесса, саморазгрузка обеспечивала сохранение
устойчивости оставшейся включенной нагрузки
В проведенных ВНИИЭ экспериментах развитие аварийного
процесса типа лавины напряжения наблюдалось в узлах про
мышленной нагрузки с преобладанием крупных асинхронных
электродвигателей с большим коэффициентом загрузки Сниже
ние напряжения в устойчивой области приводит к увеличению
скольжения электродвигателей и росту потребляемой реактивной
мощности, усугубляющей снижение напряжения В приведенном
192
выше примере при начальном значении kQU, находящемся в
пределах 1 7—2,1, характеристика Q„ (U) является круто падаю
щей и kQU обращается в нуль в зоне напряжений 0 9--0.85 Uo
Опрокидывание электродвигателей приводит к резкому росту
реактивной нагрузки и дальнейшему самопроизвольному сниже
нию напряжения В узлах с нагрузкой указанного типа лавина
напряжения возникала при относительно высоком уровне крити
ческого напряжения (0,82—0,87 Uo) Остаточное напряжение
после завершения аварийного процесса обычно было в пределах
0,3—0,5 Uo
Сохранение статической устойчивости в случае когда воз
можно только «нарушение по напряжению», может обеспечи
ваться действием автоматики разгрузки (отключения части
нагрузки дефицитной части) пуск которой осуществляется по
факту ослабления связи (с возможностью контроля доаварийно
го режима) и по основному признаку опасного изменения режи
ма — снижению напряжения Ьсли в зависимости от исходной
схемы и режима характер нарушения устойчивости может из
меняться или нарушение устойчивости может происходить при
практически одновременном превышении угла передачи и не
допустимом снижении напряжения в приемной части, то для пус
ка автоматики разгрузки должны использоваться оба признака
возникновения опасного режима снижение напряжения и увели
чение передаваемой мощности (или угла передачи)
Условия обеспечения динамической устойчивости для
системы структуры // более благоприятны чем для системы
структуры /, как правило, нарушение динамической устойчивости связи
с дефицитной частью энергообъединения происходит только при
тяжелых или затяжных КЗ Анализ данных аварий и результаты
экспериментальных исследований динамических характеристик и
динамической устойчивости нагрузки позволяют выявить сущест
венные особенности электромеханических переходных процессов
в рассматриваемой системе при значительных аварийных воз
мущениях [41, 44]
Полученные ВНИИЭ экспериментальные данные показывают
что вызванное аварийным ослаблением схемы связи скачкооб
разное снижение напряжения до 0,82—0,85 Uo в узлах нагрузки
(всех основных типов нагрузки) не приводит к нарушению
работы электроприемников В первый момент происходит уменьшение
активной нагрузки в соответствии с квадратичной зависимостью
Л, от U, через 1,5—3 с переходные процессы в нагрузке за
тухают и установившееся значение нагрузки примерно соот
ветствует ее статической характеристике, подъем напряжения
до прежнего уровня приводит к восстановлению исходной нагруз
ки
Развитие аварийных процессов при КЗ может быть различ
ным в зависимости от места и тяжести КЗ Короткое замыкание
193
7-2431
на отправном конце связи приводит к сбросу передаваемой мощ
ности не вызывая (из->а удаленности КЗ) значительного сниже
пия нагрузки приемной части' вследствие этого в аварийном про
цессе происходит торможение генераторов и эчектродвигателей
При КЗ вблизи приемного конца связи генераторы могут уско
ряться при резком снижении нагрузки или тормозиться при от
носительно малом ее изменении Глубокие снижения напряжения
на нагрузке при тяжелых КЗ в приемной части могут приводить
к некоторой саморазгрузке (hi за возврата магнитных пускате
лей ичи срабатывания РЗ минимачьного напряжения) и наруше
нию динамической устойчивости части сильно загруженных
синхронных и асинхронных электродвигателей Короткие замы
кания в приемной части могут приводить также к выходу из
синхрони)ма СК- Как правило, синхронная динамическая устой
чивость сохраняется если КЗ отключаются основными защита
ми Однако нарушения динамической устойчивости сильно загру
женных электродвигателей могут иметь место и при длительности
КЗ, не превышающей 0 2—0 3 е нарушения этого вида наблюда
лиеь в эксплуатации и при проведении экспериментальных иссле
довании Такими мерами как ускорение действия РЗ
обеспечение эффективной форсировки возбуждения генераторов, СК и
синхронных электродвигателей обычно удается обеспечить необ
ходимый уровень динамической устойчивости нагрузки и слу
чаи когда эти меры недостаточны и необходимо использование
специальной ПА являются исключитечьно редкими В [41] при
веден пример применения автоматики разгрузки для сохранения
динамической устойчивости ответственной асинхронной нагруз
ки в условиях схемы и режима, для которых характерен высокий
уровень критического напряжения Была внедрена ПА с пятью
очередями разгрузки по напряжению с уставками в пределах
0 6—0,9 U , выдержками времени 0—4 с и объемом разфузки
(кратковременной и не вызывающей ущерба v потребителей)
от 20 до 40% суммарной нагрузки узла Опыт эксплуатации
подтвердил высокую эффективность этой автоматики
В заключение необходимо отметить что в ряде случаев связь
меньшей части энергообъединения с основной его частью может
работать в реверсивном режиме Для относительно слабой связи
перемена направления перетока мощности может быть вызвана
даже небольшими изменениями баланса мощности в меньшей
части энергообъединения Для относительно сильной связи ре
версивный режим может иметь место например при работе
через такую связь мощной ГЭС с крупной дефицитной местной
энергосистемой при резких изменениях мощности генерируемой
ГЭС, от максимально располагаемой (покрытие пиковых нагру
зок энергообъединения) до минимально допустимой (режимы
ночною провача нагрузки при шфиците гидроресурсов)
При необходимости значительного использования пропускной
194
способности связи в режимах с тем и другим направлением пере
тока мощности ПА связи, работающей в реверсивном режиме,
должна удовлетворять комплексу требований, определенных
условиями предотвращения нарушения устойчивости как в системе
структуры /, так и в системе структуры //
4.2. Предотвращение нарушения статической устойчивости
межсистемных связей
Особенности режима межсистемных связей. Изложенные
выше режимные принципы противоаварийного управления в
целях предотвращения нарушения устойчивости основывались
на анализе нарушений схемы или режима электрической связи,
соединяющей электростанцию с мощной энергосистемой (энерго
обьединением) или относительно небольшую часть
энергообъединения (энергосистемы) со значительно большей мощной
частью Предполагалось, что аварийные возмущения и
управляющие воздействия ПА не вызывают изменения частоты в
рассматриваемой системе В отличие от указанного ниже рас
сматриваются режимы электрических (межсистемных или основ
ных внутрисистемных) связей между соизмеримыми по мощности
энергосистемами (частями энергосистемы, энергообъединения)
при анализе этих режимов необходим учет влияния изменения
частоты [36 44]
Основные особенности режима межсистемной связи — неста
бильность передаваемой мощности в нормальном режиме, выз
ванная нерегулярными колебаниями частоты и обменной мощное
ти около средних значений и медленными изменениями средних
значений из за изменений балансов мощности параллельно ра
ботающих энергосистем, резкие аварийные изменения балансов
мощности этих энергосистем создают угрозу нарушения устой
чивости межсистемных связей
Нестабильность обменной мощности, вызванная нерегулярны
ми колебаниями частоты и балансов активной мощности обус
човливает необходимость дополнительного запаса статической
устойчивости, соответствующего амплитуде нерегулярных колеба
ний передаваемой активной мощности, зависящей от мощностей
(суммарных нагрузок) соединяемых энергосистем Значение
амплитуды нерегулярных колебаний передаваемой активной
мощности может быть определено для каждой связи (сечения
сети) по данным измерений При отсутствии таких данных
расчетная амплитуда нерегулярных колебаний АР может быть
вычислена по (15) В соответствии с «Руководящими
указаниями но устойчивости энергосистем» [10] наличие автоматичес
кого регулирования частоты и обменной мощности с периодом
остающихся колебаний около 10 мин позволяет снизить значение
\Р в 2 раза по сравнению с ручным регулированием К дейст
195
вующим в ЕЭС СССР (и в изолированно работающих энерго
объединениях) системам АРЧМ не предъявляются требования
подавления быстрых колебаний частоты; эти системы должны
обеспечить поддержание среднего значения частоты (при периоде
осреднения около 10 мин) и подавление относительно медленных
ее колебаний с кажущимся периодом несколько минут Регули
рование обменной мощности на заданное значение с подавлением
колебаний с кажущимися периодами 5—10 мин и более может
быть осуществлено совместно с поддержанием среднего значения
частоты Однако, как правило, автоматическое поддержание
заданной обменной мощности является нецелесообразным, и
основные связи ЕЭС и ОЭС работают со «свободными перетоками»,
изменяемыми (в допустимых пределах) в соответствии с требо
ваниями экономичности, отказ от жесткого регулирования
обменной мощности обеспечивает также благоприятный эффект ча
стичной взаимной компенсации нерегулярных колебаний нагруз
ки параллельно работающих энергосистем (ОЭС) Вместе с тем
регулирование перетоков мощности между ОЭС в некоторых
случаях может быть обусловлено структурой и принципами дейст
вия систем АРЧМ в столь сложном энергообъединении, каким
является ЕЭС СССР, регулирование обменной мощности со
статизмом по частоте обеспечивает возможность согласованного
функционирования систем АРЧМ параллельно работающих ОЭС
[14]
Важнейшей функцией систем АРЧМ является ограничение
допустимыми пределами перетоков мощности по межсистемным
связям Для эффективного ограничения перетоков мощности не
обходимо быстродействие системы, достаточное для подавления
нерегулярных колебаний с периодами 1,5—2 мин и более Авто
матическое ограничение перетоков мощности позволяет снизить
недоиспользование пропускной способности межсистемных связей
(уменьшить амплитуду нерегулярных колебаний АР) в большей
мере, чем это достигается при регулировании перетоков В [10]
отсутствуют указания по учету влияния автоматического огра
ничения, и оценка эффекта ограничения должна базироваться
иа результатах испытаний и данных опыта эксплуатации При
возможности ограничение целесообразно осуществлять путем
сбалансированного воздействия на изменение мощности регу
лирующих электростанций по обе стороны контролируемой связи,
при этом условии ограничение выполняется без существенного
нарушения общего баланса мощности и изменения частоты
В настоящее время системами АРЧМ всех уровней управления
(ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем), а также некоторыми мест
ными устройствами обеспечивается ограничение перетоков
мощности по всем связям между ОЭС и наиболее важным транзит
ным связям внутри ОЭС
Опыт эксплуатации АРЧМ показывает высокую эффектив
196
ность систем АРЧМ по стабилизации частоты, улучшению
использования пропускной способности основной сети ЕЭС СССР
и ОЭС при повышении общего уровня надежности Автомати
ческое ограничение перетоков мощности по межсистемным и
основным транзитным связям предотвращает опасную
перегрузку этих связей при относительно медленных нарушениях
балансов мощности, и этим по существу решается одна из задач
противоаварийного управления
Характеристика зависимости мощности от частоты. Для
анализа режимов межсистемных связей и определения требова
ний к управлению перетоками мощности необходимо знать
характеристики и параметры энергосистем влияющие на
процессы изменения частоты и мощности в энепгообъединении
[36 44] v
Коэффициент крутизны результирующей статической харак
теристики зависимости мощности от частоты k, и обратная вели
чина — результирующий статизм af = l/k/ — являются важней
шими режимными параметрами энергосистемы, влияющими на
процессы изменения мощности и частоты Коэффициент кру
тизны представляет собой отношение изменения баланса мощ
ности АР, к установившемуся отклонению частоты А/, этот па
рачетр, МВт/Гц, в зарубежной литературе называют иногда
«регулирующей энергией» энергосистемы Обычно используют
значения kf и ст(, выраженные в относительных единицах, от
нося отклонение частоты к номинальному значению /о, а и'зме
нение^мощности — к суммарной номинальной мощности агрега
тов Pf, но« или к суммарной нагрузке в исходном (до возмуще
ния) режиме Р„0 В приведенных ниже формулах значения
k) и af даны в относительных единицах при базисной мощно
сти Р„о
Значения fy и о, определяются средневзвешенным
коэффициентом крутизны характеристик первичного регулирования
турбин £г=1/аг, коэффициентом крутизны статической характе
ристики зависимости суммарной активной нагрузки от частоты
(при учете влияния изменения напряжения) k„=\/a„ и соот
ношением Р\ но„ и Р„0
k)= pfer + fe„, а,= "р" , (438)
Or + ран v '
где P = P£ho„/Ph0, kr и Стг отнесены к Р\,тк, k„ и а„ — к Р|Ю
Экспериментальному определению статических характе
ристик зависимости от частоты суммарной нагрузки Р„, генери-
197
руемой мощности Рг и мощности энергосистемы Рг— Р„ уделя
лось значительное внимание Основные результаты испытаний
по определению k, кк и k: обобщены в [44]
Для определения параметров kt для энергосистемы или
энергообъединения в целом проводятся быстрые изменения генери
руемой мощности или сбросы части генерируемой мощности, а
также раздетение энергообъединения на избыточную и дефи
цитную части Искомые параметры определяются при этом для
относительной узкой зоны частот (обычно до 1 —1,5 Гц) Для
определения значений kr в более широкой зоне регулирования,
а также кн при значительных (аварийных) изменениях частоты
проводятся специальные испытания на выделенных агрегатах
и узлах нагрузки приближенная оценка £,, к„ и kt при зна
чительных отклонениях частоты от нормальной может быть
также получена из анализа аварийных нарушений баланса мощ
ности Используются также методы пассивного эксперимента,
позволяющие на основе обработки данных регистрации колеба
ний частоты и перетоков мощности по межсистемным связям
определять значения kt в зоне присущих номинальному режиму
малых отклонений частоты (так называемые «действующие»
значения этого параметра)
Для наиболее типичных узлов комптексной нагрузки значе
ния £„ = 2,0— 3,0 и этот же интервал значении к„ может быть
принят для энергосистем (энергообъединений) в целом при отсут
ствии более точных экспериментальных данных При этом в диапа
зоне изменения частоты, не превышающего 10% номинального
значения, рассматриваемые статические характеристики можно
считать линейными
Указанные значения к„ характеризуют относительное измене
пие нагрузки, проявляющееся в кратковременных послеаварий-
ных режимах при затяжной работе с пониженной частотой
действие автоматических устройств и вмешательство оператив
ного персонала электрических установок потребителей в регу
лирование производительности установок приводят к снижению
регулирующего эффекта
Параметр кт характеризует степень управляемости агрегатов
под воздействием первичного регулирования При отклонениях
частоты |Д/|, меньших зон нечувствительности, генерируемая
мощность изменяется только на части агрегатов (в зависимости
от положения рабочих точек на нелинейной характеристике
первичного регулирования и размера отклонения) Если откло
нения частоты превышают размер зоны нечувствительности, в
поддержании частоты участвуют все агрегаты располагающие
регулировочным резервом (при снижении частоты может прояв
Ляться также некоторая перегрузочная способность полностью
загруженных агрегатов) По мере возрастания отклонения час
тоты регулировочный резерв постепенно исчерпывается и соот
198
ветственно снижается качение к Характер и}менения зависи
мости к, о] |Д/'| при понижении и повышении частоты сущест
венно различается и зависит ог наличия регулировочного ре*ер
ва и его распределения между ai регатами.
Выше речь шла о статических характеристиках зависимости
1енерируемой мощности от частоты определяемых АРЧВ От
этих характериС1Ик, а также характеристик зависимости нагруз
ки от частоты зависит уровень частоты при временной стаби
лизации ее после нарушения баланса мощности Соответствую
щую стадию послеаварийного режима принято называв уста
но вившимся режимом посте действия АРЧВ
Дальнейший ход процесса определяется реакцией тепловой ча
сти ГЭС и АЭС па изменение генерируемой мощности вызван
ное действием АРЧВ паровых турбин эта реакция зависящая от
типа турбин, котлов и их системы регулирования, проявляет
ся в течение нескотьких минут и приводит к режиму нашвае
мом\ установившимся режимом с учетом вли
яния реакции тепловой части электростан
ц и й [44]
Соответственно двум рассмафиваемым режимам будем раз
личать значения кг и kt введя обозначения kr\ и /г,, для режима
установившегося после действия АРЧВ и кГ-2 /г/2 для режима
после проявления реакции тепловой части электростанции Мно
гочисленные экспериментатьные исследования и анатиз имевших
место значительных аварийных нарушений баланса мощности
показали что значения кг_ и k,i существенно меньше значений
к 1 и /e,i и это различие крайне неблагоприятно сказывается на
протекании аварийных процессов Низкие значения кгч и кг> даже
при наличии регулировочных резервов в основном вызваны
устранением эффекта действия АРЧВ на части турбин
В период освоения энергоблоков (в особенности энергобло
ков 300 МВт на закритическис парамефы пара) они работали
в основном в щадящем режиме без существенною суточного и
недельного регулирования мощности и при совершенно недоста
точном участии в первичном регулировании частоты (в том чисте
при аварийных ее отклонениях) На значитечьной части эперго
блоков были включены регуляторы «до себя» (РДС) поддер
живающие давление пара перед турбиной воздействием па
регулирующие клапаны, устраняющие изменение мощности
вызванное действием АРЧВ и приводящие к снижению к ■> до
иутя Некоторые энергоблоки работали с автоматическими peiy
ляторами мощности без коррекции по частоте, чем также устра ^
пялся эффект действия АРЧВ (/гг2 = 0) Испотьзовались режимы
работы на скользящих параметрах пара чем полностью исктю
чалась реакция энергоблока на изменение частоты (к, i = /гГ2 = 0).
Кроме того, ряд блочных и других агрегатов работали с
ограничителями мощности
199
Опыт эксплуатации показа;!, что неэффективность первичного регулирования
энергоблоков существенно \тнжеляе| аварийные процессы вызваппьк наруше
ннсм баланса мощности
Имел место, например, случаи отделения части энер| ообьединения с воз
никновением дефицита мощности при наличии достаточного вращающегося
резерва мощности на блочных ТЭС Действием АРЧВ энергоблоков генери
руемая мощность была увеличена, что удержало частоту на уровне, близком
к нормальному. Набор мощности привел к снижению давления пара перед
турбинами энергоолоков затем РДС восстанови™ давление пара разгрузив
энерюблоки до мощности близкой к первонача тьноп (на некоторых даже
несколько ниже первоначальной) Произошло значительное снижение частоты
и устройствами АЧР была отключена нагрузка 270 МВт при наличии вращаю
щегоен резерва, примерно в 2 раза превышающего это значение.
В другом характерном случае при отделении ОЭС с избытком мощности
действие АРЧВ агрегатов электростанций в том гисле крупной блочной ГРЭС
с агрегатами 300 МВт обеспечило ограничение повышения частоты. Однако
РДС энергоблоков 300 МВт через 2—3 мин восстановили прежнюю мощность
что привело к разгрузке остальных электростанций ОЭС увеличению перетоков
но межсистемным связям нарушению i\ устойчивости и дальнейшему развитию
аварии [44]
Директивные указания [47] предусматривают ряд мер по
повышению эффективности первичного регулирования энергобло
ков в целях предотвращения и ограничения развития систем
ных аварий, связанных с нарушением баланса мощности, а
также более полного привлечения блочных электростанций к регули
рованию частоты в нормальных условиях Предписывается при
ведение параметров системы первичного регулирования турбин
(всех типов) в соответствие с требованиями ПТЭ и обеспечение
постоянного контроля за состоянием систем регулирования с уст
ранением выявившихся дефектов и периодическим снятием
статических характеристик Использование ограничителей мощ
ности допускается только в исключительных случаях при необ
ходимости по условиям механического состояния турбин. При
работе энергоблоков на скользящих параметрах пара разреша
ется полностью открывать только часть регулирующих клапанов
(четыре для энергоблоков 300 MB г и три для энергоблоков
800 МВт), чем обеспечивается возможность увеличения мощ
ности при снижении частоты При этом должен выполняться
автоматический перевод котла на повышенную производитель
ность при аварийном снижении частоты В системах автоматичес
кого регулирования мощности агрегатов (всех типов) должна
осуществляться коррекция по частоте исключающая блокировку
АРЧВ турбин при существенных изменениях частоты Допуска
ются следующие условия использования РДС, если они не явля
ются элементом системы автоматического регулирования, обес
печивающей изменение мощности энергоблока при отклонении
частоты на энергоблоках с промежуточными котлами РДС ис
200
пользуются только в «стерегущем» режиме с вводомув действие
при понижении давления перед встроенной задвижкой (до
уставки соответствующей защиты); на энергоблоках с бара
банными котлами и на энергоблоках с прямоточными котлами,
для которых снижение давления не регламентируется, РДС могут
использоваться только в схеме технологических защит, на
энергоблоках с пылеугольными котлами, на которых имеют место
неустойчивые топочные режимы, как исключение допускается
временное использование РДС для поддержания давления в
нормальном режиме при условии выполнения противоаварий
ного устройства, отключающего РДС при аварийном изменении
частоты; это же устройство при аварийном снижении частоты
должно переводить котел на повышенную производительность
Директивные материалы ориентируют на ввод на электростан
циях главных регуляторов или других более совершенных авто
матических систем, обеспечивающих изменение производитель
ности котлов при изменении частоты
Работа в указанном направлении проводится, однако произ
веденные проверки [48] данные испытаний и результаты ана
лиза аварий последних лет показывают недостаточно эффек
тивное участие турбин энергоблоков в регулировании частоты
С редневзвешенные значения krt оказываются не соответствую
щими требованиям ПТЭ (более низкими), а реакция тепловой
части ТЭС и АЭС проявляется в существенном снижении k,i
по сравнению с krl
Общую качественную характеристику зависимости ft/, от
знака и размера отклонения частоты можно иллюстрировать
серией кривых, представленных на рис 4 13 Сплошные линии
показывают характер изменения kt\ при наличии в исходном
режиме значительного диапазона регулирования мощности
(вращающегося резерва при снижении частоты и допустимого
~bffy 2,0 1,5 1,0 0,5 0 0,5 1,0 1,5 2,0 Af, Гц
Рис 4 13 Зависимость ft/i от отклонения частоты
201
снижения мощности при повышении частоты) и эффективном
действии АРЧВ на большей части агрегатов Пунктирные ли
нии показывают снижение характеристик при уменьшении па
чального диапазона регулирования
Экспериментальные данные показывают что при р= 12—
145 максимальные значения k,t соответс1вующие небольшим
снижениям частоты (0 2 — 0 5 Гц), как правило находятся в
пределах 7—12 Максимальные значения кц соответствующие
повышениям частоты па 0 5—1 0 Гц обычно не превосходят
10—15
По причинам указанным выше, значениям кц, находящимся
в пределах 7—10 в большинстве случаев соответствуют значения
kjo в диапазоне 3 6 Разница в значениях kf\ и к,2 для энер
госистемы (ОЭС) возрастает по мере снижения доли ГЭС в
структуре генерирующих мощностей увеличения доли aipe
гатов с /е,-2 = 0 (энерюблоки ТЭС и АЭС с включенными РДС
агрегаты с ограничителями мощности теплофикационные агре
гаты типа Р и др.) Соотношение ky>/kt\ для заданной структуры
генерирующих мощностей изменяется в зависимости от знака и
размера отклонения частоты, ветчины рщулировочного диапа
зона и ряда др>гих факторов
В соответствии с различиями реакции параллельно работа
ющих энергосистем на изменение частоты в эпергообъединении
характеризуемой коэффициентами крутизны кц и /г/2 значения
частоты и межсистемных перетоков в режимах установившихся
после действия АРЧВ и после того как прояви тось полностью
вчияние тепловой части электростанций могут быть существенно
различны В объединениях со слабыми межсистемными связями
даже незначительные изменения частоты могут привести к нару
шению параллельной работы энергосистем Обычно для межеи
стемных связей определяющими являются не условия сохранения
динамической устойчивости в начальной динамической стадии
процесса а условия статической устойчивости в двух рассматри
ваемых установившихся режимах
Как правило, оценка статической устойчивости межсистемных
связей энергообьединепия в двух рассматриваемых установив
шихся режимах является достаточной Однако из за различии
в скоростях проявления реакции тепловой части электростанции
возможность опасной перегрузки чежеистемных связей при пере
хо те от первого режима ко втором\ не может быть полностью
исключена Проверка устойчивости перехода ко второму режиму
требует расчета длительною электромеханического процесса
[49]
При нарушении требовании статической устойчивости в ус
гановившихся режимах (а также при неустойчивости перехода
к этим режимам) необходимо применение ПА изменение устано
вившихся режимов энергообъединения под совместным влиянием
202
аварийных нарушений и управляющих воздействий ПА определя
ется аналогично приведенному выше
Изменение перетоков мощности по межсистемным связям при
нарушении баланса мощности. Влияние статических характерис
тик параллельно работающих энергосистем на изменение пере
токов мощности по межсистемным связям в послеаварийном
режиме, наступающем после аварийного нарушения баланса
мощности одной из энергосистем энергообъединения, рассмотрим
на примере цепочечной схемы, представленной на рис 4 14
Мощности (максимальные нагрузки) энергосистем Рл = 10 000 МВт,
рв=7500 МВт, Рс = 15 000 МВт Значения коэффициентов
крутизны kj\ и /г/2 энергосистем избыточной по мощности энерго
системы А (с большой долей ГЭС в структуре генерирующих
мощностей) — kf,= 12, к%=\\, примерно сбалансирован
ной энергосистемы В (с относительно большой долей блоч
ных ТЭС)— fefi=8 /sf2 = 5, дефицитной энергосистемы С (с
преобладанием блочных ТЭС и АЭС) — к\\ = 7, к\г = 4 Пере
токи активной мощности по связям АВ и ВС показаны на
рис 4 14, а
При аварийном снижении генерирующей мощности в
энергосистеме С на 1000 МВт изменения перетоков мощности в после
аварийном режиме, наступившем после того, как проявилось дей
ствие АРЧВ турбин, составят
АР л
= 1000
ДР„
10 ()()()• 12
_ 120 000
10 000 12 + 7500-8+15 000 7 — 285 000
10 000 12 + 7500 8
= 420 МВт
1000-
285 000
635 МВт
Перетоки мощности в этом
режиме показаны на рис 4 14, б
Снижение частоты составит
: 0 0035 отн ед ,
285 000
или 0,175 Гц
Режим заметно изменяется
после того, как скажется реак
ция тепловой части электростан
ций Заменив значения fyi на
kj2, получим ДР,,Я = 530 МВт,
ДЯЯС = 710 МВт (рис 4 14, в)
Частота снизится до значения
1000
ABC
0—^*0—*—©
/0550МВт 7500МВт 7ЛШМВт
а)
А В С
В
0 9J5MH* ^-х
^—0
ЛВС
930 МВт s~\ ««МВт
0
е»0«М6т ^-х
Щ:
■■ 0,0048,
207 500
0,24 Гц
Если бы связи АВ и ВС были
оснащены устройствами аварий
Рис. 4.14. Перетоки мощности по меж
системным связям энергообъединения
а исходный нормальный режим б — по
слеаварийный режим после действия
АРЧВ; в — то же после того, как
проявитесь реакция тепловой части
электростанции
203
ной разгрузки с уставками соответственно 900 и 1100 МВт, то
в первом из рассматриваемых режимов перетоки по обеим свя
зям не достигли бы уровня уставок, а при переходе ко второму
режиму сработала бы ПА связи АВ Предположим, что в энерго
объединении работает система АРЧМ, воздействующая на мощ
ность ГЭС энергосистемы А и осуществляющая регулирование
частоты и ограничение перетоков мощности по связям АВ и
ВС значениями соответственно 850 и 1050 МВт В рассматри
ваемых условиях устройство ограничения перетока мощности
по связи АВ пришло бы в действие в процессе перехода от
режима рис 4 14, б к режиму рис 4 14, в, быстродействующее
ограничение могло бы предотвратить работу автоматики
разгрузки, а восстановление частоты было бы блокировано дейст
вием ограничителя, частота после действия ограничителя или
ПА снизилась бы (в зависимости от размера разгрузки) допол
нительно — по сравнению с Д/г — на 0,04—0,07 Гц
Влияние отклонения частоты на переток мощности по
межсистемной связи. На основе указанного выше можно установить
связь между отклонением частоты в энергообъединении А(отн и
изменением перетока активной мощности ДР„ по межсистемной
связи с энергосистемой (небольшой частью энергообъединения),
для которой отклонение частоты является внешним возмущением
[33, 36]
Изменение перетока в долях мощности (суммарной нагрузки)
присоединенной энергосистемы
Р* =№ = к,\Ц„и\ (4 39)
При отклонении (снижении и повышении) частоты в энерго
объединении на 0,004 (0,2 Гц) и коэффициенте крутизны для
этой зоны изменения частоты kf = 10 изменение перетока Р„ =
= 0,04 (4% Рн0) Для слабой связи, предел статической устой
чивости которой составляет 4% мощности присоединенной энер
госистемы (Р„р = 0,04 Рио), такое аварийное отклонение частоты
( ±0,2 Гц) привело бы к нарушению параллельной работы даже
в том случае, если в исходном режиме связь была бы пол
ностью разгружена Полное использование пропускной
способности в нормальном режиме (kz = 0,2) при сохранении норма
тивного запаса статической устойчивости в послеаварийном ре
жиме, вызванном отклонением частоты на 0,2 Гц (снижением
частоты в случае избыточной по мощности присоединенной
энергосистемы, повышением в случае дефицитной), могло бы иметь
место для весьма сильных связей с Р||р = 0,43Р„о и более
Менее сильные связи при отсутствии ПА должны были бы рабо
тать по условиям статической устойчивости послеаварииного
режима со значительными запасами статической устойчивости в
нормальном режиме, например с /га = 0,52 при Рпр = 0,15Р„о
и с /га = 0,9 при Рлр = 0,1Р„о, оснащение таких связей средст
204
вами ПА позволяет обеспечить полное использование их
пропускной способности (повышение ка до 0,2), но при этом рассмат
риваемое относительно небольшое аварийное отклонение частоты
в энергообъединении приводит к воздействию ПА ряда
межсистемных связей на изменение баланса мощности параллельно
работающих энергосистем
Эффективность аварийного управления мощностью
параллельно работающих энергосистем. Автоматика «балансирующего
действия». Изменение перетока мощности ДР, ,, по связи
между избыточной (/) и дефицитной (//) энергосистемами при
воздействии ПА на снижение генерируемой мощности в энергосистеме
/ ДР'Г и отключение нагрузки в энергосистеме // ДР'„'
определяется формулой [36, 44, 50]
АР, ,, = АР'Г , k"P"n +AP» , k''P'l, (4 40)
к\р, + к\'ри к\ р, + к1; р„
где Р, и Р,, мощности (суммарные нагрузки) энергосистем, к/
и к/' — коэффициенты крутизны их статических характеристик
зависимости мощности от частоты
Как видно из (4 40), эффективность управляющего воздейст
вия в энергосистеме определяется соотношением произведений
мощности энергосистем на их коэффициенты крутизны /г(Р,
а при равных значениях kt — соотношением мощностей
энергосистем (частей энергообъединения). При равных значениях kfP
соединяемых энергосистем (частей энергообъединения) для
разгрузки связи на ЛР,_„ необходимо снижение генерируемой
мощности в отправной части энергообъединения ДР/ = 2ДР, _ „
Если АР, _ и для мощной связи составляет 5% суммарной мощ
ности энерюобъединения Pj_, то ДР'Г = 0 1Р£И При £'—£'.'=5
такое управляющее воздействие приведет к снижению частоты
на 0,02 отн ед , или на 1 Гц Отключение нагрузки в этих
условиях может быть оправдано только необходимостью огра
ничения отклонения частоты При ограничении отклонения
частоты значением 0,5 Гц разгрузка связи на АР,_ц может
быть достигнута сочетанием минимального размера ДР„", рав
ного 0,5ДР, „, с уменьшением ДР/ в отправной части до
1,5Д/>,_„
Если при равенстве значений kt мощность отправной части
значительно меньше мощности приемной, например Р, =0,2Р„,
то требуемая разгрузка связи обеспечивается управляющим
воздействием ДР/ = 0,06Pj со снижением частоты при к/ = к" =
= 6, равным 0,5 Гц Если отправная часть значительно больше
приемной, например Р, = 5Р,,, то снижение генерирующей мощ
ности в отправной части становится значительно менее
эффективным, для обеспечения требуемой разгрузки связи необходимо
ДР'г = 0,ЗР^, такое управляющее воздействие вызвало бы не
205
допустимое снижение частоты что привело
бы к действию устройств АЧР Автома
тическая частотная разгрузка в отирав
ной части энергообъединения сделала бы
недостаточным даже столь значительное
снижение генерируемой мощности а при
наличии ограничений по снижению час
Рис 4.15. Схема :>нерго тоты рассматриваемое управляющее воз
объединения действие было бы недопустимым. Раз
грузка связи в требуемом размере могла
быть достигнута отключением нагрузки в приемной части в
размере 0 06РУ, что при указанном соотношении мощностей
составляет 0,ЗРи и также не может быгь допущено
В качестве примера рассмотрим выбор управляющих воздей
ствий ПА, предотвращающей нарушение параллельной работы
двух примерно равных по мощности крупных частей энерго
объединения, схема которого представлена на рис 4 15 Избы
точная А и дефицитная В части энергообъединения связаны
мощной связью АВ В часть А входит энергосистема С, при
соединенная слабой связью АС, предел статической устойчивости
которой составляет 0,05% мощности (суммарной нагрузки)
энергосистемы С (Рг), в часть В входит энергосистема D, при
соединенная сильной связью BD, предел статической устоичи
вости которой составляет 20% мощности энергосистемы D{PD)
В исходном нормальном режиме связь АС загружена только на
50% значения, соответствующего пределу статической устойчи
вости (кл = \), связь BD работает с запасом устойчивости
близким к нормальному (ka = 0,25), перетоки мощности но этим
связям направлены в сторону энергообъединения (рис 4 15)
Примем, что коэффициенты крутизны зависимости активной
мощности от частоты kt составляют части А (включая энерго
систему С) — 12, части В (с энергосистемой D) — 8, энерго
систем С и D — 10
Рассматривается аварийное нарушение схемы связи АВ,
при котором для сохранения нормативного запаса статической
устойчивости связи необходимо снижение мощности переда
ваемой по связи, на 1 6% мощности энергообъединения
(0.016Л)
При воздействии только на избыточную по мощности часть
энергообъединения А необходимый размер аварийной разгрузки
др;< = 0 016-±12 0.04Л =0 08РЛ (без воздействия на мощ
О L-
ность удаленной энергосистемы С) Так как коэффициент кру
тизны для энергообъединения в целом равен примерно 0,1, то
такая разгрузка вызвала бы снижение частоты в энергообъеди
нении на 0,004 отн ед , или на 0 2 Гц При воздействии толь
ко на дефицитную по мощности часть В потребовалось бы
206
отключение нагрузки в этой части в размере Р(' = 0 016 — =
= 0,0267Р = 0,0534Р„ Отключение столь значительно! о объема
нагрузки было бы недопустимо из-за вызванного этим отключе
пием ущерба наносимого потребителям дефицитной части В
(без энергосистемы D) это воздействие привело бы к новы
шению частоты на 0,00267 отн ед или на 0 13 Гц
Однако несбалансированное воздействие только на избыточ
ную часть также нецелесообразно так как привело бы к опас
ной перегрузке связей АС и BD При работе связи АС даже
со значительной недогрузкой (/г,, = 1)) запас пропускной спо
собности в долях предела статической устойчивости связи со
ставляет 0,5, а в долях Р ^ 0 5 0,05 = 0,025 (2 5% Рс).
Аварийное снижение частоты на 0 2 Гц привело бы к набросу
мощности на связь АС в размере 0.04Р, и нарушению устой
чивости слабой связи не оснащенной средствами ПА Запас
пропускной способности относительно сильной связи BD при
/га = 0,25 составляет 0 02Ри и предотвратить нар>шение устой
чивости этой связи можно было бы воздействием ПА на раз
грузку энергосистемы D (что увеличичо бы дефицит части В)
При одновременном воздействии на снижение генерирующей
мощности в части А и по возможности небольшом отключении
нагрузки в В можно обеспечить необходимую аварийную на
грузку основной связи АВ без опасной пере1рузки связей АС
и BD Сочетание воздействий ДР? = 0,028Я^ =0,056Р,, и АР?,=
■=0 008fv = 0,016PD обеспечивает необходимую ра31р>зку связи
АВ (0,028^ + 0,008™ = 0,016Р ) При этом небаланс мощ
ности, создаваемый этими управляющими воздействиями со
ставляет 0 028 — 0 008 = 0 02Р^, что приводит к снижению
частоты на 0 002 отн ед или 0,1 Гц Такое снижение частоты
приводит к набросам мощности на связи АС и CD в размере
2% мощности присоединенных энергосистем, и в данном случае
в послеаварийном режиме сохраняется запас статической устои
чивости, несколько превышающий нормативное значение Как
уже указывалось выше, один из основных принципов противо
аварийного управления заключается в предотвращении нар\
шения устойчивости основных связей энерюобьединения сов
местным применением управляющих воздействий на снижение
1енерируемой мощности в отправной части и отключение нагрузки
(иногда быструю мобилизацию резервов мощности) в приемной
части энергообъединения Эти воздействия должны быть сбалан
сированы таким образом чтобы вызванное ими отклонение
частоты не создавало опасного нарушения режима других связей
Особая чувствительность ЬЭС СССР к изменениям частоты
обусловливает ограничение снижения частоты при действии
автоматики балансирующего действия значением 0,05 Гц В на
иболее тяжелых режимах допускается снижение частоты на
207
0,1 Гц, но при этом не исключается нарушение работы менее
ответственных слабых межсистемных связей.
Применение автоматики балансирующего действия связано
с необходимостью учета при выборе воздействий в данном
районе противоаварийного управления ограничений, налагаемых
режимами других районов при отсутствии необходимой инфор
мации об этих режимах Дальнейшее развитие ПА предпола
гаег переход на более высокий уровень управления что связано
с созданием централизованных систем ПА и обеспечением
координации их действия
Выделительная автоматика Зависимость эффекта воздейст
вия ПА на изменение баланса мощности части энергообъединения
от соотношения мощностей (точнее произведении коэффициентов
крутизны на мощность) этой части и энергообъединения в целом,
нежелательность применения отключения потребителей как
средства аварийной раз1рузки межсистемных связей, целесооб
разность ограничения отклонения частоты вызываемого дей
ствием ПА, стремление уменьшить количество блочных ТЭС и
АЭС, привлекаемых к аварийному регулированию, и ряд других
соображений побуждают использовать так называемую выде
лительную автоматику [36]
Выделительная автоматика для сохранения в работе за
щищаемой ответственной связи осуществляет деление системы
(ДС) по другим связям, деление по которым целесообразно
по условиям баланса мощности Выделительная автоматика
может быть использована для разделения крупной отправной
части эиергообъединения с выделением на защищаемую важную
связь по возможности небольшого энергорайона (энергосистемы
группы малых энергосистем) с избытком мощности, позво
пяющим использовать пропускную способность связи с прием
ной частью энергообъединения В некоторых случаях самим
делением обеспечивается устранение опасной перегрузки связи,
но, как правило, после деления необходимо воздействие на
снижение избытка мощности в выделенном энергорайоне —
воздействие тем более эффективное, чем меньше мощность этого
энергорайона В другом (более редко применяемом) варианте
выделительная автоматика разделяет приемную часть
энергообъединения выделяя дефицитный энергорайон, получающий
мощность по защищаемой связи. Если дефицит выделенного
энергорайона превышает возможный прием мощности по связи,
ее опасная перегрузка может быть предотвращена отключением
части наименее ответственной нагрузки, для уменьшения раз
мера отключения нагрузки следует стремиться к выделению
небольшого энергорайона с дефицитом, по возможности близ
ким к пропускной способности связи
Опыт эксплуатации подтвердил высокую эффективность
выделительной автоматики, она успешно применялась уже на
208
первом этапе развития ПА при схеме райоты мощной ГЭС на
дальнюю электропередачу и местную энергосистему, при схеме
работы ГЭС на электропередачи двух направлений и в ряде
других случаев С организацией параллельной работы ЕЭС
СССР и ОЭС стран — членов СЭВ предотвращение нарушения
устойчивости межгосударственных связей осуществляется авто
чатикой ДС с выделением на ОЭС стран - членов СЭВ избы
точной по мощности части ОЭС Юга при опасном набросе мощ
ности на межгосударственные связи 750 400 кВ, при увеличе
нии угла передачи 750 кВ и при отключении одной из линий
транзитной связи 750 кВ (с контролем предшествующего
режима) Такое разделение ЕЭС СССР — отправной части меж
юсударственного энергообъединения -сопровождалось умень
шением мощности передававшейся в ОЭС стран — членов СЭВ,
возникающий при этом небольшой дефицит мощности приводил
к некоторому снижению частоты в ОЭС стран членов СЭВ
но как правило, не вызывал действия устройств АЧР в этом
энергообъединении [44]
4 .i. Противоаварийное управление мощностью энергосистем
Средства противоаварийной автоматики, предотвращающей
нарушение устойчивости. На первом этапе развития ПА в пе
риод освоения мощных Волжских ГЭС и первых дальних
электропередач для устройств ПА могла быть использована
только аппаратура электромеханического типа, предназначен
ная для выполнения РЗ и линейной автоматики, применялся
также ряд нестандартных устройств простейшего типа
Проектом первой дальней электропередачи 400 кВ Куйбы
шев — Москва были предусмотрены только устройства ПА,
управляющие электрическим торможением генераторов ГЭС при
тяжелых КЗ и форсирующие ступень продольной компенсации
(отключением одного из трех мостов УПК) при работе РЗ ВЛ
400 кВ, отходящих от переключательного пункта (была пре
дусмотрена также защита от повышения напряжения на от
правном и приемном концах электропередачи) [33]
В период ввода в эксплуатацию Волжских ГЭС и дальних
электропередач 400—500 кВ создавались временные схемы,
резко отличавшиеся от проектных эти временные схемы были
значительно менее надежными и более сложными по условиям
эксплуатации, чем проектные, и предъявляли повышенные тре
бования к ПА Оснащение Волжских ГЭС дальних электро
передач и примыкающих к ним энергосистем средствами ПА
осуществлялось силами эксплуатации На последних этапах
освоения электропередачи К\йбышев — Урал и при выполнении
рабочего проекта электропередачи Вол!оград Москва проек
тирование автоматики выполнялось по техническим условиям,
209
учитывающим полученный опыт эксплуатации В дальнейшем в
Энергосетьнроекте и ею отделениях были со-)даны специальные
подразделения по проектированию ПА к разработке методов
и средств противоаварийного управления были привлечены
научно-исследовательские организации- начались разработка
и промышленный выпуск аппаратуры специально предназна
ценной для ПА в соответствии с директивными указаниями
проекты ПА стали неотъемлемой частью проектов развития
ЕЭС СССР (ОЭС) и крупных энергообъектов
При оснащении средствами ПА первых дальних электро
передач возникли трудности обусловленные несовершенством
используемой аппаратуры и в особенности ограниченными воз
можностями органов выявляющих аварийные нарушения схемы
и режима
Автоматика аварийной разгрузки, предотвращающая нару
шение устойчивости неповрежденной электропередачи, выпол
нялась с помощью реле активной мощности, контролирующего
загрузку головного участка электропередачи Для двухцепных
электропередач кроме автоматики контролирующей суммарную
мощность, временно (до перехода на постоянную схему связан
ной работы цепей) использовались также индивидуальные комп
лекты на каждой из двух цепей При авариях на головном
участке импульс на разгрузку подавался непосредственно от
блок-контактов выключателей (или их повторителей) или от
выходных реле РЗ линии эти \стройства вводились в действие
с помощью реле, контролирующего предшествующую передава
емую мощность и разрешающую разгрузку только при значе
ниях мощности, превышающих уставку
В начальный период эксплуатации электропередачи Куйбы
шев — Москва (при работе понижающих трансформаторов
110 кВ i заземленной нейтралью) нашла применение автома
тика разгрузки при появлении токов нулевой последователь
ности на головном участке электропередачи (также с автома
тическим вводом с помощью реле контроля предшествующей
загрузки) дополненная органом направления мощности нулевой
последоватечьности Автоматика разгрузки, реагирующая на
появление токов нулевой последовательности использовалась
для предотвращения нарушения устойчивости в цикле ОАПВ
В дальнейшем такая автоматика использовалась с настрой
кои обеспечивающей ее действие только при авариях на голов
ном участке электропередачи и ввод ее в работу также осу
щесгвлялся с помощью максимального реле мощности, контро
лирующего доаварийную загрузку электропередачи Использо
вался и ряд других временных устройств выявления аварии
(по появлению напряжения обратной последовательное ги,
снижению напряжения прямой последовательности)
Опыт эксплуатации показал, что выявление нарушения
210
схемы и режима удаленных участков дальней электропередачи
может быть надежно обеспечено только путем установки конт
ролирующих устройств на промежуточных пунктах электро
передачи с использованием средств телеотключения или пере
дачи команд аварийной разгрузки на отправную ГЭС При
выполнении автоматики телеразгрузки возникли трудности с
созданием надежного и селективного пускового органа,
выявляющего разрыв электропередачи или отключение одной из
цепей двухцепного участка При использовании импульса от
выходных реле защит не выявляются отключения выключате
лей не вызванные действием РЗ, а также односторонние отклю
чения ВЛ с противоположной стороны Использование импульса
от блок контактов выключателя обеспечивает выявление всех
случаев отключения выключателя, но при этом остаются не-
выявленными отключения ВЛ с противоположного конца Для
надежного выявления всех случаев отключения линий
необходимы установка соответствующих пусковых органов на всех
пунктах электропередачи и расширение сети каналов теле
отключения
Реле минимального тока или реле минимальной мощности,
установленное на одном из концов ВЛ, способно выявить отклю
чение ВЛ, в том числе одностороннее, уставки реле должны
быть отстроены от емкостного тока или потерь на корону при
повышенном напряжении на отключенном конце линии Небла
гоприятной особенностью этих пусковых органов является
возможность ложной их работы при качаниях, при резком ава
рийном снижении мощности ГЭС, а также при потере питания
от трансформаторов напряжения В связи с этим при
выполнении телеавтоматики разгрузки применялись пусковые органы,
в которых сочетались устройства, фиксирующие факт
отключения ВЛ, с устройствами, обеспечивающими контроль этого
отключения по другим режимным признакам, а также ограни
чивающими действие автоматики телеразгрузки случаями, когда
это действие необходимо для предотвращения нарушения устой
чивости С этой целью использовались реле максимальной
мощности, выявляющие наброс активной мощности на промежуточ
ную подстанцию при разрыве электропередачи, нашли приме
нение также реле максимальной мощности со схемой
запоминания предшествующей загрузки контролируемого смежного
участка электропередачи
Одно из первых устройств телеавтоматики было установлено
на электропередаче Куйбышев — Москва для форсировки УПК
при отключении одной из цепей концевого участка Использо
вание аппаратуры телеотключения (УТО), разработанной
ВНИИЭ, позволило уже в 1962 г осуществить телеразгрузку
электропередачи Куйбышев — Урал при отключении участка
Златоуст — Свердловск, чем предотвращались опасный наброс
211
мощности на подстанцию Златоуст и нарушение устойчивости
На электропередаче Волгоград — Москва временные устройства
были заменены более совершенными с установкой на проме
жуточных подстанциях двух комплектов телеразгрузки, один из
которых действовал при отключении одной из линий участка,
а другой — при полном разрыве электропередачи
На рассматриваемом этапе развития автоматики запас ста
тической устойчивости электропередачи контролировался по зна
чению активной мощности на наиболее загруженном участке
Для дальней электропередачи, участки которой являются
межсистемными связями, необходимо контролировать значение
и направление активной мощности в нескольких точках электро
передачи, оценивать запас статической устойчивости по наибо
лее загруженному участку недостаточно При параллельной
работе энергосистем (энергообъединений) по сложным меж
системным связям из за несовершенства используемых средств
автоматики приходилось ограничиваться контролем мощности,
передаваемой по одному двум основным элементам межсистем
ной сети, однако это делало возможным лишь весьма грубую
настройку автоматики
При изменении схемы электропередачи или межсистемной
связи допустимый предел передаваемой мощности изменяется,
и при переходе на ремонтную схему или после аварийного на
решения схемы необходима перестройка автоматики
Необходимость вмешательства оперативного персонала для изменения
уставок автоматики, с одной стороны, затрудняет работу
персонала, с другой — приводит к снижению надежности, так как
после внезапного ослабления схемы и до вмешательства пер
сонала неправильная настройка автоматики делает ее
неэффективной. В связи с этим возникает требование автомати
ческого изменения настройки автоматики при изменении схемы,
что трудно достижимо при использовании простейших техни
ческих средств
Многие из указанных трудностей могут быть устранены
заменой устройства контроля мощности устройством контроля
угла передачи — параметром, наиболее достоверно
характеризующим запас статической устойчивости Для межсистемной
связи — это по существу угол между эквивалентными ЭДС
соединяемых энергосистем (энергообъединений), модули кото
рых не изменяются при изменении перетока мощности по свя
зи; для слабой связи этот угол может быть приближенно за
менен углом между мощными узлами примыкания связи к соеди
няемым энергосистемам, для электропередачи с АРВ сильного
действия на генераторах отправной ГЭС и СК приемной
энергосистемы в качестве контролируемого угла может быть принят
угол «по линии», т е сдвиг фаз напряжений по концам
электропередачи Контролируемый угол может быть измерен с помощью
212
телеканала, передающего фазу напряжения на другом конце
связи (электропередачи) Для косвенного измерения угла пере
дачи могут быть использованы параметры режима отправного
конца связи, вводимые в фантомную схему, если контролируе
мый таким образом угол передачи используется как основной
показатель запаса устойчивости, фантомная схема должна из
меняться при изменении схемы электропередачи [36]
Таким образом опыт эксплуатации выявил необходимость
разработки и создания устройств измерения угла электроне
редачи (а для дальнейшего совершенствования автоматики —
также измерения скорости изменения этого угла)
Большинство устройств, использовавшихся на первом этапе
развития ПА и предотвращавших нарушение статической или
динамической устойчивости, фиксировали опасную перегрузку
(достижение предельного режима) или факт аварийного изме
нения схемы (в ряде случаев с контролем предшествующего
режима) без должного учета тяжести аварии и скорости раз
вития аварийного процесса Из за крайне ограниченного набора
располагаемых средств (в особенности из-за недостаточных
возможностей выявительных органов) ПА, действуя по призна
кам, общим для ряда существенно различных аварийных си
туаций, не могла осуществлять рациональной дозировки управ
ляющих воздействий, в этих условиях требования к скорости
действия и интенсивности воздействия определялись по наиболее
тяжелой из этих аварий Избыточность управляющих воздей
ствий из за недостаточной дифференциации аварийных возмуще
ний в большинстве случаев была допустимой для электропередач
от мощных ГЭС, но неприемлемой для противоаварийного
управления системообразующими и межсистемными связями
сложного энергообъединения
Развитие методов и средств предотвращения нарушений
устойчивости шло по двум основным направлениям
разработка и организация промышленного выпуска комп
лексов устройств на современной элементной базе с более со
вершенными измерительными органами, обеспечивающими воз
можность более полного контроля исходной схемы и режима,
выявления характера и тяжести нарушения, с децентрализо
ванными устройствами дозировки управляющих воздействий на
основе дифференцированной оценки исходного и аварийного
режимов, с автоматизированными исполнительными
устройствами, обеспечивающими реализацию управляющих воздействий
с учетом состояния объекта управления, с новой аппаратурой
передачи информации и команд управления и т д На основе
этих комплексов создаются как локальные системы ПА энерго
объекта, так и децентрализованные системы противоаварийного
управления отдельных энергорайонов [36, 51, 52],
разработка и создание централизованных систем ПА круп
213
ных районов основном сети ЕЭС СССР и ОЭС с использова
нием всеи необходимой информации о состоянии района и раз
витой липкой противоаварийного управления, первые из этих
централизованных систем базировались на использовании
репейной и аналотвой техники, последующее развитие основы
валось па создании цифровых систем (с использованием ЭВМ
в качестве устройства автоматической дозировки управляющих
воздействий) с перспективой организации координации действия
зтих систем н создания иерархической системы противоава
рнйиого управления
Развитие работ по первому из указанных направлений бази
ровалось на обобщении опыта эксплуатации, результатах
работ научно исследовательских проектных и промышленных
организаций разработке требований к новым типам реле и
аппаратуры t улучшенными характеристиками к комплексным
устройствам с расширенными функциями
На основе проведенной работы был налажен серийный вы
пуск усовершенствованных максимальных реле активной мощ
ности диодно матричных коммутаторов для оперативной наст
ройки логической части ПА Разработаны Энергосетьпроектом
и широко применяются схемы органа контроля предшествую
щего режима (КПР) включающего несколько максимальных
реле мощности с различными уставками и используемого для
дозировки управляющих воздействий схемы устройств фиксации
отключения линии Во ВНИИР и ЧЭАЗ разработаны и серийно
выпускаются новые комплексы автоматики для фиксации изме
пений активной мощности и угла электропередачи, а также
скоростей изменения этих параметров Панель автоматики
фиксации изменений активной мощности содержит элементы,
позволяющие реализовать функции следующих реле макси
мальной и минимальной мощности, дифференциального сброса
и наброса мощности, скорости изменения мощности; обеспечи
вается возможность сочетания этих функций Элементы панели
автоматики фиксации изменений угла электропередачи
позволяют осуществить измерение разности фаз напряжений с
использованием аппаратуры телепередачи фазы или при помо
щи устройств моделирования вектора напряжения противопо
ложного конца электропередачи фиксацию исходного и теку
щего >глов а также значения относительного скольжения
Наряду с широким применением аппаратуры высокочастотного
телеотключения типа ВЧТО М для телепередачи до пяти сигна
лов ПА по высокочастотному каналу связи по линии электро
передачи внедряется новый более совершенный комплекс
аппаратуры В состав нового комплекса для телепередачи сигна
чов и команд ПА (в том числе сигналов телемеханики и фазы
напряжения) вхотят аппаратура типа АНКА, предназначенная
для образования низкочастотных сигналов и высокочастотная
214
аппаратура типа АВПА, с помощью которой производится
преобразование низкочастотных сигналов АНКА в высоко
частотные Модификация аппаратуры АНКА обеспечивает пере
дачу до 14 команд (и также передачу фазы напряжения)
В ПО «Союзэнергоавтоматика» создано (с использованием
исследовательских разработок ВНИИЭ) устройство УСПА ко
торое, работая совместно с АНКА и АВПА позволяет увели
чить количество передаваемых команд до 43 [51] организован
серийный выпуск этого устройства
Широкое развитие получили работы по применению микро
ЭВМ для ПА ВНИИЭ совместно с ЦДУ ЕЭС СССР ведет
работу по созданию «всережимной» системы управления мощ
ностью паровых турбин агрегатов Конаковской ГРЭС В этой
системе сочетаются функции управления агрегатом в нормаль
ном режиме с функциями противоаварийного управления
Виды аварийной разгрузки электростанций. Аварийное
управление мощностью паровых турбин (АУМПТ). Аварийная раз
грузка электропередач от ГЭС отключением части генераторов
отправной электростанции использовалась еще в 30 х (Ново
московская ГРЭС, Свирская ГЭС) и 40 х годах (Верхневолж
ские ГЭС) Широкое развитие автоматика разгр\зки отключе
нием генераторов (ОГ) получила с вводом в эксплуатацию
мощных Волжских ГЭС и дальних электропередач 400—500 кВ
в дальнейшем она стала одним из основных средств повыше
рия устойчивости электропередач от крупных ГЭС, блочных ТЭС
и АЭС Особенностью разгрузки с использованием автоматики
ОГ является ее дискретный характер, по мере увеличения
единичной мощности агрегатов ступени разгрузки возрастают и
с этим связаны угрубление дозировки и некоторая (иногда
существенная) избыточность управляющих воздействий Раз
грузка в целях обеспечения устойчивости электропередач от
ГЭС может осуществляться только е помощью автоматики ОГ,
и такая разгрузка вполне допустима по условиям эксплуатации
оборудования ГЭС Для электропередач от ТЭС и АЭС в на
стоящее время также используется в основном автоматика ОГ,
однако для этих электростанций такой способ разгрузки не
является ни единственно возможным ни оптимачьным по уело
виям эксплуатации оборудования
На блочных ТЭС и АЭС используются два способа ОГ
отключение выключателя генератора (с последующим закры
тием клапанов турбины) и закрытие стопорного клапана тур
бины (с последующим отключением выключателя генератора)
Первый из этих способов обеспечивает более быструю разгрузку,
что иногда необходимо по условиям динамической устойчивости
но не исключает возможности разгона турбины в случае неплот
иого закрытия клапанов турбины Второй способ более безо
пасен для оборудования (имеет преимущественное применение
215
на АЭС), но при этом разгрузка осуществляется в течение
примерно 0,8 с от момента подачи управляющего сигнала, что
снижает эффективность разгрузки как средства повышения
динамической устойчивости
В соответствии с [57] при отключении под действием ПА
генераторов ТЭС с остановом энергоблока должна использо
ваться проектная технологическая защита осуществляющая
перевод энергоблока на нагрузку собственных нужд при отклю
чении генератора от сети из за внешних повреждений, что по
зволяет обеспечить более быстрое восстановление мощности
при облегченных условиях работы эксплуатационного персо
нала При этом осуществляется перевод котла энергоблока на
растопочную нагрузку либо погашение котла и использование
его аккумулирующей способности (для энергоблоков с
барабанными котлами)
Предельная продолжительность работы энергоблоков на
нагрузку собственных нужд — 40 мин При срабатывании
технологической защиты под воздействием ПА рекомендуется
продолжительность уменьшить до 10—15 мин [58]
Опыт эксплуатации показывает целесообразность перехода
от применения ОГ к использованию более благоприятной по
условиям эксплуатации оборудования ТЭС и АЭС системы
АУМПТ Система АУМПТ воздействует на систему регулирова
ния паровой турбины через электрогидравлический преобразо
ватель (ЭГП) и механизм управления мощностью турбины
(МУТ) Этими воздействиями обеспечивается кратковременная
импульсная разгрузка турбин (КРТ) для быстрого гашения
избыточной кинетической энергии роторов агрегатов в целях
сохранения динамической устойчивости с последующим восста
новлением мощности до сниженного значения при котором
обеспечивается необходимый запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме (длительное ограничение мощности —
ОМ) АУМПТ может использоваться также как средство облег
чения и ускорения ресинхронизации в случае нарушения устой
чивости [44, 58]
Для воздействия в целях КРТ используется программный
способ управления, сигнал управления сформированный с по
мощью электроприставки (ЭП) к системе регулирования по
дается на ЭГП в виде прямоугольного импульса с амплитудой
А„ длительностью Т„ и плавным экспоненциальным спадом с
постоянной времени т (рис 4 16) Диапазоны изменения
характеристик воздействия /1 „ = 1 -^ 4 неравномерности (обычно
применяемые значения Ли = 3 Н-4 обеспечивают закрытие кла
панов с максимальной скоростью), Т к = 0,1 — 0,5 с, т = 2 — 5 с
Дозировка интенсивности импульсного воздействия произво
дится по результатам анализа переходных процессов с учетом
экспериментально полученных импульсных диаграмм (зависи-
216
Рис. 4.16 Форма импульса аварийной
разгрузки турбин
ги
мостей глубины разгрузки турбин от параметров импульса),
ступени КРТ могут различаться параметрами импульса (интен
сивностью воздействия на турбины) и количеством агрегатов,
на которых осуществляется КРТ Требования динамической
устойчивости удовлетворяются обычно с существенным запа
сом Следует, однако, учитывать, что чрезмерная интенсивность
воздействия на разгрузку крупной ТЭС (или АЭС) в сложном
энергообъединении может вызвать нарушение устойчивости по
другим (слабым или сильно загруженным) электрическим
связям В простейшей системе, в которой ТЭС (или АЭС) мо
жет быть представлена эквивалентным генератором,
работающим на местную нагрузку и через электропередачу на шины
бесконечной мощности верхний предел интенсивности
импульсного воздействия определяется условиями предотвращения
переторможения
Воздействие в целях ОМ может осуществляться через ЭГП
(быстрое ограничение), или через МУТ, или через оба этих
входа в систему регулирования Возможно использование КРТ
без ОМ или ОМ без КРТ
Основным преимуществом АУМПТ (КРТ и ОМ) является
сохранение энергоблоков в работе и устранение связанных с
применением ОГ необходимости воздействия на выключатели
(в ряде случаев с нежелательным нарушением схемы) опас
ности нарушения технологического процесса с задержкой вое
становления мощности и риском повреждения оборудования
снижения располагаемой реактивной мощности
Устройства АУМПТ ТЭС и АЭС созданы испытаны [44 59]
их эффективность подтверждена данными опыта эксплуатации
однако применение их до сих пор крайне ограничено Дирек
тивные материалы по эксплуатации энергосистем нредуематри
вают более широкое внедрение аварийной разгрузки возденет
вием на ЭГП и МУТ и обязывают энергосистемы проводить
необходимые для этого мероприятия [47]
В КазНИИЭ при участии ВНИИЭ проведены исследования
по методам и средствам аварийного управ чения мощностью
гидротурбин (АУМГ) в целях повышения динамической устой
чивости Рассмотрены счедующне способы быстрого снижения
217
мощности гидротурбин использование отрица1ельного т идро
удара при быстром отводе потока воды из напорной системы
агрегата высоконапорной ГЭС, повышение давления под рабо
чим колесом агрегата иизконапорной ГЭС при быстром вводе
сжатого газа в отсасывающую грубу резкое снижение КПД
за счет нарушения решетки направляющею аппарата (НА) агре
i ата с индивидуальным приводом лопаток НА [60]. Ьлаго
приятные результаты исследований подтвержтают цетесообраз
ность дальнейших разработок по 4УМГ
Аварийная мобилизация резервов мощности. Возможности
быстрой аварийной мобилизации резервов мощности в приемной
части энергообъединения т,о сих пор используются недостаточно
Применение автоматики аварийного набора мощности позволяет
повысить запас статической устойчивости в поелсаварийном ре
жиме и ограничить снижение частоты из за относительно не
большой скорости мобилизации резерва автоматика набора
мощности в большинстве случаев не может служить эффектив
ным средством повышения динамической устойчивости [44]
Целесообразность более широкого использования автомати-
ieci<oro набора мощности в приемной части для разгрузки связи
с отправной частью обусловливается ориентацией па
применение ПА балансирующего действия
Аварийный набор мощности позволяет в ряде случаев умень
шить размер действия автоматики балансирующего действия
на отключение нагрузки и снизить ущерб, наносимый потреби
телям При пубоких снижениях частоты, приводящих к работе
АЧР быстрая мобилизация резервов мощности позволяет в ряде
случаев уменьшить объем отк шчений и ускорить действие
ЧАПВ
Автоматика мобилизации резерва мощности на 1 ЭС при сни
жении частоты является в соответствии с [47] мероприятием,
обязательным дтя применения в энергосистемах На Вотжских
ГЭГ имени В И Ленина и имени XXII съезда КПСС при пере
токе мощности в сторону ГЭС была внедрена автоматика, воз
действующая на загрузку части гидрогенераторов Автоматика
действует по факту отключения шний 500 кВ (с контролем
перетока в сторону ГЭС ) а также при опасных набросах мощ
ностн в сторону ГЭС [61]
Натурные испытания, проведенные ОРГРЭС (ныне Союзтех
энерго) на Костромской ГРЭС н ОР1 РЭС совместно с ВНИИЭ
на Конаковской ГРЭС а также опыты на ряде других ГРЭС
показали возможность быстрою набора мощности на блочных
ГРЭС при форсированном воздействии на системы регулирова
ния турбин и котлов энергоблоков Исследования, выполненные
ВТИ и НИИПТ подтвердили возможность форсирования элек
грической мощности теплофикационных агрегатов быстрым
(временным) ограничением отпуска тепла [44 62]
218
В ОЭС Севере Запада по факту срабатывания автомати
ческой защиты (A3) реактора 1500 МВт АЭС осуществляется
автоматический пуск и затрузка гидроагрегатов Поскольку
значение электрической мощности, отдаваемой тенераторами
АЭС в процессе остановки агрегата после срабатывания A3
снижается сравнительно медленно (за время около 1 мин),
загрузка гидроагрегатов позвотяст предотвратить нарушение
устойчивости параллельной работы которое могло бы произойти
из за возникновения в районе АЭС большого дефицита актив
ной мощности
Форсировка возбуждения генераторов. Наряду с указанными
выше способами воздействия на режим работы генераторов
используется еще один, осуществляемый централизованными
системами противоаварийиой автоматики,— программная фор
сировка возбуждения обеспечивающая реализацию резервов
реактивной мощности, что способствует повышению
устойчивости параллельной работы
Специальная авюматика отключения нагрузки (САОН).
Отключение нагрузки с помощью САОН в целях предотвраще
ния нарушения устойчивости наносит ущерб потребитечя.м
энергосистемы и потому должно использоваться только в тех
случаях, когда другие управляющие воздействия недостаточны
или неэффективны, а действие САОП позволяет предотвратить
нарушения, приводящие к еще большему народнохозяйственном)
ущербу Развитие ЕЭС СССР, усложнение ее схем и режимов
повышение «чувствительности» ЕЭС к отклонениям частоты
делают необходимым вс'е более широкое применение ПА балан
сирующего действия, основанной на сочетании воздействия на
снижение генерирующей мощности в избыточной части энерю
объединения с действием САОН в приемной части Повышен
ные требования к ПА балансирующего действия возникают в
связи с работой ряда системообразующих и межсистемных
связей ЕЭС СССР при сниженных запасах устойчивости (в
условиях, указанных в директивных материалах [47])
Вынужденная работа ряда основных связей с пониженными запасами
устойчивости в целях предотвращения ограничения потребителей
увеличивает вероятность аварийных нарушений с работой САОН
или АЧР, однако опыт эксплуатации показывает, что ущерб
от увеличения аварийных отключений нагрузки состав шет лить
ничтожную долю ущерба который был бы вызван необходи
мостью длительных ограничений потребителей для увеличения
запасов устойчивости этих связей до нормативных значений.
При опасной перетрузке и ти ослаблении схемы связи дейст
вие САОН в приемной части обеспечивает выход на послеава-
рийный режим с сохранением требуемого запаса статической
устойчивости Как средство повышения динамической устойчи
вости САОН практически не используется из-за ма той эффек
219
тивности хотя в некоторых случаях его действие проявляется
и в облегчении динамического перехода При работе в вынуж
денных режимах с малыми запасами статической устойчивости
в исходном нормальном режиме в тех случаях когда нротиво-
аварийные воздействия не в состоянии предотвратить
нарушение синхронизма а кратковременные асинхронные режимы
допустимы отключение нагрузки с помощью САОН может исполь
-юваться для обеспечения результирующей устойчивости
Другой основной причиной вес более широкого использования
САОН является обусловленное развитием энергообъедшгений
(ЕЭС СССР ОЭС) и резким ростом степени концентрации
генерирующих мощностей увеличение количества относительно
небольших дефицитных частей энергообъединения (энергосистем,
энергорайонов) дефицит мощности которых покрывается
перетоками по связям с энергообъединением (его основной,
значительно более мощной частью) Как следует из указанного выше,
для раз!рузки связи при перегрузке или ослаблении ее схемы
не может быть использована автоматика снижения генерируемой
мощности в основной части энергообъединения Применение
выделительной автоматики во многих случаях нежелательно
по условиям надежности работы энергообъединения или прак
тически неосуществимо, и при эгом единственным средством
сохранения устойчивости связи оказывается применение САОН
в малой но мощности аефици!ной части. Директивные материалы
[47] указывают на целесообразность применения САОН в
рассматриваемом случае, если нагрузка, отключаемая САОН для
сохранения устойчивости связи составляет 50% и менее нагрузки,
которая неизбежно отключилась бы устройствами АЧР в дефи
цитиои части при ее отделении от энергообъединения При этом
следует учитывав характер нагрузок, на которые действует
САОН и АЧР допустимость асинхронного хода по связи,
возможность отказа в срабатывании САОН и некоторые другие фак
торы Отсюда следует, что если потеря слабой связи дефицит
ной части с основной частью энергообъединения не приводит к
снижению частоты вызывающему работу АЧР то применение
САОН дчя сохранения параллельной работы по слабой связи, как
правило, нецелесообразно. Директивные материалы пред ус мат
ривают также возможность использования САОН для обеспе
чения устойчивости узла нагрузки с высокоответственными по
требителями (предотвращения лавины напряжения) в посте
аварийном режиме, если сохранение устойчивости узла нагрузки
недостижимо с помощью других средств автоматики
При выполнении устройств САОН особое внимание должно
быть обращено на селективность срабатывания в соответствии
с назначением и фактическими режимами Пуск САОН необхо
дичо выполнять с использованием различных факторов а
также их сочетаний например ослабления схемы связи или опас
220
ного наброса мощности на связь (с контролем
предшествующего режима), роста угла передачи, опасного снижения на
пряжения
Директивными материалами разрешено воздействие САОН
на отключение потребителей, присоединенных к устройствам
АЧР, при этом объем АЧР должен быть достаточен на случай
отказа САОН и полной потери связи с дефицитной частью
энергообъединения
Выбор расчетного объема САОН должен производиться с
учетом неравномерности графика нагрузки отключаемых потре
бителей и возможности отказа в воздействии на отдельные
объекты, возникающие при этом трудности связаны с обеспе
чением необходимого запаса в объеме отключения и предотвра
щением излишнего отключения, которое не только вызывает уве
личение ущерба, но в некоторых случаях может привести к
опасному нарушению баланса мощности
Применение САОН в энергосистемах СССР началось в
1974 г с устройств, выполняющих функции местного характера,
в дальнейшем наряду с ростом количества таких локальных
устройств получили развитие общесистемные централизованные
системы САОН представляющие собой часть комплексов ПА
балансирующего действия, осуществляющих централизованное
противоаварийное управление большими районами основной
сети ЕЭС СССР и ОЭС
Так, например, в ОЭС Урала при общем объеме отключаемой
САОН нагрузки около 4000 МВт наряду с локальными устройст
вами САОН имеются общесистемные комплексы, в том числе
комплекс, используемый в централизованной цифровой системе
ПА кольцевой сети 500 кВ и внешних связей ОЭС,
располагающей общим объемом воздействия на снижение генерирующей
мощности на 3000 МВт и отключением нагрузки с помощью
САОН на 1100 МВт В связи со значительными потоками мощ
ности по связям 500 кВ Центр — Средняя Волга — Урал объем
нагрузки централизованной САОН, входящей в систему ПА
предотвращающей нарушение устойчивости этих связей при
аварийном изменении схемы, перегрузке и опасных снижениях
напряжения в сети 500 кВ ОЭС Центра, доведен до 3150 МВт
Всего к началу 1987 г объем нагрузки подключенной к САОН
в ЕЭС СССР, превысил 32 000 МВт, что составляет 15% сум
марной нагрузки
Как локальные устройства, так и централизованные системы
САОН имеют, как правило, несколько ступеней разгрузки с
возможностью дозировки воздействия в соответствии с тяжестью
аварии В соответствии с [47] допускается использование САОН
для отключения таких потребителей (предпочтительно
концентрированных, энергоемких), которые по характеру технологи
ческого процесса и степени ответственности допускают внезан
221
ный перерыв питания на время, достаточное для принятия сроч
ных мер по мобилизации резервов генерирующих мощностей
или ввода ограничений электропотребления В последние годы
большое внимание уделялось обеспечению автоматического
обратного включения потребителей, отключенных САОН, и зна
чительная часть локальных устройств и централизованные
системы САОН предусматривают возможность восстановления
питания потребителей при устранении причин, вызвавших авто
матическое отключение Вместе е тем опыт показывает, что
при обратном включении нагрузка как правило, из за нарушс
ния технологического процесса в установках потребителей
оказывается значительно меньшей исходного значения
Увеличение объема нагрузки, отключаемой САОН и необхо
димость обеспечения этого объема при условии сведения к мини
муму ущерба, наносимого потребителям, делают необходимым
значительное увеличение количества объектов противоаварий
ного воздействия и развитие сети телеканалов для передачи
команд отключения и обра i ного включения Началось
внедрение микропроцессорной техники для целей САОН первый
управляющий комплекс на базе микроЭВМ «Электроника 60»
внедрен Саратовэнерго и Средазтехэнерго (по инициативе и при
участии ЦДУ ЕЭС СССР) на Саратовской ГЭС [53] Возмож
ность расширения противоаварийного управления нагрузкой при
минимизации народнохозяйственного ущерба может быть обес
печена внедрением автоматической циркулярной разгрузки
(АЦР) Система АЦР строится на базе комплекса аппарат)ры,
разработанной ИЭД АН УССР и МОНИИПТ и выпускаемой
ПО «Союзэнсргоавтоматика» Аппаратура АЦР разработана для
сети 110 кВ с заземленной нейтралью Система АЦР может
использоваться как для реализации функции САОН, так и для
дистанционного управления электропотреблением,
осуществляемого оперативным персоналом [51]
При создании системы аварийного (автоматического или
дистанционного) управления нагрузкой предполагается соче
тание высоконадежной аппаратуры АНКА — АПВА для
передачи команд от центра противоаварийного управления до круп
ных районных подстанций 220—750 кВ с использованием АЦР
для последующей передачи -*тих команд по распределительной
сети 110 кВ до питающих центров Этим обеспечивается возмож
ность разукрупнения объектов противоаварийного воздействия
с использованием выборочно! о отключения линии о—35 кВ па
подстанциях I10 кВ [51]
В Энергосетьпроекте разработаны варианты структуры
централизованных систем САОН и исследованы вопросы надеж
ности их выполнения [54] Пример структуры централизован
ного аварийного отключения нагрузки показан па рис. 4.17
Объем аварийного отключения при срабатывании каждого
222
Риг 4.17. Структура организации
управляющею сигнала отключения на-
rpv'iKH
пускового органа ПО определяется в устройстве дозировки
управляющих воздействий ЛДВ, в качестве которых в наиболее
крупных комплексах используются управляющие ЭВМ тозиров
ка воздействия запоминается в специальном релейном устрой
стве АЗД Аварийный сигнал А от ПО проходит через устрой
(тво АЗД к исполнительным устройствам по путям, состоящим
из магистральных каналов /И, устройств распределения сигна
к>в отключения нагрузки PC и распределительных каналов V
Устройство PC выполняет функции ретрансляционного
пункта но в нем может быть предусмотрена коммутирующая
аппаратура утя обеспечения возможно! ги оперативного изме
нения очередности отключении потребителей через распредели
те |ьные каналы связи. В одном из вариантов объем разгрузки
определяется в устройстве АДВ и or АЗД по магистральным
каналам передается информация о ступени (объеме) отключе
ния, а подбор конкретных потребителей осуществляется в
устройстве PC Другой вариант структуры предусматривает
подбор потребителей в устройстве АДВ (в соответствии с же
тательнои очередностью их отключения), а устройство PC в
ггом случае выполняет только функцию распределительного
пункта
Для точной реализации задания на отключение определен
ной нагрузки желательно иметь информацию о действительной
мощности отключаемых потребителей, однако это приводит к
существенному усложнению и удорожанию системы каналов
связи и практически соответствующие каналы связи предусмат
риваются весьма редко — только при отключении отдельных
крупных потребителей
В [54] рассмотрены вопросы обеспечения надежности рабо
ты рассматриваемых устройств и подходы к оптимизации
устройств с учетом стоимости системы связи и ущерба от излишнего
отключения Опыт проектирования показал целесообразность
организации симплексных каналов 1ублированных па участках
от устройств АЗД и PC (магистральные каналы) и недубли
рованных на участках от PC к исполнительным органам (распре
делительные каналы) при этом удается обеспечить удовлетво
рительную надежность сжтемы телепередачи сигналов, а сто
имость системы находится в зависимости от конкретных \сло
221
вии — в пределах 0,5—2 pv6 на 1 кВт отключаемой нагрузки
Проектная оценка ianaca в размере расчетного воздействия
при отсутствии замера отключаемых нагрузок и необходимости
компенсации отказов в системе связи составляет 1 5—1,7 кВт
па подлежащий отключению 1 кВт Возможность существен
ною избытка отключенной мощности должна учитываться при
проверке небаланса мощности допустимого по условиям устои
чивости межсистемных связей. Дальнейшее совершенствование
системы и средств управления нагрузкой является необходи
мым условием развития противоаварийного управления и по
вышения надежности работы I ЭС СССР [55 56]
Существенный интерес представляют предложения ИЭД АН
СССР о широком использовании безынерционного управления
мощными преобразовательными установками потребителей
Кратковременное воздействие на потребляемую этими уста
новками мощность местных автоматических устройств, реаги
рующих на аварийное отклонение частоты, или устройств ПА
системного значения (или устройств обоих типов) может
обеспечить частичную компенсацию возникающих аварийных воз
мутцений, повышение устойчивости энергосистем качества
электроэнергии 'и надежности электроснабжения \ правление
преобразовательными установками может быть — по
согласованию с крупными потребителями — использовано при необходи
мости для оперативного ограничения электрогютребления в до
пустимых по интенсивности и длительности пределах (например
мри прохождении пиков нагрузки энергосистемы в особо
напряженных условиях)
4.4 Оптимизация противоаварийного автоматического
управления
При проектной разработке систем ПА венникаег задача
оптимизации структур н функций этих систем Выбор наилуч
шего варианта по критерию минимума затрат требует учета ряда
параметров объекта и системы противоаварийного управ те
ния, достоверная оценка которых связана со значительными
трудностями Эффективность ПА зависит от частоты и характера
аварийных возмущений и в значительной степени определяется
вероятностными характеристиками схемы и режима
энергосистемы как объекта управления, па степень эффективности
системы противоаварийного управ |ения влияют также
показатели технического совершенства и надежности используемых
1ехнических средств, принципы моделирования объекта управ
ления н ряд дру1их факторов В Энергосетьпроекте разработаны
подходы к решению рассматриваемой сложной задачи и даны
методы решения более простои задачи расчетной оценки эффек
тнвности ПА на основе сравнения ущерба от аварийных возму-
224
щений при отсутствии и при наличии ПА, предназначенной для
сохранения устойчивости [ЬЗ, 64] При отсутствии ПА ущерб
у потребителей возникающий при аварийных возмущениях
из за понижения частоты и действия устройств АЧР, вызыва
ется как небалансом активной мощности при первоначальном
возмущении так и разделением энергосистемы из лл наруше
нин устойчивости связи При наличии ПА ущерб вызывается
управляющими воздействиями, а также понижением частоты и
действием АЧР в результате небаланса мощности возникаю
щего при аварийном возмущении и противоаварийном управ
пении Выполненные предварительные расчеты подтвердили вы
сокую эффективность ПА в дальнейшем в Энергосетьпроекте
было проведено детальное исследование эффективности раз
личных видов управляющих воздействий для набора двух или
трех узловых систем
Сопоставление ущерба от различных видов управляющих
воздействий (и сравнение с ущербом при отсутствии ПА) бази
руется на методике «Оценки ущерба, связанного с
возникновением дефицита активной мощности», разработанной в Энер
i осетьпроекте н одобренной к опытному внедрению Научно тех
ническим советом Минэнерго СССР Эта методика может быть
использована и при решении задач эксплуатационного
характера Вводится понятие условного ущерба, который оценивает
ся по значению недоотпущенной электроэнергии при
принудительном снижении нагрузки с заблаговременным
предупреждением потребителей При этом ущербы от управляемого (авто
матического или оперативного) отключения потребителей без
предупреждения приводятся к эквивалентному условному ущер
бу увеличением недоотпуска в к раз, где
£ = М1-г-20еУ (441)
здесь е— доля уменьшения нагрузки по сравнению с исходным
значением, fto — коэффициент учитывающий отклонение очеред
ности автоматического отключения потребителей от оптимальной,
принимаемый равным от 1,2 до 1,6 при децентрализованном и
от 1 6 до 2,2 при централизованном отключении потребителей
Ущерб от понижения частоты оценивается по значению
недоотпуска электроэнергии, увеличенному в k' раз, где fe' = 60e
Приведенные оценки ущерба применены для энергосистем
с максимумом на1рузки не менее 3—5 тыс МВт при глубине
разгрузки к не более 0,2 и при общей продолжительности раз
грузки не более 3% годового и не более 5% месячного времени
Длительность недоотпуска электроэнергии принята равной 1 ч
после ввода управляющих воздействий и 2 ч после нарушения
устойчивости
Эта методика использована для выявления сравнительных
количественных показателей ^фективности различных управ
225
8-2431
ляющих воздействий, предназначенных для сохранения устой
чивости двухузловых и трехузловых систем Критерием сопо
ставления служит условный ущерб от перерыва электроснабжения
и понижения частоты
Общая оценка эффективности различных управляющих воз
действий в простейшей двухузловой (двухмашинной) схеме в
зависимости от параметров схемы была дана в ряде предшест
вующих работ [36, 40, 41], и соответствующие данные были
изложены выше Приведенные в [64 [ сопоставления различных
управляющих воздействий подтверждают эту оценку и дают ей
дополнительное обоснование, базирующееся на сравнении
количественных показателей В [64] рассматриваются два вида
нарушения ослабление связи между отправным и приемным
узлами на 50% при передаваемой мощности в доаварийном
режиме, равной предельно допустимому по условиям
устойчивости значению, возникновение аварийного дефицита мощно
сти в приемной части в диапазоне от 3 до 20% мощности этой
части Варьируются в широких пределах отношения мощности
отправной и приемной частей к пределу передаваемой мощно
(ти по связи, варьируются также отношения горячего резерва
в отправной и приемной частях к мощности этих частей В ка
честве управляющих воздействий рассматриваются разгрузка
турбин отправной части (РТ), централизованное отключение
нагрузки в приемной части (ОН), деление системы
(использование выделительной автоматики) в идеализированном (прак
• ически редко реализуемом) варианте, при котором деление
системы (ДС) обеспечивает предельно допустимое использо
вание связи в послеаварийном режиме
Регулирующие свойства каждого из узлов (частей) системы
представлены регулирующим эффектом нагрузки по частоте
vfe„ = 15) и усредненными статическими характеристиками
турбин, зависящими от относительного значения горячего резерва
в узле Учитывалось, что длительному понижению частоты более
чем на 1 5 Гц препятствует действие устройств АЧР, осуществ
ляющих децентрализованное отключение нагрузки Ущерб
оценивался также для случая отсутствия ПА (кроме АЧР) и
отключения связи (без учета ущерба, который может быть вызван
асинхронным режимом по рассматриваемой связи)
Основные выводы из приведенных расчетов, основанных на
указанных выше допущениях, заключаются в следующем для
всего широкого диапазона изменения параметров
двухузловой схемы существует противоаварийное управление, дающее
меньший ущерб, чем отключение связи из-за нарушения
устойчивости При возможности использования идеализированного
варианта ДС оно обеспечивает минимальный ущерб в
большинстве рассмотренных вариантов, и только в некоторых вариантах
возмущения второго типа (возникновение аварийного дефицита
226
в приемном узле) ущерб не отличается от ущерба при других
управляющих воздействиях
При невозможности реализации управления ДГ в рассма]
риваемом идеализированном (ити близком к нему) варианте мо
гут использоваться управления РТ, ОН или их сочетание
РТ + ОН. Сопоставление показывает что управление РТ в oi
правной части является оптимальным или близким к оптималь
ному по принятому критерию при первом типе возмущения
(оставление связи) в счучае слабой связи между соизмери
мыми по мощности частями и при обоих типах возмущения,
когда мощность отправной части мала по сравнению с мощ
ностью приемной Управление ОН в приемной части в больший
стве вариантов характеризуется большим ущербом во всех ва
риантах исключением явтяегся случай ко1да мощность при
емной части мала по сравнению с мощностью отправной; при
этом ущерб от управления ОН близок к возможному минимум)
(без учета ДС) Сочетание РТ и ОН является наиболее эффек
[ивным и обеспечивает в большинстве вариантов значительное
снижение ущерба по сравнению с использованием только РТ
или ОН (за исключением указанных выше случаев резкого
различия в мощностях соединяемых энергосистем) Оптимальное
сочетание РТ и ОН характеризуется превышением объема РТ
над объемом ОН и некоторым снижением частоты вызывающим
снижение оставшейся включенной нагрузки
Выполненное в [Ь4] рассмотрение условии противоаварий
ного vпpaвлeния в трехузловой системе показато, что эффектив
ность указанных выше противоаварийпых мероприятий меньше
чем в двухузловой, противоаварийное управление при аварийном
возмущении в одной из частей должно осуществляться с огра
ничением небаланса мощности значением, допустимым для
связей внешних по отношению к этой части В общем стучае
оптимизация управления в схемах с числом узлов больше двух
требует согласованного управления в нескольких узлах
В [04] рассмотрен проектный аспект задачи выбора опти
мального способа нротивоаварииного управления Критерием
для тако! о выбора может служить минимум годового ущерба
от всех расчетных аварийных возмущений, причем средний
тдовой >щерб от каждого из учитываемых ihiiob возмуще
ний может быть определен по среднему ущербу от одного возму
щения по среднегодовому числ> возмущений, по вероятности
режима, опасного для устойчивости системы, и по показателям
функционирования ПА
227
ГЛАВА ПЯТАЯ
ЦЕНТРАЛИЗАЦИЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО
АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
5.1. Общие принципы выполнения централизованных систем
противоаварийной автоматики
До ввода в эксплуатацию первых дальних электропередач
для предотвращения и ликвидации аварий использовались
локальные однофункциональные устройства ПА реагирующие на
местные признаки опасных изменений схемы и режима Широ
кое развитие ПА связанное с вводом в эксплуатацию дальних
электропередач и формированием ЕЭС СССР, характеризоватось
качественно новым направлением — созданием децентрализо
ванных комплексов ПА, состоящих из ряда устройств, взаимо
связанных общностью режима сложною объекта (района управ
ления) н согласованных по принципам и очередности действия
селективности и условиям резервирования [14, 34, 65]
Особенностью этих децентрализованных систем противоаварийного
управления является то, что дозировка управляющих воздей
ствий производится в нескольких пунктах где проявляются
нарушения схемы и режима Сформированные на основе мест
ной информации управляющие команды, подлежащие реали
задии на объектах, удаленных от пункта установки устройства,
выявляющего аварийные нарушения, передаются ва эти объекты
с помощью средств телемеханики
Создание децентрализованных комплексов сьм рало большую
роль в ул> чтении использования и повышении надежности
дальних электропередач и связанных с ними энергосистем
Противоаварийное управление в ряде районов ЕЭС СССР и
ОЭС при относительно простой структуре сети осуществляется
и в настоящее время с помощью децентрализованных систем
автоматики
Вместе с тем уже в начале 60-х годов опыт эксплуатации
первых децентрализованных систем и анализ перспектив раз
вития и усложнения сетей ОЭС и ЕЭС СССР показали цсле
сообразность создания централи )ованных комплекс
ных систем ПА, способных контролировать схем) и режим
всего района управления и на основе автоматически поступаю
щей информации о текущем режиме и возникающих аварийных
возмущениях определять необходимые управляющие воздейст
вия и передавать команды для их исполнения Предполагалось
использование для этих систем современных наиболее эффектив
ных технических средств, включая средства цифровой вычисли
тельной техники Вопросы применения ЭВМ в централизованных
системах противоаварийного управления требовали длительной
проработки; создание цифровых систем стало возможным только
228
после освоения отечественной промышленностью управляющих
ЭВМ достаточной производительности и надежности Поэтому
первое централизованное комплексное устройство (УПА), вве
денное в эксплуатацию в 1972 i на Волжской ГЭС имени
XXII съезда КПСС, было создано в основном с использованием
аналоговой техники (магнитных усилителей и полупроводни
ковой логики), а следующее — централизованная система коль
цевой сети ОЭС Урала, введенная в эксплуатацию в 1973 г,—
с использованием релейной техники [66, 67]
Работы по применению ЭВМ в системах централизованного
автоматического противоаварийного управления были начаты в
конце 60 х годов в Энергосетьпроекте, где были исследованы
вопросы организации таких систем, предложена классификация
их по принципам выработки (дозировки) управляющих воз
действий, обоснован выбор способа дозировки, определены тип
ЭВМ, используемой для первых централизованных систем (те
леавтоматический цифровой комплекс ТА 100 разработки
ЦНИИКА), и другие технические средства, разработан обоб
щенныи (базовый) алгоритм расчетов дозировки управляющих
воздействий и начато проектирование централизованных цифро
вых систем [68—70]
Централизация противоаварийного автоматического управ
ления обусловлена в основном необходимостью эффективного
решения наиболее сложной задачи такого управления — пред
отвращения нарушения устойчивости в сетях сложной структу
ры, таким образом, по своей основной функции централизо
ванная система ПА относится к комплексам АПНУ
Создание централизованной системы ПА, включающей
объединенные информационными и управляющими телеканалами
центральное устройство переработки информации и определе
ния (дозировки) управляющих воздействий и большое коли
чество периферийных устройств, установленных на различных
объектах контролируемого района сочетается с использованием
децентрализованных (локальных) устройств, действующих по
местным признакам нарушения схемы и режима и
выполняющих функции, не требующие централизованной координации
(предотвращение опасных изменений частоты и напряжения,
ликвидация асинхронного режима и т п.), а также некоторые
функции резервирования централизованной системы
Границы районов противоаварийного >правления определя
югея, с одной стороны, технологическими особенностями соот
ветствующей электропередачи, участка основной сети ОЭС или
ЕЭС СССР (контролируемыми по критерию устойчивости ВЛ
и сечениями, объектами реализации управляющих воздействии
ПА — эаектростанциями и узлами нагрузки, взаимозависи
мостью их режимов) и, с другой стороны, возможностями орга
низации надежной и быстродействующей телепередачи необхо
229
димой информации о схеме и режиме контролируемой сети
В централизованный комплекс, осуществляющий противоава
рийное > правление в целях предотвращения нарушения
устойчивости входят устройства измерения и фиксации параметров
доаварийного режима, пусковые органы (ПО) выявляющие
нарушения схемы и режима ЭВМ, выполняющая функции
устройства автоматической дозировки управляющих воздейст
вии (АДВ), исполнительные органы (ИО), реализующие эти
воздействия, средства телепередачи доаварийной информации,
информации об аварийных возмущениях и команд управле
ния В состав центральной части комплекса может входить так
же устройство запоминания дозировки управляющих воздействий
(АЗД), выработанных устройством АДВ
Преимущества АДВ на базе ЭВМ. Применение ЭВМ для вы
полпенни функций устройства АДВ позволяет значительно рас
ширить объем перерабатываемой информации о схеме и режиме
района противоаварийного управления, использовать большие
вычислительные и логические возможности ЭВМ для опреде
ления мест реализации и видов управляющих воздействий, для
уточненной их дозировки с учетом имеющихся ограничений По
является возможность выбора из нескольких воздействий, доста
точных для обеспечения устойчивости, тех, которые удовлетворя
ют принятым критериям оптимальности Память ЭВМ обеспечи
вает хранение большого объема условно постоянной (редко
обновляемой) информации, необходимой для использования
быстродействующих алгоритмов расчетов по выбору управляю
щих воздействий Оперативный персонал освобождается от не
обходимости изменения настройки, система ПА в известной мере
приобретает свойства адаптивности, облегчается организация
эффективного контроля персоналом состояния и работы автома
тической системы. Модернизация и расширение системы обеспе
чиваются программным способом, без аппаратной перестройки
АДВ Создается возможность решения важной перспективной
задачи координации действия локальных систем с учетом рацио
пальмой иерархии противоаварийного управления в ЕЭС СССР
Для централизованных систем противоаварийного управления
крупными районами основных сетей энергообъединений разра
ботаны два варианта применения ЭВМ в качестве устройств
АДВ В реализованных по первому варианту трех централизо
ванных системах (иа Братской ГЭС, Южной подстанции 500 кВ
Свердловэнерго, Костром< кой ГРЭС) для устройства АДВ при
менен комплекс типа ТА 100 специализированная управляю
щая мини ЭВМ, падежная работа которой обеспечивается при
менением мажоритарного принципа используются три синхрон
но работающих решающих устройства, а управляющие сигналы
формируются «голосованием» по большинств\ (два из трех)
На основе реконструированной на новой элементной базе мини
230
ЭВМ ТА-100 в XII пятилетке вводится в эксплуатацию на
подстанции Итатская 1150 кВ типизированный комплекс АДВ
Впоследствии аналогичные комплексы будут введены на ряде
других энергообъектов
В другом варианте для реализации функций АДВ исполь-
з>ются две серийные мини ЭВМ, осуществляющие взаимное
резервирование Первый подобный комплекс на базе мини
ЭВМ У1МНХ был введен в эксплуатацию на Боткинской ГЭС
Впоследствии этот комплекс был реконструирован на базе мини
ЭВМ М 6000 и до настоящего времени находится в
эксплуатации. В XII пятилетке будут введены в эксплуатацию АДВ на
базе микроЭВМ СМ-1810 на Смоленской АЭС, на базе мини
ЭВМ СМ 1420 в ОДУ Средней Волги, а ЕС-1011 — в ОДУ Ура
ла и Северо Запада
Для систем ПА местного значения успешно используются
микроЭВМ Разрабатываемые предложения по созданию иерар
хической системы противоаварийного управления базируются на
совместном использовании мини и микроЭВМ
Принципы действия АДВ. В [68, 71] рассмотрены возможные
принципы действия АДВ — наиболее важной и сложной части
комплекса ПА, предотвращающей нарушение устойчивости, и
соответствующие этим принципам способы дозировки управляю
щих воздействий — переработки информации, поступающей в
АДВ, в параметры противоаварийного управления
В соответствии с различиями в способах дозировки
управляющих воздействий централизованные системы можно
разделить на следующие классы
класс I — системы, в которых управляющие воздействия
определяются с использованием введенной в устройство АДВ
модели, отображающей состояние управляемого объекта (рай
она управления), расчеты устойчивости, необходимые для до
зировки управляющих воздействий, выполняются в самом
устройстве АДВ,
класс II — системы, в которых определение управляющих
воздействии основывается на использовании результатов за
ранее выполненных расчетов устойчивости, введенных в устрой
ство АДВ в виде зависимостей, аппроксимирующих области
устойчивости, аналитических формул и таблиц
Системы каждого из классов могут быть отнесены к одному
из двух следующих типов
тип ДО - системы, в которых расчеты дозировок произво
Дятся до возникновения аварийных нарушений (до срабаты
вания ПО),
тип ПОСЛЕ — системы, в которых расчет дозировки
производится после срабатывания ПО
В системах типа ДО расчет дозировки выполняется для за
ранее установленного набора аварийных возмущений, в систе
231
мах ПОСЛЕ — только для возмущения, фиксированного проис
шедшим действием ПО
Способ ПОСЛГ требует исключительно большого быстро
действия ЭВМ с выполнением дозировки за сотые доли секунды
от момента срабатывания ПО Реализация систем типа ПОСЛЕ
на современном уровне развития вычисли[ельных средств может
быть осуществлена с использованием аналоговых устройств
(моделей) для вычислительных операций и релейной (в про
стейших случаях) нли цифровой техники для логических
операций по управлению аналоговой частью
Способ ДО не требует столь большого быстродействия,
требования к длительности цикла дозировки, выполняемой для
всех ПО, обусловливаются быстротой изменения режима управ
ляемого объекта и зависят or степени адаптивности системы
управления В действующих и проектируемых централизован
ных системах, в которых по способу ДО функции устройств
АДВ реализуются с помощью ЭВМ, длительность цикла расче
тов дозировки находится в пределах 20—180 с Рассчитанная
дозировка вводится в запоминающее релейное устройство АЗД,
выходные цепи устройства все время находятся в рабочем со
стоянии, соответствующем рассчитанной в доаварийном режи
ме дозировке, и при действии системы ЭВМ не входит в коитур
прохождения аварийных сигналов
Сигналы об аварийных возмущениях поступают непосредст
венно в устройство АЗД с помощью которого устанавливается
однозначная связь между пусковыми и исполнительными орга
нами системы
При сопоставлении двух вариантов способа ДО —
непрерывного циклического пересчета управляющих воздействий
для всех ПО и спорадического, при котором ЭВМ нормально
не работает, а производит расчеты по дозировке только при
существенных изменениях схемы и режима,— предпочтение
отдано первому, так как при непрерывной работе ЭВМ
происходит проверка ее исправности что повышает надежность
системы в целом
Рисунок 5 1 иллюстрирует принципы действия устройств
АДВ двух типов Устройство АДВ 1 типа ПОСЛЕ получает
информацию о состоянии района управления в доаварийном
режиме (характеризуемом вектором So) и при получении
сигналов от ПО, выявляющих аварийные возмущения (элементы
вектора фиксируемых возмущений V), определяет место, вид
и интенсивность требуемых управляющих воздействий (элемен
тов вектора располагаемых управлений U) и направляет в ИО
соответствующие команды управления Устройство АДВ-2 типа
ДО по доаварийной информации So определяет в цикле расчетов
дозировки управляющие воздействия U для всех выявляемых
ПО аварийных возмущений и осуществляет настройку устройства
232
|S0
АЛ8
,ПОСЛЕ"
АДВ
,ла'
АЗД
6)
Рис 5 I Схемы действия уст
ройств АДВ.
а — АДВ-1 типа ПОСЛЕ й
АДВ 2 типа ДО
АЗД, устанавливая необходимые связи
между входными зажимами АЗД, на
которые поступают сигналы ПО, и
выходными зажимами групп реле до
зировки, с которых направляются ко
манды управления к ИО
Анализ рассмотренных способов
дозировки управляющих воздействий
с учетом реальных возможностей рас
полагаемых технических средств при
вел Энергосетьпроект и ЦНИИКА в
1970 г к решению о выборе для
первых централизованных цифровых сие
тем ПА способа дозировки П-ДО [68|
Структура централизованных
систем. При разработке централизован
ных систем противоаварийно! о управ
ления выбора центра управтения
(места установки АДВ) решается
гехнико экономическим сопоставлением вариантов на ос
нове критерия минимума приведенных затрат с учетом состоя
пия и перспектив развития сети телеканалов для передачи
информации и команд управления, условий обеспечения обслу
живания центрального устройства и удобства эксплуатации
В первых созданных цифровых системах противоаварийного
управления в качестве центров управления были выбраны круп
ные энергообъекты Для ряда проектируемых систем намечено
размещение АДВ в ОДУ ОЭС, т е совмещение центров автома
тизированного оперативною и автоматическою противоаварий
ною управления с возможностью иерархического взаимодей
ствия АДВ уровня ОЭС с АДВ более низких уровней иерархии
Проведенные в Энергосетьпроекте исследования по оптими
зании структуры сети телеканалов систем централизованного
противоаварийного управления выявили, что принятое для
действующих систем использование одного АЗД в центре управ
ления («совмещение» с АДВ) не является оптимальным типовым
решением Более предпочтительным по условиям быстродействия
и надежности работы системы и более экономичным решением
может быть установка АЗД в других пунктах («вынесенных»
АЗД), обеспечивающая упрощение сети телеканалов, связы
вающих АЗД с пусковыми и исполнительными органами Ов-
тимальным решением может быть также сочетание совмещен
пых и вынесенных АЗД в крупном районе управления Разра
ботана методика нахождения оптимальной структуры сети
телеканалов, предложена формализация задачи с использова
нием для нахождения экстремума нелинейной целевой функции
целочисленного программирования с булевыми переменными
233
[71—73] Использование этой методики позволяет осуществить
рациональный выбор пунктов установки АДВ и АЗД и схемы
телеканалов, связывающих эти устройства с пусковыми и испол
нительными органами
5.2 Разработки института «Энергосетьпроект»
Принципы организации работы АДВ. Основой для разработ
ки централизованных систем ПА, действующих по принципу
II ДО, является обобщенный (базовый) алгоритм Энергосеть
проекта Расчеты по дозировке управляющих воздействий вы
полняются управляющей мини ЭВМ АДВ в соответствии с этим
алгоритмом, уточненным и скорректированным для конкретных
условий района управления
Для каждого из опасных сечении контролируемой сети, в
которых возможно нарушение устойчивости, определяется одно
или несколько управляющих воздействий, предотвращающих
нарушение устойчивости разгрузка турбин (РТ) или отключе
ние генераторов (ОГ) отправной части энергосистемы, отклю
Устройства дазироЗт Устройство распределения Устройства реализации
воздействия ] воздействия но ГЭС ' Воздействия
Положе
ние
па1кпюча
телеи
Датчики
мощности
Hi
АДВ
АЗД
Положение',
выключателей
АР» г
/рдр\
ОГ
он
Г» Дс
Датчики
мощности
■
и
\
♦
Устройство
Выбора
номеров
отключаемь х
генераторов
Щатчики
мащ
ности
\ \ I
Обще
станционная
часть
АУМПТ
Поломе
ние
Выключателей
др
or
Литчик
мощ-
Положе
ние
Выключи
телеи
Агрегатная
часто
АУМПТ
Рис 5 2. Структурная схема центратизованнои системы фотивоаварииного управ
ления районом основной сети:
ИР, ДР. ОГ — управляющие воздействия па снижение генерируемой мощности — им
пульсная разгрузка турбин, длительная разгрузка турбин, отключение генераторон
АРн,р, АРл.р. Аго — заданная интенсивность этих воздействий; ДС — воздействие на
деление сети; АУМПТ — система аварийного управления мощностью турбин; ЭГП --
-электрогидравлический преобразователь* МУТ — механизм управления турбиной- ОН — от
ключение нагрузки
234
чение нагрузки (ОН) в приемной части деление сети (ДС)
и др Расчеты дозировки производятся циклически последова
тельно для каждого из пусковых органов и по их результатам
осуществляется настройка устройства АЗД
Общая структурная схема централизованной системы про
тивоаварнйного управления районом основной сети приведена
на рис 5 2
Результаты расчетов, выполняемых ЭВМ АДВ, имеют форму
наборов векторов управлений U, необходимых для сохранения
устойчивости при нарушениях схемы и режима, характеризуе
мых вектором аварийных возмущений V, и зависящих от исход
ного (доаварийного) состояния, определяемого векторами So
Вектор So имеет п-\-\ координату п измерений параметров
режима и дополнительную координату /V — номер схемы сети
Набор сигналов от ПО несет необходимую информацию о Mecie
виде возмущения а в некоторых случаях и о тяжести возму
щения Таким образом, функции АДВ заключаются в автомати
ческом выборе управления V/, обеспечивающего сохранение
устойчивости при появлении возмущений V, в исходном доава
рийном состоянии So:
На рис 5 3 показана схема организации работы АДВ при
дозировке управляющих воздействий по способу II ДО
Выполняемым циклически расчетам дозировки предшествует
обработка информации в результате которой осуществляются
определение средних значений аналоговых величин, прогнози
рование изменения аналоговых величин идентификация схемы
сети [72 74 75]
Для расчета дозировки управляющих воздействий должны
использоваться не результаты замеров мгновенных значении
аналоговых величин, а их усредненные значения, отстроенные
от быстропреходящих колебаний В качестве результирующих
значений параметров принимаются последние, достоверные дан
ные, рассчитанные к началу цикла дозировки
Проведенный анализ поведения устройства АДВ при изме
нении режима энергосистемы и влияния на динамическую ошиб
ку запаздывания системы управления скорости изменения ре
жима, характера алгоритма дозировки, длительности цикла расче
тов дозировки (и соответственно длительности интервала не
изменности запоминаемой в АЗД дозировки) показал целе
сообразность использования прогноза изменения аналоговых
величин для уменьшения ошибки запаздывания и возможность
такого прогноза учтена в алгоритме действия АДВ [76]
Аналоговая информация вводится по таймеру через задан
ные интервалы времени (~2 с) с прерыванием выполняемых
расчетов дозировки Периодичность ввода и проверки достовер
ности информации определяется временем ее обновления в
приемниках телемеханики' после очередного ввода и проверки
235
Сигнал
а
сраВатыВании
пуснодого
органа
Прерывание
расчета
ржка
бремени
Печать
информации
Запоминание
информации
а начале
решения
задачи
Сигнал
аЪ
изменении
дискретной
информации
Прерывание
расчета
Запоминание
информации
о месте
прерывания
проВерка
ВостаВернасти
информации
Сигнал о
срабатывании
таймера через
заданные
интервалы
Времени
Т
Изменилась
ли дискретная ин
^фармация?
Признано ли~-
дистоВерным изменение
^дискретной
информации ~
Запоминание
начала
решения
задачи
IE
Выдор информации
о состоянии пре
рВаннай программы
Продолжение решения
задачи
Нет
Рис. 5.3. Схема
организации работы
достоверности информации (требующей значительно меньшего
времени) решение основной задачи продолжается с того места,
на котором произошло прерывание По сигналу о срабатыва
нии ПО решение задачи прерывается на заданное время (10—
20 с), необходимое для затухания переходных процессов По
сигналу об изменении дискретной информации расчет дозировки
прекращается и осуществляется переход к вводу и проверке
исходной информации если информация будет признана до
стоверной, решение задачи начинается сначала
Для проверки достоверности информации наряду с контро
лем и непосредственным сравнением входной дублированной
информации используются также косвенные методы контроля,
основанные на сопоставлении параметров режима, полученных
от различных устройств Для расчетов дозировки выполняемых
в основном с использованием автоматически вводимой инфор
мации, может потребоваться небольшая по объему
дополнительная информация (о нефиксируемых параметрах режима,
об изменении постоянных механической инерции и т п ) эта
информация вводится персоналом вручную
Управление двумя основными задачами, к которым относятся
ввод информации с проверкой ее достоверности и расчеты до
зировки, а также вспомогатечьными задачами осуществляется
с помощью таблиц трех типов идентифицирующих входную
информацию с информацией, используемой для расчетов, опре
деляющих порядок расчета для каждого из ПО, содержащих
коэффициенты, необходимые для описания областей устойчивости,
а также логические коэффициенты, используемые для изменения
порядка расчета Применение управляющих таблиц облегчает
внесение изменений в алгоритмы АДВ Обобщенная схема дейст
вия устройства АДВ показана на рис 5 4
и пс
достоверности
информации
Операционная система
Решение задачи
Преддарительнь/е расчеты
Расчет дозиродки
упрадляюсцих ВаздейстВии ПА
последовательно для каждого
из пусковых органоВ
Л
од результатов расчета
но реле дозироВки
па мере расчета
Сдар
и оЬраЪатка
статистических
данных
8 энергосистеме
L
Рис 5 4 Обобщенная схема действия устройства АДВ
237
V
Определение управляющих воздействий. Обобщенный (базо
вый) алгоритм, разработанный Энергосетьпроектом, предусмат
ривает процедуру последовательного перебора аварийных возму
щений (из заранее заданного набора возмущений фиксируемых
ПО) с оценкой устойчивости и определением управляющих
воздействий (из перечня располагаемых воздействий для каж
дого ПО), достаточных для предотвращения нарушения устой
чивости При наличии ограничения по суммарному небалансу
мощности в районе управления по условиям режима других
районов энергообъединения это ограничение учитывается
при определении управляющих воздействий, чем обеспечивается
их допустимость по указанным условиям Из возможных до
пустимых управляющих воздействий выбирается оптимальное
по принятому критерию, в качестве которого обычно принимает
ся минимум условного ущерба, вызванного недоотпуском
электроэнергии [69 71 72]
По базовому алгоритму Энерюсетьпроекта оценка устойчи
вости в общем случае проводится раздельно для трех стадии
электромеханического процесса Выбранные управляющие
воздействия (сочетания воздействий) должны быть достаточны
для обеспечения устойчивости собственно динамического пе
рехода — простого или сложного, статической устойчивости
«квазиустановившегося» послеаварийного режима, с известной
условностью определяемого в предположении, что вызванные
возмущением качания прекратились а действие АРЧВ турбин
еще не сказалось на параметрах режима,
статической устойчивости послеаварийного режима, насту
пающего после того, как проявились действие АРЧВ и влияние
статических характеристик зависимости нагрузки от частоты
Выполнения полной процедуры расчета для трех стадии
процесса и определения трех управлений в ряде случаев не
требуется, в зависимости от вида возмущения и характера
управления может быть достаточной оценка устойчивости для
одной или двух стадий процесса
Нарушение динамической устойчивости свя)ано обычно с
выходом из синхронизма концентрированной части района
управления Интенсивность переходного процесса зависит от
небольшого количества параметров характеризующих исходное
состояние и аварийное возмущение Основным управляющим
воздействием служит аварийная разгрузка электростанций
ускоряющегося узла, при необходимости ограничения
возникающего небаланса мощности в районе управления разгрузка
электростанций дополняется отключением нагрутки приемной
части в некоторых случаях для повышения эффективности
этих воздействий они сочетаются с делением сети
Для расчета дозировки управляющих воздействий, обеспечи
вающих устойчивость сложного динамического перехода, испоаь-
238
зуется регрессионная модель энергосистемы, аппроксимирующая
области динамической устойчивости и представленная в виде по
линомиальной зависимости не выше второго порядка, разрешен
ной относительно разгрузки электростанций ускоряющегося узла
ДЯ,, = ао+ I а,Х,+ I ачХ,Х„ (5 1)
■ 1. / -> 1
где ап — постоянный член, а,, а,, — коэффициенты при первой и
второй степенях параметров, X,, Х: — компоненты вектора X, ха
растеризующего доаварийный режим, возмущение и управление,
в состав этих компонентов входят параметры исходного режима
(узловые мощности, мощности, передаваемые по сечениям сети,
и др ), аварийные изменения (сбросы мощности и др.), а также
другие (кроме Яр) параметры управления [71, 72, 74]
Определение коэффициентов полинома производится с исполь
зованием метода наименьших квадратов и регрессионного анали
за Важным преимуществом применения регрессионного анализа
является возможность выявить значимость коэффициентов
полинома и оценить адекватность полученного полинома эксперимен
тальиому материалу [73, 76]
Исходным материалом служат результаты расчетов динами
ческой устойчивости, выполняемые по плану, составленному на
основе теории планирования эксперимента
При составлении плана эксперимента предварительно выбира
ется ряд переменных (параметров), от которых зависят динами
ческая устойчивость и, следовательно, управляющие воздействия,
план эксперимента должен отражать вариацию этих переменных
При составлении плана следует по возможности приблизить его
к так называемому ортогональному плану, характеризуемому не
зависимым изменением переменных, так как использование орто
тонального плана позволяет получить независимые оценки коэф
фициентов полинома, упрощает расчеты этих коэффициентов и
выявление степени их значимости Однако отступления от
ортогонального плана неизбежны, в частности, из за того, что выбор
параметров, варьируемых при проведении экспериментов, должен
быть произведен с учетом практической возможности измерения
параметров, используемых в полиномиальной зависимости Коли
чество экспериментов, необходимых для аппроксимации, должно
не менее чем в 1,5—2 раза превышать число искомых
коэффициентов [71, 74, 76]
На пределы статической устойчивости квазиустановившегося
и установившегося послеаварийного режимов могут оказывать
влияние изменения режима в частях энергосистемы, удаленных
от места аварийного возмущения В общем случае эти пределы
зависят от большого количества параметров, и некоторые из
этих зависимостей существенно нелинейны Поиск управляющих
239
воздействий для ввода послеаварийных режимов в области ста
тической устойчивости представляет собой многопараметрическую
нелинейную задачу, решение которой целесообразно осуществлять
по этапам, сводя ее к трем более простым задачам и уменьшая
до возможного минимума расчеты, выполняемые в устройстве
АДВ [71 74]
Первая из этих задач, решаемая заблаговременно (вне
устройства АДВ), заключается в определении границ областей
старческой устойчивости послеаварийного режима Sa,„ Реше
ние этой задачи базируется на обработке результатов расчетов
статической устойчивости и аппроксимации области устойчивости
полиномом, в неявном виде отражающим зависимость между
параметрами послеаварийного режима энергосистемы для ста! и
чески устойчивого послеаварийного режима
Ьо+1 Ь:7 + I 6„ZZ,<0, (5 2)
где fen — постоянный член Ь, Ьч — коэффициенты при первой
и второй степенях параметров, Z,, /, — компоненты вектора Z
характеризующего установившийся послеаварийный режим, в ка
честве параметров Z — координат многомерного пространства, в
котором выделяется область статической устойчивости,— исполь
зуются узловые мощности эквивалентной расчетной схемы (моде
ли) энерюсистемы, а также мощности, передаваемые по некото
рым сечениям
Полиномиальные зависимости (5 2) представляющие собой ре
шение первой задачи — определение Saon, вводятся в память АДВ
Другие две задачи решаются в самом устройстве АДВ в процессе
расчета дозировки управляющих воздействий, необходимых дтя
обеспечения статической устойчивости квазиустановивщегося и
установившегося послеаварийных режимов
Вторая задача заключается в определении вектора параметров
послеаварийного режима S по значениям векторов So, V и U
т е. в прогнозировании послеаварийного режима по информации
о доаварийном режиме, аварийном возмущении и управлении,
имеющейся в момент аварии при / = 0'
S = F[S„(0 \(t), U(/)]l, = o (5 3)
Энергосетьпроектом предложено применение модели, при кото
рой в качестве координат многомерного пространства, использу
емых для описания границ области статической устойчивости,
приняты узловые мощности (алгебраическая сумма генерации и
нагрузки узла) Изменения узловых мощностей непосредственно
связаны с параметрами возмущения и управления, и при принятой
модели отпадает необходимость в многократных расчетах потоко
240
распределения при итера1ивном поиске управляющих воздействий
Прогнозирование послеаварийных режимов при различных воз
действиях ограничивается определением значений узловых мош
постей, чем значительно упрощаются проверка статической устой
чивости эгих режимов и выбор управляющих воздействии [71, 74
76, 77]
Таким образом, вюрая задача может бьпь сведена к решению
системы алгебраических выражений связывающих изменения
узловых мощностей со значением небаланса мощности вызванного
аварийными возмущениями и управляющими воздействиями
В результате решения находится вектор AS, характеризующий из
менения параметров режима при переходе от исходного к после
аварийному режиму, а вектор S определяется как сумма So +
-+- AS Решение системы уравнений относительно не параметров
поелсаварийною режима, а их отклонений от доаварийных зна
чений обеспечивает повышение точности определения S
Определение вектора AS тля квазиустановившегося послеава
рииного режима осуществляется решением системы
алгебраических уравнений
\Р = if(P„6,T т , т;/) i =Tii (5 4)
где АР,— изменение узловой мощности в узле ;, Рн6 — небаланс
мощности в энергосистеме, вызванный возмущениями и управле
ниями, т, — постоянные механической инерции узлов 1,2, , п
Изменения узловых мощностей (компоненты вектора AS) для
установившегося послеаварийного режима определяются рещени
ем системы (/1+1) уравнений, связывающих нначения АР, с
Р,е, и с параметрами, характеризующими статические
характеристики по частоте генерации и нагрузки узлов
\P, = V(A/, Рп fep„„ р„ о, Р„„ km); (5 5)
Р*(,+ I АР = 0 i = \~n, (5 5а)
i
где Л/ — отклонение частоты, Р, kpe3 , в, а, — номинальная
мощность эквивалентного генератора узла i горячий резерв
мощности зона нечувствительности и статизм АРЧВ эквивалент
ною генератора, Р„, k„, — активная нагрузка узла ; в доава
риином режиме и ее регулирующий эффект по частоте
Третья задача заключается в проверке допустимости после
аварийных режимов по условиям статической устойчивости
SeSn0n и решается определением знака неравенства (5 2) при
подстановке в него параметров этих режимов
На рис. 5.5 показана структура общею алгоритма опреде
тения управляющих воздействий необходимых для предотвра-
241
II
Ввод информации о схеме, режиме и аварийном возмущении
1
I
ВшЪор первого сочетания длительных упровляюших воздействии ВЛ
Определение параметров паслеаворииного
ндазиустановиишегося и установившегося режимов
после действия регуляторов скорости
, Сохраняется ли устойчивость
' квазиустанадившемся и установившемся режимах
после действия регуляторов скорости ? ~~
Небаланс от аварийного возмущения
и противоаварийного управления находится
диапазоне допустимых величин
Нет
Определение кратковременного воздействия В к
для сохранения динамической остойчивости даполнителонон величинам t
<даны сочетания
длительных
и кратковременном В3 к воздействии
Сигнал
о невозможности
выдора
управления
Рис 5 5 Структура алгоритма определения управляющих воздействии обеспе
чивающих предотвращение нарушения устойчивости:
Я,...,, В , У — запоминаемые знамения В В У
242
щения нарушении устойчивости В соответствии с указанным ра
нее из допустимых управляющих воздействий (обеспечивающих
сохранение устойчивости на всех трех этапах переходного про
цесса и учитывающих ограничение по небалансу активной мощ
ности в районе управления) итеративно выбирается оптималь
ное по критерию минимума условного ущерба из за недоотпуска
электроэнергии [63 77]
В общем случае при возникновении аварийного возмущения
для предотвращения нарушения статической устойчивости не
обходимы воздействия обеспечивающие длительное (на время,
необходимое для восстановления нормального баланса мощно
сти) изменение режима, сопровождающееся нсдоотпуском элек
троэнергии Достшаемый этими длительными воздействиями
Вд эффект повышения динамической устойчивости может быть
недостаточен, и в этом случае эти воздействия могут допол
няться специальными кратковременными воздействиями Вк,
например импульсной разгрузкой турбин избыточных узлов Воз
действия Bh не вызывают ущерба, и оптимизация заключа
ется в переборе сочетаний Вд, которые срвмесгно с Bh обеспе
чивают сохранение устойчивости на всех «рех этапах переход
ного процесса (при соблюдении ограничения по небалансу мощ
иости) и выборе из этих сочетаний оптимального по критерию
минимума условного ущерба У„,„.
Автоматизация подготовки данных для алгоритмов АДВ.
Применение способа дозировки [I ДО связано с выполнением
большого объема предварительных расчетов, на основе резуль
татов которых осуществляется подготовка данных вводимых в
память ЭВМ АДВ и используемых для определения необходи
мости действия ПА и дозировки управляющих воздействий
Расширяющееся применение ПА обусловило особое внимание,
которое уделялось в последние годы рядом организаций (Энер
госетьпроектом, НИИПТ ВНИИЭ СЭИ МЭИ, ИЭД АН УССР
и др ) совершенствованию математического обеспечения для ре
шения задач противоаварийного управления. С внедрением цен
трализованных систем ПА особое значение приобрела разра
ботка методов автоматизированной подготовки данных для алго
ритмов противоаварийного управления
В Энергосетьнроекте разработан программый комплекс
ПА 3, специально предназначенный для выполнения унифици
рованных массовых расчетов устойчивости многомашинной сие
темы применительно к целям централизованного противоава
рийного управления [51]
Устойчивость проверяется как в АДВ для трек описанных
выше стадий переходного процесса Комплекс обеспечивает
выполнение расчетов, необходимых для определения значений
аварийных небалансов мощности в узлах и передаваемых мощ
ностей, при превышении которых требуется действие ПА; вида
243
и ишенсивности управляющих воздействии, условного ущерба
от отключения нагрузки и отклонения частоты
Разработаны методика и программа расчета коэффициентов
полинома аппроксимирующего область динамической устойчи
вости, в виде явной зависимости необходимою управляющего
воздействия от параметров возмущения и исходного режима
Результаты расчетов выполняемых с использованием метода
планирования эксперимента и регрессионного анализа, стати
стически обрабатываются, осуществляется oi6op значащих
параметров и членов полинома определяется погрешность аппрок
симации Программа може1 быть использована для аппрок
симации замкнутой поверхности, моделирующей в цифровом
устройстве АДВ область статической устойчивости
В Энергосе1ьнроекте проведены также исследования свя
занные с совершенствованием методики определения параметров
установившегося послеаварийного режима с учетом влияния из
менения частоты В результате этих исследований получена
аналитическая зависимость приращения суммарной мощности
турбин от вращающегося резерва и отклонения частоты При
выводе этой зависимости, представляющей собой статическую
характеристику эквивалентного агрегата, использован ряд до
пушений, обычно принимаемых при определении статизма регули
рования эквивалентной турбины ai регаты, входящие в эквива
лентируемум группу, близки по мощности и имеют равные значе
ния крутизны статической характеристики и зон нечувствительно
сти АРЧВ турбин, рабочие точки АРЧВ турбин в доаварнйном ре
жиме равномерно распределены в зоне нечувствительности
и т д Принято также предположение о том, что плотность
вероятности распределения резерва по агрегатам описывается
экспоненциальной зависимостью Сравнение расчетной стати
ческой характеристики эквивалентной турбины с имеющимися
экспериментальными данными показало хорошее совпадение
расчетных и экспериментальных данных [78]
Разработана модель функционирования ПА с использова
пием классификации случаев действия отдельных устройств,
трактов устройств и системы ПА в целом Получены аналити
ческие выражения, позволяющие вычислить параметры и пока
затели системы ПА, претназначенной для предотвращения нару
шения устойчивости, по данным для сдельных звеньев этой
системы На основе этих работ сформулированы рекомендации
по расчетам эффективности ПА [79]
Комплекс противоаварийной автоматики с центром на
подстанции Итатская Разработанный Энергосетьпроектом комплекс
противоаварийного управления с центром на подстанции Итат
екая 1150/500 кВ должен заменить четыре находящихся в экс
плуатации децентрализованных релейных комплекса Програм
мируемое устройство АДВ на базе ТА-100 устанавливается на
244
подстанции Итатская Там же устанавливается и устройство
АЗД Предусмотрено поэтапное создание комплекса с постелен
ным переходом от релейного устройства АДВ к программи
руемому
Дополнительно к установленной ранее системе сбора доава
рииной информации на базе устройств телемеханики ТЭД 800А
введена дублирующая система сбора информации с комплек
сом повышенной надежности ТМ 131
Для общения оперативного и обслуживающего персонала
с системой ПА предусмотрено два графических дисплея
Расчетные показатели надежности системы, готовность к дей
ствию — 0,99' число неправильных срабатываний в условиях
аварийного возмущения — 0 005 в год Столь высокие показатели
надежности обеспечиваются благодаря следующим мерам
дублированию устройств телемеханики и каналов связи, исполь
зованию для каналов связи двух разных путей (например, цвух
ВЛ), введению в структуру ПА устройства АЗД, представляю
щего собой внешнюю энергонезависимую помехоустойчивую
намять малой емкости на выходе устройства АДВ,
троированию большинства блоков, входящих в состав устройства АДВ
выполненного по мажоритарному принципу автоматическим
контролю, диагностированию и устранению большинства
выявленных неисправностей без вывоаа устройства из действия;
автоматической перегрузке программ, размещенных в ОЗУ, и
восстановлению функционирования устройства АДВ после сбоев
надежному электропитанию (практически все автоматически
функционирующие устройства имеют двойное питание ог шин
переменного тока и от аккумуляторной батареи)
Расчет управляющих воздействий в устройстве АДВ выпол
пяется циклично После каждого из расчетов работает диагнос
тическая программа, а затем начинается новый цикл за исклю
чением заданных интервалов времени после срабатывания любого
из пусковых органов Сбор информации производится на фоне
расчета управляющих воздействий
Блочный принцип построения программы расчета дозировки
и применение управляющих таблиц позволяют вносить некото
рыс изменения в настройку дозировки путем изменения числен
ных и логических коэффициентов в упомянутых таблицах без
необходимости перепрограммирования
Предусмотрена связь устройства АДВ с диспетчерскими
пунктами энергосистемы и ОДУ, благодаря чему может быть
обеспечен контроль за состоянием АДВ со стороны персонала
верхних уровней управления
Разработки Сибирского отделения Энергосетьпроекта. В Си
бирском отделении Энергосетьпроекта исследованы принципы
выбора отпимальных воздействий ПА по условиям статической
устойчивости послеаварииных режимов Применение этой мето
245
дики позпотяет исключить трудоемкую процедуру полного пере
бора сочетаний возможных управляющих воздействий с оценкой
всех вариантов по принятому критерию оптимальности, заме
нив эту процедуру однократным решением задачи нелиней
ного дискретного программирования
В общем виде рассматриваемая задача заключается в
определении экстремума некоторой функции вектора управляющих
воздействий
4411) +extr (5 6)
при заданных значениях вектора параметров исходного (доава
рийного) режимами вектора аварийных возмущений V и учете
ограничений по условиям статической устойчивости, наложенных
на компоненты вектора параметров нослеаварийного режима S,
Si„„„ <S, < Slm«„ S, eS, (5 6a)
tp(Si) < 0 S2<=S, (5 66)
где S = F(So, V, U)
Простейшие ограничения типа (5.6а) относятся к отдельным
независимым параметрам послеаварийного режима, ограничения
типа (5 66) определяют границы многомерных областей стати
ческой устойчивости в пространстве взаимозависимых парамет
ров послеаварийного режима
Особенностью задачи, существенно усложняющей ее реше
ние, является необходимость определения ограничений
непосредственно в процессе отыскания оптимального значения U
В целях упрощения может быть использована двухэтапная
процедура оптимизации с различными моделями управляемой энер
госистемы (района управления) На первом этапе ограничения
по статической устойчивости (области устойчивости) находятся
для достаточно подробной модели энергосистемы с использова
нием обычно применяемых методов анализа устойчивости На
втором этапе осуществляется оптимизация управляющих воз
цействий с использованием значительно более простых моделей
(эквивалентов), полученных на основе решении первого этапа
с учетом процесса управления Такая декомпозиция позволяет
снизить размерность оптимизационной задачи второго этапа и
использовать возможности ее линеаризации
В соответствии с изложенными принципами в Сибирском
отделении Энергосетьпроекта разработан алгоритм оптимизации
управляющих воздействий, применяемых для обеспечения
статической устойчивости послеаварийного режима,
устанавливающегося после того, как проявился регулирующий эффект нагрузки
по частоте и действия АРЧВ турбин (для квазиустановившегося
режима может быть использована аналогичная методика с
учетом особенностей изменения узловых мощностей в этом
режиме) [77]
246
Для оптимизации управляющих воздействий используются
упрощенные модели, позволяющие учитывать изменение только
тех параметров, которые приняты для описания области стати
ческой устойчивости
В качестве характерных параметров режима, как и в базо
вом алгоритме Энергосетьпроекта, приняты значения активной
мощности в узлах генерации и нагрузки, изменение которых
может быть непосредственно связано с аварийными возмуще
пиями и управляющими воздействиями
Ограничения по условиям статической устойчивости, соот
ветствующие (5Ьб), в данном случае принимают вид
4(P) = blt + T.b:P,+T.lbllPlP,^0 (5 7)
i i>
где bo, bi, bij — коэффициенты, опредеаяемые при обработке
результатов анализа устойчивости для аппроксимации области
устойчивости, Я(Р,)— мощность в узле i(j)
Может быть введено также дополнительное ограничение
суммарных небалансов мощности, вызываемых аварийными воз
мущениями и управляющими воздействиями в районе управле
ния, предельными значениями, допустимыми по условиям режи
мов других районов энергообъединения
Рл"" < Р + Р' < Ря°" , (5 8)
Кб mil ибтах у '
где Р\\ Р] — небалансы мощности в узле « от аварийного
возмущения и управляющего воздействия
В качестве критерия оптимальности принят минимум услов
ного ущерба от отключения нагрузки и понижения частоты
Соответствующая целевая функция может быть записана в
виде [77]
-j-)p».th (5 9)
где />„,, Ра1 — значения нагрузки в узле i в доаварийном режиме
и ее аварийного снижения, k„4—коэффициент, вводимый для
учета неоптичальной очередности отключения нагрузки и
действия АЧР, k„t — коэффициент, характеризующий
регулирующий эффект нагрузки по частоте в узле г; /„,-, г, —длительности
отключения нагрузки в узле i и понижения частоты Д///ном —
относительное понижение частоты, <2i,, a^t, a'.v — заданные коэф
фициенты "
Расчет установившегося послеаварийного режима при уче
те Pf и Р) сводится к определению понижения частоты и изме
нений узловых мощностей Используется итеративная процеду
247
pa с применением статических характерис!ик зависимости ак
тивной мощности узлов от частоты
Алгоритм выбора управляющих воздействий основан на ме
тоде «ветвей и гряниц» с последовательным разбиением (ветв
лением) множества возможных решений на ряд подмножеств
и оценкой их на «перспективность» содержания оптимума
Предложен способ ветвления, учитывающий специфику рас
сматриваемой задачи и позволяющий использовать в качестве
оценочной функции непосредственно функции ущерба [77]
Описанный алгоритм оптимизации управляющих воздейст
вий реализован в программе для ЭВМ серии ЕС, характеристи
ки программы (время расчета, объем памяти и т д), выявлен
ные при применении ее для проектных целей, свидетельствуют
о возможности оптимизации управляющих воздействий в цикле
расчетов выполняемых в ЭВМ АДВ
5.3 Разработки НИИПТ
Алгоритм централизованной системы противоаварийной
автоматики ОЭС Урала. Исследования принципов действия цент
рализованных систем ПА с использованием ЭВМ и алгоритмов
дозировки управляющих воздействий были начаты НИИПТ в
связи с созданием централизованной системы для кольцевой
сети 500 кВ ОЭС Урала и в дальнейшем продолжались приме
нительно к решению задач нротивоаварийного управления меж
системными и внутренними системообразующими связями ряда
других крупных энергообъединений
Основной задачей централизованного нротивоаварийного
управления системообразующей сетью энергообъединения яв
ляется обеспечение нормативного запаса статической устойчи
вости в послеаварийном режиме, вызванном нарушением схемы
сети и возникновением аварийных небалансов активной мощ
ности R энергосистемах (частях энергообъединсния). Х'правля
ющие воздействия, определяемые условиями статической
устойчивости послеаварийного режима межсистемных и
большинства основных внутренних связей как правило достаточны и
для сохранения устойчивости динамического перехода к этому
режиму В тех же случаях, когда при тяжелых КЗ вблизи мощ
ных электростанции, примыкающих к узлам контролируемой
сети, указанные воздействия оказываются недостаточными для
сохранения динамической устойчивости, необходимо или уси
ление управляющих воздействий задаваемых централизованной
системой, обеспечивающее увеличение запаса статической ус
тойчивости в послеаварийном режиме сверх нормативного зна
чения, или применение локальных устройств ПА, действующих
по местным признакам аварий, создающих угрозу нарушения
динамической устойчивости
248
Предшествовавшие исследованиям НИИПТ научно
методические и проектные разработки Энсргосстьпроекта были направ
чены на создание централизованной системы ПА крупного района
управления, содержащего мощные электростанции, работающие
на основную сеть района Требования к протипоаварийпому
управлению таким районом в основном определяются условиями
надежного выпуска мощности электростанций, и базовый алго
ритм, разработанный Энергосетьпроектом, предусматривал, как
было указано ранее, выработку трех видов упрап пений,
необходимых для обеспечения динамической устойчивости и статической
устойчивости квазиустановившегося и установившегося режимов
Для противоаварийного управления основными связями ОЭС
Урала НИИПТ мог ограничиться использованием только одного
вида управления, определяемого условиями статической устой
чивости послеаварийно1 о режима Однако даже при таком огра
ничении создание централизованной системы ПА основной сети
ОЭС Урала при использовании для АДВ мини-ЭВМ типа ТА 100
с относительно небольшим объемом оперативной памяти и быстро
действием оказалось весьма трудной задачей, для решения ко
юрой НИИПТ были проведены специальные исследования
В разработках НИИПТ были учтены следующие особенности
централизованного противоаварийного управления основной
сетью ОЭС необходимость использования значительной по объ
ему текущей информации о включенном состоянии и режиме
сетевых элементов; трудно обозримое многообразие реально
возможных аварийных ситуаций; сложность дозировки управ
ляющих воздействий в условиях, когда уровень статической
устойчивости послеаварийного режима оказывается функцией
большого количества параметров, характеризующих исходное
состояние обьекта, аварийные возмущения и управляющие воз
действия При сохранении общей структуры централизованной
системы противоаварийного управления разработанной Энерго
сетьпроектом, потребовались изменения в методике и алгорит
мах дозировки управляющих воздействий
Эти изменения были направлены на преодоление трудно
стей, связанных с резким увеличением обьема предварительных
(выполняемых вне АДВ) расчетов устойчивости, сложностью
представления их результатов в форме, необходимой для дози
ровки управляющих воздействий, снижением точности дозиров
ки, базирующейся на расчетах, выполняемых на длительный
период эксплуатации с большой степенью заблаговременное™,
снижением эффективности системы управления из-за недоста
тчиой ее адаптивности при появлении непредвиденных (неуч
тенных в расчетах) аварийных ситуации [80 81]
Исследования НИИПТ проведенные до 1975 г были
завершены разработкой технологического алгоритма для центра
лизованной системы противоаварийного управления кольцевой
249
сетью 500 кВ ОЭС .Урала и межсистемными связями Урал —
Средняя Волга и Урал — Казахстан [80, 81]
Методические основы этого алгоритма заключаются в еле
дующем
цели централизованного противоаварииного управления ог
раничиваются обеспечением апериодической статической устой
чивости послеаварийного режима без учета динамики процесса,
сложная задача оценки статической устойчивости послеава
рийного режима по параметрам, характеризующим исходный
режим, аварийное возмущение и управление, решается с раз
делением ее на две части (два последовательных этапа) расчет
параметров послеаварийного режима и оценку статической ус
тойчивости этого режима. Существенным преимуществом такого
разделения является возможность применять для расчетов ус
тановившегося режима подробную линейную модель, а для
оценки устойчивости — упрощенную нелинейную модель При
этом, так как определяющими являются только условия
статической устойчивости послеаварийного режима, вместо исполь
зования областей статической устойчивости, построенных в
функции параметров.«сходного (доаварийного) режима и ава
рийного возмущения, можно использовать одну область
устойчивости для каждой, послеаварийной схемы независимо от того,
после каких исходных условий и в результате каких возмущений
создалась эта схема.
Обычные методы определения параметров послеаварийного
установившегося режима решением системы нелинейных урав
нений не могли быть применены в системе противоаварииного
управления ОЭС Урала из за большою объема требуемых вы
числений Потребовалось применение специальной приближен
ной методики прогнозирования параметров послеаварийного
режима, позволяющей значительно упростить и ускорить рас
четы, сведя их в основном к решению системы алгебраических
линейных уравнений В соответствии с этой методикой для после-
аварийною режима определяется только распределение активных
мощностей, при этом модули напряжений в узлах расчетной
схемы принимаются неизменными Искомое потокораспределение
находится наложением на активные мощности исходного нор
мальиого режима дополнительных потоков мощности, вызванных
аварийным возмущением и управляющими воздействиями [83]
Так, активная мощность, передаваемая по ветви </, связы
вающей узлы i и /, определяется как алгебраическая сумма по
тока мощности в исходном (послеаварийной) режиме Р,/0 и до
полиительной (аварийной) составляющей ДР,,, представляющей
собой изменение потока активной мощности в этой ветви при
переходе к установившемуся послеаварийному режиму Система
уравнений, используемая в алгоритме расчета послеаварийного
режима, составляется и решается относительно изменений по
250
Рис 5.6 Линеаризация угловой характеристики Pt
мощности передаваемой по ветви i;
0 в* бх1
токов мощности, чем достщается повышение точности расчетов
Изменения мощностей в ветвях послеаварийной схемы при
использовании линеаризованной модели определяются с по
мощью коэффициентов распределения
R
ЬРп = I k„APr (5 10)
г I
где ДЯГ — изменение баланса генерируемой и потребляемой
мощностей в узле г при переходе от исходного к установивше
муся послеаварийному режиму, к,ч — постоянные коэффициен
ты, определяемые для данной послеаварийной схемы с помощью
системы линейных уравнений r=l, R (в состав этих узлов мо
гут входить и узлы i I)
С помощью (5.10) может быть также учтено влияние ава
рийных нарушений схемы, отключение ветви, по которой в до
аварийном режиме передавалась мощность Ра, отображается в
(5 10) увеличением узловой мощности отправного узла на Рп и
уменьшением на то же значение узловой мощности приемного
узла
Для определения коэффициентов распредетения использует
ся система линеаризованных уравнений баланса мощности
Уравнение от узла i, имеющего т связей со смежными узлами,
имеет вид
1д/>„ = Л/> (5 11)
(при неизменной узловой мощности в узле i, сохранении всех
связей // и неучете влияния изменения частоты ЛЯ =0)
Предложенный метод основывается (наряду с указанными
ранее допущениями) на замене угловой характеристики каж
дой ветви прямой, соединяющей начало координат (6,7 = 0,
Р =0) с точкой максимума мощности (рис 5 6) При этом
^рч~ 'fi7 А6,„ (5 |2)
251
где Рц max — максимум мощности по угловой характеристике
для ветви ч, б,, — угол, соответствующий этому значению
мощности, Лб„' = Д6, — A6j — разность изменений углов напряжений
U, и U, в узлах / i
Уравнение баланса мощностей дтя \зла i принимает вид
До, I -^1 - I Д6 ^р = \Р (5 13)
Максимальные изменения мощностей определяются прибли
женно при замене принятых неизменными модулей напряжения
в узлах номинальными значениями и представ тении ветвей их
реактивными сопротивлениями /V,,:
Проведенные НИИПТ исследования показали, что погреш
ность, вносимая указанным простейшим способом линеаризации
угловых характеристик не превышает нескольких процентов,
что для решения рассматриваемой задачи является допустимым
[83]
На основе предложенной методики был разработан алгоритм
расчета параметров послеаварийного режима, удовлетворяющий
требованиям экономною испопьзования оперативной памяти
ЭВМ и достаточного быстродействия Вычислительный алюритм
расчета коэффициентов потокораспределения, использующий для
решения системы линейных уравнений модифицированный метод
исключения переменных по Гауссу, реализованный в ТА 100 си
нами НМУ ЭЦМ, нашел применение в централизованной системе
ПА ОЭС Урала Поскольку при принятом способе линеаризации
коэффициенты потокораспределения зависят от состояния схемы
и не зависят от режима, расчеты коэффициентов были выделены
в так называемый «схемный цикл», выполнявшийся только после
изменений расчетной схемы В «режимном цикле», который пов
торяется многократно, отслеживая изменения режима, при этом
осуществляется только вычисление приращений мощностей по
(5 12)
Реализованный алгоритм позволяет определить потокорас
пределение в нослеавариином режиме при приближенном учете
изменения часюты [82] Для этой цели в правой части уравнения
(5 13) учитываются не только «первичные» возмущения, вызван
ные аварийными небалансами и управляющими воздействиями,
по и реакции частей энергосистемы на эти возмущения связан
ные с изменением частоты В реализованном алгоритме при фор
мировании правых частей суммарный первичный небаланс
распределяется пропорционально значениям установленных мощ
ностей присоединенных энергоузлов Это соответствует предпо-
252
ложению об одинаковости и постоянстве регулирующего эффекта
по частоте во всех частях энер! осистсмы
В соответствии с предложениями НИИПТ оценка устойчивое
ти кольцевой схемы основной сети ОЭС Урала была заменена со
вокупностью оценок устойчивости составляющих кольцо цепо
чечных схем при дополнительном учете взаимного влияния этих
цепочек Для цепочечной схемы с п — \ контролируемыми сече
ниями граница области статической устойчивости
аппроксимируется полиномом, представляющим квадратичную форму от актив
ных мощностей Устойчивость цепочечной схемы проверяется
по знаку функционала D, значения которого внутри области ус
тойчивости отрицательны (условно принято Р„ = 1)
1
D(P, P2 ,/>,)=! £>,-/>/>,-1 (5 15)
I ,>
Проведенные НИИПТ исследования показали что условия
статической устойчивости полной кольцевой схемы могут быть
определены но значениям функционалов D, и D2 для двух це
почек кольца с помощью дополнительного функционала Di за
висящего от знаков D, и D> и соотношения их абсолютных зна
чении
01=6,dbs (/) + с>Г+ 1,0,02,
где
— при absDi =SC abb D_
T = °i при abs D!>absDi,
^ Г sign (D2) при D, > D, lb)
\ sign (Di) при D>> Di,
с, и c-2—коэффициенты, определяемые при аппроксимации об
ласти статической устойчивости кольца
Отрицательный знак функционала Di является признаком
устойчивости кольца Необходимый запас статической устой
чивости обеспечивается тем, что условия устойчивости прове
ряются при подстановке в функционалы соответственно увели
ченных значений мощности
НИИПТ разработаны программы аппроксимации границ
областей устойчивости для цепочечной и кольцевой схем по
выражениям (5.15) и (5 lb)
Набор сечений, для которых должны быть проверены уело
вия устойчивости при данной аварийной ситуации,
определяется с помощью таблиц, заложенных в память ЭВМ АДВ Выбор
управляющих воздействий производится с помощью управляю^
щих таблиц, содержащих указания о месте и виде воздействий
в данной аварийной ситуации Дозировка осуществляется
253
способом проб при последовательно нарастающей интенсивности
управляющих воздействий; при определении необходимой ин
тенсивности (ступени) воздействия учитывается влияние <апаз
дывания в системе аварийного управления, несколько снижаю
щего эффективность воздействия
Предложения НИИПГ были приняты и использованы
Уральским отделением Энергосетьпроекта и ОДУ Урала при
разработке рабочего алюритма для АДВ централизованной
системы ПА ОЭС Урала Программирование и наладка техпи
ческих средств выполнялись НМУ ЭЦМ
При разработке й наладке централизованной системы вы
явились трудности, обусловленные ограниченными возможно
стямн управляющей ЭВМ ТА-100, реализующей функции АДВ
Несмотря на то что расчет коэффициентов потокораспределе
пия удалось осуществить непосредственно в ТА 100 в реальном
времени остались еще большие объемы устовно постоянной
информации, которые необходимо разместить в оперативной
памяти коэффициенты, функционалов служащих дтя оценки
устойчивости таблицы с относительно сложной логикой опре
деления проверяемых_еечений выбора соответствующих функ
ционалов, мест приложения и вида управляющих воздействий
при различных исходных условиях и характере аварийных на
рушений Предложении НИИПТ были ориентированы на наи
более экономичное использование оперативной памяти ЭВМ
устройства АДВ, однако и при их реализации не удавачось
обеспечить информацией дозировку в аварийных ситуациях,
возникающие при схемах с выведенными в ремонт двумя и
более сетевыми элементами
На рис 5 7 показана общая (упрощенная) блок схема ал
горитма централизованной системы ПА ОЭС Ура та Ьлоки /
и 2 обеспечивают «слежение» за состоянием текущей схемы
контролируемого района и, включаясь в действие при измене
нии схемы, рассчитывают коэффициенты потокораспределения
для исходной (измененной) схемы Ввод параметров текущего
режима по данным телеизмерений происходит в блоке 3 Бло
ки 4—9 обеспечивают последовательное рассмотрение учиты
ваемых аварий, определение параметров послеаварийного ус
тановившегося режима, итеративный выбор управляющих
воздействий на основе'оценки статической устойчивости режима
с запоминанием выбранной дозировки
Рассматриваемая система в основном относится к классу
и типу П-ДО — pacnei областей устойчивости и их аппрокси
мация производятся заблаговременно вне устройства АДВ, вы
работка управляющих воздействий осуществляется до возму
щения, в го же время ее созданием сделан первый шаг к пс
реходу к системам I-ДО, так как использован адаптивный к
изменениям схемы алгоритм определения параметров после
254
Идентификация текущего
состояния схемы
^_^---^71зменилааГ~~~-~^^^
ли схема па сравнению с предьг^,
~~^_дущим циклом*^-—'
Расчет коэффициентов
потокораспределения для данной схема/
Вбод параметроб текущего
режима по данным измерении
Задание очередной расчетной
аЬарии
Т.
Выборка соответствующих аВарии
точек приложения управляющих
Воздействий
Определение параметров после -
аварийного режима, в том числе
с учетом Выбранной ступени
управляющих Воздействий
X
Выполнение расчетов для , оценки
допустимости паслеоВарийного ре
жима по условиям статической
устойчивости
Выбор очередной ступени
управляющих воздействии
Запоминание Выбранной дозоров
ки управляющих воздействий
Рис. 5.7 Упрощенная блок схема алгоритма централизованной системы протиоо
аварийной автоматики ОЭС Урала
аварийного установившегося режима в реальном времени
Адаптивные алгоритмы НИИПТ. Проведенные исследова
ния и разработки позволили успешно решить задачу противо
аварийного управления основной сетью крупного энергообъеди
нения Вместе с тем опыт внедрения и эксплуатации централи
зованной системы на основе указанного алгоритма показал
что сохранение принципа оценки устойчивости и определения
управляющих воздействий с использованием рассчитанных вне
устройства АДВ областей устойчивости создает при эксплуа
тации системы трудности из за необходимости заблаговремен
ного выполнения трудоемких расчетов по определению облас
тей устойчивости и их обновления при существенных измене
ниях конфигурации контролируемой сети или режимных ус
ловий
В связи с этим НИИПТ были продолжены исследования
направленные на создание полностью адаптивных алгоритмов
при использовании которых все расчеты, необходимые для до
зировки управляющих воздействий ведутся в самом устрой
стве АДВ (в реальном времени) непосредственно по парамет
рам моделей достаточно простых для того, чтобы можно было
обеспечить необходимое ускорение расчетов, и вместе с тем с
приемлемой достоверностью отражающих условия статической
устойчивости режимов сложного энергообъединения Создание
такого алгоритма оказалось возможным после разработки ме
тодик быстрой оценки устойчивости, базирующихся на исполь
зовании простейших моделей' бесконтурных цепочечных, звез
дообразных и трехмашинных кольцевых При этом отпадает
необходимость в заблаговременных расчетах устойчивости и
вне АДВ выполняется только одна операция — эквивалентиро
Рис 5 8 Цепочечная модсть энергосистемы
256
вание базовой расчетной схемы ОЭС, составляемой с учетом
предстоящего ввода новых элементов (объектов) и соответст
венно не требующей пересмотра в течение длительного времени
Создана быстродействующая методика эквивалентирова
ния текущей схемы для работы в реальном времени
Цепочечная модель. Ниже изложена разработанная НИИПТ
методика приближенной оценки статической устойчивости в
цикле дозировки управляющих воздействий по критерию схо
димости итерационного процесса расчета установившегося пос
теаварийного расчета Рассматривается модель, представленная
цепочечной схемой с п узлами в каждом из которых кроме
связей со смежными узлами имеются присоединения
замещаемые ЭДС Ek за проводимостью Yk, (к = 1 а \ = 1 т)
Для узла к цепочечной схемы (рис 5 8) может быть запи
сано уравнение баланса мощностей в комплексной форме [82]
lUU,-Ut_,)Y,. к , + 0t(U,-
- lW,)Yt к+1- £ (pkl+lQkl)=0, (5 17)
Pk,+!Qkl = \ik{Ekl-\ik)\k„ (5 18)
где U/e Ufc_i, U/+1 —комплексы напряжении в узле и смеж
ных узлах, \k k i ^к к + i—проводимости связей между уз
лом к и смежными узлами, Рк] Qk,— активная и реактивная
мощности / го присоединения в узле к, Y*,-— проводимость
j-ro присоединения в узле к
Исключая неизвестные Qt, и переходя от комплексных к ве
щественным уравнениям, получаем систему 'In уравнений для
определения п модулей и а углов напряжений При пренебре
жении активными сопротивлениями уравнение для узла к один
из присоединенных генераторов которого принят в качестве
балансирующего (Е„ =£„), принимает вид
UkUk-\Yk i * sin (6 — 6t i) +
+ UbUk+\ У к *+|Ч1П (6 — 6* м) +
+ EwUkY,„sm6k- Y. Я*, = 0, (5 19)
OkUk I Yk i, I cos (6 — 6fe_i) +
+ (Л(Лт!П *+,cos (6 - &„ + ,) + EmUkY, соьб,,-
~U%(Y +K,_, k+Yk *+,+ X ^HVfi^iV^i =0
(5.19a)
Уравнения для других узлов (1 к — \ к-\-\ ...) анало
гичны но в этих уравнениях члены, учитывающие наличие ба
9-2431
лансирующего генератора отсутствуют (узлы 1 и п имеют по
одному смежному узлу)
Полученная система нелинейных уравнений решается ме
тодом Ньютона обеспечивающим хорошую сходимость итера
ционного процессе! в режимах близких к предельным При вы
бранных нумерации элементов схем и форме записи уравнений
Якобиан системы имеет члены отличные от нуля, только вблизи
главной диагонали ленточная форма матрицы Якоби позволяет
применить эффективные способы решения системы линейных
уравнений и значительно сократить затраты машинного вре
мени на каждую итерацию Количество итераций при опреде
лении режимов близких к предельным, составляет 5—7
Проведенные контрольные расчеты показали что сходи
мость итерационного процесса характеризует апериодическую
статическую устойчивость с точностью достаточной для дози
ровки управляющих воздействий В общем случае многоузло
вых цепочечных схем требования к быстродействию могут быть
удовлетворены при использовании в АДВ адаптивной системы
противоаварийного управления ЭВМ достаточно высокой про
изводительности [83]
Звездообразная (узловая) модель Особое значение имеет
частный случай бесконтурной схемы при п = \ когда в качест
ве модели по которой оценивается статическая устойчивость,
принимается т лучевая звезда Как показали разработки
НИИПТ совокупность звездообразных схем может быть ис
пользована для оценки статической устойчивости и определе
ния управляющих воздействий в адаптивных централизован
ных системах ПА ряда районов управления различной струк
туры (в частности, для сети 500 кВ ОЭС Урала, а также для
основной сети ОЭС Северо Запада) [82|
Контролируемая сеть представляется совокупностью прос
тейших узловых моделей, каждая из которых отображает гене
раторы, нагрузку и линии, присоединенные к одному из узлов
а части энергосистемы, не примыкающие к этому узлу — экви
валентными синхронными машинами по числу отходящих от
узла линий С помощью узловых моделей не только осуществ
тяется оценка устойчивости, но и определяются участки сети
наиболее опасные по условиям устойчивости это обстоятель
ство используется для формирования алгоритма автоматиче
ского поиска оптимальных в данной ситуации мест приложения
и видов управляющих воздействий.
Уравнения баланса мощностей тля т тучевой звезды имеют
вид (индекс узла опущен)
I Я=0 (5 20)
258
£ (^E2U2Y2-Pf-U2Y,) =0 (5 20а)
Активные мощности Я( и ЭДС Е: определяются в соответст
вующих блоках алгоритма дозировки, работа которых предшест
вует проверке устойчивости параметры схемы Yj определяются
в цикле дозировки по данным о текущей схеме и сигналам ава
рийных нарушений
При заданных значениях Я, итерационно решается только
уравнение (5 20а), причем целью расчета является собственно
не определение неизвестных значений U, а проверка сходимости
процесса, служащая критерием существования апериодически
устойчивого режима Принятая формула итерационного процес
са связывает значения контролируемой переменной U на оче
редной итерации с/]т| с предшествующим ей значением U
^n+1 = £/'■-
(521)
f^^-jEfUlYj—P* '
Если режим звездообразной модели, определяемый значени
ями Я, и £,, существует то через несколько итераций невязка
11л + \ — U становится достаточно малой, что при принятых
допущениях указывает на апериодическую статическую устойчивость
проверяемого режима При несходимости процесса в качестве
показателя отсутствия устойчивого режима используются крите
рии отрицательное значение хотя бы одного из подкоренных
выражений (Р,> £,£/, К,) и превышение заданного количества
итераций
Полученные НИИПТ оценки затрат процессорного времени
подтверждают возможность использования итерационного про
цесса расчета послеаварийного режима для оценки апериодичес
кой устойчивости в программах дозировки на современных управ
ляющих мини ЭВМ
Упрощенная блок схема адаптивного алгоритма централизо
ванной системы ПА, использующего узловые модели, приведена
на рис 5 9 По принципу действия централизованная система
ПА с таким алгоритмом относится к классу I ДО [84]
Алгоритм разделяется на три части первая часть содержит
операции выполняемые заблаговременно с помощью универсаль
ных ЭВМ, вторая и третья — операции, выполняемые (с различ
ной периодичностью) в реальном времени с помощью ЭВМ АДВ
Вне реального времени выполняется только эквивалентирование
базовой расчетной схемы района управления (основной сети
ОЭС) В первую часть алгоритма, выполняющую эту операцию,
259
Ввод информации о базовой схеме
Формирование базоЬои модели энергосистемы
1 изменении схемь
3 Идентификация текущего состояния схемы
fir
Внесение изменений В информацию а схеме
{формирование текущей модели знергошстемь)
Задание очередной расчетной аварии
5 | Расчет параметров послеаВарийной схемы
| (формироЬание послеадарийнь х моделей
энергосистемы)
ZH
7 | Расчет коэффициентов патокараспределения
Нет
Отображение /пекущего режима в модели
энергосистемы по результатам измерении
д натурной схеме
Задание очередной расчетной аварии
«
Во/дорка параметров модели энергосистемы
и HaSopa коэффициентов распределения со
отдетстдующих данной адарии
Определение параметров послео8орийнага ре
жима, б том числе с учетом цпрооляюи+их
Ьоздейстдии
Рис 5 9. Упрощенная блок-схема адаптивного алгоритма центра иизонаннои сие
темы противоаварийной автоматики
260
входят блоки 1 и 2, =)та часть работает при запуске системы а так
же при изменении базовой схемы Так как в качестве базовой при
нимается схема с максимальным составом элементов (с учетом
предстоящего ввода объектов), то повторение операции эквива
лентирования потребуется лишь тогда когда состав элементов
схемы превысит учтенный В блок 1 вводятся данные о топологии
и параметрах полной схемы контролируемого района, в блоке 2
работает программа эквивалентирования, которая автоматически
формирует звездообразные узловые модели для всех узлов сети
и определяет параметры эквивалентных синхронных машин Вы
ходная информация блока 2 — параметры этих простейших моде
лей — передается в оперативную память ЭВМ АДВ и хранится
там в течение всего периода существования схем объем которых
не выходит за рамки учтенного в базовой схеме
Вторая часть алгоритма — блоки 3—7 — реализует в ЭВМ
АДВ «схемный» цикл расчетов которые проводятся при каждом
изменении схемы контролируемого района В темпе изменения
схемы в блоке 3 производится сопоставление текущей схемы с
базовой, а в блоке 4 осуществляется корректировка узловых
моделей, отображающих текущую схему Далее в блоке 5 после
довательно имитируются аварийные нарушения в блоке б узло
вые модели корректируются в соответствии с послеаварийным со
стоянием и в блоке 7 определяются коэффициенты потокораспре
деления
Третья часть алгоритма — блоки 8—15 — циклически реали
зует «режимный» цикл расчетов дозировки управляющих воздей
ствий В блок 8 вводится информация о параметрах текущего ре
жима и на основе этой информации вычисляются ЭДС эквива
лентных генераторов и параметры схемы замещения нагрузки
узлов звездообразных моделей. Далее в блоках 9 и 10 производят
ся задание очередного аварийного нарушения из рассматриваемо
го их состава и выборка параметров модели и набора коэффициен
тов потокораспределения, соответствующих данной аварии После
jToro в блоке 11 вычисляются перетоки активной мощности в
послеаварийных режимах и в блоке 12 оценивается статичес
кая устойчивость этого режима (с учетом необходимого запаса
устойчивости). Если требования статической устойчивости не
удовлетворены, работает блок 13, в котором автоматически опре
деляются место и вид управляющего действия и в блоке 14 выби
раются ступени управляющих воздействий начиная с наимень
ших по интенсивности Затем вычисляются значения пере
токов активной мощности, проверяется устойчивость и при недо
статочной эффективности управления цикл выбора управляющих
воздействий повторяется (при этом обеспечивается оптимальный
выбор следующих ступеней при использовании ранее намеченных),
пока не будут обеспечены требования устойчивости Выбранная
для данной аварии дозировка передается в устройство АЗД
261
(блок 15 общего алгоритма) Цикл расчетов по дозировке завер
шается после последовательного перебора всех рассматриваемых
(для данной текущей схемы) аварий
Трехмашинная кольцевая модель. Адаптивный алгоритм, при
котором приближенная оценка устойчивости сложного объекта
управления (основной сети ОЭС), осуществляемая в цикле опре
деления управляющих воздействий, сводится к оценке устойчи
вости совокупности простейших моделей, может быть реализован
при использовании в качестве таких моделей трехмашинных
эквивалентов (эквивалентных треугольников) Проведенный
НИИПТ анализ особенностей структуры и режимов ^нергообъ
единений показал что в предельном по статической устойчивое
ти режиме сложный объект управления может быть представлен
относительно «опасной» связи (сечения) эквивалентным треуголь
никои и использование таких моделей в некоторых случаях (в
частности, в кольцевых схемах сети) может быть предпочтитель
нее использования звездообразных узловых моделей
Применительно к рассматриваемой связи, устойчивость кото
рой может быть нарушена, части энергообъединения могут быть
сгруппированы в три эквивалентных энергоузла — отправной,
приемный и промежуточный В один энергоузел входят генерато
ры, распределение мощности между которыми не влияет на пре
дел статической устойчивости, а пропускные связи эквивалентной
треугольной схемы соответствуют пропускной способности реаль
ных связей между выделенными энергоузлами ОЭС Изменение
режима ОЭС или характера (направления) утяжеления приводит
к изменению состава эквивалентных энергоузлов и параметров
трехмашинного эквивалента [85]
Оценка устойчивости для сложной схемы ОЭС по совокуп
ности оценок устойчивости трехмашинных эквивалентов оказы
вается возможной вследствие того, что, как показали исследова
ния НИИПТ каждой точке гиперповерхности п мерной области
максимальных режимов ОЭС соответствует определенный трех
машинный эквивалент, для которого предел передаваемой
мощности с достаточным приближением отражает положение этой
точки Из всей совокупности различных трехузловых моделей, ко
торыми может быть отображена ОЭС, рассматриваемой точке ги
перповерхности отвечает эквивалент с минимальным пределом
передаваемой мощности и соответственно наименьшим значением
координаты по рассматриваемому сечению п мерного простран
ства
Задача приближенной оценки устойчивости сложной системы
может быть, таким образом, сведена к анализу максимальных
режимов совокупности трехмашинных схем и сопоставлению
полученных для них пределов передаваемой мощности
Рассмотрим упрощенный метод оценки устойчивости для трех
машинной (трехузловой) модели при пропускных способностях
262
Рис 5 10 Схема трехмашинмого эквивалента
&-ЕЗ
связей между узлами, характеризуемых предельными значениями
передаваемых активных мощностей Р\-2, Рц и Р->я (рис 5 10)
Как показано в [85 86], дтя консервативной системы схема
которой приведена на рис 5 10, можно записать систему уравне
ний, определяющих в параметрическом виде связь между м'акси
мальным значением перетока мощности по любому из сечений
(например по первому сечению Р\тах) и текущим значением не
ретока в одном из других сечений (Рг или Pi) Эта система урав
нений позволяет определить область максимальных режимов на
плоскости с координатами соответствующими значениям перето
ков мощности по двум сечениям схемы рис 5 10
Так, область максимальных режимов в координатах Р, и Р>
определяется системой уравнений
„ _ Pu-PU-Pi
2/'
± Р--л X
р
Pi. — /'т- — Pi
2 Л»
±Ри X
•2Р;.,Р,,
-Р>, , -Р
(5 22)
(5 22а)
(5 226)
(5 22в)
На рис 5.11 показана область максимальных режимов гра
ницы которой определены при шачениях Р > = 0 5 Pi t = 0 75
Рп = \
На рис 5 II кривая а представляет зависимость Pi ,,„.,- от
Р — уравнение (5 22) кривая б — зависимость Р, ,„„л от Р —
263
Рис 5 11 Область MdKcnMd 1Ы1ЫХ режимов
уравнение (5 22а), кривая в — связь между Р, и Р2 при Рл ,„„., —
уравнения (5.226) и (5.22в) Внешние части этих кривых (до
точек их пересечения) образуют границу общей области макси
мальных режимов (показана утолщенной чинней) Точки Пересе
чения ABC разделяют границу области на части каждой из
которых соответствует определенное «опасное» сечение участку
а — 1 е сечение (при выходе за границу области максимальных
режимов нарушается параллельная работа генератора П с гс
нераторами Г2 и ГЗ) участку б — 2 е сечение участку в — 3 е
сечение
В [85] проведено сопоставление области максимальных ре
жимов трехмашинного эквивалента построенной по уравнениям
(5 22) — (5 22в) при выводе которых были наложены определен
ные ограничения на способ утяжеления режима (фиксация
одного из трех узлов) с областью апериодической статической
устойчивости, характеризующейся равенством нутю свободного
члена характеристического уравнения Проведенный анализ по
казал что на границу области устойчивости попадают только
шесть характерных точек границы обтасти максимальных режи
мов, три из которых (/, // ///) соответствуют максимальной
загрузке сечений в указанном на схеме направлении, а три
другие (/' //' ///') — максимальной загрузке в обратном на
правлении По мере удаления от этих точек расхождение межд\
границами увеличивается и достигает наибольшего значения в точ
264
ках пересечения кривых а б, в — А В, С (А' В' С) т е в режи
мах, характеризующихся максимальными значениями мощности
по двум сечениям Оценка, проведенная при варьировании пара
метров трехмашинной схемы показала что расхождение между
значениями максиматьных мощностей и пределов апериодиче
ской устойчивости не превышает 5%, причем погрешность расче
та при использовании формул (5 22) идет в запас расчета
так как область апериодической устойчивости всегда охватывает
область максимальных режимов
В [86] рассмотрены приемы приближенного вычисления
координат точек ABC (Р,А, Р,л, Р10 Р-,в, Р1С, Р/с) позволяю
щих идентифицировать границу области максимальных режимов
по параметрам схемы трехмашинного эквивалента Указано на
допустимость аппроксимации области максимальных режимов
прямолинейными отрезками соединяющими точки А В С с точ
ками / // ///, соответствующими максимально возможной ia
грузке сечений эквивалента
Как было указано выше, для приближенного анализа пре
дельных режимов схемы с числом узлов более трех необходимо
использование нескольких грехузловых моделей Применение
рассмотренного метода предполагает вместо простого перебора
всех таких моделей ограничение минимальным количеством
«представительных» моделей, анализ предельных режимов кото
рых позволяет определить гиперповерхность максимальных
режимов для схемы отображающей район управления Так, для
рассмотренных в [86] пятнмашинных схем опредетение области
максимальных режимов потребовало использования семи пред
ставительных трехмашинных моделей вместо 25 при простом
переборе возможных эквивалентов
Исследование методики приближенной оценки статической
\стойчивости сложных ОЭС с использованием трехузловых экви
валентов (или этих моделей совместно с другими простейшими
моделями) проводилось в связи с разработкой алгоритма центра
лизованной системы ПА основных связей ОЭС Средней Азии
имеющих кольцевую структуру
Сравнение данных анализа устойчивости па электродинами
ческой модели (с привлечением ЭВМ) с результатами расчетов
по упрощенной методике показало, что вносимая этой методикой
погрешность не превышает 5—7%. Такая погрешность не препят
ствует использованию упрощенной оценки устойчивости для це
лей адаптивного противоаварийного управления с проведением
этой оценки в цикле расчета управляющих воздействий [86]
5.4. Разработки Киевского ОКП Украинского отделения
Энергосетьпроекта
Разработка алгоритмов дня адаптивной централизованной
системы ПА проводится также в Украинском отделении Энерго
265
сетьпроекта Исследования и проектные разработки направлены
на создание централиюваннои системы, действующей по
модифицированным принципам, близким к изложенным ранее для
систем I ДО [87, 88] Объект управления представляет собой
крупный энергораион центральной зоны F3C СССР — часть
энергообъединения со слабыми связями сложной структуры
Учитываюсь следующие особенности рассматриваемого объекта
противоаварийпого управления
определяющими требованиями к центратизованнои системе
ПА являются требования предотвращения нарушения статиче
ской устойчивости из-за перегрузки слабых связей (слабых
сечений основной системообразующей сети) или из-за
отключения одной из линий (ветвей), входящих в слабое сечение,
жесткая взаимосвязь режимов контролируемого централизо
ванной системой эпергорайона с режимами смежных частей
энергообъединения делает актуальными задачи рационального
выделения районов противоаварийного управления, определения
объектов, на которых реализуются управляющие воздействия
(( возможностью использования этих объектов централизован
ными системами смежных районов), и учета ограничений, нала
гаемых на выбор дозировки управляющих воздействий данной
системы по \словиям режима смежных районов,
наличие большого количества локатьных \стройств ПА и
развитой сети телеканалов автоматики что обусловливает целе
сообразность использования этих средств не только для управле
ния, при котором не требуется централизованное определение
(дозировка) управляющих воздействий, но и для реализации части
функций централизованной системы и для грубою ее резервиро
вания
Атгоритм, предложенный Киевским ОКП, гак же как и алго
ритм НИИПТ, предусматривает выбор дозировки в доаварийном
режиме (тип ДО) по результатам расчетов выполняемых в
цикле работы ЭВМ АДВ на основе информации о текущей схеме
и режиме сети района управления с использованием упрощенной
схемы замещения (модели) в которой сохранены все контроли
руемые ветви и основные узлы сети района управления
(класс /) Возможность определения режимов, близких к пре
дельным по апериодической статической устойчивости и допус
тимых при «данном запасе устойчивости, в цикле работы АДВ
обеспечивается применением предпоженпои методики ускоренного
приближенного расчета этих режимов, выявления необходимости
противоаварийно! о управления и дозировки управляющих воз
действий Как и в предложениях НИИПТ обеспечение динами
ческой устойчивости отнесено к функциям локальных устройств
децентрализованной системы ПА но в некоторых случаях може!
быть осуществлено и действием централизованной системы, для
чего, как правило достаточна небольшая корректировка воздей
266
ствия для выхода в послеаварийный режим с запасом
устойчивости, несколько превышающим нормативное значение
АДВ централизованной системы определяет параметры ера
батывания (уставки) устройств, реагирующих на статическую
перегрузку контролируемых линии (по углу или по мощности),
место реализации и интенсивность управляющего воздействия на
снижение генерируемой мощности и (или) нагрузки при отключе
ниях тиний контролируемых связей (сечений сети) При дозиров
ке управляющих воздействий учитываются ограничения небалан
са мощности (разности между снижениями генерируемой
мощности и нагрузки) в соответствии с передаваемыми от АДВ других
систем предельно допустимыми значениями небалансов по уело
виям режима смежных районов В функции АДВ входя г также
определение предельно допустимого значения небаланса мощности
для текущею режима данного района и передача этого значения
в АДВ смежных районов для введения соответствующих огра
ничений при управлении в этих районах
Предложенная методика основывается на ряде допущений,
позволяющих ускорить расчеты режимов, допустимых или
близких к предельным по статической устойчивости, и дозировки
управляющих воздействий для контролируемой сложной сети,
надежность работы которой в основном определяется условиями
статической устойчивости слабых связей (сечений) между
концентрированными частями (узлами) района противоаварийного
управления
Расчеты предельных по статической устойчивости и допусти
мых режимов слабых связей выполняются в ЭВМ АДВ при
представлении этих связей их реактивными сопротивлениями
(без учета емкостной проводимости и активного сопротивления
линий) и принятом допущении неизменности расчетных значений
модулей напряжений Upam в узлах, замещающих концентриро
нанные части энергосистемы (энергообъединения), содержащие
электрические станции
t/,,ai:4=fc(/fo = COn5t, (5 23)
где Уо — напряжение, измеренное в исходном режиме, kL —
усредненное значение коэффициента снижения напряжения при
утяжелении режима до допустимого (при нормативном запасе
статической устойчивости для послеаварийного режима) или до
предельного Значения коэффициента ки оцениваются по
результатам предварительно выполняемых расчетов При относительно
напряженном исходном режиме значение этого коэффициента
при определении допустимого режима близко к I, наибольшее
снижение напряжения в узлах соединенных слабой связью, соот
ветствует переходу от исходного режима связи, характеризуемого
большим запасом статической устойчивости, к предельному,
однако, как правило, и в этом случае снижение напряжения в
267
концевых узлах рассматриваемой слабой связи составляет только
несколько процентов, а в удаленных узлах ки мало отличается
от 1
Суммарные активные мощности, передаваемые по связи (се
чениям сети), определяются в ЭВМ АДВ по данным телеизмере
ний в контролируемых ветвях схемы Значения узловых мощное
тей — результирующей генерации Р, или нагрузки Р„ — вычис
ляются в ЭВМ АДВ суммированием мощностей в о|ходящих
от узла ветвях Определенные дтя исходного режима значения
Рг или Р„ узлов схемы замещения при расчетах, проводимых в
ЭВМ АДВ, считаются неизменными (кроме узлов, между кото
рыми осуществляется перераспределение активных мощностей
при оценке допустимых или предельных режимов), что облег
чает расчеты и находится в соответствии с предположением о
неизменности модулей напряжений в узлах
Основное допущение, позволяющее существенно ускорить
расчеты, проводимые в ЭВМ АДВ, и уменьшить длительность
цикла дозировки управляющих воздействий, заключается в том,
что режим, в котором наибольшее значение угла (разность уг
лов векторов напряжений в концевых узлах) по одной из ветвей
слабой связи (слабого сечения) 6С примерно равно 90г (бс, пря;
ж90°), близок к предельному по условиям апериодической
статической устойчивости Допустимый режим, при котором ела
бая связь работает t запасом устойчивости, определяется соот
ветственно уменьшенным наибольшим углом 6С д„л<90° При
6Г, „рЖЭО0 юпустимый режим при нормативном запасе стати
ческой устойчивости в послеаварийпом режиме характеризуется
углом 6С до„я£б7°, а при учете нерегулярных колебаний мош,
ности — соответственно меньшим значением Предварительные
расчеты статической устойчивости для реальных (нормальных и
ремонтных) схем сети конкретного управляемого района дают
возможность оценить диапазон изменения углов ос, ,,р и 6с, дол и
использовать для расчетов в ЭВМ АДВ усредненные значении
этих углов
Использование предложенной методики исключает необходи
мость при расчетах в цикле дозировки управляющих воздействий
определения последовательно утяжеленных режимов и проверки
их допустимости по услониям статической устойчивости Приня-
1ие приближенного критерия «по углу» даст возможность непо
средственно определить допустимый (или предельный) режим
заданием угла 6С, дол (или 6С „,,) Необходима только проверка
того, что при допустимом (или предельном) режиме значение
угла в других ветвях не превысит значения, заданного для вы
бранной «слабой» ветви В качестве такой ветви целесообразно
выбирать ветвь, которой соответствует наибольшее значение угла
в исходном режиме Рели в определенном режиме с заданным
значением угла для выбранной ветви будет иметь место превы
268
шение этого значения в другой ветви, то эта ветвь должна за
менить ранее выбранную и режим должен быть пересчитан при
заданном угле для заменяющей ветви
Алгоритм и программа расчета режимов, выполняемого ЭВМ
АДВ, основываются на указанных выше допущениях [87 88]
Для п узловой схемы может быть записана система уравпе
ний баланса активной мощности в узлах
Р'+ L ^-sin(6,-6,) = 0, < = l7«, (524)
i - 1
где Р — неизменная собственная мощность узла (, (/,, U —
неизменные модули напряжений в узлах (, у, 6„ 6, — углы
векторов напряжений в узлах < /, от — количество узлов, связан
ных с узлом (
Неизвестными в этой системе уравнений являются
значения углов напряжений в узлах Для одного из узлов значение
угла может быть принято равным пулю, этот узел используется
как балансирующий, и уравнение баланса мощности для него
исключается из системы (5.24)
Для получения режима, определенного заданным углом
6, зад по выбранной слабой ветвн, соединяющей узлы С1 и С2,
в систему уравнений должно быть введено уравнение
°г< — "с; = 6 ,а„ (3 25)
Этим уравнением заменяется уравнение баланса мощности в
узле К, изменением активной мощности в котором (т е пере
распределением мощности между узлом К и балансирующим
узлом) реализуется режим, утяжеленный по сравнению с исход
ным в соответствии с (5 24)
Решая полученную систему уравнений, можно однократным
расчетом определить искомый режим при заданном по условию
статической устойчивости значении yuia (5 24) и определить
активную мощность в «утяжеленном» узле К
Для расчета режима используется метод Ньютона в сочетании
с методом по параметру, для достижения требуемой точности до
статочно не более трех-четырех итераций Предложенная форма
записи уравнений, включение в систему (5 24) уравнения (5 25)
в явном виде с сохранением симметрии матрицы Якоби, раци
ональная организация решения системы линейных уравнений
относительно поправок к углам Д6, учет разряженности матрицы
Якоби и другие особенности реализующей рассматриваемый ал
горитм программы для ЭВМ СМ 4 обеспечивают значительное
снижение затрат машинного времени и используемого объема
памяти ЭВМ, время расчета допустимого режима длн схемы с
30 узлами и 40 ветвями не превышает 1 с [88]
По результатам расчета допустимого по статической устой
чивости режима (при заданном значении \ 1ип) для текущего
269
режима определяются параметры настройки устройств ПА,
фиксирующих статическую (без учета динамики процесса)
перегрузку по активной мощности или \глу контролируемых связей
(линий) Предотвращая нарушения статической устойчивости,
эти устройства при увеличении мощности ити угла до
значений, равных заданным уставкам, производят разгрузку линий
несколькими ступенями с выдержкой времени необходимой для
отстройки от быстрых переходных процессов С использованием
каналов телемеханики може1 быть осуществлена автоматическая
настройка (коррекция уставок) устройств, предотвращающих
нарушение статической устойчивости при относительно
медленном утяжелении режима; дозировка управляющих воз
действий автоматики осуществляется вручную, в некоторых
случаях может быть осуществлена грубая автоматическая
дозировка по местным параметрам режима
( опоставление текущего (исходного) режима при значении
угла по слабой связи 60о с режимом при значении угла бСрД01
позволяет выявить имеющийся резерв пропускной способности
связи APt ^ и опредечить предельно допустимое значение внеш
него для данного района результирующего небаланса мощности
(дефицита) Риб.дол, возникающего при управлении в других
районах приемной части энертобъединения
\Р„бя„„-АРб(1-га) (5 26)
здесь ДРб определяется как разность значений суммарных мощ
ностей в балансирующем узле, полученных при расчете в ЭВМ
АДВ допустимого (при 6С лоп) и исходного (при бсо) режимов,
°-йё (526а)
где Р„р Рот — мощности приемной и отправной систем (частей
энергообъедипепия, в которое входит данный район), kj„v, k<<„
результирующие коэффициенты крутизны характеристик мощ
ность — частота этих систем Допустимое для данного района
значение Р„б лоп может быть передано в АДВ других районов
по каналам координации
Для выявления необходимости управляющих воздействии
при аварийном отключении линии и автоматической дозировке
воздействий с определением требуемых снижений генерирующей
мощности (ДРГ) и нагрузки (ДР„) проводится (методом, опи
санным выше) расчет допустимого послеаварииного режима с
отключенной линией при значении мощности в балансирующем
узле полученном из расчета доаварийного режима Если в до
пустимом послеаварийном режиме углы в ветвях схемы заме
щепия не превышают 6Г, л(,ц, то управляющие воздействия не
нужны Рели угол в какой-либо ветви превышает заданное
значение 6г w или режим отсутствует (итерационный процесс рас
270
чета послеаварииного режима расчодигся) то проводятся рас
четы по определению АР, и ДР„ Требуемая разгрузка связи
определяется выражением
ДР 9 = k,laJ.P, „ - Р,,.Ю11), (5 27)
где Р4 в — суммарная мощность в узле выполнения управляю
щего воздействия (ДРГ илн ДРИ) в исходном доаварийном ре
жиме, Ру, дои — суммарная мощность в том же узле в допустимом
послеаварийном режиме с отключенной линией при перераспре
делении мощности между узлами выполнения воздействии
необходимом для обеспечения заданного угла 6,,.i0„ в стабои
ветви, k„aa — коэффициент вводимый при необходимости уве
шчения разгрузки (повышения запаса статической устойчивости
в послеаварийном режиме) по условиям динамики процесса.
При полностью «сбалансированном» действии автоматики
разгрузки (ДРГ = ДР„) разгрузка слабой связи в данном районе
не вызывает изменения частоты в ^нергообъединении и не ока
зывает никакою влияния на режимы других районов Возмож
ность уменьшения воздействия на нагрузку за счет увеличения
разгрузки электростанций ограничивается значением внешнего
для других районов результирующего небаланса мощности,
допустимого по режиму этих районов При организации коор
дииационпого противоаварииного управления информация о
значениях допустимых небалансов мощности поступает по теле
каналам в ЭВМ АДВ, и при дозировке управляющих воздей
ствии, реализуемых в узлах примыкающих к отключенной ли
нии в данном районе, вызываемый этими воздействиями неба
ланс не должен превысить наименьшего из допустимых для
других районов значения Р,о д0.
Это условие соблюдается при
\Р, = \Р р-р;„, .,„„_!_ (528)
ДР =ДР ,-я;п. чг ~, (528а)
где а учитывает реакцию отправной и приемной систем и оп
ределяется по (5 26а)
Для проверки эффективности рассчитанных аналитически
управляющих воздействий проводится расчет послеаварииного
режима с отключенной линией с учетом ДРГ и ДР„ в заданных
узлах с проверкой соблюдения для всех рассматриваемых вет
вей условия 6<6 „.,; при несоблюдении этого условия
интенсивность управляющих воздействий корректируется.
Разработанная для ЭВМ АДВ программа расчета допусти
мых по условиям статической устойчивости режимов и дози
ровок управляющих воздействий может быть использована
также для проектных целей
271
Киевским ОКП рассмотрены некоторые вопросы создания
централизованных систем противоаварийного управления по
вишенной адаптивности, рационального выделения районов
управления в сложном энергообъединении и координации дейст
вия районных систем. Предполагается испочьзование для этих
систем указанных выше принципов организации и алгоритмов
противоаварийного управления с применением мер повышения
степени адаптивности управления к изменениям схемы и режимов
энергообъедипения
При выборе района адаптивного управления, осуществляй
мого с использованием в ЭВМ АДВ модели (схемы замеще
ния) района, желательно, чтобы точии реализации управляющих
воздействий располагались в пределах района и учитывались
в его схеме замещения при невыполнении этого условия реали
«ния воздействии в отдельных точках, учитываемых в схемах
замещения смежных районов может быть обеспечена взаимо
действием АДВ данного и смежных районов
Расчетная схема замещения района управления содержит
основные узлы и все контролируемые связи данною района
узлы примыкания к смежным районам и эквивалентные эте
менты, отображающие влияние не входящих в расчетную схему
частей энергообъединения.
Значения мощностей в основных узлах определяются по ie
леизмерениям а в узлах примыкания и в эквивалентных узлах
вычисляются с применением простейших методов эквиваленти
ронания (разнесение нагрузок по правилу «моментов»).
Напряжения в основных уз чах и узлах примыкания устанавливаются
по телеизмерениям, а для части других узлов задаются иеиз
мепиыми и при необходимости корректируются вручную с
пульта ЭВМ АДВ Предусматривается возможность внесения
изменений в эквивалентные элементы, которыми замещены
внешние (по отношению к району управления) части энерго
объединения; предполагается, что в перспективе с применением
ЭВМ повышенной производительности и организацией межма
шинного обмена и АДВ данного района будет поступагь необ
ходимая информация о существенных изменениях схемы сети
смежных районов
Намечается использование предложенных в [87 88] допу
щеннй, позволяющих снизить затраты машинного времени и
уменьшить длительность цикла дозировки управляющих воздеи
ствии, но при этом предусматривается возможность некоторых
уточнений расчетов (например, учет дли некоторых узлов влия
ния изменения напряжения) Расчеты на ЭВМ СМ-4 по алго
ритму [88] для дозировки управляющих воздействий в районе
управления с 10—15 последовательно отключаемыми связями
показали что длительность цикта дозировки не превышает
2—3 мин
272
Возможность получения приемлемой длительности цикла
координированного адаптивного управления большими районами
может быть обеспечена при ЭВМ большой производительности
или при использовании двух ЭВМ (в частности, одной — на
крупном энергообъекте, другой — в центре оперативного управ
ления — ОДУ или ЦДУ)
Наряду с вариантом координации управления, применен
ным ранее (взаимодействие ЭВМ АДВ обеспечивающее учет
допустимых небалансов мощности), рассматривается возмож
ность использования схем замещения с более полным эквива
тентированием связей между районами для расчета па ЭВМ
АДВ данного и смежного районов управляющих воздействий
на некоторые общие объекты (в частности, на стыках районов)
при реализации большего из воздействий выработанных
разными АДВ
5 5 Исследования и разработки ВЭИ
Исстедованин и разработки ВЭИ, на основе которых было
создано первое комплексное аналоговое устройство ПА для
Волжской ГЭС имени XXII сьезда КПСС, были продолжены в
направлениях разработки алгоритмов противоаварийного управ
ления, предназначенных для реализации в системах ПА с
использованием мини и микроЭВМ а также в системах цифро
анаюгового типа
В [89, 90] приведен метод формирования алгоритмов
противоаварийного управления, обеспечивающего сохранение дина
мической устойчивости при аварийных возмущениях в сложных
энергосистемах. Опредечение вида зависимостей,
аппроксимирующих границы областей динамической устойчивости, осу
ществляется на основе метода функций Ляпунова применительно
к позиционной идеализации многомашинной системы
Приближенное описание разделяющей поверхности (границы) области
динамической устойчивости можно получить, приравнивая
нулю разность между значением функции Ляпунова в момент
выхода па схему послеаварийного режима и критической по
стоянной Зависимость, аппроксимирующая границы области
динамической устойчивости, определяется при этом как
функция модулей ЭДС эквивалентных генераторов разностей угло
пых скоростей векторов ЭДС, разностей взаимных углов
векторов ЭДС в установившемся послеаварийном режиме и их
отклонений а также параметров расчетной схемы (модели)
энергосистемы (постоянные механической инерции генераторов
и др )
Указанная зависимость не может быть непосредственно
использована для противоаварийного управления как из-за
трудности контроля разностей взаимных углов и скольжений,
273
так и из за недопустимой ^адц>жки управлении, определен
ных по параметрам процесса Поэтому необходима замена
переменных на контролируемые режимные параметры, связанные
определенными функциональными соотношениями с углами и
скольжениями. При такой замене принимается ряд дополни
тельных допущений, неизменность модулей ЭДГ за переходными
реактивными сопротивлениями генераторов и модулей напря
жений в нагрузочных узлах, постоянство электромагнитной
мощности эквивалентных генераторов электростанций в интер
валах времени аварийного режима, мгновенная реализация
управляющего воздействия на аварийную разгрузку электро
станций после возмущения допустимость линеаризации триго
нометрических функций в диапазоне углов опасных для
устойчивости, и др Произведя замен\ переменных можно получить
зависимость аппроксимирующую границы области динамической
устойчивости в функции доаварийных активных мощностей
генераторов электростанций и нагрузок P0l, сбросов мощностей
во время возмущения \Р и аварийной разгрузки этектро
станций Pv
с„+ ;['а,Р„+ t fi,AP,+ l т/\,+ 11^,ПгП,=0, (529)
1 = 1 i i
где п — общее количество узлов М количество элекгростан
ций, / — количество узлов с электростанциями, на которых осу
ществляется аварийная раз1рузка П (П,) - условное
(обобщающее) обозначение для Ро,, АР,, Рр , а , [3 у v'/ 6« — весо
вые коэффициенты, зависящие от параметров энергосистемы
(коэффициенты р\ и v„ при слагаемых i АР, зависят также от
длительности возм\щения)
Таким образом, при принятых допущениях разделяющая
поверхность области динамической устойчивости може! быть
представлена формой не выше второго порядка.
Анализ моделей энергосистем простои структуры при учете
поведения асинхронных нагрузок и влияния АРВ генераторов
показал, что и в этом случае для описания границ устойчивости
могут быть использованы зависимости не выше второго порядка
(с соответствующим расширением состава координат)
Для сложных энергосистем выбор управляющих воздействии
целесообразно базировать на результатах расчетов динамической
устойчивости по достаточно полной схеме замещения эпергоси
стемы, представленных в виде выборки «опытных» точек вблизи
границы устойчивости Для минимизации общего количества
опытов (расчетов) используются методы многофакторного пла
нирования эксперимента и разработана соответствующая
процедура
В [89] приведен метод формирования алгоритмов для
единичного управляющего воздействия В соответствии с выбранным
274
планом для каждой строки матрицы планирования определяются
необходимые значения управляющих воздействий Затем про
изводится аппроксимация полученных значений относительно
заданных режимных параметров, что позволяет получить в слу
чае единичного управляющего воздействия U полиномиальную
зависимость вида [90, 91]
U = c0+ £ сП,+ XI с,,П,П{ (5 30)
и определить значения весовых коэффициентов со, с,, сч, вводя
в полиномиальную зависимость только наиболее представитель
ные контролируемые режимные параметры П, (П,) (доаварий
ные мощности, сбросы мощности и др )
В [91, 92] рассмотрены принципы синтеза ошимальных ал
юригмов для векторных управляющих воздействий Оптимальные
компоненты вектора управляющих воздействий определяются
для каждой строки матрицы планирования Подобно тому,
как было указано ранее, для каждого компонента вектора (на
пример, k го компонента) производится аппроксимация получен
пых значений полиномиальными зависимостями типа
1/» = с8+£с»П,+ П;с&П,П, (5 31)
' ' /
с определением весовых коэффициентов и учетом наиболее пред
ставительных параметров
Ниже изложены методы и алгоритмы определения онтималь
ных управляющих воздействий для отдельной строки матрицы
планирования В целях упрощения задачи оптимизации целе
сообразно предварительно из множества допустимых управляю
щих воздействий выбрать наиболее представительные, сократив
тем самым размерность пространства управляющих воздействий
Такой выбор может быть произведен сравнением коэффициен
тов влияния [92]
где W — г-я соствляющая вектора управляющего воздействия,
t — время задержки выпадения из синхронизма относительно
переходного процесса без управления Процедура оптимизации
выполняется для отобранного состава управляющих воздействий
с наибольшими значениями h,
Оптимизация управляющих воздействий в рассматриваемой
постановке представляет собой задачу нелинейного программи
рования
Требуется минимизировать целевую функцию Ч'(и) при век
торных ограничениях
V „„„ < U < U „,„, (5 32)
6»)<6™, , (5 32а)
275
где Ч1 вещественная скалярная функция, U„„„ и ит<!,—
векторы ограничений управляющих воздействий снизу и сверху,
б(/) — векгор взаимных углов роторов эквивалентных генерато
ров во время переходного процесса, 6,„ах вектор взаимных
углов в «седловой» точке функции Ляпунова
В качестве целевой функции V могут быть в соответствии
с предложениями Энергосетьпроекта использованы значения
ущербов, возникающих из за аварийного отключения нагрузки и
понижения частоты В тех случаях, К01да функция ущербов в
окрестности оптимума управляющих воздействий является по
логой, целесообразно, учитывая имеющиеся ограничения на
количество отключений генераторов и быстродействующих
разгрузок турбин, минимизировать также воздействия на
снижение генерируемой мощности, используя целевую функцию
вида *f= Y, 5if, где £, — заданные весовые коэффициенты
Ниже изложен алгоритм оптимизации с использованием
модифицированного градиентного метода
На практике в ряде случаев из-за дискретности
управляющих воздействий или их ограничений требуется приблизиться
к границе области устойчивости по интенсивности возмущения
Стратегия определения искомой точки основана на применении
функции Ляпунова при позиционной идеализации энергосистемы
Рассчитывается переходный процесс, завершающийся нару
шением динамической устойчивости Для этого процесса
K(U,)+U(t0) = K{tc) + Tl(t^K{U)+n,, (5 33)
где K{to) и K(tc) — кинетическая энергия системы к моменту
выхода на послеаварийную схему t0 и в момент tc, когда фа
зовые переменные покидают область устойчивости вблизи «сед
ловой» точки и кинетическая энергия имеет локальный минимум,
П(го) и П(М —потенциальная энергия в момент го н в
момент tc, когда она близка к значению критериальной постоянной
функции Ляпунова Пс
Значения Що) и K(t<.) фиксируются, и дальнейшие расчеты
при вариации значений интенсивностей возмущения тля
приближения к границе области устойчивости проводятся только для
части процесса до выхода на схему послеаварийного режима
Так как при этом изменение полной энергии в основном
происходит за счет изменения ее кинетической составляющей, при
нимается, что приближение к границе области устойчивости до
стигается, когда новое значение кинетической энергии в момент
г о будет приблизительно равно разности значении K(to)—K(tc),
фиксированных для неустойчивого процесса После этого
осуществляется переход на пошаговое приближение интенсивности
возмущения численным решением уравнений возмущенного дви
жения
276
Алгоритм оптимизации с минимизацией заданной целевой
функции предусматривает процедуру приближения к оптимуму, ре
ализующую одну из модификаций градиентного метода. Вначале
решением системы уравнений возмещенного движения с после
довательной вариацией управляющих воздействий определяется
точка вблизи границы области устойчивости вдоль заданного
направления вектора управляющего воздействия Затем выпол
няется процедура изменения вектора управляющего воздей
ствия из исходной точки по границе области устойчивости с
минимизацией целевой функции
Задаются последовательные приращения на одинаковую от
носительную величину ДО-' компонент вектора управляющего
воздействия, кроме одного, принятого за балансирующий U6
При приращении каждого компонента в отдельности
определяются U6, соответствующее границе области устойчивости, и зна
чение функции Чя2. Затем определяется новое значение векгора
управляющего воздействия с компонентами, приращения кото
рых формируют пропорционально разностям Ч"| — Чг'2:
Для ряда значений y — nh [п = I 2, .. ) последовательно вычис
ляются значения целевой функции, пока она продолжает умень
шаться, а управляющие воздействия не дооигли своих ограни
чений На каждом шаге осуществляется приближение по U6 к
|рапице области устойчивости Если на х-м шагещелевая функция
возросла, необходим возврат к предыдущему (v— 1)-му шагу,
на котором ищется новое направление В том счучае, если новое
направление не находится, h уменьшается в 2 раза Процедура
продолжается до выполнения условия /г<£, где ь — заданная
величина Если в процессе оптимизации компонент вектора
управляющих воздействий вышел на ограничение, то он остается
на ограничении при достижении балансирующим компонентом
ограничения выбирается новый балансирующий компонент и
расчет продолжается аналогично указанному выше Расчет за
канчивается, когда достигнут минимум целевой функции или
все компоненты вектора, кроме балансирующего, находятся на
ограничениях
В целях ускорения расчетов можно использовать упрощенную
схем) замещения энергосистемы для определения вектора
управляющего воздействия для каждой строки матрицы планирования
и по полученным направлениям вектора решить задачу прибли
жения к границе области устойчивости для более полной схемы
В [91] приведены результаты исследований по применению
метода имитационного модетирования для выбора оптимальных
алгоритмов противоаварийного управления с учетом
вероятностных характеристик доаварииных и аварийных режимов энерго
системы, а также стохастических погрешностей измерения копт
277
ролируемых параметров режима, определения управляющих
воздействий и их реализации Разработано соответствующее про
граммное обеспечение для ЭВМ серии ЕС
Разработанное ВЭИ устройство ПА с АДВ на базе микро
ЭВМ предназначено для применения па низших уровнях иерар
хии противоаварийного управления Это устройство определяет
дозировку управляющих воздействий в аварийном режиме в
соответствии с возникшим возмущением Управляющее воздействие
определяется с использованием полиномиальных зависимостей,
которые подготавливаются заранее и могут корректироваться
АДВ верхнего уровня управления Весовые коэффициенты поли
номиальной зависимости устанавливаются автоматически при
появлении сигнала управления от пусковых органов рассмат
риваемого уровня и от АДВ высшего уровня, этим обеспечи
вается возможность применения одного дозирующего устройства
при различных возмущениях
Предусмотрена временная и логическая обработка сигналов
от пусковых органов временная определяет интервал, в течение
которого аварии считаются зависимыми, логическая организует
систему приоритетов между пусковыми органами
Для реализации векторного управления в АДВ осуществля
ется «размножение» пусковых органов основной вызывает ера
батывание нескольких дополнительных, каждый из которых в
соответствии с заданным приоритетом устанавливает соответст
вующий полином и обусловливает выработку команды Uk на fe-м
выходе АДВ
Система ПА с АДВ на базе микроЭВМ выполненная с
использованием аналоговых и цифровых интегральных микро
схем, обеспечивает определение управляющего воздействия за
время, не превышающее 20 мс от момента срабатывания пуско
вого органа
В систему ПА входит устройство, распределяющее управ
лиющие воздействия между несколькими электростанциями с
учетом приоритетности электростанций, принимающих участие
в реализации аварийной разгрузки и дискретности разгрузки
Устройство распределения имеет замкнутую структуру (по
суммарной разгрузке) В доаварийном режиме задается список шкал
разгрузки — упорядоченных наборов ступеней разгрузки, соот
ветствующих аварийным ситуациям. При возникновении аварии
выбор требуемой шкалы определяется либо номером пускового
органа либо величиной суммарной ра31рузки Число выходных
сигналов определяется количеством управляемых электростан
ции Сумма выходных сигналов, имеющая форму ступенчато
нарастающей функции, непрерывно сравнивается со значением
требуемой разгрузки
Таким образом, устройсчво ПА сетевого или станционного
уровня, разработанное ВЭИ, способно определять и передавать
278
на исполнительный орган управляющие воздействия, обеспечи
вающие сохранение динамической и статической устойчивости
при авариях на контролируемом участке энергосистемы, кор
ректировать свою настройку по команде устройств высшего
уровня иерархии противоаварийного управление; распределять
между исполнительными органами командьклуктроиств высшего
уровня :;:i/iiit
Предложенные ВЭИ принципы использованы при создании
ПА ОЭС Средней Волги и Сургутского региона, а также в систе
ме ПА электропередачи постоянного тока 1500 кВ Экибастуз —
Центр
5.6. Центры противоаварийной автоматики на базе технических
средств ОИУК ОДУ
Как уже упоминалось выше, в конце 80-х годов будут
созданы АДВ ОЭС в трех ОДУ Урала, Средней Волги и Северо
Запада Все эти АДВ будут выполнены на основе двухмашин
ных комплексов С мини ЭВМ типов ЕС-1011 (в ОДУ Урала и
Северо Запада) и СМ 1420 (в ОДУ Средней Волги) Алгоритмы
этих АДВ в значительной мере используют предшествующие
разработки НИИПТ и учитывают возможности, связанные с
использованием технических средств АСДУ Дозировка
управляющих воздействий осуществляется только по условиям апе
риодической статической устойчивости послеаварийного режима,
обеспечение динамической устойчивости возлагается на
децентрализованные устройства ПА, использующей местную информа
цию Алгоритм предусматривает два цикла схемный цикл
запускается при любых изменениях схемы — плановых и после
аварийных, режимный цикл реализуется непрерывно с перио
личностью 1—2 мип, при этом рассматриваются возможные
аварийные нарушения и определяется необходимая при
исходном, доаварийном режиме дозировка управляющих воздействий
Работа схемного цикла начинается с имитации происшедшего
изменения схемы в имеющемся в мини ЭВМ АДВ полном опи
сании предшествующей изменению схемы В результате тополо
гическою анализа выявляются отличия сжатого описания (рас
четной модели) текущей схемы от базовой, используемые для
идентификации текущей схемы и формирования измененной рас
четной модели Далее в используемые для оценки устойчивости
звездообразные эквиваленты предварительно рассчитанные на
универсальной ЭВМ для базовой схемы, вносятся коррективы,
вызванные изменением схемы В соответствии со списком аварий
ных событий производится последовательная имитация каждою
события в полном описании схемы при этом наряду с простыми
событиями (например, отключением элемента сети) рассматри
279
ваются и сложные, сопровождающиеся развитием события (на
пример, КЗ с отказом выключателя и действием УРОВ) Подобно
указанному выше выявляются различия в сжатом описании
послсаварииной схемы и формируются послеаварийные звездо
образные эквиваленты Далее производится расчет коэффициен
тов потокораспределения с использованием сжатого описания
схемы контролируемого района
Режимный цикл начинается с определения для всех прове
ряемых по устойчивости звездообразующих характеристик
текущего режима активных мощностей эквивалентных генераторов
и их ЭДС Предполагается использование для этой цели данных
о текущих значениях активных и реактивных мощностей гене
раторов и линий, нагрузок и напряжений узлов, получаемых
в результате работы в реальном времени программы оценивания
состояния В соответствии со списком расчетных аварий осуще
ствляется последовательная имитация аварий и определение па
раметров послеаварийных режимов по меюдике указанной
ранее Далее для звездообразных моделей поочередно произво
дитчя расчет режима с оценкой устойчивости по сходимости
итерационного процесса При выявлении неустойчивости осуще
ствляется выбор места и ступени управления (в соответствии
с установленным правилом перебора ступеней воздействий) и
вновь проверяется устойчивость при этом реализация каждой
ступени отражается изменением активных мощностей и проводи
мостей в соответствующем узле сжатого описания Процесс
повторяется пока не будут выбраны управляющие воздействия,
обеспечивающие устойчивость всей совокупности звездообразных
эквивалентов Все рассматриваемые системы ПА используют
выносные АЗД, устанавливаемые на энерюобъектах (электро
станциях и подстанциях) В ОЭС Хурала и Северо Запада
предусматривается использование на энергообъектах
«пассивных» АЗД, запоминающих управляющие команды, поступающие
от АДВ, и реализующих их при поступлении сигналов от соответ
ствующих пусковых органов автоматики Более сложные АЗД,
выполненные на базе комптекса ПАА, разработанного ВЭИ и
выпускаемого серийно на заводе «Элсктропульт», будут исполь
зованы в прогивоаварийной автоматике ОЭС Средней Волги
Эти «активные» 43Д могут не только реализовывать при аварий
ных нарушениях режима управляющие команды,
сформированные на верхнем уровне в АДб ОДУ Средней Волги и переданные
на нижний уровень в режимном цикле, но и самостоятельно
вырабатывать на основании местной информации дополни
тельные (корректирующие) управляющие воздействия (напри
мер, для обеспечения динамической устойчивости) либо форми
ровать по упрощенному алгоритму полные управляющие
команды, резервируя действие АДВ верхнего уровня управления и его
каналы связи с соответствующими АЗД Таким образом, центра
280
лизоваппая система ПА ОЭС Средней Волги запроектирована
двухуровневой
К важным достоинствам размещения центра системы ПА в
ОДУ и взаимосвязанного решения задач АСДУ с задачами
противоаварийного управления относятся ускорение создания
системы ПА при значительном снижении требуемых за1рат, по
вышение эффективности и точности ее действия, предоставление
диспетчеру ОДУ возможности общения с системой (контроль
состояния, ввод дополнительной оперативной информации
и т д.), возможность моделирования и учета ее действий при
планировании и ведении режимов ОЭС, обеспечение более вы
сокого уровня надежности работы системы за счет обслуживания
ее персоналом ОДУ, создание условий для организации взаимо
действия систем ПА и АРЧМ на уровне ОЭС, ускорение ре
щения задачи координации нрогивоаварийного управления в
ЕЭС СССР за счет использования технических средств
иерархической (истемы АСДУ
5.7. Координирующие системы противоавариннон
автоматики
В iji 2 рассмотрены примеры осуществления с помощью
ОИУК АСДУ контроля за правильностью настройки
централизованного комплекса ПА, что является непростой задачей,
поскольку требует учета и анализа как схемы сети, так и значений
большого числа контролируемых параметров режима (перетоков
мощности по ВЛ, нагрузки генераторов, подлежащих
отключению при действии автоматики, уровней напряжений в узлах)
Оперативные информационно управляющие комплексы АСДУ
являются крупными центрами концентрации оперативно-техноло-
i ической (телемеханической) информации о схеме и режиме
контролируемой основной сети ОЭС и ЕЭС СССР С помощью
этой информации диспетчер может оценить правильность на
стройки устройств противоаварийного управления (РЗ и ПА),
соответствие их уставок текущим параметрам режима и схеме
защищаемой (контролируемой) сети
Следующим шагом в использовании ОИУК АСДУ для про
тивоаварийного автоматического управления явилось освоение в
составе ОИУК АСДУ ЦДУ ЕЭС СССР и ОДУ Средней Волги
специальных координирующих систем ПА КСПА, осуществляю
щнх автоматическую корректировку настройки расположенных
на энергообъектах центров АДВ ПА Так например, в
алгоритме КСПА ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР сопоставляются значения
перетоков активной мощности по ВЛ 400—750 кВ в
энергосистемы европейских стран членов СЭВ и в восточном направле
нии из ОЭС Центра в ОЭС Средней Волги, Урала, Казахстана
и Сибири и определяется число генераторов, подлежащих отклю
281
чению при срабатывании комплекса ПА ОЭС Юга, для предот
вращения нарушения устойчивости внутренних межсистемных
линий ЕЭС СССР при пабросе на них мощности после разрыва
межгосударственных электропередач Таким образом, КСПА
балансирует действие комплекса ПА, предотвращая излишние
отключения крупных энергоблоков ТЭС, на которые предусмот
рено воздействие исполнительных органов ПА
С учетом ответственности ПА ОЭС Юга и невысокой надеж
ности протяженных каналов передающих информацию, в КСПА
приняты специальные меры для предотвращения нарушения
устойчивости в случае искажения управляющих команд, пере
даваемых от ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР на подстанцию 750 кВ.
ОИУК контролирует соответствие действительного положения
выходных реле ПА на подстанции 750 кВ, информация о
котором передается по обратному каналу связи на диспетчерский
пункт ЦДУ ЕЭС СССР, с расчетным, определенным по алгорит
му КСПА, и формирует сообщение диспетчеру в случае нару
шения этого соответствия,
при нарушении канала передачи управляющих команд от
ОИУК ЦДУ ЕЭС СССР схема выходных цепей автоматики на
подстанции 750 кВ автоматически перестраивается на от ключе
ние в случае срабатывания максимально предусмотренного числа
генераторов При этом заведомо будет обеспечена устойчивость
межсистемных связей в восточной части ЕЭС СССР, число же
генераторов отключенных в случае срабатывания автоматики,
может оказаться большим, чем это было необходимо в конкрет
ном текущем режиме
В составе ОИУК ОДУ Средней Волги функционирует алго
ритм, с помощью которого при изменении схемы сети 500 кВ и
распределения нагрузки между работающими ГЭС и ГРЭС кор
ректируется настройка центра АДВ, расположенного на крупной
1РЭС Для корректировки настройки ПА используется инфор
мационная база ОИУК, дополненная показаниями ТС о состоя
нии ПА, поступающими с объектов 500 кВ Передача команд
оперативного управления от ОИУК на ГРЭС" ос>ществляется с
помощью устройства телемеханики типа УТК-1, приемник
которого имеет специальный блок сопряжения с релейной схемой
АДВ
С помощью рассматриваемой КСПА перераспределяются
воздействия (ОГ) между ГРЭС и ГЭС расположенной в том же
районе При этом в первую очередь предусматривается ОГ на
ГЭС, для чего осуществляется непрерывный контроль за ее
нагрузкой
В ОИУК постоянно контролируется правильность действия
КСПА и настройки АДВ па ГРЭС па основании информации
поступающей с ГРЭС, и параметров текущего режима (см
п 2)
282
К концу XII пятилетки предполагается осуществить первый
этап координации системы ПА азиатской части ЕЭС СССР,
обеспечив взаимодействие программируемых устройств АДВ
(Братской ГЭС, Итатской подстанции 1 150 кВ и др ) и ОИУК
АСДУ ОДУ (Сибири, Казахстана, Урала) и ЦДУ ЕЭС СССР
5.8. Исследования МЭИ
В МЭИ при участии ЦДУ ЕЭС СССР проведены исследова
ния, направленные на создание систем ПА двухуровневой
структуры с использованием управляющей ЭВМ на верхнем уровне
иерархии противоаварийного управления и локальных устройств,
установленных на электростанциях и подстанциях и
составляющих в своей совокупности нижний уровень иерархии [93]
Управляющая ЭВМ получаст в основном по телеканалам ТС
и ТИ информацию о схеме и режиме района управления
(энергосистемы, энергообъединения) и выдает на нижний уровень
иерархии управляющие сигналы, корректирующие настройку
локальных устройств, осуществляя дозировку управляющих
воздействий Дозировка определяется для заданного множества
расчетных возмущений в соответствии с текущим состоянием
схемы и режима контролируемого района, и, таким образом,
система обладает свойством адаптивности Нестабильность
характеристик энергосистемы и дискретный характер управляющих
воздействий делают целесообразным дискретизацию процесса
управления по входным параметрам, определяющим состояние
энергосистемы как объекта управления При существенном нзме
нении схемы и режима производится запуск комплекса программ
ЭВМ с помощью которых проводятся расчеты, необходимые
для определения новой настройки локальных устройств ПА
Периодичность таких расчетов зависит от скорости изменения по
токов мощности в энергосистеме и по оценке авторов для энер
госистем различной мощности находится в пределах oi 4—5 до
15—20 мин Система такого типа может обладать большими
алгоритмическими возможностями — способностью использовать
значительные объемы информации и функциональной гибкостью
ее переработки, она в известной мере обладает свойством универ
сальности — применимости к объектам управления различной
структуры и степени сложности, но по мере увеличения масшта
ба района управления, сложности схемы и разнообразия режи
мов возрастают и требования к производительности управляю
щей ЭВМ Характерным для этой системы является резкое со
крашение объема предварительных расчетов
Информация, используемая в управляющей ЭВМ, состоит
из трех основных групп данных
базовой информации, содержащей данные о расчетной схеме
района противоаварийного управления с эквивалентными при-
283
вязками этою района к смежным районам и параметры матема
тическон модели, эта информация задается на длительный срок
для полного (максимального) состава оборудования электро
станций и сетей и подлежит обновлению только при существен
них изменениях схемы, вводе новых объектов и т д ,
текущей информации, вводимой автоматически и включающей
в себя телесигнализацию включенного или отключенного
положения основных сетевых элементов, телеизмерения перетоков мощ
ности и напряжений, а также непосредственные измерения пара
метров режима при установке ЭВМ на крупном энергообъекте,
оперативной информации, в состав которой могут входить
необходимые дополнительные данные — сведения о составе вклю
ценного основного станционного оборудования, об отключениях
по оперативным заявкам сетевых элементов и устройств авто
матики, о плановых суточных графиках нагрузки энергосистемы
и их фактической реализации и т д
Математическое обеспечение управляющей ЭВМ включает
комплекс программ, решающих следующие задачи определения
текущей схемы электрической сети, определения параметров
установившегося режима, формирования списка расчетных воз
мущении для текущего состояния района управления, расчетов
электромеханических переходных процессов, вызванных расчет
ными возмущениями при заданных программах противоаварий
ного \правлепия, реализуемых локальными устройствами, опти
мизации управляющих воздействий, обработки результатов рас
четов и формирования настройки локальных устройств
Уточнение принципов действия системы ПА двухуровневой
структуры и разработка математического обеспечения такой
системы проводятся с апробированием результатов разработок
на цифрофизическом, моделирующем комплексе проблемной ла
боратории электрических систем МЭИ состоящем нз динамиче
ской модели энергосистемы и управляющей ЭВМ М 6000
Определение структуры (текущей схемы) сети по данным
телесигнализации в основном заключается в выполнении логи
ческих операций и не связано с существенными затратами
машинного времени.
Большой объем вычислений требуется для определения пара
метров установившегося режима В условиях недостаточной и-t-
быточности телеизмерений и необходимости использования апри
орных данных задача сводится к минимизации функционала вида
[6(X)-e*]TR '[0(X)-e*|+(x-x°)Tp '(х-х°), (5 35)
где 0(Х), 8* — вектор истинных значений контролируемых ве
пичин являющихся функцией параметров режима, и вектор их
измеренных значений, X и Х° — векторы оцениваемых парамет
ров н их априорных значений, R — ковариационная матрица
284
ошибок измерений, р — диагональная матрица весовых
коэффициентов, отражающая достоверность априорных данных
В [93] на основе произведенного сопоставления рекомендо
вано применение для минимизации функционала (5 35) метода
второго порядка с итерационной процедурой Ньютона Учет
малой зависимости активных мощностей от модулей напряжений
в узлах и реактивных мощностей от фазовых углов и слабой
заполненности матрицы производных, а также применение ме
тода Гаусса для решения системы линейных уравнений обеспе
чивают получение решения при относительно небольших затратах
машинного времени (прн расчетах на ЭВМ ЕС 1022 для
тестовой схемы объемом 53 узла— 10—20 с, без учета возмож
ности дополнительного снижения времени расчета — за сче1
использования в качестве исходных приближений данных
расчета предшествующего цикла)
В соответствии с заданной математической моделью
энергосистемы определяются начальные условия для расчетов элек
тромеханических процессов при аварийных возмущениях, отоб
ранных из общего перечня с использованием предварительной
процедуры автоматического отбрасывания возмущений, не
создающих опасности нарушения устойчивости для данного
режима, что устанавливается на основе простейших критериев
Для поиска требуемой настройки локальных устройств ав
томатики необходимо проведение большого количества расчетов
электромеханических процессов для различных аварийных
возмущений с сопоставлением вариантов настройки автоматики
В связи с этим особое значение приобретает обеспечение
минимальных затрат времени на единичный расчет переходного
процесса, что достигается выбором рационального метода чне
ленного интегрирования с автоматической настройкой шага,
применением безытеративных матричных методов расчета
режима на шаге интегрирования, а также упрощением расчетной
схемы с объединением генераторов по критерию синфазности
движения их роторов, выполняемым на основе предваритель
ного анализа переходных процессов при рассматриваемых
возмущениях. Важнейшую роль в комплексе алгоритмов играет
алгоритм оптимизации дозировки управляющих воздействий
Каждому расчетному аварийному возмущению ставятся в
соответствие определенные виды воздействий и критерии оптимиза
ции Для оптимизации дозировки управляющих воздействий
используется модифицированный метод локальных вариаций;
в качестве начальных приближений используется дозировка,
определенная на предыдущем цикле
Обобщение результатов указанных расчетов дает возмож
ность построить для отдельных локальных устройств противо
аварийной автоматики зависимости дозировки управляющих
воздействии от интенсивности возмущений и преобразовать их
285
к вид), удобному для передачи команд на формирование на
стройки локальных устройств и задание их уставок
Действуя по определенной программе с настройкой, задан
ной управляющей ЭВМ высшего уровня иерархии локальные
устройства ПА, реагирующие только на замеряемые местные
параметры возмущения, осуществляют реализацию
управляющих воздействий Относительная автономность локальных
устройств способствует их унификации, упрощающей формиро
вание низшей ступени иерархии противоаварийного управления
Особое значение имеет то, что отказ управляющей ЭВМ
приводит не к отказу всей системы, а только к ухудшению ка
чества действия, локальные устройства способны при этом
осуществлять противоаварийное управление, но действуют
в соответствии с настройкой заданной до отказа ЭВМ, и в
это время свойства адаптивности ЭВМ могут быть потеряны
Исследования МЭИ по двухуровневой системе ПА
продолжаются как в части уточнения ее структуры и принципов взаи
модействия уровней иерархии управления, так и в части совер
шенствования алгоритмов и их программной реализации
5.9. Перспективы развития централизованной автоматики,
предотвращающей нарушение устойчивости
Усложнение схем и режимов энергообъединений, концент
рация производства и потребления электроэнергии в резко
несбалансированных по мощности избыточных и дефицитных
районах обостряют проблему надежности выдачи и приема
больших мощностей С учетом положительного опыта приме
нения цифровые ЦС ПА получат широкое распространение в
основных сетях ЕЭС СССР и изолированно работающих ОЭС
Предварительные проработки Энергосетьпроскта показывают,
что число цифровых АДВ, размещаемых на электростанциях
большой мощности, в крупных центрах потребления и в узло
вых подстанциях основной сети в перспективе достигнет 100
Увеличение центров АДВ, приближение их к энергообъектам,
на. которых предусматривается реализация управляющих
воздействий, влечет за собой уменьшение зон, контролируемых
каждым устройством АДВ, и повышение надежности ПА в
целом Одновременно для повышения эффективности ПА особое
значение приобретает координация действия соседних центров
АДВ, что должно осуществляться с помощью ОИУК или
дополнительных мини ЭВМ, устанавливаемых на ДП ОДУ или
энергосистем
Координация районных центров АДВ со стороны ОИУК
АСДУ должна обеспечивать ограничение управляющих воз
действий в каждом районе допустимыми значениями аварийного
небаланса мощности во избежание нарушения устойчивости в
286
соседнем районе противоаварийного управления, контроль за
состоянием и настройкой АДВ; изменение при необходимости
параметров настройки ПА, задание эквивалентных параметров
внешней сети (суммарных значений мощности генераторов и
нагрузки, постоянных инерции), задание реального значения
пропускной способности контролируемого сечения с учетом на
грузки других сечений уровней напряженийпв/1Контрольных гоч
ках сети и т д !,;!:
В перспективе окажется необходимым взаимодействие между
ОИУК ОДУ и ЦД^ L3C СССР для координации действия ре
гиональных комплексов АПНУ Будет создана иерархическая
сеть ПА призванная обеспечить устойчивую работу основных
сетей ЕЭС СССР и изолированно работающих ОЭС
В иерархической системе АГТНУ при отказе каналов связи,
неисправности или выводе в ремонт устройств верхнего уровня
управления функции оставшихся в работе устройств нижнего
уровня энерюобъектов должны изменяться таким образом, что
бы в случае возникновения расчетных аварийных нарушений их
ликвидация обеспечивалась хотя бы неоптимальным образом
несмотря на отсутствие верхнего уровня управления
В качестве технической базы АДВ будут использоваться
микропроцессорные комплексы ТА 102 и ПАА В перспективе
после 1990 г возможно применение для АДВ
микропроцессорного управляющего вычислительного комплекса, разрабатывае
мого организациями Минприбора для управления различными
технологическими процессами Применение микропроцессорных
комплексов позволит повысить надежность АДВ, типизировать
проектные решения Повышению надежности ПА будет также
способствовать применение на энергообъектах (подстанциях
и электростанциях) волоконно оптических кабелей, не подвер
жеппых влиянию электромагнитных помех
Для передачи информации в системах АПНУ наряду с уст
ройствами телеотключения будут применяться новые микро
процессорные устройства телемеханики типов «Гранит» и ТК
113, а также ТМ 131, выполненные на микросхемах
Унификация \стройств АДВ на базе микропроцессорной
техники позволит унифицировать программное и информационное
обеспечения этих устройств Это должны быть гибкие комплексы,
легко настраиваемые применительно к местным условиям,
изменяемые и расширяемые при необходимости
С целью повышения эффективности АПНУ должны быть
приняты меры по расширению состава управляющих
воздействий: увеличению объема САОН; обеспечению импульсной
разгрузки агрегатов ботьшой мощности ТЭС и АЭС в соответ
ствии с техническими требованиями, разработанными
организациями Минэнерго СССР, быстрой загрузки агрегатов (АЗГ)
ТЭС, в том числе за счет временного отключения регенеративных
287
подогревателей воздействию на новые управляемые элементы
энергосистем — вставки и линии электропередачи постоянного
тока, фазоповоротные устройства трансформаторов и авто
1рансформаторов, статические компенсаторы. В перспективе
к САОН в первую очередь должны подктючаться потребители
регуляторы (установки электронагрева воды, агрегаты Г^ЭС
работающие в насосном режиме, и др.)
5.10. Зарубежные централизованные системы противоаварийной
автоматики
В последние годы в ряде 1арубежных энергосистем (Японии
США Канады) значительно расширились работы по созданию
централизованных систем ПА на базе мини и микроЭВМ
Устройства АПНУ, выполненные с помощью установленных
на энергообъектах микроЭВМ успешно эксплуатируются в ряде
энергосистем Японии В энергосистеме Тюбу функционирует
трехуровневая иерархическая система АПНУ в состав которой
входят 13 ЭВМ, включая ЭВМ, установленную на ЦДП энер
юсистемы Отмечается высокая эффективность ПЛ, внедрение
которой позволило повысить пропускную способность ВЛ основ
ной сети 275 и 500 кВ на 200—400 МВт |94]
ЭВМ ОИУК энергосистем используются в составе ПА
энергосистем и других стран В энергосистеме Consolidated Edison,
обеспечивающей электроснабжение i Нью Йорка (США) ми
ни-ЭВМ ОИУК формируют команды на отключение нагрузки
с целью устранения опасной перегрузки межсистемных ВЛ 330 кВ
по которым поступает электроэнергия от соседних энергосистем
Объем нагрузки, подлежащей отключению, определяется ЭВМ
с учетом термической стойкости контролируемых ВЛ и допус
тимой длительности перегрузки с учеюм температуры воздуха
С помощью ОИУК энергосистем Ontario Quebec и Ontario
Hydro (Канада) реализованы функции АПНУ на дальних
электропередачах от ГЭС и <\ЭС большой мощности На электро
передачах 735 кВ энергосистемы Ontario Quebec после тяжелой
системной аварии 1982 г (см п 7) введена в эксплуатацию
АПНУ, алгоритм АДВ которой реализован в ЭВМ ДЦ по
методу II ДО
Наиболее совершенная система АПНУ выполнена на базе
ОИУК энергосистемы Ontario Hydro, алтритм АДВ которой
сочетает методы II ДО и 1-ДО Применение этой автоматики
было вызвано быстрым развитием АЭС Bruce до 6400 МВт
(8 агрегатов по 800 МВт) и задержкой ввода в эксплуатацию
двухцепной ВЛ 500 кВ Для увеличения передачи мощности по
имеющимся двум ВЛ 500 кВ и пяти 220 кВ ПА отключает при
аварийном выходе из строя одной-дв\х ВЛ один —три агрегата
АЭС Одновременно в приемной части энергосистемы отклю
288
чается нагрузка общей мощностью до 1500 МВт Выдача мощ
ности от АЭС при этом была увеличена то 3000 МВт (без автома
тики— 1570 МВт), что обеспечило экономический эффект
113 млн дол в 1982 г и 160 млн дол в 1983 г [95]
На основании предварительных расчетов пределов
динамической устойчивости для нормальной и ремонтных схем при од
ном отключенном элементе сети, выполняемых в энергосистеме
с помощью ЭВМ, испопьзуемой для планирования режимов,
формируются таблицы решения для ОИУК, по которым в
реальном времени определяются управляющие воздействия
(метод II ДО) Команды на подготовку цепей отключения
соответствующих генераторов передаются по дублироваиным
каналам связи на АЭС Информация о положении цепей от
ключения передается с АЭС в ОИУК, который постоянно
контролирует правильность настройки автоматики и формирует
сообщения диспетчеру об отклонении настройки от заданного
алгоритма
Поскольку для ремонтных режимов с отключением двух и
более элементов контролируемой сети предварительные расчеты
отсутствуют, в ОИУК предусмотрена специальная упрощенная
программа для расчета пределов устойчивости в реальном
времени (метод I ДО), которая, как показал анализ, дает умепь
шенные на 5—10% пределы устойчивости по сравнению с точ
ными методами
Как уже отмечалось выше, ОИУК для балансировки управ
ляющих воздействий определяет ступенями по 50 МВт размер
нагрузки, подлежащей отключению в случае срабатывания
автоматики При выборе подстанций, на которых должно
производиться отключение нагрузки, учитываются
предшествующие режимы — нагрузка, отключавшаяся недавно, будет
отключаться в последнюю очередь Цепи отключения нагрузки
формируются на АЭС по командам, поступающим от ОИУК
При аварийном отключении ВЛ команды на отключение на
грузки передаются с АЭС на соответствующие подстанции
В послеаварийном режиме рассматриваемая ПА обеспечи
вает восстановление в пределах 10 мин баланса генерируемой
и потребляемой мощности при нормальном значении частоты
в энергосистеме и полное восстановление в пределах 30 мин
всей отключенной действием ПА нагрузки при этом имеется
в виду возможность быстрого восстановления в работе агрега
тов АЭС, переведенных на питание собственных нужд, и вое
становление в работе ВЛ, связывающих АЭС с энергосистемой
(предполагается, что одна из ВЛ 500 кВ можег остаться от
ключенной из за наличия на ней устойчивого повреждения)
Мобилизация оперативных резервов мощности по плану,
сформированному ОИУК и при необходимости корректируемому
диспетчером, должна обеспечить через 2 мин частичное восста
289
10-2431 .
новление нормального значения частоты в энергосистеме.
К этому момент) времени (/ = 2 мин) в ОИУК по межмашинной
связи (ЭВМ агрегатов АЭС Bruce — ЭВМ ОИУК
энергосистемы) будет передана информация о состоянии отключавшихся
под действием ПА агрегатов намечаемом времени их синхрони
зацин, скорости набора нагрузки после включения генераторов
в сеть, невозможности восстановления в работе агрегатов
вследствие «отравления» реактора С учетом полученной ин
формации о состоянии и возможной перспективе использования
генерирующей мощности АЭС Bruce, а также схемы основной
сети ОИУК представляет диспетчеру два плана загрузки агре
гатов АЭС Bruce и дальнейшей мобилизации оперативных
резервов мощности энергосистемы на последующие 3 мин Эти
планы соответствуют двум вариантам (оптимистическому и
пессимистическому) восстановления в работе ВЛ, соединяющих
АЭС Bruce с энергосистемой- к моменту времени ( = 5 мин
диспетчер энергосистемы должен попытаться включить остав
шиеся отключенными после неуспешного действия АПВ линии,
а до тех пор возможность их восстановления в работе остается
неясной
К момент\ времени / = 5 мин план восс1ановления генери
рующей мощности в энергосистеме корректируется исходя из
предположения, что все оставшиеся отключенными ВЛ в бти
жайшее время не будут включены в работу В случае недо
статочности оперативных резервов активной мощности и нсвоз
можности к моменту времени / — 30 мин восстановить
питание всех отключенных потребителей при нормальном зна
чении частоты в энергосистеме принимается решение о сни
жении напряжения у потребителей и об отключении части
нагрузки, допускающей кратковременный перерыв питания В про
цессе восстановления нормального режима энергосистемы при
необходимости с помощью ОИУК производятся
корректировочные расчеты
Восстановление нагрузки, отключенной действием ПА, осу
ществляется ступенями через каждые 2 мин но плану, сформи
рованному ОИУК
Как показал опыт эксплуатации, рассматриваемая автома
тика действует успешно и питание нагрузки, отключенной при
срабатывании ПА, как правило, восстанавливается за время
менее 30 мин Энергоблоки АЭС Bruce переведенные при сраба
тывании ПА на собственные нужды, в 90% случаев быстро
восстанавливаются в нормальной работе
290
I Л 4 В А II] Г. С Т \ Я
ЛИКВИДАЦИЯ АСИНХРОННЫХ РЕЖИМОВ,
ОГРАНИЧЕНИЕ ОПАСНЫХ ОТКЛОНЕНИЙ
ЧАСТОТЫ И НАПРЯЖЕНИИ
6 1 Ликвидация асинхронных режимов. Использование
ресинхронизации
На первом этапе развития и обьединения энергосистем
ликвидация асинхронных режимов осуществлялась действиями
оперативного персонала Наблюдались случаи самопроиз
вольною восстановления синхронизма после нарушения дина
мическои устойчивости, но критерии допустимости асинхрон
ных режимов отсутствовали и эти режимы рассматривались
как опасные, подлежащие быстрейшей ликвидации Первые
устройства ПА ликвидации асинхронного режима появились
в 1943 г в ОЭС Урала, работавшей в крайне напряженных
условиях, использовались устройства со счетчиком циклов
качаний осуществлявшие разделение несинхронно работающих
частей энергообъединения
В дальнейшем начался пересмотр режимных требовании к
ликвидации аварий, вызванных нарушениями устоичивоыи
Теоретические и экспериментальные исследования проведенные
советскими авторами в конце 40 х — начале 50 х годов, позво
лили выявить особенности процессов, возникающих после на
рушения устойчивости, сформулировать критерии допустимости
несинхронных включений и кратковременного асинхронного
режима, определить усповия ресинхронизации, ранработать и
обосновать мероприятия по упрощению и ускорению ликвида
ции нарушений схемы и режима энергосистем за счет использо
вания кратковременных асинхронных режимов, не представляю
щих опасности для оборудования и не создающих угрозу раз
вития аварийных процессов [33, 9Ь 100].
В состав широко внедренных в отечественных энергосисте
мах мероприятии, связанных с использованием кратковременных
асинхронных режимов, вошли сохранение в работе турбоге
нераторов, потерявших возбуждение (при возможности быстрого
восстановления возбуждения без отключения турбогенератора),
включение генераторов способом самосинхронизации, примене
ние несинхронного АПВ (НАПВ) и несинхронного замыкания
вручную, использование ресинхронизации после
кратковременного асинхронного режима (обеспечение «результирующей»
устойчивости)
Несинхронное АПВ (НАПВ). Условия ресинхронизации.
Область применения несинхронного АПВ (НАПВ) широкое
применение которого на линиях 100 220 кВ началось в 1954—
1955 гг определяется его допустимостью для основною обору
291
новление нормальною значения часюты в энергосистеме
К этому моменту времени (t — 2 мин) в ОИУК по межмашинной
связи (ЭВМ агрегатов <\ЭС Bruce — ЭВМ ОИУК
энергосистемы) будет передана информация о состоянии отключавшихся
под действием ПА агрегатов: намечаемом времени их синхрони
зации; скорости набора на1рузки после включения 1енерагоров
в сеть невозможности восстановпения в работе агрегатов
вследствие «отравления» реактора С >четом полученной ин
формации о состоянии и возможной перспективе использования
генерирующей мощности АЭС Bruie а также схемы основной
сети ОИУК представляет диспетчеру два пиана загрузки агре
гатов АЭС Bruce н дальнейшей мобилизации оперативных
резервов мощности энергосистемы на последующие 3 мин Эти
планы соответствуют двум вариантам (оптимистическому и
пессимистическому) восстановления в работе ВЛ, соединяющих
АЭС Biucc с энергосистемон к моменту времени / = 5 мин
диспетчер энергосистемы должен попытаться включить остав
шиеся отключенными после неуспешного действия АПВ линии,
а до тех пор возможность их восстановления в работе остается
неясной
К моменту времени / = 5 мин план восстановления генери
рующеи мощности в энергосистеме корректируется исходя из
предположения что все оставшиеся отключенными ВЛ в бли
жайшее время не будут включены в работу В случае недо
статочности оперативных резервов активной мощности и нсвоз
можности к моменту времени / = 30 мин восстановить
питание всех отключенных потребителей при нормальном зна
ченни частоты в энергосистеме принимается решение о сни
жении напряжения у потребителей и об отключении части
нагрузки допускающей кратковременный перерыв питания В про
цессе восстановления нормального режима энергосистемы при
необходимости с помощью ОИУК производятся корректировоч
ные расчеты.
Восстановление нагрузки отключенной действием ПА осу
ществляется ступенями через каждые 2 мин по плану, сформи
рованному ОИУК
Как показал опыт эксплуатации рассматриваемая автома
тика действует успешно и питание нагрузки, отключенной при
срабатывании ПА, как правило, восстанавливается за время
менее 30 мин Энергоблоки АЭС Bruce, переведенные при сраба
тывании ПА на собственные нужды, в 90% слхчасв быстро
восстанавливаются в нормальной работе
290
I Л А В \ Ш Е С Т А Я
ЛИКВИДАЦИЯ АСИНХРОННЫХ РЕЖИМОВ,
ОГРАНИЧЕНИЕ ОПАСНЫХ ОТКЛОНЕНИЙ
ЧАСТОТЫ И НАПРЯЖЕНИЙ
6 I. Ликвидация асинхронных режимов Использование
ресинхронизации
На первом этапе развития и объединения энергосистем
тиквидация асинхронных режимов осуществлялась действиями
оперативною персонала Наблюдались случаи самопроиз
вольного восстановления синхронизма после нарушения дина
мической устойчивости, но критерии допустимости асинхрон
пых режимов отсутствовали и эти режимы рассматривались
как опасные, подлежащие быстрейшей ликвидации Первые
устройства ПА ликвидации асинхронного режима появились
в 1943 г в ОЭС Урала работавшей в крайне напряженных
условиях, использовались устройства со счетчиком циклов ка
чанин, осуществлявшие разделение несинхронно работающих
частей энергообъединепия
В дальнейшем начался пересмотр режимных требовании к
ликвидации аварии вызванных нарушениями устойчивости
Теоретические и экспериментальные исстедованин проведенные
советскими авторами в конце 40-х — начале 50 х годов, позво
лили выявить особенности процессов возникающих после на
рушения устойчивости, сформулировать критерии допустимости
несинхронных включений и кратковременного асинхронного
режима, определить усювия ресинхронизации разработать и
обоснован мероприятия по упрощению и ускорению ликвида
нии нарушений схемы и режима энергосистем за счет использо
вания кратковременных асинхронных режимов, не представляю
щих опасности для оборудования и не создающих угрозу
развития аварийных процессов [33, 96 — 100]
В состав широко внедренных в отечественных энергосисте
мах мероприятий, связанных с использованием кратковременных
асинхронных режимов, вошли сохранение в работе
турбогенераторов потерявших возбуждение (при возможности быстрого
восстановления возбуждения без отключения турбогенератора)
включение 1Снераторов способом самосинхронизации примене
ние несинхронною АПВ (НАПВ) и несинхронного замыкания
вручную, использонание ресинхронизации после кратковре
менного асинхронного режима (обеспечение «результирующей»
устойчивости)
Несинхронное АПВ (НАПВ). Условия ресинхронизации
Область применения несинхронного АПВ (НАПВ), широкое
применение которою на линиях 100—220 кВ началось в 1954—
1955 гг определяется его допустимостью дня основного обору
291
дования энергосистемы (генераторов, СК, трансформаторов)
и возможностью быстрого восстановления синхронизма после
успешного действия НАПВ Допустимость применения НАПВ
для оборудования энергосистем определяется по значениям
кратности токов (по отношению к номинальным значениям
тока), возникающих при несинхронном включении в наиболее
неблагоприятный момент времени, когда ЭДС эквивалентных
генераторов, замещающих части энергосистемы, сдвинуты на
180° Если расчет показывает, что кратности токов несинхрон
ного включения находятся в допустимых пределах, то
проводится экспериментальная проверка допустимости НАПВ, для
чего выполняются опыты включения с углом 120—150° и пере
счет экспериментально полученных данных на условия вклю
чения с углом 180° Если экспериментальная проверка
подтверждает допустимость НАПВ, то проводится расчетная оценка уста
повившегося значения среднего скольжения scp, отн ед, по
методике, изложенной в [99 100], и проверяется соблюдение
условия ресинхронизации
Stpi <.Чр. кр, (6 1)
1Де Vp. кр — критическое значение установившегося среднего
скольжения (разности частот соединяемых несинхронных час
тей энергосистемы), при котором ресинхронизация происходит
под влиянием синхронного момента, вызывающего колебания
мгновенного скольжения около среднего значения
Критическое значение установившегося среднего скольжения,
отн ед , приближенно определяется по формуле
(62)
TM + TJ
— эквивалентная постоянная механической инерции двухма
шинной системы, с, Р\? — взаимная мощность несинхронно
работающих частей, отн ед , определяющая максимальные ам
плитуды колебаний мощности по линии в асинхронном режиме,
тл. т« — постоянные механической инерции, с, агрегатов,
замещающих несинхронно работающие части энергосистемы (энер
гообъединения)
Если часть энергосистемы (энергообъедипепия) мощностью
Р\ с постоянной механической инерции тл соединена со значи
тельно более мощной частью, которая может быть замещена
шинами неизменного напряжения и частоты (т;2=оо), то при
взаимной мощности Рм, выраженной в долях Р\,
Ф
0 0565 Д/—. (6 3)
Для количественной опенки s,,, ,,,, при сильных и слабых
связях примем соответственно Piz=l и Я|/ = 0 05 Для этих
случаев
i<P кр = 0 0565 Vir= 0 018(0 9 Гц)
ay, ., = 0 0565 V TF = ° 004 <0 2 Ги
Методика оценки а»р дня частного случая становившегося
режима дефицитной части (района) дана ниже
При сретнем нначенин скольжения равном srp к0 его чгно
венное значение становится равным нулю н происходит ресинхро
низация. Однако условие (6 1) не является необходимым ресин
хронизация может произойти прн прохождении мгновенного зна
чения скольжения через нуль в неустановившемся асинхронном
режиме Предварительные расчеты ограничиваются проверкой
\словия (6.1). Если оно не выполняется, то необходим
дополнительный анализ процессов ресинхронизации с \четом влияния
АРЧВ турбин в несинхронно работающих частях и ряда других
факторов Проведение такого анализа связано с большими тру i.
ностями, и, как правило для проверки условий ресинхрониза
ции необходимы натурные испытания Натурные испытания поз
воляют определить значения перетоков мощности по линии, при
которых обеспечивается ресинхронизация, выявить местоноло
жение электрического центра качаний н оценить условия работы
энергосистемы при асинхронном ходе и в процессе
ресинхронизации Расчеты с использованием данных испытании позво
ляют решить вопрос о применении НАПВ для условий эксплуата
ции, отличающихся от имевших место при проведении испытаний
Опыт применения НАПВ на линиях 110—220 кВ (в том
числе на слабых межеистемных связях этих напряжений) по
казал, что при надлежащей подготовке к внедрению НАПВ
ресинхронизация частей энергосистемы (энергообъедннення) в
подавляющем большинстве случаев проходит успешно без приме
нения автоматики, облегчающей ресинхронизацию Так как
возможность затяжки асинхронного режима не может быть исклю
чена, линии, на которых внедряется НАПВ должны быть оспа
щены устройствами автоматики ликвидации асинхронного ре
жима (АЛАР), действующими на деление несинхронных частей
при длительности асинхронного режима, превышающей уста
новленное предельно допустимое значение (обычно 15—30 с)
На рис 6 1 в качестве примера показана осциллограмма
НЛПВ линии 220 кВ соединяющей две части энергосистемы
После включения возник кратковременный асинхронный ре
жим, завершившийся ресинхронизацией [44]
Несинхронное замыкание При подготовке к эксплуатации
первой дальней электропередачи 400 кВ К\ йбышев — Москва
293
Асинхронный \
режим Ресинхронизация
Рис. 6.1. Осциллограмма НАПВ тинии 220 кВ с асинхронным режимом и ре
синхронизацией
намечалось использование несинхронного замыкания как одного
из способов быстрейшей ликвидации аварий с разрывом элек
тропередачи В серии пусковых испытании при вводе в работу
Южной цепи 400 кВ бьпи проведены успешные опыты несин
хронного замыкания цепи 400 кВ на Волжской ГЭС имени
В И Ленина и на промежуточном переключательном пункте
При несинхронном включении на цепь 400 кВ двух генерато
ров ГЭС, работавших с частотой на 1 Гц ниже частоты прием
пой энергосистемы возник асинхронный ход, завершившийся
ресинхронизацией в одном из опытов на 22-й, в другом — на
29 й секунде При несинхронном включении с частотой генера
торов на 1 Гц выше частоты приемной энергосистемы произошло
немедленное восстановление синхронизма Несинхронное вклю
чение производилось также при малой разности частот но при
упе включения близком к 180°; ресинхронизация в этом случае
наступила через 19 с от начала асинхронного хода На основе
полученных экспериментальных данных несинхронное замыкание
было разрешено и обычно осуществлялось при частоте генера
горов, несколько превышающей (примерно на 0 5 Гц) частоту
приемной энергосистемы [33]
В дальнейшем несинхронное замыкание при некоторых вре
менных схемах, создававшихся в период освоения электропе
редач 400 -500 кВ использовалось в качестве основною
способа быстрого восстановления < хемы лектроперетачи в
:94
аварийных условия* Экспериментальные исследования, проводив
шиеся при внедрении сильного регулирования возбуждения
генераторов Волжских ГЭС также включали опыты несинхрон
ного замыкания в статическом режиме [33]
При экспериментальных исследованиях, связанных с форми
рованием ЕЭС СССР, проводились испытания несинхронного
замыкания по слабым связям между ОЭС Проведенные в
1966 г опыты несинхронного замыкания слабой связи 330 кВ
ОЭС Северо-Запада — ОЭС Центра показали, что при частоте
ОЭС Северо Запада на 0,1—0 15 Гц выше частоты ОЭС Центра
(F3C) замыкание приводит к немедленной синхронизации При
включении с разностью частот 0 25 Гц возник перемежающийся
синхронно асинхронный режим который был прекращен отклю
чением связи После включения на параллельную работу ОЭС
Закавказья по слабой связи 220 кВ с ОЭС Северного Кавказа
были проведены опыты несинхронного включения по результа
там которых были разрешены включение вручную при разности
частот не более 0 3 Гц и использование НАПВ на связи 220 кВ
[44]
Параметры асинхронного режима в простейшей схеме. Дтя
идеализированной схемы установившеюся асинхронного режима
двух эквивалентных генераторов (рис 6 2) при неизменных и
равных по модулю ЭДС (£| =Е-> = Е = const) и при слабой связи
через реактивное сопротивление Х = Х -\~Х>, когда собственная
и асинхронная мощности отсутствуют, изменения активной мощ
ности Р тока / по связи и напряжения в промежуточной точке
связи Ui за цикл асинхронного хода описываются
выражениями [44]
P=P,,sm6 = ^i,in6 (64)
Рис Ь.2 Простейшая схема замещения
энергосистемы при асинхронном рс
жиме
Рис. 6.3. Зависимость тока /, мощности
пи линии Р и напряжения U,, в
промежуточных точках линии от угла между
ЭДС асинхронно работающих частей
энергосистемы:
/ -А' = 1);2Х: 2— \ = А\ = П.5А'
295
Ы5МВт 0 1 2 3 4- 5 <1 <2 «3 Н <5 16 17 1В 19 20 t,c
0 12 3^ 10 11 12 13 1i 15 15 17 18 19 20 21 22 23t,c
/~^sinA, (65)
t/n = yVA'? + ^' + 2A'lA'2Cos6, (6 6)
где P\2 — предельное значение взаимной мощности, б — угол
между векторами ЭДС
Соответствующие зависимости Р I Un от 6 показаны на
рис 6 3 Напряжение в электрическом центре качаний (^,=^2)
Uo = Ecos~ (6 7)
изменяется от максимального значения [/„,„.,. = £ до нуля При
этом l/0<0,5l/„,„ при углах от 120 до 240°, т е в течение одной
трети длитетьности цикла асинхронного хода
296
Чем более слабой является связь, тем больше максимальная
возможная длительность цикла асинхронных качаний тем боль
ше опасность выхода из синхронизма малых электростанций
и нарушения работы потребителей, присоединенных в промежу
точных точках вблизи центра качаний Так в соответствии с
(6.3) при Р|2 = 0,03-н0,05 и т,= 10— 15 с значение ь1р кр нахо
дится в пределах от 0,004 (0,2 Гц) до 0 0025 (0,125 Гц) что
соответствует наибольшей длительности цикла установившегося
асинхронного хода от 5 до 8 с
Перемежающийся асинхронно-синхронный режим Выполне
ние условия (6 1) обеспечивает успешное восстанов 1епие парат
лельной работы только в том случае если выравнивание частот
после прекращения асинхронных качаний не приводит к не
регрузке связи. Возврат к допустимому режиму связи обычно
происходит если асинхронный режим был вызван нарушением
динамической устойчивости или действием НАПВ когда при
восстановлении единого значения частоты восстанавливаются
исходные балансы мощности соединяемых частей энергосистемы
(энерюобъединения) Принципиальные отличия аварий с нару
шением динамической и статической устойчивости заключаются
в том, что если асинхронный режим связи возник из за превы
шения предела статической устойчивости связи то успешная
ресинхронизация невозможна без воздействия на изменение ба
лансов мощности соединяемых частей Рост скольжения после
нарушения статической устойчивости вызывает действие АРЧВ
турбин, уменьшающее возникшие небалансы мощности После
1>ющее снижение скольжения до критического значения создает
условия восстановления синхронизма, но ресинхронизация имеет
при этом временный характер При восстановлении единой часто
ты действие АРЧВ турбин, направленное на восстановление
доаварийного баланса мощности приводит к повторному нару
шению статической устойчивости и возникновению асинхронного
режима с последующим втягиванием в синхронизм и повторе
нием всего цикла асинхронно синхронного режима
На рис 6 4 показано изменение тока по связи напряжения
на промежуточной подстанции, а также рассчитанное по данным
опыта изменение угла передачи при перемежающемся синхрон
но-асинхронном режиме [44]
На рис 6 5 приведена характерная осциллограмма «срыва
ресинхронизации» из за повторного нарушения статической
устойчивости, имевшего место при испытаниях, проводившихся
при временной схеме работы Братской ГЭС на напряжении
220 кВ [44]
Длительный перемежающийся асинхронно синхронный режим
с периодом 6,5 с имел место при нарушении режима на одной
из связей ЕЭС СССР, оснащенной устройствами автоматики
АЛАР, действующей на отключение связи Эта автоматика на
297
строенная на длительность цикла асинхронною хода менее 5 с
не действовала, и опасный перемежающийся асинхронно син
хронный режим продолжался около 2 чин пока не был прекра
щен вмешательством оперативного персонала, осуществившим
деление вручную
Возможность перемежающегося асинхронно синхронного
режима должна быть учтена при выборе и настройке устройств
ЛЛАР Этот опасный режим может быть предотвращен при
мененнсм автоматики, действующей в начальной стадии асин
хронного режима
В условиях эксплуатации, если асинхронный режим возник
из-за отсутствия или неэффективности действия АННУ, обеспе
чение успешной ресинхронизации может быть достшнуто при
менением автоматики разгрузки связи при вонникновении асин
хронного режима
В эксплуатации имели место случаи самопроизвольной ресин
хронизации после нарушения статической устойчивости связей
(без каких пибо специальных мероприятий и без цействия АЧР)
однако такая ресинхронизация была следствием значительной
саморазгрузки потребителей из за снижения напряжения в близ
ких h электрическому центру качаний узлах нагрузки при асин
хронном режиме
Особенности ресинхронизации ТЭС и ГЭС. Имеются сущест
венные различия в длительности асинхронною режима и особен
ностях ресинхронизации ТЭС и ГЭС (а также частей энерго
системы с преобладанием турбо и гидрогенераторов) Турбоге
нераторы имеют быстродействующую систему автоматического
регулирования частоты вращения (АРЧВ) При сбросе номи
нальнои мощности значения максимального скольжения турбо
генераторов не превышают 5—8%, и через 2—5 с после дости
жения максимума скольжение устанавливается в соответствии со
статизмом АРЧВ При нарушении синхронизма действие АРЧВ
и влияние асинхронной мощности снижают аварийные небалансы
мощности и уменьшают длительность асинхронного режима
Опыт применения НАПВ в энергосистемах показывает, что
в большинстве случаев ресинхронизация ТЭС (частей энерго
системы с преобладанием ТЭС) при обеспечении достаточных
запасов статической устойчивости в послеаварийном режиме
происходит успешно после одного или малого числа циклов
асинхронного хода
При первых системных испытаниях ресинхронизации, прове
денных в 1951 г [97], турбогенератор 50 МВт Каширской ГРЭС
был включен через повышающий трансформатор и линию 110 кВ
длиной 115 км на мощную приемную энергосистему (рис 6 6)
Асинхронный режим был вызван нарушением динамической
устойчивости при затяжном КЗ (/к=0,55 с) вблизи шин отправ
ною конца линии Среднее sa цикл асинхронного хода значение
298
бьчи>
Рис 6 6 Схема испытании ресинхронизации
скольжения достигло 6 4% через 2 с после возникновения КЗ
затем быстро снизилось, и через 4 с от начала КЗ после девяти
циклов асинхронного хода произошла ресинхронизация Мощ
ность развиваемая паровой турбиной прошла нулевое значение
примерно через 3 5 с от начала КЗ асинхронная мощность в
процессе асинхронного хода снизилась с 6 до 3 МВт и далее
возросла до 10 МВт. В начале асинхронного хода персонал
воздействовал на разгрузку турбин но разгрузка составила
только 5 МВт и не могла оказать существенного влияния на
процесс ресинхронизации Результаты обработки осциллограмм
опыта показаны на рис 6 7
Гидрогенераторы имеют относительно медленно действующую
систему первичного регулирования при сбросе номинальной
мощности скольжение может достигнуть 30—40%. На ход асин
хронного процесса определяющее влияние оказывают инерцион
Hocib системы реагирования и связанная с этим возможность
перерегулирования с полным закрытием направляющего аппара
та и возникновением значительного тормозящего момента от вра
щения лопастей турбины в воде с частотой вращения выше
номинальной
При системных испытаниях 1951 г исследовались также асин
хронный ход и ресинхронизация гидрогенератора 55 МВт Углич
ской ГЭС в схеме, подобной указанной выше, с выделением
гидрогенератора через повышающую трансформаторную группу
на линию 220 кВ длиной 235 км Особенностью гидрогенератора
было отсутствие демпферных обмоток что обусловило малые
значения асинхронной мощности Были проведены два опыта
нарушения динамической устойчивости генератора работавшего
с мощностью 41 МВт (наибольшая возможная по напору)' асин
хронный режим вызывался КЗ длительностью 0,5о—0,57 с
В первом опыте гидрогенератор работал с АРВ пропорци
онального действия и устройством быстродействующею возбуж
дения (БВ) в начале асинхронною кода персонал разгрузил
агрегат на 5—6 МВт Во втором опыте генератор работал без
АРВ и устройства БВ, разгрузка агрегата не производилась
Заметное влияние на ход процесса в обоих опытах оказало то
что arpeiaT работал с ограничителем открытия и характеристика
первичного регулирования была смещена так что закрытию
направляющего аппарата соответствовало скольжение 9—10%,
чш привело к задержке вступления в действие АРЧВ турбины
299
\/tfP)ffi£
/
1
I
/
i
1
fl
I
7/,
t*v
J
/ / /
4
/
S,%
В
2
0
7
Рис 6.7. Результаты обработки осциллограмм опыта ресинхронизации турбо
генератора напряжение статора 6 т, ток статора /,-,, ток ротора / активная
мошность Р даны в долях их значений в исходном режиме
,'
L—4——L
^Среднее
|\
Мгнабе/-
4
M?£
0,5 1,0 1* 2.0 2,5 3,0 3 5 4,0 6,5/50 t,c
I I . I . -J 1 \ji L 1
В первом опыте через 7—8 с от начала КЗ скольжение
достигло максимального значения 28 6%, на 16 й секунде после
138 циклов асинхронного хода скольжение прошло через нуль
и произошла ресинхронизация Мощность, развиваемая гидро
турбиной прошла нутевое значение при 1 = 9 с в дальнейшем
проявилась тормозящая мошность лопастей вращающихся в
воде, тормозящая мощность достигата примерно 18 МВт
зоо
In
л, я
ш
/
/|/У»
Juuiluml
шшишг
Лш1ИН_
II 1 1
п
/\
м
/\
[\
(
\
Л
/ J v
г
i
Г-^г
^Г
II
»w\*vvf_|
1,6
0,5 1,0 1,5 7 ?р В
Рис. 6 8 Результаты обработки первого опыта ресинхронизации гидрогенератора
Р 0\.т /сТ /р Up даны в долях их значений в исходном режиме
На рис 6 8 показаны результаты обработки осциллограммы
первого опыта, кроме параметров режима гидрогенератора
осциллографироватся также угол сдвига между векторами на
301
пряжении вспомогательного генератора (расположенного на од
ном валу с главным) и системы шин 220 кВ не входившей в схему
опыта Во втором опыте максимальное скольжение составило
32,5% возврат колебаний в генераторном режиме имел место
через 17 2 i от начала К^ — после 171 цикла асинхронных
качании Ресинхронизация оказалась временной, произошло
«проскакивание» синхронизма, и генератор перешел в режим
электродвигателя, окончательная ресинхронизация наступила
после восьми циклов асинхронных качаний в режиме электро
двигателя
Сопоставление данных первого и второго опытов подтверди
ло существенное влияние автоматического регулирования и фор
сировки возбуждения, которое сказалось на увеличении элект
рическои мощности тормозящей вал гидроагрегата а также
на увеличении колебаний скольжения около среднего знамения
что благоприятно сказалось на процессе ресинхронизации
Технический совет Министерства электростанций СССР
рассмотревший результаты проведенных натурных испытаний
принял решение в котором указал на целесообразность учета
возможности ресинхронизации при определении динамической
устойчивости и определил направление дальнейших работ особо
отметив необходимость испытания ресинхронизации гидрогене
раторов с демпферными обмотками Серия таких испытаний быта
проведена после ввода в эксплуатацию мощных Волжских ГЭС
и дальних электропередач 400—500 кВ
Результирующая устойчивость дальних электропередач При
освоении дальних электропередач 400—500 кВ наряд\ с зада
чами повышения статической и динамической \стойчивости боль
шое внимание уделялось задаче обеспечения ресинхронизации
после кратковременного асинхронного режима Отказ от исполь
зования кратковременных асинхронных режимов и ориентации
на результирующую устойчивость привел бы к необходимости
немедленного разрыва элекропередачн при нарушении синхро
низма Разрывы дальней электропередачи сопровождались повы
шением напряжения на оборудовании электропередачи и при
соединенных (местных и промежуточных) энергосистем. Дейст
вне автоматики осуществляющей отключение односторонне иклю
ченных линий для устранения опасных повышений напряжения,
приводило к дополнительному нарушению схемы электропере
дачи. Даже при блл онриятном исходе аварий с разрывом
электропередачи ликвидация аварийных нарушений требовала
относительно большого времени [33]
Для обеспечения результирующей устойчивости сильно загр\
женных электропередач была внедрена специальная автоматика
облегчения ресинхронизации, осуществляющая разгрузку
электропередачи отключением части генераторов отправной ГЭС при
появлении признаков возникновения асинхронного режима
302
Допустив кратковременные асинхронные режимы, можно
было предотвратить разрыв электропередачи, восстановить син
хронизм без вмешательства персонала. При этом мощность
оставшихся в работе генераторов восстанавливалась до исходной
(при работе гидрогенераторов с ограничителями мощности) или
повышалась под воздействием АРЧВ, частично компенсируя сни
жение частоты, вызванное действием автоматики облегчения
ресинхронизации
Автоматика, облегчающая ресинхронизацию, не резервирова
лась какими либо другими средствами автоматики, и в случае
(практически не имевшем место) затяжного асинхронного режи
ма электропередачи он должен был ликвидироваться вмеша
тельством персонала, осуществлявшего деление электропередачи
в заранее установленных точках, через 2—4 мин после начала
асинхронных качаний
В большом количестве испытаний с нарушением \стойчи
вости, проводившихся на электропередачах Куйбышев — Москва
и Волгоград — Москва (16 опытов) асинхронный режим после
аварийной разгрузки электропередачи заканчивался успешной
ресинхронизацией, в большинстве опытов длительность асинхрон
ного режима была в пределах 12—19 с В основном ресинхро
низания происходила в генераторном режиме, в отдельных
случаях наблюдалось «проскакивание» синхронизма с последующей
ресинхронизацией в режиме асинхронного электродвигателя
Асинхронный режим генераторов ГЭС, выделенных на электро
передачу Куйбышев — Урал был более затяжным и в преде
лах допущенной при испытаниях длительности асинхронного
режима (20 и 40 с) возможность ресинхронизации не могла
быть проверена, затяжка асинхронного режима в этих случаях
объясняется значительным снижением частоты в ОЭС Урала
В эксплуатации при авариях с нарушением устойчивости
дальних электропередач 400— 500 кВ после действия автоматики,
облегчающей ресинхронизацию отключением части генераторов
ГЭС, происходило восстановление синхронизма в ряде случаев
длительность асинхронного режима достигала 1—2 мин и за
держка ресинхронизации была вызвана относительно медленным
подъемом частоты в приемной части энергообъединения [33]
Возможность замены действия автоматики на отключение
части генераторов воздействием на систему группового реаулиро
вания активной мощности ГЭС была проверена в 1964 г
специальными натурными испытаниями, проведенными на Волжской
ГЭС имени XXII съезда КПСС [33] Испытания подтвердили
эффективность разгрузки через систему группового
регулирования Однако такое воздействие в эксплуатации не использова
лось, так как автоматическое отключение части генераторов
ГЭС было необходимо для предотвращения нарушений устойчи
вости и было целесообразно использование того же способа
зоз
разгрузки электропередач для автоматики, облегчающей ресин
хронизацию, в редких сл>чаях возникновения асинхронного ре
жима
Асинхронный режим дальней электропередачи ие представлял
опасности для мощной приемной энергосистемы, но допустимость
его для присоединенных местной и промежуточной энергосистем
требовала тщательной проверки Такая авария приводила к
опасном> повышению частоты в малой местной энергосистеме,
сохранившей синхронизм с ГЭС и для предотвращения развития
аварии требовалось отделение местной энергосистемы или
выделение на нее части генераторов ГЭС (в зависимости от баланса
мощности энергосистемы) Что же касается малой
промежуточной энергосистемы то в зависимости от расстояния места
ее присоединения от электрического центра качаний она могла
сохранить синхронную работу с приемной энергосистемой или
с отправной ГЭС или (при близости к центру качаний) выйти
из синхронизма по отношению к концевым энергосистемам При
испытаниях с нарушением устойчивости электропередачи Вол
гоград — Москва, проведенных в 1964 г, проверялось воздейст
вие асинхронного режима электропередачи на местную Волго
градскую энергосистему и на присоединенный к шинам
промежуточной Липецкой подстанции один из энергоузлов,
включающих Тамбовскую ТЭЦ
Асинхронный режим вызвал опасное повышение частоты в
местной энергосистеме и ТЭС этой энергосистемы отделилась
со сбалансированной нагрузкой под действием автоматики с
уставкой 53,5 I ц Частота на Липецкой подстанции соответство
вала частоте приемной мощной энергосистемы (ОЭС), имевшей
большие резервы мощности В первых циклах асинхронного хода
напряжение на шинах 500 кВ Липецкой подстанции колебалось
в пределах 195—524 кВ, на шинах 220 кВ — в пределах 91
222 кВ; ресинхронизация сопровождалась относительно дли
тельными посадками напряжения с минимальным значением
176 кВ Однако даже при столь значительных возмущениях
синхронизм Тамбовской ТЭЦ не нарушался, записи
регистрирующих приборов на ТЭЦ приведены на рис 6 9
Влияние асинхронных режимов и процесса ресинхронизации
на элементы энергосистемы. По мере роста и усложнения схемы
энергообъединений и превращения участков дальних электроне
редач в межсистемные связи формирующейся ЕЭС возникли
серьезные ограничения в использовании ресинхронизации Опыт
эксплуатации показал что в сложных энергообъединениях со
слабыми связями и работающими в напряженных условиях
относительно сильными связями асинхронные режимы могут
быть причиной развития аварий с дополнительными
нарушениями устойчивости и возникновением особо опасного много
частотного асинхронного режима Основными причинами дополни
304
Рис 6.9 Записи регистрирующих приборов на Тамбовской ТЭЦ при асинхрон
ном режиме и ресинхронизации электропередачи Волгоград — Москва
тельных нарушений устойчивости являются возникновение
электромеханического резонанса при приближении изменяющейся в
процессе асинхронного хода и ресинхронизации частоты воз
мущающего воздействия к частоте собственных колебаний
синхронно работающих частей энергосистемы (энергообъединения)
и уменьшение предела передаваемой мощности по связи между
синхронно работающими частями из за значительных снижений
напряжения в зоне, близкой к электрическому центру качаний
Развитие аварий вследствие электромеханического резонан
са имело место еще в период эксплуатации первой дальней
электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва по временной
блочной схеме работы цепей 400 кВ -
Опасное влияние асинхронных режимов по одной из связей
(электропередач) на другие проявилось после соединения в
1962 г на параллельную работу энергосистем ОЭС Сибири
Явление электромеханического резонанса наблюдалось и при
испытаниях статической устойчивости электропередач 220 кВ
(в габаритах 500 кВ) от Братской ГЭС [44]
В конце 50 х и первой половине 60 х годов во ВНИИЭ и
НИИПТ совместно с ОДУ ЕЭС европейской части СССР был
проведен ряд исследований явления электромеханического
резонанса Это явление изучалось применительно к задаче
обеспечения результирующей устойчивости и ограничения опасного
влияния аварийных процессов в одной из дальних электропере
дач на режимы других электропередач (так называемое «взаим
ное» влияние дальних электропередач) Первые исследования,
проведенные во ВНИИЭ с помощью аналоговой машины,
подтвердили возможность нарушения синхронизма одноцепной
электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва при небольших
305
колебаниях угла эквивалентного напряжения приемной
энергосистемы с частотой, совпадающей с частотой собственных ко
лебаний электропередачи [101]
Для развития исследований взаимного влияния дальних
электропередач потребовалось проведение специальных натур
ных испытаний Предварительные испытания проведенные в
1962 г, показали, что аварийные процессы в электропередаче
500 кВ Волгоград — Москва (в особенности процессы при ре
синхронизации) вызывают большие возмущения режимов элект
ропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва несмотря иа то, что
связь этих электропередач на приемном конце была относительно
слабой — электропередачи были связаны через понижающие
трансформаторные группы и сеть 220—110 кВ приемной энер
госистемы [33 102]
Целью этих предварительных испытаний было не только вы
явление влияния аварийных процессов но и получение
необходимых данных для эквивалентировання эпергообъсдинения с
дальними электропередачами при дальнейших исследованиях на
электродинамической модели НИИПТ [103] Проведенные на
основе этих данных исследования на электродинамической моде
ли показали, что асинхронный ход и ресинхронизация электро
передачи 500 кВ Волгоград — Москва не вызывают нарушения
устойчивости электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва при
слабой их связи через сеть приемной энергосистемы Однако
после перевода электропередачи Куйбышев — Москва на папря
жение 500 кВ те же процессы в электропередаче Волгоград —
Москва могут вызывать нарушение синхронизма сильно загру
жепной электропередачи Куйбышев — Москва и для предотвра
щения развития аварии значения мощности, передаваемой по
дальним электропередачам 500 кВ и размеры аварийной раз
грузки, применяемой для обеспечения результирующей устойчи
вости и предотвращения дополнительных нарушений устойчи
вости, должны определяться с учетом взаимного влияния режи
мов электропередач
Основные натурные исследования резонансных явлений в сети
500 кВ были проведены в 1964 г после образования единой
сети 500 кВ ЕЭС европейской части СССР [33 44]
В серии испытании, проведенных в 1964 г на Волжской
ГЭС имени XXII съезда КПСС, были определены резонансные
характеристики электропередачи Волгоград — Москва и иссле
довапо влияние больших синхронных качаний, асинхронною
режима и ресинхронизации этой электропередачи на режимы
электропередач Куйбышев — Москва и Куйбышев - Урал
Резонансные характеристики электропередачи Волгоград —
Москва получены при работе на отправной ГЭС 17 генераторов
(соответственно 10 и 7 на соединенных автотрансформаторной
связью секциях 500 и 220 кВ) на электропередачу 500 кВ по
306
Рис 6.10. Зависимос-n размаха колебаний актив ДР\Шт,
ной мощности на отправном конце электропере /
дачи Волгоград — Москва от час-юты гармони /
геского возмущении "IU "'
3 5" 1,0 14 2 п г,ги
которой передавалась мощное гь 760 МВт, и па местн\ю (Волго
градскую) энергосистему На рис о.10 показаны амплитуды
колебании мощности на отправном конце электропередачи при
гармонических возмущениях, создаваемых генератором низких
частот с воздействием на управляющие обмотки АРВ генерато
ров секции 500 кВ (колебания мощности приведены к одному
значению амплитуды колебаний напряжения регулятора
2,5 В) Как видно из рис 6 10, полученная характеристика
имеет два резонансных пика основной — при частоте 0 5 и вто
рой — при частоте 0,95 Гц Дополнительный опыт в котором
возмущения вызывались гармоническим изменением мощности,
передававшейся по передаче постоянного тока Волгоград
Донбасс, подтвердил наличие резонансных частот рассматри
ваемой системы, близких к 0 5 и 1 Гц [33 44]
При испытаниях влияния аварийных процессов в электропере
даче Волгоград Москва нарушения ее режима вызывались
однофазными КЗ на одноцепном головном участке с последующим
успешным действием БАПВ при длительности разомкнутого
состояния электропередачи 0 4—0,42 с
Такое возмущение при мощности на отправном конце электро
передачи Волгоград — Москва в исходном (доаварийном) режи
ме, равной 524 МВт, вызвало синхронные качания с размахом
колебаний, достигшим 1285 МВт. Влияние на другие дальние
электропередачи проявилось в колебаниях мощности на электро
передаче Куйбышев — Москва с размахом 600 МВт (исходная
мощность 700 МВт), а на электропередаче Куйбышев — Урал
350 МВт (исходная мощность 194 МВт). Таким образом
влияние синхронных качании было значительным, но не созла
вало опасных нарушений режима
Перед следующим (основным) опытом мощность, передавав
шаяся по электропередаче Волгоград — Москва была увеличена
до 763 МВТ, по электропередаче Куйбышев — Москва переда
валась мощность 532 МВт, по электропередаче Куйбышев —
^рал — 376 МВт Аварийное возмущение в этом опыте привело
к нарушению динамической устойчивости с отделением ТЭС
местной энергосистемы при повышении частоты на ГЭС в асип
чронном режиме Колебания мощности на отправном конце
электропередачи Волгоград — Москва в начале асинхронного
режима происходили с размахом 2250- 2500 МВт Наибольшее
307
455KB
,, ''
U500 *—
"500^ к
763 МВт
k-J "~—I
\ ЛгГиЛ WMBt
ММ
р,
наамът
i i i
О 1 2 3 4 5 6 ..х7 в t.C
^* \62cK
\МВт/
,22МВт - aS0MJ
0
10
I
11
1
12
)
I .
13/
'
1
г тч/
/ 1
15
i i A i
76" *7 /« i,c
J) 50вкВ 6"40MBT
750 МВт
Рис 6.11 Осциллограммы асинхронного режима и ресинхронизации электропе
редачи 500 кВ Волгоград — Москва:
а — Волжская ГЭС имени XXII съезда КПСС (Я5ои — мощность на отправном конце
однгшепного гоювного участка электропередачи 500 кВ Волгоград — Москва) б —
Волжская Г^С имени В И Ленина (Ркс мощность на отправном конце одной из
цепей двухцепной электропередачи 500 кВ Куйбышев — Москва Pv мощность на от
правноч конце электропередачи 500 кВ Куйбышев — Урал)
влияние аварийного процесса наблюдалось при ресинхронизации:
мощность по электропередаче Куйбышев — Москва изменялась
от 130 до 1700 МВт, особенно большими оказались колебания
мощности на электропередаче Куйбышев — Урал — от 750 МВт
в сторону Урала до 535 МВт в обратном направлении Таким
образом, несмотря на то что качания по неповрежденным
электропередачам вызывались относительно небольшими аварийными
колебаниями параметров режима приемной энергосистемы и эти
электропередачи в исходном режиме работали с большими
запасами устойчивости, в процессе ресинхронизации переда
ваемые мощности достигали опасных (близких к предельным)
значений На рис 6 11 приведены осциллограммы этого опыта
Проведенные после этих натурных испытаний дополнительные
исследования на аналоговой машине и электродинамической
модели ВНИИЭ позволили оценить возможный диапазон измене
ния резонансной частоты электропередачи Волгоград — Москва
в зависимости от ее загрузки и наличия связей с местной и
промежуточной энергосистемами, выявить влияние на рассмат
риваемые процессы сильного реаулирования возбуждения гене
раторов отправной ГЭС и ряда других факторов
При всех натурных испытаниях результирующей устойчи
вости дальних электропередач для облегчения ресинхронизации
осуществлялась значительная разгрузка электропередачи На
электродинамической модели ВНИИЭ были проведены имитация
натурных испытаний, проведенных на электропередаче Волго
град — Москва, и дополнительные исследования, которые пока
зали, что надежная ресинхронизация электропередачи обеспечи
вается разгрузкой, при которой запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме составляет 50% и более Аналогичные
результаты были получены для электропередачи Куйбышев —
Москва при раздельной ее работе с электропередачей Куйбы
шев — Урал Предел результирующей устойчивости возрастал
при связанной работе этих электропередач на шинах отправной
ГЭС, однако в режимах, близких к предельно допустимым, созда
валась угроза возникновения асинхронного хода по обеим
электропередачам [104—106]
Результаты проведенных иеныiамии и данные опыта -жеплуа
тации послужили основанием для пересмотра вопросов исполь
зования ресинхронизации в основных сетях ЕЭС европейской
части СССР С дальнейшим развитием ЕЭС условия работы
электропередач 500 кВ изменялись, участки электропередач ста
ли основными межсистемными связями ЕЭС, и этим все в боль
шей мере определялись особенности их режимов Достижения в
повышении надежности работы сети 500 кВ и
совершенствование противоаварийной автоматики предотвращения нарушений
устойчивости (АПНУ) значительно снизили вероятность возник
новения асинхронных режимов в этой сети Вместе с тем преиму
309
шества, связанные с использованием ресинхронимции, потеряли
свое значение а асип\_ронные режимы в сети 500 кВ (даже
кратковременные) стали более опасными, особую опасность
представляло развитие аварий с дополнительными нарушениями
устойчивости и возникновением многочастотного асинхронного
режима. Этим были предопределены последующие решения об
ограничении длительности асинхронного режима и отказе от
использования ресинхронизации в (ети 500 кВ
Миогочастотиые асинхронные режимы. Накопленный к середи
не 60-х годов опыт эксплуатации показал, что в сложных энер
гообъединениях со слабыми мсжсистсмными связями и относи
тельно сильными связями, работающими с предельным использо
ванием пропускной способности, затяжка с ликвидацией асин
хронного режима по одной из связей создает угроз\ дальнейшего
развития аварии, в частности перехода от двухчастотного асин
хронного режима к трехчастотному, а в ряде случаев к много-
частотном)
В отличие от двухчасютною асинхронного режима с одним
электрическим центром качаний, месторасположение которого
может быть оценено, при трехчастотном асинхронном режиме этот
центр не является фиксированным и перемещается при измене
нии взаимного расположения векторов ЭДС эквивалентных гене
раторов, замещающих несинхронно работающие части Глубо
кие снижения напряжения в зоне в которой перемещается центр
качаний создают угрозу нарушения работы узлов нагрузки и
выхода из синхронизма электростанции, попадающих в эту зону
(или близких к ней), т е дальнейшего развития аварий с уве
личением числа несинхронно работающих частей При более чем
трех частотах может быть несколько зон резко сниженного на
пряжения (несколько перемещающихся центров качаний) с
увеличением количества объектов, попадающих под опасное
влияние аварийных процессов Втягивание в синхронизм отдель
ных частей энергообъединения возможно и при числе
несинхронных частей более двух, но далее как правило происходит срыв
Рис. 6.12 Напряжение на шинах
промежуточной подстанции слабой слали ! 1П кВ
Закавказье Севернпй Кавказ
310
6,град
90
Рис. 6 13. Изменение взаимных
углов при перемежающемся
асинхронно-синхронном режиме
в трехмашинной схеме
синхронизма, успешная окончательная ресинхронизация насту
пает в редких случаях и достигается за счет значительной само
разгрузки потребителей
Втягивание в синхронизм и срывы ресинхронизации в трех
частотном асинхронном режиме могут иметь периодический ха
рактер Так, например, при асинхронном режиме слабой связи
220 кВ между ОЭС Закавказья и ОЭС Северного Кавказа глу
бокие колебания напряжения на шинах промежуточной подстан
ции (рис 6 12) приводили к периодическому выпадению из
синхронизма и ресинхронизации Краснонолянской ГЭС, связан
ной линией 220 кВ с этой подстанцией, тек чередованию
двух и трехчастотиого асинхронных режимов Др\гой вид
перемежающегося двух и трехчастотиого асинхронного режима на
блюдался при испытаниях в ОЭС Сибири, когда Иркутская и Крас
ноярская энергосистемы и западная часть ОЭС работали парал
лелыю по слабым связям На рис. 6 13 показано изменение
взаимных углов эквивалентных генераторов рассматриваемой
трехмашинной схемы. 612 — западная часть ОЭС — Красноярск,
йгз — Красноярск Иркутск Как видно из рис. 6 13, Краснояр
екая энергосистема поочередно синхронизируется то с одной, то
с другой из работающих несинхронно частей энергообъединения
(41, 44]
В 60-х годах в некоторых энергообъединениях, не входивших
в состав ЕЭС, при относительно сложных схемах основной сети
(330, 220 кВ) и работе ее в напряженных режимах из за отстава
ния во внедрении устройств АПНУ асинхронные режимы возни
кали при отключении одной из сильно загруженных межеисте.м
ных или основных транзитных связей энергообъединепня [107]
Автоматика ликвидации асинхронного режима отсутствовала, а
по действовавшим в то время директивным материалам допусти
мая длительность асинхронного режима, прекращаемого вмеша
тельством оперативного персонала, составляла 3—4 мин В части
случаев, когда авария не получала дальнейшего развития, после
действия в дефицитной части энергообъединения автоматики
перевода в активный режим гидрогенераторов работающих в
режиме СК, а также весьма значительной саморазгрузки потре
бителей происходило восстановление синхронизма через 20—30 с
Устройства АЧР при этом обычно не работали, так как снижения
частоты в дефицитной части не превышали 2 Гц а высшие
уставки АЧР были ниже 48 Гц
В некоторых из аварий при отключении межсистемной связи
нарушалась устойчивость сраз> дв\х других связей и возникал
трехчастотный асинхронный режим. При значительном разви
тии аварии дв>х или трехчастотный асинхронный режим
приводил к дальнейшему увеличению числа несинхронно
работающих частей энерюобъединения (в некоторых случаях до 5—7)
из за дополнительного выхода из синхронизма электростанций
311
или нарушения работы их собственных нужд при асинхронном
режиме, а также из-за перегрузки связей, вызванной аварий
ными изменениями балансов мощности частей эиергообъсди
нения Иногда происходили дополнительные нарушения схемы
из за ложной работы РЗ, в отдельных случаях затяжной мно
гочастотный режим приводил к повреждению оборудования
Длительность асинхронного режима достигала 3 4 мин и
более, и ресинхронизация происходила после действий опера
тивного персонала по выравниванию частот несинхронных
частей энергообъединения [107]
Анализ имевших место аварий показал необходимость
быстрейшего внедрения автоматики, предотвращающей
нарушения устойчивости, а также автоматики, ограничивающей дли
тельность асинхронною режима временем не более 30 с при
использовании ресинхронизации или осуществляющей быструю
ликвидацию асинхронного режима разделением эиергообъеди
нения, если этот режим создает угрозу развития аварии
После оснащения устройствами ПА этих энергообъединений,
вошедших в состав ЕЭС, случаи нарушений устойчивости резко
сократились Однако опасность развития аварий при
возникновении асинхронного режима по мере усложнения схемы сетей
возрастала, возможности ресинхронизации ограничивались и
все большее применение в этих, как и в других энергообъедине
ниях страны, находила автоматика быстрой ликвидации аенн
хронных режимов в основных сетях В отдельных случаях, когда
ресинхронизация (самопроизвольная или в результате действия
автоматики облегчения ресинхронизации) была допустима и
возможна, длительность асинхронного режима ограничивалась
временем, необходимым для ресинхронизации (15—30 с), при
превышении этого времени осуществлялось разделение несин
хронных частей [11, 47]
Общие требования к автоматике ликвидации асинхронного
режима. Размещение устройств АЛАР, выбор типов этих уст
ройств (способ выявления асинхронною режима, характер
действия) и их настройка осуществляются на основе расчетов
установившихся режимов и переходных процессов, возникающих
после нарушения устойчивости при различных возмущениях
Эти расчеты позволпют выявить возможные сечения асинхрон
ного режима, параметры этого режима и его влияние на эле
менты системы, оценить допустимость краткосрочного асин
хронного режима, условия самопроизвольной ресинхронизации
или воздействия необходимые дтя облегчения ресинхронизации,
определить параметры процесса, на которые должны реагиро
вать устройства, их уставки срабатывания и г д Наряду с
расчетными данными используются данные анализа имевших
место аварий, а в некоторых сложных случаях — результаты
экспериментальных исследований [36 44, 47, 52 108]
312
Выявление асинхронного режима может осуществляться на
основе контроля различных параметров режима угла между
векторами напряжений электропередачи или угла между
векторами ЭДС эквивалентных генераторов, замещающих несин
хронно работающие части, скорости изменения этих углов,
напряжения тока и направления мощности, сопротивления на
зажимах реле устройства АЛАР и скорости его изменения, в
некоторых случаях необходим контроль местоположения элек
трического центра качаний и знака скольжения [52, 108]
Устройства АЛАР должны обеспечить ресинхронизацию
несинхронно работающих частей энергосистемы (эиергообъеди
нения) или их разделение при любом реально возможном случае
нарушения синхронизма (для любого сечения асинхронного
режима) Допустимая длительность асинхронного режима
устанавливается для каждого сечения с учетом необходимости
предотвращения повреждения оборудования, дополнительных
нарушений устойчивости и нарушений электроснабжения При
настройке быстродействующих устройств должны быть учтены
условия действия АПВ и обеспечено предотвращение ложных
срабатываний РЗ Требования отстройки устройств от
нагрузочных режимов и от синхронных качаний при обеспечении необ
ходимой чувствительности к асинхронному режиму делают
необходимым приближение места установки устройств АЛАР
к электрическому центр\ качании; при этом должно быть
предотвращено неселективное действие устройств АЛАР при
изменении схемы со смещением электрического центра
качаний [36, 52, 108]
Если краткосрочный асинхронный режим допустим, а
самопроизвольная ресинхронизация не обеспечивается, в целях
облегчения ресинхронизации (а также для обеспечения прием
лемых уровней частоты и напряжения) могут быть использо
ваны разгрузка турбин или отключение 1енераторов избыточной
части, а при необходимости — отключение нагрузки в дефицит
ной части (если размер отключения меньше, чем при делении
частей энергосистемы). Эффективность этих управляющих
воздействий может быть повышена использованием предвари
тельного разделения избыточной или дефицитной части
энергосистемы
Если деление по сечению асинхронного хода нецелесообразно
(из за возникновении большою дефицита мощности или при
недостаточной надежности деления), может быть использован
комбинированный способ, при котором деление осуществляется
не по сечению асинхронного хода, а по другому сечению (более
благоприятному по условиям баланса мощности, с меньшим
количеством выключателей, используемых для деления, и т д )
Применение комбинированного способа целесообразно только
в том случае, когда он обеспечивает допустимую и быструю
313
ресинхронизацию чаыи энергосистемы расположенной между
сечением асинхронного хода и сечением деления [108|
Во всех случаях использования ресинхронизации при
неуспешности ее должно осуществляться деление энергосистемы
[47]
При действии на деление энергосистемы (энергообъединения)
необходимо свести к минимуму число точек деления (и коли
чество участвующих в этой операции выключателей), обеспечить
приемлемую надежность первичных схем соединения и поддер
жание допустимых уровней напряжения в разделенных частях
энергосистемы По возможности должны ограничиваться не
балансы мощности после деления — в особенности в дефицит
ной части энергосистемы (выбором точек деления или воздей
ствием автоматики на уменьшение небаланса мощности)
При возможности асинхронного хода в разных (последова
тельных) сечениях рассматриваемого района сети каждое из
устройств, устанавливаемых в этих сечениях, не должно реаги
ровать на асинхронный ход в смежном сечении, что может
быть достигнуто контролем расположения электрического центра
качаний (при отсутствии многочастотного асинхронного ре
жима)
В тех случаях, когда это необходимо цля выбора управляю
щих воздействий в целях ресинхронизации или для выбора из
возможных сечений деления того которое обеспечивает сниже
ние небалансов мощности (отделение избыточной части энерго
системы с нагрузочными узлами, расположенными между этими
сечениями), устройства АЛАР должны контролировать исходную
передаваемую мощность по сечению и выявлять знак скольже
ния [36, 52, 108]
При наличии нескольких параллельных слабых связей в
сечении обеспечение необходимой чувствительности всех уст
ройств АЛАР на связях может быть затруднено, в связи с
чем допускается каскадное (последовательное) действие этих
устройств
В межсистемной сети сложной конфигурации выполняющей
наряду с передачей обменной мощности функции распредели
тельной сети, питающей узпы нагрузки соединяемых энергосис
тем (энергообъединений) и обеспечивающей выпуск мощности
электростанций, присоединенных в промежуточных пунктах
сети, опасное разни ше аварии может быть вызвано медленным
снижением напряжения в первом цикле качании В этом случае
требования ликвидации асинхронного режима в самой начать
ной ею стадии обусловливают применение делительных уст
ройств, действующих на деление сети в начальной фазе про
цесса нарушения устойчивости при увеличении угла между век
торами эквивалентных ЭДС соединяемых энергосистем до 90—
120е Эти устройства (реагирующие на изменение угла или тока,
314
на значение и скорость изменения замеряемого сопротивления
и др ) могут быть отстроены от рабочих режимов, но
требование достаточной чувствительности к асинхронному режиму и
своевременного действия в начальной стадии процесса обуслов
ливает необходимость применения неселективных устройств,
возможность срабатывания которых при больших синхронных
качаниях не исключается [108, 109]
В более простых случаях предотвращение опасного
нарушения режима может осуществляться автоматикой, реагирующей
на пере1рузку по току и снижение напряжения и отстроенной
от нагрузочных режимов и КЗ Опасное нарушение параметров
режима может свидететьствовать о неизбежном возникновении
асинхронного режима связи, и автоматика реагирующая на
такое нарушение, выполняет функции предотвращения педо
пустнмого даже кратковременно асинхронного режима Рели это
не так, то функции автоматики заключаются в предотвращении
выхода из синхронизма электростанций и нарушения электро
снабжения потребителей, присоединенных в промежуточных
узлах связи, и по существу относятся к функциям устройств
АПНУ
Для предотвращения опасного развития аварии с увеличе
нием числа несинхронно работающих частей энергосистемы
(энергообъединения) необходима ликвидация возникшего двух
частотного асинхронного режима после двух трех циклов асин
хронных качаний или (как было указано выше для межсистем
ной сети сложной конфигурации) в самой начальной стадии
процесса нарушения устойчивости В некоторых случаях для
предотвращения многочастотпого асинхронного режима может
быть использовано превентивное деление энергосистемы (по
признакам возникновения угрозы нарушения устойчивости)
на части в которых двухчастотный асинхронный режим не
создает угрозы развития аварий Fcvih переход к многочастот
ному асинхронному режиму не удалось предотвратить, то для
тиквидации ею могут быть применены специальные неселек
тивные устройства разделяющие энергосистему (энергообъеди
нснис) на части (по возможности сбалансированные) с числом
несинхронных частот не более двух, после чего обычные устрой
ства АЛАР способны ликвидировать асинхронные режимы в
каждой из частей Однако реализация такого способа
ликвидации аварии крайне сложна нз за трудности выявления много
частотного режима и определения требуемых сечений деления,
а также из-за трудностей обеспечения (иногда практической
невозможности) селективных тействий обычных устройств АЛАР
в этом режиме [108]
Особая опасность затяжного асинхронного режима
обусловливает необходимость применения в каждом сечении, по кото
рому может возникнуть асинхронный ход, наряду с основным
315
устройством (действующим на деление энергосистемы, а в слу
чаях использования возможности ресинхронизации — на ввод
управляющих воздействий в целях облегчения ресинхронизации
и деление при затяжке асинхронного режима) резервного
устройства, действующего только на деление с отстройкой от
действия основного устройства по времени или по количеству
циклов асинхронного хода Основное и резервное устройства
должны воздействовать на разные выключатели и устанавли
ваться на разных подстанциях Резервное устройство
рекомендуется выполнять па более простых принципах, чем основное
Исключением может быть случай, когда асинхронный режим
недопустим даже кратковременно и к резервному устройству,
как и к основному, предъявляется требование ликвидации
асинхронного режима в начальной стадии
Для выявления и ликвидации асинхронного хода в неполно-
фазном режиме должно устанавливаться дополнительное уст
ройство, реагирующее на периодические изменения токов нуле
вой последовательности
Отказ от резервирования может быть допущен для весьма
слабых связей (обычно шунтирующих более сильные связи)
В этом случае могут применяться нерезервированные
быстродействующие устройства, выполненные на простейших принципах
[47, 52]
Типовое устройство АЛАР Основные требования к устрои-
ствам ликвидации асинхронного режима учтены при создании
типового устройства АЛАР [110] В этом устройстве, исполь
зующем три направленных реле сопротивления и одно реле мак
симальной мощности, предусмотрены три ступени действия
Первая ступень действует на первом цикле качаний, вторая
ступень — после двух — четырех циклов асинхронных качаний
третья ступень действует с дополнительной выдержкой времени
после срабатывания второй ступени Асинхронный режим выяв
ляется путем фиксировании изменения сопротивления на
зажимах реле сопротивления, а также знака передаваемой мощности
Применение реле сопротивления обеспечивает повышенную чув
ствительность по сравнению с другими видами пусковых
органов и позволяет контролировать положение электрического
центра качаний
Принцип действия первой ступени основан на измерении
скорости изменения сопротивления с помошью поочередно
срабатывающих двух реле сопротивления (сначала
чувствительного, затем грубого) и реле времени, имеющего выдержку
t, =0,1 ч-0,2 с
Срабатывание двух реле сопротивления может иметь место
при синхронных качаниях, поэтому для действия первой ступени
необходима фиксация прохождения угла межту ЭДС двух час
тей энергосистемы через критическое значение (6ssl80°), сви-
316
детельствующее о начальной стадии асинхронного режима.
Сигналы о прохождении угла через критическое значение
поступают от выявительного органа второй ступени в соответствмо
щие входы первой ступени, причем сигналы различаются в за
висимости от знака скольжения той части энергосистемы в
которой установлено устройство Характеристика срабатывания
грубого реле выбирается такой, чтобы обеспечивалось действие
устройства при расположении электрического центра качании
в контролируемом сечеиии Характеристики срабатывания
чувствительного и грубого реле согласовываются с учетом
принятого времени t\ Специальная блокировка предотвращает дейст
вие первой очереди из-за одновременного срабатывания двух
реле сопротивления при КЗ При большом скольжении, когда
грубое реле срабатывает раньше, чем пущенный чувствитеть
ным реле элемент времени (ii), первая ступень отказывает и
действует вторая ступень устройства
Принцип работы выявительного органа второй ступени
основан на фиксировании последовательного срабатывания
и возврата реле сопротивления и реле направления мощности
в цикле асинхронного хода Совместный контроль мощности и
сопротивления позволяет фиксировать прохождение углом
своего критического значения (о=180°) Выходное реле выяви
тельного органа управляет работой счетчиков циклов асинхрон
ного хода По прохождении двух — четырех циклов (в соот
ветствии с настройкой) осуществляется с помощью реле
сопротивления контроль положения электрического центра качаний
Выходные сигналы второй очереди формируются при действии
на деление на основе фиксации заданного числа циклов и поло
жения электрического центра качаний в контролируемом сече
нии, а при действии па облегчение ресинхронизации \читы
вается также знак скольжения
В процессе работы счетчика циклов контролируется дли
тельность каждого цикла, и если эта длительность превышает
критическое значение, соответствующее условиям ресинхрони
зации, устройство блокируется
Первая ступень при допустимости кратковременного
асинхронного хода и возможности ресинхронизации может испоть
зоваться для формирования управляющих воздействии,
облегчающих ресинхронизацию, или при недопустимости даже
кратковременного асинхронного режима — на деление в контроли
руемом сечении в первом цикле качаний Вторую степень
можно использовать аналогично, резервируя первую ступень и
действуя через заданное число циклов качаний. Возможно ис
пользование также комбинированного способа, при котором
предотвращение опасных воздействий асинхронных качаний,
облегчение ресинхронизации, а в некоторых случаях и снижение
небалансов мощности в разделенных частях энергосистемы
317
достигаются действием на деление не в сечении асинхронного
хода, а в другом сечении энергосистемы.
Третья ступень устройства применяется в тм случае, когда
допускается кратковременный асинхронный режим и исполь
зуетсн возможность самопроизвольной ресинхронизации и 1и в
результате управляющих воздействий — ресинхронизации пер
вой-второй ступеней. Третья ступень действ)ет на деление
'энергосистемы с выдержкой времени ti превышающей время
ресинхронизации и меньшей допустимой длительности асинхрон
ного режима, обычно li находится в пределах 10—20 с На
личис асинхронною режима по истечении времени ti устанав
ливается по факту повторного срабатывания второй ступени
устройства со счетчиком циклов
На ответственных связях для которых даже кратковремен
ный асинхронный ход может вызвать допо игительныс нарушения
устойчивости, типовое устройство может использоваться и как
резервное В этом случае первые ступени устройств п пцам
линии резервируют друг друга, а вторые и третьи ступени резер
вир^юг предшествующие ступени как своего, так и противополож
ного конца связи
6 2. Ограничение опасных повышений напряжения
и частоты
С вводом в эксплуатацию мощных Волжских ГЭС и дальних
электропередач 400—500 кВ большое внимание уделялось
решению задачи предотвращения развития аварий при нарушениях
схемы электропередачи, приводящих к опасным повышениям
напряжения на оборудовании электропередачи, а также к опас
ним повышениям напряжения и частоты в присоединенных
энергосистемах [33,34, 106 111 113]
Автоматика ограничения опасных повышений напряжения
Уже иа начальном этапе освоения дальних электропередач 400—
500 кВ потребовалось оснащение всех пунктов этих электропередач
устройствами автоматики ограничивающей опасные повышения
напряжения (АОПН), исключение представляли некоторые пони
жающие подстанции обеспечивающие достаточно сильную связь
с мощной приемной энергосистемой (энерюобъединением), при
которой даже значительные набросы реактивной мощности не
вызывали опасных повышений напряжения на оборудовании
подстанции Наиболее частой причиной действия автоматики от
повышения напряжения были разрыв электропередачи или одно
стороннее отключение одной из цепей на участке двухцепной
электропередачи Для этого периода была характерна относитель
но большая вероятность нарушении схемы и режима дальних
электропередач, вызывающих недопустимые длительные повыше
ния напряжения Это обусловливалось рядом факторов: длитель
ной раздельной работой цепей 400 кВ неполным оснащением
318
выключателями некоторых промежуточных подстанции при вре
менных схемах двухцепных электропередач 400—500 кВ отстава
нием во вводе в эксплуатацию шунтирующих реакторов, относи
тельно частыми переходами на ремонтные схемы, поддержанием
на электропередаче 400 кВ повышенного напряжения (до 430—
435 кВ), общим снижением степени поперечной компенсации при
переводе электропередач 400 кВ на напряжение 500 кВ и др [33]
Разработка режимов дальних электропередач, анализ имев
ших место аварийных нарушении и обобщение опыта эксплуала
ции позволили выявить основные режимные принципы выполне
ния и настройки автоматики от повышения напряжения, сохра
нившие свое значение и при дальнейшем развитии сетей 500 кВ
и освоении напряжений 750—1150 кВ
Для выявления повышения напряжения в неполнофазных ре
жимах антоматика выполняется в пофазном исполнении В слу
чае присоединения к шипам более чем одной линии правильный
выбор подлежащей отключению линии обеспечивается пофазным
контролем стока реактивной мощности Уставки автоматики по
напряжению выбираются в пределах 120—125% U„cm для элек
тропередач 400 кВ, 115—125% U„rm для электропередач 500 кВ
На подстанциях с шунтирующими реакторами автоматика дей
ствует с несколькими ступенями выдержки времени с первой
ступенью (1 2 с) производится включение отключенных шунти
рующих реакторов, если это не привело к возврату реле макси
мального напряжения то со второй ступенью выдержки (2—5 с)
отключаются линии, по которым произошел наброс реактивной
мощности, если напряжение не снизилось (например, из за
отказа выключателя линии), с третьей ступенью (4—6 с)
отключаются трансформаторы и шунтирующие реакторы (при необхо
димости с использованием воздействия на устройство УРОВ)
Автоматика от повышения напряжения не должна
действовать при повышениях напряжения, вызванных синхронными и
асинхронными качаниями, выполнение этого требования облегча
ется наличием контроля стока реактивной мощности Выдержки
времени второй и третьей ступеней многоступенчатой автоматики
должны быть отстроены от времени срабатывания резервных РЗ
и пауз АПВ
При выборе уставок по времени должны быть учтены требо
вания селективности действия на последовательных участках
электропередачи
Уставка реле контроля стока реактивной мощности отстраи
вается от возможных потоков реактивной мощности в
нормальной схеме, в целях обеспечения надежности действия она выби
рается в 1 4—1,5 раза меньшей значения стока реактивной мощ
ности с односторонне включенной линии при напряжении на
шинах подстанции или электростанции, соответствующем усгавке
реле максимального напряжения [52]
319
Опыт эксплуатации и проведенные исследования аварийных
нарушений выявили возможность опасных повышений напряже
ния, вызванных резонансными явлениями При разрывах элек
тропсрсдачи и дальнейшем развитии аварий создавались схемы
выделения одного-двух генераторов ГЭС на холостые участки
линии, некомпенсированная емкое! ь которых могла вызвать
самовозбуждение генераторов При включении трансформатора
через цепь с продольной компенсацией наблюдались ненормаль
ные явления, аналич которых выявил возможность возбуждения
низкочастотных колебаний, имеющих характер непериодических
биений (комбинационный резонанс) [114]
Особое внимание было обращено на предотвращение опасных
перенапряжений, вызванных в неполнофазном режиме
резонансными явлениями на отключенной фазе линии с реактором при
определенных соотношениях мощности реактора и длины участка
электропередачи [115] В пунктах электропередачи, где возможны
эти перенапряжения, кроме указанных выше комплектов «чув
ствительной» автоматики были установлены комплекты «грубой»
автоматики с уставкой 1,4—1,5 (/„„„, отключающие включенные
фазы линии с минимальной выдержкой времени 0,1—0,2 с
(отстроенной от кратковременных перенапряжений, устраняемых
действием разрядников)
В ряде пунктов электропередачи 500 кВ выктючатели
шунтирующих реакторов 500 кВ были оборудованы искровыми проме
жутками, включающими отключенные реакторы при появлении
напряжений 1,45 U„m В связи с этим были выполнены
дополнительные устройства автоматики, включающие отключенный
выключатель шунтирующего реактора 500 кВ при появлении
тока в реакторе вследствие пробоя искрового промежутка (эта
автоматика блокируется, если отключение реактора было вызва
но действием его дифференциальной или газовой защиты)
Опыт эксплуатации электропередач 400—500 кВ подтвердил
эффективность автоматики, выполненной в соответствии с
указанными выше режимными требованиями Аналогичные виды
автоматики применены и на электропередачах 750 кВ
чувствительная с уставкой по напряжению 1,15 (Уво„ и выдержкой
времени несколько секунд и грубая с уставкой 1,3 {/,<,* и выдержкой
времени несколько десятых секунды
При вводе в эксплуатацию первых дальних электропередач
предотвращение опасного повышения напряжения в сети,
присоединенной к малой энергосистеме, при набросе реактивной мощно
стн из-за разрыва электропередачи осуществлялось двумя дубли
рующими друг друга устройствами автоматики, реагирующими
на различные признаки аварии увеличение потока реактивной
мощности в сеть энергосистемы и повышение напряжения на
питающих шинах пторичного напряжения ГЭС Такая автомати
ка была осуществлена на Волжской ГЭС имени В И Ленина
320
при работе генераторов ГЭС на одноцепную электропередачу
400 кВ и сеть 110 кВ Куйбышевской энергосистемы При под
держании в нормальном режиме высокого уровня напряжения
на шинах 110 кВ ГЭС (120 кВ) и использовании реле напрнже
пия с относительно низким коэффициентом возврата автоматика
от повышения напряжения не могла обеспечить падежного пре
дотвращения длительных повышении напряжения недопустимых
для оборудования энерюсистемы. В этих условиях основной
являлась автоматика от наброса реактивной мощности Оба
устройства автоматики действовали на отделение местной энерго
системы или на выделение на эту энергосистему одного двух
генераторов ГЭС Аналогичное решение было принято на первом
этапе освоения электропередачи Куйбышев — Урал В аальней
шем с увеличением мощности местных и присоединенных про
межуточных энергосистем и усилением их связей с ГЭС и иод
станциями электропередачи автоматика от наброса реактивной
мощности из за фудности (Овмещения требований чувствитель
ности и селективности стала малоэффективной и была выведена
из работы Вместе с тем появилась возможность использования
более совершенных реле напряжения с большим коэффициентом
возврата, что позволило снизить уставки автоматики от по
вышения напряжения в сети энергосистемы до 108—112% на
ивысшего эксплуатационного напряжения [33]
Последующий опыт показал, что при относительно мощных
присоединенных энергосистемах можно ограничиться автомати
кои от повышения напряжения на шинах 500 кВ Автоматика
контролирующая напряжения в ceiH присоединенной эпергоси
стемы, была сохранена только на подстанциях с шунтирующими
реакторами 110 кВ Эта автоматика, выполненная с помощью
чувствительных реле напряжения, включала отключенные
реакторы ПО кВ при повышении напряжения на 7—8% сверх нор
мального эксплуатационного
Автоматика ограничения опасных повышений частоты
(АОПЧ) в сети энергосистем. Повышение частоты в отделившей
ся энергосистеме (части энергосистемы) с избыточной мощ
ностью ГЭС может привести к работе автоматов безопасности
паровых турбин Директивные материалы [47] обязывают в тех
случаях, когда генерирующая мощность ГЭС не менее чем на
20% превышает суммарную нагрузку выделенной энергосистемы
или ее части, применять надежно резервированную автоматик\,
предотвращающую опасное для паровых турбин повышение
частоты
С вводом в эксплуатацию мощных Волжских ГЭС и дальних
электропередач 400—500 кВ с присоединением к ним эпергоси
стем задача падежного предотвращения разноса паровых турбин
при аварийном выделении из за разрыва электропередачи на
присоединенную энергосж тему значительной избыточной мощно
321
11 2431
ci и ГЭС приобрела особо важное здачение Наброс избыточной
мощности ГЭС может привести к опасной перегрузке связи
энергосистемы с шинами ГЭС или подстанцией электропередачи,
а также внутренних связей в энергосистеме, автоматика,
реагирующая на повышение частоты, может оказаться неспособной
предотвратить или устранить опасную перегрузку связей, и в
этом случае требуется применение специальных дополнительных
устройств автоматики
При вводе в работ\ первой цепи электропередачи Куйбы
шев — Москва для предотвращения аварий с разрывом электро
передачи и набросом активной мощности на малую местную
энергосистему применялись два дублирующих друг друга устрой
ства автоматики одно действующее при повышении частоты
до 52,5 Гц и второе - при опасном увеличении потока активной
мощности в сеть энергосистемы, эти устройства выделяли на
местную энергосистему один два генератора ГЭС [33]
Были применены также резервные устройства автоматики в
энергосистеме отделяющие ТЭС с примерно сбалансированной
нагрузкой при повышении частоты до 53 5 Гц
Устройства автоматики на ГЭС и в энергосистеме действова
пи по признакам возникшего значительного отклонения
параметров режима от нормальных значений Относительно большая
вероятность разрыва одноцепной дальней электропередачи и
особая опасность вызванного этой аварией нарушения режима
малой энергосистемы сделали целесообразным применение
автоматики предупреждающего действия, осуществляющей отделение
местной энергосистемы с частью генераторов или недефицитиой
энергосистемы от ГЭС по признакам аварии на электропередаче
работе РЗ, отключении выключателей, мгновенном сбросе мош,
ноет и электропередачи появлении токов пулевой последователь
ности па отправном конце электропередачи (в дальнейшем для
обеспечения действия автоматики при разрыве на удаленных от
ГЭС пунктах электропередачи потребовалось использование
телеканалов)
По мере увеличения мощности местной энергосистемы в ис
пользовании автоматики, реагирующей на изменение потока
активной мощности в эту энер1 осистему, возникли трудности
обеспечения чувствительности и селективности автоматики, ана-
лонгчные указанным выше для автоматики от наброса реактив
пой мощности, и она была выведена из работы Автоматика от
повышения частоты на ГЭС была в дальнейшем включена как
двухступенчатая первая ступень с уставкой 51 5 Гц осуществля
ла выделение па местную энергосистему части генераторов ГЭС,
достаточной для покрытия (с запасом) асфицита этой
энергосистемы, вторая ступень с уставкой 52,5 Гц в случае избытка
мощности отключала один два генератора из числа выделенных
первой ступенью [33]
322
Для выявления особенностей аварийных процессов,
возникающих при значительных набросах активной мощности па присое
диненные энергосистемы, были проведены специальные исследо
вания на электродинамической модели ВНИИЭ [33] На ход
этих процессов оказывают влияние эквивалентное реактивное
сопротивление связи ГЭС (или подстанции электропередачи)
с присоединенной энергосистемой и статические и динамические
характеристики энергосистемы определяющие зависимость
повышения частоты от наброса активной мощности в установившемся
и переходном режимах При этих исследованиях варьировались
эквивалентное сопротивление связи с энергосистемой,
относительные значения наброса мощности и аварийной разгрузки ГЭС
Исследования показа пи, что при маных реактивных сопротивле
ниях связи и отсутствии автоматики разгрузки ГЭС наброс
значительной мощности приводит к опасному повышению часто
ты без нарушения синхронизма ГЭС и энергосистемы (этот
наброс может привести также к недопустимой перегрузке связи)
При большем сопротивлении наброс активной мощности может
вызвать нарушение синхронизма, которому предшествует значи
тельное повышение частоты; при дальнейшем уветичении сопро
тивления связи наброс приводит к нарушению синхронизма при
частоте, не достигающей опасного значения
Автоматика от повышения частоты, отключающая часть гене
раторов ГЭС, во многих случаях способна предотвратить
опасные для энергосистемы режимы и для обеспечения ее эффектив
и ого действия в условиях многообразия возможных схем и режи
мов необходимо применять не менее двух ступеней разгрузки
и выбирать для первой crvneiiH относительно низкую уставку —
51,5 Гц
Из-за жестких ограничений но связи с энер! осистемой (или
по внутренним связям энергосистемы) опасный наброс мощности
может иметь место при относительно небольшом повышении
частоты; такой наброс мощности может быть предотвращен
устройствами автоматики других видов (например, устройствами
АПНУ с резервированием устройствами АЛАР)
Действующие директивные материалы [47] устанавливают
обязательность применения автоматики, предотвращающей опас
ное т,ля паровых турбин повышение частоты и действующей
ступенями на отключение части генераторов ГЭС суммарная
мощность которых примерно соответствует возникшему избытку
мощности (или несколько меньше его) Эти устройства должны
быть установлены на ГЭС или при возможности ее разделения
на каждой из частей I ЭС, в которых может иметь место опасное
повышение частоты
В тех случаях, когда возможна фиксация опасного аварии
ного избытка мощности целесообразно выполнять автоматику
отключения генераторов ГЭС по этому фактору (например, по
123
факту отключения отходящих от ГЭС ВЛ с контролем мощно
сти, передаваемой в предшествующем режиме) В этих случаях
устройства, действующие при повышении частоты на ГЭС, дол
жны устанавливаться в качестве резервных
С целью дополнительного резервирования установленных
на ГЭС устройств предписывается там, где это возможно по
схемным и режимным условиям, устанавливать делительную
автоматику по частоте, действующую на выделение тепловых
электростанций или их частей с примерно сбалансированной на
грузкой (с учетом условий последующей синхронизации) Эта
автоматика должна быть отстроена по частоте от автоматики, дей
ствующеи при повышении частоты на ГЭС Допустимый диапа
зон уставок автоматики от повышения частоты должен быть
в пределах 51,0—53,5 Гц
Опыт эксплуатации ЕЭС СССР подтверждает, что сочетание
автоматики предупреждающего действия и автоматики от
повышения частоты на ГЭС обеспечивает надежное предотвращение
развития аварий рассматриваемого типа и случаи работы резерв
ной автоматики в энергосистемах, приводящие к нарушению
ее схемы являются исключительно редкими
Выше рассматривались раздельно аварийные процессы,
вызванные набросами значительной активной или реактивной
мощности (при относительно малых значениях сопутствующих
потоков соответственно реактивной и активной мощности) При
совместных значительных набросах активной и реактивной мощ
постей процессы усложняются, так как большие потоки актив
ной мощности оказывают влияние на уровни напряжения, боль
шие же потоки реактивной мощности и \ровни напряжения
сказываются на пределах устойчивости Однако изложенные
выше режимные принципы предотвращения развития аварий i
разрывом электропередач сохраняют свое значение и в этом
случае
В последние годы проводились работы по совершенствова
нию устройств автоматики ограничения повышения частоты
(АОПЧ) в целях более точной дозировки управляющих воз
действий (что особенно существенно для ГЭС с гидроагрегата
ми весьма большой мощности) и повышения эффективности дей
ствия автоматики Важное значение имеет удержание частоты
на таком уровне, при котором не только не создается угроза
срабатывания автоматов безопасности, но и предотвращается
разгрузка паровых турбин ниже границы регулировочного диа
пазона и ограничивается пере1рузка электрических связей, выз
ванная снижением мощности ГЭС [116].
Неблагоприятной особенностью обычных устройств АОПЧ
является то, что достижение уставки по частоте не характеризу
ет полностью интенсивности возмущения и не определяет необ
ходимого управляющего воздействия С корость изменения часто
324
ты в момент достижения уставки автоматики может быть близка
к нулю, и повышение частоты прекратится даже при отсутствии
разгрузки (и в дальнейшем частота будет снижаться под воз
действием АРЧВ гидротурбин) размер разгрузки может быть
при этом меньше избытка мощности, соответствующего
повышению частоты до значения, равного уставке Однако тот же
уровень может быть достигнут при значительной скорости изме
нения частоты, характеризующей действующий в этот момент
избыток мощности; соответственно дочжен быть увеличен
размер отключаемой мощности Дозировка управляющих
воздействий должна, таким образом, определяться отклонением час
тоты, соответствующим уставке и скорости повышения частоты
при этом отклонении
В новом устройстве, разработанном Энергосетьпроектом
[116] с использованием комплекса аппаратуры ВНИИР, пред
назначенной для измерения и фиксации частоты, требования
селективности работы автоматики частично реализуются при
выборе настройки пусковых органов, частично — при выборе
настройки органов дозировки Пусковые органы, фиксирующие
аварийное повышение частоты, выполняются с характеристикой
срабатывания, отстроенной от повышений частоты, вызванных
синхронными качаниями
Относительно большие погрешности используемого модуля
измерения скорости изменения частоты усложняют его
использование при небольших, но представляющих опасность избыт
ках мощности Поэтому действие основных ступеней отключе
ния генераторов, реагирующих на скорость изменения частоты,
рассчитано на относительно большие значения управляющих
воздействии Повышение чувствительности устройства при
небольших (но опасных) избытках мощности н уточнение (умень
шение степени дискретности) управляющих воздействий достига
ются введением дополнительной корректирующей ступени,
действие которой суммируется с действием основных ступеней
Эта корректирующая ступень позволяет ликвидировать избыток
мощности, меньший, чем тот, на который рассчитана наимень
шан из основных ступеней, а также дополнить разгрузку в
случае недостаточною действия основных ступеней Уставка
корректирующей ступени по частоте по возможности отстраи
ваетсн от повышения частоты при синхронных качаниях От
стройка корректирующей ступени от основных обеспечивается
выбором максимально допустимой выдержки времени, которая
ограничивается временем достижения частоты срабатывания
автоматов безопасности в предположении что повышение час
тоты после момента достижения уставки происходит с
замеренной в этот момент скоростью ее нарастания При объеме
разгрузки под действием корректирующей ступени, равном по
ловине объема разгрузки под действием меньшей из основных
32-5
ступеней, можно (с учетом суммирования действия корректи
рующих и основных ступеней) реализовать противоаварийное
управление с дискретностью воздействия, равной мощности, от
ключаемой корректирующей ступенью Изложенные принципы
применены при создании АОПЧ для Саяно-Шушенской и Крас
ноярской ГЭС
6.3. Предотвращение опасных снижений частоты
Назначение системы АЧР. Автоматическая частотная раз
грузка (АЧР) является основным средством предотвращения
опасного развития аварии, вызванных возникновением значи
тельною дефицита активной мощности Такие аварии при отсут
ствии ПА ограничивающей снижение частоты могут вызвать
«лавнну» частоты и напряжения с остановкой электростанций
и полным нарушением электроснабжения потребителей
Автоматическая частотная разгрузка была предложена в
конце 30-х годов а широкое внедрение ее началось в
послевоенные годы Испотьзование АЧР сыграло большую роль в
повышении надежности энергосистем и вошло в состав меро
приятии, применение которых стало обязательным для всех
энергосистем страны
На первых этапах внедрения АЧР в изолированно работав
ших энергосистемах и территориальных энергообъединениях
обычно устанавливалось небольшое количество очередей АЧР
с уставками, как правило, в пределах 47,5—45 Гц, в ряде слу
чаев объем разгрузки был недостаточен дня предотвращения
развития аварий при особо значительных (редких, но реально
возможных) нарушениях баланса мощности; в особенности
недооценивался необходимый объем разгрузки и занижались
уставки срабатывания устройств АЧР в избыточных по мощно
сти энергосистемах (частях энергообъединений) Даже в том
случае, когда действие устройств АЧР при возникновении ава
рийного дефицита мощности предотвращало опасное снижение
частоты, часто наблюдалось «зависание» частоты на уровне
низших уставок АЧР Это приводило к задержке ликвидации
аварий и создавало yipo3y полною нарушения работы при
авариях каскадного (цепочечного) характера
Устранение этих недостатков, дальнейшее развитие и
усовершенствование АЧР приобрели особое значение в связи с
вводом в эксплуатацию дальних электропередач 400—500 кВ
и формированием ЕЭС. Возможность потери значительной мощ
ности, передававшейся по дальним электропередачам в присое
диненные (приемные, местные, промежуточные) энергосистемы
обусловила необходимость увеличении объема и ускорения ава
рийной разгрузки С развитием территориальных энергообъе
динений и организацией их пара ые шной работы, укрупнением
326
единичной мощности агрегатов и электростанции, усложнением
системообразующих сетей и увеличением обменных потоков
мощности возросло количество несбалансированных по мощно
сти энергосистем (частей энергообъединения) в том числе резко
дефицитных, нагрузка которых покрывается в значительной
мере за счет приема мощности от смежных энергосистем По
мере объединения энергосистем, увеличения суммарной мощно
сти параллельно работающих электростанций и территории,
охватываемой общими электрическими сетями, вероятность
распределения аварии с глубоким снижением частоты на все
энергообъединение уменьшается Основные фебования к АЧР
в этих условиях обусловлены необходимостью предотвращения
или ограничения развития аварий с нарушением параллель
ной работы и возникновением значительных дефицитов
мощности в отделившихся частях энергообъединения с недостаточной
!енерирующей мощностью Особенно значительную опасность
представляют аварии с каскадным развитием и дальнейшей
потерей генерирующей мощности В эксплуатации имели место
случаи, когда даже в отделившейся с большим избытком
мощности части энергообъединеиия каскадное развитие аварии
приводило к опасному снижению частоты
Характерным для мощных эиергообъединений является
мноюобразие возможных аварийных ситуаций, сопровождаю
щихся дефицитами активной мощности, создание таких энерго
объединении обусловило новые, более сложные требования к
методам и средствам АЧР
Основные принципы применяемой в насюящее время системы
разгрузки были первоначально сформулированы в [117, 118],
в дальнейшем они были развиты на основе опыта
эксплуатации и результатов специальных исследований [119—121] и
подтверждены 1ирективными указаниями [47, 122| устанав
ливающими наряду с основными положениями но АЧР обя
заиности ОДУ и энергоуправлении по внедрению АЧР и обеспе
чению эффективного цействия этой важнейшей ПЛ Ниже изто
жены основные режимные требования к АЧР и принципы ее
выполнения, обеспечивающие реализацию этих требований [41,
47, 122—128]
Основные требования к АЧР. К выполнению, размещению и
настройке АЧР, размеру отключаемой нагрузки предъявляется
требование полностью исключить возможность даже кратко
временного снижения частоты ниже 45 Гц не допускать работы
с частотой ниже 47,5 Гц более 20 с а с частотой ниже 48,5 Гц —
более 60 с При выполнении этого требования предотвращаются
нарушения работы собственных нужд ТЭС из-за опасною сни
жепия частоты и ограничивается допустимыми пределами дли
тсльность работы паровых турбин при аварийных значениях
частоты
327
Проведенные исследования и эксперименты показали, что
при аварийном снижении частоты основной причиной нарушс
иия работы ТЭС является (нижение производительности пита
тельных электронасосов В эксплуатации имели место случаи,
когда аварийные снижения частоты приводили к отключению
агрегатов и сброс\ мощности ТЭС также из за ряда других
нарушений работы собственных нужд (снижения давления масла
в системах регулирования, отключения дутьевых вентиляторов
при снижениях напряжения и т д.) Исследования влияния
аварийных снижений частоты на работу собственных иужд челе
сообразно продолжить, однако имеющиеся данные дают
основание полагать, что принятые ограничения частотно-временной
зоны практически исключают возможность лавинообразного
снижения мощности ТЭС
По техническим условиям отечественных заводов иэготовн
телей работа паровых турбин ТЭС и АЭС выпущенных до
1971—1972 [Г., в диапазоне частот 49,5—50 5 Гц, а турбин
более позднего выпуска в диапазоне 49,0 —50 5 Гц не ограни
чивается по времени Этими техническими условиями установ
лены существенные ограничения длительности работы турбин
при значительных (аварийных) отклонениях частоты, допусти
мая для большинства паровых турбин длительность работы
(единовременно и за весь срок службы), мин в зависимости
от диапазона аварийных значений частоты указана ниже [44]
Чгптота Гц Ьдшшвррмснно Зя весь срок
эксплуатации
50,5 з1 3-5 500
49,0-47,0 2-5 500 -700
48,0—47,0 I 180
47 0-46 0 0П Ю
Для ряда турбин (некоторых типов Т и 1П) заводами изго
товителями установлены еще более жесткие 01раничения дли
те 1ьности работы при аварийных отклонениях частоты
Как видно из приведенных данных, допустимые длительно
сти работы паровых турбин при аварийных снижениях частоты
не выходят за установленную для АЧР частотно временную
зону.
Указанное 01раничение частотно временной зоны должно
быть обеспечено в усповиях многообразия реачьно возможных
аварийных ситуаций при вероятностном характере возникнове
ния различных (по относительному значению) дефицитов мощ
ноет и и зон их распространения, а также при различном харак
тере аварийных нарушений, создающих угрозу опасного сниже
ния частоты, в том числе при единовременном возникновении
значительного 1ефицита мощности, медленно нарастающем
дефиците мощности каскадном развитии аварии с несколькими
ступенями аварийного снижения генерируемой мощности и т д
328
Рис 6 14 Изменение частоты при
различном характере протекания
аварийных процессов, вызванных дефицитами
активной мощности:
/ — значительный (единовременный) дс
фицит мошности 2—небольшой (едино
временный) или медленно нарастающий
дефицит мошности; 3— каскадное
развитие аварийного процесса (несколько по
следовательных нарушений баланса
мощности) заштрихованная область
предельно допустимая частотно-временная
зона
\ \1>^
\ /1 А*
/ i
/ i
><£•-:
Т7^
-^^г^
' I
"0
На рис 6 14 показаны процессы изменения частоты при
различном характере аварийных нарушений баланса мощности и
действий АЧР, обеспечивающем ограничение процесса допусти
мой частотно временной зоной
К основным режимным требованиям к АЧР относятся обес
печение объема разгрузки, необходимого 1лн предотвращения
опасного снижения частоты при наиболее тяжелых (в том числе
имеющих малую вероятность) авариях, сопровождающихся
весьма значительными дефицитами активной мощности и наряду
с этим ограничение объема отключаемой нагрузки минимально
необходимыми размерами для всего диапазона аварийных дефи
цитов мощности, при которых должна применяться ра3!рузка
Сведение к допустимому минимуму отключаемой на1рузки в соот
встствии с размером дефицита должно обеспечиваться незави
симо от характера аварийного процесса (последовательности
аварийных событий) Таким образом система АЧР по своему
выполнению должна быть достаточно гибкой, чтобы действовать
эффективно при различных процессах аварийного изменения
частоты и быть «самонастраивающейся» в части дозировки ее
действия Этим обеспечивается возможность применения АЧР
с существенным запасом по объему разгрузки (расчет на ред
кую, тяжелую аварию) без опасений излишних отключений по
требителей что особенно важно при многообразии и вероят
ностном характере аварийных событий в сложных энергообъе
динениях.
Важнейшими требованиями к сис!еме АЧР являются сни
жение до возможного минимума ущерба, наносимого потреби
телям действием устройств АЧР что наряду с минимизацией
размера и длительности отключения потребителей достигается оче
редностью разгрузки в соответствии с различной степенью
ответственности потребителей, и обеспечение автоматического
повторного включения (ЧАПВ) потребителей после восстанов
ления частоты (в очередности также соответствующей их ответ
ственности)
Настройка устройств системы АЧР должна учитывать необ
ходимость удержания частоты в пределах указанной выше допу
стимой частотно временной зоны что гребует приближения выс-
329
ших уставок по частоте устройств АЧР к уровню 49 Гц При
работе энергосистемы (энергообъедипения) с номинальным зна
чением частоты такая отстройка от нормального режима позво
ляет не прибегать к отключению потребителей при относитель
но частых, не представляющих опасности снижениях частоты,
вызываемых аварийной потерей небольшой части мощности
крупного энергообъединения Гак например, в эиергообъединении
мощностью 20 000 МВт потеря генерирующей мощности
1000 МВт даже при крайне ограничЕнных резервах мощности
или практическом их отсутствии и соответственно больших зна
чениях результирующего статизма (25—35%) приводит к сни
жению частоты на 0 6—0,8 Гц и не требует применения авто
матическои разгрузки; при наличии вращающегося резерва мощ
ноет и вызванное такой аварией снижение частоты будет значи
тельно меньшим В то же время отстройка верхних уставок
быстродействующих устройств АЧР от номинального значения
частоты на 1 —1,5 Гц необходима для того, чтобы отключения
потребителей могли прои(ходить только после автоматической
мобилизации имеющегося резерва мощности Увеличение гене
рируемой мощности за (Чет действия АРЧВ неполностью загру
женных паровых турбин осуществляется за доли секунды, и
даже в том случае, если по производительности котлов пополни
тельная мощность не может быть полностью удержана, моби
лизация резерва мощности паровых турбин оказывает большое
влияние на аварийный процесс, \меньшая размер и длитечь
ность аварийного снижения частоть Ускорение использования
резерва мощности гидравлических турбин, инерционность сие
тем первичного регулирования которых значительно больше,
чем паровых, может быть достигн\то применением специальных
устройств (исключение изодромного элемента системы регули
рования — постоянное ипи временное при снижении частоты)
На реализацию эффекта стабилизации частоты за счет действия
первичного регулирования агрегатов направлены директивные
указания [47] о работе агрегатов, как правило, без ограничи
тетей мощности ограничении использования регуляторов дав
лення свежего пара «до себя», применении устройств,
обеспечивающих форсировку паропроизводительности котлов при
внезапном наборе мощности паровыми турбинами, обязательном
испопмовании частотных корректоров в системах автоматичес
кого регулирования мощности
Необходимость практически исключить случаи даже кратко
временного снижения частоты ниже 45 Гц обусловливает выбор
нижней границы уставок быстродействующих устройств АЧР,
превышающей это значение на 1 — 1 5 Гц, т е на уровне 46—
46 5 Гц
Действием системы АЧР частота должна быть поднята до
уровня не ниже 48,5 Гц, при этом уровне частоты энергосистема
ззо
може1 работать в послеаварийном режиме без опасности
дальнейшего развития аварии и создаются условия для быстрой
ликвидации аварии последующими действиями оперативного
персонала В отдельных случаях действием устройств АЧР сов
местно с действием первичного регулирования турбин при нали
чип резерва мощности может быть обеспечена быстрая поп
ностью автоматическая ликвидация аварии с нарушением па
раллельной работы и снижением частоты в дефицитном энерго
районе (части энергообъединения) При допустимости кратко
временного асинхронного режима по связи дефицитного энерго
района с энергообъединением и возможности применения НАПВ
(обычно для связей напряжением 1 10—220 кВ) к системе АЧР
может быть предъявлено требование поднять частоту до уровня,
при котором произойдет ресинхронизация по включенной связи
после нарушения се устойчивости, или синхронизм восстановится
после включения связи с отделившимся энергорайоном в ре
зультате действия НАПВ (при недопустимости даже кратковре
менного асинхронного режима автоматическая ликвидация ава
рии возможна только при действии АПВ УС в случае достаточно
малой разности частот)
Мобилизация резервов мощности. Быстрая автоматическая
реализация вращающегося резерва мощности в приемной части
вышедшей из синхронизма энергосистемы (энергообъединения)
может ограничить размер аварийной разгрузки а в некоторых
случаях и предотвратить действие АЧР Наряду с мероприятия
ми по повышению эффективности АРЧВ турбин для выравиива
ния значений частот разделившихся или синхронно работающих
частей энергосистемы (энергообъединения) может быть исполь
зована автоматика быстрого (аварийного) набора мощности
электростанциями (см гл 4)
Широкое применение нашла авюматика мобилизации резер
вов ГЭС., вошедшая в состав обязательных для энергосистем
мероприятий по повышению надежности Для быстрой мобилиза
ции резервов при возникновении аварийных дефицитов мощно
сти все ГЭС энергосистемы оснащаются устройствами автома-
пгки, осуществляющими пуск резервных генераторов, перевод
в генераторный режим генераторов, работающих в режиме
синхронных компенсаторов, ускорение набора мощности гидро
1енераторами, работающими с резервом мощности (ускорение
действия АРЧВ) Уставка по частоте этих устройств автоматики
принимается в пределах от 48,8 до 49 7 Гц В зависимости от
типа гидроагрегатов ввод резервной мощности при пуске оста
повленных агрегатов и наборе ими нагрузки достигается за 50—
90 с, а при переводе из режима синхронного компенсатора -
за 10—30 с
Категории системы АЧР Основные требования к i ибкости,
«адаптивности» системы автоматической разгрузки (чтобы раз
331
мер отключенной нафузки примерно соответывовал образовав
шемуся аварийному дефициту активной мощности практически
независимо от особенностей развития аварийных процессов)
обеспечиваются разделением разгрузки на возможно большее
число очередей (уменьшением размера нагрузки, подключаемой
к каждой очереди и устройству) и разделением основной сие
темы АЧР на две категории, различающиеся по своему
назначению [47]
АЧР1 — быстродействующую разгручку, предназначенную
для прекращения (ограничения) снижения частоты
АЧРП —относительно медленнодействующую раз1рузку
устраняющую «зависание» частоты после действия АЧР1, а также
предотвращающую снижение частоты при сравнительно медлен
ном нарастании дефицита мощности
Эффективность системы АЧР в целом достигается
применением наряду с АЧР1 и АЧРП также двух других категорий
разгрузки
дополнительной, спужащей для увеличения объема и ускоре
ния разгрузки при особо больших дефицитах мощности, когда
действие АЧР общесистемного назначения (АЧР1 и АЧРП) не
обеспечивает предотвращения опасного снижения частоты,
спецочереди АЧР, действующей в случаях, когда при возник
новенни дефицита мощности в работающей в напряженных
условиях ЕЭС СССР (недостаточность резервов мощности,
предельное использование пропускной способности межсистем
ных связей) не удается реализовать оперативные ограничения
и отключения потребителей, и предназначенной для предотвра
щения опасной перегрузки межсистемных связей и удержания
частоты па уровне, превышающем верхние уставки общееистем
ной АЧР- отключение потребителей от спецочереди АЧР
допускается не более чем на 2 ч
Принципы действия основных категорий АЧР. Для эиерго
систем, работающих в составе энергообъединений (ОЭС ЕЭС
СССР), устанавливаются следующие граничные усповия дейст
вия АЧР1 и АЧРП
верхний предел уставок по частоте АЧРП — от 48,8 до
48,6 1ц, диапазон уставок по частоте АЧРП 0,3 Гц
(соответственно нижний предел уставок 48,5 — 48 3 Гц), начальная устав
ка по времени АЧРП 5—10 с, конечная уставка по времени
АЧРП может задаваться различной по энергосистемам с учетом
условий ликвидации дефицита мощности после восстановления
параллельной работы
верхний предел уставок но частоте АЧР1 на 0,2 Гц ниже
соответствующего верхнего предела уставок АЧРП, нижний
предел, как правило, не ниже 4Ь,5 Гц, уставки по времени
АЧР1, минимально допустимые по условиям предотвращения
ложной работы реле частоты при синхронных качаниях, а так
332
же (для индукционных реле частоты) при снятии и подаче
контролируемого напряжения — 0—0,15 с для очередей АЧР1 с
полупроводниковыми реле частоты и 0,2—0,3 с для очередей
с индукционными реле частоты
Для изолированно работающих энергосистем усывки
АЧР1 и АЧРП выбираются в соответствии с теми же гранич
ными условиями, при этом конечная уставка по времени АЧРП
может приниматься в пределах 90—120 с
Число очередей АЧР1 и АЧРП должно быть возможно боль
шим с равномерным распределением соответственно по частоте
и времени. Минимальные интервалы аля АЧР1 по возможности
следует принимать равными 0 1 Гц, при учете неизбежною
разброса в настройке и чувствительности реле это практически
равносильно равномерному распределению разгрузки в заданном
для АЧР1 диапазоне частот (примерно 2 Гц) В соответствии
со [122] ранее разгрузка при действии АЧРП распределялась
только по времени (при общей уставке по частоте) Однако
опыт эксплуатации показал что в условиях напряженных
балансов мощности и затяжных режимов работы ЕЭС с пониженной
частотой целесообразно разделение всего объема разгрузки
АЧРП на три четыре части в установленном небольшом
диапазоне частот с интервалом 0,1 Гц, минимальные интервалы по
времени действия АЧРП—5 с, уставки по времени АЧРП в
принятом диапазоне принимаются возрастающими от устройств
(очередей) с более высокими уставками по частоте к устрой
ствам с бопее низкими уставками по частоте. Этим также обес
печивается близкое к равномерному распределение разгрузки по
времени в узкой зоне частот
Важнейшим требованием к аварийной разгрузке является
ликвидация возникающего опасного дефицита мощности при
уменьшении до минимума ущерба, наносимого отключением пот
ребителей Наряду с мероприятиями по аварийной мобилизации
резервов мощности и приведением в примерное соответствие
объема разгрузки с размером неустраненного дефицита мощно
сти минимизация ущерба достигается строгим соблюдением оче
редности отключения потребителей в соответствии со степенью
их ответственности (начиная от наименее ответственных и пере
ходя при необходимости к отключению все более ответственных)
и применением устройств ЧАПВ, обеспечивающих при восстанов
лении частоты включение отключенных потребителей в обратной
последовательности (от наиболее ответственных к наименее
ответственным)
Выполнение разгрузки большим числом малых по мощности
очередей при увеличении количества устройств каждой очереди
и совместное применение двух категорий разгрузки АЧР1 и
АЧРП обеспечивают органическое согласование действия АЧР
с протеканием процесса изменения частоты
333
Результаты анализа, проведенною для оценки впиянин от
клонсний распределения разгрузки по очередям АЧР1 от равно
мирной [128], показывают что относительное увеличение объ
ема первых очередей приводит к некоторому повышению мини
мального значения частоты (уменьшению глубины аварийного
снижения частоты) однако при этом вероятность излишних
отключении потребителей больше, чем при равномерном рас
пределении Аналогичную роть играют и отст\пления от равно
мерного распределения разгрузки межд\ очередями по времени
АЧРП
Подтверждая в целом целесообразность равномерного рас
пределении разгрузки по очередям АЧР, анализ показывает
что и при таком распределении не исключается возможность
некоторого излишнего отключения нагрузки и отклонения от
оптимальною сочетания действий АЧР1 и АЧРП Существенное
значение имеет снижение до возможного минимума «паздыва
ния действия очередей АЧР1
Запаздывание в отключении потребителей при работе оче
редей АЧР1 приводит к дополнительному кратковременному
снижению частоты в переходном процессе против значения, ко
торое было бы прн мгновенной разгрузке (при особо больших
дефицитах ниже нижней уставки АЧР1) Это дополнительное
снижение проявляется гем в большей степени чем меньше зна
чения регулирующего эффекта нагрузки и эквивалентной посто
янной механической инерции энергосистемы.
При минимально допустимой по условиям предотвращения
ложной работы реле частоты выдержке времени учете времени
срабатывания реле частоты и действия выключателя
запаздывание в действии АЧР (против момента снижения частоты до
уровня уставки соответствующей очереди) составляет примерно
0,7 и 0,4 с соответственно для устройств с индукционными и
полупроводниковыми реле частоты При внезапном возникнове
нии больших дефицитов мощное! и из за указанного запазды
вания как предотвращение глубокою снижения частоты, так и
ее восстановление происходи! в основном за счет действия оче
редей АЧР1, а очереди АЧРП почти не работают
Нарушение правильного сочетания действия двух категорий
АЧР имеет место и в другом «крайнем» ( пучае — при медленно
нарастающих и повторно возникающих небольших дефицитах
мощности когда действуют в основном очереди АЧРП а АЧР]
почти не участвуют в ликвидации аварии. В том и другом
случае происходит отключение части ответственных потребителей
при сохранении в работе менее ошетственных, т е нарушается
требование ликвидации аварии со сведением к минимуму народ
нехозяйственного ущерба
Устранение этого недостатка обеспечивается переходом ог
раздельного действия очередей АЧР1 и АЧРП на различных по
334
Рис. 6.15 Вариант совмещения действия очереден ЛЧР1 и ЛЧРП на откдюшнис
потребителей:
/ 7 и /" - 10 — совмещенные очереди АЧР1 и АЧРП; V —3" - несовмещенные
очереди АЧРП; X — срабатывание очередей; А — К — нагрузки (в порядке снижения
ответственности потребителей); I —кривая изменения частоты при медленно нарастающем
небольшом дефиците мощности; 1J — то же при среднем по значению (единовременном)
дефиците; /// — то же при дефиците близком к максимальному расчетному
требителей к совмещению действия обеих категорий АЧР на од
них и тех же потребителей Совмещенное действие АЧР1 и
АЧРП дает возможность лучше использовать объемы разгрузки
и обеспечить оптимальную очередность отключения потребителей
практически при любых авариях, в том числе и в рассмотренных
выше «крайних» случаях Директивными указаниями |47]
предписывается осуществление перехода па совмещенную разгрузку
при которой на отключение нагрузки действуют два пусковых
органа; этот переход особенно важен там, где при раздельном
выполнении разгрузки трудно обеспечить требуемый суммарный
объем разгрузки с достаточным запасом
При воздействии АЧР1 и АЧРП на отключение одних и тех
же потребителей очереди АЧР1 по мерс снижения их уставок
по частоте совмещаются с очередями АЧРП со все большими
уставками по времени При этом часть первых очередей АЧРП
с верхними уставками по частоте и начальными (малыми) устав
ками но времени следует оставлять несовмещенными Этим
обеспечивается ускорение повышения частоты после АЧР1 при
наиболее частых (немаксимальных) дефицитах мощности
На рис 6 15 показаны последовательность действия АЧР при
указанном способе совмещения и характер изменения частоты
для случаев относительно небольшою (медленно нарастающего),
среднего и близкого к максимальному, расчетному дефицитов
мощности
При распределении отключаемой нагрузки между большим
335
числом очередей с небольшой разностью их уставок пс исклю
чается возможность неселективной работы устройств смежных
очередей, однако при уменьшении доли нагрузки, приходящейся
на отдельную очередь и увеличении количества устройств в
каждой очереди это не приводит к существенным нарушениям
принятой последовательности отключения потребителей и такая
нссслективпость допускается [47] Дробление отключаемой па
грузки позволяет также уменьшать последствия отказов и непра
вильных действии отдельных устройств ЛЧР
АЧР с зависимой выдержкой времени (АЧРС). Оптимальная
последовательность отключения потребителей может быть обес
печена также применением АЧР с использованием реле с
зависимой выдержкой времени [125, 128| Частотная разгрузка с за
висимои выдержкой времени состоит из нескольких очередей с
общей уставкой запуска и различными зависимостями времени
срабатывания от частоты Одни и те же очереди в различных
аварийных ситуациях будут выполнять функции \ЧР1 или
АЧРП; при этом каждая последующая из действующих очере
дей отличается от предыдущей более низким значением частоты
срабатывания в данный момент времени и большим временем
срабатывания при данной частоте, чем обеспечивается соблю
дение установленной очередности отключения при тюбом харак
тере аварийного процесса За счет достигаемого ускорения дей
ствия очередей выполняющих функции АЧР1, разгрузка с за
висимой выдержкой времени позволяет несколько сократить ча
стотно временную зону по сравнению с обычной системой АЧР
Применение АЧР с зависимой выдержкой времени дает некою
рые преимущества, но требует специальной аппаратуры При
организации выпуска устройств разгрузки с зависимой выдер
жкой времени (А.ЧРС) и их внедрении погребуется решение
вопросов рационального их использования с учетом
характеристик действующей системы АЧР и обеспечения эффективного
совместного действия комбинированной разгрузки в различных
аварийных ситуациях
Суммарный объем разгрузки. Равномерное распределение
отключаемой нагрузки между большим числом очередей
упрощает определение суммарного объема нагрузки, подключаемой
к устройствам АЧР и эта задача сводится к оценке максималь
но возможного аварийного дефицита мощности в каждой части
эпергообъедннения (энергосистемы).
Рассмотрим зависимость объемов раз1рузки обеих категорий
АЧР от размера дефицита мощности ЛЯ, в долях нагрузки до
аварийного режима Я„о, допускаемого минимального установив
шеюся значения частоты в аварийном процессе /„,,„ значения
частоты fK, до которого она должна быть восстановлена, и
регулирующего эффекта на1рузки к„ (резерв мощности отсутству
ет или не учитывается)
336
Минимальный объем АЧР1 в долях Ло определяется выра
жением
'АЧР1 = (6 8)
■-0-Ч,)*
Так например, при АЯГ равном 0 3 Я„< /„,-„ = 46 Гц, k„ = 2
°з-'0-Ю*
р,ЧР| = = 0 17
Суммарный объем АЧР1 и АЧРП, необходимый для восстанов
тения частоты до Д,=49 Гц,
_03-'('-|)2_
"а 1р — "ачр! "Т Рачрн ; 0,27
-0-Ю
Соответственно минимальный объем АЧРП — 0 I
Многообразие аварий, вероятностный их характер, существен
ные различия в исходных режимах энергосистем, возможность
значительных изменений нагрузки потребителей подключенных
к устройствам АЧР обусловливают необходимость установления
объема АЧР по наибольшему из реально возможных дефицитов
с запасом, учитывающим указанные и другие факторы
В соответствии с [47] объем АЧР1 в каждом районе, энерго
системе, группе энергосистем, энергообъединении определяется
расчетным значением АЯ с запасом равным 0 05
Я4ЧР1>ЛЯ +0 05 (6 9)
Обьем АЧРП, необходимый по условию восстановления час
тоты после действия АЧР1, составляет 0 1—0,15 нагрузки исход
ного (доаварийного) режима Однако в соответствии с указанным
выше на АЧРП возлагаются также функции предотвращения сни
жения частоты и ее восстановления при сравнительно медленных
аварийных снижениях генерируемой мощности или при стуненча
том увеличении аефицита мощности, а для выполнения этих фун
кций объем АЧРП должен быть существенно увеличен В соот
ветствии с [47] объем АЧРП при раздельном действии двух
рассматриваемых категорий АЧР определяется выражением
^ач1п>0,4Я4чр|, (6 9а)
337
при этом чначение Рдчри Должно быть не менее 0,1 Яио
Суммарная мощность нагрузки, подключаемой к АЧР при
раздельном выполнении АЧР1 и АЧРП,
Я,ЧР=1,4(ЛЯГ + 0,05)=1,4ДЯ,. + 0,07 (6 10)
При совмещении действия АЧР1 и АЧРП требования к объему
АЧР1 сохраняются теми же и этот объем нагрузки подключается
также к АЧРП Кроме того, к несовмещенным первым очередям
АЧРП необходимо подключить нагрузку, отключения которой
было бы достаточно для подьема частоты от fmul до значений, близ
ких к нормальным, этот дополнительный объем оценивается зна
чением 0,1 Яно Суммарный объем АЧР для совмещенного вари
анта составляет
ЯАЧР = (АЯ +0,05) +0,1 = \Яг + 0,15, (6 11)
таким образом, совмещение позволяет при больших расчетных
дефицитах существенно сократить объем нагрузки, подключаемой
к АЧР
Как правило, при определении объема АЧР вращающийся
резерв ТЭС не учитывается, он может быть учтен в случае нали
чия гарантированного вращающегося резерва, обеспеченного па
ропроизводительностью котлов, значение ЯЛЧР| при этом будет
соответственно уменьшено
Возможность мобилизации резервной мощности 1 ЭС, как
правило, также относится в запас расчета, при наличии гарантиро
ванного резерва мощности ГЭС он может быть принят во
внимание при выборе уставок по времени АЧРП (с учетом фактичес
кого времени мобилизации резерва) |47|
Дополнительная разгрузка. При отделении энергосистем или
районов с большим дефицитом мощности, что сопровождается
быстрым снижением частоты, разгрузка даже при правильном
выборе объема и уставок АЧР может быть недостаточно
эффективной, и такая авария создает угрозу нарушения работы электро
станций и электроснабжения потребителей На глубину снижения
частоты значительное влияние оказывает даже небольшая
задержка в отключении нагрузки \t\ предельно допустимые значе
ния дефицита мощности АЯГГ1р (в долях /?„0) по условиям пре
дотвращеиия снижения частоты ниже 45 Гц резко различаются
при применении полупроводникового реле частоты (At =
= 0,2-г-0,3 с) и индукционного реле (Д/ = 0,5 —0,8 с) Если боль
шому дефициту активной мощности сопутствуй большой дефицит
реактивной мощности, то при применении индукционных реле
частоты без стабилизаторов напряжения возникает опасность
отказа АЧР нз-за быстрого и глубокого снижения напряжения
На рис 6 16 показана зависимость ЛЯГ ,, от Л/ по условиям
предотвращения снижения частоты ниже 45 Гц при работе АЧР1
(диапазон уставок 48,5—46,5 Гц и ступень 0,1 Гц) для различ
338
Рис. о. lb Зависимости ДРÄРот длительности
задержки в отключении нагрузки Д( при работе
А.ЧР1 Д1Я различных значений г,г i и k (рас
ieT на ЭВМ):
- т,г=- [2 с.
= 2. 3 -6„
,;!с к = I
v. 1„-2:
ДРг,
0,85
0,65
0,5!
р;огпн еЭ
я
<г\.
0,3 0,5 0,7 М,С
ных значений постоянных механической инерции Typdoaipeia-
тов — т/г, нагрузки tJh и регулирующего эффекта нагрузки /г„,
объем АЧР1 выбран в соответствии с (о.9) и распределен равно
мерно между очередями (возможность отказа АЧР
предполагается исключенной, вращающийся резерв мощности отсутствует)
При дефицитах, превышающих АЯ пр, для предотвращения
снижения частоты ниже 45 Гц необходимо применение дополни
тельной разгрузки в целях увеличения объема откпючаемой на
i рузки и ускорения отключения
Минимальный объем дополнительной разгрузки при ДЯГ>
> ЛЯГ „р определяется выражением
др — лр
Р^ ^U-TZ.-AP-^ <6I2>
При отсутствии данных о постоянных механической инерции
и регулирующем эффекте Hai рузки ДЯ пр можно принимать рав
ным 0,45
Дополнительная разгрузка должна предотвращать не только
недопустимое снижение частоты, но и [лубокое снижение напря
жения, угрожающее развитием лавины напряжения Необходимо
учитывать что значительный дефицит реактивной мощности и не
допустимое снижение напряжения могут возникнуть (в зависи
мости от схемы связи дефицитного района с источниками
питания и других факторов) и при аварийных дефицитах активной
мощности, не превышающих ДР,.,,, В этих особых случаях требо
вания к дополнительной разгрузке должны определяться на основе
расчетной оценки уровней напряжения и устойчивости узлов па
грузки в рассматриваемой аварийной ситуации (или на основе
результатов специальных натурных экспериментов)
Важнейшим условием обеспечения эффективности дополни
тельной разгрузки является ее быстродействие, желательно обе
спечнть действие этой разгрузки в начале процесса аварийного
снижения частоты Дополнительная разгрузка, как правило, дол
339
жна выполняться по факторам, характеризующим возникновение
опасного местного дефицита мощности (независимо от процесса
снижения частоты) Такими факторами могут быть аварийные
отключения генераторов, питающих линий, трансформаторов,
изменение значения перетока мощности и его направления и т д
Возможно также применение устройств с пуском по скорости сни
жения частоты или с комбинированными пусковыми органами —
по значению частоты и скорости ее снижения по одновременному
снижению частоты и напряжения При выполнении дополнитель
ной разгрузки могут использоваться устройства телеотключения в
том числе циркулярного [47]
В отдельных случаях допускается присоединение одних и тех
же потребителей к устройствам дополнительной разгрузки и к
устройствам основной (общесистемной) АЧР; при местных '1ефи
цитах эти потребители будут отключаться устройствами допол
нительной разгрузки, при общесистемных дефицитах — устрой
ствами основной АЧР Объем основной АЧР (АЧР1 и АЧРП)
должен удовлетворять указанным ранее требованиям ликвидации
общесистемных дефицитов
В узлах, в которых возможно одновременное глубокое сни
жение частоты и напряжения целесообразно выполнять устрой
ства АЧР с использованием полупроводниковых реле частоты,
при применении в этих \злах индукционных реле частоты для пре
дотвращения отказов этих реле или недопустимого увеличения
их погрешности прн глубоком снижении напряжения следует при
менять схемы с питанием индукционных реле через стабилизато
ры (или специальные трансформаторы с переключением отпаек)
Частотное АПВ (ЧАПВ). Важнейшим средством снижения
до возможного минимума ущерба, вызванного частотной разгруз
кой, является применение ЧАПВ Срабатывание очередей АЧР1
и АЧРП приводит к восстановлению частоты на уровне, близком
к частоте возврата АЧРП (48,5—49,5 Гц) или несколько более
высоком Ликвидируя аварию с дефицитом активной мощности,
оперативный персонал обязан принять немедленно меры по
мобилизации резервов мощности, быстрейшей синхронизации разде
лившихся частей энергосистемы, ОЭС, ЕЭС СССР и подъему
частоты до уровня на 0,1—0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ
В ряде случаев ликвидация аварии с отключением
дефицитного района может быть осуществлена без вмешательства
персонала — автоматическими устройствами Примером может быть
01деление энергосистемы, получавшей мощность из энергообьеди-
нения, приводящее последовательно к снижению частоты и ра
боте АЧР, осуществлению частотного пуска и загрузки гидроге
нераторов, подъему частоты до уровня, обеспечивающего работу
АПВУС межсистемной связи и присоединение отделившейся энер
госистемы к энергообъединению, восстановлению питания отклю
ченных потребителей действием ЧАПВ
340
Автоматическая ликвидация аварий с восстановлением пнта
нин отключенных потребителей действием ЧАПВ в отделившемся
дефицитном районе может осуществляться также при успешном
несинхронном АПВ отключенной связи с быстрым втягиванием
в синхронизм или при ресинхронизации по оставшейся включен
ной связи после кратковременного асинхронного хода (при его
допустимости) и действия АЧР в дефицитном районе Необходи
мо, однако, иметь в виду, что в том случае, если асинхронный
ход возник из-за превышения предела статической устойчивости
связи, полное восстановление потребителей действием ЧАПВ (при
исходной генерируемой мощности) неизбежно вызовет повторное
нарушение синхронизма.
Учитывая возможности ликвидации аварийных дефицитов
мощности, директивные материалы [47] ориентируют на увели
чение обьема ЧАПВ вплоть до полного охвата всех отключаемых
потребителей (с выполнением АЧР и ЧАПВ на базе одного обще
го реле с переключением уставок) В ю же время доля отключа
емой нагрузки, питание которой восстанавливается действием
ЧАПВ, для изотированно работающих энергосистем и для энер
госистем, которые могут на длительный срок отделяться от
энергообъединения должна определяться исходя из конкретных мест
ных условий.
При развитии системы ЧАПВ в первую очередь автоматичес
кое повторное включение должно быть осуществлено для
наиболее ответственных потребителей (отключаемых последними
очередями АЧР), для наиболее часто отключаемых потребителей
(спецочередь АЧР первые очереди АЧР1 и особенно АЧРП),
для потребителей, восстановление питания которых при отсутствии
ЧАПВ требует значительного времени (подстанции бе< постоян
ного дежурства персонала и т д), а также в случаях, когда
имеется повышенная вероятность ложной работы устройств
АЧР
В соответствии с требованием снижения до возможного мини
мума ущерба от нарушения электроснабжения очередность вклю
чения потребителей устройствами ЧАПВ должна быть обратной
очередности отключения их устройствами АЧР
Диапазон уставок по частоте ЧАПВ принят равным 49,2—
50 Гц начальная уставка по времени ЧАПВ — в пределах от
10 до 20 с (исключается действие при кратковременных подъемах
частоты); конечная уставка по времени ЧАПВ для энергосистем,
работающих в составе энергообъединений, не лимитируется и
выбирается с учетом возможности устранения дефицита мощности
после восстановления параллельной работы (для изолированно
работающих энергосистем конечная уставка по времени ЧАПВ
может приниматься в пределах 90—120 с)
При применении для ЧАПВ разных уставок по частоте более
высоким уставкам должны соответствовать большие выдержки
341
времени Минимальные интервалы между очередями ЧАПВ еле
дует по возможности принимать равными 5 с
При использовании ресинхронизации после действия АЧР или
применении АПВУС па связи с дефицитной энергосистемой
(энергорайоном) ЧАПВ не должно препятствовать восстановле
нию синхронизма В этих случаях уставки ЧАПВ по часто|е
должны быть выше частоты ресинхронизации и включения связи
действием АПВУС, а уставки ЧАПВ по времени должны быть
увеличены, с тем чтобы действие ЧАПВ происходило после вое
становления синхронизма. Если действие ЧАПВ может вызвать
повторное нарушение устойчивости, его применение должно быть
ограничено [47] В условиях синхронизации по сравнительно
(Лабым связям более широкие возможности для предотвращения
развития аварии или увеличения времени ее ликвидации и в то
же время для обеспечения наибольшей доли включаемой нагруз
ки дает ЧАПВ с контролем изменения частоты, примененное в
Латвийской энергосистеме [125, 128)
Установившееся значение частоты, Гц, после действия АЧР
и ЧАПВ может быть рассчитано по формуче (при отсутствии
резерва мощности)
., /.,(Л/'-ял||+Л,дп„> ,, , ,,
sf>" = k,p -р +р г {6 13)
Использование АЧР для ресинхронизации Автоматическую
частотную разгрузку можно также применять для обеспечения
ресинхронизации при возникновении асинхронною хода по связи
с дефицитным районом (и допустимости его на время, требуемое
для ресинхронизации) и для облегчения и ускорения синхрони
зации при включении отключенной связи Для этого могут ис
пользоваться автоматическое повышение частоты срабатывания
АЧР1, ускорение и повышение частоты возврата АЧРП [47,
126, 128]
Если рассматриваемый дефицитный район работает несин
хронно по связи с энергосистемой (энергообъединением)
большой мощности, среднее установившееся скольжение может быть
опредетено по формуте [41]
Ри—Р \ — Р г —/V-
гр-
Рик +Р„ —
(6 14)
где Pji Яти Р[], Рас — соответственно мощность турбин дефицит
ной части энергосистемы, не имеющих резерва, мощность турбин,
имеющих резерв, собственная мощность, асинхронная мощность,
получаемая дефицитной частью (все величины — в относитель
ных единицах при базисной мощности, равной суммарной мощ
ности генераторов дефицитной части), о\ — статизм АРЧВ тур
бин дефицитной части, имеющих резерв мощности, приведенный
к базисной мощности
342
Взаимная мощность дефицитной части с мощной энерго
системой (энергообъединением)
Ь V
Р<>=—, (6 15)
где С\ — ЭДС за переходным реактивным сопротивлением экви
валентного генератора, замещающего дефицитную часть, UL —
напряжение энергосистемы (шин бесконечной мощности)
Z •> = ^JR2\2-\-X2\2 — взаимное сопротивление
Собственная мощность дефицитной части при замещении ее
нагрузки постоянным сопротивлением
где Z]\=^jR\\-\-Ki\ — собственное сопротивление дефицитной
части
Асинхронная мощность может быть приближенно рассчитана
по формуле
^«(-^jWacHOM (6 17)
1де Рас.ноч = I 54-2 отн ед при преобладании в дефицитной части
турбогенераторов, 0,4—0,5 — при преобладании гидрогенерато
ров без демпферных KOHiypoB и около 1 — при наличии
демпферных контуров
Если условие (6 1) выполняется, то нет необходимости в
применении АЧР как средства ресинхронизации (однако действие
АЧР при этом может использоваться в целях сокращения дли
тельности асинхронного режима) Если условие (6 1) не выпол
ннется, то ресинхронизация может быть обеспечена за счет
действия АЧР при надлежащем выборе мест установки
устройств ЛЧР, обьема и уставок очереден АЧР с учетом влияния
параметров аварийного процесса Ресинхронизации может спо
собствовать саморазгрузка потребителей в части узлов из-за
снижений напряжения при асинхронном режиме В некоторых
случаях, однако, даже значительная разгрузка дефицитной части
оказывается неэффективной и ресинхронизация не наступает, это
может иметь место при усугублении дефицита из-за значитель
ных дополнительных потерь активной мощности при асинхронном
режиме, а также из за наличия в дефицитной части относи
тельно большой доли синхронных электродвигателей и СК Для
облегчения ресинхронизации в этих условиях может быть
использовано временное снижение возбуждения иа части генераторов
и СК (или временное отключение СК), если это не приводит
к нарушению устойчивости нагрузки [47, 95, 128]
В качестве примера на рис 6.17 показан процесс
ресинхронизации небольшого района с генерирующей мощностью 90 МВт
343
t„ - 152c 115кВ
235kB
0 1 2 3 4 5 6 7
*M
49
48
47
\
\
x
'
*
\
ч
7
5 s3on /
J 4 5- £
/
/
V
'
7 tf,c
< ^—i*-
9 10 11 12 t,c
^m
Ресинхронизация
Рис. b 17 Осциллограмма нарушения динамической устойчивости из за затяжно
го КЗ и ресинхронизации дефицитною энергорайона после действия АЧР1
и нагрузкой 120 МВт после возникновения асинхронного хода по
связи с крупным энергообъединением вследствие затяжного КЗ
Во время асинхронного хода сработали несколько очередей
АЧР1 с уставками 48,5—48 Гц и отключили суммарно около
30 МВт, что привело на восьмой секунде к восстановлению син
хронизма [128]
АЧР как средство ресинхронизации успешно использовалась
в энергосистемах ОЭС Востока Закавказья и ряде других
районов
Делительная автоматика по частоте Важнейшим мероприя
тием, предотвращающим полное нарушение работы резко дефи
цитного района (энергосистемы части энергообъединения) при
344
неэффективности действия АЧР1 и АЧРП, отсутствии или отказе
дополнительной разгрузки, является делительная автоматика по
частоте, предназначенная для отделения тепловых электростан
ций или их частей с примерно сбалансированной нагрузкой или
для выделения отдельных агрегатов на питание собственных
нужд Делительная автоматика по частоте не только резервирует
действие других видов разгрузки (предотвращая катастрофиче
ское развитие аварии при редких дефицитах, превышающих мак
симальные расчетные), но и заменяет дополнительную разгрузку
в тех случаях когда выполнение этой разгрузки с использо
ванием местных факторов связано с серьезными трудностями или
не может быть осуществлено с помощью располагаемых техни
ческих средств [47, 128]
Являясь последней (низшей) ступенью функциональной
иерархии протнвоаварийного автоматического управления дели
тельная автоматика по частоте играет роль «последнего рубежа»
в процессе эскалации аварийных событий, угрожающих полным
нарушением работы электростанций и электроснабжения потре
бителей из за лавины частоты и (или) напряжения Успешное
действие делительной автоматики по частоте обеспечивает при
«развале» системы (района, энергосистемы части энергообъеди
нения^) сохранение в работе выделенных генерирующих мощ
ностей и электроснабжение части наиболее ответственных потре
бителей Создается возможность быстрой ликвидации аварии
с разворотом и загрузкой остановившихся агрегатов подачей
напряжения на обесточенные участки и восстановлением схемы
и режима энергосистемы соответствующие действия оперативно
го персонала всех ступеней управления предусмотрены диспет
черскими инструкциями
Опыт эксплуатации подтверждает особое значение автома
тики деления по частоте имели место случаи, когда отсутствие
этой автоматики или неправильная ее настройка приводили при
особо тяжелых каскадных авариях к нарушению работы собст
венных нужд, лавинообразной потере генерирующей мощности и
«посадке на нуль» отдельных дефицитных районов
Делительная автоматика по частоте для отделения тепловой
электростанции (или ее части) с примерно сбалансированной
нагрузкой выполняется в соответствии с [47] с двумя пусковыми
органами одним с частотой срабатывания 45—46 Гц и временем
срабатывания 0 5 с и другим с частотой срабатывания около
47 Гц и временем срабатывания 30—40 с При этом на блочных
электростанциях для устройств автоматики с малой выдержкой
времени следует принимать по возможности меньшие уставки по
частоте, а для устройств с уставкой около 47 Гц — по возмож
ности большие выдержки времени (все в указанных выше преде
лах) При оценке выделяемой нагрузки следует учитывать дейст
вие АЧР (до и после действия делительной автоматики), в
345
[47] для блочных электростанций рекомендовано отделение с не
большим избытком мощности В варианте отделения одного энер
гоблока с нагрузкой его собственных нужд должна быть обеспе
чена и экспериментально подтверждена надежная работа энерго
блока в течение не менее 15 мин при всех режимах и техноло
гических схемах При выборе варианта отделения электростанции
или ее части следует учитывать желательность сведения к ми
нимуму числа срабатывающих выключателей и упрощения one
раций переключений
Применение несколько различающихся уставок пуска дели
тельной автоматики позволяет обеспечить относительную
селективность отделения электростанций (например, для отделения
сначала той из двух ТЭС, от которой зависит водоснабжение
и второй ТЭС), в тех же целях может использоваться воз
можность введения дополнительных или блокирующих импульсов
в зависимости от расположения ТЭС в энергосистеме (по сни
жению напряжения, по изменению потоков мощности и т п )
В районах, где возможны особо большие дефициты мощности,
а объем разгрузки недостаточен, допускается (особенно при
наличии весьма ответственных потребителей) неселективное по
отношению к работе АЧР1 действие делительной автоматики по
частоте с уставками в пределах 46,6- 47 5 Гц и временем не
более 1 с
В соответствии с директивными указаниями «О мерах по
обеспечению восстановления работы энергосистемы при потере
значительной части мощности» [47] в изолированно работающих
или слабо связанных с энергообъединением энергосистемах, не
имеющих мощных блочных электростанций, должно предусмат
риваться автоматическое отделение электростанций или генера
торов мощностью 5—10% общей установленной мощности энер
госистемы с учетом возможности их использования для разво
рота агрегатов остальных электростанций
В [129] освещен полученный в Днепроэнерго опыт автома
тизации схем выделения собственных нужд трех блочных ТЭС
энергосистемы При проработке мероприятии, предусмотренных
[47], выявилось, что отделение крупной блочной ТЭС (1800—
3000 МВт) вместе с примыкающей сетью со сбалансированной
нагрузкой могло бы быть реализовано только за счет создания
большого комплекса автоматики с устройствами телеотключения,
но такое выделение привело бы к резкому снижению надежности
работы всей энергосистемы и не может быть допущено Другой
«крайний» случай действия автоматики деления по частоте на
выделение одного из энергоблоков на нагрузку его
собственных нужд приводит к значительной потере генерирующей мощ
ности, что утяжеляет аварийную ситуацию (для агрегатов, вы
пускаемых ХТГЗ, такое выделение практически невозможно из за
недостаточного регулирования диапазона)
446
Целесообразным и практически выполнимым в условиях
Днепровской энергосистемы (условиях, по-видимому, характер
ных для большинства других концентрированных энергосистем с
крупными блочными ТЭС) оказалось выделение части блочной
ТЭС путем отключения транзитных связей на ТЭС и примы
кающих подстанциях (удалось ограничиться привлечением в
схему выделения только одной подстанции), а также авто
трансформатора связи (AT) с шинами ВН при балансировке
генерируемой мощности и нагрузки отделяемых районов с учетом
действия АЧР Комплекс применяемой автоматики выполняет две
функции предварительное формирование схемы выделения путем
отключения транзитных связей с энергосистемой при сохранении
последней связи через AT и отключение этой последней связи
Автоматика, подготавливающая схему выделения, имеет уставку
48—48,4 Гц, автоматика отключения последней связи имеет ус
тавку, соответствующую директивным указаниям
Для каждой ТЭС разрабатывается не менее двух схем выде
ления собственных нужд с учетом состава работающего
оборудования, так чтобы обеспечивалась селективность действия авто
матики В этих целях используются органы контроля суммарной
активной мощности генераторов, работающих на шины СН, а
разделением уставок но частоте и времени (48,4 Гц, 0,5 с на
ТЭС и 48,0 Гц, 1 с на подстанции) обеспечивается первооче
редное срабатывание автоматики на ТЭС, затем по перетоку
мощности по связям с ТЭС автоматически определяются
воздействия делительной автоматики на подстанции
При возможности оперативный персонал ТЭС при снижении
частоты до 48,5 Гц переводит питание собственных нужд на
резервные трансформаторы, подключенные к отделяемой части,
а после срабатывания автоматики формирования схемы отделе
ния производит примерную балансировку (по перетоку через AT)
генерации и потребления в отделяемом районе При дальнейшем
снижении частоты до 47 5 Гц или приближении технологических
параметров к значениям, угрожающим остановом агрегатов,
персонал производит отделение, не дожидаясь действия автоматики
Эти действия оперативного персонала осуществимы, однако,
только в случае относительно медленного развития аварийного
процесса, при быстром снижении частоты отделение производит
ся действием комплекса автоматики без участия персонала
Ответственность за выполнение АЧР. Задания по суммарным
объемам и граничным уставкам АЧР1, АЧРП и спецочереди
АЧР по ОЭС, входящим в ЕЭС СССР, ОДУ ОЭС получает от
ЦДУ ЕЭС СССР, энергосистемы, работающие в составе ОЭС,
получают от ОДУ ОЭС граничные условия действия АЧР ЧАПВ
(а также частотной автоматики ГЭС), исходя из требований
ликвидации аварийного дефицита мощности по ОЭС в целом или
в нескольких смежных энергосистемах с учетом необходимости
347
предотвращения нарушений и восстановлении синхронной работы
по межсистемным связям (47]
При задании граничных уставок по частоте учитываются
структура генерирующих мощностей и характер баланса мощ
ности Для предотвращения опасной перегрузки межсистемных
связей при снижении частоты применяется спецочередь АЧР в
дефицитных энергосистемах и ОЭС, а высшие уставки АЧР1
принимаются несколько более низкими (в установленных
пределах), чем в избыточных Требование предотвращения перегрузки
межсистемных связей вынуждает в некоторых случаях умень
шать долю участия избыточных энергосистем в общем объеме
АЧР и допускать некоторые отклонения от равномерного распре
деления нагрузки по очередям АЧР При этом нарушения прин
ципа очередности отключения в соответствии со степенью
ответственности потребителей должны быть сведены к минимуму
Устройства АЧР, как правило, должны находиться на объек
тах энергосистем В тех случаях, когда часть устройств АЧР
устанавливается на объектах потребителей, желательно резерви
ровать их действия устройствами на подстанциях энергосистемы
с необходимой отстройкой по частоте и времени срабатывания
Для ряда установок потребителей определены специальные
условия применения АЧР, это относится, например, к тяговым под
станциям [47], к насосно перекачивающим станциям магист
ральных газопроводов и т д Выполнение и эксплуатация уст
ройств АЧР на объектах потребителей должны контролироваться
персоналом энергосистем
Перенос устройств АЧР на объекты потребителей может быть
целесообразен при наличии в энергосистеме крупных установок,
получающих тепло от турбин ТЭЦ Этот перенос позволяет из
бежать отключения установок существенно снижающих тепло
вую нагрузку турбин и уменьшающих поэтому генерируемую
электрическую мощность ТЭЦ
Расстановка и действие устройств АВР на объектах энерго
систем и потребителей должны быть увязаны с АЧР
срабатывание АВР не должно восстанавливать питание отключенной
нагрузки от источника дефицитной зоны; в то же время при
возможности осуществить с помощью АВР переключение отклю
ченной нагрузки на источники недефицитнои зоны эта возмож
ность должна быть использована
Для предотвращения ненужного отключения потребителей
устройствами АЧР при кратковременных снижениях частоты во
время КЗ (в небольших изолированно работающих энергосисте
мах) и при перерывах питания во время действия АПВ и АВР
следует применять на соответствующих присоединениях АЧР с
достаточной выдержкой времени (АЧРП) или специальные
блокировки, запрещающие работу АЧР по признакам процессов, при
которых разгрузка не требуется
348
Задания, которые получают энергосистемы от ОДУ, опреде
ляют минимальный объем АЧР и максимальный объем ЧАПВ
Достаточность объема АЧР должна быть проверена энергосисте
мой на основе анализа возможных местных аварий с отделением
дефицитных частей энергосистемы, при необходимости объем
основных категорий АЧР должен быть увеличен и должна быть
применена дополнительная разгрузка автоматикой деления по
частоте (по согласованию с ОДУ ОЭС)
Ответственность за выполнение и эффективное действие АЧР
при аварийных снижениях частоты в энергосистеме в целом и
в любой ее части, за восстановление электроснабжения потреби
телей (действием ЧАПВ и неавтоматическое) после ликвидации
дефицита мощности, а также за автоматическую мобилизацию
мощности электростанций возлагается на районное управление
Объединенное диспетчерское управление несет ответствен
ность за правильность и своевременность соответствующих зада
ний энергосистемам и обеспечивает контроль за их выполнением
Для контроля выполнения заданных ЦДУ ЕЭС СССР и ОДУ
объемов разгрузки энергосистемы должны (в соответствии с ука
заниями ЦДУ и ОДУ) проводить не реже 1 раза в год замеры
нагрузки, подключенной к АЧР и ЧАПВ, результаты обработки
этих замеров энергосистемы представляют в ОДУ, а соответст
вующие данные по параллельно работающим ОЭС ОДУ пред
етавляют в ЦДУ ЕЭС СССР
Применение АЧР за рубежом Автоматическая частотная разгрузка находит
все ботее широкое распространение и та рубежом где применение ее началось
значительно позже чем в энергосистемах СССР. При этом используются тишь
быстродействующие уетроиства АЧР соответствующие АЧР1 применяемым в на
шеи стране Настройка устройств АЧР выбирается таким образом чтобы
предотвратить снижение частоты более чем на 5% номинального значения (до
57 Гц при /1шн=60 Гц до 47 о Til при /|(пч = 50 Гц).
В европейских странах АЧР действуют начиная со значении частоты
равных 49 2 Гц (Бельгия Норвегия) 49 Гц (Франция) 48 7 (Голландия),
48,5 Гц (Великобритания Ирландия, Дания) и т д В Великобритании имеется
также спецочередь АЧР отключающая с уставкой 49 7 Гц нагрузку алюминиевого
завода и агрегаты ГАЭС работающие в насосном режиме В Бельгии аналоги!
ная автоматика тействует при значениях частоты 49 8 и 49,5 Гц Там же при
снижении частоты то 49 5 I ц автоматически н вручную снижается напряжение
у потребителей
В Италии в схемах АЧР кроме реле понижения частоты применяются реле
фиксирующие скорость снижения частоты (такие реле применяются также в Ка
наде) Подобные устройства действуют на отключение потребителей при выпол
нении двух условии снижении частоты ниже уставки и изменении частоты со
скоростью превышающей ycTaBKv соответствующего реле В системе АЧР дейст
вующей в итальянской энергосистеме выполняются следующие уставки первая
ступень 49 4 Гц 0 25 Гц/с объем отключаемой нагрузки 5% вторая сту
пень — 49 Гц 0 335 Гц/с объем отключаемой нагрузки 5% третья ступень
349
48 5 Гц 0 167 Гц/с обт^м отключаемой нагр\зки 10% При частоте ниже
48,5 Гц АЧР действует без контроля скорости изменения частоты. Применение
реле, реагирующих на скорость снижения частоты позволяет быстрее и точнее
тиквидировать дефицит активной мощности
В энергосистеме штата Виктория (Австралия) в течение нескольких лет
эксплуатируется специфическая система АЧР которая наряду с местными уст
роиствами — реле частоты с уставками 48 Гц — имеет центральную часть Мест
ные устройства могут подействовать Hd отключение тишь в случае поступления
разрешающей команды от центральной части Эта последняя вступая в дейст
вие при значении частоты ниже 49 7 Гц по скорости ее изменения за I 5 с
определяет на основании известных характеристик ^перюсистсмы значение
возникшего дефицита активной мощности и задает местным устройствам соответст
вующии объем отключения нагрузки
В Японии ЭВМ установленная на одной из подстанции обеспечивает
формирование выходных цепей АЧР, подбирая для текущего момента времени такой
состав отключаемых линий чтобы передаваемая по ним суммарная мощность
соответствовала установленному заданию для данной очереди АЧР При этом
учитывается ответственность каждого потребителя а также производится
проверка на минимум нагрузки малозагруженные линии не отключаются при действии
АЧР так как предполагается, что они несут лишь самую необходимую нагр\зку
(освещение вентиляция и т п.).
В США устройства АЧР также применяются почти во всех энергосистемах
В большинстве случаев используются трех и двухступенчатые системы В неко
торых энергокомпаниях применяется более плавная система АЧР содержащая от
о до 15 ступеней Так, например в Северо Западном энергообъединении система
АЧР имеет семь ступеней с уставками 59 3- 58 7 I ц Ко всем ступеням почкою
чено более 40% нагрузки
В одной энергокомпании США при снижении частоты применяется авюмати
ческое снижение напряжения для \ меньшей и я потребления. Эта автоматика
действующая без специальной выдержки времени осуществляет снижение папря
жения на 5 8% Полное время переключения ответнлении обмоток трансфор
маторов занимает около 14 с Снижение на! рузки составляет около 0 Ь% на
каждый процент снижения напряжения
В некоторых европейских странах (Франции Швеции Италии) автоматика
при снижении частоты не только отключает часть нагрузки но также осушеств
тяет деление сети. Так например во Франции при снижении частоты до 49
и 48 5 Гц срабатывают две первые очереди АЧР отктючающие нагрузку в
разных районах страны (по 20% каждая очередь) Затем, если снижение час
тоты продолжается при / = 48,25 Гц энергосистема Франции челитсн на две
части (северную и южную). При этом в южной избыточной части энергосистемы
восстанавливается нормальное или близкое к нормальному значение частоты
В северной же дефицитной части при /=48 Гц срабатывает третья очередь АЧР
отключающая до 20% нагрузки района, а при /=47 75 Гц осуществляется деле
ние северной части страны на три района (парижский район, участок, связан
ный с бельгийской энергосистемой, и участок связанный с энергосистемой ФРГ)
Затем работает последняя четвертая очередь АЧР (/ = 47,5 Гц) откчючающая
до 20% нагрузки района
350
В Италии выделение энергораиона производится в две очереди при с ни
жении частоты до 48 48 5 Гц отключаются все линии связывающие выделяемый
район с энергосистемой кроме одной а при / = 47 ^ Гц отключается последняя
1ИИИЯ [20]. По мнению итальянских специалистов выделение районов при сни
жении частоты позволяет предотвратить отк :ючение части энергоблоков ТЭС
I ЛАВА СЕДЬМАЯ
ОБЩАЯ ОЦЕНКА УРОВНЕЙ НАДЕЖНОСТИ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ И ЖИВУЧЕСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
7.1. Надежность силовых элементов энергосистемы
К силовым элементам энергосистемы относятся энергетиче
ское оборудование электростанций (котлы, реакторы, гидро и
турбоагрегаты, вспомогательное энергетическое оборудование) и
электротехническое оборудование электростанций и электриче
ских сетей (генераторы, трансформаторы, ВЛ, выключатели
и др ) Каждый силовой элемент энергосистемы может находить
ся в работоспособном или неработоспособном
состоянии Работоспособное оборудование может находиться в
работе или резерве, неработоспособное — в ремонте (плановом
или аварийном) Элементы энергосистемы восстанавливае
м ы, т е после ремонта (капитального, среднего, текущего, ава
рийно восстановительного) могут вновь переходить в
работоспособное состояние Аварийное (незапланированное) отключение
оборудования называется отказом
Показатели надежности работы энергоблоков ТЭС приведены
в табл 7 1 [130]
Таблица 71
Мощность энертбюка
МВт
150—165
180-210
250—300
500
800
ЧИСЛО OTKd
зов энерго
блоков «>,,
1/гОД
5,68
8,67
8,26
21,36
12 08
Среднее
время восстанов-
тенин Ть
ч
48 8
45
45
70
74
Среднее
время плановых
простоев в
год Тпя, ч
1559
1139
1007
911
1086
Число отка
зов генера
ТОрОВ (|>г,
1 /год
0 55
0,87
0,59
4,48*
0,89
* Дтя турбогенераторов 1 I В 500 и ТВЦ 500
Блочные трансформаторы и оборудование распределительных
устройств не включены в состав энергоблока Показатели на
дежности трансформаторов большой мощности приведены в
табл 7 2 [130]
351
118,5 Г i 0 167 Гц/с, обьгм отключаемой нагрузки 10% При частоте ниже
48,5 Гц АЧР действуем без контроля скорости изменения частоты Применение
реле, реагирующих на скорость снижения частоты позвотяет быстрее и точнее
ликвидировать дефицит активной мощности
R энергосистеме штата Виктория (Австралия) в течение нескольких лет
эксплуатируется специфическая система АЧР которая наряду с местными уст
ройствами - реле частоты с уставками 48 Гц — имеет центратьиую часть
Местные устройства могут подействовать на отклонение тишь в случае поступления
разрешающей команды от центра тьмой части Эта последняя, вступая в дейст
вис при значении частоты ниже 49 7 Гц, по скорости ее изменения за I 5 с
определяет на основании известных кар актер ист и к энергосистемы значение воз
никшего дефицита активной мощности н задает честным устройствам еоответст
вующий объем отключения нагрузки
В Японии ЭВМ, установленная на одной из подстанции, обеспечивает
формирование выходных цепей АЧР подбирая для текущего момента времени такой
состав отключаемых линий чтобы передаваемая по ним суммарная мощность
соответствовала установленному заданию для данной очереди АЧР. 11ри этом
учитывается ответственность каждого потребителя а также производится провер
ка на минимум нагрузки, малозагруженные линии не отключаются при действии
АЧР так как предполагается, что они несут тишь самую необходимую нагрузку
(освещение вентиляция и т п.).
В США устройства \ЧР также применяются почти во всех энергосистемах
В большинстве случаев используются трех и двухету! епчагые системь В неко
торых энергокомпаниях применяется более плавная система АЧР, содержащая от
5 до 15 ступеней Так, например, в Северо Западном энергообъединении система
АЧР имеет семь ступеней с уставками 59 3—58 7 Гц Ко всем ступеням подкис
чено более 40% нагрузки
В одной эпергокомпании США при снижении частоты применяется автомаги
ческое снижение напряжения для уменьшения потребтепия. Эта автоматика
действующая без специальной выдержки времени осуществляет снижение напря
жения на 5—8% Полное время переключения ответвлений обмоток трансфер
маторов занимает около 14 с Снижение нагрузки составляет около 0 6% на
каждый процент снижения напряжения
В некоторых европейских странах (Франции, Швеции Ита ши) аыома1ика
при снижении частоты не тотько отключает часть нагрузки но также осушеств
ляет деление сети Так например во Франции при снижении частоты до 49
и 48 5 Гц срабатывают две первые очереди АЧР отключающие нагрузку в
разных районах страны (по 20% каждая очередь) Затем если снижение iac
тоты продолжается при / = -18 25 Гц энергосистема Франции делится п.] две
части (северную и южную) При этом в южной избыточной части энергосистемы
восстанавливается нормальное или бтизкое к нормальному значение частоты
В северной же, дефицитной части при f = 48 Гц срабатывает третья очередь АЧР
отключающая до 20% нагрузки района, а при ^ =47,75 Гц осуществляется
деление северной части страны на три района (пярижский район, участок
связанный с бельгийской энергосистемой, и участок связанный с энергосистемой ФРГ)
Затем работает последняя четвертая очередь АЧР (/ = 47 5 Г)) отключающая
до 20% нагрузки района
350
В Италии выделение знср| орайона производится в две очереди при с ни
жении частоты до 48—48,5 Гц отключаются все линии связывающие выделяемый
район с энергосистемой, кроме одной а при / = 47 5 Гц отключас1ся последняя
тиния [20] По мнению итальянских специалистов выделение районов при спи
жении частоты иозвотяет предотвратить отключение части энергоблоков ТЭС
I ЛАВА СЕДЬМАЯ
ОБЩАЯ ОЦЕНКА УРОВНЕЙ НАДЕЖНОСТИ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ И ЖИВУЧЕСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
7.1 Надежность силовых элементов энергосистемы
К силовым элементам энергосистемы относятся энергетиче
<_кое оборудование электростанций (котлы, реакторы, гидро и
турбоагрегаты, вспомогательное энергетическое оборудование) и
электротехническое оборудование электростанций и электриче
ских сетей (генераторы, трансформаторы, ВЛ, выключатели
и др ) Каждый силовой элемент энергосистемы может находить
ся в работоспособном или неработоспособном
состоянии Работоспособное оборудование может находиться в
работе или резерве, неработоспособное—в ремонте (плановом
или аварийном) Элементы энергосистемы восстанавливае
м ы, т е после ремонта (капитального, среднего, текущего,
аварийно-восстановительного) могут вновь переходить в работоспо
собное состояние Аварийное (незапланированное) отключение
оборудования называется отказом
Показатели надежности работы энергоблоков ТЭС приведены
в табл 7 1 [130]
Таблица 71
Мощность знергоблока
МВт
150- 1Ь5
180-210
250 300
500
800
Число отка
зов энерго
блоков о>
1/год
5,68
8 67
8,26
21,36
12 08
Среднее
время восстанов-
гения 7"„,
1
48 8
45
45
70
74
Среднее
время плановых
простоев в
гот Гл. ч
1559
1139
1007
911
1086
Число отка
зов генера
Торов lDr,
1 /год
0,55
0 87
0,59
4,48*
0 89
* Для турбогенераторов ТГВ |00 » ТВН 501)
Блочные трансформаторы и оборудование распределительных
устройств не включены в состав энергоблока Показатели
надежности трансформаторов большой мощности приведены в
табл 7 2 [130]
351
Таблица 72
Мощность
трансформа
торов,
MB A
10—80
Ботее 80
Номинальное
напряжение
стороны ВН
кВ
<35
110-150
220
110-150
220
330
500-750
) 1/год
0 012
0,014
0,035
0,075
0,025
0,053
0,024**
0,05***
Среднее
время вое
<м аповдония
Г„ ч
70
70
60
95
60
45
220
Частота
текущих
ремонтов,
1/ГОД
0 75
1
1
Прододжитель-
юсть текущих
ремонтов
7",, ч*
26
28
28
ад
50
* На один трансформатор.
** Для однофазных трансформаторов
*** Дтя трехфазных трансформаторов
Показатели надежности сборных шин составляют число от
казов в год на одно присоединение ы = 0 016 при напряжении
110- 150 кВ 0,013 — при 220—500 кВ, 0 01 - при 750 кВ, сред
нее время восстановления 5ч— при напряжениях 110 500 кВ,
6 ч — при 750 кВ, частота ремонтов в год для шин всех рассмат
риваемых напряжений 0,166 продолжительность капитального
ремонта 3—5 ч
При обесточении одновременно двух систем шин параметр
потока отказов определяется умножением данных, приведенных
выше, на коэффициент 0 6 для шин напряжением 110-220 кВ
и на 0 25 для шин 330—500 кВ [131]
Для ВЛ характерны два вида отказов устойчивые при
водящие к необходимости вывода ее в аварийно восстановитель
ный ремонт, и неустойчивые, которые ликвидируются после
автоматического отключения ВЛ, после чего линия может быть
включена в работу без проведения ремонтных работ В последнем
случае продолжительность перерыва в работе ВЛ зависит от
способа ее повторного включения. При успешном АПВ это время
составляет доли секунды — секунды, а при включении оператив
ным персоналом — минуты. Бывают случаи когда после
неуспешного включения ВЛ действием АПВ она, будучи повторно
включена вручную, остается в работе С учетом изложенного
основными параметрами характеризующими надежность ВЛ яв
ляются частота устойчивых tov и неустойчивых (после действия
АПВ) о)„ отказов, 1/год, средняя длительность аварийно восста
новительного ремонта 7"в ч частота плановых отключений
со,,, 1/год
Показатели надежности ВЛ ПО—750 кВ приведены в
табл 7 3 [130]
Таблица 73
кВ
по
220
330
500
750
Материал
опор
Металл
Железо
бетон
Дерево
Металл
Железо
бетон
Дерево
Металл
Железо
бетон
III
Металл
Число цепей
Одна
Две
отключение одной
цепи
отключение двух
цепей
Одна
Две:
отключение одной
цепи
отключение двух
цепей
Одна
Одна
Две:
отключение одной
цепи
отключение двух
цепей
Одна
Две
отключение одной
цепи
отключение двух
цепей
Одна
Одна
Две
отключение одной
цепи
отключение двух
цепей
Одна
Одна
Одна
Одна
1/год
I 28
1 68
0 17
0 66
1 01
0 13
1 44
05
06i
0 04
0 36
0 47
0 03
0 57
0 55
09
0 09
03
021
0 15
02
/. ч
88
69
103
II
84
14 8
102
143
11 2
149
93
86
76
106
108
94
49 '
15 )
143
13
20
[/гот
2 1
38
04
1 6
24
0 4
36
28
!3
05
1 8
I I
0 3
54
3
73
03
29
3 1
35
0 17
Средняя
продолжительность
ремонта в
год Тр ч
14 5
148
19
155
12
13
14
17
174
24
24
17
94
179
21
15
14 1
20
18
23
-
* На НЮ км
** На одну ВЛ
При анализе надежности энергосистем необходимо учитывать
все неплановые автоматические отключения ВЛ, вызванные ус
тойчивыми и неустойчивыми повреждениями, а также
неправильными действиями релейной защиты и автоматики (РЗиА)
По данным эксплуатации 80 х годов средние значения внезап
ных неплановых отключений, вызванных повреждениями, а так
же неправильными действиями релейной защиты и автоматики,
составили на 100 км длины линий в год для ВЛ 500 кВ — около
0 8, для ВЛ 750 кВ — 0 6
В зависимости от метеорологических условий среднее значе
ние удельной повреждаемости ВЛ 500 кВ в разных районах
страны колеблется от года к году а также неравномерно распреде
ляется в течение года Как показал анализ результатов эксплуа
тации за 80 е годы наибольшая доля неплановых отключений
ВЛ 500 кВ приходится на летние и весенние месяцы июнь —
18 5 май— 12 8 июль— 12 5 апрель— 10 3, август — 9,3%
Наименьшее число неплановых отключений было отмечено в
феврале (3%) и январе (4 4%)
Заметим, что в период освоения первых электропередач
500 кВ (60 е годы) наибольшая интенсивность неплановых от
ключений ВЛ наблюдалась в зимние месяцы и особенно в декаб
ре (до 25% годового количества) Изменение значений сезонной
интенсивности неплановых отключений ВЛ 500 кВ по видимому
обьясняется изменением основных причин их повреждений
В 60 е годы основной причиной неплановых отключений ВЛ
500 кВ были их повреждения при гололеде, число которых
"и
2,2
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
Л
Л
л
-
-
^2
^
=*ъ
о
100 200 300 400 Л,км
Рис 7 I Зависимость среднего
значения удельного числа не
плановых отключении В Л на
100 км в год от их длины:
/ — экспериментальные данные"
'2 — аппроксимирующая кривая
р, "1
\оо
90
ьи
ш
i
i
'
i
0,25 0,75 1,25 1,7Ь 2,25 2,75 л„э
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Рис 7.2. Распределение вероятности удельного числа неплановых отключении
ВЛ 500 кВ (при суммарной длине ВЛ ЛИ -400 км)
354
впоследствии значительно сократилось благодаря принятым ме
рам В последние же годы существенно возросло число грозовых
повреждений ВЛ 500 кВ и перекрытий на быстрорастущие в
весенне летний период деревья Принятие необходимых мер по
своевременной расчистке трасс ВЛ 500 кВ от быстрорастущей
поросли позволит значительно повысить надежность их работы
Успешность действия АПВ на ВЛ 500 кВ составляет в сред
нем около 60% Наиболее высока она в период с августа по
ноябрь В период с января по июль успешность АПВ ниже на
30%, а в ноябре — декабре — в 2 раза
На рис 7 1 приведена кривая, соответствующая полученным
на основании многолетних наблюдений средним значениям удель
ного числа неплановых отключений ВЛ 500 кВ для групп линий
разной длины 2,54 — для ВЛ длиной до 50 км, 1,23 — 50—100 км,
0,88—101—200 км, 0,77 — 200—300 км, 0,83 — 300—400 км,
0,76 — более 400 км
Показанная на рис 7 1 зависимость объясняется следующим
Все неплановые автоматические отключения ВЛ 500 кВ могут
быть разделены на три группы повреждения по длине линии,
повреждения в ячейках распределительного устройства, непра
вильные отключения неповрежденных ВЛ вследствие ложных
и излишних срабатываний устройств РЗиА В соответствии с
этим можно записать следующее выражение для определения
числа неплановых автоматических отключений N
N = n-,K~ + n' (7 1)
юо у ^ '
где яу к — удельное число отключений ВЛ на 100 км длины линии
в год вследствие КЗ по длине ВЛ (первая группа отключений),
rty — удельное число отключений В Л в год вследствие КЗ в пре
делах распределительного устройства и по причине неправильных
действий РЗиА (вторая и третья группы отключений)
Разделив обе части выражения (7 1) на L/100 получим
пу, = п, «+JL- 100 (7 2)
Последнее выражение представляет гиперболу в осях пч с и L
На рис 7 1 построена гипербола, аппроксимирующая по ме
тоду наименьших квадратов приведенные экспериментальные
данные (кривая 2)
Хорошая аппроксимация позволяет рекомендовать выраже
ние (7- 2) для оценки возможного числа неплановых автомати
ческих отключений ВЛ 500 кВ при анализе уровня надежности
проектируемой основной сети
Средние значения успешности автоматического повторного
включения ВЛ напряжением 110—500 кВ составляют
ТАПВ на ВЛ 110—330 кВ — 74% 500 кВ — 65%,
ОАПВ на ВЛ 220—330 кВ — 77,9%, 500 кВ — 60%
355
Таким образом, примерно в 40% случаев при действии АПВ
на ВЛ 500 кВ происходит повторное включение на устойчивое
КЗ Кроме того, в эксплуатации осуществляются включения
вручную на устойчивые КЗ Таких случаев было примерно на
40% меньше, чем включений на устойчивое КЗ от устройств
АПВ В результате можно считать, что общее количество КЗ
примерно на 65% превышает число первичных повреждений
Большинство первичных (возникающих до АПВ и включений
вручную) повреждений на ВЛ 500 кВ за 10 лет наблюдений сое
тавляют 94,5% — однофазные КЗ, около 3% — двухфазные
и двухфазные на землю КЗ и более 2,5% — трехфазные и трех
фазные на землю КЗ Такая высокая доля однофазных КЗ ха
рактерна и для ВЛ менее высокого напряжения, которые, так
же как и рассматриваемые линии, выполнены на металлических
опорах Как показывает опыт эксплуатации, среднее значение
удельной повреждаемости может значительно отличаться для
отдельных ВЛ (0,1—2,8) Вследствие этого можно считать, что
ожидаемое значение удельного числа неплановых отключений
ВЛ является вероятностной величиной На рис 7 2 показаны
характеристики распределения вероятности удельного числа
неплановых отключений ВЛ 500 кВ, по которым может быть
определено значение удельного числа неплановых отключений
ВЛ, соответствующее разной степени вероятности Так, напри
мер, на основании этих характеристик можно утверждать с ве
роятностью 90%, что удельное число неплановых отключений
ВЛ 500 кВ длиной 201—400 км на 100 км в год будет не меньше
0,3
Вероятность одновременного повреждения двух одноцепных
ВЛ, проходящих по одной трассе, составляет для разных напря
жений 0,05 на 100 км в год для линий 330—500 кВ, 0,06—0,1 —
для 220 кВ, 0,075 —для ПО кВ [131, 132]
Таблица 74
ВИДЫ ОТКаЗОВ
(>1 1/ГОД
С)4 1/ГОД
ротя 1/число операций
р°"к 1/число операций
Число отказов выключателем XI0 для напр
500
07
33
6*
0 03**
0 17
330
05
27
3
0 03
0 17
220
05
23
2
0 07
0 23
ПО
04
22
1 5
0 07
0 33
яжении кВ
35
1 2
62
1 5
0 03
0 17
* Среднегодовое количество операции для линейных выключателей напряжением
330—500 кВ составляет 10; 220 кВ — !а для трансформаторных выключателей — 6
** В числителе указано число отказов сопровождающихся КЗ в знамепатете —
приводящих к разрыву цепи
356
Выключатель является одним из наиболее сложных объектов,
характеризующихся разными видами отказов в статическом
(включенном) состоянии — отказом (повреждением), сопровож
дающимся КЗ с последующим отключением соседних выключа
телей, о)3, отказом (повреждением), сопровождающимся разры
вом цепи, 0J4; при отключении повреждения на подключенном
элементе (ВЛ или трансформаторе) — отказом на отключение
р'тк; при оперативных переключениях (включении или отключе
нии) — отказом на включение или отключение р°'т„ Соответствую
щие показатели надежности для воздушных выключателей при
ведены в табл 7 4
7.2. Надежность средств и системы противоаварийного
управления
Автоматическое управление на разных этапах развития ава
рии обеспечивается комплексом устройств противоаварийного
автоматического управления Каждое из устройств, входящих
в комплекс противоаварийного управления, обладая определен
ными показателями надежности, может отказывать и не выпол
нять возложенные на него функции Комплекс же в целом дол
жен иметь значительно большую надежность и выполнять ос
новное функциональное назначение—локализовать аварийные
нарушения режима, предотвращать их каскадное развитие,
обеспечивая живучесть энергообъединения, ускорять восстанов
ление нормального режима Это достигается как повышением
надежности каждого устройства, входящего в комплекс
противоаварийного управления, так и резервированием устройств,
действующих на одном этапе развития аварии (например, ос
новная и резервная РЗ) или на последовательных его этапах
(например, АЛАР прекращает асинхронный режим, который
может возникнуть в результате отказа АПНУ)
Надежность устройств РЗ, системной и противоаварийной
автоматики оценивается по двум показателям
по надежности на с р а б-а т ы в а н и е, т е способ
ности устройства произвести определенное воздействие на объект
управления (отключить поврежденную линию, осуществить раз
грузку генератора, включить резервный источник питания или
отключавшийся аварийно элемент сети — ВЛ, шины подстан
ции.),
по надежности на несрабатывание, т е способ
ности устройства не срабатывать в тех случаях, ко!да это не
предусмотрено по принципу действия (например, отключение
РЗ неповрежденной ВЛ)
Нарушение надежности на срабатывание—неспособность
устройства РЗ или ПА выполнять возложенные на него функ
ции — называется отказом
357
И а рмальныи режим
Рис 7.3. Упрощенная структурная схема для анализа возможных аварийных
нарушении режима
1
Отказ устройств РЗ или ПА может быть полным или частич
ным К полным отказам относятся случаи, когда соответ
ствующее устройство не подействовало при нарушениях, в то вре
мя как по принципу построения системы противоаварийного уп
равления предусматривалось его срабатывание Кчастичным
отказам относятся случаи, когда устройство лишь частично
выполняет возложенные на нею функции Примерами частич
пых отказов являются отключение при срабатывании дифферен
циальной защиты шин лишь части выключателей поврежденной
подстанции вследствие неисправности цепей РЗ отключение при
действии АПНУ лишь части генераторов (из за неисправности
цепей автоматики) из общего числа генераторов, отключение
которых предусматривалось для предотвращения нарушения
остойчивости включение под действием устройства АПВ лишь
одного из двух выключателей (из за неисправности цепей АПВ),
которые должны были быть включены в соответствии со схемой
устройства
Нарушение надежности на несрабатывание (отключение
устройством РЗ неповрежденной ВЛ, подача устройством АПНУ
команды на отключение или разгрузку генераторов, не преду
смотренной возложенными на него функциями) называется
южным или излишним срабатыванием Излишним называет
ся неправильное срабатывание РЗ или ПА при наличии наруше
ния режима в первичной сети когда действие устройства не
соответствует возложенным на него функциям Примеры из
лишних срабатываний отключение РЗ неповрежденной ВЛ при
внешнем КЗ на другом элементе, отключение из-за неправильной
работы схемы ОАПВ тремя фазами ВЛ, на которой возникло
однофазное КЗ и т п
Как уже отмечалось выше, система противоаварийного уп
равления должна несмотря на возможные отказы отдельных
ее элементов локализовать место повреждения, предотвратить
каскадное развитие аварии и гем самым обеспечить живучесть
энергосистемы Для анализа хода ликвидации нарушении ре
жима оценки влияния отказов отдельных элементов системы
автоматического противоаварийного управления и их взаимо
действия сформулируем на основании упрощенной блок-схемы
на рис 7 3 основные требования предъявляемые к устройствам
противоаварийного автоматического управления
Устройства РЗ должны обязательно обеспечить отключение
поврежденного участка с использованием при необходимости
средств дальнего и ближнего резервирования поскольку нор
мапьная работа энергосистемы с неотключенным КЗ в основной
сети, как правило, невозможна В крайнем стучае при отказе
нескольких устройств РЗ УРОВ и выключателей персонал дол
жен принимать меры к оперативному определению места повреж
359
дения и отделению его от основной сети воздействием на вык
лючатели вручную
Устройства АПНУ должны обеспечить разгрузку ВЛ или
трансформаторов до значения мощности, при котором сохраня
ется устойчивость параллельной работы В схемах устройств
АПНУ выполняются мероприятия, повышающие их надежность
как на срабатывание, так и на несрабатывание дублирование
пусковых органов автоматики (пуск устройства от контактов
выходных реле защиты, реле повторителей в схеме управления
выключателями и т д.), блокирование действия устройств при
неисправности цепей напряжения, дублирование каналов
телеотключения и др Действие устройств АПНУ должно по
возможности обеспечить интенсивность разгрузки, зависящую от тя
жести и длительности аварийного возмущения Устройства
АПНУ, как правило, не резервируются аналогичными устрой
ствами Полный или частичный отказ этих устройств может
привести к возникновению асинхронного режима, тек переходу
аварии на следующий этап, когда в действие вступят
устройства автоматики, ликвидирующей или предотвращающей асин
хронный режим Таким образом, резервирование действия уст
ройств АПНУ осуществляется устройствами автоматики следу
ющей группы Ложные или излишние срабатывания устройств
АПНУ, приводящие к асинхронному режиму, также повлекут
за собой действие устройств АЛАР, которые и в этом случае
должны обеспечить необходимое резервирование
Т а б i и и а 7 5
Тин защиты автоматики
Дистанционная ПЗ 2
Дистанционная ДЗ-500
Дистанционная ПЗ с ВЧ
блокировкой
Дифференциально фаз
ная:
ДФЗ-201
ДФЗ-500
Дифференциальная за
щита шин:
с фиксированным
присоединением
без фиксированного
присоединения
VPOB
АПНУ
АЛАР
САОН
Правильность деист
вин 'X
97,3
93.2
97 5
96,8
96.5
87 8
88 8
80,4
95,9
94,5
97 4
Показатели надежности
правильных
действий
05
0 26
1 11
1.5
2,32
0 17
0 046
0,05
1.2
03
27
Интенсивность 1/юд
отказов
0,0018
0,0018
0 0084
0 0025
0 005
0 002
0 002
00012
0,006
0,003
0 004
ложных
срабатыва
НИИ
001
0,022
0 006
0014
0 031
0 008
0 025
0 008
0,04
0,009
0 04
излишних
срабатыва
НИИ
0,0035
0.005
0 015
0,04
0 021
0012
0 006
0 004
0,01
0,005
0012
360
Устройства АЛАР должны обязательно обеспечить
прекращение асинхронного режима, поскольку нормальная работа
энергосистемы при длительном асинхронном режиме невозмож
на В крайнем случае при отказе нескольких устройств автома
тики оперативный персонал должен принимать меры к опреде
лению сечения, по которому происходит асинхронный ход и раз
делению несинхронно работающих частей энергосистемы вруч
ную Ложное или излишнее срабатывание устройства АЛАР
может привести к выделению района с дефицитом активной
мощности, что повлечет за собой действие АЧР
В табл 7 5 приведены показатели надежности разных уст
ройств РЗиА, определенные на основании данных за ряд лет
[131, 132]
На основании данных, приведенных в табл 7.5, можно еде
лать вывод, что комплекс релейной защиты сетей высокого и
сверхвысокого напряжений имеет высокие показатели надеж
ности «на срабатывание»
Вероятность одновременного отказа основной и резервной
защит ВЛ 500 кВ весьма мала
Показатели надежности действия выключателей 500 кВ зна
чительно ниже (см табл 7 4) Интенсивность отказа отключе
ния поврежденной ВЛ 500 кВ к, 1 из за неисправностей выклю
чателей составляет
К л=Р()тк^'!удЩ, (7 3)
где р£тк — интенсивность отказа отключения выключателем пов
реждения в соответствии с табл 7 4, равная 0,06 случая в год,
N — число выключателей на присоединение, л — удельное
число повреждений на 100 км ВЛ в год, L — длина ВЛ, км
При пучт\ (с учетом первичных повреждений и включений
при неуспешном АПВ и вручную на устойчивые КЗ), /V = 2 и
L=100-400 км Х0 „=0,12-^0,48 или для ВЛ длиной 100 км
получим один случай в восемь лет, а для ВЛ 400 км — в два
года
Ликвидация КЗ в этих случаях будет осуществляться с по
мощью УРОВ
Как видно из табл 7 5, весьма низка надежность устройств
РЗ «на несрабатывание» С учетом наличия на ВЛ нескольких
устройств РЗ (основных и резервных) по данным табл 7 5
получается, что вероятность ложного отключения линии состав
ляет один случай в 10 лет, а излишнего— один случай в 30 лет
Эти цифры хорошо корреспондируются со статистическими дан
ными эксплуатации, в соответствии с которыми неправильное
отключение ВЛ 500 кВ (вследствие ложных и излишних
срабатываний РЗиА) происходит в среднем 1 раз в 10 лет
361
7.3. Надежность энергосистем СССР
Общим показателем, характеризующим надежность электро
снабжения потребителей, а следовательно, и надежность энерго
систем, может служить суммарный недоотпуск электроэнергии
за год Этот показатель за 1976—1980 гг из за нарушений,
отнесенных к авариям, находился в пределах 50—200 млн
кВт-ч а суммарный учтенный недоотпуск (от аварий и отказов
в работе) - в пределах 100—300 млн кВт-ч в год [14] Недо
отпуск электроэнергии, вызванный ограничениями и отключе
ниями потребителей, производимыми для предотвращения аварий,
а также снижением частоты, которые не квалифицируются как
аварии или отказ в работе, в приведенных значениях недоотпус
ка электроэнергии не учитывался В эти статистические данные не
включался также недоотпуск, вызванный плановыми ограниче
ниями электропотребления в периоды недостатка
энергоресурсов
Указанные значения всего учтенного недоотпуска электро
энергии из за аварий и отказов в работе характеризуют относи
тельно высокий уровень надежности работы энергосистем, отне
сенный к суммарной выработке недоотпуск электроэнер!ИИ
находился в пределах 0,011—0,23%, г отнесенный к полезному
отпуску — 0,013—0,025%. По методике, предложенной СИГРЭ
это соответствует примерно 0,8—1 7 ч
Преобладающая часть (80—90%) всего недоотпуска элект
роэнергии приходится на аварии в электрических сетях, аварии
на электростанциях приводят к значительно меньшему недо
отпуску (10—20% суммарного недоотпуска) Большая часть
аварийных нарушений вызывает небольшой недоотпуск элект
роэнергии или происходит без нарушения электроснабжения
потребителей, и только примерно четвертая часть общего ко
личества аварийных нарушений сопровождается недоотпуском,
превышающим 50 тыс кВт-ч Классификация подобных ава
рий по причинам возникновения или развития показывает, что
50—60% аварий с недоотпуском, составляющим 50—85% сум
марного недоотпуска электроэнергии от всех таких аварий
происходит из-за стихийных явлений
Принятой классификацией предусматривается отнесение к
системным авариям случаев нарушения устойчивости и
разделения энергосистем (ОЭС, ЕЭС), сопровождающихся отклю
чением потребителей общей мощностью более 5% отделившей
ся части, а также длительная работа энергосистемы (ОЭС,
ЕЭС) при значении частоты ниже установленного предела
К системным авариям относятся также вызванные стихийными
явлениями массовые повреждения ВЛ, приводящие к отклю
чению потребителей общей мощностью более 10% всей нагруз
ки энергосистемы
362
Для оценки надежности энергосистемы (ОЭС, ЕЭС) за оп
ределенный отрезок времени могут использоваться и другие
частные показатели, характеризующие возникновение и раз
витие нарушений режима в энергосистемах Соответствующие
относительные показатели за ряд лет по основной сети 400—
750 кВ ОЭС и ЕЭС СССР (отнесенные к уровню показателей
за 1979 г) приведены в табл 7 6 и 7 7
Таблица 76
Простые единичные отказы
Сложные единичные отказы
Каскадные отказы
Сложные единичные и каскадные от
казы (суммарно)
Показатель за годы, % относительно
периода 1979—1981 гг
1982— 1984
157
83
98
88
I985 1986
151
80
184
114
Таблица 77
Результа
Восстановление
Отключен один
г нарушения
нормальной
элемент
режима
схемы
Отключено несколько элементов
Деление сети
Действие
АРС
САОН
АЧР
Показатель за
периода
1982—1984
157
96 6
75
53 3
65
397
106
ГОДЫ,
1979
%. относительно
-1981 гг.
1985—1986
205
121
107
98
188
260
К простым единичным отказам отнесены случаи срабаты
вания устройств РЗ и АПВ, а также единичные действия
других видов автоматики, отключающих элементы энергосистемы
К сложным отнесены случаи единичных отказов, сопровож
дающиеся действием комплекса устройств РЗ, АПВ и ПА
Каскадные отказы характеризуются несколькими отказами
и сопровождаются, как и в предыдущем случае, действием
комплекса устройств РЗ, АПВ и ПА
В табл 7 8 отражен характер управляющих воздействий
(отключение и включение элементов сети, изменение мощности,
генерируемой электростанциями, отключение нагрузки),
реализуемых средствами противоаварийного управления
Основными причинами, вызывающими нарушение режима
энергосистемы, являются: КЗ, неправильные действия РЗиА,
363
набросы мощности Доля этих причин в нарушении режима
за ряд лет отражена в табл 7 9
Первичные нарушения режима и повторные нарушения в
процессе каскадных отказов вызывались как отказами в
основной (первичной) сети, так и отказами в системе управления
Соответствующие обобщенные данные за 3 года приведены в
табл 7 10
Таблица 78
На отключение и включение элементов
сети (ВЛ трансформаторов)
В том числь
только на отключение и включение
элементов сети
одновременно на отключение (вклю
чение) элементов сети и изменение
генерации
одновременно на отключение (вклю
чение) элементов сети и отключение
нагрузки
одновременно на отключение (вклю
чение) элементов сети изменение
генерации и отключение нагрузки
На изменение генерации
В том числе
только на изменение генерации
одновременно на изменение генера
ции и отключение нагрузки
На отключение нагрузки
В том числе только на отключение на
Доля разных комбинаций управляю
щих воздействий, %
1979—
1981 гг
72 4
50
133
45
46
40
19
i
176
5 7
1982-
1984 гг
56 8
41 7
62
59
3
172
4
4
48 3
35 3
1985—
I486 гг
68 3
50 6
75
53
49
28 4
138
22
26 7
14 3
Таблица 7 9
Причина нарушения режима
Короткие замыкания
Неправильные действия релейной за
защиты и автоматики
Набросы мощности
Прочие
Всего
Доля разных причин нарун/ения
режима по годам %
1979—1981
43,6
178
35 b
3
100
1982 1984
36,6
13,6
44 4
54
100
1985 1986
42
19
33
6
100
Для оценки вероятных нарушений режима и их последствий
наряду с перечисленными выше могут быть использованы еле
дующие данные, полученные на основании обобщения резуль
364
Табл и ца 7 10
Порядковый номер
отказа
Первый
Второй
Третий
Четвертый
Доля отказов % общего числа
н основной сети
94
26
5
0
в системе уи
равленин
6
74
95
100
татов эксплуатации основной сети ЕЭС СССР и отдельных ОЭС
удельное число КЗ на 100 км ВЛ основной сети, удельные зна
чения снижения мощности нагрузки и недоотпуска электро
энергии при срабатывании АЧР и CAOH, возможные возмуще
ния (по значению дефицита активной мощности, возникающие
в ЕЭС СССР и отдельных ОЭС)
Среднее значение удельного числа КЗ на 100 км В Л основ
ной сети 400—750 кВ за 1979—1983 гг составило 1,077
(изменение по годам в пределах 1,036—1,13) Заметим, что речь
идет не об удельной повреждаемости линий электропередачи
на 100 км длины ВЛ, а об условной величине, определяемой
как отношение общего числа повреждений (ВЛ,
автотрансформаторов, шин, реакторов) к суммарной протяженности ли
ний электропередачи
Средние значения мощности нагрузки, отключавшейся
действием АЧР, в разные годы рассматриваемого периода соста
вили при авариях в сети НО кВ — 22,5—51 МВт, 154—220 кВ —
60—82 МВт, 330 кВ — 225—820 МВт, 500 кВ — 178—314 МВт
Среднее значение мощности нагрузки, отключаемой при одном
срабатывании АЧР, при авариях в сетях всех напряжений со
ставило 63—115 МВт Длительность отключенного состояния
нагрузки составила 18—35 мин Отметим, что среднее за год
значение мощности нагрузки,
отключаемой действием АЧР,
увеличивается при увеличении
суммарной длительности работы
энергосистемы при значениях
частоты ниже номинального
(рис 7 4)
Рис. 7.4 Зависимость среднего значения
мощности нагрузки отключаемой деи
ствием АЧР от длительности работы
ЕЭС СССР при значениях частоты
ниже 49,5 Гц
2500 3000 3500 4000 Г, ч/год
365
Показателем интенсивности действия системы противоава
рийного управления а следовательно, и надежности рассмат
риваемой энергосистемы является также число агрегатов ТЭС
и АЭС, отключаемых при срабатывании устройств АПНУ, или
суммарный объем отключаемой мощности и количество недо
выработанной вследствие этого электроэнергии на экономичных
энергоблоках
Как показывает опыт эксплуатации, энергоблоки 100-—
200 МВт, отключенные действием устройств АПНУ, быстро
включаются в сеть (за время менее 30 мин) Более мощные
энергоблоки 300 МВт включались в работу с большей задерж
кой: половина — до 1 ч, треть — до 1,5-—3 ч, остальные — до
5—9 ч
При анализе аварийных ситуаций с целью оценки возмож
ных набросов активной мощности на межсистемные ВЛ еле
дует учитывать внезапное отключение одного энергоблока мощ
ностью 800—1500 МВт ТЭС или АЭС, двух энергоблоков {аг
регатов) мощностью 300—640 МВт ТЭС, АЭС или ГЭС, не
скольких генераторов и нагрузки под действием АПНУ при на
рушении режима или ложном срабатывании автоматики В по
следнем случае значение дефицита активной мощности должно
определяться как разность ДЯГ— ДРН
7.4. Надежность зарубежных энергосистем
Исследования в области надежности энергосистем проводятся рядом ор
ганизации на национальных и интернациональных уровнях. Так рабочей
группой комитета 39 СИГРЭ подготовлен обзор о вероятности возникновения
аварий с разным недоотпуском э 1ектроэнер[ ии в энергосистемах разных
структуры и мощности Общий объем наблюдении по 163 энергосистемам составил
1333 энергосистем лет
В соответствии с обобщенными статистическими данными определены еле
дующие показатели средних удельных значений — 0 511 Hapvuiefma режима
на одну энергосистему в год, в том числе
0,385 — при нетоотпуске электроэнергии опредетяечом в «системных ми
нутах» от 1 до 9 мин
0 116 —от 10 до 99 мин
0 01— от 100 до 999 мин
В обзоре рассмотрена зависимость удельного чиста нарушении oi харак
тера сети
в концентрированных многократно замкнутых сетях, в которых опреде
ляющими являются ограничения по термической стойкости удельное число
нарушении составило 0,282 (соответственно распредетение по тяжеети пару
шений 0 235- 0,041 0,006)
в разреженных сетях, в которых определяющими являются ограничения
по устойчивости параллельной работы или по уровням напряжении удельное
число нарушении составило 0,981 (соответственно распредетение по тяжести
нарушении — 0 694 0 269- 0 018)
366
Таким образом в энергосистемах с разреженными основными сетями ава
рийные нарушения возникают значитепьио чаще и сопровождаются оолес тя
желыми последствиями
Рассмотрена также зависимость числа нарушении от места расположения
конкретной энергосистемы (ОЭС) в общей схеме сети ОЭС (ЕЭС)-
для изолированно работающие энергосистем (ОЭС) и пи энергосистем
(ОЭС), являющихся крупнейшими в ОЭС (ЕЭС) удельное число нарушений
составило 2 11 (соответственно распредетение по тяжести нарушений — 1,(55"
0 396' 0 064)
для энергосистем распотоженных на периферии ОЭС—0 499 (0 385 0 108
0006);
для энергосистем распотоженных в центре ОЭС 0 219 (0 146 0,069
0 004)
Таким образом, как следует из приведенных данных, в наибольшей степе
пи аварийным нарушениям подвержены изолированно работающие энергосис
темы (ОЭС), а в наименьшей — энергосистемы, расположенные в центре ОЭС
Зависимость числа нарушений от величины энергосистемы (ОЭС ).
дтя энергосистем с максимумом нагрузки ботьше 10 000 МВт —0,584 (0 434
0 12 0 03)
для энергосистем с максимумом нагрузки от 1000 цо 9999 \\Вт — 0 о9 (0 456
0 125; 0,009)
для энергосистем с максим\мом нагрузки меньше 999 MBi 0,214 (0 132
0 082 0)
В обзоре приведены также данные об аварийных нару шениях режима в
энергосистемах расположенных в разных странах света
северо-американские — 0,328 (0,249; 0 07 0 009)
европейские — 041 (0,293; 0,114, 0,003)
прочие— 1 433 (I 103; 0,304- 0,026)
Обобщенные данные по удельным значениям нарушении режима для 18 [ р у пи
энергосистем сформированные в соответствии с перечистенными выше прин
ципами приведены в табл 7.11
Дальнейший анализ позволил получить средние значения характеризующие
тяжесть аварийных нарушении в «системных минутах» в год и дисперсию а этого
показателя для общего множества данных и для отдечьных групп энергосистем
Результаты этого анализа представлены на рис 7 5
Институтом EPR! проведены исследования надежности энергосистем США
В соответствии с этими исследованиями в течение 70 х годов в США ежегодно
происходите в среднем 45 крупных нарушении нормального режима в основной
сети сопровождающихся недоотпуском электроэнергии потребителям (минималь
ное значение — 26 нарушений в год максимальное —88). При этом среднее
значение суммарной мощности потребителей электроснабжение которых было
нарушено, составляло 250 МВт Число ограничении в год (путем снижения
напряжения в сети или добровольное в связи с обращением к потребителям
по радио и телевидению) составляло минимально 10 максимально —100 ел у
чаев
Объем нагрузки, затронутой нарушениями режима в основной сети нарастал
в среднем на 14 5% в год число нарушении — на 44% в гот,
367
.'
ЗЗС В центре
8533С
Тср - 1,3 мин/ год
6=4 2 мин/ гад
05ш,ее миажестда данньх
15333*.
TLp = 2,5 мин/гад
& ~ в,5мин год
\
Периферийно е ЗЗС
643 ЗС
Тср=2мин/гад
б-* 7мин/год
4
ИзалиггЗанные ЗЗС
ПЗЗС
Гср = 11 MUH/ГОД
б 13мин /гад
Нинцентрираданнь е
сети
653ЭС
0,6 мин/ год
- 2,1 мин-/ гад
Х
Р^ЮОООМВг
833С
- 1,3 мин/гад
~ 3 3 мин/гад
Раъреженнь е
сети
203ЭС
Тср = 5,3 мин /год
б =5;4 мин/гад
Канцентрироданчаю Разреженные
Emu сети
203ЭС
- 1 2 мин/гад
'- 3 мин /год
35 ЗЗС
- 2,Эмин/год
= 5,8мин/год
Л
Р 1000т9999М8т
^23ЭС
- 0,5мин/гад
- 2 мин /год
Pi 999 МВТ
1533С
р ' 0,2мин/год
5 0,6 мин/гад
Общее множество данных
163 ЗЗС
- 2 5 мин/год
- б 5 мин/год
р
+
>ЮОООМВТ
20 ЗЗС
4-,5 мин/гад
9,7мин год
канцентрироданные сети
Тер
10033С
- 1,2 мин /гад
= 4->Змин/ год
Р 1000.9999 МВт
105ЗЗС
Тср = 2,6 мин/год
б 6 4- мин /год
Общее множество данных
16333С
-2,5 мин/год
-6,5 мин /год
p<k 999MBT
3833С
Тср 1 мин /год
Ч - 2,4-ШН/ГОД
Разреженные сети
5333С
Тср = 5 2 мин/гад
б -8 9 мин/ год
Рис 7 5 Структурная схема характеризующая надежность энергосистем разных
видов и мощности
В отчете EPRI приведена характеристика представляющая обобщенные
данные о длительности восстановления питания потребителей отключенных в
результате нарушения режима в основной сети в 95% случаев нагрузка была
восстановлена менее чем за 1000 мин в 90% — за 400 в 65% — за 100 в
28% — за 30 мин
Для характеристики уровня надежности энергосистемы (энергообъединения)
в США используется показатель /7Н определяемый по следующему выражению
/7н =
Л/ Т — J NT
(7 4,
Таблица 7 11
Максимум
энергосисте
Более 10 000
1000-9999
До 999
Удетьное число ава
|ииных нарушений режима в год для разных
энергосистем *
Концентрированные основные
изолированные
0,733/0/0
2 33/0 53/0 067
0/0/0
на периферии ОЭС
0 059/0,118/0
0 436/0,06/0 007
0 11/0,03/0
сети
в центре ОЭС
0,05/0/0,013
0,084/0 016/0 003
0 092/0 008/0
Максимум
энергосисте
Более 10 000
1000—9999
До 999
Удельное число аварийных нарушении режима в год для разных
энергосистем *
Р
изолированные
3/1,1/0,2
1,684/0,281/0 0053
0/0 8/0
азреженные основные сети
на периферии ОЭС
0,7/0,2/0 067
0,516/0,163/0
0,179/0,154/0
в центре ОЭС
0,188/0,125/0
0,545/0,429/0 013
0,667/0,417/0
* При недоотпуске лектроэнергии определяемой i m (1 9) / (10—99) / (100—999)
«системных минут»
где jV„—общее число потребителей получающих электроэнергию от сетей рас
сматриваемой энергосистемы; Т ■— число часов в году; /V,-, Т — число потребителей
электроснабжение которых было нарушено и длительность нарушения
электроснабжения при /-и аварии k — число аварии в рассматриваемом году
Надежность основной сети (учитываются аварийные нарушения режима только
в основной сети) характеризуется следующими значениями показатетя /7
1974 г— 99 9984- 1975 г —99 9987 1976 г—99 9980 1977 i —99 9968 1978 г —
99 9983
Как видно из приведенных данных, наименьшее значение /7„ = 99,9968 имело
место в 1977 г когда произошла известная авария сопровождавшаяся наруше
нием электроснабжения г Нью Йорка
Для сравнения ниже приведены значения показателя /7„ определенные для
нескольких энергосистем по обобщенным данным включающим аварийные наруше
ния режима как в основной так и в распределительной сети: 1965 г—99 9754
1966 г—99,9883 1967 г.—99,9845
Сравнивая эти показатели с приведенными выше можно сделать вывод
что большинство аварий сопровождающихся нарушением электроснабжения по
требителей происходит в распределительных сетях
Институт EPRI проводит также многочисленные исследования по определению
значения резерва мощности в энергосистеме для определенного уровня надежности
электроснабжения потребителей В качестве примера результатов этих исследова
ний на рис 7.6 построены зависимости от резерва мощности показателя надеж
ностн характеризующего вероятность недоотпуска электроэнергии потребителям
369
iOtP,cym/ro3
10
1,0
0,1
0,001
0,0001
v\
■5^5^=-
/ / /^
1 7 7
—-^
0
Рис 7 6 Зависимости показателя на
дежности электроснабжения потре
бителеи LOLP от наличия резерва
мощности
/, 2—для двух рлзных лет 3—среднее
значение за 5 лет
25
20
15
10
5
О
г,°/о
/
/
1
2
/ Ъ
4
Я^_
100 200 400 800 Р, МВт
Рис 7.7. Характеристики определяющие расчетные значения резерва мощности
необходимого для обеспечения значения коэффициента LOLP = 0,1 в крупном
энергообъедииении при разных значениях установленной мощности:
/— 10 000 МВт; 2 — 50 000 МВт; 3— 100 000 МВт- 4- 500 000 МВт; 5 бесконечно
большая мощность
(Loss of Load Probability — LOLP) Характеристики приведенные на рис 7 b
относятся к одному и тому же энергообъединению но рассчитаны они для двух
разных лет Существенное различие двух характеристик объясняется зависимостью
показателя LOLP от ряда факторов таких как готовность агрегатов в энерю
объединении суммарная установленная мощность электростанции пропускная
способность межсистемных ВЛ и т д
На рис 7 7 приведена дру1 ая группа характеристик, построенных EPRI
Эти характеристики представляют собой зависимость резерва необходимого дчя
обеспечения определенного значения LOLP от суммарной мощности энергосистемы
и установленной мощности самого крупного агрегата.
Расчеты по оптимизации требований к надежности проведенные EPR1 дтя
обобщенной энергосистемы дали оптимальное значение резерва 28—30% Опти
мальное значение резерва активной мощности определялось с учетом связанного
с увеличением резерва роста стоимости электроэнергии и уменьшения возможного
ущерба от ее недоотнуска
5 Великобритании проведен анализ влияния на надежность электроснабже
ния потребителей аварийных нарушений происходящих на электростанциях в
основных и распределительных сетях В табл 7 12 приведены соответствующие
данные, характеризующие удельные значения на одного потребителя в год cvm
марного времени нарушения электроснабжения (сумма произведении числа по
требителей /V, оставшихся без напряжения во время конкретной аварии или при
выполнении ремонтов на длительность перерыва электроснабжения Г ч)
У NT
-=-г и частоты (чиста) нарушении электроснабжения в год F (20| Как следу
I
ет из этих данных большинство нарушении электроснабжения являются след
ствием аварий происходящих в распределительных сетях В энер[ осистечах
370
развивающихся стран доля нарушении электроснабжения потребителей вслед
ствие аварии в распределительных сетях может быть существенно меньше
В табл 7 13 приведены данные энергокомпании Pennsilvama Power and
Light Company (США) характеризующие значение ненадежности частей электри
ческих сетей (основных и распределитетьных) и подстанций
Оптимальные значения надежности и необходимый для ее обеспечения резерв
активной мощности могут быть различными в конкретных энергосистемах и су
щественио различаются для энергосистем развитых и развивающихся стран из за
большого различия технико-экономических показателей как энергетики, так и
экономики в целом. Так например в [25] приведены данные показывающие
что в Индии для которой характерен очень быстрый рост потребления электро
энергии меньше чем в развитых капиталистических странах общий кациональ
ный продукт на душу населения — в 40 раз' стоимость человеческого труда — в
20 раз ущерб от недоотпуска электроэнергии — в 20 раз Одновременно в Индии
примерно на 30% выше стоимость установленной мощности электростанций От
меченные различия объясняют существенно разные требования к надежности
энергосистем как показано на рис 7 8
Таблица 7 12
При шна нар пения этектроснабженпя
Аварийные отключения
в основной сети и подсистеме генерации
в распределительной сети 2—66 кВ
в распределительной сети низкого напряжения
Отключения для ремонта
в распределительной сети 2—bb кВ
в распределительной сети низкого напряжения
С\ммарные годовые показатели
Показатели
трос
I NT
Щ
ООЬ
1 15
0 15
03
0 05
1 71
шдежности элек
набжен!
4
я
h
0 14
0 78
0 04
0 09
0,02
1 07
Таблица 7 13
Части эпектрическои сети
Основные сети
Подстанции
Распределительные сети
Показатети надежности до 1Я /0
Чисто поврежде
НИИ
02
0 8
99
Число нарушении
электроснабжения
потребителей
10
13
77
Время недо
отпуска
46
5 4
89
7.5. Крупные системные аварии в зарубежных эиергообъединениях
В течение последних 10 лет в ряде зарубежных энергообъединеиий произошли
крупные системные аварии сопровождавшиеся нарушением электроснабжения
большого числа потребителей (25—100%) и полным гашением энергосистем
371
или существенной их части [133]. Как видно из табл 7 14 в которой приведены
некоторые сведения об этих авариях, все они сопровождались значительным
снижением нагрузки, а в трех случаях носили характер общенациональных
(Бельгия Франция Швеция) В двух случаях недоотпуск электроэнергии потре
бителям составлял около 100 млн кВт ч (США и Франция) что соответствует
большой доле годового отпуска электроэнергии соответствующим потребителям
0 2—0 3% в энергосистеме Consolidated Edison (США) и 0 02^0,03% в EDF
(Франция) В соответствии с предложенным СИГРЭ показателем тяжести
аварии 7\нс наиболее тяжелыми были аварии в энергосистеме Consolidated
Edison (ГС|]СТ = 17 ч) и в EDF (7"СНСт = 2 63 ч)
На рис 7 9 показана продолжительность восстановления нагрузки в процессе
ликвидации аварий перечисленных в табл 7 13 Наиболее быстро последствия
аварий ликвидировались в шведской энергосистеме вследствие наличия в ней
большого числа ГЭС
Ниже приведено описание трех наиболее крупных аварии происшедших в
зарубежных энергообъединениях в первой половине 80 х годов
Авария в энергосистеме Бельгии 4 08 82 г До нарушения режим энерго
системы характеризовался следующими параметрами, потребление активной
мощности—5489 МВт- генерируемая активная мощность — 5314 МВт вращаю
1290 МВт (23% нагрузки) потребляемая реактивная мощ
щиися резерв -
,
У1
\
\ У2
\
31
f
■?*
HI
Надежность
Рис 7.8 Определение оптимальных
уровней надежности при разных харак
теристиках ущербов У1 и У2 и затрат
31 и 32 на повышение надежности
Рис. 7.9. Скорость восстановления на
грузки энергосистемы в процессе лик
видации крупных системных аварий
а — в Швеции (/ и ///) Бельгии (//) и во
Франции {IV)-, б —в США 1977 г.: I —
скорость восстановления нагрузки; 2 — то
же генерируемой мощности
Г
2
it a n 16 20t,4
S)
Таблица 7 14
Энергосистема
Consolidated
Edison (США)
Франция
Швеция
Бельгия
Канада
Швеция
Дата аварии
13 07 77
19.12.78
13.01.79
04.08.82
14.12.82
27 12 83
Сниже
тыс.
МВт
59
28
27
24
155
11 4
ние Р
% Р ,
100
75
25
45
100
67
Недоотпуск
электроэнер
гии AW
млн кВт ч
100
98
27
68
23 8
Тт ч
17
2 63
0 25
1 28
1 4
Время вое
становления
нагрузки ч
40%
18
32
08
22
1 3
90 А
26
52
25
5
55
52
ность — 2538 Мвар вращающийся резерв реактивной мощности — 835 Мвар (33%
нагрузки)' импорт— 175 МВт, экспорт — 95 Мвар
Основная сеть энергосистемы 380 кВ была ослаблена в связи с проведением
ремонтных работ на ВЛ В результате северная и центральная части энерго
системы были связаны с южной ее частью по одной линии 380 кВ и нескольким
ВЛ менее высокого напряжения
Аварийное нарушение режима началось с ложного отключения техноло
I ической защитой одного из энергоблоков АЭС несшего нагрузку 700 МВт и
449 Мвар В результате дефицита реактивной мощности в этом районе и пере
грузки под действием защит от внешних повреждений были отключены несколько
генераторов на ТЭС и АЭС что произошло через 2 5—4 5 мин после начала
аварии
Дефицит активной и реактивной мощностей (1809 МВт и 1077 Мвар) в
северной и центральной частях энергосистемы, возникший после отключения
шести генераторов вызвал перегрузку на 85% ВЛ 380 кВ в результате чего она
была отключена РЗ от перегрузки Оставшиеся в работе параллельные ВЛ 150 и
70 кВ были также отключены вследствие нарушения синхронизма При этом
произошло погашение северного района энергосистемы выделившегося с боль
шим дефицитом мощности Было отключено 2400 МВт нагрузки Восстановле
ние нагрузки происходило со скоростью 550 МВт/ч в течение первых двух часов
и 300 МВт/ч — последующих четырех часов
Причиной развития рассматриваемой аварии послужили следующие обстоя
тельства' неудовлетворительная настройка защиты от перевозбуждения генера
горов АЭС — иод действием этой защиты через 20 с после форсировки возбуж
цения осуществлялось снижение тока ротора до значения значительно меньше
номинального (после аварии настройка защиты была изменена так что ток
ротора снижается лишь до 70—80% номинального значения) недостаток источ
ников реактивной мощности в северной части энергосистемы недостаток ВЛ что
обусловило недопустимое ослаб 1ение схемы основной сети в ремонтном режиме
недостаточный уровень телеуправления нагрузкой и источниками реактивной
мощности с диспетчерских центров
Авария в энергосистеме Hydro Quebec (Канада) 14 12 82 г Авария про
исшедшая в 13 ч 21 мин сопровождалась полным погашением энергосистемы и
нарушением электроснабжения потребителей суммарной мощностью 15 500 МВт
Рис 7 10 Схема поясняющая возникновение и развитие аварии в энергокомпании
Hydro Quebec (Канада)
Через 5 5ч было восстановлено 90% нагрузки Через 20 ч было подано питание
почти всем потребителям Однако до середины дня 15.12 82 г без напряжения
оставалось 11 тыс потребителей в окрестностях г Квебека Ущерб энергокомпа
нии от недовыработки электроэнергии составил 3 млн дол не считая затрат на
ремонт электрооборудования оплату сверхурочных работ и др
Основная сеть 735 кВ энергосистемы Hydro Quebec (рис 7 10) представляет
две радиальные трехцепные электропередачи (протяженностью более 1000 км
каждая) по которым передается электроэнергия от крупных ГЭС к основным
центрам потребления — Квебеку и Монреалю
В конце 1981 г суммарная располагаемая мощность электростанций
энергосистемы составила 22 800 МВт, в том числе 15 946 МВт на четырех ГЭС большой
мощности La Grande (16 агрегатов общей мощностью 5213 МВт) Ghurchill
Falls (11 агрегатов — 5225 МВт) Manicouagan и Outardes (3b агрегатов —
5508 МВт) Суммарная мощность ТЭС расположенных в районе Монреаля со
ставляла 1062 МВт
Для предотвращения развития аварий в энергосистеме имеется АЧР к ко
торой подключена нагрузка мощностью 5200 МВт (около 26% максимума нагруз
ки энергосистемы) Первые три ступени АЧР срабатывают по скорости изме
нения частоты (1,6 1 2 и 0,8 Гц/с), каждая ступень отключает 1200 МВт (6% на
грузки) четвертая и пятая ступени действуют по значению снижения частоты
(уставки 58,5 и 58 Гц) и отключают по 800 МВт каждая (4% нагрузки) Уставка
последней ступени АЧР выбрана по условию отстройки от уставки частотной ав
томатики (57 5 Гц) отделяющей энергоблоки ТЭС При дальнейшем снижении
частоты до 56 Гц предусмотрена возможность отключения крупной промышленной
нагрузки мощностью 900 МВт
Поскольку отключение нагрузки действием АЧР может вызвать опасное
повышение напряжения в основной сети предусмотрено одновременное отклю
чеиие источников реактивной мощности при срабатывании первой очереди от
ключаются две ВЛ 735 кВ общей протяженностью около 600 км второй и третьей
очередей — установки статических конденсаторов по 2200 Мвар На электропере
374
даче ГЭС La Grande — Монреаль предусмотрена система автоматического
телеотключения нагрузки по факту аварийного отключения одной из ВЛ транзита с
воздействием на исполнительные цепи АЧР Телеотключение производится 10
очередями до 500 МВт (полное время действия автоматики 150 мс)
В исходном режиме предшествовавшем описываемой аварии нагрузка
потребителей энергосистемы Hydro Quebec составляла 15 473 МВт в соседние
энергосистемы Канады и США экспортировалось 2691 МВт (как правило в ре
жиме выделенных генераторов ити «островов» нагрузки). На электростанциях
энергосистемы генерировалось 12 900 МВт, 4230 МВт поступало от ГЭС Ghurchill
Palls и 1034 МВт — от других соседних энергосистем. В энергосистеме Hydro Que
bee имелся вращающийся резерв 1800 МВт (в 2 5 раза бочьше нормативного зна
1ения)
Загрузка сети 735 кВ в доаварийном режиме характеризовалась стедующими
данными ГЭС Churchill Falis — ГЭС Manicouagan — 4270 МВт (87%)- ГЭС
Manicouagan — Квебек—7240 МВт (78%); Квебек — Монреаль — 4350 МБт
(Ь6%)* ГЭС la Grande 2 — Монреаль — 4600 МВт (100%) В скобках указан
процент нагрузки от максимально допустимого значения
Причиной возникновения аварии послужило однофазное КЗ на одной из
систем сборных шин 735 кВ подстанции Lewis (рис 7 10), вызванное взрывом
трансформатора тока Это повреждение бьпо правильно отключено
дифференциацией защитой шин Однако через 1,5 с возникло однофазное КЗ на второй
системе шин 735 кВ в той же подстанции расположенной на расстоянии 15 м
от первой системы шин Причиной второго КЗ послужило перекрытие воздушного
промеж>тка ионизированного пламенем пожара возникшего в результате лерво-
10 КЗ Это повреждение также было правильно откпючено дифференциальной
защитой шин.
В результате двух КЗ, происшедших с интервалом в 1 5 е на подстанции
Lewis отключились ВЛ, связывающие ГЭС Manicouagan и Квебек После этого
произошел наброс .мощности до 6000 МВт на две оставшиеся в работе .линии
735 кВ транзита ГЭС Manicouagan — Квебек Устойчивость параллельной работы
была нарушена и через 1 с обе линии были отключены релейной защитой.
Из за большого дефицита мощности в районе Монреаля нар>шилась уе
топчивость по электропередаче ГЭС La Grande 2 — Монреаль что сопровожда
лось резким снижением напряжения вблизи шин подстанции Монреальского
кольца 735 кВ. Сработали РЗ и отключили вес линии связи с ГЭС La Grande 2
Это произошло через 1 с после отключения ВЛ Manicouagan — Квебек. Таким
образом спустя 2 с после возникновения на подстанции Lewis второго КЗ были
отключены все ВЛ 735 кв по которым в район Монреаль — Квебек' от мощных
ГЭС передавалась мощность более 10 000 МВт Поскольку объем АЧР был не
достаточен для компенсации столь большого дефицита активной мощности про
изошло потное погашение энергосистемы Линии электропередачи от ГЭС La
Grande 2 и Churchill Falls, выделившиеся на питание районов с ограниченной
нагрузкой отключались защитами от повышения напряжения значения которого
достигали 160—180% номинального.
Планом восстановления энергосистемы Hydro Quebec предусматривалось
постедовательное включение \частков линий электропередачи 735 кВ от ГЭС
1 a Grande 2 и Churchill Falls с постепенным наращиванием нагрузки небольши
375
ми блоками по 25—50 МВт По причине наличия повреждений на подстанции
Lewis, а также ряда других элементов в сети 735 кВ повредившихся в процессе
восстановления нормальной схемы m за повышения напряжения выше допусти
мых значений восстановление энергосистемы затянулось
Авария в энергосистеме Швеции 27.12 83 г. Основная сеть энергосистемы
Швеции представляет собой семь протяженных В Л напряжением 400 кВ
(рис 7 11) оснащенных установками параллельной и последовательной компен
саций Сеть эта создавалась для передачи больших потоков мощности ог ГЭС
расположенных на севере страны к крупным узлам нагрузки находящимся в
южной ее части Эта функция сохранилась до настоящего времени В последнее
десятилетие на юге страны вблизи мощных центров нагрузки были сооружены
рис 7 11 Схема поясняющая возникновение и развитие аварии в энергосистеме
Швеции
376
крупные АЭС что позволило обеспечить покрытие растущей нагрузки в южной
части при допустимой загр\зке В Т\ основной сети 400 кВ Шведская энерго
система работает параллельно с энер! осистемами Норвегии Финляндии и Дании
(в составе энергообъединения NORDEL)
Нагрузка энергосистемы Швеции в 13 ч перед возникновением аварии
составляла 18 300 МВт в том желе: экспорт в Финляндию — 320 МВт, нагрузка
электробойлеров — 920 МВт Эта нагрузка обеспечивалась мощностью ГЭС
(расположенных в северной части страны) — 10 850 МВт АЭС (расположенных
в южной части страны) — 5800 МВт импортом (из Норвегии) — 1350 МВт
(рис 7 11)
Основная сеть 220 —400 кВ была полностью в работе за исключением выве
ценных в ремонт межеистемнои ВЛ 400 кВ (свячь с финской энергосистемой) и
одной линии 220 кВ к северу от Стокгольма Переток активной мощности с
севера на км (в сечении /) составлял 5600 МВт (допустимый предел — более
ЬООО МВт) Напряжения в сети 400 кВ составляли 400—405 кВ частота —
40 01 Гц
В 12 ч 20 мин был выведен из работы один энергоблок на АЭС Оскарсхамн
работавший с мощностью 490 МВт. В то же время персонал НДЦ разрешил
проведение оперативных переключении на подстанции Хамра 400 кВ для вывода
из схемы перегревавшегося линейного разъединителя В связи с этим диспетчер
НДЦ дал команду на отключение электробойлеров в г Стокгольме (температура
воздуха была около 0° С) и о подготовке к быстрому запуску в работу ГТУ в
южном районе
В 12 ч 57 мин при производстве переключении на подстанции Хамра распо
ложенной на расстоянии 50 км к северо западу от г Стокгольма и осуществляю
щеп энергоснабжение стокгольмского района повредился разъединитель что
привело к возникновению однофазного КЗ между выключателем и трансформа
тором тока При этом подействовала дифференциальная защита шин и отключила
все присоединения (четыре ВЛ 400 кВ и три трансформатора 400/220 кВ общей
мощностью 1300 MB А). Отключение всех присоединении подстанции, нормально
работающей на двух системах шин объединенных шиносоединительным выклю
чателем произошло по причине нарушения фиксации при производстве опера
ций по выводу из работы линейного разъединителя
Поскольку возникшее повреждение было расположено между выктючателем
и линейным разъединителем одной из ВЛ отходящих в северном направлении
эта линия была отключена с противоположного конца РЗ с временем 200 мс
Это отключение не сказалось на дальнейшем развитии аварии
Отключение подстанции Хамра хотя и осложнило ситуацию в районе г. Сток
гольма не привело к нарушению электроснабжения Качания возникшие в
процессе ликвидации КЗ быстро затухли. Однако отключение двух электроиере
;ач 400 кВ привело к перегрузке ВЛ, оставшихся в работе, и снижению напря
/ьении на приемных подстанциях Холлсберг и Кимштадт ао 350—360 кВ В север
ной части энергосистемы сохранялось нормальное напряжение
В южной части энергосистемы снижение напряжения в основной сети 400 кВ
вызвало снижение потребления однако через 1 мин под действием автоматики
регулирования напряжения, установленной на трансформаторах напряжение
в сети 220 кВ было восстановлено и потребляемая нагрузка вновь увеличилась.
377
В этих условиях питание нагрузки в районе г Стокго1ьма через сеть 220 кВ
осуществлялось от АЭС Ф орем ар к раоотавшеи с полной мощностью и от
подстанции 400 кВ Халчсберг и Кимштадт. Спустя Ь с после отключения под
станции Хамра специальной защитой от перегрузки отктючилась ВЛ 220 кВ
по которой с севера передавалась большая мощность.
Персонал НДЦ зафиксировав факт аварийного отключения подстанции
Хамра и В Л 220 кВ, питавшей район г Стокгольма, и утяжеление режима
основной сети, телеуправлением дал команду на пуск всех ГТУ
Спустя 53 с после отключения подстанции Хамра в резутьтате срабатывания
дистанционной РЗ на подстанции Халлсберг отключилась наиболее сильно пе
регруженная ВЛ 400 кВ Халчсберг.— Килфорсен Повышение напряжения на
отключенном конце ВЛ привело к возникновению однофазного КЗ Токи нулевой
последовательности, ■ протекавшие по поврежденной В Л обусловили за счет
взаимоиндукции с оставшейся в работе параллельной ВЛ появление в последней
токов нулевой последовательности под действием которых сработала на отклю
чение РЗ от КЗ'на землю В результате примерно через I мин после аварийного
отключения подстанции Хамра были отключены еще две ВЛ 400 кВ, соединявшие
северный и южный районы энергосистемы
В результате этого произошло дальнейшее снижение напряжения в южной
части сети 400 кВ нарушение синхронизма но сечению / н полное разделение
энергосистемы Швеции на две части Одновременно отделились межсистемные
связи с южной Норвегией и Данией.
Дефицит активной мощности порядка 7000 МВт возникший в южной части
энергосистемы привел к резкому снижению частоты (со скоростью 2—4 Гц/с) и
напряжения При этом подействовала лишь половина устройств АЧР вторая
половина отказала из за резкого снижения напряжения
Из-за перегрузки и низкого напряжения в сети РЗ от внешних повреж
дсний (максимальной токовой и дистанционной) были отключены все генераторы
трех АЭС Ни один энергоблок не был удержан в работе на собственные нужды
В северной части энергосистемы события развиватись снедающим образом
На АЭС Форсмарк оставшейся подкчюченнои к северной части энергосистемы
при отключении одной из ВЛ 400 кВ один из двух генераторов первого энерго
блока был откчючен действием автоматики предотвращающей нарушение устой
чивости На втором энергоблоке подобная автоматика отказала, однако спустя
некоторое время он был отключен полностью технологической защитой реактора
В результате на АЭС Форсмарк остался в работе один генератор
При описанном выше повреждении ВЛ Халлсберг — Килфорсен выключатель
на подстанции Килфорсен отключился двумя фазами Короткое замыкание
было отключено РЗ нулевой последовательности установленными па соседних
подстанциях При этом неселективно отключилась ВЛ 400 кВ Энгерман Ривер —
Ум Phi ■ Вслед за этим отключились перегрузившиеся ВЛ 130 кВ и район
Ум Ри;Л| ..Li делился с избытком генерирующей мощности Автоматика повыше
ния частои; ■ ■ ключила несколько гидрогенераторов в результате чего ироизош
то опасное и ■ кение частоты и полное погашение района
Частота в .грной части энергосистемы увеличитесь до 54 Гц через э е после
отделения ю* части Автоматика повышения частоты отключила часть гидро
генератора давшихся в работе частота через 12 с после целения установи
3>
лась на уровне о0,05 Гц Затем из-за
перегрузки отктючились межсистемные
линии связи с энергосистемами
Финляндии и северной Норвегии после
чего частота вновь повысилась до
51 Гц Через некоторое время опера
тивныи персонал восстановил нор
мальныи уровень частоты (49 9—
50,1 Гц)
В 13 ч 35 мин была включена
связь с южной частью энергосистемы
Норвегии. Как показано на рис 7.12
для восстановления нагрузки быстро
увеличивалась мощность ГЭС и ТЭС
Сети 220 и 400 к В были восстанов
лены в основном к 13 ч 48 мин
Заметим что работа персонала
НДЦ по восстановлению
энергосистемы в течение 05 ч была затруднена
из-за перегрузки информацией и бло
кировки вследствие этого новой сие
темы управления, выполненной на базе
ЭВМ Старая резервная система те
лемеханики управляющая диспетчер
ским щитом, оставалась в работе Вслед
.МВт
2 Ц- 6 в 10 12 1U 16 18 20 t,<
ствие трудностей с получением инфор рис 7 12 График нагрузки эиергосис
мации на НДЦ регулирование частоты в темы Швеции до возникновения аварии
энергосистеме в первое время восста и в процессе ликвидации ее послед
новления энергосистемы было возложено ствий
на один из районов ДЦ
В процессе аварии были запущены и быстро загружены ГТУ Постепенно
запускались и загружались находившиеся в холодном резерве мазутные ТЭС
К 21 ч все малоэкономичные ГТУ были остановлены медленно восстанавли
вались в работе энергоблоки АЭС первый из них был включен в работу в
22 ч 35 мин а последний — 29 го декабря в 14 ч 44 мин
Табтица 7 15
Страна, в
которой
произошла
авария
США
Франция
Бельгия
Канада
Швеция
Дата аварии
13 07 77
19 12 78
04.08 82
14.1282
27.12 83
Причины l
Мни
го
крат
ные
КЗ в
основ
сети
+
—
—
+
+
Ре
монт
ная
схема
—
—
+
—
+
юсобствовавшие возникновению и развитию
Нарушение
устой
чивос
ти да
льних
тропередач
—
—
+
+
аварии
Опас
ная
грузка
линий
+
+
+
—
Дсфи
цит
реактив-
нон
МОЩНОСТИ
+
+
+
Не
УЛОВ
летво
рите
льное
состояние
АЧР
+
+
+
+
+
Нес о г л а
совам-
ность ав
томатики
в
условиях де
фицита
или
избытка
реактив
ной мош
ности
+
+
+
+
+
Боль
шое
число
непра
в иль
ных
дейст
В II И
авто
мати-
кн
+
_
+
379
Обобщенный анализ рассмотренных аварий В табл 7 15 приведены об об
щенные данные, характеризующие причины, способствовавшие возникновению и
развитию рассмотренных аварий Развитие всех аварий происходило в результате
ряда причин обусловленных внешними явлениями (КЗ на ВЛ и подстанциях ос
новной сети) ослаблением схемы сети при производстве ремонтных работ, неудов
летворительными балансами активной и реактивной мощностей в энергосистемах
неправильным назначением режима работы неправильными действиями и отка
зами устройств РЗиА
В трех случаях возникновение и развитие аварии было связано с несколькими
КЗ. грозовые повреждения четырех В Л 330 кВ в энергосистеме Consolidated
Edison (США); два быстро следовавших одно за другим КЗ на одной из под
станции электропередачи 750 кВ в энергосистеме Ontario Quebec (Канада)
повреждение на одной из подстанций электропередачи 400 кВ и КЗ на В Л
400 кВ другой электропередачи (Швеция) в процессе развития аварии
Авария во Франции началась с отключения РЗ от перегрузки одной из ВЛ
400 кВ а затем еще трех ВЛ 220 и двух 150 кВ
В Бельгии аварийное нарушение режима началось с ложного отключения
технологической защитой одного нз энергоблоков АЭС последующего отклю
чеиия из-за перегрузки нескольких генераторов на ТЭС и АЭС и ВЛ 380 кВ
Таким образом основными причинами возникновения тяжелых системных аварии
явились КЗ и перегрузки ВЛ основной сети
Повышенная опасность аварий создается в ремонтных схемах Так КЗ на
подстанции 400 кВ шведской энергосистемы, послужившее причиной аварии
возникло при производстве оперативных переключении для вывода в ремонт
неисправного разъединителя В Бельгии авария произошла в условиях когда
основная сеть энергосистемы 380 кВ была- существенно ослаблена в связи с про
ведением ремонтных работ на линиях электропередачи
Дважды (в Канаде и в Швеции в 1983 г ) развитию аварии способствовало
нарушение устойчивости дальних электропередач (750 и 400 кВ соответственно)
от мощных ГЭС после аварийного отключения параллельных электропередач в
результате КЗ на промежуточных подстанциях Нарушение устойчивости в
рассматриваемых случаях могло бы быть предотвращено разгрузкой оставшихся
в работе электропередач под действием автоматики предотвращающей наруше
ние устойчивости Подобная автоматика получившая распространение в СССР
в последующие годы нашла также применение в канадских энергосистемах
Ontario Hydro и Ontario Quebec (см. гл 5)
Неустраненная своевременно оперативным персоналом перегрузка ВЛ основ
ной сети по критерию устойчивости в двух случаях (Бельгия и США) способст
вовала развитию аварии а в одном (Франция) послужила причиной ее возник
новеиия Во всех трех случаях перегрузка ВЛ могла бы быть устранена а
развитие аварии предотвращено оперативным отключением нагрузки в приемной
части энергосистемы
Во время всех рассматриваемых аварии проявились недостатки эксппуати
руемых систем и устройств АЧР Основным недостатком проявившимся в
четырех авариях (Франция Бельгия Канада Швеция) является отказ реле
частоты при резком снижении напряжения Так например в выделившейся части
энергосистемы Франции по этой причине отказало более половины устройств АЧР
380
Половина устройств АЧР отказала также в южной части энергосистемы Швеции
во время аварии 1983 г
При аварии в энергокомпании Consolidated Edison проявились два недостат
ка эксплуатируемой в ней системы АЧР
малое число быстродействующих ступеней (7—8 по сравнению с 15—20
аналогичными ступенями АЧР1, применяемой в СССР) вследствие чего из за
излишнего объема отключенной нагрузки при аварийном снижении частоты
повысились значения частоты и напряжения в основной сети 330 кВ содержащей
воздушные и кабельные линии в результате имело место развитие аварии
отсутствие резервных ступеней АЧР с большими выдержками времени (ана
югично АЧРП, применяемой в СССР) вследствие чего повторное возникновение
дефицита активной мощности (после отключения энергоблока 1300 МВт ТЭС
Rawenswood) привело к полному погашению энергосистемы
Несогласованность автоматики отключающей нагрузку и энергоблоки ТЭС
и АЭС привела к отключению автоматикой минимального напряжения энерго
блоков при дефиците реактивной мощности в основной сети французской энерго
системы Наличие автоматики минимального напряжения отключающей часть
нагрузки предотвратило бы в рассматриваемом случае развитие аварии
Все рассматриваемые аварии развивались каскадно вследствие.многократных
отказов в первичной сети (КЗ и отказы в отключении и включении выключателей)
и в системе автоматического управления Так например при аварии в
энергосистеме Consolidated Edison имело место шесть КЗ (четыре — при грозовых
перекрытиях и два — вследствие повреждения сильно перегруженных линий)'
два отказа АПВ три ложных и излишних срабатывания РЗ Во время аварии в
энергосистеме Швеции в 1983 г произошло одно КЗ отказ одной фазы выклю
чателя два отказа автоматики три ложных и излишних срабатывания РЗ
Таким образом аварии происшедшие в последние годы в крупных энерго
объединениях Америки и Европы в значительной степени были обусловлены
несовершенством системы противоавариинои автоматики (ПА) Использование
в этих энергообъединениях опыта советских энергетиков [например в части
АПНУ АЧР систем автоматического отключения нагрузки (САОН)] способство
вало бы повышению уровня их надежности
Ряд недостатков выполнения и настройки комплекса устройств ПА проявив
шихся в рассматриваемых авариях, присущ в определенной мере и системам
ПА эксплуатируемым в энергосистемах нашей страны что определяет необхо
димость дальнейшего совершенствования этих систем К таким недостаткам
относятся возможность резкого снижения эффективности действия АЧР в уело
виях острого дефицита реактивной мощности при аварийном падении частоты
в энергосистеме опасность возникновения дополнительного дефицита реактив
ной мощности при блокировке спустя 20—30 с действия АРВ и устройств
быстродействующей форсировки возбуждения генераторов в условиях длитель
ного аварийного снижения напряжения в энергосистеме (например вследствие
наличия неотключенного КЗ) возможность отрицательного влияния АРНТ
понизительных подстанций на режим основной сети в условиях резкого дефицита
в ней реактивной мощности снижение эффективности действия системы ПА в
ремонтных режимах допускаемое зачастую в связи с их кратковременностью
381
7.6. Ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям
Понятие «ущерб» используется для оценки надежности энергосистемы,
т е ее способности обеспечивать электроснабжение потребителей. Значения
ущербов у потребителей зависят от многих факторов состава приемников элек
троэнергии у каждого конкретного потребителя длительности перерыва электро
снабжения времени суток дня недели и сезона в которые происходит нарушение,
и т. д Во многих странах проводятся исследования на основании которых
определяются средние значения ущербов используемые затем при оценке
надежности энергосистемы и электроснабжения отдельных потребителей.
В отечественной литературе приводится много данных по значениям ущер
бов от недоотпуска электроэнергии в разных отраслях народного хозяйства и в
быту [131 132 134] Так например в [134] приведены следующие средние
значения ущербов руб/(кВт-ч) при длительности перерыва электроснабже
ния 1 ч
по группе отраслей промышленности (машиностроение автомобильная этек
тротехническая текстильная и др.) — 2
по сельскому хозяйству (коммунально бытовая нагрузка и производственные
нужды) — I 8
по коммунально бытовой нагрузке городского хозяйства — 2 72
Таблица 7 16
Отрасль и пред
приятие
Ус руб/(кВт ч)
средний
Добыча нефти
Нефтеперекачка
Металлургический
завод
Завод ферроспла
вов
Алюминиевый за
вод
Медеплавильный
завод
Завод вискозного
шелка
Содовый завод
Завод сельскохо
зяиственного
машинострое
ния
Ситценабивная
фабрика
Хлебозавод
Электрифицирован
ная железная до
рога
Коммунально бы
товой сектор
Сельское хозяйство
0,4
0,6
04
0 I
0 1
04
07
06
06
08
04
максималь
ный (и при
длительном
1сфнците)
(минимальный
(и при
плановых
отключениях)
Уп руб/кВт, при про
должительностн отключе
ния ч
I 5
I 5
Ob
1
06
0 35
0 35
0 55
09
09
2
0b
22
22
0 I
0,15
0,2
0 02
0 02
0 25
04
0,35
0,2
07
03
02
35
1 5
29
0 07
0
03
97
25
1 7
10
15 8 I 22
3d
1 5
4
0 1
0 05
05
97
30
I 7
35
1 5
0 15
0 35
1 6
97
42
1 7
20
29
382
Ущерб от недоотпуска электроэнергии предложено представлять двумя
составляющими (131] основным ущербом (У0) — из-за недовыработки продук
ции соответствующим предприятием и ущербом внезапности (Ув) — из за вне
запмости отключения (когда возможна поломка технологического оборудования
пор ia сырья, готовой продукции и т д ) Соответствующие средние удельные
значения ущербов приведены в [131] некоторые из них указаны в табл 7 16
На основании исследовании среднеазиатского отделения Энергосетьпроекта
проведенных в 1972 г в ряде районов СССР, определены следующие значения
\дельных ущербов по энергосистеме которые составтяют при небольших по объему
ограничениях (5—10%) —0 03—0 12 руб/(кВт ч) при ограничениях до 30% —
0 3—0 4 руб/(кВт ч)
Исследования по оценке значении ущербов проводятся и за рубежом Резуль
таты некоторых из них представлены на рис 7 13 [135] На основании приведенных
характеристик можно сделать следующие выводы исследования проведенные в
разных странах и даже в одной стране, дают существенно разные результаты (осо
бенно для бытовых потребителей) удельное значение ущерба увеличивается с уве
личением длительности недоотпуска удельное значение ущерба для небольших
предприятий значительно больше чем для крупных удельное значение ущерба су
щественмо увеличивается с увеличением объемов нарушения электроснабжения по
энергосистеме (характеристика / на рис 7 13 а).
Заметим также что по оценке ущерба имевшею место при крупной аварии в
энергосистеме Con ьоИ dated Edison (США) сопровождавшейся прекраще
нием на 25 ч электроснабжения г Нью Йорка (см выше) получено значение
3 32 дол/(кВт-ч) в том числе экономический ущерб (прямые потери произ
водства убытки энергокомпании стоимость испорченных продуктов и материалов
Рис 7.13. Ущербы из-за недоотпуска электроэнергии:
а — полные, б — промышленных потребителей; в — бытовых потребителей по данным
/—энергосистемы Нью-Йорка (США), полное погашение энергосистемы в 1977 г
2 — энергосистемы Ontario Hydro (Канада); 3 — Франции; 4—Швеции; 5 — IEEE
(США) предприятия небольшой мощности, 6 — энергосистемы Ontario Hydro (Канада)
7 — Великобритании; 8 — IEEE (США), крупные промышленные предприятия; 9 — энер
госистемы Ontario Hydro (Канада), крупные промышленные предприятия; 10— по дан
ным Myers (США)- 11 — по данным Markel (США)- 12 — по данным университета
штата Саскачеван (США)
383
поврежденного оборудования н т п) составил 1 8э дол/(кВт ч) социапныи
ущерб (стоимость поврежденных сооружении и оборудования в результате актов
бандитизма дополнительные расходы полиции затраты на уборку улиц ит и ) -
I 47
По результатам другого обследования ущерб составивший 3 7 дол/ (кВт ч)
разделен на две части прямой ущерб (оплата вынужденного простоя рабочих и
служащих дополнительная оплата за сверхурочные работы, порча продуктов и
материалов повреждение оборудования дополнительные затраты энергокомпании
на восстановление нормальных схемы и режима работы энергосистемы и т п ) —
0,6 дол/(кВт ч) косвенный ущерб (дополнительные затраты на аварийные
службы города — полицию медицину пожарные страховые и т п ) —
3 I дол/(кВт ч)
Для выработки оптимальной стратегии при оперативном отключении нагрузки в
утяжеленных режимах в США проведены исследования значений ущербов при пе
рерыве электропитания на 0 5 ч для трех групп потребителей (коммерческих быто
вых промышленных) В результате этих исследований бы то установлено следую
щее [25]
как в пределах одной группы, так и между группами потребителей имеются су
щественные различия в значениях ущербов (дол/кВт), которые составляют для
промышленных потребителей — 3 278— 10 765 для бытовых — 0 321— I 492 для
коммерческих — 0 002—0 052
значения ущербов выше в часы максимума нагрузки и ниже в часы минимума
их максимальные значения в пределах рассматриваемых ipynn потребителей со
ставляют для промышленных потребителей — 10 765 и 8 746 для бытовых — I 492
и 0 788 для коммерческих — 0,052 и 0 003
Ушерб у бытовых и коммерческих потребителей в первую очередь зависит от
длительности нарушения электроснабжения в пределах длительности нарушения
0 5—4 ч Для коммерческих потребителей в период большей (внепиковой) части
графика особенно важна длительность нарушения электроснабжения Для бытовых
потребителей при работе в большей (внепиковой) части графика значение ущерба
изменяется почти линейно в зависимости от длитетьности нарушения электроснаб
жеиия
Во многих случаях оборудование и процессы отключенные вследствие возник
иовения в энергосистеме кратковременного дефицита мощности могут быть восста
новлены в работе лишь спустя большой отрезок времени В результате для промыш
ленных потребителей относительный ущерб на единицу времени бочыие при кратко
срочных чем при длительных нарушениях электроснабжения
Ущербы для коммерческих и бытовых потребителей значительно выше в пико
вой части графика, так как коммерческие предприятия закрыты в часы, соответст
вующие внепиковой части графика, а нагрузка бытовых потребителей в эти часы
существенно снижается Поскольку многие промышленные предприятия работают в
две три смены значения их ущербов от времени суток зависят значительно меньше
Были рассмотрены три возможные стратегии отключения потребителей: 1) с
приоритетом для бытовых потребителей по сравнению с коммерческими и промыш
ленными 2) с равномерным распределением долей мощностей отключаемых
потребителей по группам пропорционально их доле в максимуме нагрузки
соответствующей энергосистемы 3) с определением последовательности отключения потребите-
384
лей по критерию минимума ущерба Как показал анализ, последний (экономичес
кий) критерии обеспечивает наименьший суммарный ущерб в резутьтате оператив
ного отключения потребители
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Предусмотренное Энергетической программой СССР развитие
топливно энергетического комплекса с учетом экономико геогра
фических характеристик страны и главных направлений научно
технического прогресса в энергетике включает в себя завершение
формирования и дальнейшее развитие ЕЭС СССР Формирование
ЕЭС СССР в основном завершается присоединением в ближайшей
перспективе ОЭС Средней Азии а затем ОЭС Востока Развитие
ЕЭС СССР определяется условиями опережающего роста электро
энергетики, что наряду с проведением активной энергосберегаю
щей политики должно обеспечить надежное и экономичное элект
роснабжение народного хозяйства страны В соответствии с Энер
гетической программой увеличение генерирующих мощностей
ЕЭС СССР будет происходить в основном за счет развития атом
ной энергетики в европейской части страны, освоения гидроэнер
гетических ресурсов азиатской части и создания крупных энергети
ческих комплексов на базе экибастузских и канско ачинских углей,
а также тюменского газа Рост мощности ЕЭС СССР будет харак
теризоваться дальнейшей концентрацией генерирующих мощное
тей на новых крупных ГЭС, увеличением максимальной мощности
ТЭС и АЭС Развитие теплоснабжения будет обеспечено сооруже
нием новых ТЭЦ, ввод в западной зоне ЕЭС СССР значительной
базисной мощности АЭС обусловит необходимость увеличения в
этой зоне маневренных мощностей за счет сооружения ГАЭС
Системообразующая сеть ЕЭС СССР будет формироваться на
основе все более широкого использования электропередач высших
напряжений В западной зоне ЕЭС будет создана развитая сеть
750 кВ, которая обеспечит выдачу и распределение мощности
крупных АЭС и усиление связей между ОЭС этой зоны, к сети
750 кВ примкнут межгосударственные электропередачи 750 кВ
между ЕЭС СССР и ОЭС стран — членов СЭВ С завершением
строительства транзитной электропередачи 1150 кВ Сибирь —
Казахстан — Урал магистраль будет продолжена в восточном и
западном направлениях, чем будет создана основная системообра
зующая связь 1150 кВ переменного тока Сибирь — Казахстан —
Урал — Средняя Волга — Центр в западной зоне ЕЭС СССР
магистраль 1 150 кВ будет связана с сетью 750 кВ В настоящее
время ведется строительство электропередачи постоянного тока
1500 кВ Экибастуз — Центр Рассматривается вопрос о ее продле
нии до района Итата и сооружении промежуточной подстанции на
13 2431
Урале, т е о создании мощной маневренной магистральной
электропередачи 1500 кВ постоянного тока, связывающей зоны
Сибири, Казахстана, Урала и Центра Наряду с созданием сети
750 кВ и мощных магистральных связей 1150 кВ переменного тока
и 1500 кВ постоянного гока дальнейшее развитие получит сеть
500 кВ, которая сохранит в перспективе свои системообразующие
функции для значительной части ЕЭС СССР
Развитие ЕЭС СССР приведет к резкому усложнению задач
управления ее режимами, в особенности задачи противоаварийного
управления Нормальное функционирование ЕЭС СССР в перепек
тиве может быть обеспечено при реализации определенных требо
ваний к схемным н режимным характеристикам развивающейся
ЕЭС СССР и непрерывном совершенствовании системы, методов и
технических средств управления ее режимами; ЕЭС СССР как
объект управления и система управления этим уникальным по
сложности «сверхобъединением» должны развиваться
взаимосогласованно, как части единого целого
При развитии ЕЭС СССР необходимо обеспечить большую
сбалансированность по мощности и электроэнергии отдельных зон, в
той мере, в которой это отвечает требованиям оптимизации разви
тия электроэнергетики как важнейшей составляющей тоиливно
энергетического комплекса страны Должны быть увеличены до
нормальных проектных значений резервы активной мощности и со
зданы резервы пропускной способности электрических сетей,
необходимые для надежного выпуска мощности электростанций,
бесперебойного питания нагрузочных узлов, обеспечения возрастающих
потоков обменной мощности в нормальных условиях и потоков
взаимопомощи в аварийных условиях В энергосистемах и в
установках потребителей должны быть проведены работы по значи
тельному увеличению степени компенсации реактивных нагрузок
для устранения дефицитов реактивной мощности и выполнен комп
леке мероприятий по улучшению режима напряжения в целях по
вышения экономичности работы электрических сетей, повышения
устойчивости н качества электроэнергии по напряжению Важной
задачей является приведение в соответствие отключающей способ
ности выключателей с возрастающими значениями токов КЗ
Особое значение для улучшения функционирования ЕЭС
СССР, обеспечения надежности ее работы и живучести имеет
повышение «управляемости» электрических станций и сетей
Структурные и режимные особенности развивающейся ЕЭС
( ССР обусловливают необходимость последовательного
увеличения степени автоматизации управления нормальными и аварийны
ми режимами Требования к характеристикам ЕЭС СССР как
автоматизированной «большой системы» могут быть
удовлетворены только при обеспечении высокого уровня управляемости ее
элементов, задачи повышения управляемости неотделимы от задач
управления режимами
386
Управляемость ГЭС является весьма высокой, и задачи
повышения управляемости электростанций относятся в основном к
ТЭС и АЭС В состав этих задач входят совершенствование
технологии пуска и останова агрегатов и расширение
регулировочного диапазона, проведение мероприятий по сохранению
в работе энергоблоков при аварийном отключении их (с возмож
ностью питания собственных нужд) на время ликвидации
аварии, обеспечение эффективного участия всех электростанций,
в том числе блочных ТЭС с агрегатами на закритические пара
метры пара, в первичном регулировании частоты в нормальных
и аварийных условиях (это требование в дальнейшем должно
быть реализовано и для агрегатов АЭС), оснащение мощных
блочных ТЭС современными станционными устройствами
регулирования активной мощности и проведение мероприятий,
необходимых для привлечения их к вторичному регулированию
частоты и мощности (АРЧМ), широкое внедрение наиболее со
вершенных систем аварийного управления мощностью турбин
энергоблоков (импульсная разгрузка турбин по условиям ди
иамической устойчивости с ограничениями мощности в после
аварийном режиме по условиям статической устойчивости),
дальнейшее освоение аварийного управления мощностью АЭС
с подготовкой технологической автоматики атомных
энергоблоков к реализации управляющих воздействий ПА без
дополнительных нарушений режима энергоблоков и при строгом соб
людении требований безопасности
С развитием ЕЭС СССР все большее значение приобретают
задачи повышения управляемости электрических сетей Сред
ства регулирования, которыми в настоящее время оснащены
электрические сети, относятся в основном к средствам
«дискретного» регулирования (ступенчатое изменение коэффициентов
трансформации трансформаторов, включение и отключение
батарей статических компенсаторов и шунтирующих реакто
ров), непрерывное регулирование ограничивается воздейст
вием на СК Необходимо ускорить оснащение электрических
сетей, в особенности сетей высших напряжений, новыми со
временными устройствами управляемой поперечной компенсации
электропередач, устройствами, позволяющими осуществлять
перераспределение потоков активной и реактивной мощностей,
стабилизацию напряжения и ограничение токов КЗ Как
показывают проводимые исследования и проектные проработки,
управляемость электрической сети ЕЭС СССР может быть су
щественно повышена созданием ряда «гибких» (управляемых)
электрических связей
Наряду с указанными выше задачами, решение которых
должно обеспечить благоприятные по условиям надежности
схемные и режимные характеристики ЕЭС СССР, сохраняют свое
важнейшее значение задачи улучшения показателей надежности
387
оборудования и аппаратуры энергосистем и повышения общего
уровня 1ехнической эксплуатации электрических станций и
сетей
По мере роста ЕЭС СССР, увеличения ее мощности и тер
риториальной протяженности трудности управления ее режима
ми, в особенности цротивоаварийиою управления, резко воз
растают, что обусловливает необходимость непрерывного со
вершенствования методов и средств управления Несовершенство
системы противоаварийного управления, несоответствие ее но
вым свойствам развивающегося энергообъединения может со
здать угрозу катастрофического развития аварийных процес
сов с дезорганизацией электроснабжения крупных районов
страны Отставание в развитии методов и средств иротнвоава
рийного управления было основной причиной наиболее тяжелых
системных аварий в крупных зарубежных энергообъединениях
Значительное внимание, которое удедялось в нашей стране ши
рокому внедрению противоаварийного автоматического управлс
иия, обеспечило предотвращение таких аварий в ЕЭС СССР,
причем более высокий уровень живучести ЕЭС СССР по
сравнению с зарубежными энергообъединениями был достигнут в
условиях ограниченных резервов генерирующих мощностей и
общей напряженности режима основных электрических сетей
Нарастающие трудности противоаварийного управления ЕЭС
СССР (как и других крупных национальных и межгосударст
венных энергообъединений) обусловлены рядом факторов, из
которых важнейшими являются
увеличение количества взаимосвязанных энергетических
объектов и размеров территории, на которой они размещаются,
усложнение схемы и режимов работы системообразующих
сетей, освоение новых сверхвысоких напряжений, рост
количества ступеней напряжения и повышение многосвязности схемы
основной сети, увеличение максимальной мощности, переда
ваемой по одной электропередаче;
систематический рост степени концентрации энергетических
мощностей, увеличение максимальной мощности
электростанций, преобладающий ввод крупных агрегатов с
неблагоприятными по условиям устойчивости характеристиками; особые
требования обеспечения надежности и безопасности АЭС,
изменение динамических свойств энергообъединения, про
являющееся в увеличении взаимного влияния (повышение
«связности») режимов элементов и частей системы, усложнении
электромеханических процессов, более частом возникновении
длительных процессов и вовлечении в эти процессы технологиче
ской автоматики электростанций; возникновение явлений
резонансных колебаний и других опасных, не наблюдавшихся
ранее явлений; рост причинно-следственных зависимостей,
повышающих вероятность каскадшио развития аварий,
388
усложнение функции систем противоаварийного управления
увеличение количества автоматических устройств, от правиль
кости и согласованности действия которых зависит ограничение
развития аварийных процессов утяжеление последствий от
казов, задержек в срабатывании, ложных срабатываний, ие
правильной настройки и неэффективности действия автоматики,
увеличение количества обслуживающего и оперативного
персонала вовлекаемого в предотвращение и устранение опас
ных отклонений параметров режима, повышение вероятности
ошибок персонала при сложных и затяжных нарушениях
схемы и режима
В организации противоаварийного управления в нашей
стране имеются определенные достижения, обеспечивающие
относительно высокий уровень надежности н живучести ЕЭС
СССР Вместе с тем уже на настоящем этапе система противо
аварийного управления не полностью отвечает возросшим тре
бованиям, связанным с усложнением схемы и режимов ЕЭС
СССР
С перспективами дальнейшего развития ЕЭС СССР связан
ряд сложных задач совершенствования методов и средств
оперативного и автоматического противоаварийного управления
Основным направлением развития оперативного противоава
рийного управления, осуществляемого диспетчерами по ходу
ведения режима, является дальнейшее повышение степени
автоматизации оперативно диспетчерского управления, включающее
совершенствование оперативных многомашинных
информационно управляющих комплексов (ОИУК) АСДУ в ИДУ ЕЭС
СССР и ОДУ на базе новых мини- и универсальных ЭВМ
большей производительности, завершение создания многомашин
ных ОИУК в энергосистемах, расширение работ по внедрению
ОИУК на предприятиях и в районах электрических сетей на
базе микро- и мини ЭВМ,
развитие систем сбора и передачи телеинформации с
применением Центральных приемопередающих станций на всех
ступенях диспетчерского управления, а также на крупных
энергообъектах, широкое использование телеуправления, в первую
очередь на энергообъектах, подчиненных предприятиям и райо
нам электрических сетей; повышение точности и достоверности
представления диспетчеру оперативной информации с помощью
технических и программных средств, создание новых средств
отображения информации,
разработку математического обеспечения, необходимого для
расширения функций оперативного противоаварийного управле
ния, реализуемых с помощью ОИУК АСДУ, в особенности
функций «советчика» диспетчера по оперативному прогнози
рованию нагрузки, формированию оперативных балансов
мощности и электроэнергии, контролю за нагрузкой, электропотреб
189
китч и наличием достаточных резервов мощности, оценке
надежности и устойчивости в текущем и ожидаемых режимах,
"негативной корректировке («дооптимизации») режима с
уточненным учетом ограничений по надежности н качеству
лтектроэнергни, устранению нарушений нормального режима,
корректировке настройки централизованных систем АРЧМ и
ПА, мобилизации резервов активной и реактивной мощности
в утяжеленных и послеаварийных режимах, а также функций
контроля за состоянием средств связи, телемеханики, РЗ н ПА,
фиксации срабатывания устройств противоаварийного yпpaвлe^
ния и т д
Будет систематически развиваться
информационно-вычислительная взаимосвязь межт.у различными ступенями системы
диспетчерского управления с ориентацией иа завершение к
2000 г первой очереди Fuhhoh информационно вычислительной
сети АСДУ ЕЭС СССР объединяющей все ступени иерархии
автоматизированного управления
Значительное внимание должно быть уделено созданию и
совершенствованию иерархической цифровой системы ЛРЧМ
ЕЭС СССР замене ряда действующих аналоговых систем
АРЧМ иа цифровые, более широкому привлечению блочных
ТЭС к вторичному регулированию частоты и мощности, улуч
шению свойств адаптивности систем АРЧМ и организации
взаимодействия с другими звеньями оперативного и
автоматического управления <: расширением использования общих
технических средств АСДУ С совершенствованием технических
средств АСДУ, развитием математического обеспечения для
реализации функций «советчика» диспетчера и повышением
степени адаптивности системы ЛРЧМ может быть осуществлено
взаимодействие алгоритмом оперативной корректировки («до-
оптимизации») режима II 1 1горитмов АРЧМ с перспективой
создания единой системы управления нормальным режимом
ЕЭС СССР по частоте и активной мощности По мере развития
АСДУ будет усиливаться взаимосвязь рассматриваемых функ
ций с функциями управления режимом по напряжению и
реактивной мощности, а также с некоторыми функциями противо
аварийного управления.
Важнейшей задачей является дальнейшее
совершенствование автоматического противоаварийного управления Будет
продолжена работа по созданию централизованных систем
ПА, предназначенных для предотвращения нарушений
устойчивости (АПНУ), с перспективой охвата этими системами всей
основной сети ЕЭС СССР В более далекой перспективе должна
быть осуществлена глобальная цифровая система АПНУ с
внутренней иерархией, при которой центры управления в
ЦДУ н ОДУ, создаваемые как автоматические подсистемы
АСДУ (с широким использованием общих технических средств),
190
будут осуществлять координацию действия систем, центры
управления которых размещены иа крупных энергообъектах —
узлах основной сети Основным направлением совершенствова
ния цифровых централизованных систем АПНУ является
повышение степени их адаптивности — обеспечения возможности
автоматической корректировки настройки, состава и интенсив
ности управляющих воздействий при изменении схем н режимов
районов противоаварийного управления Повышение
адаптивности систем требует увеличения объема получаемой
телеинформации о текущем режиме н возникающих возмущениях
(включая сигналы, необходимые для координации), разработки
быстродействующих алгоритмов и программ оценки состояния
и дозировки управляющих воздействий, замены используемых
управляющих миии-ЭВМ на более производительные
В видимой перспективе сохраняется принцип рационального
сочетания централизованных систем АПНУ с локальными
устройствами, выполняющими другие функции автоматического
противоаварийного управления и частично резервирующими
действие централизованных систем
Важным направлением повышения надежности и эффектив
ности ПА станет широкое' использование микропроцессорной
техники для создания разнообразных программируемых
устройств Микропроцессорным устройствам присущи следующие
положительные свойства- возможность унификации технических
средств, выражающаяся в том, что различные по функциональ
ному назначению устройства могут формироваться нз
ограниченного набора блоков, возможность оперативного (без
замены технических средств) изменения рабочих характеристик
программируемых устройств, высокая надежность устройств,
достигаемая как повышением надежности элементной базы, так
и применением автоматических и автоматизированных систем
контроля и диагностирования, возможность оперативного
контроля персонала за процессами, происходящими в
энергосистеме, и за состоянием устройств ПА Для реализации
указанных свойств необходимы не только совершенные технические
устройства, но и надлежащим образом организованное про
граммное обеспечение, модульность построения которого долж
на обеспечить необходимую гибкость и возможность его
расширения
Структура н состав комплекса технических средств должны
обеспечить с помощью средств отображения и
документирования информации диалог оперативного и обслуживающего пер
сонала с устройствами и системами ПА
Широкое распространение на подстанциях электрических
сетей получат микропроцессорные интегрированные системы
управления (ИСУ), реализующие разнообразные функции
управления, включая и наиболее ответственные из них — РЗ
391
и ПА Благодаря информационной связи ИСУ подстанций с
ОИУК АСДУ могут быть обеспечены адаптивная перестройка
уставок РЗ и ПА, контроль и диагностирование их неисправ
ностей
По мере совершенствования систем автоматического управ
ления нормальными режимами, систем протнвоаварийного
управления и АСДУ ЕЭС СССР в целом уменьшится разрыв
между функциями управления нормальными и аварийными
режимами и будут создаваться комплексные алгоритмы и тех
нические средства для взаимосогласованного решения тех и
других функций Объект и задачи управления в перспективе
должны быть расширены за счет включения в сферу АСДУ
кроме генерации и распределения электроэнергии также системы
электропотребления, автоматизированные системы управления
нагрузкой в послед» ющем могут стать органической частью
АСДУ
Значительные работы должны быть проведены по математи
ческому обеспечению для более полного учета факторов
надежности при долгосрочном и краткосрочном планировании
режимов ЕЭС СССР (ОЭС, энергосистем), особое внимание
должно быть обращено на совершенствование методов,
моделей, алгоритмов и программ на временных уровнях оперативного
и автоматического управления с учетом указанных выше тре
бований Важное значение приобретают исследования,
направленные на разработку методов управления при вероятностном
характере и неполноте используемой информации Должны
быть развиты работы по созданию системы взаимоувязанных
нормативов надежности, разработке методов, моделей и алго
ритмов количественной оценки надежности при планировании
режимов и оперативном управлении, углубленному анализу
аварии и противоаварийной тренировке персонала
Развитие научных исследований на основе применения
современной теории управления большими системами и методов
кибернетики, совершенствование технических средств, методов,
моделей и алгоритмов управления позвотит создать систему
противоаварийного управления, способную обеспечить живучесть
F3C СССР и решить важнейшую задачу повышения
надежности электроснабжения народного хозяйства и населения страны
ПРИЛОЖЕНИЕ
Примеры осуществления противоаварийной автоматики
в энергообъединеииях сложной структуры
Противоаварийная автоматика сети 110—750 кВ, связывающей две ОЭС
На рис 11 1 приведена структурная схема сети связывающей две ОЭС большой
ЗД2
мощности Схема сети включает ВЛ 750 кВ и две транзитные линии 330
220 кВ шунтируемые достаточно развитой сетью 1[0 кВ. Па том же рисунке
показана структура системы ПА предотвращающей развитие аварийных си
туации в данном районе с учетом направчения передачи активной мощности
как правило из ОЭС1 в ОЭС2
В состав системы ПА входит следующие комплексы устройств:
[) АПНУ на основной электропередаче действующий при отключении
ВЛ 7о0 кВ либо одного-двух автотрансформаторов 750/330 кВ на ПС1 в пере
дающей ОЭГ/ при ослаблении связей в приемной ОЭС2 в цикле ОАПВ
при перегрузке ВЛ 750 кВ
2) АПНУ на ВЛ 330—220 кВ в случае отключения одной из ВЛ эчектро
передачи или при набросе на них мощности
3) АЛАР — основной быстродействующий основной ичи реяервнии со
счетчиком циклов; дополнительный для неполнофазного режима
4) делительной автоматики на ПС7 который при отключении ВЛ 330 кВ
откчючает автотрансформатор и ВЛ [10 кВ на той же подстанции
5) автоматики минимального напряжения отключающей часть наименее
ответственной нагрузки при опасном дефиците реактивной мощности чтя
восстановления нормального напряжения □ контролируемом районе
6) автоматики повышения напряжения, отключающей ВЛ 750 кВ при
работе ее на холостом ходу, когда она является источником избыточной рсак
тивной мощности вызывающей опасное повышение напряжения.
Рассмотрим более подробно указанные выше комплексы систем ПА функ
циопирующен в рассматриваемой схеме сети (рис П [)
1) К комплексу АПНУ основной электропередачи 750 кВ аппаратура кото
рого установлена на подстанциях И(ОЭП) и 22(ОЭС2) относятся нескот ко
устройств
АПНУ) срабатывающее при отключении ВЛ 750 кВ тремя фазами. Эле
менты этого устройства установленные на передающем конце ВЛ (ПС1)
осуществляют автоматическую разгрузку электростанции (АРС) в ОЭС!. В схеме
предусмотрен контроль предшествующего режима (КНР), фиксирующий и за
поминающий значение мощности передаваемой в доаварийном режиме lj
ВЛ 330 кВ КПР имеет четыре ступени чем бочьше была нагрузка в до
аварийном режиме тем больше должна быть разгрузка электростанций при
отключении ВЛ 750 кВ Элементы АПНУ1 установленные на приемном конце
электропередачи 750 кВ (ПС9), осуществляю! автоматическое отключение
нагрузки (САОН) и загрузку генераторов электростанций (АЗГ) в ОЭС2 Эти
элементы АПИУ1 также оснащены КПР (одноступенчатым) Оба элемента
АПНУ (на /7t7/ и /7(7.9) будут срабатывать одновременно как при двухсторон
нем, так и при одностороннем отключении ВЛ 750 кВ, поскольку предусмот
рена передача команды высокочастотного течеотктючепия (ВЧТО) на про
тивоположныи конец ВЛ
АПНУ2 действующее через четвертую (минимальную) ступень /(/7Р ПС/
на разгрузку электростанции в ОЭС1 в случае отключения одного из авто
трансформаторов 750/330 кВ на ПС1 или при отключении одной фазы ВЛ
750 кВ (в цикле ОАПВ)
АПН\3 действующее на отключение одного тснератора в ОЭС1 при от
393
и ПА Благодаря информационной связи ИСУ подстанций с
ОИУК АСДУ могут быть обеспечены адаптивная перестройка
уставок РЗ и ПА, контроль и диагностирование их неисправ
ностей
По мере совершенствования систем автоматического управ
ления нормальными режимами, систем противоаварийного
управления и АСДУ ЕЭС СССР в целом уменьшится разрыв
между функциями управления нормальными и аварийными
режимами и будут создаваться комплексные алгоритмы и тех
нические средства для взаимосогласованного решения тех и
других функций Объект и задачи управления в перспективе
должны быть расширены за счет включения в сферу АСДУ
кроме генерации и распределения электроэнергии также системы
электропотребления, автоматизированные системы управления
нагрузкой в последующем могут стать органической частью
АСДУ
Значительные работы должны быть проведены по
математическому обеспечению для более полного учета факторов на
дежности при долгосрочном и краткосрочном планировании
режимов ЕЭС СССР (ОЭС энергосистем), особое внимание
должно быть обращено на совершенствование методов, моде
лей, алгоритмов и программ на временных уровнях оперативного
и автоматического управления с учетом указанных выше
требований Важное значение приобретают исследования, направ
ленные на разработку методов управления при вероятностном
характере и неполноте используемой информации Должны
быть развиты работы по созданию системы взаимоувязанных
нормативов надежности разработке методов, моделей и
алгоритмов количественной оценки надежности при планировании
режимов и оперативном управлении, углубленному анализу
аварий и противоаварийной тренировке персонала
Развитие научных исследований на основе применения со
временной теории управления большими системами и методов
кибернетики совершенствование технических средств, методов,
моделей и алгоритмов управления позволит создать систему
противоаварийного управления, способную обеспечить живучесть
ЕЭС СССР и решить важнейшую задачу повышения надежно
сти электроснабжения народного хозяйства и населения страны
ПРИЛОЖЕНИЕ
Примеры осуществления противоаварийной автоматики
в энергообъединеииях сложной структуры
Противоаварийная автоматика сети 110—750 кВ, связывающей две ОЭС
На pin П 1 приведена структурная схема сети связывающей две ОЭС большой
392
мощности Схема сети включает В Л 750 кВ и две транзитные линии 330—
220 кВ шунтируемые достаточно развитой сетью I (0 кВ На том же рисунке
показана структура системы ПА, предотвращающей развитие аварийных си
туаций в данном районе с учетом направления передачи активной мощности
как правило из ОЭС! в ОЭС2.
В состав системы ПА входят следующие комплексы устройств
[) АПНУ на основной электропередаче действующий при отключении
В Л 750 кВ либо одного двух автотрансформаторов 750/330 кВ на ПС! в пере
дающей ОЭС! при ослаблении связей в приемной ОЭС2 в цикле ОАПВ
при перегрузке ВЛ 750 кВ
2) АПНУ на ВЛ 330—220 кВ в случае отключения одной из ВЛ электро
передачи или при набросе на них мощности-
3) АЛАР — основной оыстродействующии основной или резервный со
счетчиком циклов, дополнительный для неполнофазного режима.
4) делительной автоматики на /767 который при отключении В Л 330 i\B
отключает автотрансформатор и ВЛ 110 кВ на той же подстанции
5) автоматики минимального напряжения отключающей часть наименее
ответственной нагр\яки при опасном дефиците реактивном мощности тля
восстановления нормального напряжения в контролируемом районе;
6) автоматики повышения напряжения, отключающей В Л 750 к В при
работе ее на холостом ходу, когда она является источником избыточной pt а к
тивпой мощности вызывающей опасное повышение напряжения.
Рассмотрим более подробно указанные выше комплексы систем ПА функ
ционирующей в рассматриваемой схеме сети (рис. П.1)
1) К комплексу АПНУ основной электропередачи 750 кВ аппаратура кото
рого установлена на подстанциях !I<ОЭС!) к 22(ОЭС2) относятся несколько
устройств
АПНУ1 срабатывающее при отключение В Ч. 750 кВ тремя фазами
Элементы этого устройства устацов [енные на передающем конце ВЛ (ПС 1),
осуществляют автоматическую разгрузку электростанции (АРС) в ОЭС1. В схеме
предусмотрен контроль предшествующего режима (КНР) фиксирующий и
запоминающий значение мощности передаваемой в чоаварийном режиме по
ВЛ 330 кВ КПР имеет четыре ступени — чем больше была нагрузка в до-
аварийном режиме тем больше должна быть разгрузка электростанций при
отключении ВЛ 750 кВ Элементы ЛПИУ1, установленные на приемном конце
электропередачи 750 кВ (ПС9) осуществляют автоматическое отключение
нагрузки (САОН) и загрузку генераторов электростанции (АЗГ) в ОЭС2. Эти
элементы АПНУ! также оснащены КПР (одноступенчатым) Оба элемента
АПНУ (на ПС! и ПС9) будут срабатывать одновременно к ж при двухстороп
нем так и при одностороннем отключении В Л 750 кВ поскольку предусмот
рсна передача команды высокочастотною телеотключения (ВЧТО) на про
тивоположныи конец ВЛ
АПИУ2 действующее через четвертую (минимальную) ступень КПР ПС!
на разгрузку электростанции в ОЭС! в случае отключения одного из авто
трансформаторов 750/330 кВ на ПС! нли при отключении одной фазы В Л
750 кВ (в цикле ОАПВ)-
АПНУ! действующее на отключение одного генератора в ОЭС! при от
393
Рис П 1 Схема противоавариинои автоматики сети ПО—750 кВ связывающей
две ОЭС
ключении отдельных элементов сети в ОЭС2 (сигнат об этом передается с
помощью ВЧТО) или при перегрузке электропередачи, которая фиксируется
специальным реле 6 уста нов тенным на ПС! и измеряющим значение угла
между векторами напряжении на шинах ПС1 и ПС9
2) К комплексу АПНУ 330—220 кВ аппаратура которого установлена на
ПСЗ ПС7 ПС20 и ГРЭС! относятся нескотько устройств:
АПИУ4 и АПНУ5, установленные на ПСЗ воздействуют на отключение
одного генератора мощностью 300 МВт в ОЭС! первая — при перегрузке
394
С А ОН
ПЗи,
АЛАР24
АЛА Р 25
ВЛ 330 кВ ПС<1—ПС2 вторая при отключении этой ВЛ Последняя функция
реализуется с контролем перетока мощности в доаварнином режиме (КПР) по
ВЛ ЛСЗ—ПС2
АПИУ6 и АПИУ7 установленные на ГРЭС! и ПС? соответственно,
воздействуют через реле КПР на отключение одно! о генератора мощностью
300 МВт
АПНУ8 установленная на ПС 21 l контролем предшествующею режима
в етучае отключения ВЛ ПС/ — ПС21 отключает нагрузку в ОЭС2
АПНУ9 установленная на ПС20 отклю тет нагрузку в О ЭС2 при на
бросе мощности на ВЛ ПО кВ ПС20—ТЭЦ
3) Автоматика ликвидации асинхронного режима претстав 1ена в рассмат
риваемои схеме (рис П I) 25 устройствами'
АЛ API и АЛАР2 установтенными на ПС1 и ПС9, которые отключают
ВЛ 750 кВ при увеличении значения \гла между эквивалентными ЭДС по
концам электропередачи до 110° (основное действие) и 220" (резервное дейст
вие) Кроме того АЛ API содержит резервный комплект автоматики, срабаты
вающии через 2 5 цикла асинхронного хода (фиксируется по изменению тока)
и воздействующий на отключение ВЛ 750 кВ с обоих концов. Каждое устройст
во (АЛАР1 и АЛАР2) имеет также пополнительные комплекты автоматики
ликвидирующие асинхронный ход в неполнофазном режиме оба комплекта
реагирующие на колебания тока пулевой последовате 1ьности действуют с
выдержкой времени 18 с на отключение ВЛ 750 кВ с обоих концов
АЛАРЗ — АПАР9 установленными на ВЛ ,330 кВ (ПСЗ—ПС12, ГРЭС1—
ПС2Г) и 220 кВ (ГРЭС2—ПС22) которые осуществляют те же функции чю
и рассмотренные выше устройства прекращение асинхронного хода в полно
фазном режиме (основные и резервные комплекты) и в неполнофазном режиме
(дополнительные комплекты) ИнО[да набор устройств АЛАР отчичается от
типовых, рассмотренных выше Так например па ПСИ установлен резервный
комплект с реле тока действующий на первом цикле асинхронного хода без
выдержки времени на ПС7 установлю два резервных комплекта автоматики
с разным числом циклов (I 5 и 5) каждый из которых включается при разных
схемах сети и т д -
АЛАРЮ—АЛАР25 установленными главным образом на ВЛ 110 кВ
которые осуществляю] деление сети этого наименее высокого напряжения
для прекращения или предотвращения асинхронного режима могущего воз
никнуть после отключения В Л более высокого напряжения Большинство
устройств автоматики, установленных в сети 110 кВ - простейшие схемы с тремя
реле тока действующими без дополнительной выдержки времени Один из
комплектов (АЛ АР 18) у ста нов темных па ПС 15 выполнен с пусковыми
органами минимального напряжения В от тельных случаях в сети 110 кВ
применяются более сложные устройства А ПАР ео счетчиками циклов ана
логичные устанавливаемым в сетях бопее высокого напряжения Применение
таких ботее сложных устройств ооъясняется трудностью отстройки от боль
ших токов нагрузки
4) Делительная автоматика (ДА) установленная на ПС7 осуществляет
функции аналогичные устройствам А.ЛА.Р отключая при разрыве основного
транзита 330 кВ шунтирующую связь I 10 кВ она предотвращает ее недопустн
мую перегрузку и возникновение по ней асинхронного хода
5) Устройства автоматики минимальною напряжения (АНМ) отключающей
нагрузку, установлены на ПС2!, ПС 17 и ГРЭС2 Автоматика срабатывает
при опасном снижении напряжения в районе (обычно ниже 85% с/1ЮМ). Подобное
снижение напряжения может возникнуть при дефиците реактивной мощности
396
&P3ci) (гэи\ // \ (грэЩ } (ncrytjf \ nci (грэсЯ
Сечение^ кантроли
руемае Ц.ПА1
Сечение, контрали
руемае ЦГ/Д2
H3Cl\ j (ГЗСЧ~
0.ПА2
AW]
I-2U
2-2ц
1-2 и,
АР 0
2-2ц
А ПАР 9
1-5Ц
АНМ\ \АР0
\нм\
ЦПА1
- -(грэсА
Ю
Рис П2 Схема иротивоавариинои автоматики кольцевой еети 500 кВ (АПАР7-
АЛАР11 — резервный и дополнительный комплекты автоматики)
397
в результате отделения района or основной сети После отключения части на
грузки напряжение в районе восстановится.
6) Автоматика повышения напряжения (АПН) установленная на ПС 1 и
ПС9 срабатывает при повышении напряжения ш 870 кВ и отключает ВЛ
с обеих сторон
Таким образом, рассматриваемая система ПА в состав которой входят
около 50 комплектов централизованных и местных устройств совместно с
устройствами РЗ и АПВ обеспечивает.
локализацию повреждений возникающих на ВЛ 110-750 кВ
предотвращение развития аварии и нарушения устойчивости парачлелы-юи
работы двух ОЭС
прекращение или предотвращение возникновения асинхронного хода де
лением сети в установленных сечениях
ликвидацию опасного снижения напряжения в районе с дефицитом pea к
тивной мощности
ликвидацию опасного повышения напряжения на шинах подстанции 750 кВ
при избытке реактивной мощности.
Централизованная система противоаварийной автоматики кольцевой сети
500 кВ. На рис П2 с приведена схема района сети 500 кВ нротивоаварииное
управление которым осуществляется с помощью двух централизованных
систем IIA выполненных на базе мини ЭВМ и комплекса местных устройств
автоматики
Рассматриваемая сеть состоит m двух колец образованных ВЛ 500 кВ
и третьего кольца, все участки которого кроме одною — ВЛ 500 кВ а один
hi участков (показанных пунктиром) —сеть 220—МО кВ.
Размещение вводящих и систему противоаварийного управления комп
лектов АПНУ и АЛАР показано на рис П 2 б Система включает т,ва комп
лекта централизованных комплексов АПНУ ЦПА1 н ЦПА2 основные
устройства которых установлены соответственно на IIC7 п па / РЭС2
На рис П2 а показаны сечения сети 500 кН. контролируемые ЦПА1 и
ЦПА2 по сумме мощностей передаваемых по ВЛ, входящим в каждое из конт
ролируемых сечений. Два из этих сечении контролируются обоими комплектами
ЦП А ЦП А! воздействует на четыре электростанции и пять подстанции
ЦПА2 — на при электростанции и шесть подстанций
Дозировка управляющих воздействии осуществляется мини ЭВМ каждою
из комплектов в id вис и мости от схемы и режима контролируемой сети; эти
воздействия реализуются при срабатывании пусковых органов фиксирующих
отключения ВЛ 500 кВ
Кроме того, в состав автоматики предотвращающей нарушение
устойчивости, входят местные устройства автоматики действующие при пабросе
мощности (АИМ) на линии 500 кВ а также местные устройства автоматики
разгрузки линии 500 кВ в цикле ОАГ1В (АРО)
Устройства АНМ при опасной перегрузке контролируемых ВЛ осуществляют
отключение генераторов; устройства установленные на ГРЭС2 и ГЭС2, воз
действуют через ЦПА2 а установленные па ПС7 — непосредственно на
ГРЭС5. Устройства АРО осуществляют разгрузку контролируемых ВЛ в цикле
ОАПВ отключением генераторов (ОГ) итройства, установленные ц i ГРЭС2,
398
воздействуют через ЦПА2 а установтенные на ПС7 и ПС8 непосредственно
на ГРЭС5 и ГРЭСЗ соответственно
Система противоаварийной автомашки включает 16 комплектов АЛАР
в том числе.
основные комплекты — АЛ API — AJJAP3 с токовыми пусковыми органами
и счетчиками циктов (настройка 2—5 циклов) АЛА.Р1 действует на отключение
двух генераторов по 300 МВт для облегчения ресинхронизации; АЛАР9 —
на отключение ВЛ ГЭС2 — ГРЭС2- АЛАРЗ — первая ступень на отключение
[енераторов на ГРЭСЗ вторая ступень на отключение линии ГРЭСЗ— ПС8;
основной комплект АЛАР4 имеющий пусковом орган сопротивления; этот
комплект действует на отключение ВЛ соединяющей ПС2 и ПС8
основные комплекты АЛАРЗ и АЛАР6 действующие на отключение В П
отходящих от ПС2 либо с некоторым 'замедлением на отключение ВЛ соеди
няющеи ПС4 и ПС5
резервные комплекты действующие при симметричном асинхронном ре
жиме, и дополнительные, действующие при неполнофазном асинхронном режиме
и осуществляющие отключение контролируемых ВЛ (АЛАР7—АЛАР И)
Рассматриваемая система включающая комплекты автоматики АПНУ
и АЛАР обеспечивает предотвращение нарушения устойчивости и ликвида
цию асинхронного режима Кроме того обьекты рассматриваемой сети оснащены
рядом локальных устройств выполняющих др\ гие функции противоаварийного
управления
Централизованная автоматика, предотвращающая нарушение устойчивости
электропередач 500 кВ от ГЭС большой мощности На рис П 3 показана
упрощенная схема сети 500 кВ в которой имеются две ГЭС большой мощности
(ГЭСЗ и ГЭС19) связанные двухцепными ВЛ с т>пиковой энергосистемой
ЭЭС1 и с мощной ГЭС6 входящей в состав ОЭС7
В комплекс АПНУ (рис ГТ-3) входят несколько взаимосвязанных функцио
нальных частей пусковых органов устройств измерения и фиксации
параметров доаварийного режима устройств АДВ и АЗД исполнительных устройств
телепередачи аварийной и доавариинои информации
Пусковые органы О фиксирующие факт отключения отдельных В Л ити
разрыва электропередачи имеются на каждой ГЭС подстанциях ПС и пере
ключательных пунктах ПП
Для фиксации тяжести КЗ в сети в том числе и при затяжке их отклю
чения на ГЭСЗ и ГЭС 19 предусмотрены дополнительные пусковые органы
ДР> фиксирующие глубину сброса активной мощности и F фиксирующие
длительность существования неотключенного КЗ по наличию несимметрии
Для фиксации перегрузки электропередачи между ГЭСЗ ГЭС19 и ГЭС6 (3
19—6 ) при опасных дефицитах мощности на ОЭС7 которые могут привести
к нарушению устойчивости на ППЗ установтены пусковые органы реа[ирующие
на текущие значения и скорость изменения активной мощности Р> и угла
электропередачи 3 19—6 (6> ) Этот угол берется как разность фаз с модели
рованного некоторого эквивалентною напряжения узта 3 19 и напряжения на
шинах ГЭС6 полученного на ППЗ с помощью устройств телепередачи фазы
Пусковые органы выполненные на разных принципах (Я> и 6> ) резервируют
друг друга
399
В Е1
Л
И © ©
©0
0
Рис П.З. Противоаварииная автоматика, предотвращающая нарушение устой-
П измерительные органы; О пусковые органы (фиксация отключения В Л); F ---
фиксация перегрузки ВЛ по мощности: fi>- ■- фиксация перегрузки электропередачи по
полнительные органы; Д - устройство деления энергосистемы; Г— устройства отключе
отключения нагрузки; Ир и Не) - приемный и передающий полукомплекты системы теле
передатчиком на тональной частого
Выбор \правляющп\ воздействии ПА в рассматриваемой схеме опреде
чястся тем что узел 3 19 в подавляющем большинстве режимов характери
зуется избытком мощности Энергосистема ЭЭС1 всегд \ является приемной
Мощность ОЭС7 существенно превышает мощность узла 3 19 и ЭЭС1 Поэтом\
основными средствами повышения устойчивости в рассматриваемом энерго
районе являются ОГ на ГЭСЗ и ГЭС19 деление энергосистемы по секционным
выключателям hj ГЭС19 и ППЗ отключение нагрузки (САОН) в ЭЭС1 В ка
400
1ивости электропередач 500 кВ от ГЭС большой мощности
фиксация тяжести КЗ; \Р> — фиксация ступени сброса мощности при КЗ Я>
углу; гр — фазовый угол напряжения на шинах 500 кВ соответствующего узла. Л — ис
ния генераторов; Е — устройство форсировки возбуждения генераторов; И — устройство
передачи информации' — — — — ВЧ капаль связи; — 0 — — связь между приемником и
честве управляющих воздействии, необходимых для уменьшения небаланса
мощности при действии ПА используется отключение нагрузки в узлах 6
и 3 и ОГ на ГЭС6' Дополнительно применяются: принудительная форсировка
возбуждения генераторов В на ГЭСЗ и ГЭС19 электростанций ЭЭС1 и СК
на ПС! пуск резервных агрегатов на ГЭС в ЭЭС1 отключение шунтирующих
реакторов в узлах 3 4 6 2
Устройство АДВ реализуемое с помощью мини ЭВМ Т4 100 на ГЭСЗ
401
определяет необходимость деления энергосистемы и позирует значения мощности
отключаемых генераторов и нагрузки Остальные средства повышения устойчи
вости применяются в максимально возможной степени. В расчете дозировки
отключения генераторов и нагрузки применение дополнительных средств
учитывается в минимально возможном размере так как информация о наличии
этих средств с целью упрощения структуры автоматики не вводится в устройство
АДВ
На ГЭС6 передаются три ступени необходимой разгрузки по мощности.
Отключение нагрузки в ЭЭС1 и узле 6 производится тремя ступенями
Одновременно с отключением нагрузки в ЭЭС1 по командам ПА выполняется фор-
сировка возбуждения СК на ПС! и пуск резервных агрегатов ГЭС Отключение
нагрузки в узле ГЭСЗ осуществляется при направлении мощности в доаварии
ном режиме по электропередаче от ГЭС6' к ППЗ
Отключение шунтирующих реакторов выполняется ПА по факту отктю
чения одной из параллельных ВЛ на участках 1—2' 2—2 2—3, 3—19 3—4
4—5 5—6—6 с местным контролем передаваемой в исходном режиме мощно
сти На ПП2 контролируется мощность /^__; на ППЗ' — Рт 4 на ПС4 —
Р6 6 на ПСв — Рь—6' (последние для упрощения не показаны на рис П.З)
Центральным устройством комплекса является АДВ основу которого
составляет мини ЭВМ типа ТА-100 Для запоминания управляющих возденет
вии служат вынесенные устройства АЗД выполненные на основе малогабарит
ных двухпозиционных реле. Основная часть устройств АЗД совмещена с уст
роиством АДВ а часть размещена на ПС6 и ГЭС6 куда информация пере
дается с помощью резервированных устройств телемеханики
Система телепередачи информации является важной и вместе с тем на и
менее надежной частью комплекса ПА обеспечивающей взаимодействие пуско
вых и измерительных органов устройства АДВ и исполнительных устройств.
Устройства телепередачи обеспечивают передачу следующих видов
информации аварийных сигналов о срабатывании пусковых opi а нов к устройствам
АДВ и АЗД аварийных сигналов для реализации управляющих воздействий —
от устройств АЗД к исполнительным устройствам; значения фазового угла на
пряжения тин 500 кВ ГЭС6 с целью формирования на ППЗ пускового органа
фиксирующего перегрузку электропередачи 19 3—6'- аналоговых и дискретных
параметров доа вари иного режима к устройству АДВ и некоторым пусковым
органам сигналов настройки вынесенных устройств АЗД
Телепередача аварийной информации осуществляется с помощью комплекса
аппаратуры в состав которого входят высокочастотная каналообразующая
аппаратура связи тональная (низкочастотная) каналообразующая аппаратура
и аппаратура телеавтоматики управляющая каналом связи Тональная ка
налообразующая аппаратура может' вырабатывать сигналы 14 различных
частот При одновременном появлении аварийных сигналов они запоминаются
в передатчике Пд (рис П 3) и передаются в соответствии с системой приори
тетов Время передачи одного сигнала 30 мс, а на выходных ре те приемника
Пр сигналы запоминаются на 0 5 с Передача доаварииной информации
осуществляется с помощью кодоимпульсных устройств телемеханики
Для повышения надежности телепередачи информации предусмотрено
,-.'резервирование каналов и аппаратуры связи Основные каналы 6 — $ 3—6
' 402
I'f—3, 3—19 3—/ 1—3 выполнены дублированными причем канал 19—3(1)
резервирован каналом 19—3(2) являющимся также резервным и для канала
6-—V на участке 3—3 Следует отметить что стоимость каналов связи чисто
которых, как видно из приведенного примера велико составтяет существенную
часть общих затрат на систему ПА
Принятые сокращения
ВНИИР — Всесоюзный научно-исследовательский институт релестроения
ВНИИЭ — Всесоюзный научно исследовательский институт электроэнергс
тики
ВИПКэнерго — Всесоюзный институт повышения квалификации руководящих
кадров Минэнерго СССР
ВТИ — Всесоюзный теплотехнический институт имени Ф Э Дзержинского
ВЭИ — Всесоюзный электротехнический институт имени В И. Ленина
ИНЭУМ — Институт электронных управляющих машин Минприбора СССР
ИПИ — Иркутский политехнический институт
ИЭМ — Институт электромеханики Минэлектротехпрома СССР
ИЭД АН УССР— Институт электродинамики Академии наук УССР
КазНИИЭ — Казахский научно-исследовательский институт энергетики
Киевский ОКП Энергосетьпроекта — Киевский отдел комплексного проекти
рования Украинского отделения ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект»
НМУ ЭЦМ — Наладочно монтажное управление треста «Электроцентр
монтаж»
МОНИИПТ — Московское отделение Научно исследовательского института
постоянного гока
МЭИ — Московский энергетический институт
НИИПТ — Научно-исследовательский институт постоянного тока
OATH Отдел автоматики, телемеханики и наладки ВГПИ и НИИ «Энсрго
сетьироект» (ранее института «Гидропроект»)
ОРГРЭС — Трест по организации и рационализации эксплуатации электри
ческих станции и сетей (ныне Союзтехэнерго)
СЭИ — Сибирский энергетический институт
Энергосетьпроект — ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект»
ЭНИН — Энергетический институт имени Г М. Кржижановского
ЦНИИКА — Центральный научно исследовательский институт комплексной
автоматизации
ЧЭАЗ — Чебоксарский электроаппаратный завод
403
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Действующие нормативные требования к надежности электроэнергети
ческих систем / В В Ершевич, А Н Зейлигер В Г Китушин и др.//Метод и
ческие вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 31
Нормативные требования к надежности систем энергетики Новосибирск Наука
1986 С 25—37
2 Правила устройства электроустановок М Энергоатомиздат 1986
3 Руководящие указания и нормативы по проектированию развития эиерго
систем Изд. Минэнерго СССР. М, 1981.
4 Нормы технологического проектирования тепловых электрических стан
ций ВНТП-81 Изд Минэнерго СССР. М., 1981.
5 Нормы технологического проектирования атомных электрических стан
ции ВНТП-80 Изд. Минэнерго СССР. М., 1981
6 Нормы технологического проектирования подстанции с высшим напряже
нием 35-750 кВ ОНТП 5-78 Изд. Минэнерго СССР М., 1979
7 Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических
сетей ВСН 97-83. Изд. Минэнерго СССР М 1983
8 Основные положения методических указании по определению технико
экономической эффективности от внедрения комплексной автоматизации и
телемеханизации сельских распределительных электросетей // Электрические
станции 1984 № 7. С. 72
9 Правила технической эксплуатации электрических станции и сетей
13 е изд М.; Энергия 1977
10 Руководящие указания по устойчивости энергосистем М СПО Союз
техэнерго 1983
I I Руководящие указания по устойчивости и руководящие указания по
противоаварийной автоматике энергосистем / Ю Е Гуревич Л Г. Мамиконянц
Ю А Тихонов и др. // Тезисы докладов на семинаре «Совершенствование
средств противоаварийной автоматики в целях повышения надежности
эксплуатации энергообъединения». М.: ВДНХ СССР 1981.
12 The reliability of large power systems /J J Archambault С Bekker
H G Buch e a.//Доклад № 32 16 на сессии СИГРЭ 1980 г Управление
энергосистемами. Переводы докладов Международной конференции по большим
электрическим системам / Под ред Ю Н Руденко В А Семенова М Энерго
издат 1982
13 Управление мощными энергообъединсниями /НИ Воропай, В В Ер
шевич Я Н Лугинский и др Под ред С А Совалова М Энергоатомиздат
1984.
14 Совалов С А Режимы Единой энергосистемы М Энергоатомиздат
1983
15 Применение ЭВМ для автоматизации технологических процессов в
энергетике/М А Беркович Г А Дорошенко У К Курбангалиев и др - Под ред
В А Семенова М Энергоатомиздат 1983
16 Маркушевич Н С Автоматизированная система диспетчерского управ
ления / Из опыта Латвийской энергосистемы М.: Энергоатомиздат 1986
17 Автоматизация управления энергообъединениями / В В Гончуков
В М Горнштейн Л А Крумм и др Под ред С. А Совалова М Энергия
1979
18 Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнер
гетике / Ю И Алимов А 3 Гамм Г Н Ополева и др Новосибирск- Наука
1985
404
19 On-line load flows from a system operator's viewpoint / W A Johnson
G. W. Potts J N. Wrubel, R P Sliulte//IEEE Transaction on Power Apparatus
and Systems 1983. Vol. PAS-102, N 6. P. 1818—1822
20 Семенов В. А Автоматизированные системы диспетчерскою управления
М ВИНИТИ, 1985.
21. О структуре централизованной противоаварийной автоматики объединен
ной энергосистемы Северо-Запада / М Я Вонсович, Л М Левит Л. М Не
вицкая и др // Противоаварийное управление и регулирование энергосистем Сб
научн трудов НИИПТ Л.: Энергоатомиздат Ленингр отд ние, 1982 С 3—8
22. Орнов В. Г , Туманцева В Н Модели для оперативной оценки устано
вившегося режима и надежность F3C СССР//Электрические станции 1984
№ 5 С 37-40
23 Ситуационное управление энергосистемой / А В Варламова Б С Гисин
Г В Меркурьев А П Михальченко // Средства и системы управления в энер
гетике М.: Информэнерго 1985 Вып. 8
24 Krogti В, Javid S H. Multy-stage rescheduling of generation load
shedding and short-term transmission capacity for emergency state control // IEEE
Transaction on Power Apparatus and Systems 1983 Vol. PAS 102 N 5 P 1466—
1472
25 Руденко Ю H , Семенов В А Управление надежностью энергосистем
Обзор зарубежных материалов М Энергоатомиздат 1985
26 Маркушевнч Н С. Перспектива развития АСДУ предприятия электро
сетей//Энергетик 1984 № 5 С 25—26
27. Орнов В Г, Семенов В А Тренажеры для диспетчерского персонала
энергосистем и энергообъединений М.. Информэнерго 1984
28. Орнов В Г , Рабинович М А. Динамический режимный тренажер дис
петчера на базе мини ЭВМ//Электрические станции 1985. № 5 С. 42—47
29 Thorson J М Jr. A unique dispatcher curriculum using advanced simu
lation and one-on-one training techniques // IEEE PES Summer Meeting Vancou
ver, British Columbia 1979 July. P. 15—20
30 Левкович Д. Д Основные направления развития техники релейной защи
ты электрических сетей напряжением 110—750 кВ // Тр ин-та Энергосетьпроект
М Энергия 1980 Вып 20 С 101- III
31 Рубинчик В. А Резервное отключение коротких замыканий в электри
ческих сетях М Энергоатомиздат 1985.
32. Федосеев А М Релейная защита электроэнергетических систем Релейная
защита сетей М Энергоатомиздат, 1984
33. Совалов С А Режимы электропередач 400—500 кВ М Энергия 1967
34 Совалов С А , Беркович М А Режимная автоматика мощных гидро
электростанций и электропередач 400—500 кВ // Электрические станции 1962
№ 8 С 37—46
35 Исследование параллельной работы [енераторов электростанций энерго
системы через линии электропередачи постоянного и переменного тока / Г Р Гер
ценберг С. Р Глинтерник В Е. Каштелян и др //Сб. работ по электромехани
ке АН СССР 1961 № 6 С 42-53
36 Совалов С. А. Надежность работы объединенных энергосистем и требо
вання к противоаварийной режимной автоматике // Опыт эксплуатации и проск
тирования устройств противоаварийной автоматики. М.: Энергия 1973 С 3—47
37. Совалов С А., Хачатуров А. А Параллельная работа энергосистем и
требования устойчивости//Эпектрические станции. 1966 № 5 С 44—51.
38 Влияние усложнения структуры энергосистем на их устойчивость /
В А Веников Л Г Мамиконянц М Г Портной, С. А Совалов//Доклады на
III Всесоюзном научно-техническом совещании по устойчивости и надежности
энергосистем СССР. Л.: Энергия, 1973. С 31—41
39. Задачи противоаварийной автоматики в обеспечении надежности электро
энергетических систем /М А Беркович Л А Кощеев Е А Марченко и др //
Электрические станции 1974 № I I С 66—70.
40 Иофьев Б И Автоматическое аварийное управление мощностью энерго
систем М Энергия 1974
405
11. Портной М Г., Рабинович Р С Управление энер[ осистемами д ih
обеспечения устойчивости. М Энергия, 1978
42. Горев А А Переходные процессы синхронной машины М —Л Гос
опертоиздат 1950
43. Совалов С А Развитие некоторых методов исследования переходных
процессов в электрических системах- Дис канд техн. наук. VI 1945
44. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л М Горбу
нова М. Г Портной, Р С Рабинович и др Под ред С А Совалова М
Энергоатомиздат 1985
45 Гуревич Ю Е, Либова Л Е., Хачатрнн Э А Устойчивость нагрузки
электрических систем М.: Энергоиздат 1981
46. Разработка, испытания и внедрение в промышленную эксплуатацию
устройств последовательного электрического торможения капсульных генера
торов / И. А Груздев, Е А Родченко, И Ф Корков и др // Устойчивость
энергосистем и противоаварийное управление ими Сб. научи трудов ВНИИЭ
М Энергоиздат 1982 С 109—111
47. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерю СССР
Этсктротехническая часть. М.. Энергоатомиздат 1985.
48 О проверке реализации требований противоаварииных циркуляров
№ Э-3/75 и Т-2/75 Э 6/75 и Т ,3/75 и решения Главтехуправления № Э 19/75/
Л. Д. Стернинсои Л Н Касьянов М Н Манькин и др.//Тезисы докладов
совещания «Меры повышения надежности и устойчивости энергосистем» М
ОРГРЭС 1976 С. 23—25.
49. Лукашев Э С, Калюжный А X , Лизалек Н Н Длительные переходные
процессы в энергетических системах Новосибирск Наука 1985
50. Режимные принципы противоаварийной автоматики для повышения
устойчивости энергообъединения / Л М Невицкая М Г Портной С А Совалов
и др //Электричество 1977. № 9 С. 9—15.
51 Тезисы докладов семинара «Совершенствование средств противоаварии
ной автоматики в целях повышения надежности эксплуатации энергообъедине
ний». М СПО Союзтехэнерго 1981
52. Беркович М А, Гладышев В А , Семенов В А Автоматика эмерго
систем М.. Энергоиздат 1985
53 Тезисы докладов 5-го Всесоюзного совещания работников служб электри
ческих режимов ОДУ и энергосистем Рига' ЛатНИИНТИ, 1983
54. Чекаловец Л Н. Структура автоматического централизованного отклю
чения нагрузки и надежность его выполнения // Вопросы противоаварийной авто
матики электроэнергетических систем. Сб. научн трудов Энергосетьпроекта М
Эперпжздпт 1982 С 60 -65.
55. Управление нагрузкой в электроэнергетических системах /ЮН Руденко
В А. Семенов С. А Совалов Б. Д Сюткин // Изв АН СССР Сер Энергетика
и транспорт 1984 № 5 С 12—23.
56 Чокин Ш Ч., Лойтер Э Э Управление на1р^зкои злектроэнер1 ешческих
систем Алча Ата Наука 1985
57 Рекомендации по переводу энергоблоков на нагрузку собственных нужд
при воздействии противоаварийной автоматики / Ь Я Директор Л Н Касьянов
В С Поляков и др М Союзтехэнерго 1982
58 Иофьев Б И , Чекаловец Л Н., Лугинский Я Н Автоматическое регу
лировапие мощности паровых турбин для повышения устойчивости // Электри
чество. 1969. № 2 С 9--16
59. Опыт работы энергоблоков АЭС с реактором РБМК 1000 в режимах
импульсной разгрузки / Э А Ляпин Л М Подлазов Б К Бронников и др //
Электрические станции 1982 № 10 С 7—10
60. Тамадаев А М , Матвеев А И., Суворов А В Способы управления
мощностью турбин ГЭС для повышения ее динамической устойчивости//Устой
чивость энергосистем и противоаварийное управление ими Сб научн трудов
НИИПТ М ■ Энергоиздат 1982. С 40—44
61. Хлебников А Г. Автоматическая загрузка генераторов ГЭС — эффектив
ное средство повышения устойчивости и надежности работы энергосистем //
406
Тезисы докладов на 3 м Всесоюзном совещании работников служб электрических
режимов ОДУ и энергосистем Алма Ата СПО Союзтехэнерго 1978 С 31—32
62 Коваленко В П , Черномзав И 3 Форсирование мощности теплофи
кационных турбин как средство повышения динамической устойчивости энерго
систем // Противоаварийное управление и регулирование энергосистем Сб
научн трудов НИИПТ Л.. Энергоатомиздат 1982 С 35—40
63 Иофьев Б И Усредненный ущерб для потребителей электроэнергии и
некоторые задачи отключения потребителей и понижения частоты при дефиците
мощности // Проблема обеспечения надежности энергосистем Материалы конфе
ренции Сб научн трудов НИИПТ Л.: Энергоиздат 1981 С 43—49
64 Васькова Т В., Иофьев Б И О выборе оптимальных способов противо
аварийного управления электроэнергетической системой // Электричество 1986
№ 7 С 8—14.
65 Совалов С А , Берковнч М. А Режимная автоматика мощных гидро
электростанций и электропередач 400—500 кВ // Комплексная автоматизация
гидроэлектростанции Сборник материалов по обмену опытом автоматизации
ГЭС Куйбышев ЦБТИ Куйбышевского СНХ 1962 С 29—44.
66. Комплексное управляющее устройство противоаварийной автоматики для
Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС//Тр ВЭИ 1968. Вып 78 С 35—43
67 Централизованная противоаварийная автоматика сети 500 кВ ОЭС Ура
ла / М И. Левин Е А Мошкин Ю М Ползунов А М Слодарж // Электричес
кие станции 1975 № 2 С 37—41
68. Иофьев Б И Способы автоматической дозировки управляющих воз
действий подаваемых противоаварийной автоматикой//Доклады на III Всесо
юзном научно техническом совещании по устойчивости и надежности энерго
систем СССР Л.: Энергия 1973. С 178—188.
69 Васькова Т. В., Чекаловец Л Н. Алгоритм автоматической дозировки
управляющих воздействий подаваемых противоаварийной автоматикой // Док
лады на III Всесоюзном научно-техническом совещании по устойчивости и
надежности энергосистем СССР Л.: Энергия, 1973. С 186—194.
70 Цифровое устройство дозировки управляющих воздействий противоава
рийной автоматики /А М Гуревич Н И Давидовская И С Нейштадт
Д М Пожарский//Доклады на III Всесоюзном научно-техническом совещании
по устойчивости и надежности энергосистем СССР Л.: Энергия 1973 С 200—
203
7| Лагускер В М Оптимизация структуры и алгоритм централизованного
противоаварийного управления энергосистемами с помощью ЭВМ Автореф
дис канд. техн наук М 1981.
72 Вопросы противоаварийной автоматики электроэнергетических систем
Сб научн трудов Энергосетьпроекта М • Энергия 1982
73 Там же С 51—60
74 Там же С 16—23
75 Там же С 7—16
76 Там же С 23—30
77 Там же С 30—35
78 Там же С 35—42
79 Там же. С 85—94
80 Алгоритм противоаварийного управления для объединенной эиергосисте
мы Урала / Л А Кощеев, Ю Д Садовский, Т В Васькова и др //Тезисы
докладов 2 го Всесоюзного научно-технического совещания работников служб
электрических режимов ОДУ и энергосистем Фрунзе 1976 С. 97—100
81. Кошеев Л А, Садовский Ю Д Алгоритм дозировки управляющих
воздействий противоаварийной автоматики сложных энергосистем // Электричес
кие станции 1981 № 9. С 53—58
82. Методика расчетов устойчивости в цикле дозировки управляющих
воздействий противоаварийной автоматики / В Н Кондрашкина Л М Левит,
Ю Д Садовский и др. // Способы повышения устойчивости и надежности
объединенных энергосистем Сб научн трудов НИИПТ Л.: Энергоатомиздат
1983 С 22—29
407
83 Протнвоаварийное управление и регулирование энергосистем Сб научн
трудов НИИПТ Л" Энергоатомиздат 1982 С 8—Id
84 Там же С 20—29
85 Там же С 29—34
86 Невельский В Л., Дробов Е А Границы области существования режимов
трехмашинной энергосистемы // Автоматическое управление и противоаварийная
автоматика в крупных энергообъединениях Сб науч трудов НИИПТ Л.: Энер
гоатомиздат 1987 С 84—90
87 Колонский Т В Повышение адаптации противоаварииного управления
в энергосистемах //Электричество 1983 № 9 С 1- 5
88. Гробер Б А., Колонский Т В., Литвинов Е. Р Расчеты режимов противо
аварийного управления//Изв АН СССР Сер Энергетика и транспорт 1984
№ 4 С. 12—17
89. Ковалев В Д Синтез алгоритмов противоаварииного управления для
обеспечения динамической устойчивости сложных энергосистем' Автореф
дне канд. техн наук М, 1976
90. Ковалев В Д , Федяев И Б Формирование алгоритмов противоаварий
ного управления для обеспечения устойчивости сложных энергосистем//Этект
ричество. 1978. № 6 С. 20—24
91 Ковалев В. Д Алгоритм управляющих воздействии противоаварийнои
автоматики электроэнергетических систем // Электричество 1981 № 12 С 13—
19
92. Ковалев В. Д Определение оптимального вектора управляющего воз
действия при аварийных возмущениях // Устойчивость энергосистем и противо
аварийное управление ими Сб научн трудов ВНИИЭ М Энергоиздат 1982
С 14—18
93. О построении алгоритмов противоаварийнои автоматики в энергосистемах
при использовании ЭВМ в контуре управления /В А Веников, В А Строев
А П Унгер и т,р // Устойчивость энергосистем и противоаварийное управление
ими Сб научн. трудов ВНИИЭ М.: Энергоиздат, 1982. С 7—12
94. Emergency Prevention Control System for Bulk Power Systems / Saito
Juichi; Matsuoka Shunji, Miki Yoshitcri Sano Yoshihiro. // Hitachi Review 1982
Vol 31 N 4. P 199—204
9b. Winter W. H Cowbourne D P The Bruce Load and Generation Rejection
Scheme //C1GRE-IFAC Symposium, Погепсс. 1983. N 207-03.5p.
96. Сыромятников И А Опыт эксплуатации энергетических систем и пути
повышения их надежности // Устойчивость и надежность энергосистем СССР
Под ред Ф И. Синьчугова; БТИ ОРГРЭС. М.: Энергия, 1964 С. 5—14
97. Маркович И М , Совалов С А. Экспериментальные исследования ресип
хронизации генераторов // Электричество. 1955 № 4 С 24—29.
98 Сыромятников И А., Мамиконянц Л. Г Асинхронный ход в электри
ческих системах /Доклад на XXIII сессии СИГРЭ I960.
99 Портной М Г Ресинхронизация в энергосистемах после несинхронного
АПВ//Информ. материалы ВНИИЭ, № 67. М.-Л Госэнергоиздат 1961
100 Хачатуров А А Несинхронные включения и ресинхронизация в энерго
системах М Энергия 1977
101. Совалов С А., Соколов Н И Влияние нарушении режима приемнои
энергосистемы на устойчивость дальних электропередач // Тр ВНИИЭ Вып IX
М.: Госэнергоиздат, 1959. С 70-85
102 Режимные испытания на Волжской ГЭС имени XXII сьезда КПСС и
электропередача Волгоград — Москва / С. А. Совалов, Э. В Турский Ю Д Са
довский и др. // Устойчивость и надежность энергосистем СССР Под ред
Ф И Синьчугова. БТИ ОРГРЭС М.: Энергия 1964 С 113—133
103 Марченко Е. А, Садовский Ю Д, Совалов С А. Исследование устои
чивости электропередач 500 кВ иа электродинамической модели // Дальние
электропередачи 500 кВ, Под общ ред А М Некрасова и С С Рокотяна
М.: Энергия. 1964. С 38—49
104 Труды ВНИИЭ, вып XXIX М Энершя 1967 С 85—100
105 Там же С 77 85
408
106 Там же ( 100 117
107 Совалов С А, Хачатуров А А Параллельная работа энергосистем и
требования устойчивости//Электрические станции 1966. № 5 С 44—51.
108. Иофьев Б И Принципы построения устройств автоматического прек
рашенин асинхронного режима в энергосистемах // Электричество 1976. С. 6-11
109 Окин А А Предотвращение асинхронного хода на межсистемных
питающих распределительных транзитах сложной конфигурации // Тезисы док
ладов на 3 м Всесоюзном совещании работников служб электрических режимов
ОДУ и энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978 С. 27—29.
I 10 Гоник Я Е., Иофьев Б И Основное устройство автоматического
прекращения асинхронного хода и некоторые особенности расчета его парамет
ров срабатывания // Вопросы противоаварийнои автоматики электроэнергетичес
ких систем Сб научн трудов Энергосетьпроекта М : Энергоатомиздат 1982
С 68—73
I I I Беркович М А , Совалов С А Противоаварийная режимная
автоматика электропередач 500 кВ // Средства противоаварийнои автоматики энерго
систем; Под ред. В А Рубинчика. М —Л.: Энергия, 1964. С. 36-64
I 12 Ермоленко В М , Федосеев А М Релейная защита ,1 противоаварий
ная автоматика электропередач 500 кВ / Дальние электропередачи 500 кВ Под
ред А М Некрасова и С С. Рокотяна. М.: Энергия, 1964. С. 352 -390
I 13 Барзам А Б Системная автоматика. М Энергия 1973
114 Цветков В А Автопараметрические явления и перенапряжения в
трехфазных цепях, содержащих ферромагнитные аппараты Дис канд
техн наук М., 1962,
N5 Майкопар А С Исследование условии самопогасания дуги подпитки при
однофазном автоматическом повторном включении по линии электропередачи
Волжская ГЭС имени В И Ленина — Москва //Дальняя электропередача
Волжская ГЭС имени В И Ленина - - Москва Под общ. ред. А М. Некрасова
и С С Рокотяна М I осэнергоиздат 1958. С 447—457
I 16. Бергер Б А , Чекаловец Л. Н Устройство автоматического ограничения
повышения частоты // Вопросы противоаварийнои автоматики этектроэнергети
ческих систем Сб научн трудов Энергосетьпроекта. М.: Энергоатомиздат
1982 С 78—84
I 17. Зейлидзон Е Д Автоматическая частотная разгрузка и частотное АПВ
в энергообъединениях // Средства противоаварийнои автоматики энергосистем
М.—Л.: Энергия, 1964 С. ИЗ—125.
118 Эксплуатационный циркуляр № Э-9/65 «О порядке выполнения частот
ной разгрузки и частотного АПВ в энергосистемах». М.. БТИ ОРГРЭС 1965.
I 19. Частотная разгрузка как средство автоматической ликвидации аварий /
Я Д Баркан, Н С Маркушевич Р Р Рудзитис и др // Электрические стан
ции I960 № 5 С 74—78
120 Лытаев И А, Руденко Ю. Н, Ясников В. Н Особенности применения
АЧР в объединенных энергосистемах // Электрические станции. 1965 № 9
С 26- 27
121. Маркушевич Н С Селективная система автоматическо1 о повторного
включения после работы АЧР//Электрические станции. 1969. № 7. С. 71—73
122 Методические указания по автоматической частотной разгрузке (АЧР) /
Е Д Зейлидзон С. А Совалов Р С Рабинович и др М" СЦНТИ ОРГРЭС
1972
123. Современные принципы и перспективы развития автоматическом частот
нон разгрузки в энергообъединениях СССР / Е. Д. Зейлидзон С. А. Совалов
Г Д Бутин и др //Доклады на III Всесоюзном научно техническом совещании
по устойчивости и надежности энергосистем СССР. Л.: Энергия Ленин гр
отд ние 1973 С 169—178
124. Автоматическая частотная разгрузка в энергообъединениях СССР/
Е Д Зейлидзон С. А Совалов, Г Д. Бутин и др. // Релейная защита и противо
аварийная автоматика Международная конференция по большим этектрическим
системам (СИГРЭ-72) М.: Энергия, 1975. С 19—27.
409
125 Маркушевнч Н С Автоматическая частотная разгрузка энергосистем
(Из опыта эксплуатации Латвийской энергосистемы) М.: Энергия, 1975
126 Рабинович Р С АЧР как средство ресинхронизации энергосистем //
Электричество 1977 № 6 С 9—14
127 Анализ опыта эксплуатации автоматической частотной разгрузки в
энергосистемах СССР / Е Д Зейлидзон, М Г Портной Р С Рабинович
С А Совалов//Электричество 1978 № 7 С 3—8
128 Рабинович Р С Автоматическая частотная разгрузка энергосистем
Под ред. Е Д Зейлидзона М Энергия 1980
129. Ханнн А. Г Опыт автоматизации схем выделения собственных нужд
блочных ТЭС при аварийном снижении частоты // Тезисы докладов Всесоюзного
совещания работников служб электрических режимов ОДУ и энергосистем Рига
ЛатНИИНТИ, 1983 С 61—64
130 Указания по применению показателей надежности элементов эиерго
системы и работы энергоблоков с паротурбинными установками /И Г Барг
Э В Диденко Л Е Лазарева и др М.: СПО Союзтехэнерго 1985
131 Кнтушни В Г Надежность энергетических систем М Высшая школа
1984
132 Непомнящий В А Учет надежности при проектировании энергосистем
М Энергия, 1978.
133 Семенов В А Крупные системные аварии в зарубежных энергообъеди
нениях//Энергохозяйство за рубежом 1984. № 6 С 23—25
134 Головкин П И Энергосистема и потребители электрической энергии М
Энергоатомиздат, 1984
135 Billinton R Allan R N Reliability evaluation of Power Syslcms N Y
1984
410
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
A
Абонентские пункты 98
Аварии каскадные 3 172
— катастрофические 3, 371 381
Аварийная \юмп. ппация резерв i \iniil
ности 218, 21!)
Аварийное [ншышение напряжения 52
Автоматизированные системы
диспетчерского управления (АСДУ) 9, 23.
93. 135 218 283 286—288 Ш, 390
392
распреде штельньши сетями
131 135
— управления технологнческимп
процессами (АСУТП) 24
Автоматика выделительная 208, 209
делительная по частоте 344 -348
— ликвидации асинхронных режимов
(АЛАР) 121, 144 147 150 156 293
297 312 318 320 360 361 393
395—399
предотвращения нарушения устои
чивости (АПНУ) 169—172
Автоматическая дозировка управля
Ю1цих воздействий (АДВ) 135 223
231—233, 235—237
-загрузка генераторов (АЗГ) 150
— разгрузка турбин (РТ) 226, 227 231
электростанции (АРС) 55 150
363. 393
частотная разгрузка (АЧР) 8 13
63, 75, 88 92 121 131, 144—146
155 157, 166, 189 190 200 206, 209
218—222, 226 247 298 311 326—
351 361 363 365 374 375 378—
381
— —за рубежом 349—351
— использование для ресинхро
низации 342—344
категории 331—332
назначение 326—331
ответственность за выпот не
ние 347-348
принцип действия 332—ЗЗЬ
— с зависимой выдержкой трс
мсни 336
— совмещенная 335—337
Автоматическое включение резерва
(АВР) 10, 13 45, 54, 139
деление сети (ДС) 50 153 156 I-,7
208. 226, 227 234 235 348
— запоминание дозировки управляю
щих воздействий (АЗД) 223 230
232—235, 245, 280 281 402
— пусковые органы 231—233
237
- — исполнительные органы 233
ограничение перегрузки
оборудования (АОПО) 157
перетока мощности (АОП) 149
1 50
повышения напряжения (АОПН)
I >7, 318—321, 395. 398
-частоты (АОПЧ) 156 321 —
326
снижения напряжения (АОСН)
156 157
частоты (АОСЧ) 156 157
отключение генераторов (ОГ) 215
216, 234 282 400, 401
нагрузки (ОН) 226 227 234
235
— повторное включение (АПВ) 10 13
60, 84 87 92 123 153—155 163
165 290—294 313, 331 348 352
355 356, 359 363, 381
— быстродействующее (БАПВ)
154 155
несинхронное (НАПВ) 291
293—295, 297, 331
однофазное (ОАПВ) 60, 153—
155 160, 187, 210, 355 359 393 398
частотное (ЧАПВ) 55,87 155
157 218, 329, 333, 340-342 347, 349
— регулирование возбуждения (АРВ)
10 12 18 51 149 150 171 175
212, 295 381
напряжения (АРН) 10 51
на трансформаторах (АРНТ)
381
частоты вращения (АРЧВ) 55
87 199 200, 202 203, 238 244 293
297 298, 303, 325, 331
и активной мощности (АРЧМ)
10 16 -17, 25—29 55, 95, 146 148
160 196 197, 204 281 387 390
— цифровые системы 27—28 144
— управление мощностью паровых
турбин (АУМПТ) 18, 215—218, 234
Алгоритмы адаптивные (НИИПТ)
256—265
— звездообразная узловая модель
258—263
411
— трехмашинная кольцевая модель
262 265
— цепочечная модель 257—258
— цифровых АДВ 233—242, 248—256
259, 279, 402
Аппаратура передачи данных (АПД)
25 98
Асинхронные режимы 64 165—169
173 293—297
— — многочастотные 297—298 310—
312
Б
Банки данных 98—100
Бронь энергосистемы аварийная 71
— — технологическая 71
В
Временные уровни управления 23 29
Г
Границы районов противоаварийного
автоматического управления 229
д
Датчики телеизмерений ЮЗ
Двухуровневая система противоава
рийной автоматики 283—284
Декомпозиция задач управления 23
Диалоговые системы для тренажеров
140
Дисплеи 95—96
Е
Единая энергосистема СССР 5—6
11—12 29
дальние электропередачи 12—
13 15 25, 52 76 156—164 210
надежность 8 362- 366
— система управления 11
— характеристики 7
Ж
Живучесть энерюсистем 5 8
И
Измерение угла электропередачи 212
213
Интегрированная система управления
подстанцией 391
К
Коэффициент жесткости 20—21
— эффективности использования уста
новленной мощности 66—69
Комплексы противоаварийной автома
тики, предотвращающей нарушение
устойчивости (АПНУ):
децентрализованные 25 228
412
центра чизованные 27—29 228—
290, 397—400, 402
— структура 233 234
цифровые 27—29 228 290
Кратковременная импульсная разгруз
ка турбин (КРТ) 216, 217
Критическое скольжение 299
Л
Ликвидация аварии 56
М
Межсистемные связи:
влияние отклонения частоты на не
роток мощности 204—205
изменение перетоков мощности при
нарушении баланса мощности
203—204
особенности режимов 195—203
Механизм управления мощностью тур
бины (МУТ) 217, 234
Мобилизация резервов мощности 331
Моделирование аналоговое 12 19
— математическое 19
— физическое 12
— электродинамическое 12 309
Н
Надежность воздушных ЛЭП 352—
356 362
— выключателей 356
— релейных защит Зэ4 -Зэ5 357
359—361, 365
сборных шин 352
— трансформаторов 352
— энергоблоков 351
энергосистем 362—371
нормативные материалы 29
— — нормативы 74—79
— — — надежности электроснабжения
33—35 48—49
Нсдоотпуск электроэнер]ии потребите
тям 4
Нормативные возмущения в энерю
системах 59—60 63 78 79
О
Объединение энергосистем 4—5 12
19
Объединение энергосистемы типовые
структуры 164—169
стран — членов СЭВ 19
Оперативно-выездные бригады 23
Оперативно диспетчерское управление
21-23, 56
Оперативное управление 9
Оперативные информационно управ
ляющие комплексы (ОИУК) 93—
100 144 148 281—283 286—290
289, 393
— ограничения и отключения потреби
телей 4, 69—73
— резервы мощности 9 38—40 69—
73 79—82
Оптимизация противоаварийного уп
равления автоматического 224 247—
248
Отраслевая автоматизированная си
стема управления (ОАСУ) 23
П
Планирование режимов 8—9 26
Постоянная механической инерции
174, 181 184, 186 187
Правила технической эксплуатации
33 50
—устройства электроустановок 33--55
Программное обеспечение 98—100
Производственная мощность 67
Противоаварийное управление 3 7 10
21 37 58 65 66
— — автоматическое 3 10 25
— — задачи 4—11
— — использование ЭВМ 21 —28
оперативное 3 9—10 21 82—135
— режимные принципы 3
Р
Рабочая мощность 66
Расчеты аварийных возмущении 56
-управляющих воздействий 238—242
Регулирование напряжения 56
— частоты 56
Регуляторы до себя 199 201 202
Резервы мощности 38 41 79—82
Резонансные явления в сети 500 кВ
306—310
Релейные защиты 53 60 65—66 123
128 147 149—153, 187 194 209
211 311 363, 391 392
— резервирование 15
Ремонты оборудования 38
Ресинхронизация 298—303
Руководящие указания по проектиро
ванию развития энергосистем 35—37
релейной защите системной и
противоаварийной автоматике 65
— устойчивости 33—49 57—65
74 195 196
С
Самосинхронизация 52
Система приема и передачи информа
ции (СППИ) 95—97
Системные аварии 371
Специальная автоматика отключения
нагрузки (САОН) 53 63 75 121
134 155 189, 190 219—222 360 363
365 381 393, 395 401
Средства связи 16 25 97 130—131
152
Статические характеристики 197-198
203
Т
Телсотключение 21 I 214 215 222 233
394 402
Точность телеизмерении 102 103
Тренажеры 136—148
— оперативных переключений (ТОП)
136—141
режимные (РТ) 138 141 — 148
Тренировки оперативного персонала 57
У
Управляющие вычислительные центры
(УВЦ) 24
Условия ресинхронизации 291
Устойчивость параллельной работы
20, 60—63 65
при резком снижении частоты в
приемной энергосистеме 180—183
— простого динамического перехода
173—180
результирующая дальних э 1ектро
передач 302—304
— сложного динамического перехода
183—188
— статическая послеаварийного режи
ма 169—173
Устройства телемеханики 25 95
101 — 103, 130—131, 141
Устройство резервирования при отказе
выключателей (УРОВ) 60 149 151 —
153, 187, 359—361
Ущербы от недоотпуска электроэнер
гии 225 247, 382-386
Ф
Фантомная схема 213
Форсировка возбуждения генераторов
219
функции противоавариино!о оператив
иого управ1ения
анализ аварийных ситуации 105
122—123
детекция 108
достоверизация информации 101
102
идентификация 108
- режима 103—104
контроль изменения частоты 104
— исправности средств телемеха
ники и связи 130—131
— нагрузок 104
413
— параметров режима и состояния
схемы сети ЮЗ—104
схемы распределительной сети
131
— термической стойкости оборудо
вания и линий электропередачи
115—116, 132—133
— устройств и систем противоава
рийной автоматики 131
координация систем противоава
рийной автоматики 281 —-283
моделирование режима распреде
лительной сети 134
обработка данных телеизмерений
1(П 131 132
оперативные расчеты режима
110—112, I I3—I 15 118 120
определение расстояния до места
КЗ 123—124 132—133
оценивание состояния 108— 110
I I I
оценки изменения частоты и мот
ности 105
— надежности режима 112—121
резерва 116
— статической устойчивости 110
116—119
— чувствительности релейных за
щит и надежности действия плав
ких предохранителей к распрече
лительных сетях 133
прогноз нагрузок H)(i 107
расчеты уравнительных юков в
сети 133—134
ретроспективный анализ pi жимов
121 — 123
управление нагрузкой в
распределительной сети 134--13Г>
формирование советов лиспе1чср\
по восстановлению полностью по
гашенной энергосистемы 127—И0
— — - - обеспечению надежно
сти 124-125
X
Характеристики режимов энергосистем
аварийных 83—84
нормальных 82—83
оптимальных 83
послеаварийных 84
ремонтных 84
утяжеленных 83
ц
Цели противоаварииного оперативно
го управления
восстановление нормальною уров
ня частоты 85—87, 89
-- нормальных уровней напряже
ния 88
— полностью погашенной энерго
системы 89—93
устранение асинхронного режима
88—89
— неотключившегося КЗ 88
— опасных перегрузок 87—88
Центральные приемо передающие
станции (ЦППС) 95
Э
Элсктроириставка (ЭП) 216
Электрогидравлический преобразова
тель (ЭГП) 216 217 234
Энергия кинетическая 174 181 188
потенциальная 174—176, 188
Эффективность аварийного управле
ния мощностью 205—208
414
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Введение 4
Глава первая Нормативные материалы по надежности 29
I I. Общая характеристика действующих в СССР нормативных мате
риалов по надежности энергосистем 29
I 2 Правила устройства электроустановок 33
I 3 Нормативные материалы по проектированию энергосистем и
энергообъектов 35
I 4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей 50
1.5. Руководящие указания по устойчивости энергосистем 57
1.6. Руководящие указания по релейной защите, системной и противо
аварийной автоматике . 65
1.7. Нормативные показатели использования оборудования электро
станции 66
1.8. Ограничение потребления и отключение электроэнергии 69
1 9 Эффективность действующих нормативов Пути их совершенство
вания 73
1.10. Нормативы надежности в зарубежных энергосистемах 75
Глава вторая Противоаварийное оперативное управление 82
2.1. Цели оперативного управления 82
2.2. Оперативные информационно-управляющие комплексы 93
2 3 Функции противоаварииного оперативного управления реал и
зуемые АСДУ 100
2 4 Диспетчерские тренажеры 136
Глава третья Структура и основные режимные требования к протнво-
аварийному автоматическому управлению 149
3 I Структура системы противоаварииного автоматического управ
ления . . 149
3 2 Основные режимные требования к противоаварийной автоматике 155
Глава четвертая Режимные принципы противоаварийной
автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости 169
4.1. Предотвращение нарушений статической и динамической устой
чивости в простейших системах 169
4 2 Предотвращение нарушения статической устойчивости межсистем
ных связей 195
4.3. Противоаварийное управление мощностью энергосистем 209
4.4. Оптимизация противоаварииного автоматического управления 224
Главъ пятая Централизация противоаварииного автоматического
управления 228
5.1. Общие принципы выполнения централизованных систем противо
аварийной автоматики 228
5.2. Разработки института «Энергосетьпроект» 234
5.3. Разработки НИИПТ 248
5.4. Разработки Киевского ОКП Украинского отделения Энерго
сетьпроекта 265
5.5. Исследования и разработки ВЭИ 273
5.6. Центры противоаварийной автоматики иа базе технических
средств ОИУК ОДУ 279
415
6 3 Предотв
и живучести
7 1 Надежно
7 3 Надежно
7 5 Крупные
ашение опасны
а я Общая оце
сть зарубежны
системные ав
снижений часто
нка уровней иад
СССР
рии в зарубеж
дактор Т Ю Андреева
мени МПО «Первая Образцовая типография